國家發(fā)展和改革委員會能源研究所 ■ 時璟麗

國家可再生能源中心 ■ 劉建東

光伏發(fā)電成本下降潛力和平價路徑研究

國家發(fā)展和改革委員會能源研究所 ■ 時璟麗*

國家可再生能源中心 ■ 劉建東

光伏發(fā)電成本在2010～2015年下降了70%以上，但在當前化石能源外部成本未納入電力成本的定價機制下，光伏發(fā)電要在2020年實現(xiàn)平價仍面臨一定挑戰(zhàn)。本文以2015年為基年，剖析未來5年光伏發(fā)電成本下降潛力和成本下降關鍵環(huán)節(jié)，重點分析其自身技術進步和產業(yè)升級對成本下降的貢獻，并預測在未考慮政策實施影響情境下，光伏產業(yè)技術進步對電價需求的影響。基于煤電電價趨勢和外部性成本總結以及對可再生能源綠色證書創(chuàng)新機制的分析，提出我國光伏發(fā)電平價目標實現(xiàn)條件和路徑。

光伏發(fā)電；成本；平價路徑

0　引言

我國光伏發(fā)電在近5年實現(xiàn)了高速發(fā)展，2016年6月底累計裝機超過6500萬kW，在電力系統(tǒng)中的占比和電量貢獻不斷增大。通過分析光伏發(fā)電的資源潛力、技術進步前景、產業(yè)基礎，發(fā)現(xiàn)其是促進能源供應轉型、實現(xiàn)2020年和2030年非化石能源占比目標的重要戰(zhàn)略性能源之一。從技術和經濟性方面看，光伏發(fā)電近年來全產業(yè)鏈技術進步顯著，成本大幅下降，系統(tǒng)單位投資和發(fā)電成本在2010～2015年間下降了70%以上；盡管如此，在當前化石能源外部成本未納入電力成本的定價機制下，光伏發(fā)電電價需求仍顯著高于煤電。2014年國務院辦公廳印發(fā)了《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020年)》，提出到2020年光伏發(fā)電與電網(wǎng)銷售電價相當?shù)墓夥l(fā)電經濟性目標[1]。為探討平價目標實現(xiàn)的可能性，本文以2015年為基年，通過對光伏發(fā)電未來5年成本下降的潛力和關鍵環(huán)節(jié)進行剖析，在不考慮限電、補貼拖欠和不合理土地稅費等政策實施問題對電價需求影響的前提下，重點分析光伏發(fā)電自身技術進步和產業(yè)升級對成本下降的貢獻，并提出光伏發(fā)電平價目標實現(xiàn)的條件和路徑。

1　光伏組件成本影響因素和趨勢

光伏發(fā)電成本主要取決于太陽能資源條件、系統(tǒng)初始投資、運維及財務成本，電價需求還需要考慮稅收、金融和并網(wǎng)等政策。從當前和近期看，光伏組件價格是決定光伏發(fā)電成本的最主要因素。以下以晶體硅光伏組件為例，分析成本影響因素和趨勢。

1.1影響因素

2008年后至今，國內光伏制造業(yè)迅猛發(fā)展，光伏組件和系統(tǒng)成本降幅顯著，主要經歷了以下幾個快速下降期：1) 2008～2010年是光伏組件第一個下降期，主要原因是多晶硅料價格的快速下降及行業(yè)技術總體進步；2) 2010～2013年是第二個下降期，主要原因是全球經濟危機導致的市場需求波動，市場供大于求；3) 2013年后光伏組件價格下降速度變緩，國內光伏市場環(huán)境、供需關系趨于穩(wěn)定與合理，2015年光伏組件價格穩(wěn)中有降，晶體硅光伏組件價格約在3.8元/W；4) 2016年6月后由于光伏發(fā)電電價政策調整帶來的“末班車”效應，光伏組件價格又進入下行期。

圖1　國內晶體硅光伏組件價格變化情況

從構成看，晶體硅光伏組件成本以輔材及硅料成本為主，兩項占比分別為54%和17%。晶體硅光伏組件成本可分解出組件轉換效率、硅利用率、輔材、設備折舊4個主要影響因素。經敏感性分析，組件轉換效率提升是降低成本的最關鍵因素；其次是輔材成本的降低(包括金屬漿料、封裝玻璃、EVA、背板、邊框、切割線等)；同時，硅利用率的改善也將對組件成本降低起到一定的作用。

圖2　光伏組件成本影響因素敏感性分析[2]

