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編者按：隨著我國政府對分布式光伏發(fā)電項目的補貼退坡加速，分布式光伏市場化時代逐步來臨，分布式光伏發(fā)電項目在今后的發(fā)展中無疑會面臨較大的投資風險，因此，對其進行風險評價與控制研究顯得尤為重要，對減少分布式發(fā)電項目的投資風險具有重要意義。

在大力開發(fā)可再生能源以實現(xiàn)我國減排目標的背景下，分布式光伏發(fā)電作為一個重要的發(fā)展對象，也顯示出了廣闊的發(fā)展空間。在過去的10 年中，光伏發(fā)電行業(yè)經(jīng)歷了前所未有的增長，通過國家能源局公布的最新數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，分布式光伏發(fā)電在2017 年迎來了屬于自己的“風口”。然而，政府有關(guān)部門在發(fā)布的文件中明確指出，將降低2018 年1 月1 日之后投運的分布式光伏發(fā)電項目的標桿上網(wǎng)電價。2018 年5 月底，國家“三部委”又推出了“531”新政，即新投運的分布式光伏發(fā)電項目標桿上網(wǎng)電價和度電補貼均下調(diào)0.05 元/kWh( 扶貧項目除外)。

隨著我國政府對分布式光伏發(fā)電項目的補貼退坡加速，分布式光伏市場化時代逐步來臨，分布式光伏發(fā)電項目在今后的發(fā)展中無疑會面臨較大的投資風險，因此，對其進行風險評價與控制研究顯得尤為重要，對減少分布式發(fā)電項目的投資風險具有重要意義。本文綜合考慮了國家和地方分布式光伏電價補貼、自發(fā)自用電比例、年輻射量、初始投資成本、上網(wǎng)電價等對分布式光伏發(fā)電投資項目收益的影響。

文獻回顧

Antonelli 等[1] 認為上網(wǎng)電價會影響分布式光伏發(fā)電項目在運營階段的收益，因此，上網(wǎng)電價可能是限制分布式光伏發(fā)電的主要風險因素之一；Orioli 等[2] 將國外的光伏發(fā)電投資項目作為研究對象后發(fā)現(xiàn)，影響光伏發(fā)電項目風險的因素包括項目所采用的折現(xiàn)率、光伏組件的價格、上網(wǎng)電價、通貨膨脹率等，對這些風險因素進行了敏感性分析后得出，貼現(xiàn)率是影響項目投資收益的最主要因素的結(jié)論；Awerbuch[3] 從風險和技術(shù)方面對光伏發(fā)電項目進行了研究，從中得出項目投資過程中資金流的波動、技術(shù)落后、傳統(tǒng)發(fā)電原材料價格的變動等都會給光伏發(fā)電項目帶來風險的結(jié)論；Lüthi[4] 認為分布式光伏發(fā)電項目的發(fā)展主要是受補貼政策的影響，同時還受光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)自身的制約；何寧波[5] 從內(nèi)外部環(huán)境、光伏技術(shù)、外部政策及宏觀經(jīng)濟4 個方面，采用層次分析法分別給予不同的權(quán)重，構(gòu)建了分布式光伏并網(wǎng)發(fā)電項目風險評價指標體系，并在該框架下進行分析評估，發(fā)現(xiàn)了光伏發(fā)電項目投資中存在的主要問題，并提出了相關(guān)建議；王瑋等[6] 構(gòu)建的分布式光伏發(fā)電項目數(shù)學模型，以屋頂分布式光伏發(fā)電項目為例，通過分析比較不同并網(wǎng)模式和光伏組件類型下相對應的項目收益，列舉了投資分布式光伏發(fā)電項目的各種風險因素，并提出了應對這些風險的措施。

綜合已有的研究來看，國內(nèi)外對分布式光伏發(fā)電項目的研究主要是針對單個或幾個風險因素進行的宏觀層面上定性的或簡單的定量分析，缺乏結(jié)合國家現(xiàn)狀對主要風險因素進行綜合全面地分析，且并未充分考慮國家和地方分布式光伏電價補貼、自發(fā)自用電比例、年輻射量、初始投資成本、燃煤機組標桿上網(wǎng)電價等因素對分布式光伏發(fā)電項目投資收益的影響程度。

