從度電成本分析光伏平價的路徑

新維智能電力（蘇州）有限公司 ■ 王淑娟蓬萊市互聯網信息辦公室 ■ 景芳毅

從度電成本分析光伏平價的路徑

新維智能電力（蘇州）有限公司 ■ 王淑娟*
蓬萊市互聯網信息辦公室 ■ 景芳毅

首先對影響光伏項目度電成本的因素和敏感性進行分析，并進一步對敏感性最強的初始投資、發電量的下降途徑進行分析。通過分析推測出：光伏項目今年的初始投資預計約下降10％，可使度電成本約下降8％；在不限電的情況下，發電量可提高5％~15％，可使度電成本下降約11％；兩因素綜合考慮，預計今年的度電成本下降約15％。最后，本文從社會綜合成本的角度，分析了火電的環境成本，發現其與國家給光伏項目的度電補貼相當，從這個意義上來說，火電、光伏發電的社會綜合成本相當。

平價上網；度電成本；初始投資；發電量；環境成本

0　引言

光伏發電何時能實現平價上網、實現平價上網采用的技術路徑，多年來一直是業內探討的熱點話題。早在2011年，國家發改委能源研究所等多部門就對中國的平價上網路線進行了詳盡的分析，并提出兩種情景下的平價上網路線圖[1]：1)基本情景：到2015年光伏發電的電價即可達到1元/kWh以下，使配電側并網的分布式光伏發電達到平價上網；到2020年光伏發電平均上網電價可達到0.8元/kWh以下，使發電側達到屆時常規發電的電價水平，在發電側達到平價上網。2)先進情景：到2015年光伏發電的成本可達到0.8元/kWh以下；到2020年光伏發電的成本可基本實現0.6元/kWh。

能源研究所時璟麗等研究者多年來也對光伏發電的平價上網進行了持續的研究。光伏的應用規模、技術進步總是超出預期。如今，裝機量增長、技術進步、造價下降速度遠超當初的預期。然而，研究者對光伏平價上網的路徑預測——平價上網應是先在配電網側實現再在發電側實現，是完全正確的。

1　光伏平價上網的路徑

在探討平價上網路徑時，首先要確定平價上網中的“價”是多少。我國現有的電價分類見圖1。

圖1 我國電價的分類

圖1中，發電側的上網電價(不含補貼)低于配電側的銷售電價。光伏項目由于其規模大小靈活的特性，既可在發電側并網，又可在配電側并網。目前，光伏的標桿電價在0.80～0.98元/ kWh之間，從價格較高的銷售電價來看：

1)一般工商業電價峰平谷均價約在1元/ kWh，如果在工商業用電側并網，則光伏已實現了平價上網；

2)大工業電價一般在0.6～0.9元/kWh之間，如果在大工業側并網，則光伏已接近實現平價上網；

3)居民和農業售電電價由于享受國家的交叉補貼，價格較低，一般約在0.5元/kWh，距離光伏電價較遠。

高電價的一般工商業、大工業項目的用電量可占到全社會用電量的85％以上。可見，如果在配電網側選擇合適的項目并網，則光伏已基本實現平價上網的目標。

目前，發電側火電項目的脫硫標桿電價在0.25～0.5元/kWh之間[2]，遠低于光伏標桿電價。單從絕對電價來看，光伏要在發電側實現平價上網，還有很大的差距。

綜上所述，光伏要實現平價上網，最快的途徑就是以分布式的形式在用戶側并網，這是煤電、水電、核電等形式所不具備的特性。因此，掃清分布式光伏發展的障礙，是光伏實現平價上網最有效的途徑；要在發電側實現平價上網，必須大幅降低光伏項目的度電成本。

2　光伏項目度電成本的定義

目前，對于度電成本(LCOE)，有兩種定義應用較廣泛。

2.1國內財務軟件常用的定義

式中，I0為項目初始投資；VR為固定資產殘值；An為第n年的運營成本；Pn為第n年的利息；Yn為第n年的發電量。

式(1)中，將總投資(初始投資扣除殘值后和25年運營成本相加)除以總發電量，非常簡單明了、易于理解，因此，在國內的財務評價中被廣泛使用；但其缺點是未考慮資金的時間成本。

