李華林，蔣海波，孫麗平

(1.國家能源集團 技術經(jīng)濟研究院宏觀政策研究部,北京 102211；2.國家能源集團 技術經(jīng)濟研究院新能源產(chǎn)業(yè)評價部,北京 102211 )

在技術和政策的雙輪驅(qū)動下，全球光伏發(fā)電快速發(fā)展，我國發(fā)展更為迅猛。在當前構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)、實現(xiàn)我國“雙碳”戰(zhàn)略目標的大背景下，光伏發(fā)電已成為絕對增長力量之一。文章以趨勢怎么看、潛力有多大、問題在哪里、企業(yè)怎么干為邏輯主線開展研究，旨在解答疑惑、認清問題、提升發(fā)展能力。

1 光伏成本下降趨勢

1.1 歷史成本下降態(tài)勢

從全球來看，根據(jù)彭博新能源的統(tǒng)計，過去10年全球光伏發(fā)電的度電成本下降了82%，明顯快于陸上風電39%的下降速度；在占世界人口2/3和占全球GDP 七成以上的國家，光伏發(fā)電(或者風電)是最便宜的新大宗電力來源。

從國內(nèi)來看，2021年我國光伏發(fā)電進入全面平價時代(僅剩少量戶用光伏項目享受3分錢補貼)，光伏發(fā)電的標桿上網(wǎng)電價政策分別從2010年開始施行，從享受高額補貼到實現(xiàn)平價，不過是短短的11年時間。2010—2021年，光伏組件售價從平均14元/瓦左右降到1.7～2.1元/瓦(2020年年底一度降低至1.3～1.5元/瓦，之后由于原材料漲價有所反彈)，項目投資成本由平均21500元/千瓦左右降到3800～5000元/千瓦，光伏組件成本在光伏系統(tǒng)投資中所占比重逐年減小，目前普遍介于35%～45%。

1.2 驅(qū)動成本下降的核心因素

驅(qū)動度電成本下降三大核心要素：提高發(fā)電能力、降低初始投資和降低運維成本，其中降投資影響最大。

提高發(fā)電能力方面，光伏組件的單位千瓦發(fā)電能力基本是一致的，提高發(fā)電能力主要靠追蹤支架和雙面組件。兩者在提高發(fā)電量的同時都需要提高初始投資，在多數(shù)應用場景具備成本有效性，其市場滲透率逐步提高，加之大子陣、高容配比、1500V組串逆變器等系統(tǒng)集成技術的應用，光伏系統(tǒng)發(fā)電能力得到穩(wěn)步提升。

降低初始投資方面，核心看光伏組件生產(chǎn)成本的降低。以2020年甘肅10萬千瓦平價項目為例，在整個投資構成中，建筑安裝(占比31%)是隨市場波動的，送出工程(占比13%)、建設用地(占比7%)、其他(占比6%)等受制于電網(wǎng)和地方政策總體上下降緩慢，只有光伏組件(占比36%)和設備(占比7%)呈現(xiàn)快速下降態(tài)勢。光伏組件生產(chǎn)成本，主要存在四大推進要素(轉(zhuǎn)換效率、新材料新工藝、生產(chǎn)規(guī)模、供應鏈國產(chǎn)化)。經(jīng)驗表明，組件轉(zhuǎn)化效率每提高1個百分點，每瓦系統(tǒng)成本可以降低5個百分點左右。目前占據(jù)絕對市場份額的單晶硅組件，其主流產(chǎn)品的平均轉(zhuǎn)換效率由2012年的15.8%提升到2021年的21.5%，提高了5.7個百分點，可降低每瓦系統(tǒng)成本28.5個百分點左右。與此同時，傳統(tǒng)晶體硅組件還得益于金剛線切割全面替代砂漿切割、單晶連續(xù)提拉工藝引入、低成本原材料替代等新材料新工藝，得益于生產(chǎn)規(guī)模持續(xù)擴大，以及生產(chǎn)線裝備逐步完全實現(xiàn)國產(chǎn)化等因素，生產(chǎn)成本得到了大幅度降低。