分布式光伏發(fā)電項目投資風險因素分析

根據(jù)國內(nèi)外現(xiàn)有的研究，結(jié)合我國光伏發(fā)電行業(yè)的發(fā)展現(xiàn)狀，本文認為影響我國分布式光伏發(fā)電項目投資的風險因素包括燃煤機組標桿上網(wǎng)電價、補貼政策、年發(fā)電量、自發(fā)自用電比例、初始投資成本等。

1) 燃煤機組標桿上網(wǎng)電價。對于分布式光伏發(fā)電項目而言，其所發(fā)電量在不同的上網(wǎng)模式下，不同的上網(wǎng)電價產(chǎn)生的收益也不相同。根據(jù)“三部委”聯(lián)合印發(fā)的《2018 年光伏發(fā)電有關(guān)事項的通知》，自2018 年5 月31 日起新投運的，采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的分布式光伏發(fā)電項目，全電量補貼標準為0.32元/kWh( 含稅)，余量上網(wǎng)電價( 不含戶用光伏扶貧) 按照“當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價+0.32 元/kWh”計算；采用“全額上網(wǎng)”模式的分布式光伏發(fā)電項目，按項目所在資源區(qū)的光伏電站價格執(zhí)行。那么，對于分布式光伏項目而言，當所在資源區(qū)確定后，項目發(fā)電量與自發(fā)自用電比例一定時，燃煤機組標桿上網(wǎng)電價越高，投資收益越大，項目風險就會越小[7]。因此，燃煤機組標桿上網(wǎng)電價是分布式光伏發(fā)電項目投資風險因素分析中不可忽視的風險因素。

2) 補貼政策。國家為了促進分布式光伏發(fā)電項目的發(fā)展，盡快實現(xiàn)市場化，采用了補貼政策；但目前補貼不斷減少，也是為了使分布式光伏發(fā)電項目今后不用補貼也可以市場化生存。事實上，政府會結(jié)合不同地區(qū)的分布式光伏發(fā)電項目的發(fā)展現(xiàn)狀及技術(shù)進步等因素，對補貼政策進行有針對性的調(diào)整，以期有效引導行業(yè)的健康有序發(fā)展。鑒于光伏發(fā)電項目投資的特殊性，即其投資基本發(fā)生在第1 年，從第2 年開始光伏發(fā)電系統(tǒng)造價出現(xiàn)斷崖式下跌，且每年下降快速；同時，對于目前現(xiàn)狀而言，政府針對并網(wǎng)光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價和補貼政策也是在其新建第一年最高，之后呈現(xiàn)逐年下降趨勢，最終直至光伏發(fā)電項目實現(xiàn)平價上網(wǎng)。就目前情況而言，對于分布式光伏發(fā)電項目的投資，補貼政策是重要的風險因素之一。

3) 年輻射量與組件效率。分布式光伏發(fā)電項目的年發(fā)電量會受到自然環(huán)境與技術(shù)、設(shè)備等多方面的影響，主要影響因素包括年太陽輻射量、不同種類光伏組件的轉(zhuǎn)換效率、組件傾斜角度、部件的組合損失等。年太陽輻射量通常作為判斷某個地區(qū)是否適合投資分布式光伏發(fā)電項目的重要風險因素，我國I 類資源區(qū)年太陽輻射量多，在相同條件下，光伏發(fā)電量要遠高于III 類資源區(qū)。不同類型光伏組件的轉(zhuǎn)換效率也不相同，因此，光伏組件的轉(zhuǎn)換效率也是影響光伏發(fā)電系統(tǒng)年發(fā)電量的重要因素[6]。通常在電價水平與項目自發(fā)自用電比例一定的情況下，年輻射量與組件效率是決定項目收益的關(guān)鍵因素，也是本文需考慮的關(guān)鍵風險因素。