2.2國際上常用的定義

陳榮榮等[3]介紹了國際上常用的測算度電成本的計算公式。

式中，i為折現率。

在式(2)中，用折現率i將不同時間的成本都折成現值，充分考慮了資金的時間價值；同時，也考慮了不同時間的發電量會帶來的現金流時間價值不同，因此也對發電量進行折現。這種計算方法更加科學，但計算較復雜、較難理解，因此在國內使用較少。

由于所有的資金都有使用成本，式(2)更能體現電價真正的成本。但由于國內的財務分析均以式(1)為基礎，為便于理解，本文也以式(1)進行計算和分析。必須強調的是，由于式(1)未考慮資金的時間價值，用該公式進行計算時，度電成本≠光伏電力成本≠合理利潤下的售電電價。售電電價肯定要高于度電成本。因此，即使計算獲得某地的度電成本達到當地的脫硫煤標桿電價，也尚未實現平價上網。

因此，計算的度電成本達到0.3元/kWh時，由于未考慮資金20年的使用成本、投資商的合理利潤，并不意味著可實現平價上網。然而，度電成本的變化趨勢，可有效反映光伏電力成本的變化趨勢。

3　光伏項目度電成本的影響因素分析

3.1分析的前提條件

用式(1)計算度電成本主要涉及5個因素。其中，固定資產殘值VR是按比例取；裝機容量確定后，不同項目第n年的運營成本An相對較固定。因此，式中變化較大的變量是項目初始投資I0、第n年的利息Pn和第n年的發電量Yn。

為了探討上述變化較大的3個變量對度電成本的影響，需建立一個典型電站模型，主要前提條件為：1)規模為50 MWp，初始投資為8000元/ kW；2)貸款比例為80％，利率為5％；3)峰值小時數為1700 h，系統效率為80％；4)組件衰減率按照10年10％、25年20％；5)不考慮限電、補貼拖欠等問題。

3.2發電量對度電成本的影響分析

3.2.1發電量取值范圍

2015年我國全國平均的固定式最佳傾角峰值小時數概況如下[4]：全國平均值為1710.2 h，東北、華北、西北及西南大部地區超過1400 h，首年年利用小時數在1100 h以上；其中新疆大部、青藏高原、甘肅西部、內蒙古、四川西部及云南部分地區超過1800 h，首年年利用小時數在1500 h以上，局部超過1800 h；四川東部、重慶、貴州中東部、湖南中西部及湖北西部地區不足1000 h，年利用小時數不足800 h。

可見，我國不同地區的峰值小時數跨度較大，本文在分析時采用峰值小時數在1100～2300 h之間。

3.2.2年發電量的影響分析

初始投資為8000元/kW時，不同峰值小時數對度電成本的影響如圖2所示。

圖2　不同峰值小時數下的度電成本

我國不同地區的太陽能資源差異大，導致項目峰值小時數跨度大。由圖2可知，不同項目由于峰值小時數的差異，造成度電成本差異也非常大；峰值小時數為1100 h的項目，度電成本是2300 h項目的2.4倍。根據圖2，以峰值小時數為1700 h的項目為基準，當年發電量在此基礎上下降10％、20％、30％，即峰值小時數分別為1530、1360、1190 h時，項目的度電成本將分別增加11.2％、25.4％、49.9％，如表1所示。

表1　峰值小時數變化對度電成本影響

另外，若項目生命周期由25年降至15年，甚至10年，則生命周期內的總發電量將降低37％ 和57％，度電成本必然會大幅增加。然而，根據式（1），度電成本受固定資產殘值影響，生命周期為10年和25年的殘值不同。因此，項目由于生命周期變短造成總發電量降低，其度電成本變化不符合圖2中的規律。而且，由于光伏系統造價下降非常快，項目運行10年后的殘值率無法確定。因此，本文暫不對生命周期變化對度電成本的影響進行分析。

3.3初始投資對度電成本的影響分析

不同初始投資時，不同峰值小時數的度電成本如圖3所示。由圖3可知：資源越差地區，度電成本對初始投資的變化越敏感。

圖3　不同初始投資對度電成本的影響

根據圖3可知，當峰值小時數為1700 h時，以初始投資為7000元/kW為基準，當初始投資在此基礎上下降10％、20％、30％，則度電成本將分別增加8.2％、16.4％、24.6％，如表2所示。

表2　初始投資變化對度電成本影響

3.4貸款利率對度電成本的影響分析

圖4為初始全投資為8000元/kW時，不同資源條件下，貸款利率對度電成本的影響。由圖4可知：1)資源越差地區，度電成本對利率變化越敏感；2)貸款利率增加1個百分點，度電成本將升高3.6％～10％。

