内部收益率的合理范围(财务内部收益率，一般多少为好？)-品达金融网

财务内部收益率，一般多少为好？

　财务内部收益率是反映项目实际收益率的一个动态指标，一般情况下，财务内部收益率大于等于基准收益率时，项目可行。

财务内部收益率的计算过程是解一元n次方程的过程，只有常规现金流量才能保证方程式有唯一解。　　项目在计算期内净现金流量现值累计等于零时的折现率。是考察项目盈利能力的主要动态评价指标。　　财务内部收益率是反映项目实际收益率的一个动态指标，它是项目投资实际可望达到的报酬率，该指标越大越好，当然要大得让人可信。它可以揭示项目贷款利率的最大限度，当它大于等于国家规定的基准收益率时，项目可行，反之则项目不可行。

某投资项目贴现率为10%时，净现值为100，贴现率为12%时，净现值为－300，则该项目的内部收益率是：

用插值法计算，irr=10%+100/(100+300)*(12%-10%)=10.5%,选a

内部收益率的举例说明？

某项目期初投资200万，以后的10年每年都有30万的现金流，求该项目的内部收益率（IRR）。（注：利率插值区间宽度小于1%即可）

解答：

内部收益率（IRR），是指项目投资实际可望达到的收益率，实质上，它是能使项目的净现值等于零时的折现率。

-200+[30/(1+IRR)+30/(1+IRR)^2+....+30/(1+IRR)^10]=0 , IRR=8.14%

注意：很多解答给出的结果为IRR=11.923%，将其代入上式后结果为-29.96。将IRR=8.14%代入上式后结果为0.0375。另外，用Excel函数IRR求得结果为8.14%。

财务内部收益率该怎么算？

一、内部收益率的计算步骤　　(1)净现值和现值指数的计算　　净现值是指项目寿命期内各年所发生的资金流入量和流出量的差额，按照规定的折现率折算为项目实施初期的现值。因为货币存在时间价值，；争现值的计算就是要把投资折成终值与未来收入进行比较，可以运用银行计算终值的方法计算现值(也就是银行的贴现)．得出其计算公式：NPV=F／(1+i)n(其中F为终值、NPV为现值、i为折现率、n为时期)。净现值计算的关键是确定折现率，一般而言，投资收益率最低就是银行利率，银行利率相当于货币的时间价值，也是进行投资的最低机会成本，　最初测试折现率时，宜采用当时一年期银行的存款利率。　　例如：某物业公司为适应辖区业主的需要以10万元投资一个新服务项目．在实际经营的过程中，第一年扣除各种费用后的纯利润为0.1万元，第二年扣除各种费用后的纯利润为0.2万元，2年后以11万卖出，求该项目的净现值？　　假如：一年期银行的存款利率为5％，设定为折现率，各年收益的现值和为：　　0.1×1／1+0.05+0.2×1／(1+0.05)2。+11×1／(1+0　05)2=10.2536万元。　　净现值为收益现值总额减投资现值，现值指数=收益现值总额／投资现值。　　净现值，即：10.2536-10=O.2536万元；现值指数，即：　　10.2536／10=1.025。　　我们可以得出这样的结论：　　净现值大于0，现值指数大于1，说明该项目投资可行。　　(2)内部收益率的计算　　由净现值和现值指数，大致可以确定该项目的投资收益率的范围，为了更加准确地了解该项投资实现的收益率，通过综合银行利率、投资风险率和通货膨胀率、同行业利润率比较等因素，确定该项投资预期收益率为10％，并且对投资的内部收益率进行计算验证。　　由直线内插法公式：IRR=i1+NPV1　(i2一i1)／NPV1+︱NPV2︱　　公式中，IRR－内部收益率：i1－净现值为接近于零的正值时的折现率；i2－净现值为接近于零的负值时的折现率；NPV1一采用低折现率i1时净现值的正值；NPV2－采用高折现率i2净现值的负值。　　设定5％为低折现率i1，设定8％为高折现率i2，折现率为8％时，上述投资项目中各年收益的现值总和为：　　0.1×1／1+0　08+0.2×1／(1+0.08)2+11×1／(1+0.08)　2＝9.691万元。　　净现值即为：9.691—10=-0.309万元。　　内部收益率=5％+(8％-5％)(10.2536-10)／(10.2536-9.691)=6.35％　　如果该项目的期望收益率(基准收益率)是10％，实现收益率远远低于期望收益率，该项投资是不可行的。　　更直观、明了地理解内部收益率的方法，就是运用几何图解法进行计算：先在横坐标上绘出两个折现率i1=5％、i2=8％，然后在此两点画出垂直于横坐标的两条直线，分别等于相应折现率的正净现值(NPV1)，负净现值(NPV2)，然后再连接净现值的两端画一直线，此直线与横轴相交的一点表示净现值为零的折现率，即为内部收益率(IRR)。如图：　　由图中的两个相似三角形，可以推导出相似三角形的数学公式：　　NPV1／︱NPV2︱=IRR-　i1／i2-IRR　　将等式两边的分母各自加上分子得：　　NPV1／NPV1︱NPV2︱=IRR-　i1／i2-　i1　　二、内部收益率计算中的要点　　1.要合理确定低折现率i1和高折现率i2，先设定一个折现率，如果所得净现值不是接近于零的正数，就要试用更高或更低的折现率，使求得的净现值为接近于零的正数，从而确定低折现率i1，在i1的基础上，继续增高折现率，直到找到一个接近于零的负数净现值，确定同折现率i2。　　2．为保证内部收益率计算的准确，低折现率i1和高折现率i2之差不应大于5％。　　3.使用的数据如：银行利率、通货膨胀率、行业利润率、预期收益率等要通过多方调查论证，尽量使用最新的、准确的数据。

分布式光伏电站经济性指标优化分析

摘要

结合工程经验，分析了工商业分布式光伏电站平准发电成本（LevelizedCostofEnergy，LCOE）、资本金内部收益率（InternalRateofReturn，IRR）的主要影响因素，其中平准发电成本主要受静态投资影响，资本金内部收益率主要受消纳比影响。针对上述影响因素，进一步讨论了LCOE、IRR指标优化方法与在工程项目中可选用的举措。最后，结合实际项目背景，在站址条件、组件瓦单价不利的条件下，根据提出的优化方式计算LCOE和IRR，经比对，可达相对较优水平。

