2017新电价模式下光伏项目投资收益变化分析

2017新电价模式下光伏项目投资收益变化分析

光伏产业是全球能源科技和产业的重要热门方向，是目前最具有发展活力的清洁能源产业。自2010年来光，伏发电项目的投资成本下降显著，从每瓦十几元到现在的六、七元，通过成本的降低和效率的提高，达到用户侧平价上网指日可待。国家的政策性补贴趋势是电价逐年降低、光伏电站投资商保持合理收益率而不是超常收益率。继2014年、2015年后，2016年底，发改价格[2016]2729号文，《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》发布：2017年的光伏标杆电价继续下调，同时明确今后光伏发电标杆上网电价每年调整一次。630抢装潮已经影响到光伏发电主要设备的价格上扬，对于2016年已经备案的项目，究竟抢装630会不会提高项目收益，2017新电价下各资源区的收益变化为多少? 收益率下降幅度是多少? 电价下降幅度和收益下降幅度的关系是什么? 满8%收益的满发小时数的如何变化? 电价变化后，如何根据资源情况进行投资决策? 电价和成本哪个对收益率影响大? 本文从资源、成本、收益三维度建立财务分析方法，在6元/W、6.5元/W、7元/W、7.5元/W四个成本条件下，分析投资区间的变化，为投资者提供630前后优先开发区域的收益变化情况并给出建议。

01现行光伏电价

1.1现行标杆电价

根据《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2016]2729号) ，调整后电价及三类电价国内分布见表1和图1所示：

表1全国光伏发电标杆上网电价表 单位：元/千瓦时(含税)

全国各个电价区分布如下图所示：

图1 三类电价分布图

光伏标杆电价中，光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价) 以内的部分，由当地省级电网结算; 高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。实行招标等市场竞争方式确定的价格，在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价) 以内的部分，由当地省级电网结算; 高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。

1.2如何执行2017年电价

2017年备案的项目、2017年以前备案，但于6月30日前未投运的项目，执行2017年标杆电价。2017年以前备案，于6月30日前投运的项目。各类资源区前后电价的变化情况如下表所示：

表2 2017年执行电价表

I 类资源区变化幅度最大，为-18.75%，其次Ⅱ类资源区为-14.77%，变化幅度最小的为Ⅲ类资源区，为-13.27%。

02光伏电站的经济性分析

2.1三类电价区的资源情况

表3 三类电价区资源情况及发电小时数估算

由表3可见，I 类电价区的资源跨度平均，满发小时1240~1630h之间; Ⅱ类电价区资源跨度大，满发小时780~1560h

，其中资源较好的区域与Ⅰ类电价

区某些区域相当; Ⅲ类电价区主要位于中国的中东部地区，资源跨度跨度大、满发小时710~1210h，其中资源较好的区域与Ⅱ类电价区某些区域相当。根据资源情况的分析，结合后续的收益变化分析及对比，可以筛选出抗风险能力较强的资源区!

2.2财务测算

2.2.1财务的模型建立

考虑具体的不同形式的电站建设形式，每个电价区均按照6元/W ～ 7.5元/W区间分四档成本区间进行计算，分别是6元/W、6.5元/W、7元/W、7.5元/W;资本金20%，剩余80%采用银行贷款; 运行期考虑25年，光伏组件10年衰减10%、25年衰减20%;发电量全部上网，不考虑限电情况; 若存在限电情况，可以按同一区域内的较低发电量考虑; 容量30MW; 流动资金按50元/kW估算; 折旧年限为15年，残值为5%;运营期修理费为0.2%~2%，其中第2~3年取0.2%，第4~10年取0.8%，第11~15年取1%，第16~21年取1.5%，第22~26年取2%材料费用暂定为10元/kW;其他费用暂定为15元/kW;城市维护建设税税率取7%，教育费附加取5%;一至三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税，其余年份按25%计征; 按等额还本利息照付方式还款，还款期限约为16年(含建设期1年); 按照30MW 项目8人计; 人均年工资按80000元估算，其中职工福利费按工资总额的14%计，五险一金取职工工资总额的46%。保险费率取0.25%;利率按照当前中国人民银行公布的长期4.9%，短期4.35%计算。

