光伏财务之眼(三) 不同组件技术的财务溢价模型

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楼主 2019-01-16 05:57:44
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引言

晶体硅太阳能电池制造领域,按照材料的类型分为多晶硅、单晶硅。多晶硅由于在制造成本方面有明显的优势,从2008年起,组件风靡了光伏市场。而近些年,随着行业的发展,市场的风向似乎发生了改变。有些单晶主导的企业,逐步获得青睐。单晶的细分市场里,双面技术的出现,似乎又掀起来一波双面技术的浪潮。随着国家主导的领跑者项目平台的搭建以及规则的制定朝着度电成本方向倾斜,晶硅技术的路线竞争也将越来越激烈,成本和效益之间的平衡像一把新的达摩克利斯之剑,迫使晶硅光伏技术方向进行再选择。

正文

一、  几种类型组件的首年衰减及年均衰减值

组件的衰减在财务模型里面是严格进行了定义的。比如首年减太大,则25年获取的电量就会存在较大的差异。以常见的单晶衰减指标首年3%,每年0.7%来进行计算,相比于首年衰减1%,每年衰减0.4%,25年累计下来,总的发电量相差可能高达6%-7%。低的衰减值,相同安装容量下,可获得高的发电量。表一给出了模型计算中几种类型组件的衰减参数指标。

二、    几种类型组件发电量特性

.1 多晶、单晶的发电特性比较

图1-晶澳大同领跑者项目PERC与多晶实际发电量对比

  从对比图上看,PERC单晶比多晶多发2.9%左右。PERC单晶组件在后6个月运行多发电3.4%)

.2 双面组件背面增益值

案例一、

泰州经度119.38 纬度32.01;海拔高度10米;安装间距7.5米,安装角度27度;离地高度0.6米。N型双玻组件综合功率375 w(正面345瓦),安装容量20.25KW。原多晶组件方阵已经安装运行2年,每个子阵列安装容量22.35KW

 多晶组件平均每天发电量为3119/MWN型双面组件(综合功率)平均每天发电量为3392/MW。换算成比例,在综合功率情况下,N型双面比P型多晶组件多发9.%的电量。由于是按综合功率计量,实际应该多发比例是8.5%+9.6%=1.%

     图3-按综合功率计量情况下N型双面和P型单面的每MW发电量

案例二

    山西某项目容量30MW,朝向:正南;低端离地高度1米左右项目间距9米;安装角度38度;项目使用集中式逆变器使用 N型单晶双面 和 PERC单晶单面组件。

图5N型双面综合功率310W和P型PERC单面发电量对比,实际组件正面功率290W.换算成背面增益,平均值为18.6%。对应场景为图4中左图地面条件下。

图6是杂草丛生以后比较的增益值,对于PERC单面平均增益值在

11%。

  由于背面增益与地面情况及安装场景有较大关系,财务模型中将N型双面(双面因子0.85)取值为背面相对于多晶增发10%考虑。则P型双面由于双面因在在0.7左右,背面增发比例相对于多晶取值约为8.2%。

三、项目财务模型的边界条件

   在第二批领应用领跑者项目里面,选取内蒙古达拉特作为假定项目地来分析多晶、普通单晶、双面PERC技术和N型双面技术的溢价模型。项目选择全资本投资收益率8%作为企业财务平衡的基准点,假定分别按285多晶,PERC310单晶单面;PERC310双面;N型单晶双面310分别建设100MW地面电站;一类地区(纬度40度,内蒙古达拉特,水平辐照5945.7MJ/年);土地租金成本300/亩;系统效率83%;资本金比例20%;银行贷款利息4.9%;贷款15年;运维成本0.09//,设备残值5%,电站使用寿命25年。

四、不同组件技术的财务溢价模型

  各种技术组件衰减不同,不同技术系统发电能力的差异,其它边界条件相同,在固定安装情况下反推系统造价,得到如下分析结果。

从表中看出,如果要保持8%相同的全投资收益率,多晶285组件组件构成的系统成本要控制在5.14/瓦以内,单面PERC 310组件要控制在5.27/瓦以内,PPERC310要控制在5.57/瓦以内,而N型双面310组件要控制在5.97/瓦的系统成本以内。如果以多晶285组件系统为参考点,则对于单面PERC310组件系统造价应该高0.15/瓦为合理,而对于PPERC双面,则系统的造价高0.45/瓦是合理的;而对于N型单晶双面,系统造价要高0.85/瓦是合理的。如果这几种组件构成的系统超出了价差的边界值,则技术无法从多晶、P型单晶、P 型单晶双面和N型单晶双面上实现跨越。如果低于以上的临界值,则市场选择会顺利的过度,实现多晶,P型单晶、P型单晶双面到N型单晶双面的技术发展。

光伏系统的成本构成分为BOS成本和组件成本,组件功率越高,则对应的土建成本、支架成本和相应的线缆成本以及安装成本会有部分的下降。因此高功率的组件回带来系统安装成本下降。根据经验分析的数据,组件功率每升高10瓦,则系统BOS成本下降约0.04元(一般条件,如果山地或者地基基础工程量大,则这个BOS成本差价会更大些)。如果多晶组件在285瓦,单晶系列的组件在310瓦左右,则系统的BOS成本上,单晶会有0.0元/瓦的系统造价优势。

如果将这个BOS成本的优势因素加入系统的造价分析里,那么我们可以看到,如表三所示,组件的价差要维持在表中水平才能保持有相同的投资收益率。

    对应的表格相差,我们可获取不同类型组件在系统端看来所获取的相对溢价值。单面PERC310相对于多晶285获取的溢价在0.25元左右,PPERC310双面相对于单面PERC310获取的溢价约0.3元左右,N型双面310获取的溢价相对于PPERC双面约为0.4元左右。

产生溢价的根源之中,多晶和单晶PERC的差异在于BOS成本及多发的3%的电量;单晶单面PERC310和单晶双面PERC310之间的差距在于背面多发的电量5.2%,N型双面和PERC双面原因在于相对于PERC310单面多发7%以及衰减量的差异。在相同条件下,N型双面和PERC双面的背面差异的来源主要是主流技术中双面因子的差异。如果P型单面组件和P型双面组件的衰减值减小,则这种N型双面和P型双面的溢价值将减少。

五、结论 

  我们这里讲的财务溢价只是一个财务模型的反推,新技术的出现要能被市场认可才算是成功的技术,反推的结果表明新技术的发展逻辑上是可行的。但市场是有惯性的,没有利益的驱使或者生存的压力,市场如何愿意尝试新的技术呢,谁又愿意冒风险去承担应用新技术的带来的不确定性呢?任何新技术的推广和发展的必要条件是买家和卖家能够实现共享,共赢。

后记

光伏财务之眼本来分为几个部分来讲述光伏系统的财务选择方面的内容,光伏财经之眼(三)-不同组件技术的财务溢价模型略显突兀。在后来的文章里,慢慢补足光伏财务之眼(一)-光伏系统的边界条件和敏感性分析、光伏财务之眼(二)光伏系统的成本和效益的平衡,由于一些原因,先出了之(三)。



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