引言

近年来，光伏电站的建设工作在我国乃至全球蓬勃开展，太阳能源作为主要清洁能源之一，在全球面对气候变化与化石燃料资源枯竭的新型能源布*中占有重要地位［1］。2021年国内光伏系统新增装机容量54.88GW，同比上涨13.9%，其中分布式光伏系统新增装机容量29.28GW，占我国2021年新增装机容量的53.4%。根据我国长期光伏战略规划，“十四五”期间我国光伏系统累计新增装机容量或可超过75GW［2］。

在分布式光伏电站方面，2021年新增系统主要为县乡级整体规划类项目、工商业分布式光伏项目以及面向个人的户用光伏系统。近年来分布式光伏电站装机容量呈上升态势，预计将在“十四五”期间形成分布式与集中式光伏电站并重的*面［3］。本文重点讨论工商业分布式光伏电站平准发电成本和投资内部收益率的优化分析。

随着分布式光伏电站的普及，2021年与2022年新建的工商业分布式光伏电站常常面临“好屋顶匮乏”的*面，可用面积较大（1万m2以上）、无遮挡的、项目自用电消纳好优质屋面已基本完成覆盖，近年新建分布式项目需要面对屋面分散不平整、遮挡和污染难以规避、项目自用电消纳不足等诸多不利因素［4］。可用屋面中还存在相当比例的彩钢瓦屋面，在彩钢瓦屋面上建设光伏电站存在屋面承重不足需要加固（增加初始建设投资）、彩钢瓦屋面倾角、方向角固定（影响系统总效率）等挑战［5］。因此对于分布式光伏电站，优化电站LCOE、提升电站全生命周期运营收益就显得尤为重要。

分布式光伏电站平准发电成本优化分析

1.1平准发电成本计算方法

平准发电成本常用于衡量光伏电站全生命周期内的单位发电成本（即度电成本），受项目静态投资、年度运维费用、年等效日照时数的共同影响。根据《光伏发电系统效能规范》（NB/T10394-2020）的定义，LCOE的计算方法如下：

（1）

式中：

i——折现率（%）

n——系统运行年数（年），n=1，2，…N

N——系统总生命周期，即评价年数（年）

I0——静态投资（元）

It——项目当年增值税抵扣金额（元）

VR——项目光伏系统固定资产残值（元）

Mn——第n年运营成本，含维修、保险、物料、人工、辅助服务等（元）

Yn——年上网电量（kWh）

实际计算中，折现率可考虑取5%。由于各项目投资方融资能力不同，在贷款（资本金）模式下的LCOE各不相同，如贷款利率低于自筹资金成本，则资本金模式下的LCOE低于完全自筹（全投资）模式下的LCOE［6-8］。为排除静态投资贷款比例、贷款利率、贷款周期等融资因素对LCOE的影响，简化分析过程，本文仅讨论全投资模式下的LCOE。

1.2平准发电成本影响因素分析

对于工商业分布式光伏电站而言，静态投资之外的增值税率、保险费率、运营成本、折现率等因素相对固定且难以通过工程设计改变，对一定时期内建设的分布式光伏项目而言是近似于不可变影响因素。其中设备增值税率为13%、建安工程增值税率为9%、勘察设计服务类费用增值税率为6%；保险费按年计算，费率通常为当期固定资产残值的千分之一；运营成本一般为0.04~0.06元/Wp。在LCOE计算过程中，静态投资对LCOE的影响较大且相对可控。

分布式光伏电站初期所需的典型静态投资包括光伏组件、光伏支架、逆变器、直流/交流线缆、辅材、配套一次二次设备、屋面租金、屋面加固费用、勘察设计费用等。其中逆变器、辅材、配套一二次设备、屋面加固、勘察设计等费用项金额较为固定且平稳；屋面租金随地区波动较大；支架、线缆价格可能随上游铜、铝等大宗商品的价格波动而波动；光伏组件价格主要受上游硅片价格影响而波动，且因其在静态投资中占比较大，价格波动对项目整体LCOE的影响显著。如2022年因硅材料价格上涨，常用单晶硅光伏组件平均上涨0.2~0.3元/Wp。

除因地域差异、价格波动带来的静态投资变化外，光伏组件与逆变器选型、配置方式、系统容配比等工程因素会影响系统发电效率，在长时间内影响LCOE［9-10］。

1.3平准发电成本优化方法分析

如第1.2节所述，优化静态投资是降低工商业分布式光伏项目LCOE最直接且可控的手段，对各主要影响因素优化方法的阐述如下。

1.3.1降低屋面租赁成本

对于非工商业主自建光伏电站的场景，可考虑采用合同能源管理（EnergyManagementContract，EMC）模式，由电站投资方与屋面业主方合作运营分布式光伏电站，进而降低或免除屋面租赁费用。对于“自发自用、余量上网”模式的分布式电站，电站投资方可通过向业主方提供自用电折扣的方式降低屋面租赁费用；对于“就近售电”模式的分布式电站，可通过双方共享售电收益的方式降低屋面租赁费用。

常见工商业分布式光伏电站运营周期为20~25年，且年发电量受到太阳辐射、站址气象条件影响，存在一定的不确定性，因此降低或免除屋面租赁费用等同于降低一次性投入成本与固定支出，电站运营过程中涉及的不确定风险由电站业主方与屋面业主方共担，有助于电站项目长期健康稳定运行。

1.3.2规避原材料价格波动

近年来受疫情、国际形势等因素的综合影响，建设分布式光伏电站所需的上游原材料价格存在一定程度的波动，且波动周期以月或季度为单位。因此对于建设周期在0.25~0.5年量级的分布式光伏电站而言，可通过与上游供应商交流物料价格波动趋势，预测性投产，避免在物料价格处于顶峰时启动建设，进而影响长期受益。例如，2022年中期的单晶硅原材料价格上涨，可能在2022年底回落，年内拟建项目可考虑顺延启动。

1.3.3光伏组件选型优化

光伏组件的制造成本、发电效率、长期运行稳定性和抗暴性共同影响项目整体的经济性。现阶段应用最为广泛的是稳定性、效率占优的晶体硅光伏组件，近年来推广的PERC技术使得晶体硅组件发电效率由15%提升至19%左右，但受制造工艺、防隐裂、抗暴性等限制，晶体硅组件的厚度短期内变化不大，因此通过增大单硅片面积、优化硅片叠放方式提高组件单板功率成为当前提升组件LCOE的主要手段。

