花一筆額外的錢，把老電站的老組件更換成新組件，項目收益反而會變好!經簡單測算，如果將2011年老電站的組件換掉，新增投資不足7年可以回本，新增投資的收益率可以達到10%以上。在此情況下，很多存量的老電站已經開始進行技改工作。
1)全國超16GW、可拉動近400億元的投資
通過分析發現，目前全國具備技改空間的存量電站大概為16.3GW，如果全部進行技改，則可以拉動近400億元的投資，即使30%開展技改工作，也會產生100億的投資市場!
2)影響技改收益的因素有很多
通過分析測算也發現：
存量電站的舊組件衰減越大、系統效率越高、上網電價越高，技改的收益就越好;同時，用性價比較高的高效組件，收益會更好。
3)存量電站技改也有一些問題
然而，存量電站技改也存在一些問題：
如技改是否需要重新備案?舊組件如何回收利用?限電情形下技改意義不大。
一、存量電站為何要技改
2015年4月的時候，我在一篇文章《對於地面電站壽命，我們該如何期待?》中寫道：
完全可以斷言，地面電站在10年內現有設備將會被拆除或改造。
我們將現有的光伏電站拆除或改造，並不是因為其到了壽命期，而是因為我們有更好的選擇。如，替換掉現有的電站，我們投資的IRR會更高。
目前，一些光伏電站建設較早的國家，如西班牙，已經開始出現老光伏電站被大批量技改的現象。
在此重新說明一下，為什麼設計壽命25年的光伏電站，10年後技改，項目收益會更高。
其根本原因就是：光伏組件技術進步太快，造成成本、效率下降太快。
1、我國光伏產業成本下降
我國2009年開始了第一期光伏特許權招標工作，商業化的光伏項目才開始起步。下表為自2009年開始，不同年份的組件、逆變器、系統價格及主流效率的列表。
在財務計算中，光伏設備的折舊一般採用10~15年直線折舊法，5%的殘值率。
以2009年建成併網的項目為例，到2018年，2009年的組件產品、逆變器、光伏系統的剩餘價值如下表。
從上表可以看出，以光伏組件為例：
舊光伏電站用的轉化效率僅為14.1%的舊產品，到目前為止的剩餘價值，遠遠高於目前轉化效率為18.3%的全新產品。逆變器和光伏系統也是類似的情況。
可以看出：
舊電站之所以在出售時價格高，並不是因為這些電站的設備值錢，而是因為電站的現金流值錢!
如果能通過技改提高電站的發電量，從而改善其現金流，那電站的收益就會增加!
在這種情形下，我們用全新的高效產品，替代掉之前低效的舊產品，相當於省錢了!這應該是目前光伏電站技術改造可實現盈利的根本原因。
2、技改的限制
然而，隨著光伏組件價格的快速下降，近幾年，組件價格下降的比例雖然比較高，但下降的絕對值已經相對較低。按照上述計算方法：
如果按照常規，採用15年折舊，則2013年的光伏組件、逆變器、光伏系統，到2018的剩餘價值分別為1.9元/W、0.24元/W、4.32元/W，跟目前280W組件的銷售價格相當。因此，可以認為，2013年以後併網的項目，目前並無技術改造的盈利空間。
二、存量電站技改的技術經濟行分析
以2010年的項目為例，在不考慮限電的情況下，技術改造帶來的支出和收益情況，按下列假設條件計算。
1、2010年20MW光伏電站
組件：採用235Wp組件。
當時的常規設計為20塊235Wp組件組成一個支路，2個支路為一個方陣，107個方陣組成一個1.0058MWp的發電單元;20個發電單元組成一個20.116MWp的光伏電站;共使用了85600塊光伏組件。
即使按照首年衰減1%，之後每年衰減0.7%考慮，經過8年的衰減後的峰值功率為220Wp;則20MW電站的峰值功率為19.02MW。
系統效率：2010年光伏電站的整體系統效率約為78%;
發電小時數：按照首年1600小時考慮;
電價：1.15元/kWh;
2)技改主要方案
僅將現有組件、逆變器拆除，在原有支架上安裝全新的組件;其他設備及材料均利用電站原有的設備和材料。
拆卸後的阿健按照0.3元/W的價格出售;回收603.48萬元。
3)技改後新電站
組件：採用280Wp全新組件，價格按照1.9元/W考慮，總費用為4121.64萬元;組件的拆卸、安裝費用分別按照20元/塊考慮，總費用為171.2萬元。
考慮到逆變器的電壓範圍，仍然採用20串組件的接線方案。則，技改後的設計方案為：
20塊280Wp組件組成一個支路，2個支路為一個方陣，107個方陣組成一個1.1984MWp的發電單元;組件和逆變器採用1.2：1的配比;20個發電單元組成一個直流端峰值功率為23.968MWp、交流輸出為20MW的光伏電站;也使用了85600塊光伏組件。
系統效率：當前電站的系統效率比2010年有大幅的提升，考慮到電站僅替換了組件，系統效率按不變考慮。
