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分析:2016年集中式光伏电站投资价值

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供稿:中国工控网 2016/3/23 15:04:27

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2015 年,中国问鼎全球光伏发电装机容量最大的国家,累计装机容量超过43GW。预计“十三五”期间还将保持每年15-18GW  的新增装机。以每瓦投资成本7元计算,预计2016年进入光伏电站开发的投资资金将超过千亿元。但是,光伏电站投资中风险重重、大浪淘沙,大量资金如何更理性地选择投资标的?

传统上,集中式电站的大面积开发聚集在光辐照资源好的地方,以图获得更高的投资回报。然而,实际情况却事与愿违。限电、土地性质、补贴拖欠、雾霾等问题,对电站的实际收益都产生了很大的影响,使得投资回报不尽人意。

光辐照资源最好的地区并非一定有最高的投资价值。光伏电站投资,除了辐照资源外,还要综合考虑多方面的因素。

因素一:装机增速远超用电需求增速,影响电力消纳

2015年,中国全社会用电量增速进一步放缓,为5.55万亿千瓦时,同比增速仅0.5%。电力需求增速的放缓已经对供给端产生了一定的影响。2015年全国发电设备平均利用小时数下降为3969小时,同比降低349小时,是1978年以来的最低水平。传统用电大省广东、浙江等火电利用小时数仅有约4000小时,低于全国火电平均发电小时数4329小时。这也预示着东部用电大省未来接受外来电的意愿将进一步降低。

相比于全社会用电量的低增速,全社会装机量快速增长。2015年全社会装机量15.07亿千瓦,新增装机1.4亿千瓦,同比增长约10%。新增机组的增速远高于新增电力需求的增速,将对整体电力消纳能力带来新的挑战。

同时,在2015年新增装机的1.4亿千瓦中,火电新增7000多万千瓦,风电新增3200万千瓦,光伏新增1500万。火电仍然占据一半以上的新增装机容量,在电力消纳能力增长有限的情况下,要保证新增火电机组的发电小时数,势必对光伏发电产生一定的影响。

根据中电联的预测,2016年全社会用电量增速约1%-2%,电力装机量增速约6.5%,新增装机增速远超过用电需求增速的现状短期内不会改变,可再生能源的限电问题仍然是一大挑战。

因素二:补贴资金延后,导致投资收益率严重下滑

国补资金缺口可能长期存在,延后发放可能成为常态。

据业内人士普遍反映,2013  年9月后并网的项目国补大多处于拖欠状态。一些用电大省为鼓励行业发展,提前垫付国补的部分补贴,这样的垫付模式长期难以为继。

根据远景能源阿波罗光伏的初步测算,“十三五”期间仅光伏新增装机所需的补贴就达到400亿元,而同期社会新增用电量带来的可再生能源基金新增收入只有186亿元,在不考虑存量缺口的情况下,又增加了新的资金缺口。

国补资金的延后发放会影响项目运行期的现金流状况,导致项目投资收益率大幅下降。严重的会导致项目现金流断裂,账期银行贷款无法有效偿还,产生信用风险。

以江西某项目为例,补贴拖欠三年,现金流减少1.9亿元,IRR严重下滑。

因素三:标杆电价下调,III类资源区投资价值浮出水面

2015年12月,国家发改委《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》文件提出,集中式光伏项目I类和II类资源区上网电价调整为0.8元/千瓦时和0.88元/千瓦时,III类资源区调整为0.98元/千瓦时。

电价调整后,集中式电站投资集中的I、II类资源区光伏电站的投资收益受到的影响较大,部分地区投资收益下降幅度可能达到10%。相比之下,III类资源区投资收益受到的影响很小,投资价值进一步凸显,成为集中式光伏电站开发的热点。

而其中,中东部地区可供开发的资源丰富,价值空间显现。

除此之外,集中式光伏电站的开发决策还需要对影响投资价值的可开发资源、土地、环境风险等诸多因素进行综合考量,理性地进行投资决策。

但毋庸置疑的是,面对纷繁复杂的影响因素,光伏电站投资者在进行决策时,往往难以进行系统科学的风险评估和价值判断,更加需要基于数据的量化模型为投资决策提供支持,弥补传统的项目收益评估工具的不足。

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新闻来源: 能源圈

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