王懷斌，胡 芳，劉伊雯

(龍?jiān)?北京)太陽(yáng)能技術(shù)有限公司，北京 100034)

0 引言

近年來(lái)，我國(guó)光伏發(fā)電量實(shí)現(xiàn)了高速增長(zhǎng)，其在電力系統(tǒng)中的占比和電量貢獻(xiàn)率不斷增大。隨著光伏發(fā)電技術(shù)的不斷進(jìn)步，我國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)鏈中各環(huán)節(jié)的成本逐年下降，再加上光伏發(fā)電效率的提升帶來(lái)了光伏電站投資成本與度電成本的不斷下降，光伏發(fā)電成本逐步逼近燃煤發(fā)電成本。我國(guó)集中式光伏電站的平均投資成本從2011年的3193美元/kW降至2019年的760美元/kW，降幅達(dá)76.2%；度電成本從2011年的0.18美元/kWh降至2019年的0.064美元/kWh，降幅為64.5%[1]。

鑒于我國(guó)光伏發(fā)電的實(shí)際發(fā)展情況，國(guó)家有關(guān)部門(mén)適時(shí)發(fā)布了相關(guān)政策文件，鼓勵(lì)光伏發(fā)電從依靠補(bǔ)貼向競(jìng)價(jià)、平價(jià)轉(zhuǎn)變。因此，在當(dāng)前光伏發(fā)電成本水平下，我國(guó)光伏發(fā)電項(xiàng)目能否成功擺脫補(bǔ)貼，為投資人帶來(lái)期望的回報(bào)成為業(yè)內(nèi)最為關(guān)注的熱點(diǎn)。本文通過(guò)對(duì)我國(guó)各地的太陽(yáng)能資源狀況進(jìn)行評(píng)估，結(jié)合當(dāng)前光伏發(fā)電項(xiàng)目的投資成本水平和年有效利用小時(shí)數(shù)，在滿足特定收益率的前提下反推出各地的光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)，然后將反推出的光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)與各地燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行比較，從而對(duì)現(xiàn)階段我國(guó)各地能否實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)進(jìn)行分析。

1 我國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展現(xiàn)狀

受?chē)?guó)家相關(guān)政策、土地資源狀況、開(kāi)發(fā)商資金情況、電力消納水平、并網(wǎng)時(shí)間等因素的影響，2019年我國(guó)新增光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)容量為30.1 GW，同比下降了32%；累計(jì)光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)容量達(dá)204.3 GW，新增和累計(jì)光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)容量繼續(xù)位列全球第一。2019年我國(guó)光伏發(fā)電量約為2242.6億kWh，約占全國(guó)全年總發(fā)電量的3.1%[2]。預(yù)計(jì)2020年我國(guó)新增光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)容量將超過(guò)35 GW，較2019年有所回升；累計(jì)光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)容量有望達(dá)到240 GW左右。2010～2020年我國(guó)累計(jì)光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)容量情況如圖1所示。

圖1 2010～2020年我國(guó)累計(jì)光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)容量Fig. 1 Cumulative grid connected installed capacity of PV power generation in China in 2010～2020

2019年5月20日，國(guó)家發(fā)展改革委辦公廳、國(guó)家能源局綜合司聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于公布2019年第一批風(fēng)電、光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目的通知》(發(fā)改辦能源[2019]594號(hào))，匯總了2019年第1批光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目的名單，這些項(xiàng)目的光伏發(fā)電總裝機(jī)容量為1478萬(wàn)kW。其中，廣東省以27個(gè)項(xiàng)目(總裝機(jī)容量為238萬(wàn)kW)排名第1位，陜西省以23個(gè)項(xiàng)目(總裝機(jī)容量為204萬(wàn)kW)排名第2位，廣西壯族自治區(qū)以16個(gè)項(xiàng)目(總裝機(jī)容量為193萬(wàn)kW)排名第3位[3]。

2 光伏電站的投資成本構(gòu)成及差異性

光伏電站的初始投資主要包括光伏組件、逆變器、光伏支架、電纜、一次設(shè)備、二次設(shè)備等的費(fèi)用，以及土地使用成本、電網(wǎng)接入費(fèi)用、建筑安裝工程費(fèi)用、管理費(fèi)用等；動(dòng)態(tài)投資包括建設(shè)期利息和流動(dòng)資金。

按發(fā)電方式不同，光伏組件類(lèi)型可分為單面光伏組件、雙面光伏組件；按晶體硅材料不同，光伏組件類(lèi)型可分為單晶硅光伏組件和多晶硅光伏組件；按制造工藝不同，光伏組件類(lèi)型可分為全片光伏組件、半片光伏組件、疊瓦光伏組件等。逆變器類(lèi)型可分為集散式逆變器、集中式逆變器、組串式逆變器。光伏支架類(lèi)型可分為固定式光伏支架、固定可調(diào)式光伏支架、平單軸跟蹤式光伏支架、斜單軸跟蹤式光伏支架及雙軸跟蹤式光伏支架。受采用的光伏組件類(lèi)型、逆變器類(lèi)型、光伏支架類(lèi)型，以及土地使用成本、電網(wǎng)接入費(fèi)用的影響，不同光伏發(fā)電項(xiàng)目之間的投資成本差異性較大[4]。