通过简单计算可知，单板功率较大的组件，单位面积功率相对较大，对于可用面积相对受限的分布式光伏电站来说，在所选逆变器允许的电流范围内，优先选择单板功率大的组件，可提高项目LCOE。

1.3.4光伏系统直流电压等级选择优化

当前分布式光伏系统的直流电压等级正在逐步向1000VDC/1500VDC量级演进。更高的直流电压等级意味着更低的组串电流，可选用线径更细的直流线缆，进而降低项目初始静态投资。

1.3.5逆变器选型与连接优化

工商业分布式光伏电站场景下常采用彩钢瓦屋面，此类屋面受屋脊方位角、屋面坡度限制，往往不处于项目当地的最优朝向与倾角，且部分电站屋面周围遮挡条件复杂，因此建设时应注意将不同坡面的组串接入逆变器不同路MPPT，且为避免因遮挡产生的组串失配，建议考虑不使用多路组串并连接入MPPT功能。

1.3.6光伏系统并网电压选择

“自发自用、余量上网”类型的分布式光伏电站可优先选择以380V低压并网，可避免配套变压设备建设成本、变压损耗等，根据国家电网与南方电网提供的分布式电站参考接入方案，380V低压并网接入方式如图1所示。选择380V低压并网时应注意项目整体装机容量不宜超过厂区专用变压器容量的85%~100%，且低压并网柜单柜容量不超过400kW。

图1380V低压并网接入方式

“就近售电”类型的分布式光伏电站可根据就近售电距离评估输电成本后，灵活选择并网电压等级与并网方式。

1.3.7提高配套设备使用率

通过简易计算得知，在不考虑屋面租金、光伏支架、配套线缆及一二次设备等配套支出的情况下，仅将光伏组件单板造价、发电量、维护成本（按功率计算）、保险费等代入式（1）计算得到的LCOE远远小于工程实践中的平均值，因此在特定的装机容量下确保配套设备的高效利用，有助于降低LCOE。实际项目中，可适当提高逆变器容配比，并根据配套设备的使用率微调装机容量，避免因工程规范导致的配套设备成本阶跃。

分布式光伏电站投资内部收益率优化分析

2.1投资内部收益率计算方法简述

投资内部收益率的计算基于货币时间价值理论，其数值为资金流入现值总额与资金流出现值总额相等时（即净现值等于零时）的折现率。某运行周期为n年的项目，其净现值（NetPresentValue，NPV）的计算公式如下：

（2）

式中：

t——计算期数，从第1期至第n期

CIt——第t期的流入现金（元）

COt——第t期的流出现金（元）

i——折现率（%）

对于分布式光伏电站，CIt一般为当期对外售电收入金额（包含增值税）、COt一般包含当期运维费用支出金额（包含增值税）以及当期需要缴纳的印花、增值、附加、所得税额。

观察式（2）可知，项目IRR的计算需要反复计算NPV值，寻找NPV=0时的i值（折现率），因此实际计算中往往通过计算机软件完成。

2.2投资内部收益率影响因素分析

2.2.1提高用电消纳比

对于采用“自发自用，余量上网”与“就近售电”模式运营的分布式光伏电站，消纳比表示工商业主自用电能与向公共电网输送电能的比例。常见的EMC场景中，工商业主自用光伏系统生产电能价格仍高于上网电价（等同于项目当地火电标杆上网电价），因此不额外建设储能系统的分布式电站自用电比例越高，IRR越高。

光伏系统装机容量过大、光伏系统发电曲线与自用电曲线在时间周期上不一致等因素，均会拉低项目消纳比，因此设计系统方案前，应详细收集自用电业主的用电量、用电曲线等信息，合理规划装机容量；有条件的项目还可结合自用电业主年度用电曲线按需优化光伏组件仰角，以实现冬季或夏季发电量最大化。

2.2.2合理申报优惠政策

随着产业发展的成熟壮大，近年来面向分布式光伏电站的政策补贴正在逐步减少，筹建时可结合国家与项目当地政策法规，积极申报优惠政策，进而提高项目IRR，相关优惠政策可在发改委等管理部门网站查询。

仿真测算

3.1测算方式

本文结合实际项目背景，考虑年日照1200等效利用小时数条件下非正南朝向的彩钢瓦屋面条件，按本文所述优化方法进行系统设计，使用PVSyst软件计算首年发电量，并与2021年1200等效时数条件下分布式电站LCOE平均值以及2022年的预测值进行比较，验证本文所述优化方法中各参数对LCOE和IRR的影响。

3.2系统设计

3.2.1站址条件

拟于某市某工厂内建设电站，使用该厂一座钢结构厂房的彩钢瓦坡屋面，因当地常年受风向影响，厂房屋脊线方位角为28°（以正南方向为0°，顺时针方向为正向），屋面坡度为5°。屋面总面积为6336m²，屋面有5座沿平行于屋架方向的气楼，按全年无遮挡方式计算后，无遮挡可用面积约为3340m²。厂区内设有配电间，专用变压器容量为1000kVA。

经查Meteonorm8数据库，站址位置全年日照总量约为1230.2kWh/m²（水平面）。

3.2.2运营模式

电站拟以“自发自用、余量上网”模式运营，免费使用工厂屋面，光伏系统生产电能以两部制电价的85%出售给工厂，基础电价部分由工厂另行支付，电站运营时间为25年，25年后一次性回收剩余的固定资产。

3.2.3系统电压与并网方式

现阶段1500VDC等级逆变器价格略高，该光伏系统整体规模中等，使用1500VDC等级系统带来的线缆成本下降不明显，因此考虑使用成本和稳定性更占优势的1000VDC等级系统，并使用380V低压并网。

3.2.4组件选型

该项目拟选用稳定、经济的单晶硅组件。为平衡组件单板功率与单板重量、机械强度等因素，经比较，最终选择使用182mm硅片的某厂家555Wp组件，以避免使用更大面积和单板功率可能带来的运输安装隐裂风险以及运营期抗暴性不足风险（如面对冰雹或大风天气时更易损毁）。组件主要电性参数如表1所示。

表1光伏组件参数表

由于官方未给出555Wp组件的特性曲线，其PV曲线可参考同系列540Wp组件的PV曲线，如图2所示。

图2540Wp组件PV曲线

3.2.5装机容量

经测算，所涉及厂区年总用电量约为85万kWh，逐月用电数据较为均衡，每年1月、2月略低于均值，其余月份基本相同。

根据综合站址屋面无遮挡可用面积3340m²与所选555Wp光伏组件的尺寸信息，在预留维修通道的情况下，站址无遮挡面积内共可布设约784块组件，此时装机容量约为435.12kWp。为降低项目初始静态投资，拟采用380V低压并网方式接入厂区电网，按照南方电网公司的分布式电源接入技术规范，每面低压并网柜接入直流侧装机容量不应超过400kWp。因此，若安装容量为435.12kWp的组件，需配备2面并网柜，如此将导致2面并网柜实际使用率较低，影响项目经济性。

