太陽能光伏發電成本及平價上網問題研究

馬翠萍，史 丹，叢曉男

(1.中國社會科學院財經戰略研究院，北京100045;2.中國社會科學院工業經濟研究所，北京100836;3.中國社會科學院城市發展與環境研究所，北京100005)

一、引 言

2009年，我國第一批光伏特許招標項目，投標價格最低僅為0.69元/千瓦時，最高為1.92元/千瓦時，13個項目的平均報價為1.42元/千瓦時。2010年，我國第二批光伏電站特許權項目，121份標書最高報價0.9907元/千瓦時，最低報價0.7288元/千瓦時，平均報價為1.0355元/千瓦時①實際有50家企業，135份標書，但有14份標書沒有通過技術評審，因此，最終為121份標書。，最終中標電價全部低于1元/千瓦時上網電價。對我國兩次光伏特許招標項目的報價，學術界和產業界專家紛紛表示特許招標光伏電價已然脫離光伏發電實際價格成本②值得一提的是，第二批涉及西部8省區的13個光伏特許權招標中，除了新疆哈密、吐魯番、和田和青海、河南等少數項目外，2010年過半項目尚未開工。。2011年，我國對不同地區、不同建設時點光伏發電項目實行1.15元/千瓦時與1元/千瓦時(含稅)光伏發電上網標桿電價。在一定程度是對特許招標項目光伏發電競標報價偏離實際的一個理性回歸。

事實上，2012年我國光伏發電成本仍高達1.3/千瓦時，即使光伏產業技術先進的歐洲，其2012年光伏發電成本也在0.8元-1.2元/千瓦時之間③潘少軍.光伏產業亟需苦練內功［N］.人民日報，2012-10-23.。光伏發電中標價格是國家財政扶持政策的結果，目前光伏發電的價格不能真實體現光伏發電的真正成本［1］。那么我國光伏發電成本是多少?什么因素影響光伏發電成本?在未來多少年我國財政能結束對光伏發電的財政補貼，實現與傳統能源發電的平價上網?本文試圖通過解構光伏發電成本，采用國際通行的計量方法，對我國光伏發電成本及平價上網進行探討研究，回答上述的問題。

二、文獻綜述

梳理國內外研究文獻顯示，從光伏發電系統裝機規模角度來看，一般大型光伏發電成本顯著低于同期戶用及商業光伏發電系統的度電成本。這個規律在不同國別［2］，甚至整個世界都得到了較好的驗證［3］。從經濟發展水平來看，發達國家光伏發電系統的度電成本要低于發展中國家和最不發達國家。歐洲光伏發電成本集中在0.22-0.27 美元/千瓦時［4］，發展中國家光伏發電成本分布在0.20-0.35美元/千瓦時［5］，非洲地區光伏發電成本則在0.20-0.51美元/千瓦時①上述光伏發電成本的測算均基于平準化成本法。。雖然不同地區光伏發電成本存在一定差異，但從整體來看，目前光伏發電成本顯著高于同期傳統能源發電成本是個不爭的事實。

但同時我們也應看到，伴隨光伏發電技術的不斷進步，傳統能源發電成本的上漲，光伏發電成本有望與傳統能源發電成本相當，實現平價上網。光照資源條件較好的地區，將在2012年實現光伏發電平價上網［6-7］。美國、日本和南歐等光照資源豐富的地區將在2012-2013年實現平價上網，其他地區將在2020年前后實現平價上網［8］。意大利有望在2015年率先實現歐盟地區光伏發電平價上網，而英國將是歐盟光伏發電平價上網最晚的國家，大約在2019年②意大利之所以率先實現光伏發電平價上網。一方面源于光照資源的有效利用，使其光伏發電成本降低，另一方面意大利電價較高，兩因素的共同作用，使意大利成為歐盟最先實現光伏發電平價上網的國家。。中國到2014年商業電價有望率先實現平價上網，2018年，居民用電消費側實現平價上網，2021年，發電側實現平價上網［9］。預計到2020年，世界大部分地區，商業規模的光伏發電系統和戶用光伏發電系統將實現消費側平價上網，而同期大規模的公共事業光伏發電系統在電價批發側實現平價上網。