1.2變化趨勢

1.2.1轉換效率提升空間

目前量產多晶硅光伏組件轉換效率一般為15%～17%，比單晶硅電池高出約1%。為鼓勵先進產能，國家在2015年首個“光伏領跑者”計劃中規(guī)定，多晶硅和單晶硅光伏組件的光電轉換效率需要分別達到16.5%和17%以上。隨著效率的提升，單位面積的太陽電池片功率將會提高，使得相同面積下光伏組件的峰值功率提升，在組件價格不變的情況下，單位功率的光伏組件成本價格下降。

“十二五”期間，太陽電池轉換效率不斷提升，且在部分領域，我國已處于世界領先地位，如常州天合的p型多晶PERC電池、單晶PERC電池、IBC電池的轉換效率分別達到21.25%、22.13%和23.5%，均為世界第一。根據(jù)對國內龍頭企業(yè)的調研分析，預計“十三五”期間，晶體硅光伏組件每年可保持0.2%～0.5%的絕對效率提升。如果按照“光伏領跑者”計劃晶體硅組件光電轉換效率對應的峰值功率，156 mm×156 mm多晶硅組件效率增加1%，峰值功率相應增加15 W，據(jù)此折算，晶體硅光伏組件在2015～2020年間預計有0.40～0.75元/Wp的下降空間。

1.2.2硅利用率提升潛力

硅利用率的改善依賴于切割損失的降低、硅片厚度的降低，以及組件轉換效率的提升。切割損失主要與切割技術有關，當前市場上主要為多線切割，預計2020年硅片厚度可達到約120 μm，相比2015年的140 μm，有20 μm左右的降低空間。金剛石線切割是優(yōu)勢明顯的切割技術，具有更低的切割損失，硅片厚度預計可達到約100 μm，未來有大規(guī)模推廣潛力，預計至2020年金剛石線切割有望占單晶硅和多晶硅切割市場80%和20%的份額。

硅片厚度也與電池結構有關。常規(guī)電池結構由于背面鋁背場帶來的應力，很難減少電池片厚度，厚度降低空間有限；但如果高效結構電池實現(xiàn)產業(yè)化，以新型背場技術代替鋁背場，就可大幅降低電池片厚度，甚至可達到約50 μm。

1.2.3硅料價格下降潛力

硅料價格是影響光伏組件價格的核心因素之一。過去十年，基于改良西門子工藝的多晶硅生產能耗水平降低明顯，從2007年的綜合電耗350 kWh/kg約降低到2015年的85 kWh/kg，降幅超過70%。隨著能耗的不斷降低，未來多晶硅仍存在一定降價空間。

傳統(tǒng)改良西門子法是應用廣泛的硅料生產技術。除此之外，新的硅料生產技術開始進入規(guī)模應用階段。如多晶硅流化床(FBR)法，具有低成本優(yōu)勢，能連續(xù)生產，成本可達到10美元/kg，預計2020年該技術可占據(jù)30%～40%的市場份額。根據(jù)保利協(xié)鑫分析，預計2015～2020年間顆粒硅成本下降率超過40%。如果按照2015年組件硅料成本0.68元/W計算，隨著硅利用率提升以及硅料價格和加工費用的降低，晶體硅組件的硅料成本可下降0.3元/W。

1.2.4其他生產技術發(fā)展空間

光伏組件的技術進步將落實在各個制造環(huán)節(jié)，其他一些措施目前也在不斷開發(fā)應用中，其規(guī)模應用是降低組件成本的可能方式，如銀用量降低，銀漿的單片電池用量可能降至0.25 g；鑄錠爐尺寸可持續(xù)改善，更大尺寸的鑄錠爐在研發(fā)中，單爐尺寸將可能達到1200 kg以上；還有細化柵線改進絲網(wǎng)印刷技術等。

