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光伏电站投资建议及风险

2018-12-14 10:06 来源:证劵投资论文 人参与在线咨询

摘要:本文对2018年我国光伏发电新增装机情况进行了介绍及预测,并基于此分析了电站的收益和风险,从而提出相应的投资建议。最后是对行业机遇和挑战的总结。

关键词:光伏发电;投资;风险;挑战

12018年我国光伏发电新增装机情况及预测

根据国家能源局公布的2018年上半年光伏建设运行情况显示,2018年上半年,我国光伏发电新增装机24.31GW,与去年同期增幅基本持平,其中光伏电站12.06GW,同比减少30%;分布式光伏12.24GW,同比增长72%,新增规模首次超过集中式光伏,体现了光伏发电未来的发展方向。而随着531政策的影响,预计下半年光伏发电新增装机容量会大幅下降,在集中式电站、分布式工商业光伏项目及用户光伏项目等三个国内主要市场需求见底的情况下,下半年国内主要需求依靠领跑者基地项目及光伏扶贫项目支撑。根据中国光伏行业协会官方预测,2018全年我国新增光伏装机容量预计为35GW或以上。

2电站的收益风险分析

2.1衡量电站收益成本的两大指标

(1)内部收益率(IRR),25年光伏项目一般要求高于8%。(2)度电成本(LCOE)=25年内光伏总成本(投资+运维+利息)/总发电量,目前行业平均水平约为0.5元/度。从上述公式推导可知影响电站收益率的影响变量主要有:利用小时数、系统成本、补贴、资金成本。

2.2影响内部收益率、度电成本的主要因素

2.2.1发电能力及利用小时数

主要取决于光照条件、自身发电能力以及当地的消纳能力。

2.2.2系统初始投资成本

电站成本=组件成本+BOS成本(BOS成本是指除了光伏组件以外的系统成本,主要由逆变器、支架、电缆等主要设备成本,以及土建、安装工程、项目设计、工程验收和前期相关费用等部分构成)。在目前组件不断走低的情况下,光伏系统的投资成本还有进一步下降的空间。但同时光伏电站建设的非系统成本存在极大变数,主要体现在土地成本、财务成本及并网成本。

2.2.3补贴及现金流

供电企业的电价分为销售电价和补贴电价两部分,其中销售电价按照销售对象不同分为两类:第一卖给电网公司的为脱硫煤电价,各地不同,在0.29元~0.37元不等;第二类直接卖给用电户的电价,取决于售电合同约定。补贴分为地方政府补贴和国家补贴两种。一般情况下国家补贴的年限在20年,但是补贴到位的时间无法确定;地方政府的补贴年限各地不同,基本上以3~5年居多,目前到位情况尚可。截至2018年1~6月,全国光伏新增装机排名前五的省份为江苏、河南、河北、山东、浙江,装机规模分别是2.4GW、2.15GW、2.02GW、1.99GW和1.79GW。

2.2.4资金成本及费用

主要分为两类:运维费用和财务费用。

3融资租赁模式下全额上网分布式电站收益测算及投资建议

假设前提:按照模型测算,度电成本(LCOE)=0.32元/度,电站内含报酬率(IRR)=10.10%。同时通过切换变量测试,可得以下结论:

(一)按照模型对影响光伏电站收益率主要影响因素进行敏感性测试,可知在变量正向变动10%的情况下,利用小时数、电价、融资比例均与电站收益率呈现正相关,初始投资成本与电站收益呈现负相关,按照敏感程度排序,利用小时数>投资成本>电价>融资比例。

(二)在当前技术条件下,光伏系统建设成本根据环境差异介于4.5-5元/W,由于补贴不到位现象,电站自身产生的基础现金流尚不足以覆盖每期租金,导致电站项目前期资金压力较大,建议在补贴到位后或者有强大股东信用背书的前提下,对光伏电站开展融资租赁业务。

(三)在目前国家补贴不到位、地方补贴到位情况尚可的现状下,重点选择那些资源条件较好、经济条件发达、地方支持(包括地方补贴政策)的重点省份进行电站投资,例如江苏、浙江、广东、河北等。

(四)根据电站现金流特点,建议融资比例控制在70%以下,最高不得超过80%;融资期限较长的项目,租金按年度支付最为适配;在电站项目保障自身投资回报率的前提下,融资成本最高不得超过12%,租赁公司可通过监管收款账户、收费权质押及项目公司股权质押的方式,保障资金顺利回款及获取合理收益。

(五)在未来投资成本降低,发电小时数提升(解决电力市场消纳问题和储能技术提升)的情况下,即使在没有补贴的情况下,如果考虑到自发自用比例,电站的收益率仍有望达到8%及以上,此时LCOE已趋近甚至低于脱硫煤电价,企业真正意义实现发电侧平价上网,光伏行业将迎来内生性驱动的高速增长。

4电站的机遇与挑战

4.1机遇

(一)发电行业属于垄断行业,光伏行业属于国家重点扶持和政策倾斜的行业,在长期来看,光伏电站因锁定上网电价或购电协议且已纳入国家补贴目录而几乎具备行业的“硬通货”属性,故通常被视为一种优质资产。

(二)回顾此前每次补贴政策收紧造成需求下滑,均是由于光伏发电成本远高于常规发电成本,高额补贴下才具备竞争力。而经过10多年的发展,光伏已经逐步具备与传统火电竞争的优势。

(三)光伏新政导致光伏上游国内市场需求的骤减,将加速高成本产能的退出,制造业从硅料端开始将出现显著的价格下降,而随着光伏终端产品价格的下降,光伏电站项目将逐步迈入平价区间,行业自然成长的空间将逐步打开。

4.2风险

(一)现金流。现金流的风险主要体现在现金流不匹配。

(二)隐形负债。光伏电站建设和运维过程中会涉及各级政府、工程建造总包方、国家电网公司,许多隐形的债务负担需要充分考虑。

(三)经营风险。主要包含政策风险、技术风险以及资产运行风险。

(四)交易风险。自531光伏新政以来,与制造环节的惨淡形成鲜明对比的是,这段时间的光伏电站交易市场反而异常活跃。近一个月内,仅A股上市公司公告的电站交易规模就超过300MW,合计交易金额近22亿元,除航天机电转让电站属于关联交易外,电站交易单价多在6-7元/W区间波动,较目前自建电站成本4.5-5元/W有20~55%溢价空间。

参考文献:

[1]梁辉.光伏融资租赁经营风险案例研究[D].江西财经大学,2017.

[2]傅皓天,于斌.融资租赁在光伏电站中的应用探索[J].现代管理科学,2018,(3).

[3]庞跃华.企业融资租赁的风险管理研究[J].财经理论与实践,2014,(1).

[4]宋晓华,祖丕娥,陈灵青,等.不确定环境下的项目融资租赁租金计量模型研究——基于出租人视角[J].会计研究,2012,(10).

[5]黄曦.融资租赁中的风险控制[J].法学,2012,(7).

作者:陈科宇 单位:中航国际租赁有限公司

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