分布式光伏电站收益率分析（全额上网篇）

　　前言

　　在2016年12月26日，《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电报告上网电价的通知》中，光伏一、二、三类资源地区的光伏电站标杆电价确定分别0.65、0.75、0.85元/度。这个补贴的下降直接导致了2017年6月30日前的超过20GW以上的光伏电站疯狂建设、并网。

　　现在又到了年底的大关了，按照“惯例”，小编窃以为新的标杆电价即将出台。虽然不知道到底会降多少，但还是来跟大家分析一下在不同电价的情况下，分布式光伏电站的成本需要降低多少才能符合我们的投资要求，并附上的速查表以供各位参考。

　　因业内大部分电站投资商以融资前税后内部收益率达到8-8.5%作为决策依据，少部分融资成本高的投资商，甚至要求10%以上的收益率作为投资依据。

　　一类光伏资源区

　　测算条件：

　　1、项目成本含EPC及路条费用

　　2、运维成本0.07元/瓦/年，含保险

　　3、装机容量5MW

　　4、I类地区有效发电小时数1500小时

　　5、平均脱硫煤电价0.300元/度

　　6、电站运营年限25年

　　7、折旧25年，残值无

　　8、租金15万/年

　　9、电站PR值80%

　　由上表可以发现，虽然电价已经降至0.65元/度，投资商成本控制在6元/瓦以下的时候，全额上网项目仍具有相当可观的项目收益率，但是，由于一类地区的限电及欠补严重，项目实际收益率打折现象严重。

　　二类光伏资源区

　　测算条件：

　　1、项目成本含EPC及路条费用

　　2、运维成本0.07元/瓦/年，含保险

　　3、装机容量5MW

　　4、II类地区有效发电小时数1250小时

　　5、平均脱硫煤电价0.35元/度

　　6、电站运营年限25年

　　7、折旧25年，残值0

　　8、租金25万/年

　　9、电站PR值80%

　　由上表可以发现，虽然电价已经降至0.75元/度，投资商成本控制在6元/瓦以下的时候，全额上网项目仍具有相当可观的项目收益率，二类地区的限电情况较少，虽然也面临欠补问题，项目实际收益率较一类区域要好。

　　三类光伏资源区

　　测算条件：

　　1、项目成本含EPC及路条费用

　　2、运维成本0.07元/瓦/年，含保险

　　3、装机容量5MW

　　4、III类地区有效发电小时数1100小时

　　5、平均脱硫煤电价0.38元/度

　　6、电站运营年限25年

　　7、折旧25年，残值无

　　8、屋顶租金25万/年

　　9、电站PR值80%

　　由上表可以发现，虽然电价已经降至0.85元/度，投资商成本控制在5.75元/瓦以下的时候，全额上网项目仍具有相当可观的项目收益率，三类地区的基本没有限电，虽然也面临欠补问题，项目实际收益率较其他二类区域要好。

　　结语

　　实际测算中未考虑补贴延迟问题，大家参考项目测算时需要谨慎。在目前市场上电站建设成本已经低于6元/瓦的情况下，除了因为限电及欠补等“常规”问题因素的影响，实际上全额上网的分布式光伏项目已经做好了应对补贴下降的准备。因此，纯数字计算上看来，光伏的标杆上网电价是有下降的空间的，当然如果能保证分布式光伏的电价补贴及时到位，分布式将会驶入发展的高速通道。