考慮上述技術進步和產業(yè)升級因素，預計到2018年、2020年，晶體硅光伏組件價格可分別降到3元/W和2.7元/W，如圖3所示。

圖3　晶體硅光伏組件成本和價格預測

2　光伏平衡部件成本影響因素和趨勢

2.1逆變器系統(tǒng)趨勢

逆變器系統(tǒng)向智能化過渡，組串式與集中式逆變器可能共存，成本下降空間明顯。

逆變器是影響光伏發(fā)電系統(tǒng)最終發(fā)電量的重要平衡部件。目前光伏逆變器自身轉換效率已超過98%，接近轉換效率極值，然而受天氣、日照量等變化因素的影響，光伏電站發(fā)電呈波動性，逆變器并未最優(yōu)化運行。通過將電站與逆變器綜合優(yōu)化，使逆變器采用智能投切的方式，即可實現(xiàn)電量提升也可提升逆變器使用壽命，從而降低電站投資成本。同時，逆變器向高度集成化發(fā)展，直流集成單元、數(shù)據(jù)采集裝置、環(huán)境監(jiān)測設備等與逆變器實現(xiàn)集成，在減少占地的同時也可降低維護成本。此外，逆變器的技術發(fā)展將會影響電纜線徑規(guī)格的變化，從而大幅降低線纜及鋪設的成本。部分企業(yè)開始推出采用SiC和GaN功率模塊的光伏逆變器產品。SiC內阻很小，可節(jié)省母線電容?；?015年大型光伏電站逆變器價格水平(0.2～0.3元/W)，預計到2020年有0.10～0.15元/W的下降空間。

2.2通信和監(jiān)控系統(tǒng)趨勢

光伏電站通信和監(jiān)控系統(tǒng)逐漸由賣產品向賣服務轉型，拓展了監(jiān)控、數(shù)據(jù)采集、運維分析等服務，引入云監(jiān)控、云管理服務，大幅降低通信和監(jiān)控的初始投資，同時提升電站效率；預計到2020年，該部分投資費用可下降0.2～0.4元/W。其他如接線盒、匯流箱等設備及線路連接的成本隨著電子技術的提高和材料的改進，也存在一定的成本下降空間，預計為0.1～0.2元/W。

3　光伏系統(tǒng)運行維護成本趨勢

智能化運維，即通過將大數(shù)據(jù)及云計算、物聯(lián)網(wǎng)技術等與能源領域結合，一方面可實現(xiàn)發(fā)電端的智能化運營維護，降低維護成本；另一方面可通過系統(tǒng)優(yōu)化及設備預防性預警，提高客戶的電站運行效率和產出效率。

從運維發(fā)展方向來看，運維系統(tǒng)將在應用的直觀性和便捷性方面、數(shù)據(jù)采集和分析的精確性和時效性方面，以及遠程維護管理等方面，有更多的提升和發(fā)展。目前，電站基本實現(xiàn)了初級的智能運維，隨著物聯(lián)網(wǎng)技術和信息化程度的提高，運維水平將進一步提高，費用將有所下降。考慮光伏系統(tǒng)投資的下降趨勢，預計2015～2020年間，光伏發(fā)電系統(tǒng)運維成本占光伏初始投資的比例變化不大，整個經營期間約為1.5%。

4　光伏發(fā)電電價需求分析

4.1系統(tǒng)投資變化趨勢

盡管2013～2015年光伏系統(tǒng)投資降低趨勢變緩，但根據(jù)上述分析，即使單純考慮光伏發(fā)電技術發(fā)展和產業(yè)升級，未來光伏發(fā)電成本仍有一定的降低空間。從近期看，預計2015～2020年間光伏發(fā)電系統(tǒng)投資仍可能實現(xiàn)1/4以上的降幅。不考慮儲能的并網(wǎng)光伏系統(tǒng)，預計到2018年初始投資可下降到7元/W以內，2020年可下降到約6元/W。

圖4　光伏發(fā)電系統(tǒng)投資變化預期

4.2集中光伏電站電價需求

按照目前光伏發(fā)電3類電價分區(qū)的資源情況，對不同區(qū)域不同時間點的光伏發(fā)電電價需求進行測算。3類分區(qū)的年等效利用小時數(shù)分別采用1500、1300和1000 h。電價需求測算除考慮上述技術進步和產業(yè)升級關鍵點之外，還考慮了金融政策調整的影響，根據(jù)近期經濟形勢分析及對國家開發(fā)銀行等金融機構的調研，預計“十三五”期間，5年期及以上基準貸款利率存在下調1.0%～1.5%的可能性，即由目前的4.9%調整到3.4%～4.0%。其他政策因素則未予以考慮。

總體來說，集中光伏電站電價需求在2015～2020年預計可下降約36%，從2015年的0.73～1.10元/kWh，降低到2020年的0.47～0.70元/kWh。

4.3分布式光伏發(fā)電電價需求

從目前情況和未來趨勢看，分布式光伏系統(tǒng)與集中光伏電站在投資水平方面的差別不大，但使分布式光伏系統(tǒng)發(fā)電成本和電價需求與集中光伏電站存在差異的主要因素有兩點：

1)年等效利用小時數(shù)。分布式光伏受安裝屋面傾角及周圍建筑物等因素的影響，發(fā)電小時數(shù)一般少于集中式光伏電站，測算時按照同類地區(qū)相差100 h考慮。