因此，可考虑将组件数量下调至720块，总直流装机功率为399.6kWp，使用1面并网柜即可满足低压并网规范，且有助于保障自用电消纳比，进而提高工程经济性。

3.2.6逆变器选型

综合考虑光伏组件总数、光伏组件总功率以及组件单板电性能参数，选择使用某厂家SUN2000系列40kW逆变器。根据该厂家提供的产品资料，此逆变器最大可接入45.2kWp光伏组件，主要参数如表2所示，效率曲线如图3所示。

表2SUN2000系列40kW逆变器指标

图3SUN2000系列40kW逆变器效率曲线

表2中所述逆变器最大效率仅为实验室测试值，参考某认证中心提出的《并网逆变器中国效率测试与评估技术条件》可知，对于工作在不同地区的光伏系统，逆变器效率并不相同，该认证中心参考欧洲效率与加州效率加权系数制定方法，提出了适用于中国的加权效率权重。综合考虑日照时数、组串配置方式不同带来的影响，本文所选用逆变器的平均效率采用PVSyst计算值。

3.2.7连接方式

由图3可知，本文选用的逆变器在600VDC输入条件下转换效率最高，但光伏系统实际工作时，组串电压随日照条件不断变化，并不会稳定在一个特定值，因此实际配置时可结合站址当地日照条件与MPPT电压范围，合理配置组串长度，以求每日尽早达到MPPT满载工作电压范围，并在日照峰值时间段内不损失或尽可能少损失功率。

本文电站日照条件属于年日照1200kWh/m²量级，可考虑逆变器总接入组件功率尽量逼近推荐最大值。

考虑当地1—2月份时极端低温可达5℃，计算时取0℃以预留冗余。综合组件开路电压与开路电压温度系数，计算得到极端低温0℃条件下开路电压为53.46VDC。

逆变器允许直流最大输入电压为1100VDC，则得到组串最大安全长度为20块组件串联。考察该市当地1月和2月的日照数据，可发现在极端低温可能发生的月份里，组件无法达到最大功率点，因此实际极端低温条件下组件开路电压小于53.46VDC，使用20块组串串联可靠性较高。

综合逆变器MPPT满载电压上限、组件STC条件下最大功率点电压，得到STC条件下MPPT满载组串长度为20块组件。

20块组件直流装机功率为11.1kWp，每路组串STC条件下最大功率点电流为13.18ADC，未超过逆变器每路MPPT最大直流输入电流；4路组串总功率为44.4kWp，未超过逆变器推荐的最大接入组串功率45.2kWp。

综上，使用20块组件串联，每台40kW逆变器接入4路组串，720块组件共使用9台逆变器。

3.3测算结果

3.3.1系统效率

本文使用彩钢瓦屋面，屋脊线方位角为28°（以正南方向为0°，顺时针方向为正方向），计算得到南坡方位角为298°，北坡方位角为118°，南北坡倾角均为5°（屋面法线与水平面法线夹角）。结合该市当地太阳高度角数据，计算得到南北屋面综合方阵修正系数为1，相对于最优采光面的损失约为2.9%。根据PVSyst软件仿真结果，逆变器全年平均效率系数为0.98；可用率系数为0.99；进一步综合计算得到全年系统效率为0.8510。

3.3.2发电量

考虑光伏组件装机容量为399.6kWp，根据组件特性，首年功率衰减2%，后续逐年功率衰减0.55%，综合计算得首年发电量为41.00万kWh，进一步计算得到25年运营期内累计发电955.91万kWh，年均发电量38.24万kWh。

3.3.3消纳比

站址工厂年用电量较大，逐月用电量均大幅度超过光伏系统逐月发电量；进一步考察工厂典型日负荷曲线与光伏系统出力曲线，排除节假日用电量下降、随机用电波动等因素，经综合计算消纳比可达到90%。结合当地两部制峰谷电价、火电标杆上网电价，可计算出光伏系统综合售电价格为0.5367元/kWh（含13%增值税）。

3.3.4LCOE

根据分布式光伏电站概算相关标准，结合站址当地物料2022年的市场价，计算得到该电站静态投资共129.28万元，其中光伏组件价格为2.1元/Wp，设备费共计101.80万元，建安费共计21.01万元，其他费用与基本预备费共计6.46万元。

使用式（1）对该电站的LCOE情况进行分析，自筹资金成本（折现率）为5%；设备、材料增值税率为13%，建安工程增值税率为9%，其他服务增值税率为6%，销售电能增值税率为13%；年保险费率为当期固定资产价值的千分之一；电站运维采用EPC外包方式，年运维服务费为0.051元/Wp；25年运营期结束后固定资产残值为5%；综合计算得到电站LCOE为0.3079元/kWh。

3.3.5IRR

电站所在地三项营业税金附加累计为增值税应缴纳税额的12%；所得税基础税率为25%；该电站适用《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》所规定的太阳能发电设施，可享受“三免三减半”政策；同时该电站适用国家发改委《西部地区鼓励类产业目录（2020年本）》，至2030年12月31日可享受所得税率减按15%缴纳；印花税率为年售电合同额的万分之三。综合以上信息，按一般IRR计算方法得到所得税后IRR为11.57%。

3.3.6敏感性分析

分别考虑总投资、年发电量、年运营成本变动±5%、±10%的情况，计算该项目各因素LCOE敏感性系数如表3所示。可见发电量变化对于LCOE的影响最大，总投资次之，运营成本最小。

表3敏感性分析

3.3.7对比分析

根据中国光伏行业协会发布的《中国光伏产业发展路线图（2021版）》，2021年我国工商业分布式光伏电站年平均运维成本为0.051元/Wp，1200h等效时数条件下平均LCOE为0.31元/kWh。

本文所述的光伏电站，在屋面方位角严重不利、光伏组件瓦单价处于高位、平均运维成本等于2021年平均值的条件下，LCOE可达到0.3079元，且IRR达到11.57%，在1200h等效时数日照条件及0.5元电价等级条件下属于较高值。如避开组件价格高位，以2022年组件均价2.0元/Wp进行建设，LCOE可进一步降低至0.3016元/Wp，IRR可提高至12.05%。