通過對已有文獻的梳理，我們發現，相比美國、歐盟、日本、德國等國外光伏發電成本及平價上網的研究進展和豐富程度，我國目前有關光伏發電成本的研究文獻數量不多，已有的研究基本以定性分析為主，僅有的光伏發電成本的測算也只是圍繞某個光伏發電系統項目展開［10］。從國家層面研究光伏發電成本的文獻相對比較少。對光伏發電平價上網研究的文獻也不常見，而將這兩個問題放在一個研究框架的文獻就更為少見③當然這與我國光伏產業以產品出口為主，光伏系統國內應用缺乏有很大關系。。這里值得一提的是李俊峰等(2011)［9］、馬勝紅等(2010)［11］等人的前期研究，為本文的研究奠定了基礎，但由于研究的側重點不同，他們對光伏發電系統成本的線性增長假設條件、研究方法的選擇有待商榷。我們認為鑒于未來光伏發電產業的戰略地位以及國內發展大勢，我們顯然有必要將光伏發電納入國際通行的研究框架，結合我國光伏產業國家規劃，科學地刻畫出未來我國光伏發電成本及平價上網的時點，為政府出臺對光伏產業扶持政策提供科學的理論基礎。

三、本文研究思路及研究方法

(一)研究思路

本文試圖對不同裝機規模的光伏發電系統進行發電成本測算。光伏發電成本解構立足光伏發電項目的生命周期，將成本解構為光伏發電系統成本和光伏發電系統生命周期內的額外發生成本。光伏發電系統成本從光伏產業鏈“節點”出發，剖析了光伏發電成本的影響因素及影響程度，判斷了未來光伏發電系統成本的趨勢;額外成本考慮光伏發電生命周期內其他成本的投入，例如維修成本、土地成本、融資成本等，這些成本的發生是產業鏈“節點”的外部影響因素。在成本解構基礎上，我們采用國際通用的光伏度電成本核算方法，對我國不同裝機規模的光伏發電成本進行了核算，在此基礎上，繪制了我國光伏發電評價上網路線圖。

基于以上研究思路，本文以下的結構安排為:第三部分光伏發電度電成本核算數理模型;第四部分基于光伏產業鏈解構了光伏發電系統成本，并剖析了系統發電的額外成本組成;第五部分采用國際通行的研究方法結合我國實際，測算了我國太陽能光伏發電成本，同時結合我國產業規劃以及國家政策，預測了不同裝機規模下的光伏發電成本;第六部分，結合傳統火電發電成本，繪制了光伏發電平價上網路線圖;第七部分為結論。

(二)光伏發電度電成本核算的數理模型

1.光伏度電成本核算模型——平準化發電成本(Levelised Cost of Electricity)

光伏發電成本是指光伏發電系統單位千瓦時的發電價格。對于能源發電項目的經濟可行性評價通常采用投資回收率(ROI)和內部收益率(IRR)，而從長期政策指導的角度來看，平準化發電成本模型是政策制定者傾向使用的方法［12］。整理已有研究文獻，我們發現平準化成本法是國際目前比較通用的計算方法。

平準化成本法是考慮項目生命周期內所有成本時間分布的經濟示意圖。在項目生命周期內各期的資產投入、貸款、運營成本、發電收入等折算成現值，并令項目生命周期內凈現值等于零的方式。即光伏發電度電成本乘以光伏系統使用年限內的發電量的凈現值應等于光伏發電系統的投資總成本的基年凈現值。Singh(2010)［13］、EPIA(2011)［14］、Wang etal.(2011)［15］等均采用LCOE法對光伏發電系統度電成本進行了測算，特別是 Brankera et al(2011)［16］總結了光伏發電成本采用LCOE方法的研究文獻。