根据《建设项目经济评价方法与参数》(第三版) ，建立以30MW 容量为模板的典型项目财务分析系列报表，通关专业的经济评价软件计算全投资税前内部收益率，以8%为基准进行评价分析。

2.2.2收益计算分析结果

(1)I类电价区不同资源、投资条件下630前后项目收益情况

630前后的I 类电价区的计算结果如表4所示，630前后的收益率变化幅度比较大，范围在-23.5%～-33.33%之间。从图2Ⅰ类资源区收益率变化幅度分析图中可以看出，成本越高，斜率越大，电价降低后收益减少幅度越大电价减少幅度为-18.75%，电价每变化1%，引起的收益率变化大于-1.25%，最高为-1.568%，说明收益率会放大电价下降引起的变化。

表4 Ⅰ类资源区全投资税前内部收益率对比表

图2 Ⅰ类资源区收益率变化幅度分析图

图3 6·30前后投运电站收益与满发小时数关系情况( I类资源区)

从图3可以看出，6.30后，投资控制在6.1元/W以内时，整个I 类资源区均可达到标准; 投资6.30后，投资在7.5元/W时，25年平均满发小时数在1386小时以上的资源区域达到标准。6.30电价前，I 类资源区新电价下投资区域可选择：所有区域;6.30电价后，I 类资源区新电价下投资区域可选择：1) 满发小时数在1386小时以上的区域;2) 满发小时数在1240h ～1386h 内的资源区域属于待定区域，在新电价下有可能

(2)Ⅱ类电价区不同资源、投资条件下630前后项目收益情况

630前后的Ⅱ类电价区的计算结果如表5所示，结合图4Ⅱ类资源区收益率变化幅度分析图中可以看出，资源越差的地区变化幅度越大; 电价减少幅度为14.77%，总体变化幅度在19%～52%左右; 电价每变化1%，引起的收益率变化大于-1.22%，最高为-3.52%，收益率变化放大电价变化。

表5 Ⅱ类资源区全投资税前内部收益率对比表

图4 Ⅱ类资源区收益率变化幅度分析图

图5 6•30前后投运电站收益与满发小时数关系情况(Ⅱ类资源区)

图5分析表明，投资6元/W时，6.30之前满发小时数≥844h 可以达到8%收益，6.30之后满发小时数≥1000h ，相差156h; 投资7.5元/W时，6.30之前满发小时数≥1052h 可以达到8%收益，6.30之后满发小时数≥1230h

，相差

178h;6.30电价前，Ⅱ类资源区新电价下投资区域选择：1) 满发小时数在1052h 以上的区域全部;2) 满发小时数在在844h 以内的区域基本不可行;3) 满发小时数在844h ～1052h 内的资源区域看成本测算。6.30电价后，Ⅱ类资源区新电价下投资区域选择：1) 满发小时数在1230h 以上的区域全部;2) 满发小时数在在

1000h 以内的区域基本不可行;3) 满发小时数在1000h ～1230h 内的资源区域属于待定区域，在新电价下有可能

(3)Ⅲ类电价区不同资源、投资条件下630前后项目收益情况

630前后的Ⅲ类电价区的计算结果如表6所示，结合图6Ⅲ类资源区收益率变化幅度分析图中可以看出，资源越差的地区变化幅度越大。总体变化幅度在17%～46%左右; 电价每变化1%，引起的收益率变化大于-1.30%，最高为-3.43%，收益率变化放大电价变化。

表6 Ⅲ类资源区全投资税前内部收益率对比表

图6 Ⅲ类资源区收益率变化幅度分析图

图7 6•30前后投运电站收益与满发小时数关系情况(Ⅲ类资源区)

图7分析表明，投资6元/W时，6.30之前满发小时数≥ 757h 可以达到8%收益，6.30之后满发小时数≥ 878h ，相差121h; 投资7.5元/W时，

6.30

之前满发小时数≥ 940h 可以达到8%收益，6.30之后满发小时数≥ 1047h ，相差107h;6.30电价前，Ⅲ类资源区新电价下投资区域可选择：1) 满发小时数在940h 以上的区域全部;2) 满发小时数在757h 以内的区域基本不可行;3) 满发小时数在757～940h 内的资源区域看成本测算。6.30电价后，Ⅲ类资源区新电价下投资区域可选择：1) 满发小时数在1047h 以上的区域全部;2) 满发小时数在878h 以内的区域基本不可行;3) 满发小时数在878～1047h 内的资源区域属于待定区域，在新电价下有可能