據(jù)PV InfoLink于2020年6月10日發(fā)布的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，全球不同額定功率、不同類(lèi)型光伏組件的平均價(jià)格分別為：275～280/330～335 W多晶硅光伏組件的平均價(jià)格為1.33元/W；325～335/395～405 W PERC單晶硅光伏組件的平均價(jià)格為1.52元/W，355～365/425～435 W PERC單晶硅光伏組件的平均價(jià)格為1.53元/W。

3 我國(guó)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)分析

光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)的標(biāo)準(zhǔn)是光伏電站在無(wú)國(guó)家補(bǔ)貼的情況下，其所發(fā)電力的上網(wǎng)電價(jià)等于當(dāng)?shù)氐娜济簶?biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)。因此，由于我國(guó)不同地區(qū)的燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)各不相同，各地區(qū)的光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)的基準(zhǔn)也有所區(qū)別。在燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)高、太陽(yáng)能資源豐富的區(qū)域開(kāi)展的投資成本低的光伏發(fā)電項(xiàng)目實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)的可能性較大。下文將在滿足項(xiàng)目特定收益率的前提下，從各地不同的項(xiàng)目投資成本、光伏發(fā)電的年有效利用小時(shí)數(shù)這2個(gè)方面反推光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)，并與各地的燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行比較，從而分析各地實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)的可行性。

據(jù)國(guó)際可再生能源機(jī)構(gòu)(IRENA)統(tǒng)計(jì)的數(shù)據(jù)顯示，2019年我國(guó)集中式光伏電站的動(dòng)態(tài)投資為760美元/kW，比2018年的936美元/kW下降了18.2%。另?yè)?jù)中國(guó)光伏行業(yè)協(xié)會(huì)(CPIA)統(tǒng)計(jì)的數(shù)據(jù)顯示，2019年我國(guó)集中式光伏電站的靜態(tài)投資為4.55元/W，較2018年的4.92元/W下降了0.37元/W，降幅為7.5%。

3.1 不同地區(qū)光伏發(fā)電的年有效利用小時(shí)數(shù)統(tǒng)計(jì)

不同省(市、自治區(qū))光伏發(fā)電的年有效利用小時(shí)數(shù)和燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)統(tǒng)計(jì)表如表1所示。表中的年有效利用小時(shí)數(shù)為各省(市、自治區(qū))所轄地級(jí)市的所有光伏電站中光伏組件以最佳安裝傾角安裝時(shí)得到的年有效利用小時(shí)數(shù)的中位數(shù)；由于港澳臺(tái)地區(qū)的電價(jià)政策、稅收政策等與大陸地區(qū)不同，因此本文未統(tǒng)計(jì)上述地區(qū)的數(shù)據(jù)。

表1 不同省(市、自治區(qū))的光伏發(fā)電的年有效利用小時(shí)數(shù)和燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)統(tǒng)計(jì)表Table 1 Statistics table of annual effective utilization hours of PV power generation and coal-fired benchmark FIT in different provinces (cities, autonomous regions)

從表1可以看出，我國(guó)光伏發(fā)電的年有效利用小時(shí)數(shù)范圍在686.27～1767.59 h之間。其中，年有效利用小時(shí)數(shù)最高的是西藏自治區(qū)，為1767.59 h；蒙西地區(qū)、蒙東地區(qū)、青海省、寧夏回族自治區(qū)的年有效利用小時(shí)數(shù)也均超過(guò)了1500 h；年有效利用小時(shí)數(shù)低于1000 h的為湖南省、貴州省、四川省、重慶市，其中重慶市的年有效利用小時(shí)數(shù)為全國(guó)最低，僅為686.27 h。

在目前光伏發(fā)電技術(shù)水平下，當(dāng)光伏發(fā)電的年有效利用小時(shí)數(shù)低于1000 h時(shí)，光伏發(fā)電基本無(wú)法實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。因此，若要實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)，光伏發(fā)電的年有效利用小時(shí)數(shù)的取值范圍需設(shè)定在1000～1800 h。

3.2 光伏發(fā)電的最低上網(wǎng)電價(jià)分析

由于電站建設(shè)條件、政策支持力度、土地成本高低、項(xiàng)目規(guī)模大小、運(yùn)維成本高低、電力消納比例等均會(huì)影響光伏發(fā)電的最低上網(wǎng)電價(jià)，因此，為了分析的一致性，本文是在對(duì)光伏電站的基本參數(shù)進(jìn)行假設(shè)的前提條件下，對(duì)光伏發(fā)電最低上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行分析。假設(shè)的光伏電站基本參數(shù)如表2所示。