结论

本文分析了面向工商业的分布式光伏电站在设计、建设过程中LCOE、IRR指标的优化思路与方法，并结合实际项目进行了仿真测算，验证了优化方法的有效性，为分布式光伏系统所生产的电能“平价上网”提供了参考依据。同时，对于近年来“好屋面匮乏”的情况，可考虑将光伏系统生产电能自用业主的消纳能力也一并纳入屋面质量衡量因素。受限于非储能类分布式光伏系统电能生产的不连续性，分布式光伏电站“自发自用”模式或“就近售电”模式更符合分布式清洁能源的发展初衷，因此综合考虑了消纳情况的“屋面综合质量”更有助于准确地衡量分布式电站的投资价值。

电信运营商的信息通信基础设施，如基站、核心机房、数据中心等，是其能耗产生的主要因素，在电信运营商生产环境中引入新能源及微电网技术，是运营商开展“双碳”节能行动的重要路径，文献［11-13］对系统方案、优化设计等内容进行了讨论。因部署场景相仿，运营商微网光伏系统可参考分布式光伏系统优化其LCOE，进而有助于降低微网系统总持有成本、提高节能效益。

参

考

文

献

［1］陈娜，朱婷婷.国际能源署发布《确保清洁能源供应链安全》报告［J］.世界石油工业，2022，29（4）：83-84.

［2］赵三珊，华珉，肖浥青.全球光伏产业发展及中美两国对比［J］.张江科技评论，2022（04）：28-31.

［3］罗凯.加强乡村清洁能源建设推进农业农村现代化［J］.中国果树，2022（9）：131.

［4］杨洪雷.分布式光伏工程建设管理浅析［J］.上海节能，2022（6）：756-758.

［5］史嫄.屋顶分布式光伏发电的支架结构设计探究［J］.电气技术与经济，2022（4）：36-38.

［6］宗媛.我国新能源产业的成本及经济效益分析［J］.商展经济，2022（17）：128-131.

［7］杨昌辉，石瑞智.我国分布式光伏发电项目经济效益评价研究——基于区域层面不同电价情景的分析［J］.价格理论与实践，2021（12）：167-171.

［8］王娟，赵春红，李瑶.屋顶分布式光伏系统在铸造工业中的应用及经济环境效益［J］.能源环境保护，2022，36（1）：105-108.

［9］刘进军，高林朝，张香萍，等.基于EPC模式分布式光伏发电技术经济分析［J］.河南科学，2021，39（11）：1738-1745.

［10］梁俊霞.分布式光伏工程投资经济效益不确定性分析研究［D］.北京：华北电力大学，2021.

［11］郭文豪.混合光伏的5G基站多源微电网系统方案研究［D］.广西：广西大学，2022.

［12］段颖.多投资主体的5G基站微网光储系统容量优化配置［D］.北京：华北电力大学，2022.

［13］王诗雅，王庆玮，柴少锋，等.太阳能光伏供电系统在通信端*的应用研究［J］.邮电设计技术，2021（10）：83-87.

作者简介

孙和通，毕业于南京邮电学院，高级工程师，硕士，主要从事通信网络规划咨询、设计工作。

财务内部收益率大概在什么范围合理？

财务内部收益率是反映项目实际收益率的一个动态指标，一般情况下，财务内部收益率大于等于基准收益率时，项目可行。财务内部收益率的计算过程是解一元n次方程的过程，只有常规现金流量才能保证方程式有唯一解。　　项目在计算期内净现金流量现值累计等于零时的折现率。是考察项目盈利能力的主要动态评价指标。　　财务内部收益率是反映项目实际收益率的一个动态指标，它是项目投资实际可望达到的报酬率，该指标越大越好，当然要大得让人可信。它可以揭示项目贷款利率的最大限度，当它大于等于国家规定的基准收益率时，项目可行，反之则项目不可行。