圖4　不同貸款利率對度電成本的影響

3.5系統效率（PR）對度電成本的影響分析

不同光伏電站的系統效率不同，會對其發電量造成影響。根據文獻報道，隨著技術的進步，光伏電站的系統效率一直在增加，如表3所示。

電站建成年地區系統效率范圍/％平均系統效率/％ 1980世界范圍50～75 -1990世界范圍50～85 65～70德國38～88 67法國52～96 76比利時52～93 78中國臺灣30～90 74 2000

據報道，2011年檢測德國100個電站，平均PR為84％，技術進步有望達到90％。國內電站PR約在75％～85％，雖然有氣象因素的影響，但仍有較大的提升空間。圖5為不同系統效率時的度電成本。由圖5可知，資源越差地區，度電成本對系統效率變化越敏感。系統效率由90％ 降低到75％時，峰值小時為1700 h，度電成本由0.4167元/kWh增加到0.5346元/kWh，增加了28％；峰值小時為1100 h，度電成本由0.6565 元/kWh增加到1.0559元/kWh，增加了61％。因此，系統效率每降低5％，度電成本增加9.5％～20.3％，資源差的地方更敏感。

圖5　不同系統效率對度電成本的影響

圖6　不同組件衰減率對度電成本的影響

3.6組件衰減率對度電成本的影響分析

光伏電站采用的光伏組件的衰減率不同，會對其發電量造成影響。根據組件衰減率的統計數據，計算了平均年衰減為0.4％～0.8％時(線性衰減)對度電成本的影響。由圖6可知，衰減率的變化對度電成本影響較少。組件效率年衰減由0.4％ 變到0.8％ 時，峰值小時為1700 h，度電成本由0.4438元/kWh增加到0.4678元/kWh，增加了5.4％；峰值小時為1100 h，度電成本由0.7567 元/kWh增加到0.819元/kWh，增加了8.2％。因此，組件每年多衰減0.1％，度電成本增加1.2％ ～2.1％；資源差的地方更敏感。

3.7小結

上文對項目發電量、初始投資、貸款利率、電站系統效率、組件衰減率5種因素對度電成本的影響進行了分析，主要結論如下；

1)初始投資的影響：初始投資下降10％、20％、30％，度電成本分別下降8.2％、16.4％、24.6％；

2)貸款利率的影響：貸款利率增加1個百分點，度電成本升高3.6％～10％，資源差的地方更敏感；

3)發電量的影響：發電量減少10％、20％、30％，度電成本分別增加11.2％、25.4％、49.9％；

4)系統效率的影響：降低5％，度電成本增加6.0％～13.5％，資源差的地方更敏感；

5)組件效率衰減的影響：每年多衰減0.1％，度電成本增加1.2％～2.1％；資源差的地方更敏感。通過上述5個因素的影響對比發現：發電量的變化對度電成本影響最大，之后依次為初始投資、貸款利率、系統效率，組件衰減效率影響最小。提高發電量的技術(如跟蹤技術等)是降低度電成本的最有效措施；獲得較低的貸款利率，是降低度電成本最直接的措施；降低初始投資、提高系統效率、降低組件衰減相對較困難，但會帶來根本性的變化。

4　度電成本下降路徑的分析

4.1初始投資的下降

4.1.1規模效應對初始投資影響

光伏組件的造價占初始投資50％以上，直接影響項目的造價。根據Bob Swanson的光伏Swanson定律：太陽電池的成本在產量每上升3倍時會下降20％。

由于未找到太陽電池的產量、成本數據，本文選用我國的裝機量和銷售價格進行分析。

規模效應帶來的價格下降分析[5,6]見表2(2007～2011年參照中國循環經濟協會可再生能源專業委員會提供的數據；2012年開始，參照國家能源局每年都會公布的官方統計數據)。

雖然由產量到裝機量受出口因素影響，由成本到價格受市場因素影響，但從表4可知，光伏組件、逆變器的價格下降隨裝機容量的變化，基本符合Swanson定律。

表4　規模效應帶來的價格下降分析

根據國家的相關規劃，中國2016年的裝機量可達到20～25 GW[7]，比2015年增加1.3～1.6倍；預期光伏組件、逆變器的價格會有10％～15％的下降，即光伏組件價格在3.2～3.6元/W之間，逆變器約在0.2元/W，可使整個系統成本下降5％～8％。未來的裝機量應是一個穩中有升的狀態，但很難出現倍數增長。因此，預計未來的太陽電池等成本穩中有降，不會出現大比例下降。

