光伏产品技术进步非常快，成本下降迅速。这给存量光伏项目的技改创造了空间。
一、存量电站为何要技改？
完全可以断言，地面电站在10年内现有设备将会被拆除或改造。
我们将现有的光伏电站拆除或改造，并不是因为其到了寿命期，而是因为我们有更好的选择。如，替换掉现有的电站，我们投资的IRR会更高。
目前，一些光伏电站建设较早的国家，如西班牙，已经开始出现老光伏电站被大批量技改的现象。
在此重新说明一下，为什么设计寿命25年的光伏电站，10年后技改，项目收益会更高。
其根本原因就是：光伏组件技术进步太快，造成成本、效率下降太快。1、我国光伏产业成本下降
我国2009年开始了第一期光伏特许权招标工作，商业化的光伏项目才开始起步。下表为自2009年开始，不同年份的组件、逆变器、系统价格及主流效率的列表。
在财务计算中，光伏设备的折旧一般采用10~15年直线折旧法，5%的残值率。
以2010年建成并网的项目为例，到2020年，用了10年之后，2009年的组件、逆变器、光伏系统的剩余价值如下表。
表：2010年系统在不同折旧年限时的剩余价值（单位：元/W）
从上表可以看出，以光伏组件为例，如果采用15年的折旧：
2010年旧光伏电站用的转化效率仅为14.4%的旧产品，到目前为止的剩余价值，远远高于2020年转化效率为19.2%的全新产品。逆变器和光伏系统也是类似的情况。
可以看出：
旧电站之所以在出售时价格高，并不是因为这些电站的设备值钱，而是因为电站的现金流值钱！
如果能通过技改提高电站的发电量，从而改善其现金流，那电站的收益就会增加！
在这种情形下，我们用全新的高效产品，替代掉之前低效的旧产品，相当于省钱了！这应该是目前光伏电站技术改造可实现盈利的根本原因。
然而，如果原财务报表中按照10年折旧，2020年已经完成折旧，只剩残值价值，大幅低于目前的实际成本，则技改就无法有较好经济性。
2、技改的限制
然而，随着光伏组件价格的快速下降，近几年，组件价格下降的比例虽然比较高，但下降的绝对值已经相对较低。按照上述计算方法：
如果按照常规，采用15年折旧，则2018年的光伏组件、逆变器、光伏系统，到2020的剩余价值分别为1.85元/W、0.17元/W、4.16元/W，跟目前产品和系统的销售价格相当。
因此，可以认为，2018年以后并网的项目，目前并无技术改造的盈利空间。
二、存量电站技改的技术经济性分析
以2010年的项目为例，在不考虑限电的情况下，技术改造带来的支出和收益情况，按下列假设条件计算。
1、2010年20MW光伏电站
组件：采用235Wp组件。
当时的常规设计为20块235Wp组件组成一个支路，2个支路为一个方阵，107个方阵组成一个1.0058MWp的发电单元；20个发电单元组成一个20.116MWp的光伏电站；共使用了85600块光伏组件。
即使按照首年衰减1%，之后每年衰减0.7%考虑，经过8年的衰减后的峰值功率为220Wp；则20MW电站的峰值功率为19.02MW。
系统效率：2010年光伏电站的整体系统效率约为78%；
发电小时数：按照首年1600小时考虑；
电价：1.15元/kWh；
2）技改主要方案
仅将现有组件、逆变器拆除，在原有支架上安装全新的组件；其他设备及材料均利用电站原有的设备和材料。
拆卸后的组件按照0.3元/W的价格出售；回收603.48万元。
3）技改后新电站
组件：采用310Wp全新组件，价格按照1.7元/W考虑。
考虑到原有逆变器的电压范围、充分利用原有支架，采用20串组件的接线方案。则，技改后的设计方案为：
20块310Wp组件组成一个支路，2个支路为一个方阵，107个方阵组成一个1.3268MWp的发电单元；组件和逆变器采用1.33：1的配比；20个发电单元组成一个直流端峰值功率为26.536MWp、交流输出为20MW的光伏电站；也使用了85600块光伏组件。
85600块组件组成26.536MW项目，组件总费用为4511.12万元；组件的拆卸、安装费用分别按照20元/块考虑，总费用为171.12万元。