降低運維成本方面，核心在于提高智能化運維水平和設備穩(wěn)定性、減少運維人員數(shù)量，總體上進展慢一些但持續(xù)有提升。

1.3 未來發(fā)電成本預測

推進光伏組件成本降低的四要素將繼續(xù)發(fā)揮作用。根據(jù)學習曲線理論進行預測，光伏組件價格有望在2030年前降到1元/瓦以下，屆時光伏電站初始投資將低于3500元/千瓦。隨著投資降低、系統(tǒng)集成與智能運維持續(xù)升級，光伏平準化度電成本有望進入0.15～0.25元/千瓦時的區(qū)間。疊加儲能成本(電化學儲能的裝機容量翻番將引發(fā)成本下降18%)，光伏+儲能的度電成本將在2030年左右接近平價水平。

2 可開發(fā)資源量及開發(fā)潛力

2.1 總體資源量情況

2019年全球能耗當中，直接來自于太陽能的水能、風能、太陽能、生物質(zhì)能等可再生能源占比只有10.9%，為響應IPCC的2度溫升控制目標，2050年可再生能源占比將接近一半。從資源量來看，太陽輻射到達地球陸地表面的能量高達180萬億噸標準煤，約為2019年全球能耗206億噸標準煤的近 9000倍，直接來自于太陽能的可再生能源資源量足以支撐以碳中和為目標的全球能源轉(zhuǎn)型。

我國陸上太陽能資源技術可開發(fā)量1000億千瓦以上，這些資源需要扣除地形地質(zhì)特別復雜(交通運輸、施工安裝條件特別差)、外送過于偏遠、無法取得用地許可(自然保護區(qū)、其他限制性開發(fā)區(qū))等不具備經(jīng)濟性或無法開發(fā)的區(qū)域。從大量技術可開發(fā)資源中尋找真正值得開發(fā)的風光資源，核心在于解決用地和接網(wǎng)問題。

2.2 光伏發(fā)電開發(fā)潛力研究

2.2.1 各省區(qū)發(fā)電小時數(shù)摸底測算

測算條件：太陽能資源以實際項目為參考，無參考項目的采用Meteonorm數(shù)據(jù)庫的輻射數(shù)據(jù)；對普遍采用的固定式最佳傾角和雙面組件的情況進行測算(北京、上海、天津以屋頂分布式為主，僅考慮單面組件，不考慮跟蹤系統(tǒng))。經(jīng)測算，首年發(fā)電小時數(shù)西藏最高(1724h～2350h)、重慶最低(742h～929h)，四川的高值和低值差距最大(764h～1804h)，“三北”地區(qū)、青藏高原、云貴高原普遍較高，中東部及南方地區(qū)相對較低，具體如圖1所示。

圖1 各省區(qū)最佳傾角首年發(fā)電小時數(shù)區(qū)間對比(單位：小時)

2.2.2 各地區(qū)平價潛力分析

根據(jù)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類光資源區(qū)和省、自治區(qū)、直轄市行政單位，將全國分為37個資源片區(qū)(西藏情況特殊暫不納入分析)。根據(jù)各資源片區(qū)發(fā)電小時數(shù)和造價水平，在鎖定項目全投資內(nèi)部收益率為6%的情況下，反算上網(wǎng)電價，并與當?shù)仄絻r基準價進行比對，以此判斷各資源片區(qū)的平價潛力。

測算條件：發(fā)電小時數(shù)以上述摸底測算為依據(jù)，投資水平參考本單位造價數(shù)據(jù)庫和市場行情，只考慮固定式最佳傾角、雙面組件情況，不考慮限電和強制配備儲能的情況，成本參數(shù)按照市場化水平取值。