其中，T為光伏發電系統使用年限(年);t為第t年;LCOE為光伏發電度電成本(元/千瓦時);r為貼現率(%);E為年發電量(千瓦時);C為投資成本(元)。公式的左邊為光伏發電項目在一定內部報酬率下，其發電總成本等式右邊為光伏發電投資總成本。經公式轉換，光伏發電度電成本可表示為:

投資總成本的發生包括光伏發電系統成本、運行維護成本、融資成本、土地成本(僅對光伏電站)、設備更新成本、稅收成本等。以融資成本為例，鑒于大型光伏建筑一體化發電項目和光伏電站的建設，項目初始投資在至少在千萬以上，那么對融資成本的核算可以詳細表示為:

其中，Cloan為光伏發電項目融資成本的凈折現值;L為貸款償還期限;P1(L)為每年的償還貸款額，其值的確定依據借貸雙方約定還款方式;i為折現率率。

2.光伏發電系統成本擬合數理模型——經驗曲線(Experience Curves)

光伏發電系統成本是光伏發電度電成本核算的基礎。在光伏發電項目的總投資中，光伏系統成本一般占到總投資的80-90%。因此，光伏發電系統成本的擬合和預測方法的選擇對光伏發電度電成本的測算就顯得尤為重要。一般來說，學習曲線是個不錯的方法。學習曲線又稱經驗曲線，是用來描述過去，預測未來成本趨勢的一種方法，通?？坍嫗閱挝怀杀九c累計產量之間關系的曲線［17］，其公式定義為:

其中，Ccum:單位成本，是連續累計產量的函數，本文中具體指單位裝機規模的系統成本;C0:連續累計產量為1時的成本，本文中具體指累計裝機規模1單位時的光伏系統成本;cum:連續累計產量，本文具體指連續累計光伏裝機規模;b:經驗指數。當連續累計產量增加1倍時，即Cum2=2Cum1，單位成本變化為:

其中，PR被稱為進步率，LR被稱為學習率。其含義是當連續累計產量增加1倍時，單位成本下降的速度，例如 PR=0.8(80%)或者 LR=0.2(20%)，意味著當生產累計增加1倍時，單位成本將會下降20%。生產成本的下降歸因于生產技術的改良(例如:工藝革新，學習效應，規模效應)，產品的開發(新產品，產品重新設計，產品標準化)以及投入成本的下降(例如:零件和材料)。

四、對光伏發電成本的解構

太陽能光伏電池可以簡單分為晶硅電池和非晶硅電池。目前在各類光伏電池中，晶硅太陽能電池占據絕對優勢。2010年，世界光伏電池產量中，晶硅電池占光伏電池比重達87%［18］。2010年，我國晶硅電池占太陽能電池總產量的95%以上①中華人民共和國工業和信息化部，《太陽能光伏產業“十二五”發展規劃》，2012年。http://www.miit.gov.cn/n11293472/n11293832/n11293907/n11368223/14473431.html.。考慮在2020年之前，晶硅電池仍舊占據光伏發電電池的主導地位。因此，本文光伏發電成本主要以晶硅電池光伏發電系統展開討論的。

(一)基于產業鏈的光伏發電系統成本解構

圖1 光伏發電產業鏈

晶硅生產成本主要包括原材料成本、電力成本、折舊成本、切割線、刃料、切割液成本以及人工成本等。早期我國并不具備高晶硅提純技術。2006年，我國高晶硅原料自給率幾乎為零。伴隨核心技術的引進→吸收→消化→自主研發，截止2011年，我國原材料自給率已超過50%①http://www.miit.gov.cn/n11293472/n11293832/n11293907/n11368223/14473431.html.。目前多晶硅原料平均成本已經降到30美元/kg以下，先進水平已達到20美元/kg。從光伏發電系統產業鏈來看，硅材料價格的下降將從產業鏈初始端通過后續環節推動太陽能光伏發電系統成本的下降，從而最終促使度電成本下降。

