崔云-光伏发电项目投资敏感性分析（简化）

光伏发电项目投资敏感性分析 上海电力设计院 崔云 2021年 7月 22日 上半年光伏发展回顾01 光伏系统投资构成及敏感性分析 下半年发展展望及几点思考 02 03 储能技术概况 上半年光伏发展回顾 01 新增光伏总量不高，分布式首超集中式 上半年光伏发展回顾 光伏政策密集，涉及多种类型 “源网荷储”和多能互补 一体化指导意见； 2021年能源工作指导意见； 2021风电、光伏开发建设有关事项通知； 关于 2021年可再生能源电力消纳责任权重及有 关事项的通知； 加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导 意见； 引导加大金融支持力度 促进风电和光伏等行业健 康有序发展的通知； 关于 整县屋顶分布式 光伏开发试点方案的通知； 省区间政策差异化趋势增强； 今年上半年，全国新增光伏装机为 14.11GW，分布式 8.75GW（户用 5.86GW），集中式 5.36GW为近年最低、首 次低于 50%。光伏发电利用小数 660h。光伏利用率 97.9%。 0 500 1000 1500 2000 2500 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 2060 1729 1206 682 708.2 536 190 711 224 458 443.5 875 集中式 分布式 1.76 2.46 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 一季度 二季度 新增光伏企业数量（万家） 上半年，共新增注册光伏相关企业 4.22万家，同比增长 75%。 山东、江苏、广东、河北、浙江光伏相关企业数量分别位居 前五，山东 5.39万家，江苏 4.57万家，二者占全国总量 28.6% 新增光伏相关企业创新高，投资兴趣浓厚大型项目储备多，实际开工少 （ 1）积极申报项目 国家层面： “源网荷储”和多能互补一体化项目申报； 整县屋顶分布式试点申报； 省区层面： 内蒙工业园区清洁能源替代； 内蒙火电灵活性改造配置新能源； 多个省份三年行动计划项目申报； （ 2）大型央企“跑马圈地”，签订合作协议 （ 3）实际开工项目少，观望或等下半年开建 上半年光伏发展回顾 数据来自企查查 设备、材料涨价，系统投资居高不下 国内首个“ 0.1+”级上网电价项目出现 6月 22日，甘孜州 2020年南部光伏基地正斗一期项目 （ 20万千瓦），国电投中标电价为 0.1476元 /kWh （ 枯 水期 ）。 里程碑式电价：从 2008年特许权 1.09元 /kWh到 2021年 0.1476元 /kWh，下降幅度 86.5%。 丰水期约 0.21元 /kWh，加权电价约 0.173元 /kWh。 耕地占用税 +植被恢复费 预计超过 1.5亿元（折合 0.75元 /W），生态恢复费 0.03元 /kWh。 当地太阳能资源丰富，实测达 7096MJ/m2，海拔较高， 3900~4500m。 钢材、铝材（ 1倍多）、 铜价大涨； 硅料（ 1倍多）、电池 片接连涨价，玻璃价 格回落。 一线厂家单晶 182/210 组件价格维持在 1.8元 /Wp左右。项目投资 在 3.9元 /W左右。 上半年光伏发展回顾 储能技术概况光伏系统投资构成及敏感性分析 02 典型项目建设成本分析 --(某 100MW平地光伏项目 ) 序号 项目名称 单瓦成本（元 /Wp） 备注 1 光伏场区 3.45 单晶组件 1.8元 /W，固定支架系统 2 110kV升压 站 0.18 3 其他费用 0.2 4 接入系统 0.09 含 外线、 间隔 改造 合计 3.92 注：未考虑其他非技术性成本 因素，土地按分年考虑，容配比 1。 组件 1.7-1.9 元 /Wp 逆变器 0.12~0.17 元 /Wp 箱变 0.1~0.13 元 /Wp 支架 0.38~0.42 元 /Wp 电缆 0.2~0.25 元 /Wp 升压站设备 0.08~0.11 元 /Wp 设备安装 0.28~0.32 元 /Wp 土建施工 0.43~0.46 元 /Wp ◆ 光伏 项目发电成本分为 初始投资成本 和 运维成本 。 ◆ 初始 投资成本 包括项目的设备造价、建设成本、财务成本、设计及 其他费用等。 其中设备造价是最主要的部分，约占初始投资成本的 一半以上，组件成本占初始投资的 42%~45%。 ◆ 按年均利用 1500h、资本金收益率为 8%考虑，上网电价约为 0.295 元 /kWh（含税）。 ◆ 以此为基本方案进行分析。 