连云港30mw光伏发电项目投资可行性研究报告.docx
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连云港30mw光伏发电项目投资可行性研究报告
连云港30MW光伏发电项目
项目投资分析
编制单位：
南京中核二三能源工程有限公司有限公司
中国·南京
一、项目概况
1.1项目基本情况
1）项目名称：
连云港30MW光伏发电项目；
2）建设单位：
南京中核二三能源工程有限公司；
3）拟建地点：
江苏省连云港市；
4）建设内容与规模：
30MW光伏电站；
5）占地面积：
约1000亩；
6）建设年限：
2015年底建成并网；
7）概算投资：
静态投资24307万元。
1.2建设单位概况
南京中核二三能源工程有限公司是中国核工业建设集团全资子公司中核投资有限公司所属专业新能源工程服务商、投资与运营商，提供各类型、各等级光伏电站工程、生物质发电、垃圾发电工程等咨询、设计、设备成套与供货、施工安装、工程总承包服务及项目开发、投资、运营业务，并在石油化工、市政等工程领域提供全程全能服务。
公司具有电力行业（新能源发电）设计暨总承包、新能源工程咨询、机电设备安装工程专业承包、对外工程承包等资质，拥有光伏发电系统集成技术专利30余项、自主研发的多项目管理系统软件著作1项，现有员工130余人，均来自核能、电力及光伏发电系统等工程领域，其中90%为专业技术人员，75%具有本科以上学历，40%拥有中高级技术职称、注册执业资格，已完成数十座、总容量超过1GW的光伏电站及多座生物质发电、垃圾发电等新能源工程项目，骨干团队参与了光伏发电国标、行标、军标、省标等多项标准主编。
1.3项目背景
1.3.1国家相关规划鼓励光伏发电
（1）《可再生能源中长期发展规划》
为加快可再生能源发展，促进节能减排，积极应对气候变化，更好地满足经济和社会可持续发展的需要，我国制定了《可再生能源中长期发展规划》，提出了到2020年期间我国可再生能源发展的指导思想、主要任务、发展目标、重点领域和保障措施，以指导我国可再生能源发展和项目建设。
对于太阳能这种重要的可再生能源，该规划明确指出：
“扩大城市可再生能源的利用量，并为太阳能光伏发电提供必要的市场规模；为促进我国太阳能发电技术的发展，做好太阳能技术的战略储备，建设若干个太阳能光伏发电示范电站和太阳能热发电示范电站；到2020年，太阳能发电总容量达到180万kW”。
本项目利用太阳能进行并网发电，可以为周边地区利用太阳能起到积极的示范作用，项目的建设符合《可再生能源中长期发展规划》的相关要求。
（2）《国家中长期科学和技术发展规划纲要》
2006年2月，国务院发布了《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020年）》，为我国经济发展、科技进步做出了全面规划和部署。
该《纲要》在“重点领域及其优先主题”的“能源”发展思路中提到：
推进能源结构多元化，增加能源供应。
风能、太阳能、生物质能等可再生能源技术取得突破并实现规模化应用；优先发展主题包括：
“可再生能源低成本规模化开发利用”，“高性价比太阳光伏电池及利用技术”。
本项目位于连云港市，采用大型地面光伏电站模式建设光伏发电工程，可以为推进能源结构多元化，增加能源供应，并为实现太阳能的规模化应用提供探索和示范，项目的建设符合《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020年）》有关要求。
1.3.2连云港有开发光伏发电的天然优势
按地面接受太阳能辐射量的大小，一般以全年总辐射量和全年日照总时数表示。
我国是太阳能资源丰富的国家之一。
连云港市年平均日照辐射量为1280kW·h/m2（即4608MJ/m2），属于太阳能资源第三类地区，具备建设光伏发电项目较好的光照条件。
1.3.3节能减排效果明显
根据计算及预测，本项目潜在的节能减排效果为：
整个25年经济运行寿命期间，预计每年可减少8994.5吨标准煤的消耗，减排CO224005.0吨、SO2182.2吨、NOX62.0吨。
本项目的建设，将为江苏省节能减排做出积极的贡献。
因此，本项目的建设是必要的。
二、建设方案
本工程位于江苏连云港市，采用大型光伏发电开发模式建设30MW光伏电站，场区范围约为1000亩。
总安装容量30MW，共采用250Wp多晶硅光伏组件120000块，全部采用29°倾角固定式安装方式。
2.1项目条件
2.1.1站址条件
本工程拟建于连云港市境内，连云港地处中国大陆东部沿海，长江三角洲北翼，江苏省东北部，山东丘陵与淮北平原结合部。
东临黄海，与朝鲜、韩国、日本隔海相望；西与山东临沂市和江苏省徐州市毗邻，南与宿迁、淮安和盐城相连，北与山东省日照市接壤。
连云港位于南北过渡和陆海过渡的交汇点，是国际通道新亚欧大陆桥（中国境内为陇海、兰新铁路）东端桥头堡，具有海运、陆运相结合的优势。