如果您喜欢财务，如果您愿意而又知道的话，请您谈谈您对IRR内部收益率的理解。我一直都不太清楚这个问题

内部收益率，就是资金流入现值总额与资金流出现值总额相等、净现值等于零时的折现率。如果不使用电子计算机，内部收益率要用若干个折现率进行试算，直至找到净现值等于零或接近于零的那个折现率。内部收益率法的公式（1）计算年金现值系数(p／A，FIRR，n)=K／R；（2）查年金现值系数表，找到与上述年金现值系数相邻的两个系数(p／A，i1，n)和(p／A，i2，n)以及对应的i1、i2，满足(p／A，il，n)>K／R>(p／A，i2，n)；（3）用插值法计算FIRR：（FIRR-I）/（i1—i2）=[K／R-(p/A，i1，n)]/[(p／A，i2，n)—(p／A，il，n)]若建设项目现金流量为一般常规现金流量，则财务内部收益率的计算过程为：1、首先根据经验确定一个初始折现率ic。2、根据投资方案的现金流量计算财务净现值FNpV(i0)。3、若FNpV(io)=0，则FIRR=io；若FNpV(io)>0，则继续增大io；若FNpV(io)（4）重复步骤3)，直到找到这样两个折现率i1和i2，满足FNpV(i1)>0，FNpV(i2)（5）利用线性插值公式近似计算财务内部收益率FIRR。其计算公式为：（FIRR-i1）/（i2-i1）=NpVl/（NpV1-NpV2）内部收益率法的计算步骤(1)在计算净现值的基础上，如果净现值是正值，就要采用这个净现值计算中更高的折现率来测算，直到测算的净现值正值近于零。(2)再继续提高折现率，直到测算出一个净现值为负值。如果负值过大，就降低折现率后再测算到接近于零的负值。(3)根据接近于零的相邻正负两个净现值的折现率，用线性插值法求得内部收益率。[编辑]内部收益率法的优缺点内部收益率法的优点是能够把项目寿命期内的收益与其投资总额联系起来，指出这个项目的收益率，便于将它同行业基准投资收益率对比，确定这个项目是否值得建设。使用借款进行建设，在借款条件（主要是利率）还不很明确时，内部收益率法可以避开借款条件，先求得内部收益率，作为可以接受借款利率的高限。但内部收益率表现的是比率，不是绝对值，一个内部收益率较低的方案，可能由于其规模较大而有较大的净现值，因而更值得建设。所以在各个方案选比时，必须将内部收益率与净现值结合起来考虑。内部收益率法的分析内部收益率，是一项投资可望达到的报酬率，是能使投资项目净现值等于零时的折现率。就是在考虑了时间价值的情况下，使一项投资在未来产生的现金流量现值，刚好等于投资成本时的收益率，而不是你所想的“不论高低净现值都是零，所以高低都无所谓”，这是一个本末倒置的想法了。因为计算内部收益率的前提本来就是使净现值等于零。说得通俗点,内部收益率越高，说明你投入的成本相对地少，但获得的收益却相对地多。比如A、B两项投资，成本都是10万，经营期都是5年，A每年可获净现金流量3万，B可获4万，通过计算，可以得出A的内部收益率约等于15%，B的约等于28%，这些，其实通过年金现值系数表就可以看得出来的。净现值法和内部报酬率法的比较净现值法和内部报酬率法都是对投资方案未来现金流量计算现值的方法。运用净现值法进行投资决策时，其决策准则是：NPV为正数，（投资的实际报酬率高于资本成本或最低的投资报酬率）方案可行；NPV为负数，（投资的实际报酬率低于资本成本或最低的投资报酬率）方案不可行；如果是相同投资的多方案比较，则NPV越大，投资效益越好。净现值法的优点是考虑了投资方案的最低报酬水平和资金时间价值的分析；缺点是NPV为绝对数，不能考虑投资获利的能力。所以，净现值法不能用于投资总额不同的方案的比较。运用内部报酬率法进行投资决策时，其决策准则是：IRR大于公司所要求的最低投资报酬率或资本成本，方案可行；IRR小于公司所要求的最低投资报酬率，方案不可行；如果是多个互斥方案的比较选择，内部报酬率越高，投资效益越好。内部报酬率法的优点是考虑了投资方案的真实报酬率水平和资金时间价值；缺点是计算过程比较复杂、繁琐。在一般情况下，对同一个投资方案或彼此独立的投资方案而言，使用两种方法得出的结论是相同的。但在不同而且互斥的投资方案时，使用这两种方法可能会得出相互矛盾的结论。造成不一致的最基本的原因是对投资方案每年的现金流入量再投资的报酬率的假设不同。净现值法是假设每年的现金流入以资本成本为标准再投资；内部报酬率法是假设现金流入以其计算所得的内部报酬率为标准再投资。资本成本是更现实的再投资率，因此，在无资本限量的情况下，净现值法优于内部报酬率法。

财务内部收益率其实质就是使技术方案在特定的时间范围内，各年财务净现金流量的现值累计等于零时的折现率。这一特定的时间范围指...

C解析：对常规技术方案，财务内部收益率其实质就是使技术方案在整个计算期内各年净现金流量的现值累计等于零时的折现率，它是考察项目盈利能力的相对量指标。【知识点】财务内部收益率的概念【考点】财务内部收益率的概念【考查方向】概念释义【难度】易

【华金固收罗云峰团队-转债】晶澳转债：光伏组件龙头企业

所依据研报及其发布时间：《晶澳转债（127089.SZ）申购分析》2023-7-17

全市场权威债务、杠杆数据解读

只有债务周期不会说谎！

核心观点

?本次发行规模89.6亿元，期限6年，评级为AA+/AA+（东方金诚）。转股价38.78元，到期补偿利率为6%属一般水平。下修条款15/30,85%和强赎条款15/30,130%均为市场化条款。以2023年7月14日中债6YAA+企业债到期收益率3.5055%贴现率计算，纯债价值93.39元，对应YTM为2.01%，债底保护性较好。

?总股本稀释率6.52%、流通股本稀释率6.54%，摊薄压力较小。

?截至2023年7月14日，公司PE(TTM)15.53，低于同行业可比公司平均值。ROE4.38%，高于同行业可比上市公司平均值（剔除负值），同时处于自身上市以来14.13%分位数，估值弹性较高。上市至今公司日成交量占同行业可比上市公司成交量比重平均值处于一般水平为17.79%。

?年初至今公司股价下降19.14%，行业指数（申万三级-光伏电池组件）下降20.08%，公司跑赢行业指数。

?公司流通市值占总市值比例为99.67%，解禁压力较小。

?综合考虑公司自身经营状况、可比券和模型预测结果，我们预计上市首日转股溢价率为35.15%左右，对应价格为114.39元~126.43元。

? 风险提示：

1、募投项目效益未达预期或短期内无法盈利。

2、公司生产经营或资金周转出现严重不利情况面临偿债风险和流动性风险。

3、公司外部竞争日益激烈、净利润下滑风险。

4、正股股价波动风险。

5、定价模型可能失效，预测结果与实际可能存在较大差异。

正文内容

晶澳转债（127089.SZ）申购分析

一、晶澳转债分析

（一）转债分析

本次发行规模89.6亿元，期限6年，评级为AA+/AA+（东方金诚）。转股价38.78元，到期补偿利率为6%属一般水平。下修条款15/30,85%和强赎条款15/30,130%均为市场化条款。以2023年7月14日中债6YAA+企业债到期收益率3.5055%贴现率计算，纯债价值93.39元，对应YTM为2.01%，债底保护性较好。

总股本稀释率6.52%、流通股本稀释率6.54%，摊薄压力较小。

（二）中签率分析

截至2023年6月14日，晶澳科技前十大股东持股比例合计53.02%，持股较为集中。假设前十大股东参与比例为80%，剩余股东参与比例为50%，则股东优先配售比例为65.91%。网上申购额度为30.55亿元。从近期市场转债申购情况看，假设网上申购数为1000万户，单户申购上限金额100万元，则中签率预计为0.0305%。

二、正股分析

（一）公司简介

截至2022年12月31日，晶泰福持有公司1,121,648,266股股份，占总股本比例为47.60%，是公司的控股股东。靳保芳直接持有晶泰福70.00%股权。靳保芳的女儿靳军淼作为其一致行动人直接持有公司4,447,268股股份，占总股本比例0.19%；靳保芳及其一致行动人合计控制公司47.79%股份，为公司的实际控制人。公司存在股权质押2.77%，质押风险较小。截至2023年7月14日，公司控股股东晶泰福所持公司股份不存在质押、冻结及其他权利限制情形，亦不存在重大权属纠纷情况，公司实际控制人靳保芳不直接持有公司股份。

