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400亿存量电站技改市场如何开启?

2018-09-25 16:28:08 作者:admin 来源: 网友评论 0

花一笔额外的钱,把老电站的老组件更换成新组件,项目收益反而会变好!经简单测算,如果将2011年老电站的组件换掉,新增投资不足7年可以回本,新增投资的收益率可以达到10%以上。在此情况下,很多存量的老电站已经开始进行技改工作

花一笔额外的钱,把老电站的老组件更换成新组件,项目收益反而会变好!经简单测算,如果将2011年老电站的组件换掉,新增投资不足7年可以回本,新增投资的收益率可以达到10%以上。在此情况下,很多存量的老电站已经开始进行技改工作。

1)全国超16GW、可拉动近400亿元的投资

通过分析发现,目前全国具备技改空间的存量电站大概为16.3GW,如果全部进行技改,则可以拉动近400亿元的投资,即使30%开展技改工作,也会产生100亿的投资市场!

2)影响技改收益的因素有很多

通过分析测算也发现:

存量电站的旧组件衰减越大、系统效率越高、上网电价越高,技改的收益就越好;同时,用性价比较高的高效组件,收益会更好。

3)存量电站技改也有一些问题

然而,存量电站技改也存在一些问题:

如技改是否需要重新备案?旧组件如何回收利用?限电情形下技改意义不大。

一、存量电站为何要技改

我们将现有的光伏电站拆除或改造,并不是因为其到了寿命期,而是因为我们有更好的选择。如,替换掉现有的电站,我们投资的IRR会更高。

目前,一些光伏电站建设较早的国家,如西班牙,已经开始出现老光伏电站被大批量技改的现象。

在此重新说明一下,为什么设计寿命25年的光伏电站,10年后技改,项目收益会更高。

其根本原因就是:光伏组件技术进步太快,造成成本、效率下降太快。

1、我国光伏产业成本下降

我国2009年开始了第一期光伏特许权招标工作,商业化的光伏项目才开始起步。下表为自2009年开始,不同年份的组件、逆变器、系统价格及主流效率的列表。

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  在财务计算中,光伏设备的折旧一般采用10~15年直线折旧法,5%的残值率。

以2009年建成并网的项目为例,到2018年,2009年的组件产品、逆变器、光伏系统的剩余价值如下表。

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  从上表可以看出,以光伏组件为例:

旧光伏电站用的转化效率仅为14.1%的旧产品,到目前为止的剩余价值,远远高于目前转化效率为18.3%的全新产品。逆变器和光伏系统也是类似的情况。

可以看出:

旧电站之所以在出售时价格高,并不是因为这些电站的设备值钱,而是因为电站的现金流值钱!

如果能通过技改提高电站的发电量,从而改善其现金流,那电站的收益就会增加!

在这种情形下,我们用全新的高效产品,替代掉之前低效的旧产品,相当于省钱了!这应该是目前光伏电站技术改造可实现盈利的根本原因。

2、技改的限制

然而,随着光伏组件价格的快速下降,近几年,组件价格下降的比例虽然比较高,但下降的绝对值已经相对较低。按照上述计算方法:

如果按照常规,采用15年折旧,则2013年的光伏组件、逆变器、光伏系统,到2018的剩余价值分别为1.9元/W、0.24元/W、4.32元/W,跟目前280W组件的销售价格相当。因此,可以认为,2013年以后并网的项目,目前并无技术改造的盈利空间。

二、存量电站技改的技术经济行分析

以2010年的项目为例,在不考虑限电的情况下,技术改造带来的支出和收益情况,按下列假设条件计算。

1、2010年20MW光伏电站

组件:采用235Wp组件。

当时的常规设计为20块235Wp组件组成一个支路,2个支路为一个方阵,107个方阵组成一个1.0058MWp的发电单元;20个发电单元组成一个20.116MWp的光伏电站;共使用了85600块光伏组件。

即使按照首年衰减1%,之后每年衰减0.7%考虑,经过8年的衰减后的峰值功率为220Wp;则20MW电站的峰值功率为19.02MW。

系统效率:2010年光伏电站的整体系统效率约为78%;

发电小时数:按照首年1600小时考虑;

电价:1.15元/kWh;

2)技改主要方案

仅将现有组件、逆变器拆除,在原有支架上安装全新的组件;其他设备及材料均利用电站原有的设备和材料。

拆卸后的阿健按照0.3元/W的价格出售;回收603.48万元。

3)技改后新电站

组件:采用280Wp全新组件,价格按照1.9元/W考虑,总费用为4121.64万元;组件的拆卸、安装费用分别按照20元/块考虑,总费用为171.2万元。

考虑到逆变器的电压范围,仍然采用20串组件的接线方案。则,技改后的设计方案为:

20块280Wp组件组成一个支路,2个支路为一个方阵,107个方阵组成一个1.1984MWp的发电单元;组件和逆变器采用1.2:1的配比;20个发电单元组成一个直流端峰值功率为23.968MWp、交流输出为20MW的光伏电站;也使用了85600块光伏组件。

