400亿存量光伏电站技改市场如何开启？

电力18讯：

花一笔额外的钱，把老电站的老组件更换成新组件，项目收益反而会变好！经简单测算，如果将2011年老电站的组件换掉，新增投资不足7年可以回本，新增投资的收益率可以达到10%以上。在此情况下，很多存量的老电站已经开始进行技改工作。

1）全国超16GW、可拉动近400亿元的投资

通过分析发现，目前全国具备技改空间的存量电站大概为16.3GW，如果全部进行技改，则可以拉动近400亿元的投资，即使30%开展技改工作，也会产生100亿的投资市场！

2）影响技改收益的因素有很多

通过分析测算也发现：

存量电站的旧组件衰减越大、系统效率越高、上网电价越高，技改的收益就越好；同时，用性价比较高的高效组件，收益会更好。

3）存量电站技改也有一些问题

然而，存量电站技改也存在一些问题：

如技改是否需要重新备案？旧组件如何回收利用？限电情形下技改意义不大。

一、存量电站为何要技改

2015年4月的时候，我在一篇文章《对于地面电站寿命，我们该如何期待？》中写道：

        完全可以断言，地面电站在10年内现有设备将会被拆除或改造。

我们将现有的光伏电站拆除或改造，并不是因为其到了寿命期，而是因为我们有更好的选择。如，替换掉现有的电站，我们投资的IRR会更高。

目前，一些光伏电站建设较早的国家，如西班牙，已经开始出现老光伏电站被大批量技改的现象。 

 

在此重新说明一下，为什么设计寿命25年的光伏电站，10年后技改，项目收益会更高。

其根本原因就是：光伏组件技术进步太快，造成成本、效率下降太快。

1、我国光伏产业成本下降

我国2009年开始了第一期光伏特许权招标工作，商业化的光伏项目才开始起步。下表为自2009年开始，不同年份的组件、逆变器、系统价格及主流效率的列表。

在财务计算中，光伏设备的折旧一般采用10~15年直线折旧法，5%的残值率。

以2009年建成并网的项目为例，到2018年，2009年的组件产品、逆变器、光伏系统的剩余价值如下表。

从上表可以看出，以光伏组件为例：

旧光伏电站用的转化效率仅为14.1%的旧产品，到目前为止的剩余价值，远远高于目前转化效率为18.3%的全新产品。逆变器和光伏系统也是类似的情况。

      可以看出：

旧电站之所以在出售时价格高，并不是因为这些电站的设备值钱，而是因为电站的现金流值钱！

如果能通过技改提高电站的发电量，从而改善其现金流，那电站的收益就会增加！

在这种情形下，我们用全新的高效产品，替代掉之前低效的旧产品，相当于省钱了！这应该是目前光伏电站技术改造可实现盈利的根本原因。

 

2、技改的限制

然而，随着光伏组件价格的快速下降，近几年，组件价格下降的比例虽然比较高，但下降的绝对值已经相对较低。按照上述计算方法：

如果按照常规，采用15年折旧，则2013年的光伏组件、逆变器、光伏系统，到2018的剩余价值分别为1.9元/W、0.24元/W、4.32元/W，跟目前280W组件的销售价格相当。因此，可以认为，2013年以后并网的项目，目前并无技术改造的盈利空间。

二、存量电站技改的技术经济行分析

以2010年的项目为例，在不考虑限电的情况下，技术改造带来的支出和收益情况，按下列假设条件计算。

1、2010年20MW光伏电站

组件：采用235Wp组件。

当时的常规设计为20块235Wp组件组成一个支路，2个支路为一个方阵，107个方阵组成一个1.0058MWp的发电单元；20个发电单元组成一个20.116MWp的光伏电站；共使用了85600块光伏组件。

即使按照首年衰减1%，之后每年衰减0.7%考虑，经过8年的衰减后的峰值功率为220Wp；则20MW电站的峰值功率为19.02MW。

系统效率：2010年光伏电站的整体系统效率约为78%；

发电小时数：按照首年1600小时考虑；

电价：1.15元/kWh；

2）技改主要方案

仅将现有组件、逆变器拆除，在原有支架上安装全新的组件；其他设备及材料均利用电站原有的设备和材料。

拆卸后的阿健按照0.3元/W的价格出售；回收603.48万元。

3）技改后新电站

组件：采用280Wp全新组件，价格按照1.9元/W考虑，总费用为4121.64万元；组件的拆卸、安装费用分别按照20元/块考虑，总费用为171.2万元。

考虑到逆变器的电压范围，仍然采用20串组件的接线方案。则，技改后的设计方案为：

20块280Wp组件组成一个支路，2个支路为一个方阵，107个方阵组成一个1.1984MWp的发电单元；组件和逆变器采用1.2：1的配比；20个发电单元组成一个直流端峰值功率为23.968MWp、交流输出为20MW的光伏电站；也使用了85600块光伏组件。