經(jīng)測算，平價潛力(平價基準價與反算電價最低值的差值)由大到小順序如圖2所示(排名越靠右，實現(xiàn)平價的潛力越小)。37個資源片區(qū)，具備平價條件的有18個(占比48.6%)，接近平價的(差值在4分/千瓦時以內(nèi))有15個(占比40.5%)，較難平價的(差值在4～7分/千瓦時)有3個，剩下1個(重慶)很難實現(xiàn)平價；全域具備平價條件的(反算電價區(qū)間全部低于平價基準價)達到8個，片內(nèi)部分區(qū)域達到或者接近平價的有25個。需要說明的是，上述測算具有嚴格的條件限制。事實上，在目前接近平價的資源片區(qū)，部分項目在嚴格控制造價、采用合適容配比、加裝追蹤系統(tǒng)等條件下，也很有希望滿足平價條件。

圖2 平價潛力排序(度電成本區(qū)間與平價基準價對比)

2.2.3 開發(fā)布局建議

根據(jù)投資潛力，可將具備平價條件的資源區(qū)歸為優(yōu)先投資區(qū)域，接近平價的資源區(qū)歸為次優(yōu)投資區(qū)域，較難平價的資源區(qū)歸為儲備區(qū)域，以供平價項目投資參考。優(yōu)先投資區(qū)域：主要為河北北部(Ⅱ類區(qū))、陜西北部(Ⅱ類區(qū))、東三省西部、甘肅西北部(Ⅰ類區(qū))、廣東東部、內(nèi)蒙古大部、海南大部、山東東部、廣西南部、江蘇北部、山西北部(Ⅱ類區(qū))、湖北西北部、福建中南部、陜西中部(Ⅲ類區(qū))、新疆東部(Ⅰ類區(qū))。次優(yōu)投資區(qū)域：依次為青海海西(Ⅰ類區(qū))、甘肅中部(Ⅱ類區(qū))、江西東北部、寧夏中北部、浙江中東部、河南北部、北京、四川西部、河北(Ⅲ類區(qū))、上海、天津、安徽北部、湖南北部、山西中部(Ⅲ類區(qū))、青海海南(Ⅱ類區(qū))。儲備區(qū)域：依次為新疆中部南部(Ⅱ類區(qū))、云南西北部、貴州西部。四川西部、青海海西海南和云南西北部，這三個資源片區(qū)市場交易電價受水電低電價和豐水期超低電價影響難以實現(xiàn)平價，如果參照煤電基準價，均可實現(xiàn)平價，下一步應重點關注當?shù)毓夥椖恳?guī)劃和平價政策執(zhí)行情況。

上述區(qū)域投資潛力僅為當前投資環(huán)境下的分析結果，下一步，應根據(jù)投資成本、消納形勢和政策變化進行動態(tài)調(diào)整。全面推進平價項目開發(fā)和資源儲備是當務之急，條件好的資源區(qū)要提前做好低價競爭的準備。

3 當前面臨的主要問題

一是市場競爭激烈、預期收益降低。在執(zhí)行標桿電價時期，項目資本金內(nèi)部收益率普遍介于12%～25%，項目預期收益普遍較高。在當前競爭性配置資源的背景下，不論是平價還是競價項目，為了爭取項目指標，參與企業(yè)頻頻爆出低價，項目全投資內(nèi)部收益率已降至6%左右甚至更低。地方政府發(fā)展訴求趨于多元化，層層加碼，不少地方提出增配調(diào)峰資源或制造產(chǎn)業(yè)以換取開發(fā)資源，這些多合一模式迫使傳統(tǒng)單一開發(fā)模式面臨挑戰(zhàn)。