连云港已形成海、河、陆、空四通八达的立体化、现代化的交通网络，具备较强的物流承载和运输能力。
有利于本项目的建设。
本项目采用光伏发电和农业综合开发模式建设光伏发电工程，本期场区范围约为1000亩，可建设容量为30MW光伏电站。
2.1.2太阳能资源
地球上太阳能资源的分布与各地的纬度、海拔高度、地理状况和气候条件有关。
资源丰度一般以全年总辐射量和全年日照总时数表示。
就全球而言，美国西南部、非洲、澳大利亚、中国西藏、中东等地区的全年总辐射量或日照总时数最大，为世界太阳能资源最丰富地区。
我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。
图2-1我国太阳能资源分布
按照日照辐射强度，根据太阳能资源评估方法（QX/T89-2008），上图中将我国分为四类地区。
一类地区（最丰富带）全年辐射量在6300MJ/m2（1750kWh/m2）以上。
主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部、新疆南部、河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部等地。
二类地区（很丰富带）全年辐射量在5040～6300MJ/m2（1400～1750kWh/m2）。
主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏中北部和安徽北部等地。
三类地区（较丰富带）全年辐射量在3780～5040MJ/m2（1050～1400kWh/m2）。
主要是长江中下游、福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。
四类地区（一般带）全年辐射量在3780MJ/m2（1050kWh/m2）以下。
主要包括四川、贵州两省。
此区是我国太阳能资源最少的地区。
一、二、三类地区，年日照时数不小于2000h，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2／3以上，具有利用太阳能的良好资源条件。
四类地区仍然具有一定的利用价值。
本项目所在地位于连云港市，位于东经119.17°，北纬30.58°，多年水平面年平均太阳辐射量为4608MJ/m2，属我国第三类太阳能资源区域，适合建设太阳能发电项目。
2.1.3气象条件
连云港处于暖温带南部，常年平均气 温14℃，1月平均温度-0.4℃，极端低温-19.5℃：
7月平均温度26.5℃，极端高温39.9℃。
历年平均降水量920多毫米，常年无霜期为220天。
主导风向为东南风。
由于受海洋的调节，气候类型为湿润的季风气候，略有海洋性气候特征。
四季分明，冬季寒冷干燥，夏季高温多雨。
光照充足，雨量适中。
气候处于暖温带与亚热带过渡地带，四季分明，寒暑宜人，光照充足，雨量适中。
常年平均气温14.1℃，历年平均降水883.6毫米，常年无霜期220天。
主导风向为东南风。
2.1.4接入系统条件
本期工程装机容量为30MWp，暂定以110kV接入距离约为10km的110kV变电站。
具体接入方案以供电公司接入系统报告为准。
2.2项目方案
本工程为并网型发电系统，该系统主要由光伏阵列、并网逆变设备、数据采集及监控系统、阵列架体、交、直流电力网络、交流配电柜组成。
系统示意图如下图。
图5-1系统示意框图
太阳能光伏组件分布在光伏电站厂区。
根据电池板分布情况以及各区域电池板出力情况，将整个光伏电站分为若干个子系统。
每个子系统相对独立，分别由光伏组件、汇流箱、并网逆变器等组成。
太阳能通过各子系统光伏组件转化为直流电，通过汇流箱汇集至并网型逆变器，将直流电能转化为交流电后升压并网。
本工程拟建设容量为30MWp的并网型光伏电站，共设1MW光伏组件阵列30个，就地逆变升压单元30座，新建35kV开关站一座，并配置相应的办公生产设施。
采用多晶硅光伏组件作为光电转换装置，组件采用热镀锌支架固定倾角安装，由光伏组件转化的直流电经串联后用电缆送至汇流箱，在汇流箱内汇流，后经逆变升压单元升压后送至新建35kV开关站，汇流后送至地方电网，站内电力输送均采用电缆直埋型式，站外采用架空线输送，最终以当地电网审查意见为准。
2.3发电量计算
组件以29°倾角安装后，倾斜面年均辐射量为5061.6MJ/m²，即1406kWh/m²，折合年利用小时数为1406小时。
测算系统各项效率：
组件灰尘损失、组件温度效率损失、组件不匹配损失、线路压降损失、逆变器效率、升压变压器效率、交流线路损失，不可利用太阳能等，考虑气候变化等不可遇见自然现象，则系统综合效率：
η=96％×95％×96％×97％×97％×98％×99％×99％≈79%
拟选用组件衰减为10年不超过10%，25年不超过20％。
则预测发电量如下：