4) 自發(fā)自用電比例。對于分布式光伏發(fā)電項目而言，自發(fā)自用電的比例越高，投資收益越高，在決策某個分布式光伏發(fā)電項目是否值得投資時，需評估該項目預計的自發(fā)自用電比例，并基于發(fā)電量和電價情況計算該項目的內(nèi)部收益率[6]。因此，自發(fā)自用電比例也是需要考慮的重要風險因素。

5) 初始投資成本。眾所周知，分布式光伏發(fā)電項目的初始投資成本在總成本的占比較高。但隨著光伏技術(shù)不斷進步，根據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)，近年來，分布式光伏發(fā)電項目的建設(shè)總成本呈下降趨勢，這對于分布式光伏發(fā)電項目來說很有利。研究機構(gòu)預測，在未來幾年，在一定條件下，分布式光伏發(fā)電項目的單位投資水平在7500～8000元/kW。與此同時，隨著技術(shù)進步，組件的轉(zhuǎn)換效率不斷提高，各種材料的價格也具有持續(xù)降低的趨勢，分布式光伏發(fā)電項目的單位投資水平仍有下降空間。因此，初始投資成本也是關(guān)鍵風險因素之一。

投資風險的模擬模型

將影響分布式光伏發(fā)電項目投資收益的各種風險因素假設(shè)為隨機變量，采用蒙特卡洛模擬方法分析項目的凈現(xiàn)值(NPV) 和內(nèi)部收益率(IRR)概率分布。

項目NPV 計算

式中，θ 為折現(xiàn)率；n 為項目壽命周期；t 為項目壽命期內(nèi)的某一年；Y(t) 為某段時期的現(xiàn)金收益；C(t) 為某段時期的現(xiàn)金支出；e 為自然常數(shù)。

1.建設(shè)期

建設(shè)期ta 的取值范圍為從第0 年到第i 年。分布式光伏發(fā)電項目建設(shè)期的資本性支出占現(xiàn)金支出的比例較大，且集中發(fā)生在項目新建當年。項目建設(shè)期的現(xiàn)金支出C(ta) 可表示為：


式中，W 為分布式光伏發(fā)電項目的裝機容量；CW 為單位裝機容量成本。

2.運營期

運營期tb 取值范圍為從第i 年到第n 年。在分布式光伏發(fā)電項目運營過程中，運營費用是可以預見的，除項目的人工成本外，還有設(shè)備的備件成本。因此，年運營費用可按照總固定投資的一定比例進行估算。根據(jù)現(xiàn)有的分布式光伏發(fā)電項目經(jīng)驗，項目的年運營費率通常在1%～3% 之間；且裝機容量越大，年運營費率越低。因此，年運營費率也是一個變量，會帶來成本端的不確定性。
運營期維護費用Cot 可表示為：


式中，ko 為年運營費率。運營期現(xiàn)金支出C(tb) 可表示為：


式中，Dt 為第t 年分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)的折舊；Tr 為所得稅率。運營期分布式光伏發(fā)電項目的總現(xiàn)金收益Y(tb) 由售電收入、自發(fā)自用電的機會收益和政府補貼收入3 部分組成，可表示為：


式中，P1 為上網(wǎng)電價；P2 為補貼電價；Qs為售電量；Qp 為自發(fā)自用電量；Qt 為運營期的發(fā)電量；QsP1 為售電收入；QpP2 為自發(fā)自用電的機會收益；QtP2 為財政補貼。


由于發(fā)電量Qt、售電量Qs、自發(fā)自用電量Qp 的比例受諸多因素影響，從而引起了收入端的不確定性。
Qt 還可以表示為：


式中，Hct 為年太陽輻射量；H 為標準條件下的太陽輻照度；K 為光伏組件綜合效率系數(shù)。本文假設(shè)光伏組件第1 年的衰減率為3%，以后每年的衰減率為0.7%，則10 年的衰減率為9.3%，對應的功率為90.7%；第25 年衰減率為19.8%，對應的功率為80.2%。根據(jù)國家能源太陽能發(fā)電研發(fā)( 實驗) 中心自2012 年3月以來對屋頂光伏組件的溫度預測系統(tǒng)的研究數(shù)據(jù)，可以計算出光伏組件第1 年的K 值為84.13%，以后每年衰減0.7%[8]，考慮到光伏組件的使用壽命約為25 年，因此設(shè)n=25 年。