圖2 重點企業多晶硅產品價格走勢(平均含稅價)

晶硅經過損傷層去除、絨面制作、電極印刷、燒結等工藝流程后制作成為晶硅電池。晶硅電池通常是由厚度350～450μm的高質量硅片制成，其中硅材料成本占電池成本的50%左右［19］。目前晶硅電池的耗硅材料大約為7g/W。我國先進企業的光伏電池高純硅材料用量在6g/W，顯著小于9g/W的世界平均水平。據IEA(2010)的預測，2015-2020年世界光伏電池耗材將在3g/W，2020-2030年將會降到2g/W。硅片厚度也由實驗室階段的450-500um，減少到目前的160-180um。從產業鏈源頭助推光伏發電成本的下降。

表1 晶體硅太陽能光伏電池片耗材變化

圖3 未來光伏發電電池耗材量

硅晶體太陽能電池通過單片互連、利用EVA膠膜與封裝玻璃粘合，形成光伏組件。標準的太陽能光伏組件由60-72片晶體硅電池片組成，額定功率在120-300Wp，一般占到光伏系統成本的60%。早期實驗室階段(1968年)光伏組件價格高達90美元/Wp，到商業化應用后(1976年后)，光伏組件價格下降到51美元/Wp，1998年僅為3.5美元/Wp。伴隨技術的不斷進步，光伏電池組件價格已從2005年40元/W下降到2010年每瓦7～8元/W，太陽能發電的上網電價從2009年前的每千瓦時4元下降到2010年的每千瓦時1元左右②國家能源局，太陽能發電十二五規劃，2011.。

光伏組件及光伏系統平衡部件(Balance of System，BOS)構成了太陽能光伏發電系統。光伏系統平衡部件一般由結構組件(例如:電纜和支架等)，電路系統(例如:逆變器、接線)以及離網型發電的蓄電池組成。光伏發電系統成本與系統發電終端相關。對地面光伏電站而言，并網發電的光伏系統平衡部件成本和安裝費用一般占光伏發電系統成本的40%;對戶用和小規模的光伏發電系統，系統平衡部件成本和安裝費用占光伏發電系統總成本的55%-60%，其中，逆變器成本占10%;對于光伏離網型發電系統而言，則要高達70%。

事實上，在光伏發電生命周期內測算光伏發電度電成本時，除了通過產業鏈關鍵節點形式直接進入成本核算體系的因素外，還包括土地使用成本、光伏發電項目的融資成本等額外成本。

(二)額外成本(Additional Cost)

土地購置成本:光伏發電度電成本的核算還要考慮發電系統生命周期中土地占用成本(僅適用兆瓦級光伏電站)。一般來說，裝機規模10MW電站需占用土地規模為500畝，土地使用費依據《全國工業用地出讓最低價標準》也是一筆不小的前期投入;融資成本:光伏發電前期投入成本較高，特別是光伏電站，因此，融資成本占有較高的比重;主要設備更新成本:設備更新發生成本是主要是光伏系統使用年限內對逆變器等設備的更新，目前光伏發電系統中逆變器使用年限在10年左右［20-21］，小于光伏組件25年的使用年限①預計到2020年電池組件的使用年限將達到35年，而這將進一步助推光伏發電成本的下降。;運行和維護費用(不包括更新逆變器成本):系統運行年限內的運行及維護費用一般占到規?；⒕W光伏發電系統的0.12%，對于離網型光伏發電系統，運行及維護費用占總投資成本達5%-6%;稅收成本，例如增值稅、所得稅、附加稅等。