二是消納問題雖有緩解但仍將長期存在。大規(guī)模不可調(diào)度的可再生能源并網(wǎng)消納是世界性難題，我國更加突出，尤以“三北”地區(qū)為甚。這些地區(qū)的限電成因各不相同，包括消納能力弱、電力電量不平衡、供暖期為供熱機組讓路和外送通道不足等問題。目前國家和地方的對策是：對于棄光限電較嚴重的地區(qū)，在問題解決前原則上不再擴大建設規(guī)模，同時通過強制新建項目配置儲能裝置、加大火電深度調(diào)峰力度、大力促進抽水蓄能項目建設等措施加強促進消納。由于太陽能資源天然具有的間歇性、波動性等特點，疊加新增裝機快速擴大等因素，限電問題將長期存在。

三是建設用地稀缺、接網(wǎng)批復獲取困難。隨著生態(tài)環(huán)保區(qū)域擴容，負荷區(qū)域周邊可供開發(fā)的土地日趨稀缺，中東部和南方地區(qū)這一問題更為突出。漁光互補、農(nóng)光互補、牧光互補、建筑一體化是當前規(guī)避土地問題的有效方式，但遲早也將面臨“天花板”。另外，新增建設項目必須以電網(wǎng)具備消納能力為前提，廣大的三北地區(qū)雖然土地問題不突出，但消納問題相對突出，大量具備建設條件的項目將被接入系統(tǒng)批復攔在門外。

四是政策執(zhí)行不到位、市場機制不健全?？稍偕茉囱a貼資金缺口巨大，導致存量項目補貼拖欠嚴重；一些地方強制存量項目參與市場交易，致使項目預期收益明顯縮水；一些地方為追求短期經(jīng)濟效益盲目審批項目，使得棄光限電問題突出；部分省區(qū)依然存在變相收取資源費、捆綁本地設備、收取高額土地稅費等營商環(huán)境問題。最近推出的一些新能源政策只能解決上述部分問題，仍然不是一個系統(tǒng)的、可持續(xù)的解決之道。

五是大規(guī)模儲能技術亟待取得突破。光伏發(fā)電大規(guī)模饋入電網(wǎng)和遠距離輸送時，會給電力系統(tǒng)的穩(wěn)定和能源安全帶來一定挑戰(zhàn)，這些挑戰(zhàn)包括寬頻帶振蕩、換相、調(diào)峰等。主要應對措施就是增加儲能和調(diào)峰能力，增加電力系統(tǒng)靈活性，達到提升光伏發(fā)電并網(wǎng)消納能力的目的。同時，儲能是分布式能源系統(tǒng)和智能電網(wǎng)系統(tǒng)的重要組成部分，在能源互聯(lián)網(wǎng)中具有重要作用。光伏發(fā)電(包括風電)能否成為未來的主導電源，取決于儲能技術能否實現(xiàn)低成本、大規(guī)模和穩(wěn)定可靠運行。目前，儲能技術的進步、安裝容量的擴大、成本的降低以及市場機制的完善等各方面都面臨挑戰(zhàn)。

4 企業(yè)發(fā)展建議

4.1 項目開發(fā)方面

一是創(chuàng)新新能源發(fā)展模式。①獲得途徑多元化，新建和并購并舉，實行新建為主、并購補充的模式。②項目規(guī)模多元化，做到高舉高打開發(fā)基地項目、努力開發(fā)集中式項目、因地制宜推進分布式項目。③項目類型多元化，充分把握各地風光火(氫)儲一體化、源網(wǎng)荷儲一體化、整縣推進、新能源+儲能、綜合智慧能源等項目開發(fā)契機。④堅持產(chǎn)融結合，發(fā)揮企業(yè)的金融產(chǎn)業(yè)平臺優(yōu)勢，拓寬融資模式，降低資金成本。

二是整合產(chǎn)業(yè)鏈資源，提升項目獲取能力。項目競爭性投標，往往只給1～2個月的操作時間，競標能力尤為重要。建議創(chuàng)新市場合作模式，與產(chǎn)業(yè)鏈上各環(huán)節(jié)企業(yè)就規(guī)?；_發(fā)、設計、施工技術等進行深度合作，提升競爭性獲取項目資源的能力。同時，搭建項目前、中、后期相關部門或內(nèi)部企業(yè)的信息共享平臺，進行設備質(zhì)量、造價、運維等信息共享和反饋，建立動態(tài)數(shù)據(jù)庫，為準確把握擬競標項目的預期度電成本提供有效支撐。

