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您当前的位置：&>&国内现有电价条件下不同地区光伏电站投资盈利能力分析 - 光伏电站收益
全国大型并网光伏电站，根据资源区分为三类电价区：I类区0.9元/kWh、II类区0.95元/kWh、III类区1元/kWh，时间期限为20年。由于资源和上网电价区分布的不完全匹配，在不同的上网电价区内选择收益相对较好的项目，是项目投资业主最为关心的问题。为此，通过进行资源、财务分析，对这三类电价区光伏电站的预期收益情况计算，在
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每月用500度电，装光伏前和装光伏后就是不一样！
装光伏发电以前
每月用电500度
电价按0.56元/度
每月需要交280元钱电费
我们装了光伏以后
再比如我们装一个4KW多的光伏电站
每月还是用电500度电
但是我们装的4KW光伏电站
每个月是可以发500度电的
假如自己用电比例60%
售电比例40%
当然我们还需要用电网40%的电量
是不是已经晕了呢
一定要理清售电
自己发了500度电（300度自用+200度）
每个月用电还是一样的500度（自家电站300度+电网公司200度）
下边开始算账了哦
账是这样算的
首先节省电费
其次国家补贴
补贴：500*0.42元=210元（国家规定按照全部发电量进行补贴）
还没有完呢
我们还卖给国家电网200度电
我们的总收益为
节省+补贴+卖电＝449.02元
当然我们还需要交电费
交电费：200*0.56＝112元
发现没有，我们每个月用电500度的情况下，没有装光伏电站以前我们需要缴纳电费280元，现在装了一个可以发电500度的光伏电站，每个月只需要缴纳112元电费，而且省电+补贴+卖电的收益每个月还可以赚449元钱，这样下来一年就可以赚将近6000元钱，国家补贴政策20年，装一个4KW的光伏电站可以赚12万，是不是也想装一个4KW的光伏电站了！
来源：光伏服务一样的光伏指标&不一样的管理办法
一样的光伏指标 不一样的管理办法
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读《能源局关于征求2015年光伏发电建设实施方案意见的函》
2015年初，原国家能源局长吴新雄把今年的光伏电站建设指标发布权留给了新任的努尔局长。2014年的指标是14GW，只完成了10GW。2015年的指标是15GW，业内人士关注今年的完成情况，更关注新任局长的管理风格，毕竟这是新任局长治下第一个有关光伏产业的文件。
研读《能源局关于征求2015年光伏发电建设实施方案意见的函》（简称“意见”），给老红最大、最直接的感受是，“意见”是起草于吴新雄时代还是起草于努尔.白克力时代并不重要，重要的是它是国家能源局围绕光伏产业发展的一篇难得好文，重要的是它让业内感受到国家能源局的进步。
因为从事光伏产业宏观市场研究，持续研读政策成为老红的必修课程，以往却极少发表感受，因为除了《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》曾让老红拍案、为之一振外，若干文件总是让人觉得“应该”，难以让人觉得“意外”。“意见”让老红“意外”了，意外在“意见”突出强调市场运作的色彩，意外在“意见”突出强调政府行为与市场行为的共同作用。它表现在这样几个方面：
其一，强调市场化，终于推出“招标制”。老红估算现在每年的“路条”成本约在10亿元人民币左右，2014年能源局为此连下多文仍屡禁不止，根本原因在于“路条”是分配制环境下的必然产物。分配制一日不改，“路条”现象一日不除。老红所以始终呼吁招标制，是因为在光伏这个非完全市场化产业，市场中的问题应当更多地交给市场去解决。在推行招标制的过程中，逐步完善招标制的相关环境是时间问题，而铲除“路条”问题则是事关光伏产业市场化发展的根本问题。“意见”明确提出：“鼓励地方能源主管部门采取招标等竞争性方式选择……”“鼓励地方能源主管部门通过竞争性方式进行项目资源配置”。
