俞國勤，楊涌文，姜未汀，王育飛，劉 雋，潘衛(wèi)國

（1.上海電力技術與管理學院，上海 200025；2.上海電力學院，上海 200090）

0 引言

發(fā)展光伏發(fā)電不能僅僅局限于作為示范體現節(jié)能減排的效果，推廣光伏發(fā)電技術的應用取決于項目的經濟性，要能為投資者帶來經濟效益。目前光伏發(fā)電的成本還比較高，盡管目前政府對光伏發(fā)電進行了經濟補貼，但是要大規(guī)模推廣，最終還是要靠技術進步降低光伏發(fā)電的成本。

目前，光伏發(fā)電采用的太陽能電池最成熟的是晶硅電池與薄膜電池。晶硅電池的發(fā)電效率較高，但成本也很高。上海是一個現代化大城市，土地資源比較緊張，大規(guī)模推廣光伏發(fā)電的途徑是發(fā)展屋頂光伏發(fā)電，要求光伏發(fā)電裝置有較高的發(fā)電效率，所以主要還是采用晶硅電池。薄膜電池發(fā)電效率雖然低一些，但成本也比較低，不過隨著近年來晶硅電池價格的不斷走低，薄膜電池的價格優(yōu)勢也在不斷縮小，因此不是上海地區(qū)光伏發(fā)電的首選方案。

目前，制約光伏發(fā)電發(fā)展的主要因素是設備投資大、發(fā)電成本太高。

本文將對上海地區(qū)晶硅光伏發(fā)電的可行性及發(fā)展前景進行探討。

1 上海地區(qū)太陽能資源概況［1］

上海位于長江中下游地區(qū)，屬于太陽能輻射量資源三、四類地區(qū)，年日照時數1 600～2 400h，年輻射總量4 200～5 000MJ／m2，相當于140～170kg標準煤燃燒所發(fā)出的熱量。采用目前普通的光伏組件產品，每1kW的晶硅光伏電池的年發(fā)電量為1 067kWh左右，2007年和2008年的年總發(fā)電量分別為1 053kWh及1 083kWh。

根據趙春江等人對3kW家用型太陽能光伏發(fā)電PV系統(tǒng)并網后的運行和監(jiān)測結果［2］，上海地區(qū)光伏發(fā)電全年發(fā)電量的分布見圖1，可以看到，6月份的發(fā)電量較少，這是因為上海6月份為多雨季節(jié)，陰雨天較多。

圖1 上海地區(qū)每1kW的晶硅光伏電池的年發(fā)電

2 項目的回收期分析

本文以100kW的晶硅光伏電池系統(tǒng)為例，分析上海地區(qū)晶硅光伏發(fā)電項目的經濟性。光伏發(fā)電的運行維護成本較低，發(fā)電成本主要取決于項目的建設成本，由于項目初投資大回收期長，對于投資者來說就不得不考慮資金籌措的成本。太陽能發(fā)電作為清潔能源，可以帶來很好的環(huán)境效益，這種效益目前可以用碳排放指標交易的方法得到體現，因此分析時應當考慮碳排放指標的影響。

2011年8月，我國單晶硅組件和多晶硅組件產品價格接近8.6元／W。光伏陣列防雷匯流箱購置和安裝費按5 000元計算，光伏逆變器按2 500元／kW計算，其他費用按3 000元／kW計算，100kW的光伏項目的建設成本為141.5萬元。晶硅太陽能電池的額定使用壽命為25年，但是使用20年后的效率會衰減至正常效率的80%，所以1kW光伏組件的年發(fā)電量1 067kWh需要修正，修正后為954kWh，100kW項目年均發(fā)電量為95 400kWh。根據國家發(fā)改委2011年8月1日的通知，我國（除西藏外）的太陽能光伏發(fā)電標桿上網電價為1元／kWh。項目投入運行后年均收益為95 400元。

晶硅技術項目經濟性分析如下：

1）靜態(tài)投資回收期 100kW的光伏項目的建設成本為141.5萬元，項目投入運行后年均收益為95 400元，靜態(tài)投資回收期為14.8年。

2）自有資金回收期 如果初投資采用自有資金，5年期以上存款利率按5.25%計算，回收期：

3）銀行貸款 如果采用銀行貸款籌集資金，5年期以上貸款利率按6.8%計算，建設成本為141.5萬元，每年的利息為96 220元，超過了年均收益為95 400元，因此投資無法收回。

4）CDM機制的影響 如果考慮通過CDM機制賣出碳排放指標，根據國家發(fā)改委規(guī)定，二氧化碳保護價是10歐元／t，按每發(fā)1kWh電排放二氧化碳0.997kg計算，則100kW晶硅項目年發(fā)電95 400kWh，碳排放指標收益約為8 650元，加上年均售電收益95 400元，總收入為104 050元，這樣靜態(tài)投資回收期可以縮短到13.6年。如果資金性質為自有資金，動態(tài)投資回收期減少到24.5年；如果資金為銀行貸款，動態(tài)投資回收期為39.2年。

通過對晶硅技術經濟性比較可以得到，雖然靜態(tài)投資可以在15年內收回，但是從投資的角度看，還必須計入資金籌集的成本考慮動態(tài)投資回收期。分析結果表明，如果采用銀行貸款籌集資金，項目每年的凈收益是不能償還該年份所產生的貸款利息，即使通過CDM機制增加收入，回收期39.2年遠遠超過設備的壽命25年，資金也無法收回。如果采用自有資金，考慮到存款可以得到的收益，回收期為29.5年，通過CDM機制增加收入回收期減少到24.5年，資金也無法收回。綜上所述，按照目前的情況，如果沒有政府的政策扶持和經濟貼補，投資者建設光伏發(fā)電項目將無利可圖。