系统效率：当前电站的系统效率比2010年有大幅的提升，考虑到电站仅替换了组件，系统效率按不变考虑。

弃光率：替换新组件后，出现组件：逆变器=1.2：1的超配情况，根据之前的经验，弃光率按照2%考虑。

相对于旧电站，由于日常运维等工作并未增加，因此，除了组件替换投资外，并未增加其他费用，因此本次技改额外的总投资为：4121.64万元。 

4）技改前后发电量的变化

由于新组件功率提高，即使考虑2%的弃光率，每年发电量仍会高出原有项目发电量500万度以上。

说明：由于增加的4553.92万元组件增值税为16%，而光伏电量的增值税即征即退50%，为8%。因此，考虑到税收抵扣，上表中的年收入即为税后收入。

 

5）增加投资的收益情况

 

2018年底花费4553.92万元的技改的20MW电站，从2019年到2030年，每年收入增加580~630万元。经过计算，

项目初始投资的回收期为6.9年；项目全投资税后的内部收益率为10.16%。

三、影响技改收益的四个因素

技改主要是通过一笔额外的投资，改善项目的现金流，从而提高项目收益。因此，能提高现金流改善程度的都能提高技改的收益。

 

1、项目上网电价

由于淘汰后组件基本以废品处置，与购买成本相关性不大。因此，项目的收益跟光伏组件的购买年份、价格相关性不大，主要跟项目的上网电价相关，即主要跟并网年份相关。

上网电价高，则回收期短、项目收益高；上网电价低，则回收期短、项目收益高。

上述案例的条件中，上网电价为1.15元/kWh时，技改的回收期为6.9年、收益率为10.16%；如果上网电价为1元/kWh时，技改的回收期将延长至7.7年、收益率为7.48%。

 

2、旧组件的衰减情况

上述案例中，旧组件按照首年衰减1.5%，之后每年衰减0.7%考虑；假设旧组件按照首年衰减2.5%，之后每年衰减0.7%，则替换了新组件之后，技改投资的回收期为6.4年、收益率为11.07%.

旧组价的衰减率越大，技改对现金流改善越好，技改投资的收益率越好。

 

3、光伏电站系统效率

上述案例中，旧电站的系统效率按照79%考虑，如果旧电站的系统效率为82%，则技改后的增加投资回收期会降低到6.1年，收益率为12.07%。

系统效率越好的电站，技改投资的收益率越好。

 

4、新组件的型号

上述案例中，如果采用300W组件，价格按照2.1元/W考虑，则最终直流端的装机规模将达到25.68MW，组件和逆变器的容配比为1.3：1，弃光率按照2.5%考虑；技改总费用为4960.52万元。

虽然技改费用增加，弃光率增加，但增加投资回收期会降低到5.5年，收益率为14.45%。 

四、存量电站的技改市场问题与思考

1、市场规模有多大

如前文所述，2013年之前的项目，由于其组件折旧后的剩余价值高于目前高效产品的价格；同时，2013年之前项目的电价均为1元/W以上，技改后发电量提升带来的收益更多。因此，2013年及之前并网的存在技术改造的空间。

根据国家能源局公布的数据，截止2013年底，我国累计并网光伏项目19.4GW。其中，地面光伏电站规模为16.3GW。理论上，这16.3GW项目，都存在通过技术改造提高收益的空间。

如果16.3GW的电站进行技术改造，并按照上述的改造条件（组件1.9元/W，拆卸后出售0.3元/W，拆卸20元/块、安装20元/块）考虑，则将会带来383亿的新增投资；即使有30%的电站进行改造，也是100亿以上的新增投资。

 

2、技改可能涉及的问题

 

1）技改方案要不要报相关部门再次审批

有人对技改方案也曾提出这样质疑：

开展组件型号变更、规模变化的技术改造，是否需要到能源局进行二次审批？

新组件的发电量，到底该执行旧电价还是新电价？

 

2）旧组件的回收利用

在此技改方案中，按照传统的折旧方案，旧组件在拆除时的剩余价值还很高，直接以0.3元/W（70元/块）的价格出售，并额外支付20元/块的拆卸费用，是否太便宜？

另外，如果50%的项目技改，我们是否8GW废旧组件的处理能力？

 

3）6~7年的投资回收期略长

根据前文的测算，在不同的情境下，技改额外投资的回收期为6~7年。这个周期对大多数企业来说，显得长一些，可能企业技改的动力不足。

因此，那些旧组件出现严重问题导致功率衰减严重（超过首年1.5%、以后每年0.7%）、电价为1.15元/kWh的项目，采用目前性价比高的高效组件（300W）替代，才能较好改善项目的盈利性。

 

4）限电对于技改的影响

2013年之前执行1元/kWh以上电价的项目，主要集中在西北地区，青海、新疆、甘肃、内蒙、宁夏等，这几个省份都有不同程度的限电。如果电网公司按照电站的报备规模进行限电，那技术改造的意义就不大了。