900亿新增投资入场?存量光伏电站技改可行性探讨

编辑: | 发布日期: 2020 年 01 月 14 日 9:37 | 分类: 产业资讯

光伏产品技术进步非常快,成本下降迅速。这给存量光伏项目的技改创造了空间。

一、存量电站为何要技改?

完全可以断言,地面电站在10年内现有设备将会被拆除或改造。

大家将现有的光伏电站拆除或改造,并不是因为其到了寿命期,而是因为大家有更好的选择。如,替换掉现有的电站,大家投资的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。

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2010年建成并网的项目为例,到2020年,用了10年之后,2009年的组件、逆变器、光伏系统的剩余价值如下表。表:2010年系统在不同折旧年限时的剩余价值(单位:元/W)

从上表可以看出,以光伏组件为例,如果采用15年的折旧:
2010年旧光伏电站用的转化效率仅为14.4%的旧产品,到目前为止的剩余价值,远远高于2020年转化效率为19.2%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,大家用全新的高效产品,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。
然而,如果原财务报表中按照10年折旧,2020年已经完成折旧,只剩残值价值,大幅低于目前的实际成本,则技改就无法有较好经济性。

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2018年的光伏组件、逆变器、光伏系统,到2020的剩余价值分别为1.85元/W、0.17元/W、4.16元/W,跟目前产品和系统的销售价格相当。
因此,可以认为,2018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性分析

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。
拆卸后的组件按照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310Wp全新组件,价格按照1.7元/W考虑。
考虑到原有逆变器的电压范围、充分利用原有支架,采用20串组件的接线方案。则,技改后的设计方案为:

20块310Wp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1.3268MWp的发电单元;组件和逆变器采用1.33:1的配比;20个发电单元组成一个直流端峰值功率为26.536MWp、交流输出为20MW的光伏电站;也使用了85600块光伏组件。

85600块组件组成26.536MW项目,组件总费用为4511.12万元;组件的拆卸、安装费用分别按照20元/块考虑,总费用为171.12万元。

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=1.33:1的超配情况,根据之前的经验,弃光率按照3%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:4682.33万元。

4)技改前后发电量的变化
由于新组件功率提高,即使考虑3%的弃光率,每年发电量仍会高出原有项目发电量600万度以上。

说明:由于增加的4682.33万元组件增值税为13%,增值税608.7万元可以抵扣5年,从第6年的电费收入开始考虑增值税。

5)增加投资的收益情况
2020年初花费4682.33万元的技改的20MW电站,从2020年到2030年,每年收入增加717~769万元。经过计算,
项目初始投资的回收期为4.5年;项目全投资税后的内部收益率为17.6%。

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4.5年、收益率为17.6%;如果上网电价为1元/kWh时,技改的回收期将延长至5.2年、收益率为14.2%。

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4.4年、收益率为18.3%.
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%,则技改后的收益率为23.2%。
系统效率越好的电站,技改投资的收益率越好。

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,2015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,2015年之前项目的电价较高,技改后发电量提升带来的收益更多。因此,2015年及之前并网的存在技术改造的空间。
截止2015年底,我国累计并网光伏项目约有45GW。理论上,这45GW项目,都存在通过技术改造提高收益的空间。
如果45GW的电站进行技术改造,并按照上述的改造条件(组件1.7元/W,拆卸后出售0.3元/W,拆卸20元/块、安装20元/块)考虑,则将会带来约900亿的新增投资。

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,到底该实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,大家是否如此需要大规模的废旧组件的处理能力?

3)5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4~5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替代,才能较好改善项目的盈利性。

4)限电对于技改的影响
2015年之前实行较高电价的项目,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。或者保障小时数之外的电量电价很低。
如果电网企业按照电站的报备规模进行限电,或者技改后提高的发电量均以市场化交易价格开展,那技术改造的意义就不大了。

 

来源:王淑娟 智汇光伏

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