(4)敏感性分析

图8 三类资源区敏感性分析图

以各资源区资源范围的最高临界值为基数，分析投资变化和电价变化对项目全投资税前内部收益率的影响，得出结论是：电价变化斜率与投资变化斜率基本相同，说明二者对收益率的影响基本相同，Ⅱ类资源区总体收益水平较高，抗风险能力强，仍是值得投资的最佳选择。

(5)收益率与成本的关系

图9 三类资源区收益与成本替代关系图

通过计算，形成图9，Ⅰ类电价区收益率在630之后下降数值在-3.18～-4.49个点之间，相当于如果成本下降0. 12～0.17元/W则可以弥补电价下降带来的收益率降低; Ⅱ类电价区下降数值在-2.13～-3.67个点之间，相当于如果成本下降0.077～0.13元/W则可以弥补电价下降带来的收益率降低; Ⅲ类电价区下降数值在1.92～-2.98个点之间，相当于如果成本下降0.076～0.12元/W则可以弥补电价下降带来的收益率降低。

03结论建议

通过对光伏电站在最新标杆上网电价下，不同资源区项目收益情况的分析，获得主要结论如下：

(1)2017年电价下，原来投资区域的资源临界点发生变化需要着重关注，要重新进行收益测算，详见正文分析;

(2)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类电价区都要抢6.30电价，Ⅰ类电价区全投资税前内部收益率降幅度最大，必须要抢6.30电价; 按6.30前后收益差距程度判断，其次是Ⅱ类资源区、再次是Ⅲ类资源区;

(3)抢6.30电价与成本下降存在一定的关系，如果不能抢装，也可以通过降低成本实现提高收益;

(4)Ⅱ类资源区资源较好区域收益高于Ⅰ类区，仍是投资选择最佳地区。

2017新电价模式下光伏项目投资收益变化分析

光伏产业是全球能源科技和产业的重要热门方向，是目前最具有发展活力的清洁能源产业。自2010年来光，伏发电项目的投资成本下降显著，从每瓦十几元到现在的六、七元，通过成本的降低和效率的提高，达到用户侧平价上网指日可待。国家的政策性补贴趋势是电价逐年降低、光伏电站投资商保持合理收益率而不是超常收益率。继2014年、2015年后，2016年底，发改价格[2016]2729号文，《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》发布：2017年的光伏标杆电价继续下调，同时明确今后光伏发电标杆上网电价每年调整一次。630抢装潮已经影响到光伏发电主要设备的价格上扬，对于2016年已经备案的项目，究竟抢装630会不会提高项目收益，2017新电价下各资源区的收益变化为多少? 收益率下降幅度是多少? 电价下降幅度和收益下降幅度的关系是什么? 满8%收益的满发小时数的如何变化? 电价变化后，如何根据资源情况进行投资决策? 电价和成本哪个对收益率影响大? 本文从资源、成本、收益三维度建立财务分析方法，在6元/W、6.5元/W、7元/W、7.5元/W四个成本条件下，分析投资区间的变化，为投资者提供630前后优先开发区域的收益变化情况并给出建议。

01现行光伏电价

1.1现行标杆电价

根据《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2016]2729号) ，调整后电价及三类电价国内分布见表1和图1所示：

表1全国光伏发电标杆上网电价表 单位：元/千瓦时(含税)

全国各个电价区分布如下图所示：

图1 三类电价分布图

光伏标杆电价中，光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价) 以内的部分，由当地省级电网结算; 高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。实行招标等市场竞争方式确定的价格，在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价) 以内的部分，由当地省级电网结算; 高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。

1.2如何执行2017年电价

2017年备案的项目、2017年以前备案，但于6月30日前未投运的项目，执行2017年标杆电价。2017年以前备案，于6月30日前投运的项目。各类资源区前后电价的变化情况如下表所示：