表2 假設(shè)的光伏電站基本參數(shù)Table 2 Assumed basic parameters of PV power station

根據(jù)此前設(shè)定的年有效利用小時(shí)數(shù)取值范圍(1000～1800 h)，設(shè)定光伏電站投資成本的取值范圍為3.5～5.5元/W，通過(guò)模擬計(jì)算可得到不同投資成本和不同年有效利用小時(shí)數(shù)下的光伏發(fā)電最低上網(wǎng)電價(jià)，具體結(jié)果如表3所示。

從表3可以看出，在投資成本為3.5元/W、年有效利用小時(shí)數(shù)為1800 h的條件下，光伏發(fā)電最低上網(wǎng)電價(jià)可達(dá)到0.2205元/kWh；而在投資成本為5.5元/W、年有效利用小時(shí)數(shù)為1000 h的條件下，光伏發(fā)電最低上網(wǎng)電價(jià)為0.6045元/kWh。

在不考慮其他約束條件的情況下，可計(jì)算得到光伏發(fā)電達(dá)到平價(jià)上網(wǎng)時(shí)對(duì)應(yīng)的光伏電站投資成本最大值。即當(dāng)光伏電站投資成本低于該最大值時(shí)，光伏發(fā)電可達(dá)到平價(jià)上網(wǎng)條件。不同省(市、自治區(qū))的光伏發(fā)電達(dá)到平價(jià)上網(wǎng)時(shí)對(duì)應(yīng)的光伏電站投資成本最大值如表4所示。

表4 不同省(市、自治區(qū))的光伏發(fā)電達(dá)到平價(jià)上網(wǎng)時(shí)對(duì)應(yīng)的光伏電站投資成本最大值Table 4 Maximum value of investment cost of PV power station when PV power generation reaches grid-parity of in different provinces (cities, autonomous regions)

由于不同光伏電站采用的光伏組件及支架類(lèi)型、所在地的地形地貌、建設(shè)條件等均存在差異，導(dǎo)致不同光伏電站的投資成本也存在較大差異。因此，為便于統(tǒng)一分析，以CPIA統(tǒng)計(jì)的2019年我國(guó)集中式光伏電站4.55元/W的投資成本為基礎(chǔ)，適當(dāng)下調(diào)，將光伏電站的投資成本基準(zhǔn)值定為4.50元/W。即能滿足項(xiàng)目基準(zhǔn)收益率的最高投資成本大于等于4.50元/W時(shí)可以實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)，反之則無(wú)法實(shí)現(xiàn)。

從表4可知，西藏自治區(qū)、青海省、冀北地區(qū)、冀南地區(qū)、山東省、海南省、吉林省等地區(qū)的光伏電站平價(jià)上網(wǎng)的投資成本上限均超過(guò)4.50元/W，基本可以實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)；廣東省、蒙西地區(qū)、蒙東地區(qū)、甘肅省、山西省、天津市、云南省、黑龍江省、遼寧省、河南省、福建省、浙江省、上海市、陜西省、北京市、江蘇省、江西省、湖北省、湖南省、安徽省、廣西壯族自治區(qū)等地區(qū)，若能將光伏電站投資成本控制在表4中對(duì)應(yīng)的投資成本值以下，也有望實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)；而新疆維吾爾自治區(qū)、寧夏回族自治區(qū)、貴州省、四川省、重慶市在短時(shí)間內(nèi)實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)的難度較大，尤其是貴州省、四川省和重慶市這3個(gè)地區(qū)，需將光伏電站投資成本控制在3元/W之下才能實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)。

通過(guò)以上分析可知，在不考慮“棄光”的情況下，太陽(yáng)能資源豐富、燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)高的地區(qū)可以實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)，甚至可以實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)低于燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)；太陽(yáng)能資源豐富、燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)低的地區(qū)，或太陽(yáng)能資源差、燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)高的地區(qū)，在控制好投資成本的前提下，有希望實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)；而太陽(yáng)能資源差、燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)低的地區(qū)，要實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)則比較困難。

4 結(jié)論

本文結(jié)合當(dāng)前光伏電站投資成本水平和年有效利用小時(shí)數(shù)，分析計(jì)算出了我國(guó)各地(港澳臺(tái)除外)的光伏發(fā)電達(dá)到平價(jià)上網(wǎng)時(shí)對(duì)應(yīng)的光伏電站投資成本最大值，并得出“在不考慮‘棄光’的情形下，太陽(yáng)能資源豐富、燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)高的地區(qū)可以實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)；太陽(yáng)能資源豐富、燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)低的地區(qū)，或太陽(yáng)能資源差、燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)高的地區(qū)，在控制好投資成本的前提下，有希望實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)”的結(jié)論。期望本研究結(jié)果可為相關(guān)政策的制定及項(xiàng)目決策提供依據(jù)。

需要說(shuō)明的是，隨著光伏發(fā)電技術(shù)的進(jìn)步，光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的成本下降、光伏發(fā)電效率的提高成為光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)的決定性因素。但與此同時(shí)，也絕不能將希望全部寄托在光伏產(chǎn)業(yè)鏈的降本增效上，政策保障、電網(wǎng)接入與消納比例等非技術(shù)成本也是決定光伏發(fā)電是否能夠平價(jià)上網(wǎng)的重要因素。