公司立足于太阳能光伏产业链的垂直一体化模式，长期致力于为全球客户提供光伏发电系统解决方案，主营业务为太阳能光伏硅片、电池及组件的研发、生产和销售，太阳能光伏电站的开发、建设、运营，以及光伏材料与设备的研发、生产和销售等。公司的绝对核心产品为太阳能组件，近三年占比在94%以上。公司的主要业务、产品主要有光伏产品事业群（包括硅棒、硅片、光伏电池和光伏组件）、智慧能源事业部和光伏新材事业部。公司生产的硅片主要为单晶硅片，用于加工单晶太阳能电池。公司生产的硅棒、硅片主要用于公司内部的继续生产加工，少量对外销售。公司上游生产的硅片，通过电池生产工艺加工成电池片，公司的电池片主要用于内部继续生产加工成组件。公司生产电池片以及部分外购的电池片通过封装工艺加工成组件，组件是公司的主要终端销售产品，组件客户主要为国内外光伏电站投资商、工程承包商以及分布式光伏系统的经销商。公司主流组件产品包括单晶多主栅半片组件、双玻/单玻组件、高密度组件等，产品规格主要有54片、66片、72片和78片。基于182mm大尺寸硅片技术、高效电池技术、高效封装材料、高密度封装技术的高功率组件，能满足市场各应用场景主流需求。

近三年，公司以外销为主，占比在60%以上。

公司生产产品所需采购的原辅材料主要为硅料、石墨、坩埚、金刚线、银浆、铝浆、网版、铝边框、玻璃、背板、EVA膜等。在光伏事业群中，公司设置供应链管理部门负责采购计划的实施，实行集中采购和分散采购相结合的采购模式。公司按照成本效益原则，主要采取“以销定产”的订单式生产模式组织生产，即以客户订单需求为指引组织工厂生产。同时，公司对部分需求量大的主流产品进行少量备货。公司产品主要包括硅片、电池及组件。公司生产的硅片、电池等中间产品少量对外销售或委外代工，绝大部分用于继续加工成组件对外销售。光伏产品事业群研发模式主要包括两种，即“自主研发模式”和“与第三方合作研发模式”。

（二）行业分析

公司主营业务为太阳能光伏硅片、电池及组件的研发、生产和销售，属于电气设备行业（申万一级行业）下的光伏设备行业（申万三级行业）。光伏发电通过太阳光照射在电池片上，产生电流通过逆变器转换和升压后直接输送给电网公司或用户。全球光伏市场集中度较高，新兴市场潜力巨大。光伏发电的主要市场目前集中在中国、美国、日本、欧洲和印度，根据国际能源署（IEA）2021年全球光伏报告的统计数据，截至2021年底，全球累计光伏装机942GW，其中至少有20个国家的新增光伏容量超过了1GW。中国、美国和欧盟分别以54.9GW、26.9GW和26.8GW的规模位列全球前三。随着光伏发电成本的快速下降，众多的新兴市场如南亚、东南亚、澳洲、拉美及**等国家或地区均在积极规划GW级的光伏发电项目建设，潜力巨大。全球光伏产业生产制造重心仍然在中国大陆。2021年中国大陆产能约占全球总产能的77.2%。东南亚依然是最重要的海外生产基地，2021年东南亚组件产能和产量在全球的占比分别为12.2%和10.5%。从市场集中度来看，2021年组件环节产业集聚度继续提升。前五家、前十家、前二十家企业的产量增速依次递减，TOP5和之后的企业相比增速差距加大，TOP5企业市场占有率继续上升至突破50%，达到56.2%，头部企业规模优势明显。2021年，全球TOP5的产能增幅为76.7GW，占前20家企业产能增幅的62.1%，是产能扩张的绝对主力，也会成为未来组件出货的绝对主力。2021年，进入前五和前十的规模门槛又进一步提高，分别从2020年的16GW和9GW提高到2021年的24GW和10GW，同比去年门槛分别提高了50%和11%。根据各家产能规划来看，预计2022年前五门槛将提升至30GW以上。

通过产业链一体化战略，公司当前业务覆盖了硅棒、硅片、电池、组件的制造，以及光伏系统的应用等环节。根据PVInfoLink统计数据，2019年-2021年公司组件出货量连续保持全球前三位，2021年组件出货量上升至全球第二位，公司始终保持组件龙头企业的地位。光伏产业是我国**大力支持的国家战略性新兴产业之一，在产业政策引导和清洁能源需求增长的推动下，我国光伏技术和光伏产业获得了快速的成长。经过多年的发展，中国光伏行业已经形成了较为完整的产业链。目前，中国光伏行业的制造能力和市场规模均位居全球第一。光伏产业链从上到下依次为：硅料的生产和硅棒、硅片的加工制作，光伏电池和光伏电池组件的制作，光伏系统的应用（包括电站项目开发、电站系统的集成和运营）。公司实施产业链一体化战略，当前业务覆盖了除硅料生产外的光伏产业链的所有环节，包括硅棒、硅片、太阳能电池和光伏电池组件的制造，以及光伏系统的应用。（相关资料来源可转债募集说明书）

国内可比上市公司则包括东方日升、晶科能源、天合光能和隆基绿能。

（三）财务分析

近三年及一季度，公司流动比率和速动比率呈波动态势，公司资产流动性较好，对流动负债的覆盖程度较高。2020年末和2022年末，公司流动比率有所提高，主要原因为公司2020年度和2021年度非公开发行募集资金分别于2020年9月和2022年4月到账，通过募集资金补充了流动资金。公司速动比率较低的主要原因为公司存货账面价值随经营规模扩大而增加。近三年，公司资产负债率保持在合理范围内，财务状况较为稳健，具有较好的偿付能力。2020年末和2022年末，资产负债率有所下降，主要原因为公司2020年度和2021年度非公开发行募集资金分别于2020年9月和2022年4月到账。

近三年，公司的营业收入和归母净利润呈上升趋势。公司主营业务为硅片、太阳能电池片及太阳能电池组件的研发、生产和销售，以及太阳能光伏电站的开发、建设、运营等，其他业务收入主要为废旧物料、碎料碎片出售收入及租赁收入等。报告期内，公司营业收入主要来自于主营业务，收入占比稳定。受益于全球光伏市场快速发展，以及公司自身的产能规模不断扩大，近三年公司太阳能组件收入规模快速增长，2020年度至2022年度，公司太阳能组件收入同比分别增长23.64%、64.23%和78.27%。