系统效率：当前电站的系统效率比2010年有大幅的提升，考虑到电站仅替换了组件，系统效率按不变考虑。
弃光率：替换新组件后，出现组件：逆变器=1.33：1的超配情况，根据之前的经验，弃光率按照3%考虑。
相对于旧电站，由于日常运维等工作并未增加，因此，除了组件替换投资外，并未增加其他费用，因此本次技改额外的总投资为：4682.33万元。
4）技改前后发电量的变化
由于新组件功率提高，即使考虑3%的弃光率，每年发电量仍会高出原有项目发电量600万度以上。
说明：由于增加的4682.33万元组件增值税为13%，增值税608.7万元可以抵扣5年,从第6年的电费收入开始考虑增值税。
5）增加投资的收益情况
2020年初花费4682.33万元的技改的20MW电站，从2020年到2030年，每年收入增加717~769万元。经过计算，
项目初始投资的回收期为4.5年；项目全投资税后的内部收益率为17.6%。
三、影响技改收益的四个因素
技改主要是通过一笔额外的投资，改善项目的现金流，从而提高项目收益。因此，能提高现金流改善程度的都能提高技改的收益。
1、项目上网电价
由于淘汰后组件基本以废品处置，与购买成本相关性不大。因此，项目的收益跟光伏组件的购买年份、价格相关性不大，主要跟项目的上网电价相关，即主要跟并网年份相关。
上网电价高，则回收期短、项目收益高；上网电价低，则回收期短、项目收益高。
上述案例的条件中，上网电价为1.15元/kWh时，技改的回收期为4.5年、收益率为17.6%；如果上网电价为1元/kWh时，技改的回收期将延长至5.2年、收益率为14.2%。
2、旧组件的衰减情况
上述案例中，旧组件按照首年衰减1.5%，之后每年衰减0.7%考虑；假设旧组件按照首年衰减2.5%，之后每年衰减0.7%，则替换了新组件之后，技改投资的回收期为4.4年、收益率为18.3%.
旧组价的衰减率越大，技改对现金流改善越好，技改投资的收益率越好。
3、光伏电站系统效率
上述案例中，旧电站的系统效率按照79%考虑，如果旧电站的系统效率为82%，则技改后的收益率为23.2%。
系统效率越好的电站，技改投资的收益率越好。
四、存量电站的技改市场问题与思考
1、市场规模有多大
如前文所述，2015年之前的项目，由于其组件折旧后的剩余价值高于目前高效产品的价格；同时，2015年之前项目的电价较高，技改后发电量提升带来的收益更多。因此，2015年及之前并网的存在技术改造的空间。
截止2015年底，我国累计并网光伏项目约有45GW。理论上，这45GW项目，都存在通过技术改造提高收益的空间。
如果45GW的电站进行技术改造，并按照上述的改造条件（组件1.7元/W，拆卸后出售0.3元/W，拆卸20元/块、安装20元/块）考虑，则将会带来约900亿的新增投资。
2、技改可能涉及的问题
1）技改方案要不要报相关部门再次审批
有人对技改方案也曾提出这样质疑：
开展组件型号变更、规模变化的技术改造，是否需要到能源局进行二次审批？
新组件的发电量，到底该执行旧电价还是新电价？
2）旧组件的回收利用
在此技改方案中，按照传统的折旧方案，旧组件在拆除时的剩余价值还很高，直接以0.3元/W（70元/块）的价格出售，并额外支付20元/块的拆卸费用，是否太便宜？
另外，如果50%的项目技改，我们是否如此需要大规模的废旧组件的处理能力？
3）5年的投资回收期略长
根据前文的测算，在不同的情境下，技改额外投资的回收期为4~5年。这个周期对大多数企业来说，显得长一些，可能企业技改的动力不足。
因此，那些旧组件出现严重问题导致功率衰减严重（超过首年1.5%、以后每年0.7%）、电价为1.15元/kWh的项目，采用目前性价比高的高效组件替代，才能较好改善项目的盈利性。
4）限电对于技改的影响
2015年之前执行较高电价的项目，主要集中在西北地区，青海、新疆、甘肃、内蒙、宁夏等，这几个省份都有不同程度的限电。或者保障小时数之外的电量电价很低。
如果电网公司按照电站的报备规模进行限电，或者技改后提高的发电量均以市场化交易价格开展，那技术改造的意义就不大了。
来源：王淑娟 智汇光伏