88% 5% 5% 2% 光伏场区 升压站 其他费用 接入系统 （一）光伏本体部分 组件价格影响 不同因素影响敏感性分析 -8.00 -6.00 -4.00 -2.00 0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 3.6 3.7 3.8 3.9 4 4.1 4.2 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4 变化率 /收益率（ %） 系统投资（元 /瓦） 组件价格 系统造价 (元 W/p) 造价变化率（ %） 资本金收益率（ %） 前期开发费影响 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 3.9 3.95 4 4.05 4.1 4.15 4.2 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 收益率 /收益率（ %） 系统投资（元 /瓦） 前期费（元 /W） 系统造价 (元 W/p) 造价变化率 （ %） 资本金收益率（ %） 线性 (系统造价 (元 W/p)) 土地成本影响（租金、税费） 耕地占用税、城镇土地使用税成本较高，按平米征收。一旦全场涉及，耕地占用税可能占 初始投资 0.3元 /W以上； 草场补偿费、植被恢复费等费用也不斐，尽量不要涉及。 此外，中东部地区土地租金也较高，部分区域高达 1000元 /亩以上，折算到初始投资约 0.7元 /W。对投资及项目收益率影响很大。 （二）光伏附加部分 储能配置影响 光伏 +综合利用影响 不同因素影响敏感性分析 0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 0 1 2 3 4 5 6 7 收益率 /变化率 （ %） 成本 /投资（元 /瓦） 储能 方案类型 （ 1-6） 储能价格 (元 /Wp) 系统造价 (元 W/p) 造价变化率（ %） 资本金收益率（ %） 综合利用费用 （ 元 /亩） 单瓦 费用 (元 /W) 系统 造价 (元 /W) 造价变化 率（ %） 资本金收益 率（ %） 0 0 3.92 0.00 8.00 1000 0.03 3.95 0.77 7.61 2000 0.06 3.98 1.53 7.21 3000 0.09 4.01 2.30 6.82 4000 0.12 4.04 3.06 6.42 5000 0.15 4.07 3.83 6.02 6000 0.18 4.1 4.59 5.62 （三）电价、电量变动 上网电量变化 （ h） 资本金 收益率 （ %） 1350 1.18 1400 3.46 1450 5.83 1500 8.00 1550 10.11 1600 12.36 1650 14.77 发电量变化 电价 变化 （ 元 /kWh） 资本金 收益率 （ %） 0.28 4.58 0.285 5.79 0.29 6.92 0.295 8.00 0.3 9.07 0.305 10.14 0.31 11.27 电价变化 0 2 4 6 8 10 12 14 16 1000 1200 1400 1600 1800资本金内部收益率（ %） 平均上网电量（ h） 0 2 4 6 8 10 12 0.27 0.28 0.29 0.3 0.31 0.32 资本金收益率（ %） 电价 不同因素影响敏感性分析 储能技术概况下半年发展展望及几点思考 03 （一）下半年光伏展望 （ 1）总量或达预期， 分布式新增占比预计高于去年 （ 2）主设备、系统投资 预计平稳变化 按照 2020年上半年占比测算，预计全年总量 59GW 户用预计 16GW，分布式占比或超 2020年 上半年集中申报项目，指标预计下 半年陆续公布，下半年开工或开展 项目前期工作。 受产能、需求等因素影响，下半年 组件、系统价格预计平稳变化。 65.71 45.99 32.31 37.86 23.89 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 上半年装机占比（ %） 年份 下半年发展展望及几点思考 （二）几点思考建议 （ 1）高效、低成本是光伏发展的必然要求 光伏承担的责任“巨大”“竞争力是生存第一要义” 从光伏、风电、光热的发展历程来看，技术进 步、成本下降，是生存和发展的必然要求。 光伏将超过火电成为第一大电源。而光热由于 价格高昂，系统复杂，发展缓慢。 高效能够促进低成本，二者共同提升竞争力。 光伏肩负碳达峰、碳中和的责任，低电价、高可 靠性的责任，以及大规模氢能利用的责任。 光伏电价下降情况，直接影响绿氢的开发利用步 伐。 下半年发展展望及几点思考 （ 2）设计优化和智能运维是必然选择 设备端 系统端 设计端 双面组件的规模化应用 跟踪支架系统发电量提升显著 选用大 组件 降低成本 新型逆变器“集成化”“智能化” 电缆选型优化 1500V系统全面推广应用 子阵容量大型化 合理提高容配比，降低 LCOE， 平滑 发电曲线 运维端 阵列倾角及间距优化 复杂地形， 合理设置倾角及朝向 不同场景定制化 方案（草地、沙漠、山地、水面、建筑） 无人机等智能运维方案 运行数据的及时处理分析与纠偏措施 下半年发展展望及几点思考 1）目前保障时数电价机制不能反映光伏项 目的实际电价水平； 2）保障利用时数非全额保障，不利于系统 度电成本降低； （ 3）政策应引导促进技术进步和成本降低 3）给项目前期立项测算，造成不确定性影 响（不计或暂估） ； 4）建议分区制定合理收购小时数，提高系 统发电能力、降低度电成本，允许部分弃 电，按固定电价收购。 下半年发展展望及几点思考 储能技术概况感谢聆听，欢迎指正！