光伏经济性测算相关分析

光伏经济性测算相关分析

吴豪 符家桢

国电电力浙江舟山海上风电开发有限公司 浙江省 315000

摘要：习近平总书记在第七十五届联合国大会上提出我国力争实现2030年前碳达峰，2060年前碳中和后，国内新能源发展迅猛。光伏产业更是如雨后春笋般出现在国内视野。党中央首次明确新能源的主体地位，意味着风电和光伏必将是未来电力系统的主体。对此，本文针对光伏经济性进行相关分析，希望提供部分价值参考信息。

关键词：新能源；光伏；经济性

1. 我国光伏概况

截至2021年6月底，全国发电装机容量约为22．6亿千瓦，同比增长9．5％。其中，风电装机容量约为2．9亿千瓦，同比增长34．7％。太阳能发电装机容量约为2．7亿千瓦，同比增长23．7％。伴随着碳达峰的背景，国内光伏装机容量更会加快步伐，远远超过目前目前2.7亿千瓦的数字，并且在高速增长比的背景下，光伏发电会成为未来电力系统主体。所以在时代浪潮下，项目的经济性影响评价会成为光伏项目建设的重点制约条件。

2. 光伏发电项目经济性投入相关影响条件（100MW集中式电站为例）

2.1静态单位投资

主件：静态投资主要包含光伏电站主件设备（太阳能电池组件、逆变器、箱式变压器、光伏支架、220kv主变、GIS、36kv开关柜、电气二次监控、无功补偿、光伏专用电缆、其他电缆等）。市面上常见主流厂家多见于隆基乐叶光伏科技有限公司和晶科能源有限公司。常见型组件号有LR5-72HBD、TIGER PRO 72TR。该类组件均能达到530Wp及以上品质。目前该类组件如有合适渠道的话，大约在1.8元-2.0元每瓦（2020-2021年）。而其也会成为整个光伏电站的主要单位投资，同时它也会收到来自市场原材料价格波动的影响。

逆变器：市面上主流逆变器多数由华为技术有限公司及、阳光电源股份有限公司及上能电气股份有限公司制造。如华为的SUN8000-1000IS就拥有1MW容量，而阳光的SG3125HV则拥有超过3MW的容量。容量也不是越大越好，需要根据光伏电站的位置及相关自身情况制约容配比。而后相应的选择合适的逆变器，目前国内各地因光资源接收不同容配比也在1.05到1.35之间不等。所以逆变器总价无法盲目计算。

变压器：在光伏电站中，220KV变压器属于“大件”。国内有较多成熟的变压器公司，常见的有特变、华鹏、三变等。目前一台容量130MW的变压器价格约大约在400万上下，具体情况可根据厂家条件而定。同时光伏电站也需要箱式变压器，具体所配价格可视情况而定。

光伏支架：光伏支架会根据电站所在场地不同，而相应的需要不同成本，比如在一般低风速地段条件下，每瓦的支架成本0.3元-0.4元。高风速地段如海边滩涂，有抗台需求，其支架也会相应的提高成本；位于山地的光伏项目，如果坡面较陡，支架铺设成本提高，另外需要使用到双桩固定，成本也会相应的高出单桩。

其他：GIS、35KV开关柜、电气二次监控、SVG、电缆等相关部件也会在投资中占据一定比重，但该类设备在价格方面相对平稳，市面上供应链也更完善，常见的35KV开关柜品牌有西门子、ABB、施耐德等，其价格也会与获取途经有一定出入。

2.2土地租金费用

土地租金是光伏电站的一项较为重要的支出款。一般情况下光伏板的寿命是25-30年，所以电站一般情况下会租用土地25-30年。该地租金通常情况下由政府根据自身情况定价，在内陆地区，常见的山地土地租金为每年80元-300元。部分一般农地价格会提升到每年500-800元。在一些内陆的未利用地，如戈壁、荒草地等地也会出现价格十分低廉的现象。而在沿海的滩涂等地，土地价格会十分高昂，根据目前的大约测算，当土地价格高于每年每亩1000元时，会给光伏项目造成租金成本过高的局面。

2.3人工费用

不同公司对电站的维护成本也有不一样的规则定制，在此以国电电力价格为例。100MW及以下容量规模，所需管理人员在两人，超过部分为每50MW增加管理人员一人。人工成本价格则在18万-20万每人每年（含五险一金及相关福利）。

2.4运维费用

参考2020年市场价格，运维费用首年至第三年约在每年0.042元每瓦，第四年至第八年需考虑设备损坏及维修，故价格略有上调在每年0.045元每瓦，第九至十四年上调至每年0.048元每瓦，十五至二十五年上调至每年0.051元每瓦。所以以100MW光伏电站为例，其首年的运维费用是420万元。而后运维价格会随时间上涨。

