建投新能源 · 组件价格涨势汹涌,光伏项目还有利可图吗?

（以下内容从中信建投期货《建投新能源 · 组件价格涨势汹涌,光伏项目还有利可图吗?》研报附件原文摘录）
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光伏项目作为长期资本投入，项目回报周期普遍在25年左右，其最重要的收益评价指标之一便是IRR。IRR即内部收益率，是指当项目现金流入与现金流出现值相等时的折现率，即NPV等于0时的折现率。如果光伏项目收益率能保持较高的吸引力，即便组件成本处于上升区间，那么光伏装机需求依旧可以得到保障。从市场接受程度看，目前普遍认为7%-9%的IRR是光伏项目较为合适的收益率水平。 本文将选取未来光伏装机增长确定性较强的几个省市自治区，通过测算光伏项目内部收益率情况，分析组件价格变动对光伏项目投资的潜在影响。 二、光伏项目IRR测算 在双碳目标指引下，各地方纷纷响应国家号召，下达了“十四五”能源规划。根据各省市自治区“十四五”能源发展规划，“十四五”期间光伏新增装机量将迎来快速增长，其中山西、山东、内蒙古、河北、甘肃、青海规划的新增装机量目标亮眼，分别为36.91GW、34.28GW、32.62GW、32.1GW、32.03GW和30GW。如果扣除掉2021年的增量，可以发现山西、内蒙古、甘肃和青海的增量预期较为亮眼，四省市自治区2022-2025年的预期新增光伏装机量分别为35.42GW、30.88GW、30.23GW和29.48GW。为使研究结果更具代表性和参考性，本文将重点对未来四年（含2022年）规划放量明显的山西、内蒙古、甘肃和青海四个地区的光伏收益率进行研究，其中，由于国家电网公司分管区域不同，内蒙古地区又可划分为蒙东和蒙西两个地区。 2.1光伏项目收益率测算基本假设 （1）光伏系统 对于单位装机量的光伏项目，影响其发电效果的主要因素包括有效利用小时数、系统衰减和系统效率。有效利用小时是决定光伏发电量的最重要因素之一，受倾斜角度、所处经纬度、海拔等因素影响，不同地区由于地理环境差异，光照时间也存在不同。我们假设光伏项目均采用最佳倾斜角度，对测算地区各市在最佳倾斜角度下的年有效利用小时取平均数，作为该省（市、自治区）的年有效利用小时。计算发现，内蒙古年有效利用小时最高，为1540.66h，最低的是山西省，为1320.91h。 光伏系统衰减主要发生在组件环节，主要是指光伏组件运行一段时间后，在标准测试条件下（AM1.5、组件温度25°C，辐照度1000W/m2）最大输出功率与投产运行初始最大输出功率的比值。在实际应用中，光伏组件一旦开始接受太阳光照射，衰减会急剧加快，衰减一定比例后会逐渐稳定下来。据工信部《光伏制造行业规范条件》，晶硅组件衰减率首年不应高于2.5%，后续每年不高于0.6%，故我们按工信部要求的最低标准，即首年2.5%、后续每年0.6%的衰减率作为假设条件。系统效率同样会影响发电量，系统效率受多种因素影响，据21SPV测算，光伏系统效率约为80.24%。 光伏项目可分为“分布式”和“集中式”两大类，其中分布式光伏又可分为户用式光伏和工商业光伏，是指在用户场地附近建设，运行方式以用户侧自发自用、多余电量上网，且在配电系统平衡调节为特征的光伏发电设施；集中式光伏是指充分利用荒漠地区、荒山、塌陷矿区和相对稳定的太阳能资源所构建的大型电站，通过接入高压输电系统来供给远距离负荷。 从商业角度看，分布式和集中式两类光伏最大的区别在于商业模式不同。分布式光伏采用“自发自用、余额上网”的运营模式，意思是光伏发电系统所发电量可以由发电用户自己使用，多余电量馈入国家电网获取电费，对于自用部分，在计算收益时作为自发自用节省的电费，一般按照当地销售电价计算。集中式光伏则采用全额上网模式，通过获取上网电价来得到收益。根据《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》和《关于2022年新建风电、光伏项目延续平价上网政策的函》等文件规定，2021年起我国光伏正式进入“平价上网”，上网电价按当地燃煤发电基准价执行，2022继续延续这一政策。 （2）现金流入 光伏项目回报周期内，主要的现金流入为电价收入和固定资产期末残值的回收。 分布式的自发自用比例问题近年来备受政府部门关注，从政策导向看，相关部门倾向于进一步提高自发自用比例，例如内蒙古自治区能源局发布的《内蒙古自治区分散式风电、分布式光伏发电项目三年行动计划（2021-2023）》中就明确要求计划内建设的单个分布式光伏自用电量比例不得低于75%，云南大理甚至将自发自用占总用电量比例纳入相关考核体系。考虑到未来自用比例有望进一步提升，因此我们将内蒙古《三年行动计划》中所要求的自发自用比例进行一定上调，假设分布式光伏的自发自用比例为80%，其余上网。 对于户用分布式而言，电价收入主要包括自发自用节省的电价收入和上网电价收入，我们假设自用部分电价参考当地不满1千伏的居民生活用电，上网电价假设为当地脱硫燃煤基准价。工商业分布式自用部分电价参考当地2022年7月1-10千伏电网代理购电价格，工商业分布式和集中式上网电价仍假设为当地脱硫燃煤基准价。 折旧方面，由于光伏固定资产组成较为繁杂，但其中组件成本占比又较高，因此我们假设光伏系统的固定资产全部为组件，采用直线折旧法进行折旧，期末时会收回残值。 （3）现金流出 在讨论现金流出组成部分之前，首先考虑初始全投资成本。为了研究组件价格变动的影响，我们将初始全投资成本拆分为组件成本和其他成本。据CPIA数据，2021年我国工商业分布式和集中式光伏初始全投资成本分别为3.74元/W和4.15元/W，由于户用分布式初始全投资成本未披露，我们假设其成本与工商业分布式相等，即分布式光伏初始全投资成本为3.74元/W。据PVinfolink数据，2021全年组件平均价格为1.8元/W，即2021年分布式光伏和集中式光伏其他成本分别为1.94元/W和2.35元/W，假设2022年其他成本保持不变。据PVinfolink最新报价，2022年7月第二周组件价格为1.95元/W，所以目前分布式和集中式光伏初始全投资成本分别为3.89元/W和4.3元/W。 据国务院相关规定，电力项目最低资本金为20%，考虑到实际发展现状，我们假设光伏项目自有资金比例为30%。对于自有资金外的部分，假设采取等额本金的方式借款，期限为10年。借款利率我们参考招商银行2022年6月底的绿色金融贷款利率，3年期以上利率为4.1%。 对于光伏项目而言，除了偿付本息，每年还会产生运维成本。运维成本包括预防性维护、周期性维护以及定期的设备性能测试等方面。据CPIA数据，分布式光伏运维成本为0.051元/W/年，集中式运维成本为0.045元/W/年，假设2022年保持不变。 所得税方面，一般企业所得税为25%，但据发改委《西部地区鼓励类产业目录（2020年本）》要求，本次测算涉及地区中的内蒙古、甘肃和青海均享受15%的企业所得税率优惠。此外，根据相关法律法规，光伏项目可享受“三免三减半”税收优惠，即前三年可免征所得税，第4-6年的所得税减半。 2.2、测算结果 假设所投资建设的光伏项目规模为100MW，回报周期25年，我们首先测算目前1.95元/W的组件价格所对应的内部收益率情况，观察其能否落在7%-9%的区间内。 根据测算结果，户用分布式/工商业分布式/集中式光伏项目，在山西省IRR分别为8.61%/12.70%/1.98%；蒙东分别为14.46%/27.07%/2.94%；蒙西分别为10.37%/14.76%/2.97%；甘肃分别为13.96%/18.78%/3.32%；青海分别为8.84%/10.49%/5.14%。 从测算结果看，无论在哪个地区，集中式光伏的IRR都远低于分布式光伏。虽然较低的收益率可能会使一部分集中式项目需求后移，但在政策驱动下集中式光伏仍在不断发展，例如山东、四川、甘肃等地都在其“十四五”能源发展规划中提到要加快建设光伏大基地。因此，我们更倾向于认为，未来集中式光伏装机的驱动因素在于风光大基地建设，而非利润导向，所以下文将重点探讨分布式光伏的IRR情况。 根据上文测算结果，我们发现所测算地区分布式光伏的IRR在假设条件下均能满足7%-9%的IRR回报要求，且工商业分布式的IRR要比户用式更高，说明目前1.95元/W的组件价格仍具备一定接受度。 观察测算结果可以发现，山西和青海的户用分布式IRR分别为8.39%和8.62%，已经十分接近7%-9%的最低商业要求的下限，如果供应链供求矛盾未得到妥善解决，组件价格的进一步上扬可能会继续侵蚀分布式光伏收益率。基于这种担忧，我们对7%-9%的商业回报要求取中值8%，反算当光伏项目IRR等于8%时，在其他条件不变的情况下，组件所对应的价格。经过计算发现，山西地区的户用分布式和工商业分布式对组件价格的最高接受度分别为2.05元/W和2.7元/W；内蒙古（蒙东）为3.05元/W和4.87元/W；内蒙古（蒙西）为2.35元/W和3.1元/W；甘肃为2.97元/W和3.72元/W；青海为2.1元/W和2.39元/W。总的来看，山西、内蒙古（蒙西）和青海对组件价格的容忍度较低，其中山西和青海下限较低，如果组件价格上涨至2元/W以上，那么这两个地区的户用分布式装机动力或将受到明显影响。相比之下，如果组件价格维持在3元/W以下，那么内蒙古（蒙东）和甘肃的IRR或将继续维持在8%以上。 三、结论 我们对未来四年（含2022年）光伏装机量可能会出现明显增量的四个省市自治区的IRR进行了测算，最终发现，集中式光伏IRR普遍远低于7%-9%的行业回报要求，分布式光伏则能满足要求。其中内蒙古（蒙东）地区的工商业分布式IRR最高，为27.07%，山西集中式光伏IRR最低，为1.98%。我们还进一步探讨了分布式光伏对于组件价格的最高接受程度，研究发现，山西、内蒙古（蒙西）和青海对组件价格的容忍程度较低。根据测算出的绝对数值，我们推断，如果组件价格向上突破2元/W，则山西和青海的户用分布式装机动力或将受到影响；如果组件价格维持在3元/W以下，那么内蒙古（蒙东）和甘肃的IRR或将继续保持在8%以上。 此外，光伏产业是典型的“线性”产业链，如果下游项目收益率不及预期，组件采购可能会出现下滑，进而持续向上负反馈，对中上游硅料、硅片、电池片等环节的需求也会产生影响。为了更直观地了解产业链中上游材料和光伏项目投资之间的关系，后续研究中我们还将进一步拆分产业链环节的成本，以期能带来些许启发。 免责声明 向上滑动阅览 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