如前文所述，2016 年預期光伏組件、逆變器的價格會有10％～15％ 的下降，使整個系統成本下降7％～10％；由于高效組件的采用，可使光伏系統成本降低1％～3％。因此，由于規模效應、高效組件的采用，預計光伏的初始投資可下降10％以上；技術進步由于還需時間考證，未得到大規模推廣，暫不考慮。根據3.7中的結論，初始投資下降10％，度電成本約可下降8％。

4.1.2高效組件應用對初始投資的影響

如上文所述，未來的主要設備成本不會出現大幅下降，但這并不意味著初始投資不會出現大幅下降。高轉換效率是降低成本的另一有效手段。

圖7為主流多晶硅組件的光伏轉換效率變化曲線。由圖7可知，主流光伏組件轉換效率由14.1％(230 Wp)提高到16.2％(265 Wp)，1 MW發電單元的并聯支路數量由218個變成172個，下降21.1％。由于并聯支路減少，除光伏組件以外的其他設備，包含匯流箱、直流電纜、支架、基礎等，用量也會減少。因此，即使在設備單價相同條件下，光伏項目的BOS 成本(Balance of System)、土地成本也可下降約16％ ，使整個光伏系統成本將下降約6％～9％。

2016年，很多省份對光伏組件提出達到“領跑者計劃”標準(單晶17％、多晶16.5％)，在競爭性配置指標評選中，也給予高效組件較高的分值；預計由此帶來的光伏系統成本降低1％～3％。

圖7　歷年主流光伏組件的光電轉化效率

4.1.3技術進步對初始投資影響

光伏系統電壓從1000 V上升到1500 V，預計可使BOS成本下降約30％，光伏系統成本下降約10％。光伏組件相對于后端電氣系統超配20％，可使系統成本下降10％。總之，隨著技術的不斷創新，光伏系統成本還有較大的下降空間。

4.1.4小結

綜上所述，2016年由于規模效應、高效組件的采用，預計光伏的初始投資可下降10％以上；技術進步由于還需時間考證，未得到大規模推廣，暫不考慮。根據前文分析，初始投資下降10％，度電成本約可下降8.2％。

4.2發電量提高路徑分析

4.2.1跟蹤式支架的采用

目前，光伏支架廣泛采用的是固定式。除此之外，還有平單軸跟蹤、斜單軸跟蹤、雙軸跟蹤、固定可調式等多種安裝形式。從2015年底，跟蹤式支架越來越受到投資者的重視。

圖8為不同地點和資源條件，相對于固定式支架，跟蹤式對發電量提高的實測數據。由圖8可知，在低緯度地區，通過對方位角的跟蹤，提高早晚的發電量會有較好的效果；而在高緯度地區，通過對高度角的跟蹤，提高不同季節的發電量會有較好的效果。

圖8　不同經緯度、海拔、資源條件下安裝方式對發電量的影響對比

根據圖8中的數據，與最佳傾角的固定式安裝相比，水平單軸、斜單軸、雙軸跟蹤對光伏項目的發電量都有不同程度的提高，在10％～35％之間。根據3.7中的結論可知，發電量提高10％，度電成本可下降約11.2％。

4.2.2逆變器、組件技術水平的提高

組串式逆變器、集散式逆變器MPPT的跟蹤路數、提升輸出電壓等新概念，近幾年被逆變器廠家廣泛宣傳。

華為公司在產品宣傳冊中稱，相對于集中式，他們的組串式逆變器強在光下可多發電10％以上。禾望在集散式逆變器宣傳冊上也提出，集散式逆變器相對于集中式逆變器，系統效率提高3％；相對于組串式逆變器，成本下降15％以上。

雙面組件近期開始進入人們的視線。相同的BOS成本，由于雙面發電，如果地表反射率較好，可提高10％以上的發電量。

4.2.3運維水平提升系統效率

1)智能監控帶來電站的精細化管理。光伏電站面積大、人工管理無法精細化，一直是制約系電站統效率提高的因素。而智能監控技術，包括智能設備、智能平臺，可克服這一難題。目前，智能匯流箱已被廣泛采用，從而可實現對電站的智能監控水平提升至組串級別，實現隨時監控每個支路的電流、電壓，有利于問題的及時發現、維修，從而提高系統PR值。