2.5其他费用

保险费：一般情况下为总资产×0.25%（保险费率），所缴纳金额；其他费用：总装机容量×其他费用，根据实际情况判断，如材料费等。

3. 光伏发电项目经济性收益相关影响条件（100MW集中式电站为例）

3.1地区影响

地区影响主要因素分为光照资源和产出电能上网价格。

光照时长：国内太阳能资源十分丰富，总体特点是西部多于东部，北部多于南部。西藏、新疆、青海、内蒙古等地辐射量较大。如图所示（图片来自光伏咨询网），不同地区可利用小时数时间也并不相同。沿海一带多为可利用区，而著名的雾都重庆及相关城市则被纳入光照资源贫乏区。故国内光资源丰富地段多出现，光伏项目爆炸式增长，可建量高于指标等情况。

另外2020年全国平均的水平面年总辐射量为1490.8kWh/m2，比2019年差1.38%，低于最近10年的平均值，每年光照资源也会较往年发生少量变化，此类变化均会影响到光伏电站经济收益效果。

3.1-1国内光资源可利用小时分布图^[J]

上网电价：2021年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成。2021年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成。故各地电价均有所差异，而上网电价也会成为光伏发电项目经济性收益的重要指标。如图所示，湖南、浙江、江西、广州等地给予的新能源上网电价普遍较高，而内蒙等地较低，高低之间有约0.15元每千瓦时的差距。若按100MW且年利用小时1200H计算，最多每年可形成超过1800万元的收益差距。故上网电价的高低，很大程度上会对光伏项目的投资产生较大影响。

3.1-2国内2021年各地新能源上网电价

3.2建设投资可抵扣税金

(一) 增值税：根据财政部、税务总局、海关总署公告2019年第39号《关于深化增值税改革有关政策的公告》有关规定，增值税税率为13%。

(二) 销售税金附加：销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税额为基础征收，按规定税率分别采用5%和3%，另有地方教育附加费2%。

(三) 利润和所得税：利润总额＝不含税发电收入+补贴收入－总成本费用－销售税金附加

根据最新的所得税法，所得税税率取25%，享受所得税“三免三减半”的优惠政策。

所得税额＝利润总额×所得税税率

税后利润＝利润总额－所得税额

税后利润提取10%的法定盈余公积金后，剩余部分为可分配利润，再扣除支付给投资者的应付利润，即为未分配利润。

对可抵扣税给予计算为：设备购置费/(1+13%)*13%+建安工程费/（1+9%）*9%+（（其他费用-建设用地费）*55%）/(1+6%)*6%。若含有送出工程，则需要增加（送出工程/(1+9%)*9%）。

建设期的建安税费：总投资*40%*11%=X¹万元

增值税费：1~3年抵扣设备进项税费，4~25年，每年为：年均发电量*电价/1.13*0.13=X²万元，50%返还。
流转税费：增值税的12%，每年为X²*0.12=X³万。
所得税费：1~3年为零，4~6年为总投资*0.3*7%*25%=X⁴万元，减半纳税为X⁴ /2万元，第7~25年按照全额征收。

3.3设备衰减

一般基础模型，光伏衰减首年为2.5%，而后每年为0.5%。计算可得平均光照接收时间为首年的94.25%。如首年光照时间为1000小时，则设备运作平均光照时间为每年942小时。

折旧费＝固定资产价值×综合折旧率，一般模型综合折旧率为6.33%，折旧年限为15年，残值为5%。

4. 收益计算

4.1贷款及利率

资本金为固定资产30%，贷款申请资金为固定资产投资的70%；长期贷款年利率4.90%，流动资金贷款年利率为4.35%。贷款在工程建成后15年内偿还，采用等额本金还款方式。

4.2总正收益计算（不含税）

通常情况下，可根据已有数据对已知项目做出简单的总收益计算：

=25（运行年限）×平均年光照小时×当地上网电价

4.3总投入计算

暂不考虑固定资产折损下总投入计算：

=设备成本+运维成本+土地租金+人工成本+保险费用+其他费用+增值税+销售税金附加+所得税+利息支出-可抵扣税

4.4内部收益率计算

内部收益率是指投资项目在整个计算期内各年净现金流量现值累计等于零时的折现率。它反映的是项目所占用资金的盈利能力，是考察项目盈利能力的主要动态指标，其表达式为:

(C1-CO),(1+IRR)^-t=0 (1)

式中:IRR为项目的内部收益率(C1-CO),为项目第t年的净现金流量:CI为项目第t年的现金流入;CO为项目第1年的现金流出，n为项目的计算期，包括项目的建设期和生产期^[L]。

目前不同集团或企业对光伏项目的内部收益率有不同的指标规定。但内部收益率是反应项目可行度的一个重要参数，极大程度上可作为项目开发可行性的必要参数。

5. 结束语

综上所述，光伏项目目前发展热度高，推进速度快。但其所需要的组件种类凡多，工程投资量大。需对其经济性条件和盈利情况开展全面的完善的评估，从而降低该类项目的经济风险。

参考文献

[1]2020年全国各地光伏发电情况参考[J].能源参考.2021(2)

[2]朱纪宪.投资项目经济评价中内部收益率指标的经济含义分析[L].爱学术,2005(2):13-2.