圖4 光伏發電成本構成示意圖

五、太陽能光伏發電度電成本的核算

(一)關鍵參數的確定

太陽能光伏發電年利用小時數的確定:目前大多數廠家實際給出的光伏組件每年的衰減小于0.5%，而實際的數據更小。為簡單起見，我們可以假定光伏電站安裝運行后，每年的年滿負荷等效發電時間是個常數?？紤]到LCOE方法對假設條件的敏感性，對未來度電成本的預測就更加依賴假設的條件。因此，假設要依據政策條件而設定，會增加預測的可靠性［22］。我們依據《可再生能源發展“十二五”規劃》、《太陽能發電發展“十二五”規劃》確定光伏發電年利用小時數:到2015年，太陽能光伏發電裝機容量達到2100萬千瓦，年發電量250億千瓦時，到2020年，太陽能發電總裝機容量達到5000萬千瓦。我們可以計算出未來光伏發電年平均有效利用小時數在1190小時?？紤]我國太陽光資源分布的不均勻性(例如，目前湖南省長沙市光照有效利用小時數可達1750小時，西藏地區光照有效利用小時數甚至可達2000小時以上)，我們對太陽能年利用小時數設置在1100-1900小時。

光伏發電系統成本的確定:國內外已有文獻顯示，光伏組件成本的學習率由于研究的時段、研究對象國的不同，學習率也是不盡相同的。但綜合來看，光伏組件成本的學習率在15%-24%［23］，而光伏發電系統的成本相對來說比較難以確定。我們采用EPIA(2011)測算光伏系統成本的經驗曲線模型，結合我國《太陽能發電發展“十二五”規劃》，到2015年，太陽能光伏發電裝機容量達到2100萬千瓦，到2020年，太陽能發電總裝機容量達到5000萬千瓦的目標，同時采用國際能源署(IEA，2010)對光伏系統成本學習率修正為18%。

圖5 2012-2020年我國光伏發電系統成本

我們的預測結果顯示，到2015年光伏發電系統成本將下降到1.3萬元/千瓦，到2020年光伏系統成本進一步下降到1.01萬元/千瓦，光伏系統成本下降了48%。實現了《太陽能光伏產業“十二五”發展規劃》的目標，即到2015年，光伏組件成本下降到7000元/千瓦，光伏系統成本下降到1.3萬元/千瓦，光伏發電具有一定經濟競爭力;到2020年，光伏組件成本下降到5000元/千瓦，光伏系統成本下降到1萬元/千瓦，在主要電力市場實現有效競爭的目標。同時與歐洲光伏產業系統成本到2020年將下降36-51%，國際能源署(IEA，2010)期望到2020年光伏系統成本在2010年基礎上下降50%基本吻合。

運行及維護費用:實際上光伏系統的運行及維護費用是很少的，一般為0.01美元-0.10美元/千瓦時［24］。IEA(2010)對世界光伏發電成本預測時假定運行及維護費用占光伏系統成本的1%，Moore et al(2008)［25］曾對2002–2007年的光伏系統的運行及維護費用進行過數據統計，發現戶用光伏發電系統的運行及維護費用占光伏發電系統總成本的1.47%，Breyer，Gerlach et al.(2010)［8］在測算光伏發電成本時使用了 1.5%的水平，Notton et al.(1998)［26］，Wiser ＆ Barbose Et al(2009)［27］等將這個比重調高到2%?？紤]中國未來我國勞動力成本，我們對裝機規模在10Kw-50kW的光伏發電系統的運行及維護成本我們采用2%的水平。對于光伏電站的運行及維護費用我們采納Moore et al(2008)［25］對1998-2003年、2001-2006年光伏發電規模化應用的運行及維護費用統計數據顯示，其成本分別占光伏發電系統總成本的0.35%、0.12%，考慮我國勞動力成本優勢，我們選擇0.12%這個水平。

內部收益率:Brankera et al.(2011)［16］等對光伏發電項目采用平準化發電成本測算的現有研究文獻進行了綜述，整理結果顯示，已有研究基礎對光伏發電項目采用的內部收益率主要分布在5%-10%。結合我國實際來看，目前我國常規電站項目合理收益率一般在8%以上，但從長期來可持續發展來看，光伏發電項目內部收益至少要在6%①可再生能源專委會，《中國光伏發電平價上網路線圖》，2011.。