近三年，公司期间费用的总体规模随公司经营规模的扩大而呈上升趋势。2021年，销售费用较上年增加31.46%，主要系发行人职工薪酬、产品质量保证以及租赁费增加所致。2022年，销售费用较上年增加42.73%，主要原因为公司销售规模继续扩大，与产品销售有关的产品质量保证金、各类产品质量险和信用险、样品费、租赁费、宣传及展览费等支出较2021年度增加。2021年，管理费用较上年增加38.57%，主要系职工薪酬、咨询审计评估费、开办费增加所致。2022年，管理费用较上年增加51.69%，主要系职工薪酬、租赁费、股份支付增加所致。2021年公司财务费用同比增长17.75%，主要系发行人境外销售占比较高且主要以美元、欧元、日元等外币结算，受2020年以来人民币升值影响，汇兑损失增加所致。2022年，受人民币贬值、美元升值的影响，公司持有外币形成汇兑收益71,624.10万元，上述汇兑收益使得当期财务费用形成收益。公司外销收入主要以美元、欧元、日元等外币为主。为降低外汇汇率大幅波动对公司经营业绩带来的影响，公司开展外汇衍生品交易以对冲汇率风险。

近三年，公司经营活动产生的现金流量净额较高，均高于当期净利润。2021年度和2022年度经营活动产生的现金流量净额同比增加，主要系公司经营规模扩大，销售收入增加所致。

（四）估值表现

截至2023年7月14日，公司PE(TTM)15.53，低于同行业可比公司平均值。ROE4.38%，高于同行业可比上市公司平均值（剔除负值），同时处于自身上市以来14.13%分位数，估值弹性较高。上市至今公司日成交量占同行业可比上市公司成交量比重平均值处于一般水平为17.79%。

年初至今公司股价下降19.14%，行业指数（申万三级-光伏电池组件）下降20.08%，公司跑赢行业指数。

公司流通市值占总市值比例为99.67%，解禁压力较小。

（五）募投项目分析

本次募集资金投资项目情况如下：

1、包头晶澳（三期）20GW拉晶、切片项目。项目将建成20GW拉晶、切片项目生产所需的厂房及配套设施，包括单晶车间、切片车间、220KV变电站、综合仓库及其他配套设施等，并购置生产及相应的辅助配套设备，形成20GW拉晶、切片的生产能力。项目建设周期为32个月，预计总投资为580,000.00万元，，包括建设投资520,000.00万元，铺底流动资金60,000.00万元，拟使用募集资金270,000.00万元。根据项目有关的可行性研究报告，项目内部收益率为19.51%（所得税后），预计投资回收期（所得税后，含建设期）为6.56年，项目经济效益前景较好。

2、年产10GW高效电池和5GW高效组件项目。项目将新建厂房、物流仓库等，购置生产设备及相应的辅助配套设施等，形成年产10GW高效电池及5GW组件生产能力。项目建设期为2年，预计总投资为540,512.52万元，包括建设投资490,512.52万元，铺底流动资金50,000.00万元，拟使用募集资金233,448.46万元。项目内部收益率为21.65%（所得税后），预计投资回收期（所得税后，含建设期）为5.29年，项目经济效益前景较好。

3、年产10GW高效率太阳能电池片项目。项目将采用高效率太阳能电池片制造的制绒、扩散、清洗、镀膜、印刷等工艺，拟购置生产及相应的辅助配套设备。项目建成后，可形成年产10GW高效率太阳能电池片的生产能力。项目建设周期为2年，预计总投资为260,326.96万元，包括建设投资235,326.96万元，铺底流动资金25,000.00万元，拟使用募集资金150,000.00万元。项目内部收益率为29.27%（所得税后），预计投资回收期（所得税后，含建设期）为4.64年，项目经济效益前景较好。

4、补充流动资金。公司综合考虑了行业发展趋势、自身经营特点、财务状况以及业务发展规划等，拟将本次募集资金中的242,582.31万元，占本次拟募集资金总额的27.07%，用于补充公司流动资金，以进一步优化公司资本结构，满足公司未来业务发展的资金需求，增强持续盈利能力，完善产业布*，加快推动产品创新升级。公司未来三年流动资金缺口为1,000,639.62万元，超过本次募投补充流动资金242,582.31万元，本次补充流动资金具有合理性。

三、定价分析

我们采用可比券和溢价率模型对上市首日价格进行预计情况如下：

（1）可比券参考海优转债（2022-07-21上市，规模6.94亿，期限6年，评级为AA-/AA-，上市后首日收盘价135.68元，转股溢价率为37.74%），天23转债（2023-03-15上市，规模88.64751亿，期限6年，评级为AA/AA，上市后首日收盘价117.203元，转股溢价率为43.40%）。

（2）选取2019年6月10日至2023年6月9日的402只可转债进行多元回归，因变量为可转债上市首日的转股溢价率y，自变量分别为可转债所处行业上市首日的转股溢价率的中位数（x_1）、转债公告前一日的中证转债成交额（亿元）（x_2）、转股价格的倒数（x_3）。模型通过F检验，各自变量t检验均显著。回归结果显示，可转债所处行业上市首日的转股溢价率的中位数（x_1）在10%的显著性水平下显著，转债公告前一日的中证转债成交额（x_2）在1%的显著性水平下显著显著，转股价格的倒数（x_3）在5%的显著性水平下显著，表明选取变量与可转债上市首日的转股溢价率具有相关关系。我们构建出以下模型：

通过模型计算出晶澳转债上市当日的转股溢价率为26.89%。由于晶澳转债的债底保护性较好，综合考虑公司自身经营状况、可比券和模型预测结果，我们预计上市首日转股溢价率为35.15%左右，对应价格为114.39元~126.43元。

风险提示：

1、募投项目效益未达预期或短期内无法盈利。

2、公司生产经营或资金周转出现严重不利情况面临偿债风险和流动性风险。

3、公司外部竞争日益激烈、净利润下滑风险。

4、正股股价波动风险。

5、定价模型可能失效，预测结果可能与实际有较大差异。

罗云峰|固收首席分析师

华金证券固收首席分析师。南开大学经济学学士、硕士、博士，中共中央d校**学博士后。先后就职于国家发展改革委系统和多家券商研究所，政、学、商三界逾10年宏观固收研究经验。2020年新财富宏观经济入围，2019-2021年万德宏观经济第一名，2020年21世纪金牌分析师宏观经济第四名，2020年“远见杯”中国经济年度预测第一名，2020年亚洲本币债券最佳卖方从业人员。

报告发布机构：华金证券

分析师：罗云峰

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