其二，指标分配合理，分布式政策引人注目。例如河北省的指标是1个GW，这是除新疆之外分配额度最多的省份之一，也是与往年大不相同的，其目的应在引导当地减排、促进京畿地区减少雾霾。论及分布式光伏建设指标，完成2014年8GW的目标原本就是个美好的愿望，完成2015年7GW的目标，老红仍旧难持乐观态度。但无论如何“意见”的数字已经趋于冷静，并且对屋顶电站提出“对各地区提出最低任务指标，但不设年度规模上限。”
其三，灵活行政手段，促进最佳的市场效果。以往的国家文件为了达到一种效果，更习惯于使用“祈使句”。“意见”不是这样，为了鼓励竞争、补贴电价下浮，采用了一种协商的激励语气：“对上网电价降低幅度10%以上的项目，国家能源局将按扩大1倍调增规模指标；上网电价降低幅度10%以内的，按比例相应扩大规模。”老红为这一政策拍案叫绝。
其四，强调市场化的灵活性，不弱化行政手段的权威性。市场经济离不开政策法律与市场手段的“两手都要硬”，非完全市场化的光伏产业尤其如此。“意见”不但没有因为强调市场化而弱化行政手段，反而突出强调行政手段的积极作用。比如对建设指标的总量控制问题，态度明确而坚定，强调“新增备案开工的光伏电站项目规模不得超过年度实施方案中集中式光伏电站并网规模指标”；比如根据过去并网延后形成损失的现实，要求“按月衔接光伏电站和配套电网建设进度，”以实现全年均衡发展，避免年底抢装；再比如强调“建立按月检测、按季调整、年度考核的动态管理机制。”
总之，研读“意见”，扑面而来的是“市场化”三个字，这是抓住了当前中国光伏发展的核心问题和制定政策的关键问题。
过去数年，光伏舆论中人从补贴到融资要求政策扶持的呼声不断，似乎政策一出就会手到病除，其实大谬也。光伏产业的发展，尽管离不开非市场化的政策手段，但它首先是一个产业，而不是一个政治运动，考核它的不仅应是一个数量指标，更应是个经济指标，政策手段只有与市场手段形成最佳结合才会有最佳的经济结果。
纵观中国光伏电站市场发展过程，老红说过，如果将政策力度与光伏电站安装结果看做一对函数，将政策设作纵轴，时间设作横轴，比较市场化成熟国家，我国光伏电站安装结果的曲线斜率一定不是最优的。例如2014年的中国光伏产业，政策、供给、需求都是最好的，市场结果却不是最好的，原因在于我国光伏产业政策落实的市场化环境不是最优的。
老红过去一直有着一种担心：2004年开始，靠着国际市场需求，中国建立起了一批最具国际竞争力的光伏企业。2012年开始，伴随国内终端市场开始，中国未必能强化这个最具国际竞争力的光伏产业。因为如果不突出强调市场化，现在强大的中国光伏就会变得外强中干，变得不那么强大。
比较“意见”和《2014年光伏发电年度新增建设规模的通知》，最突出的感觉是，一个国家文件必须具有权威性和强制性，但并不意味因为有了这两点就一定会产生最好的结果。最好的结果应当产生在政策与市场手段的完美结合，产生在政策的手段要尽量市场化的手段落实。在这方面，“意见”开创了中国光伏产业政策的新时代。
&此稿发布于《南度度》
参考资料：
《能源局关于征求2015年光伏发电建设实施方案意见的函》
《德国或成为首个取消新能源电价补贴的国家》
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光伏电站运行情况对比——Ⅰ类资源区
文件大小：371.31K
根据国家发展改革委《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格[号），全国分为三类标杆上网电价区，分别试行0.9元/kWh、0.95元/kWh、1.0元/kWh的标杆电价。
按理说，电价区是主要是按资源水平划分的（可能还考虑地区经济、造价等），太阳能资源应该差不多。那在同一电价区内的光伏电站，发电量能差多少？今天，我们先来看一下Ⅰ类资源区。
一、电价情况
标杆上网电价（含税）0.9元/kWh；
二、区域范围与资源情况
1、不同电站的赢利性差异大！
同一省份的Ⅰ类资源区，太阳能资源应该相差不大。然而，从年等效利用小时数的最高和最低对比来看，各个电站的质量、管理水平还是相差很大的！
相对于年等效利用小时数最低的电站，最高的电站分别提高了50.8%、10.8%、24.1%、131.2%、6.2%！
差异最大的是青海，个人觉得，应该有限电的因素在里面。然而，在这5个省份中，差异最少的也是6.2%。如果说发电量最低的，是由于限电因素，那最高值和平均值，基本应该代表了电站的质量和管理水平的差异。
