云南師范大學太陽能研究所 趙沛坤 涂潔磊 李燁 付蕊 肖祥江 白紅艷

一 引言

在當今石油、煤碳等傳統(tǒng)能源日益短缺，鼓勵發(fā)展低碳經濟的大背景下，各國政府對光伏發(fā)電的認可度逐漸提高。據預測，到2030年，可再生能源在總能源結構中將占到30%以上，太陽能光伏發(fā)電在世界總電力供應中的占比也將達到10%以上；到2040年，可再生能源將占總能耗的50%以上，太陽能光伏發(fā)電將占總電力的20%以上；到21世紀末，可再生能源在能源結構中將占80%以上，太陽能發(fā)電將占60%以上。這些數字足以顯示出太陽能光伏產業(yè)的發(fā)展前景及其在能源領域中的重要戰(zhàn)略地位。

與常規(guī)能源發(fā)電相比，目前光伏發(fā)電電價還不具備競爭優(yōu)勢，制定一個合理的上網電價是推動光伏產業(yè)健康發(fā)展的關鍵[1]。明確上網電價可以使光伏發(fā)電電價統(tǒng)一，比較容易實現(xiàn)上網；可使項目承辦企業(yè)準確測算投資成本、有效控制費用；可使各種組件、各類光伏企業(yè)公平競爭，在競爭中健康、快速發(fā)展。統(tǒng)一的標桿電價，必將促進我國光伏應用項目全面啟動、較快發(fā)展。

二 并網光伏電站成本構成[2,3]

電站總投資成本包括項目前期費用、項目建設費用、項目運行費用，其中項目建設費用所占比重最大。項目建設費用包括硬件投入和軟件投入，硬件設施有:土地征用、公用設施、太陽電池組件、逆變器、支架、輸變電設備、數據采集、電纜電線以及防雷接地等項目；軟件設施有:工程設計、運輸倉儲、設備安裝調試、工程驗收等。

目前國內建設的光伏電站項目主要是10MWp量級的，另外，當前占領市場份額最多的電池還是晶硅電池，因此這里我們以10MWp晶硅并網光伏電站為例來計算投資成本。

表1中計算的是電站的前期和建設成本，這些資金在電站建成時就已消耗殆盡，為保證電站正常運行，還需要一定的鋪底流動資金來支付一段時間內各項運營費用。假設10MWp的電站需5000萬元流動資金來維持運營，那么電站總投資達29500萬元，折合29.5元/Wp。

表1 項目前期及建設費用

這樣的項目一般大部分資金需銀行貸款建設，因此運行費用包括:運行維護、設備大修、員工工資福利、債務利息、償還債務本金、權益資金收益等。假設資金構成中有30%權益資金，70%債務資金，貸款利率為5.5%，并且貸款年限等于項目周期，還貸采用等額本金的方式，即每年還一定的本金和利息，利息會逐漸減少，那么項目運行費用如表2所示。

表2 項目運行費用

三 發(fā)電量測算

電站的發(fā)電量與其所在地的太陽能資源情況密切相關，還受到緯度、組件傾角、日照時數等因素的影響。我們將電站的地址擬選在云南石林地區(qū)，因為該地區(qū)的太陽能輻射資源豐富，在我國屬于中上等水平；另外該地區(qū)交通便利，屬“喀斯特”地貌，有大量未被開發(fā)利用的土地，不適宜進行工農業(yè)建設，建設光伏發(fā)電站卻是理想的選擇。方案中光伏組件采用最佳傾角固定安裝方式，設定項目的工程參數以及建設地的資源參數如表3所示。

表3 工程參數和資源情況

表3計算的是10MWp光伏電站的理論年發(fā)電量，在實際運行中，還需考慮系統(tǒng)各種轉換效率的問題，光伏陣列的效率、逆變器的轉換效率、交流并網的效率都不可能達到100%，使得電站實際發(fā)電量約為理論值的77%，即12GWh。而且由于衰減等引起的損失，電站每年的發(fā)電量都會比上年減少。

四 上網電價計算[4～8]

1 凈現(xiàn)值法[9,10]

凈現(xiàn)值即未來報酬總現(xiàn)值減去建設投資總額，凈現(xiàn)值為正值才表示方案可以接受。我們通過每年的凈現(xiàn)金流量來求出項目壽命期末的凈現(xiàn)金流量代數和，使該代數和為零來計算電價。計算過程中作了如下假設:(1)項目壽命和貸款年限為25年，開始的半年為工程建設期，因此第1年發(fā)電量為正常情況的一半；(2)由于衰減等引起的損失，從第2年以后每年發(fā)電量減少1%；(3)每10年進行一次設備大修，費用為投資額的8%；(4)年資本金收益為權益資金的8%。

