2019年光伏竞价模拟及结果分析

　　太阳能光伏网讯:2019年4月12日，国家能源局综合司关于征求对2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知（征求意见稿）意见的函发布，这应该是正式发布前最后一次征求意见。

　　利用“坎德拉PV”小程序对500kW低压并网、2MW高压全额上网和6MW高压全额网项目的造价进行估算，单位千瓦造价在4.2元/W，5元/W和4.2元/W左右。可以看出造价分布比较广，在竞价的情况下，1-2MW的高压全额上网项目生存空间很小。

　　以乌海为例，假设30MW的地面电站，利用“坎德拉PV”小程序查得首年利用小时数为1532h，造价按4.2元/W估算，

　　利用“坎德拉PV”小程序测算，上网电价在0.35元/kWh时，项目全投资IRR可以达到8%左右。

　　（1）普通光伏电站和全额上网工商业分布式光伏发电项目：II类资源区修正后的电价=申报电价-0.05元/千瓦时，III类资源区修正后的电价=申报电价-0.15元/千瓦时。

　　（2）自发自用、余电上网工商业分布式光伏发电项目：修正后的电价=申报电价-所在省份燃煤标杆电价+0.3元/千瓦时，其中燃煤标杆电价不足0.3元/千瓦时地区的项目，申报电价不进行修正。

　　新政发布后，大家普遍质疑修正规则复杂难懂，政策制定者的初衷实际上是保持政策的连贯性，即全额上网对每类地区给出了一个参考电价，即：0.35,0.40,0.50，而对自发自用、余电上网项目，则按全部电量补贴0.05元/kWh。是不是很熟悉？

　　若平均补贴0.065元/kWh平均补贴测算、年均小时数按1100测算，则22.5亿元补贴预计项目容量31.5GW，加上户用3.5GW，已经达到35GW，再考虑扶贫和领跑者奖励，已经达到40GW。

　　若项目的造价固定，则项目的收益与“首年用小时数*申报电价”成正比，即认为：项目竞争力=“首年用小时数*申报电价”。

　　以上述乌海项目为例，首年利用小时数*申报电价=1532*0.35=536.2为基准，可以初步测算出全额上网各地区的项目竞争力（等于乌海为100%），排名靠前的地区如下：

　　注：若考虑浙江省0.1元/kWh的省补，则浙江省的全额上网项目竞争力达到118.35%，在III类地区名列二，优于山东。

　　考虑自发自用、余电上网项目的收电费风险，我们考虑项目的全投资收益率按10%（全额上网按8%考虑），则我们测算出各地自发自用、余电上网项目的入门综合电价（自用电价、余电上网电价的加权平均）如下：

　　注：若考虑浙江省0.1元/kWh的省补，则浙江省的自发自用、余电上网项目入门电价为0.4845元/kWh，在III类地区名列第二，优于山东、河北、江苏等地。

　　（1）2019年全额上网项目的入门上网电价分别为I类地区0.35，二类地区0.40，三类地区0.50元/kWh。

　　（3）竞价过程中，全额上网项目，海南省、浙江省、山东省、山西省均有优势，另外四川甘孜、阿坝，内蒙古阿拉善、赤峰、兴安盟，青海省II类地区，黑龙江、福建、云南、河北、江苏等地部分地区都有一定的优势。

　　（4）竞价过程中，自发自用、余电上网项目，主要地区加权电价（自发自用和余电上网的加权平价）的入门门槛为：浙江0.4845（考虑省补），江苏0.5554，山东0.5026，河北0.4928，山西0.4798，广东0.5641，上海0.5762，福建0.5335元/kWh。实际加权电价高于入门电价越多，则项目的竞争力越大。

　　（5）若平均补贴0.065元/kWh平均补贴测算、年均小时数按1100测算，则22.5亿元补贴预计项目容量31.5GW，加上户用3.5GW，已经达到35GW。但这是补贴覆盖范围，理论上竞价后规模可能更大，但这也受之前无指标已并网项目怎么考虑的影响。

　　（6）上述分析基于全投资IRR8%和10%，实际行，有些国企只要求项目资本金内部收益率达到8%，对应的全投资IRR在6%和7%左右（估算），在这方面，央企、地方国企有很大的优势，这从之前领跑者项目投标也能看出来。