3 光伏發(fā)電在“十二五”期間的應用前景

影響晶硅光伏發(fā)電系統(tǒng)收益的因素，一般有光伏發(fā)電設備的建設（包括光伏組件、逆變器、輔材及其安裝）投資及其資本利率，以及光伏電池的發(fā)電量、上網電價等。根據目前的情況，從投資角度來看，上海地區(qū)晶硅光伏發(fā)電技術的推廣不具可行性。然而隨著技術進步，晶體硅太陽能電池的制造成本正在迅速降低，常規(guī)能源短缺造成的電力價格不斷上漲，光伏發(fā)電在經濟性上最終將有能力與傳統(tǒng)能源競爭。這里對光伏組件、逆變器的價格以及上網電價的變動對項目的經濟可行性進行探討。

3.1 晶硅組件和逆變器價格

把晶硅組件價格分別導入動態(tài)投資回收期計算公式，可以得到圖2的晶硅組件價格與上海地區(qū)晶硅光伏發(fā)電系統(tǒng)動態(tài)投資回收期的關系。從圖2可以看到，就上海地區(qū)的輻射情況而言，當光伏組件產品價格在6元／W左右的情況下，可在25年以內回收投資。3.5元／W的情況下，15年左右可以回收投資，要達到10年回收投資的目標，那么光伏組件的價格必須降低到1.25元／W。

根據相關資料預測了光伏組件與逆變器在十二五期間的價格變動趨勢，計算了上海光伏投資的動態(tài)回收期，結果見圖3。

圖2 晶硅組件價格與動態(tài)投資回收期

圖3 晶硅組件、逆變器價格預測與動態(tài)投資回收期

可以看到，上海地區(qū)在未來4年的光伏投資動態(tài)回收期分別為32年、22年、17年和14年，即到2015年上海地區(qū)晶硅光伏系統(tǒng)開始具有投資價值。圖3還給出了拉薩地區(qū)十二五期間的光伏發(fā)展前景。拉薩地區(qū)的太陽能資源非常豐富，修正后每1kW的光伏組件年發(fā)電量為1 564 kWh，遠高于上海的954kWh。由此計算，拉薩地區(qū)在十二五期間的光伏投資動態(tài)回收期分別為14.5年、11.7年、9.6年、8.3年和7.2年，可以說，不考慮其他因素，就在現行的組件價格、上網電價來說，目前拉薩地區(qū)已經具有晶硅光伏系統(tǒng)的實際投資價值，可以大規(guī)模推廣與普及。

3.2 上網電價

目前，我國的光伏發(fā)電上網電價已經統(tǒng)一為1元／kWh。根據圖3的分析結果，這個價格對于太陽能輻射量一、二類地區(qū)，如拉薩已經滿足光伏發(fā)電的投資回報要求，但是對于上海這樣的三、四類地區(qū)，這樣的電價不足于光伏發(fā)電推廣。從圖4上網電價與動態(tài)投資回收期的關系可以看到，如果2011年上海地區(qū)上網電價為1.6～1.8元／kWh，那么15年內才能回收投資；如果上海地區(qū)上網電價維持在1元／kWh，那么只有到2015年，光伏組件和逆變器等設備價格足夠低時，才可保證在15年內回收成本。

圖4 上網電價與動態(tài)投資回收期

4 結語

通過上述技術經濟性的分析，對上海地區(qū)晶硅光伏發(fā)電技術的可行性及發(fā)展前景進行了探討，通過對各種情況和條件下的投資回收期分析，可以得到以下幾點結論：

1）從動態(tài)投資回收期的角度來看，上海地區(qū)晶硅光伏發(fā)電系統(tǒng)的回收期相當長，幾乎不具有投資和普及性的可行性。

2）單從晶硅組件的價格而言，只有降低到3.5元／W才能使回收期在15年以內，隨著晶硅組件價格的下降，基于對十二五期間晶硅組件及逆變器價格的預測，上海地區(qū)在未來4年的光伏投資動態(tài)回收期分別為32年、22年、17年和14年，即到2015年上海地區(qū)晶硅光伏系統(tǒng)才開始具有實際的投資價值，參見圖4。

3）對于拉薩這樣的太陽能輻射量一、二類地區(qū)而言，在現行的組件價格、上網電價等價格體系下，已經具有大規(guī)模推廣與普及的可行性。

4）根據十二五期間上海地區(qū)上網電價與動態(tài)投資回收期的分析，建議政府根據地區(qū)分別適用不同的光伏上網電價，并逐年根據實際情況降低。

［1］孫艷偉，王 潤，肖黎姍，等.中國并網光伏發(fā)電系統(tǒng)的經濟性與環(huán)境效益［J］.中國人口.資源與環(huán)境，2011（4）.

［2］趙春江，劉永生，楊金煥.3kW家用型太陽能光伏發(fā)電PV系統(tǒng)并網后的運行和監(jiān)測［J］.華東電力，2009（8）.

［3］張希良，汪 婧.西部地區(qū)發(fā)展并網光伏發(fā)電系統(tǒng)的社會成本效益分析與政策評價［J］.太陽能學報，2007（1）.