每年的現(xiàn)金支出量見表4，將25年的各項總支出減去鋪底流動資金，再除以總發(fā)電量即為單位電價，在該電價下凈現(xiàn)值為零。

表4 凈現(xiàn)值法計算電價

2 內涵報酬率法

內涵報酬率是指投資項目在其壽命周期內，能夠使投資項目現(xiàn)金流入量現(xiàn)值等于現(xiàn)金流出量現(xiàn)值的貼現(xiàn)率，或者說是使投資方案凈現(xiàn)值為零的貼現(xiàn)率。在該項目中，現(xiàn)金流入完全來源于系統(tǒng)所發(fā)的電能，在成本和各項投資確定的情況下，報酬率完全取決于電價的高低。從投資者的角度出發(fā)，報酬率越高盈利就越多，但這樣又導致電價不合理，因此需要折中確定電價，既使投資者有一定的收益，又使電價不致過高。

通過假定權益投資者的資金成本，我們可以計算出該項目的凈現(xiàn)值，同時還可以讓凈現(xiàn)值等于零計算出權益收益率，從而判斷該項目投資的盈利能力。該項目權益投資者現(xiàn)金流的流入流出狀況為第1年現(xiàn)金流出(即投資)為項目總投資的30%，隨后在25年中每年年末都有現(xiàn)金流入，即年資本金收益，而不再有現(xiàn)金流出。由于在電池組件和其他投資成本一定的情況下，上網電價是影響投資收益的重要因素，因此下面對二者關系進行分析。在上一節(jié)的計算中，我們假定投資者要求的報酬率為投資額的8%，這個報酬率是比較理想的，在25年后，投資者總共收回的資金為最初投資額的200%。下表為不同權益報酬率下的電價:

表5 內涵報酬率與上網電價

由表5可見，隨著權益資金報酬率增大，電價也增大。當權益投資者要求的報酬率為0%，即不要求任何回報時電價最低，為1.597元/kWh。如果整個投資成本中權益資金的比例上升，電價將會比這個還低。

3 項目回收期法

項目回收期法是計算項目投資后在正常生產經營條件下的收益額和折舊額、無形資產攤銷額用來收回項目總投資所需的時間，與行業(yè)基準投資回收期對比來分析項目投資財務效益的一種靜態(tài)分析法，投資回收期是衡量收回初始投資的速度快慢。

在前面的計算中我們都假定項目運行壽命，即投資回收期為25年，顯然項目回收期不同，對應的光伏上網電價也不同。按投資回收期法來計算，我們把電站運行維護費用、大修費用、員工工資福利以及債務利息也計算在初始投資額中，如果以10MWp電站為例，總的初始投資額為29500+1500+4720+5900+14764.9=56384.9萬元，投資回收期為25年，則年平均現(xiàn)金流量為56384.9/25=2255.4萬元，這樣電價為2255.4/(266.4/25×102)=2.117元/kWh。這個值略低于凈現(xiàn)值法計算的結果，是因為在這個計算中沒有考慮權益投資者的收益，只考慮了在25年以后讓他們收回成本。

隨著項目回收期增長，上網電價逐漸降低。當項目回收期增至29年時對應電價低至1.98元/kWh左右。但如果年限繼續(xù)增加，電價未必繼續(xù)下降，因為通常光伏電站的使用年限在20～30年，如果超出使用年限，將會出現(xiàn)設備老化等問題，不僅運行維護費用增加，電站的發(fā)電量也會大幅下降。

表6 投資回收期與上網電價

五 結語

本文從10MWp光伏電站建設出發(fā)，分析計算了光伏電站投資成本和運營成本，利用財務分析中的凈現(xiàn)值法、內涵報酬率法、項目回收期法，得到了在一定財務假設前提下的光伏上網電價。使用不同的方法計算出的上網電價略有不同，這是因為不同方法的側重點不同。凈現(xiàn)值法是在權益收益率已知的前提下求凈現(xiàn)值為零時的電價，因此在其他條件一定的情況下，求出的電價是一定的；內涵報酬率法基本原理與凈現(xiàn)值法是一致的，也是求凈現(xiàn)值為零時的電價，但這種方法更注重的是權益資金的回報率，也就是說不同的權益收益率對應的上網電價不同；項目回收期法注重的是項目回收所需的時間，不同的回收時間對應的電價也不同。

除了以上幾個因素之外，影響光伏發(fā)電上網電價的因素還有很多，如太陽能輻射量、器件和設備價格、電站規(guī)模、項目融資方式、貸款利率、政府補貼額定等。系統(tǒng)地研究不同因素對電價的影響作用，為并網光伏發(fā)電系統(tǒng)的設計、建設和運行綜合經濟性評價提供了科學依據。

[1]李鋼. 2010. 價格理論與實踐, 3: 28－29.

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