400億存量光伏電站技改市場如何開啟?

時間:2018-09-25
來源:智匯光伏
專家:王淑娟
花一筆額外的錢,把老電站的老組件更換成新組件,項目收益反而會變好!經簡單測算,如果將2011年老電站的組件換掉,新增投資不足7年可以回本,新增投資的收益率可以達到10%以上。在此情況下,很多存量的老電站已經開始進行技改工作。

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1)全國超16GW、可拉動近400億元的投資

通過分析發現,目前全國具備技改空間的存量電站大概為16.3GW,如果全部進行技改,則可以拉動近400億元的投資,即使30%開展技改工作,也會產生100億的投資市場!

2)影響技改收益的因素有很多

通過分析測算也發現:

存量電站的舊組件衰減越大、系統效率越高、上網電價越高,技改的收益就越好;同時,用性價比較高的高效組件,收益會更好。

3)存量電站技改也有一些問題

然而,存量電站技改也存在一些問題:

如技改是否需要重新備案?舊組件如何回收利用?限電情形下技改意義不大。

一、存量電站為何要技改

2015年4月的時候,我在一篇文章《對于地面電站壽命,我們該如何期待?》中寫道:

完全可以斷言,地面電站在10年內現有設備將會被拆除或改造。

我們將現有的光伏電站拆除或改造,并不是因為其到了壽命期,而是因為我們有更好的選擇。如,替換掉現有的電站,我們投資的IRR會更高。

目前,一些光伏電站建設較早的國家,如西班牙,已經開始出現老光伏電站被大批量技改的現象。

在此重新說明一下,為什么設計壽命25年的光伏電站,10年后技改,項目收益會更高。

其根本原因就是:光伏組件技術進步太快,造成成本、效率下降太快。

1、我國光伏產業成本下降

我國2009年開始了第一期光伏特許權招標工作,商業化的光伏項目才開始起步。下表為自2009年開始,不同年份的組件、逆變器、系統價格及主流效率的列表。

在財務計算中,光伏設備的折舊一般采用10~15年直線折舊法,5%的殘值率。

以2009年建成并網的項目為例,到2018年,2009年的組件產品、逆變器、光伏系統的剩余價值如下表。

從上表可以看出,以光伏組件為例:

舊光伏電站用的轉化效率僅為14.1%的舊產品,到目前為止的剩余價值,遠遠高于目前轉化效率為18.3%的全新產品。逆變器和光伏系統也是類似的情況。

可以看出:

舊電站之所以在出售時價格高,并不是因為這些電站的設備值錢,而是因為電站的現金流值錢!

如果能通過技改提高電站的發電量,從而改善其現金流,那電站的收益就會增加!

在這種情形下,我們用全新的高效產品,替代掉之前低效的舊產品,相當于省錢了!這應該是目前光伏電站技術改造可實現盈利的根本原因。

2、技改的限制

然而,隨著光伏組件價格的快速下降,近幾年,組件價格下降的比例雖然比較高,但下降的絕對值已經相對較低。按照上述計算方法:

如果按照常規,采用15年折舊,則2013年的光伏組件、逆變器、光伏系統,到2018的剩余價值分別為1.9元/W、0.24元/W、4.32元/W,跟目前280W組件的銷售價格相當。因此,可以認為,2013年以后并網的項目,目前并無技術改造的盈利空間。

二、存量電站技改的技術經濟行分析

以2010年的項目為例,在不考慮限電的情況下,技術改造帶來的支出和收益情況,按下列假設條件計算。

1、2010年20MW光伏電站

組件:采用235Wp組件。

當時的常規設計為20塊235Wp組件組成一個支路,2個支路為一個方陣,107個方陣組成一個1.0058MWp的發電單元;20個發電單元組成一個20.116MWp的光伏電站;共使用了85600塊光伏組件。

即使按照首年衰減1%,之后每年衰減0.7%考慮,經過8年的衰減后的峰值功率為220Wp;則20MW電站的峰值功率為19.02MW。

系統效率:2010年光伏電站的整體系統效率約為78%;

發電小時數:按照首年1600小時考慮;

電價:1.15元/kWh;

2)技改主要方案

僅將現有組件、逆變器拆除,在原有支架上安裝全新的組件;其他設備及材料均利用電站原有的設備和材料。

拆卸后的阿健按照0.3元/W的價格出售;回收603.48萬元。

3)技改后新電站

組件:采用280Wp全新組件,價格按照1.9元/W考慮,總費用為4121.64萬元;組件的拆卸、安裝費用分別按照20元/塊考慮,總費用為171.2萬元。

考慮到逆變器的電壓范圍,仍然采用20串組件的接線方案。則,技改后的設計方案為:

20塊280Wp組件組成一個支路,2個支路為一個方陣,107個方陣組成一個1.1984MWp的發電單元;組件和逆變器采用1.2:1的配比;20個發電單元組成一個直流端峰值功率為23.968MWp、交流輸出為20MW的光伏電站;也使用了85600塊光伏組件。