棄光率：替換新組件後，出現組件：逆變器=1.2：1的超配情況，根據之前的經驗，棄光率按照2%考慮。
相對於舊電站，由於日常運維等工作並未增加，因此，除了組件替換投資外，並未增加其他費用，因此本次技改額外的總投資為：4121.64萬元。
4)技改前後發電量的變化
由於新組件功率提高，即使考慮2%的棄光率，每年發電量仍會高出原有項目發電量500萬度以上。
說明：由於增加的4553.92萬元組件增值稅為16%，而光伏電量的增值稅即徵即退50%，為8%。因此，考慮到稅收抵扣，上表中的年收入即為稅後收入。
5)增加投資的收益情況
2018年底花費4553.92萬元的技改的20MW電站，從2019年到2030年，每年收入增加580~630萬元。經過計算，
項目初始投資的回收期為6.9年;項目全投資稅後的內部收益率為10.16%。
三、影響技改收益的四個因素
技改主要是通過一筆額外的投資，改善項目的現金流，從而提高項目收益。因此，能提高現金流改善程度的都能提高技改的收益。
1、項目上網電價
由於淘汰後組件基本以廢品處置，與購買成本相關性不大。因此，項目的收益跟光伏組件的購買年份、價格相關性不大，主要跟項目的上網電價相關，即主要跟併網年份相關。
上網電價高，則回收期短、項目收益高;上網電價低，則回收期短、項目收益高。
上述案例的條件中，上網電價為1.15元/kWh時，技改的回收期為6.9年、收益率為10.16%;如果上網電價為1元/kWh時，技改的回收期將延長至7.7年、收益率為7.48%。
2、舊組件的衰減情況
上述案例中，舊組件按照首年衰減1.5%，之後每年衰減0.7%考慮;假設舊組件按照首年衰減2.5%，之後每年衰減0.7%，則替換了新組件之後，技改投資的回收期為6.4年、收益率為11.07%.
舊組價的衰減率越大，技改對現金流改善越好，技改投資的收益率越好。
3、光伏電站系統效率
上述案例中，舊電站的系統效率按照79%考慮，如果舊電站的系統效率為82%，則技改後的增加投資回收期會降低到6.1年，收益率為12.07%。
系統效率越好的電站，技改投資的收益率越好。
4、新組件的型號
上述案例中，如果採用300W組件，價格按照2.1元/W考慮，則最終直流端的裝機規模將達到25.68MW，組件和逆變器的容配比為1.3：1，棄光率按照2.5%考慮;技改總費用為4960.52萬元。
雖然技改費用增加，棄光率增加，但增加投資回收期會降低到5.5年，收益率為14.45%。
四、存量電站的技改市場問題與思考
1、市場規模有多大
如前文所述，2013年之前的項目，由於其組件折舊後的剩餘價值高於目前高效產品的價格;同時，2013年之前項目的電價均為1元/W以上，技改後發電量提升帶來的收益更多。因此，2013年及之前併網的存在技術改造的空間。
根據國家能源局公佈的數據，截止2013年底，我國累計併網光伏項目19.4GW。其中，地面光伏電站規模為16.3GW。理論上，這16.3GW項目，都存在通過技術改造提高收益的空間。
如果16.3GW的電站進行技術改造，並按照上述的改造條件(組件1.9元/W，拆卸後出售0.3元/W，拆卸20元/塊、安裝20元/塊)考慮，則將會帶來383億的新增投資;即使有30%的電站進行改造，也是100億以上的新增投資。
2、技改可能涉及的問題
1)技改方案要不要報相關部門再次審批
有人對技改方案也曾提出這樣質疑：
開展組件型號變更、規模變化的技術改造，是否需要到能源局進行二次審批?
新組件的發電量，到底該執行舊電價還是新電價?
2)舊組件的回收利用
在此技改方案中，按照傳統的折舊方案，舊組件在拆除時的剩餘價值還很高，直接以0.3元/W(70元/塊)的價格出售，並額外支付20元/塊的拆卸費用，是否太便宜?
另外，如果50%的項目技改，我們是否8GW廢舊組件的處理能力?
3)6~7年的投資回收期略長
根據前文的測算，在不同的情境下，技改額外投資的回收期為6~7年。這個週期對大多數企業來說，顯得長一些，可能企業技改的動力不足。
因此，那些舊組件出現嚴重問題導致功率衰減嚴重(超過首年1.5%、以後每年0.7%)、電價為1.15元/kWh的項目，採用目前性價比高的高效組件(300W)替代，才能較好改善項目的盈利性。
4)限電對於技改的影響
2013年之前執行1元/kWh以上電價的項目，主要集中在西北地區，青海、新疆、甘肅、內蒙、寧夏等，這幾個省份都有不同程度的限電。如果電網公司按照電站的報備規模進行限電，那技術改造的意義就不大了。
智匯光伏王淑娟
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