財務費用:對2012年我國光伏電站的招標項目的研究顯示，目前項目招標要求企業的自籌資金在30%以上，因此，本文基于企業自有資金30%，其余來自銀行借款，貸款利率采用2012年中國銀行人民幣貸款5年以上貸款年利率6.55%。企業還款方式采用按年支付利息，到期一次償還本金的方式，貸款年限20年。

折舊費:固定資產在使用過程中會逐漸磨損和貶值，其價值逐步轉移到產品中去，這種伴隨固定資產損耗所發生的價值轉移被稱為固定資產折舊。本文應用直線折舊方式來計算光伏固定資產折舊費。年折舊費=(固定資產原值-固定資產殘值)/折舊年限

(二)光伏發電度電成本

我們采用光伏發電成本數理模型，在表1假設條件下，對裝機規模在10kW-50kW的光伏發電系統和裝機規模大于1MW以上的光伏發電系統的度電成本進行了測算。

1.裝機規模10kW-50kW的光伏發電系統電價

表2 裝機規模10kW-50kW的光伏發電系統電價測算的財務條件

裝機規模10kW-50kW的光伏發電系統，在不同有效日照小時條件下，發電成本存在顯著差異。目前來看我國光伏發電系統有效日照利用小時數在1200左右，在沒有增值稅優惠條件下的發電成本分別為1.78元/千瓦時。如果光伏發電執行風力發電的50%增值稅優惠，在相同條件下，目前光伏發電成本在1.5元/千瓦時左右。《太陽能光伏產業“十二五”發展規劃》提出，到2015年光伏發電度電成本0.8元/千瓦時，到2020年實現光伏發電度電成本0.6元/千瓦時。結合我們的預測來看，到2015年，光照有效利用小時數在1500小時以上的地區(增值稅8.5%)，裝機規模10kW-50kW的光伏發電系統發電度電成本將在0.8元/千瓦時以下。到2020年，光伏利用小時數在1600小時的地區，將實現0.6元/千瓦時的度電成本。2019年，光伏發電度電成本全國實現“1元1度電”;當增值稅在17%的條件下，光伏發電度電成本將在2016年，光照有效利用小時數1700小時以上的地區，將實現光伏發電度電成本0.8元/千瓦時，2020年，光照有效利用小時數在1700小時以上地區，將實現0.6元/千瓦時的成本。2017年，裝機規模10kW-50kW的光伏 發電系統全國實現光伏發電成本“1元1度電”。

表3 裝機規模10kW-50kW的光伏發電成本測算 增值稅8.5%

表4 裝機規模10kW-50kW的光伏發電成本測算 增值稅:17%

表5 裝機規模1MW以上的光伏系統上網電價測算的財務條件

預算結果整體顯示，無論增值稅是否減免，預計到2020年，裝機規模10kW-50kW 的光伏發電系統度電成本將在目前基礎上下降50%，與歐洲光伏發電成本下降趨勢吻合①根據EPIA(2011)的預測，歐洲光伏發電度電成本到2020年將在目前基礎上下降50%。。

2.裝機規模1MW以上的光伏系統上網電價

考慮裝機規模1MW以上的光伏系統，一般建在有效日照小時數1400小時以上的地區，增值稅17%，內部收益率6%的條件下，2012年發電成本在1.4元/千瓦時以下。我們的測算結果較好地與現實相吻合②人民日報，2012年10月23日揭示我國光伏發電價格約為1.3元/千瓦時。。到2015年，全國基本實現“1元度電”。如果光伏電站實行50%的增值稅優惠，到2012年在光照有效利用小時數1600小時以上的地區，實現“1元1度電”。2015年，全面實現“1元1度電”。同時測算結果顯示，預計到2020年，裝機規模在1MW以上的光伏發電系統發電度電成本將在目前基礎上下降50%，這也與歐盟光伏產業協會的預測基本一致①EPIA，Solar Photovoltaics Competing in the Energy Sector– On the road to competitiveness，2011年第 9頁.http://www.epia.org/news/publications/。