系統效率:當前電站的系統效率比2010年有大幅的提升,考慮到電站僅替換了組件,系統效率按不變考慮。

棄光率:替換新組件后,出現組件:逆變器=1.2:1的超配情況,根據之前的經驗,棄光率按照2%考慮。

相對于舊電站,由于日常運維等工作并未增加,因此,除了組件替換投資外,并未增加其他費用,因此本次技改額外的總投資為:4121.64萬元。

4)技改前后發電量的變化

由于新組件功率提高,即使考慮2%的棄光率,每年發電量仍會高出原有項目發電量500萬度以上。

說明:由于增加的4553.92萬元組件增值稅為16%,而光伏電量的增值稅即征即退50%,為8%。因此,考慮到稅收抵扣,上表中的年收入即為稅后收入。

5)增加投資的收益情況

2018年底花費4553.92萬元的技改的20MW電站,從2019年到2030年,每年收入增加580~630萬元。經過計算,

項目初始投資的回收期為6.9年;項目全投資稅后的內部收益率為10.16%。

三、影響技改收益的四個因素

技改主要是通過一筆額外的投資,改善項目的現金流,從而提高項目收益。因此,能提高現金流改善程度的都能提高技改的收益。

1、項目上網電價

由于淘汰后組件基本以廢品處置,與購買成本相關性不大。因此,項目的收益跟光伏組件的購買年份、價格相關性不大,主要跟項目的上網電價相關,即主要跟并網年份相關。

上網電價高,則回收期短、項目收益高;上網電價低,則回收期短、項目收益高。

上述案例的條件中,上網電價為1.15元/kWh時,技改的回收期為6.9年、收益率為10.16%;如果上網電價為1元/kWh時,技改的回收期將延長至7.7年、收益率為7.48%。

2、舊組件的衰減情況

上述案例中,舊組件按照首年衰減1.5%,之后每年衰減0.7%考慮;假設舊組件按照首年衰減2.5%,之后每年衰減0.7%,則替換了新組件之后,技改投資的回收期為6.4年、收益率為11.07%.

舊組價的衰減率越大,技改對現金流改善越好,技改投資的收益率越好。

3、光伏電站系統效率

上述案例中,舊電站的系統效率按照79%考慮,如果舊電站的系統效率為82%,則技改后的增加投資回收期會降低到6.1年,收益率為12.07%。

系統效率越好的電站,技改投資的收益率越好。

4、新組件的型號

上述案例中,如果采用300W組件,價格按照2.1元/W考慮,則最終直流端的裝機規模將達到25.68MW,組件和逆變器的容配比為1.3:1,棄光率按照2.5%考慮;技改總費用為4960.52萬元。

雖然技改費用增加,棄光率增加,但增加投資回收期會降低到5.5年,收益率為14.45%。

四、存量電站的技改市場問題與思考

1、市場規模有多大

如前文所述,2013年之前的項目,由于其組件折舊后的剩余價值高于目前高效產品的價格;同時,2013年之前項目的電價均為1元/W以上,技改后發電量提升帶來的收益更多。因此,2013年及之前并網的存在技術改造的空間。

根據國家能源局公布的數據,截止2013年底,我國累計并網光伏項目19.4GW。其中,地面光伏電站規模為16.3GW。理論上,這16.3GW項目,都存在通過技術改造提高收益的空間。

如果16.3GW的電站進行技術改造,并按照上述的改造條件(組件1.9元/W,拆卸后出售0.3元/W,拆卸20元/塊、安裝20元/塊)考慮,則將會帶來383億的新增投資;即使有30%的電站進行改造,也是100億以上的新增投資。

2、技改可能涉及的問題

1)技改方案要不要報相關部門再次審批

有人對技改方案也曾提出這樣質疑:

開展組件型號變更、規模變化的技術改造,是否需要到能源局進行二次審批?

新組件的發電量,到底該執行舊電價還是新電價?

2)舊組件的回收利用

在此技改方案中,按照傳統的折舊方案,舊組件在拆除時的剩余價值還很高,直接以0.3元/W(70元/塊)的價格出售,并額外支付20元/塊的拆卸費用,是否太便宜?

另外,如果50%的項目技改,我們是否8GW廢舊組件的處理能力?

3)6~7年的投資回收期略長

根據前文的測算,在不同的情境下,技改額外投資的回收期為6~7年。這個周期對大多數企業來說,顯得長一些,可能企業技改的動力不足。

因此,那些舊組件出現嚴重問題導致功率衰減嚴重(超過首年1.5%、以后每年0.7%)、電價為1.15元/kWh的項目,采用目前性價比高的高效組件(300W)替代,才能較好改善項目的盈利性。

4)限電對于技改的影響

2013年之前執行1元/kWh以上電價的項目,主要集中在西北地區,青海、新疆、甘肅、內蒙、寧夏等,這幾個省份都有不同程度的限電。如果電網公司按照電站的報備規模進行限電,那技術改造的意義就不大了。

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