三是研究行業(yè)政策趨勢，適當進行前瞻性布局。平價時代到來并不是目的，光伏發(fā)電的使命是徹底走出搖籃、走向自由競爭的市場、成為主體電源之一，全面競價上網(wǎng)的現(xiàn)貨市場將是大勢所趨。應加強電力市場、省間壁壘、綠電交易、儲能等體制機制研究；應從“雙碳”大局出發(fā)布局相關儲能和調(diào)峰能力產(chǎn)業(yè)；應圍繞競價上網(wǎng)、現(xiàn)貨市場等發(fā)展方向，前瞻性布局風光資源預測(提高報價精度)和現(xiàn)貨市場人才隊伍建設。

4.2 項目評估方面

推動智慧評估，提升質(zhì)量效率。目前部分企業(yè)投資把關能力不足，投資風險增大，第三方設計單位等“外腦”所處立場和視角不同難免出現(xiàn)偏差，項目單位需要不斷提升專業(yè)判斷力。建議有實力的企業(yè)，構建智慧化評估管理系統(tǒng)，通過搭建在線數(shù)據(jù)庫及資源評估、系統(tǒng)設計及電量計算、通用造價指標、財務評價等模塊，實現(xiàn)全流程評估決策參考；通過統(tǒng)一的項目信息填報系統(tǒng)，實現(xiàn)前期進度、建設進度、運營情況和盈利情況的規(guī)范化管理，實現(xiàn)項目全流程跟蹤，對問題項目及時實施后評價，及時總結經(jīng)驗、防微杜漸，進一步提升投資決策前的評估質(zhì)量。

4.3 項目并購方面

一方面，要加強并購能力建設，夯實并購工作基礎。應不斷規(guī)范并購程序，加強對目標公司選擇、并購團隊組建、中介結構遴選、盡職調(diào)查、交易方案設計和估值、評估論證、決策等各環(huán)節(jié)的規(guī)范化管理；加強并購項目全生命周期信息化管理，實施并購項目后評價全覆蓋及全生命周期效益考核，以提升并購效果；另一方面，需不斷提升風險識別能力，兩類項目需慎重決策。一類是已投產(chǎn)帶補貼電價項目。建議在補貼政策明朗前謹慎收購，或在合理“估值調(diào)整機制”條件下收購，根據(jù)補貼未來實際到位情況，進行對價獎勵。暫不收購未列入補貼清單項目，待明確補貼資格后再予考慮。二類是合規(guī)性問題嚴重的項目。為避免未來可能的違規(guī)拆機、行政處罰等風險，對于土地證、用地用林手續(xù)缺失、環(huán)保問題、未批先建，夾層公司違反倒賣資源禁令等合規(guī)性問題嚴重的并購標的，建議慎重考慮。

4.4 項目運營方面

建立中央集控、區(qū)域運維和無人/少人值守的智能綜合一體化解決方案。中央集控是核心，通過先進的智能監(jiān)控系統(tǒng)，針對所有在運項目進行數(shù)據(jù)實時監(jiān)控、運行趨勢判斷、損失電量分析，實現(xiàn)故障預判、運維調(diào)度、決策支持、少人甚至無人值守等多個降本增效目標。區(qū)域運維平臺是必要措施，需改變傳統(tǒng)的“一場一站”模式，加大同一區(qū)域同質(zhì)公司的整合力度，實施區(qū)域統(tǒng)一管理、統(tǒng)一備品備件、統(tǒng)一運維隊伍，減少重復投資、精簡技術隊伍、提高技術水平，實現(xiàn)無人/少人值守，以降低運維成本、提高項目預期收益。