25年总发电利用小时数：
24575h，总发电量：
73725万度
25年平均发电利用小时数：
983h，平均发电量：
2949.01万度
表5-6各年平均发电量
第1年
第2年
第3年
第4年
第5年
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
1088.53
3265.58
1080.19
3240.58
1071.86
3215.59
1063.53
3190.60
1055.20
3165.61
第6年
第7年
第8年
第9年
第10年
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
1044.10
3132.29
1032.99
3098.96
1021.88
3065.64
1010.77
3032.32
999.67
2999.00
第11年
第12年
第13年
第14年
第15年
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
992.26
2976.78
984.86
2954.57
977.45
2932.35
970.05
2910.14
962.64
2887.92
第16年
第17年
第18年
第19年
第20年
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
955.24
2865.71
947.83
2843.49
940.43
2821.28
933.02
2799.06
925.62
2776.85
第21年
第22年
第23年
第24年
第25年
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
发电利用小时数（h）
发电量（万度）
918.21
2754.64
910.81
2732.42
903.40
2710.21
896.00
2687.99
888.59
2665.78
三、投资估算及经济分析
3.1投资估算
本项目设备价格指标参照以往工程采购价格。
建筑安装价格指标参照以往工程实际发生的结算价格指标。
其它指标参考以往工程经验。
以下为连云港30MW光伏发电项目投资估算表。
表3.1工程总估算表
序号
项目名称
设备购置费用（万元）
建安工程费用（万元）
其他费用（万元）
合计（万元）
占总投资比例（%）
一
施工辅助工程
42
42
0.2%
1
施工电源
22
22
0.1%
2
施工、生活水源
20
20
0.1%
二
设备及安装工程
17798
1539
19336
78.5%
1
太阳能光伏发电系统
14096
815
14911
60.5%
2
电气系统
3423
679
4102
16.6%
3
附属生产工程
279
45
324
1.3%
三
建筑工程
2871
2871
11.7%
1
太阳能光伏发电系统
1521
1521
6.2%
2
电气系统
218
218
0.9%
3
附属生产工程
1132
1132
4.6%
四
其他费用
993
993
4.0%
1
项目建设用地费用
2
项目建设管理费
688
688
2.8%
3
生产准备费
104
104
0.4%
4
勘察设计费
141
141
0.6%
5
其他税费
59
59
0.2%
一～四部分合计
17798
4452
993
23242
94.3%
五
基本预备费（2%）
465
465
1.9%
六
送出工程
600
600
工程静态投资（一～五）部分合计
24307
98.7%
七
价差预备费
八
建设期利息
327
327
1.3%
九
工程动态总投资（一～七）部分合计
24634
100.0%
单位千瓦静态投资（元/kW）
8102
单位千瓦动态投资（元/kW）
8211
工程静态投资24307万元，单位千瓦静态投资8102元/kW。
电站总投资的20％使用资本金，其余由国内银行贷款。
按中国人民银行2015年3月1日下调金融机构人民币存贷款最新基准利率，本项目一年以内流动资金贷款利率为5.35%，五年期以上长期贷款利率为5.9%。
建设期按4个月，经测算，项目建设期利息为327万元。
3.2经济评价
3.2.1原始数据
有关原始数据及主要评价参数，包括成本类及损益类数据详见“经济评价原始数据表”。
表3.2经济评价原始数据表
序号
项目
单位
原始数据
备注
1
装机容量
MWp
30
2
设备平均年利用小时数
h/a
983
3
建设期
月
4
4
机组服役期
年
25
5
人民币贷款年利率
％
5.9
6
贷款还款期
年
15
7
流动资金贷款利率
%
5.35
8
修理费
%
0.25
9
折旧年限
年
15
10
运营期保险费
%
0.2
11
电站定员
人
10
12
人工工资
元/年
70000
13
福利
%