表2 2017年执行电价表

I 类资源区变化幅度最大，为-18.75%，其次Ⅱ类资源区为-14.77%，变化幅度最小的为Ⅲ类资源区，为-13.27%。

02光伏电站的经济性分析

2.1三类电价区的资源情况

表3 三类电价区资源情况及发电小时数估算

由表3可见，I 类电价区的资源跨度平均，满发小时1240~1630h之间; Ⅱ类电价区资源跨度大，满发小时780~1560h

，其中资源较好的区域与Ⅰ类电价

区某些区域相当; Ⅲ类电价区主要位于中国的中东部地区，资源跨度跨度大、满发小时710~1210h，其中资源较好的区域与Ⅱ类电价区某些区域相当。根据资源情况的分析，结合后续的收益变化分析及对比，可以筛选出抗风险能力较强的资源区!

2.2财务测算

2.2.1财务的模型建立

考虑具体的不同形式的电站建设形式，每个电价区均按照6元/W ～ 7.5元/W区间分四档成本区间进行计算，分别是6元/W、6.5元/W、7元/W、7.5元/W;资本金20%，剩余80%采用银行贷款; 运行期考虑25年，光伏组件10年衰减10%、25年衰减20%;发电量全部上网，不考虑限电情况; 若存在限电情况，可以按同一区域内的较低发电量考虑; 容量30MW; 流动资金按50元/kW估算; 折旧年限为15年，残值为5%;运营期修理费为0.2%~2%，其中第2~3年取0.2%，第4~10年取0.8%，第11~15年取1%，第16~21年取1.5%，第22~26年取2%材料费用暂定为10元/kW;其他费用暂定为15元/kW;城市维护建设税税率取7%，教育费附加取5%;一至三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税，其余年份按25%计征; 按等额还本利息照付方式还款，还款期限约为16年(含建设期1年); 按照30MW 项目8人计; 人均年工资按80000元估算，其中职工福利费按工资总额的14%计，五险一金取职工工资总额的46%。保险费率取0.25%;利率按照当前中国人民银行公布的长期4.9%，短期4.35%计算。

根据《建设项目经济评价方法与参数》(第三版) ，建立以30MW 容量为模板的典型项目财务分析系列报表，通关专业的经济评价软件计算全投资税前内部收益率，以8%为基准进行评价分析。

2.2.2收益计算分析结果

(1)I类电价区不同资源、投资条件下630前后项目收益情况

630前后的I 类电价区的计算结果如表4所示，630前后的收益率变化幅度比较大，范围在-23.5%～-33.33%之间。从图2Ⅰ类资源区收益率变化幅度分析图中可以看出，成本越高，斜率越大，电价降低后收益减少幅度越大电价减少幅度为-18.75%，电价每变化1%，引起的收益率变化大于-1.25%，最高为-1.568%，说明收益率会放大电价下降引起的变化。

表4 Ⅰ类资源区全投资税前内部收益率对比表

图2 Ⅰ类资源区收益率变化幅度分析图

图3 6·30前后投运电站收益与满发小时数关系情况( I类资源区)

从图3可以看出，6.30后，投资控制在6.1元/W以内时，整个I 类资源区均可达到标准; 投资6.30后，投资在7.5元/W时，25年平均满发小时数在1386小时以上的资源区域达到标准。6.30电价前，I 类资源区新电价下投资区域可选择：所有区域;6.30电价后，I 类资源区新电价下投资区域可选择：1) 满发小时数在1386小时以上的区域;2) 满发小时数在1240h ～1386h 内的资源区域属于待定区域，在新电价下有可能

(2)Ⅱ类电价区不同资源、投资条件下630前后项目收益情况

630前后的Ⅱ类电价区的计算结果如表5所示，结合图4Ⅱ类资源区收益率变化幅度分析图中可以看出，资源越差的地区变化幅度越大; 电价减少幅度为14.77%，总体变化幅度在19%～52%左右; 电价每变化1%，引起的收益率变化大于-1.22%，最高为-3.52%，收益率变化放大电价变化。

表5 Ⅱ类资源区全投资税前内部收益率对比表

图4 Ⅱ类资源区收益率变化幅度分析图

图5 6•30前后投运电站收益与满发小时数关系情况(Ⅱ类资源区)