这5个省份，年等效利用小时数的最高值和平均值分别相差：10.9%、5.1%、11.4%、34.1%、3.8%。可见，不同电站的质量和管理水平还是有很大差异的。
我们做财务测算时都知道，由于光伏的标杆电价高，光伏电站的收益对发电量是十分敏感的！发电量即使提高5%，项目的收益就会有很大的变化。
如果项目的单位千瓦造价按照9000元考虑，以表2中的年等效利用小时数做为项目的首年满发发电小时数（按10年10%、20年20%进行折减），我项目的融资前税前收益率情况做了一个简单的估算，结果如表3。
从表4中可以看出，
1）平均来看，资源相对较差的内蒙古和新疆的光伏电站发电量更好！其中，新疆不同电站的差异最小。
2）宁夏是Ⅰ类资源区中资源最差的地区，也是发电量最差的地区；
3）发电量最差的电站出现在青海，其次是甘肃；以这两地的资源，发电量肯定不会这么差！固然有管理的原因，但我觉得更多的应该是限电的影响。
4）发电量最好的电站出现在青海，说明青海部分地区的资源最好；发电量最差的电站也出现在青海，可能是由于限电造成。
单从&可再生能源信息资源数据库&统计的2013年的数据来看，Ⅰ类资源区内各光伏电站运行情况如下：
1、各电站的质量和管理水平存在一定的差异，导致各电站的收益情况差异较大；
2、内蒙古、新疆的电站发电情况最好，各电站之间差异最小，业主们的收益是相对较高、较稳定。
五、画外音
别人的电站说完了，各位投资商们，你们的光伏电站处于什么水平？快拿运行数据来比比看吧！
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2012年金太阳项目示范名单
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solarbe2005光伏电站不同融资模式深度解析
　　2014年上半年分布式推广不利的原因在于商业模式不成熟、项目运营收益率存在不确定性以及融资存在瓶颈等问题。由于项目收益率无法得到保障，银行等融资渠道难以大规模进入分布式光伏领域，行业遇到融资难的问题。而目前我国现有的融资渠道较少，主要仍依靠国开行或者商业银行贷款。其他可预见的融资创新包括资产证券化、互联网金融、光伏产业基金等。下面我们将对上述融资模式逐一进行分析。
　　（1）银行贷款：融资成本较低，融资规模有限制
　　目前银行仍是光伏电站的主要融资渠道，且国内多数领先运营商均得到国开行贷款，但目前银行对分布式贷款尚未放开，还不能接受以电站收益作为抵押的贷款，必须实物抵押。分布式的融资瓶颈在于其运营风险高于地面电站，当分布式发电量波动（气候和电站质量导致）、自发自用比例不确定、并网和电费收取风险等核心问题能得到有效解决之后，分布式的融资难题将迎刃而解。近期银行集中在做分布式项目的风险管控调研，随着保险介入和细则政策明朗，银行贷款有望逐渐放开。OFweek行业研究中心高级分析师孙栋栋认为，银行贷款融资的优点在于融资成本较低，而缺点主要是融资规模有限制，无法支持分布式光伏大规模发展。
　　（2）众筹模式：解决分布式融资的方式之一
　　众筹是一种融资行为，属于股权融资，主要用于小额风险投资，它的特点是积少成多、英雄不问出处。2014年2月国内联合光伏试水众筹模式，联合光伏通过众筹网融资1000万元，用以在深圳前海新区建设1MW光伏电站，投资锁定期限为2年，并承诺了6%的年化收益，被看做是互联网金融参与太阳能电站建设的首次尝试。
　　众筹模式的问题在于：1）电站融资规模很大，但众筹之前涉及的科技、影视和技术项目的集资规模都很小；2）涉嫌非法集资，法律上暂未做出明确的界定；3）缺少担保，一旦项目出现风险，投资人难以追索权益，影响大规模融资的能力。 　
　（3）互联网金融渠道：目前处于摸索期
　　2014年1月，曾传阿里巴巴将推出“定期宝”，有意跨界投资光伏电站，而有知情的光伏行业资深人士表示，阿里巴巴方面的确在与一家具有国资背景的光伏电站大型企业洽谈。如若成功，光伏电站开发融资模式将出现颠覆式的变化。
　　“定期宝”是一款封闭期介于7日至90日的短期理财产品，未来将投资于固定收益领域。从理论上来说，光伏电站资产确实符合固定收益投资标的要求。2013年以来国家出台了一系列扶持光伏电站开发的政策，较大改善了光伏发电上网和收购的条件，根据相关政策，电站运营方面在20年内收入、补贴、成本均较为稳定，类似于固定收益产品，而电站作为收益最稳定的投资品种之一，非常适合从互联网渠道融资。