投資風險的模擬

在上述研究的基礎(chǔ)上，根據(jù)式(1)～ 式(7) 可通過蒙特卡羅模擬投資風險。當項目的投資成本和收益都是隨機變量時，NPV、IRR 隨著風險變量的變化而變化，并且二者存在以下關(guān)系：IRR 小于等于某一貼現(xiàn)率θ* 的概率等于貼現(xiàn)率的凈現(xiàn)值大于等于零的關(guān)系，即
Pr(IRR≤θ*)=Pr(NPV≥0|θ=θ*)，然后可以基于仿真來分析因變量的概率分布和自變量的敏感性。

案例分析

本文以某擬建的裝機容量為5 kW 的分布式光伏電站為例，該電站位于III 類資源區(qū)，結(jié)合我國分布式光伏發(fā)電的并網(wǎng)現(xiàn)狀，以上述投資收益模型為基礎(chǔ)，以國家分布式光伏電價補貼、地方分布式光伏電價補貼、自發(fā)自用電比例、年輻射量，初始投資成本、燃煤機組標桿上網(wǎng)電價為自變量，NPV、IRR 為因變量，對分布式光伏發(fā)電項目的NPV、IRR 進行計算、分析和比較。由于該項目規(guī)模小、易操作、易管理，因此，年運營費率忽略不計，且風險模型暫不考慮所得稅。風險模型相應的數(shù)據(jù)參數(shù)如表1 所示。


1) 項目所在地為Ⅲ類資源區(qū)，全年日照時數(shù)為2200～3000 h；年輻射量為1390～1630 kWh/m2 [6]，本文取1500 kWh/m2，由于其存在不確定性，被列入隨機變量，故年輻射量的估計值為三角分布(1390, 1630, 1500)。2) 我國電力企業(yè)認為未來分布式光伏發(fā)電項目的單位造價水平在4000～5000 元/kW[9]，因此單位初始投資服從均勻分布(5000，8000)。3) 燃煤機組標桿上網(wǎng)電價采用國家規(guī)定數(shù)值，向下浮動值在0.05～0.06。4) 國家和地方光伏電價補貼在下調(diào)，逐步實現(xiàn)無補貼。

運用蒙特卡羅水晶球軟件進行因變量NPV和IRR 概率模擬。在NPV 概率的模擬過程中，n和θ 分別被設(shè)置為25 和5%，NPV 在0 ～52207.61的概率約為84.34%；IRR 在10%～20% 的概率為67.79%。具體如圖1、圖2 所示。


通過蒙特卡羅模擬可得到表2 中的數(shù)據(jù)，并通過敏感系數(shù)公式可得出自變量國家分布式光伏電價補貼、自發(fā)自用電比例、地方分布式光伏電價補貼、年輻射量、初始投資成本、燃煤機組標桿上網(wǎng)電價對NPV 的敏感性。敏感系數(shù)的表達式為：


敏感系數(shù)的絕對值越大，表明敏感性越高。根據(jù)式(8) 可知，自變量中國家分布式光伏電價補貼的敏感系數(shù)為0.76，敏感性最高；其次為自發(fā)自用電比例，敏感系數(shù)為0.61；然后為地方分布式光伏電價補貼( 敏感系為0.47)，之后依次為年輻射量( 敏感系數(shù)為0.31)、初始投資成本( 敏感系數(shù)為-0.25)、燃煤機組標桿上網(wǎng)電價( 敏感系數(shù)為0.07)。