2)分布式光伏融資難度較大?？紤]分布式光伏系統(tǒng)特點(單個電站規(guī)模相對小、屋頂產權復雜)、投資特點和當前成熟度尚不足的市場環(huán)境，其收益風險普遍高于集中光伏電站，融資成本也相對高于集中光伏電站。因此，測算時按照分布式光伏長期貸款利率高于集中光伏電站水平15%考慮。

圖5　光伏發(fā)電電價需求測算結果

據(jù)此測算，分布式光伏系統(tǒng)電價需求在2015～2020年預計也可下降1/3以上，從2015年的0.78～1.23元/kWh，降低到2020年的0.53～0.80元/kWh。

5　光伏發(fā)電平價路徑分析和結論

“十三五”是我國從常規(guī)能源向清潔能源轉變、從傳統(tǒng)用能方式向現(xiàn)代用能方式轉變、從高碳到低碳轉變的重要時期。為了實現(xiàn)這一系列轉變，推動能源生產和消費革命，必須依托技術創(chuàng)新和技術變革。光伏產業(yè)在“十三五”時期也將不斷通過新技術、新工藝、新材料的研發(fā)和應用加強精益制造，提升管理水平，不斷降低制造成本，提升發(fā)電效率，投資運營方也將積極建設能源互聯(lián)網(wǎng)基礎設施，利用大數(shù)據(jù)技術提升發(fā)電收益。

圖6　2020年光伏發(fā)電電價需求和平價可能性分析

從實現(xiàn)光伏發(fā)電經濟性平價目標考慮，可初步得出以下結論：

1)在現(xiàn)有政策條件下，單純依靠光伏發(fā)電技術進步、管理提升等可帶動初始投資和運行成本的下降，以及發(fā)電效率的提升，預計2015～2020年間，光伏發(fā)電成本和電價需求下降潛力在1/3以上。除了渝、川東、湘鄂部分地區(qū)等太陽能資源條件較差地區(qū)外，在2018年前后可普遍實現(xiàn)光伏發(fā)電與工商業(yè)和工業(yè)用戶銷售電價平價；在2020年前后可以在I類地區(qū)實現(xiàn)與居民用戶側銷售電價平價。

2)如維持當前化石能源外部成本未納入電力成本的定價機制，單純依靠光伏發(fā)電技術進步和產業(yè)升級，2020年尚難以實現(xiàn)光伏發(fā)電在發(fā)電側平價。結合近期煤炭價格持續(xù)低迷、煤電超低排放改造帶來的成本上升、機組年發(fā)電等效利用小時數(shù)逐年下降等多種因素，保守預計2015～2020年間燃煤發(fā)電電價可能會維持在0.27～0.48元/kWh的水平(考慮到超低排放帶來的成本上升，增加0.005～0.020元/kWh)。但若將煤炭生產和運輸環(huán)節(jié)外部性成本、燃煤發(fā)電的環(huán)境外部性成本、碳排放的外部性成本等因素納入煤電成本和電價需求，2020年前后在I類大部分地區(qū)無限電情況下，光伏發(fā)電可以實現(xiàn)發(fā)電側平價。

3)創(chuàng)新機制將助力提前實現(xiàn)光伏發(fā)電平價目標。2016年上半年，國家能源局頒布了《關于建立可再生能源開發(fā)利用目標引導制度的指導意見》，并就《關于建立燃煤火電機組非水可再生能源發(fā)電配額考核制度有關要求的通知(征求意見稿)》開始征求意見，提出建立可再生能源綠色證書和交易機制。若化石能源外部性成本不予以考慮，但實施綠色證書制度，按照證書市場價格80～100元計算，煤電等為購買證書將增加成本0.01～0.015元/kWh，同時，光伏發(fā)電將獲得相應的證書收益，則2020年光伏發(fā)電I類地區(qū)電價需求與煤電接近，大部分I類地區(qū)可實現(xiàn)發(fā)電側平價上網(wǎng)。

[1] 國務院辦公廳. 能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020年) [EB/OL]. http://www.gov.cn/zhengce/content/2014-11/19/ content_9222.htm, 2014-06.

[2] Feldman David, Barbose Galen, Margolis Robert, et al. Photovoltaic System Pricing Trends. Historical, Recent, and Near-Term Projections[R]. NREL/PR-6A20-64898, 2015-08.

2016-08-29

時璟麗(1969—)，女，碩士、研究員，主要從事可再生能源政策方面的研究。shjingli2002@163.com