　　综上分析，我们认为未来电站运营商有望携手互联网巨头，以20年电站收费权做质押推出理财产品，定价比同期银行存款利率高出一定百分比，安全性方面通过善后基金、保险和银行授信解决。目前运营商仍处于筹备和摸索期，但未来将成为一种趋势。对于公众来说，互联网金融为其提供间接投资电站的便利途径，使分散的个体也可享有电站运营收益，推动光伏进入全民投资和分享的时代。高级分析师孙栋栋认为，互联网金融优点在于融资成本低，来源广；缺点主要是推广具有不确定性，目前没有形成规模，消费者认可度不高。
　　（4）融资租赁和信托：融资成本较高，适合快速扩张企业
　　光伏电站的开发运营类似于经营性物业，融资租赁公司的切入点是在光伏电站的持有和运营之间。针对地面电站，融资租赁公司能为光伏电站提供前期开发融资，并为电站的建设运营提供直租和售后回租的服务。例如，爱康科技近期开展光伏电站融资租赁业务，其将持股80%的子公司青海蓓翔拥有的65MW太阳能电站整体发电资产出售给福能租赁，后者再将该资产返租给青海蓓翔运营。本次融资租赁融资金额为8650万元，如果考虑保证金的影响，年实际利率为10.85%。通过融资租赁业务，爱康科技盘活了现有资产，能快速获取资金加快电站建设，对电站形成滚动开发。
　　通过我们深入研究得出结论，该方案是融资租赁公司与光伏企业合作组建电站运营平台，融资租赁公司帮助光伏企业打通融资渠道，光伏企业拓展新客户，设计、开发、安装屋顶光伏电站，双方各自发挥自身优势，使只能做短期内的开发建设业务的光伏企业有能力长期持有并运营电站。另外这种类资产证券化手段可提高电站项目的财务杠杆比例（二次加杠杆），提升资金使用效率，盘活电站资产，对电站运营商突破融资瓶颈具有重要意义。虽然资金成本的上升影响短期利润释放，但IRR和ROE都有一定提升，适合快速扩张、抢占资源的民营企业。
　　（5）资产证券化：有利于产品创新，利益共赢
　　国内光伏电站的资产证券化融资就是把已建成的光伏电站作为基础资产（既有资产），把光伏电站的未来收益做成资产包，在融资市场上进行出售来获取资金，再进行下一个光伏电站的投资建设。这是一种滚动式发展方式。做资产证券化的前提是必须有基础资产，即光伏电站，而且该光伏电站必须是没抵押的。
　　光伏电站资产证券化的优点在于：1）融资门槛低，市场需求广泛；2）操作简便，期限灵活；3）资金用途不受限制；4）有利于产品创新，利益共赢。而对应的缺点的是：1）融资成本较高，需要投资者对光伏电站有一定的接受度；2）相关法律法规有待完善。尽管如此OFweek行业研究中心高级分析师孙栋栋仍认为，光伏电站资产证券化将是未来光伏电站融资的主流趋势。
　　（6）定增+可换股债券：适合国内市场，特别是民营运营商
　　民企在债权融资方面相比国企不占优势，但体制灵活、模式创新和执行力相比国企有一定优势，依托利润释放、业绩弹性和商业模式创新，结合国内资本市场比海外具有高估值的优势（特别是成长股），在较高价位进行股权融资，释放利润提升股价，再股权融资，实现融资性增长。
　　（7）光伏产业基金：资金成本较高，难以用于运营期
&&& 基金是为了某一方向的投资将一定数量的社会资金集合在一起的投融资形式。光伏产业基金是以光伏电站建设为投资方向集合社会资金而建立的基金。光伏产业基金有利于解决启动资金的问题，促进分布式的发展，但是基金融资成本较高且资金来源有限，存在一定的风险。
　　国内首个专业光伏应用基金--国灵光伏应用产业投资基金由国家发改委国际合作中心牵头，由和灵投资管理（北京）有限公司、365光伏电站网等共同发起成立。该基金将以股权的形式投资大型优质光伏地面电站及分布式光伏电站项目。国灵光伏应用基金首期已完成融资5亿元，并选择当下条件最好的项目给予其启动资金支持，待电站建成后随即退出，预期收益率在10%-20%之间。此基金如果运作顺利可以撬动光伏电站投资资金百亿元，为我国光伏建设融资开启新纪元。高级分析师孙栋栋认为，光伏产业基金优点在于有利于解决启动资金的问题，促进分布式的发展；缺点主要是融资成本较高，基金的资金来源有限，存在一定的风险。
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