整體來看，在其他相同條件下，裝機容量1MW以上的光伏發電系統度電成本要顯著低于裝機規模在10kW-500kW的光伏發電系統度電成本，規模經濟效應比較明顯，這也比較符合現有研究整體趨勢。

表6 裝機規模1MW以上的光伏發電系統上網電價測算結果 增值稅8.5%

表7 裝機規模1MW以上的光伏發電系統上網電價測算結果 增值稅:17%

六、光伏發電平價上網(Grid Parity)路線圖

目前光伏發電成本顯著高于傳統能源發電度電成本，但伴隨傳統能源發電價格不斷上漲，光伏發電成本的下降過程，在未來某一時點也可稱為臨界點，兩者發電成本必然存在價格交點，這個時點就是光伏發電平價上網時點［28-31］。對于光伏發電平價上網問題，歐盟對2011-2020年間批發電價的年均增長率預期在5.7-6.7%。結合我國電價歷史演變，我們將上網電價設置在年均增長6%的水平②參照王斯成，李俊峰等《中國光伏平價上網路線圖》。同時，中國電力企業聯合會2012年發布的《電力工業“十二五”規劃滾動研究報告》稱，目前中國電價水平偏低，其合理電價是2015年平均銷售電價應在0.729元/千瓦時，年均增長5%。。2012年，我國各地區燃煤發電機組脫硫標桿上網電價分布在0.25-0.52元/千瓦時區間，全國平均水平為0.4元/千瓦時，按照年均6%的電價增長率，則到2015年煤電標桿上網電價將達到0.48元/千瓦時，2020年將達到0.65元/千瓦時。同時我們的測算發現:到2018年在光照有效利用小時數1700小時以上(增值稅50%優惠)，10kW-50kW光伏發電系統將實現0.60元/千瓦時的發電側平價上網。到2020年在光照有效利用小時數1400小時以上的地區(增值稅50%優惠)，光伏發電系統將實現0.68元/千瓦時的發電側平價上網。

圖6 裝機容量10kW-50kW光伏發電系統平價上網路線圖

圖7 裝機容量1MW以上光伏發電系統平價上網路線圖

對于兆瓦級光伏發電系統，到2017年在光照有效利用小時數1700小時以上的地區，光伏發電系統將實現0.57元/千瓦時的發電側平價上網。到2020年在光照有效利用小時數1200小時以上的地區，光伏發電系統將實現0.68元/千瓦時的發電側平價上網。這意味著2020年我國絕大部分地區裝機規模兆瓦級的光伏發電系統，都將實現發電側平價上網。

研究結果顯示，不同裝機規模不同光照資源的光伏發電成本是不盡相同的，但實證結果同時向我們呈現:光伏平價上網必然是從光照資源條件好，光伏系統裝機容量大的地區開始，逐漸擴展到資源小件有限，裝機規模不大的地區。

七、結 論

光伏發電成本必然伴隨光伏發電技術進步、商業化的推廣，其發電成本在未來將會呈現下降趨勢。但目前光伏發電系統度電成本顯然高于傳統能源發電成本。但利用太陽能光伏發電是未來世界發展的方向，因此，目前對光伏發電進行財政補貼是扶持幼稚產業發展的必然手段，從歐美等國早期對光伏產業的財政投入也證明了光伏產業的初期發展離不開國家財稅政策的支持。本文的研究顯示，是否對光伏發電采用與風能發電同樣的增值稅減免政策，很大程度影響光伏發電系統的度電成本。我們應以歐美等國對我國光伏產業的“雙反”為契機，大力推進我國光伏發電并網產業的發展，采取行之有效的財稅政策，推進我國光伏產業的發展。

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