目前，國內遠景、木聯能、MC、淘科等企業都依托云平臺開展大數據管理業務，幫助客戶實現對項目的遠程智能監控，節約運維成本、提高運維效率。

圖9　不同文獻對于灰塵遮擋造成發電量損失的報道

2)清洗水平的提高。灰塵對發電量的影響，隨氣候條件不同，結果也相差很大。圖9為不同文獻對于灰塵遮擋造成發電量損失的報道[8-10]；表5為內蒙古某光伏電站清洗前后的發電量對比。

表5　內蒙古某電站清洗前后發電量對比

從圖9和表3可知，在不同地點、氣象條件下，灰塵遮擋造成的發電損失差異較大，在2％～30％之間。根據光伏組件的污染程度進行定期清洗，約可提高3％以上的發電量。

4.2.4小結

綜上所述，由于跟蹤式支架、高效的逆變器和組件、智能監控系統的采用，運維水平的提高，在不考慮限電的影響，預計光伏電站的發電量可提高5％～15％。

4.3結論

2016年，光伏項目的初始投資預期降低10％，度電成本下降約8％；發電量預期提高5％ ～15％，度電成本可下降5％～16％。然而，若采用跟蹤式安裝方式能提高發電量，也會增加投資。綜合考慮投資、發電量兩個因素的變化趨勢，預期2016年的度電成本約下降10％。

5　火電、光伏發電量的社會綜合成本對比

火力發電會排放SO2、NOx、粉塵等污染物，以及溫室氣體CO2，它們會帶來空氣污染或氣候變化，給人們的生產、生活造成巨大影響。人們為這些影響付出的成本即火電的環境成本。要計算火電的環境成本，有很多種方法，在此，引用天津大學徐蔚莉等[11]用“影子成本法”計算的火電污染物環境成本，如表6所示。

火電的環境成本需要全社會來承擔，我們支付醫療防護用品、治療費用是在為火電的環境成本買單，氣候變化形成自然災害造成的損失，也是在為火電的環境成本買單。換個角度來說，火電享受著全社會提供的、隱形的環境補貼。除了隱形補貼，低排放的火電也享受國家度電補貼。目前，脫硫電價加價標準為1.5分/ kWh，脫硝電價為1分/kWh，除塵電價為0.2分/ kWh，累計0.027元/kWh。此外，超低排放還享受0.010元/kWh(含稅，2016年1月1日前投產機組)或0.005元/kWh(含稅，2016年1月1日后投產機組)的度電補貼。

表6　火電的度電環境成本（單位：元/kWh）

由表4可知，由全民買單的火電環境成本為0.5091元/kWh。同時，如果達到超低排放，還可有0.032元/kWh以上的度電補貼。

目前，國家給光伏的補貼如表7所示。由表5可知，國家給光伏的補貼在0.5元/kWh左右，與火電的環境成本基本相同，即全社會為火電承擔的環境成本與國家給光伏發電的補貼相當。火電、光伏發電的社會綜合成本相當，從這個意義上來說，光伏已實現了平價上網。

表7　3類電價區的光伏度電補貼估算［11］（單位：元/kWh）

6　結語

1)目前，在太陽能資源好的地區，光伏發電的成本已經接近工商業、大工業電價，在配電網側基本可實現平價上網。

2)通過建立一個典型的項目模型，對大型光伏電站在發電側并網的度電成本進行分析發現：發電量的變化對度電成本影響最大，各地由于太陽能資源差異，項目峰值小時數跨度大，造成度電成本相差2.4倍；光伏項目的度電成本還受到初始投資、貸款利率、系統效率、組件衰減效率的影響。其中，組件衰減效率影響最小。

3)光伏發電目前成本雖較高，但正以較快的速度下降，未來還有較大的下降空間；在不限電、補貼不拖欠的情況下，預計2020年光伏發電成本可下降到0.3～0.7元/kWh之間，在部分地區達到火電脫硫標桿電價以內，從而實現發電側的平價上網。

4)從社會綜合成本來看，火電項目的上網電價加環境成本，與光伏的標桿電價相當。

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2016-06-07

王淑娟(1981—)，女，碩士研究生，主要從事太陽能資源分析、光伏系統設計方面的研究。luckygirlwsj@163.com