通過蒙特卡羅模擬可得到表3 中的數(shù)據(jù)，根據(jù)表3 中的數(shù)據(jù)并利用式(8) 可知，國家分布式光伏電價補貼、自發(fā)自用電比例、地方分布式光伏電價補貼、年輻射量、初始投資成本、燃煤機組標桿上網(wǎng)電價對IRR 的敏感性。其中，國家分布式光伏電價補貼的敏感系數(shù)為0.33，敏感性最高；其次為自發(fā)自用電比例，敏感系數(shù)為0.25；接下來依次為地方分布式光伏電價補貼( 敏感系數(shù)為0.20)、初始投資成本( 敏感系數(shù)為-0.15)、年輻射量( 敏感系數(shù)為0.13)、燃煤機組標桿上網(wǎng)電價( 敏感系數(shù)為0.03)。


分布式光伏發(fā)電項目投資風險減緩建議

根據(jù)上文投資風險模擬結(jié)果，本文從政府和投資者兩個角度提出了針對我國分布式光伏發(fā)電項目減少投資風險的建議，以期為在不同光照資源地區(qū)投資分布式光伏項目的投資者提供參考。

對政府的建議

1) 從風險模擬結(jié)果來看，電價補貼變化是我國分布式光伏發(fā)電項目投資的最重要風險因素之一，在當前經(jīng)濟環(huán)境和行業(yè)技術(shù)條件下，建議政府降低補貼應采取漸近式緩慢進行。即基于政府財力約束，實施項目總量規(guī)劃，控制好開發(fā)進度，確保項目預期收益，使項目對投資者仍有吸引力。同時，政府應給予稅收優(yōu)惠、并網(wǎng)電價保護等經(jīng)濟激勵政策，降低投資收益不確定性預期。

2) 鼓勵光伏組件制造行業(yè)重組，掌握光伏行業(yè)的核心技術(shù)，降低技術(shù)風險。目前，我國實施的“光伏領(lǐng)跑者”計劃主要是對新技術(shù)的激勵，但是我國分布式光伏發(fā)電技術(shù)與世界先進水平相比仍有較大差距，建議設(shè)立產(chǎn)業(yè)發(fā)展基金，支持行業(yè)性關(guān)鍵或瓶頸技術(shù)的創(chuàng)新突破，為提高發(fā)電效率、減少發(fā)電量偏差、改善電能品質(zhì)提供技術(shù)性保障。總之，政府制定行業(yè)瓶頸技術(shù)創(chuàng)新激勵政策，并對投資者進行正面激勵，對于降低項目投資風險而言同樣不可或缺。

對投資者的建議

投資者應重視項目的可行性分析和評估。

1) 根據(jù)分布式光伏發(fā)電項目風險因素的分析，可知悉年輻射量是影響收益端的變量因素，光伏組件接收的光照越多，發(fā)電量越高，收益越好。就屋頂類型而言，若按最佳角度安裝，水泥屋面的發(fā)電量稍高于彩鋼瓦屋面，因此光伏組件朝向、傾角等的科學設(shè)計非常重要，只有這樣才能使發(fā)電量更高，降低項目風險。

2) 從模型結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)，自發(fā)自用電的比例也是影響項目收益的重要因素，自發(fā)自用電比例越大，機會收益越高。那么在適當范圍內(nèi)提高自發(fā)自用電的比例，可降低分布式光伏發(fā)電項目風險。根據(jù)峰谷電價的不同掌握好用電時段，也可增加收益，降低項目的投資風險。

3) 項目的單位建設(shè)成本是成本端的風險因素，雖然設(shè)備占初始投資總成本的一大部分，但是不同項目需求也會增加分布式光伏發(fā)電項目的建設(shè)成本，最后影響項目的投資風險。項目規(guī)劃過程中，合理的裝機容量才能控制好項目成本，有效緩解項目的投資風險。

4) 項目實施及運營階段的控制也很重要，其直接關(guān)系到整個項目的實際盈利是否能達到預期目標。項目的運營維護工作直接影響項目的使用壽命和收益情況，設(shè)備出現(xiàn)故障后應及時修復，保障項目的正常運行。因此，對項目進行全面考慮才能更好地控制項目成本，增加項目的收益，降低項目的投資風險。

原標題：我國分布式光伏發(fā)電投資風險分析