50
14
所得税率
%
25
15
法定公积金
%
10
16
基准收益率
%
8
17
注册资本占总投资比例
%
20
18
流动资金周转天数
天
30
19
其他费用
元/MWh
30
20
增值税
%
17
21
城乡维护建设税
%
5
22
教育税附加
%
3
23
地方教育税附加
%
2
3.2.2成本与费用
1、生产成本由工资及福利费、修理费、租金及其他费用等构成。
工资及福利：
10名电站维护管理人员，人员工资7万元/人年，福利按工资的50%考虑；
修理费：
修理费为固定资产的0.25%；
租金：
900元/年·亩，共1000亩，总计90万元。
其他费用：
其他费用按30元/MWh计算。
2、固定资产折旧提取采用直线法，残值按固定资产原值的10%计取，折旧年限取15年，折旧还贷率100%。
3、财务费用：
项目资本金比例20%，其余为银行贷款，贷款利率按5.9%。
贷款偿还年限为15年，按等额还本、利息照付的方式偿还。
建设期贷款利息形成固定资产，流动资金贷款利息和投产期内发生贷款利息等财务费用计入当年损益。
4、法定公积金10%，公积金提取不超过注册资本50%。
3.2.3发电效益
1、发电收入
本工程作为实行独立核算的发电项目，其发电收入按经营期平均上网电价和上网电量计算，上网电价前20年按《全国光伏电站标杆上网电价表》中Ⅲ类资源区1.00元／度（含增值税，不含增值税为0.8547元／度）计算，后5年按江苏省燃煤发电上网电价0.4310元／度（含增值税，不含增值税为0.3683元／度）计算。
在计算期内，按不含税上网电价计算，收入总额为58543万元。
2、税金
本项目应交纳的税金包括销售税金附加和所得税，增值税仅作为计算销售税金附加的基数。
1）增值税
增值税可抵扣：
依据《中华人民共和国增值税暂行条例》及《中华人民共和国增值税暂行条例实施细则》规定，对购进固定资产部分的进项税额允许可以从销项税额中抵扣；购进固定资产按工程设备购置费考虑，产生的进项税额分年从销项税额中抵扣。
2）销售税金附加：
销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为计算基数。
本项目城市维护建设税税率取5％，教育费附加费率取3％，地方教育费附加费率取2％。
3）所得税
所得税按应纳税所得额计算，本项目的应纳税所得额为发电收入与补贴收入（应税）的合计值扣除成本、增值税和销售税金附加的余额。
参考风力发电新建项目属于公共基础设施项目企业所得税优惠的项目，根据国税发[2009]80号《国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知》，其投资经营的所得，自该项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税（12.5%），六年后所得税按照25%征收。
3、利润及分配
总收入扣除总成本费用和销售税金附加后即为利润总额，再扣除应交所得税后即为税后利润。
税后利润提取10％的法定盈余公积金后，剩余部分为可分配利润；再扣除分配给投资者的应付利润，即为未分配利润。
计算期内利润总额为17087万元。
3.2.4财务评价指标
表3.3财务评价指标汇总表
序号
项目
指标
备注
1
装机容量（MW）
30
2
年均上网电量（MWh）
29490
3
总投资（万元）
24668
包括流动资金
4
建设期利息（万元）
327
5
流动资金（万元）
34
6
收入总额（不含增值税）（万元）
58543
7
总成本费用（万元）
40722
8
利润总额（万元）
17087
9
经营期平均电价（含增值税）（元/度）
1.00
前20年1.00元/度
后5年0.4310元/度
10
经营期平均电价（不含增值税）（元/度）
0.8547
前20年0.8547元/度，后5年0.3683元/度
12
项目资本金财务内部收益率（%）
9.56
11
项目资本金财务净现值（万元）
836
I=8%
13
项目资本金投资回收期（年）
14.01
不含建设期
3.3、结论和建议
1）上网电价前20年按1.00元／度（含增值税，不含增值税为0.8547元／度）计算，后5年按电价0.4310元／度（含增值税，不含增值税为0.3683元／度）计算。
当静态投资为24307万元时，项目资本金财务内部收益率为9.56%，财务净现值为836万元，大于零。
项目财务上可行。
2）项目的建设符合国家相关发展规划和产业政策要求，属于政府支持项目类型。
同时该项目的建设还可以一定程度上促进光伏产业的发展，项目所发电量可作为地方电网电力来源的部分补充，为当地地区经济可持续发展做出一定贡献。
3）本项目属于新能源发电项目，将在节能减排上起到积极的示范作用。
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