系统效率:当前电站的系统效率比2010年有大幅的提升,考虑到电站仅替换了组件,系统效率按不变考虑。

弃光率:替换新组件后,出现组件:逆变器=1.2:1的超配情况,根据之前的经验,弃光率按照2%考虑。

相对于旧电站,由于日常运维等工作并未增加,因此,除了组件替换投资外,并未增加其他费用,因此本次技改额外的总投资为:4121.64万元。

4)技改前后发电量的变化


由于新组件功率提高,即使考虑2%的弃光率,每年发电量仍会高出原有项目发电量500万度以上。

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  说明:由于增加的4553.92万元组件增值税为16%,而光伏电量的增值税即征即退50%,为8%。因此,考虑到税收抵扣,上表中的年收入即为税后收入。


5)增加投资的收益情况

2018年底花费4553.92万元的技改的20MW电站,从2019年到2030年,每年收入增加580~630万元。经过计算,

项目初始投资的回收期为6.9年;项目全投资税后的内部收益率为10.16%。

三、影响技改收益的四个因素

技改主要是通过一笔额外的投资,改善项目的现金流,从而提高项目收益。因此,能提高现金流改善程度的都能提高技改的收益。

1、项目上网电价

由于淘汰后组件基本以废品处置,与购买成本相关性不大。因此,项目的收益跟光伏组件的购买年份、价格相关性不大,主要跟项目的上网电价相关,即主要跟并网年份相关。

上网电价高,则回收期短、项目收益高;上网电价低,则回收期短、项目收益高。

上述案例的条件中,上网电价为1.15元/kWh时,技改的回收期为6.9年、收益率为10.16%;如果上网电价为1元/kWh时,技改的回收期将延长至7.7年、收益率为7.48%。

2、旧组件的衰减情况

上述案例中,旧组件按照首年衰减1.5%,之后每年衰减0.7%考虑;假设旧组件按照首年衰减2.5%,之后每年衰减0.7%,则替换了新组件之后,技改投资的回收期为6.4年、收益率为11.07%.

旧组价的衰减率越大,技改对现金流改善越好,技改投资的收益率越好。

3、光伏电站系统效率

上述案例中,旧电站的系统效率按照79%考虑,如果旧电站的系统效率为82%,则技改后的增加投资回收期会降低到6.1年,收益率为12.07%。

系统效率越好的电站,技改投资的收益率越好。

4、新组件的型号

上述案例中,如果采用300W组件,价格按照2.1元/W考虑,则最终直流端的装机规模将达到25.68MW,组件和逆变器的容配比为1.3:1,弃光率按照2.5%考虑;技改总费用为4960.52万元。

虽然技改费用增加,弃光率增加,但增加投资回收期会降低到5.5年,收益率为14.45%。

四、存量电站的技改市场问题与思考

1、市场规模有多大

如前文所述,2013年之前的项目,由于其组件折旧后的剩余价值高于目前高效产品的价格;同时,2013年之前项目的电价均为1元/W以上,技改后发电量提升带来的收益更多。因此,2013年及之前并网的存在技术改造的空间。

根据国家能源局公布的数据,截止2013年底,我国累计并网光伏项目19.4GW。其中,地面光伏电站规模为16.3GW。理论上,这16.3GW项目,都存在通过技术改造提高收益的空间。

如果16.3GW的电站进行技术改造,并按照上述的改造条件(组件1.9元/W,拆卸后出售0.3元/W,拆卸20元/块、安装20元/块)考虑,则将会带来383亿的新增投资;即使有30%的电站进行改造,也是100亿以上的新增投资。

2、技改可能涉及的问题

1)技改方案要不要报相关部门再次审批

有人对技改方案也曾提出这样质疑:

开展组件型号变更、规模变化的技术改造,是否需要到能源局进行二次审批?

新组件的发电量,到底该执行旧电价还是新电价?

2)旧组件的回收利用

在此技改方案中,按照传统的折旧方案,旧组件在拆除时的剩余价值还很高,直接以0.3元/W(70元/块)的价格出售,并额外支付20元/块的拆卸费用,是否太便宜?

另外,如果50%的项目技改,我们是否8GW废旧组件的处理能力?

3)6~7年的投资回收期略长

根据前文的测算,在不同的情境下,技改额外投资的回收期为6~7年。这个周期对大多数企业来说,显得长一些,可能企业技改的动力不足。

因此,那些旧组件出现严重问题导致功率衰减严重(超过首年1.5%、以后每年0.7%)、电价为1.15元/kWh的项目,采用目前性价比高的高效组件(300W)替代,才能较好改善项目的盈利性。

4)限电对于技改的影响

2013年之前执行1元/kWh以上电价的项目,主要集中在西北地区,青海、新疆、甘肃、内蒙、宁夏等,这几个省份都有不同程度的限电。如果电网公司按照电站的报备规模进行限电,那技术改造的意义就不大了。


关键词:存量电站市场

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