图5分析表明，投资6元/W时，6.30之前满发小时数≥844h 可以达到8%收益，6.30之后满发小时数≥1000h ，相差156h; 投资7.5元/W时，6.30之前满发小时数≥1052h 可以达到8%收益，6.30之后满发小时数≥1230h

，相差

178h;6.30电价前，Ⅱ类资源区新电价下投资区域选择：1) 满发小时数在1052h 以上的区域全部;2) 满发小时数在在844h 以内的区域基本不可行;3) 满发小时数在844h ～1052h 内的资源区域看成本测算。6.30电价后，Ⅱ类资源区新电价下投资区域选择：1) 满发小时数在1230h 以上的区域全部;2) 满发小时数在在

1000h 以内的区域基本不可行;3) 满发小时数在1000h ～1230h 内的资源区域属于待定区域，在新电价下有可能

(3)Ⅲ类电价区不同资源、投资条件下630前后项目收益情况

630前后的Ⅲ类电价区的计算结果如表6所示，结合图6Ⅲ类资源区收益率变化幅度分析图中可以看出，资源越差的地区变化幅度越大。总体变化幅度在17%～46%左右; 电价每变化1%，引起的收益率变化大于-1.30%，最高为-3.43%，收益率变化放大电价变化。

表6 Ⅲ类资源区全投资税前内部收益率对比表

图6 Ⅲ类资源区收益率变化幅度分析图

图7 6•30前后投运电站收益与满发小时数关系情况(Ⅲ类资源区)

图7分析表明，投资6元/W时，6.30之前满发小时数≥ 757h 可以达到8%收益，6.30之后满发小时数≥ 878h ，相差121h; 投资7.5元/W时，

6.30

之前满发小时数≥ 940h 可以达到8%收益，6.30之后满发小时数≥ 1047h ，相差107h;6.30电价前，Ⅲ类资源区新电价下投资区域可选择：1) 满发小时数在940h 以上的区域全部;2) 满发小时数在757h 以内的区域基本不可行;3) 满发小时数在757～940h 内的资源区域看成本测算。6.30电价后，Ⅲ类资源区新电价下投资区域可选择：1) 满发小时数在1047h 以上的区域全部;2) 满发小时数在878h 以内的区域基本不可行;3) 满发小时数在878～1047h 内的资源区域属于待定区域，在新电价下有可能

(4)敏感性分析

图8 三类资源区敏感性分析图

以各资源区资源范围的最高临界值为基数，分析投资变化和电价变化对项目全投资税前内部收益率的影响，得出结论是：电价变化斜率与投资变化斜率基本相同，说明二者对收益率的影响基本相同，Ⅱ类资源区总体收益水平较高，抗风险能力强，仍是值得投资的最佳选择。

(5)收益率与成本的关系

图9 三类资源区收益与成本替代关系图

通过计算，形成图9，Ⅰ类电价区收益率在630之后下降数值在-3.18～-4.49个点之间，相当于如果成本下降0. 12～0.17元/W则可以弥补电价下降带来的收益率降低; Ⅱ类电价区下降数值在-2.13～-3.67个点之间，相当于如果成本下降0.077～0.13元/W则可以弥补电价下降带来的收益率降低; Ⅲ类电价区下降数值在1.92～-2.98个点之间，相当于如果成本下降0.076～0.12元/W则可以弥补电价下降带来的收益率降低。

03结论建议

通过对光伏电站在最新标杆上网电价下，不同资源区项目收益情况的分析，获得主要结论如下：

(1)2017年电价下，原来投资区域的资源临界点发生变化需要着重关注，要重新进行收益测算，详见正文分析;

(2)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类电价区都要抢6.30电价，Ⅰ类电价区全投资税前内部收益率降幅度最大，必须要抢6.30电价; 按6.30前后收益差距程度判断，其次是Ⅱ类资源区、再次是Ⅲ类资源区;

(3)抢6.30电价与成本下降存在一定的关系，如果不能抢装，也可以通过降低成本实现提高收益;

(4)Ⅱ类资源区资源较好区域收益高于Ⅰ类区，仍是投资选择最佳地区。