油氣田企業布局光伏發電經濟性分析

陳曉平*，李斌，劉凱頻，張建斌，王珊珊

（1.中國石油天然氣股份有限公司規劃總院；2.北京興油工程項目管理有限公司；3.中國石油天然氣集團有限公司發展計劃部）

0 引言

2020 年9 月，中國國家主席習近平在第七十五屆聯合國大會宣布：中國力爭2030 年前二氧化碳排放達到峰值，努力爭取2060 年前實現“碳中和”。2020 年12 月，習近平主席在氣候雄心峰會宣布：到2030 年，中國單位國內生產總值二氧化碳排放將比2005 年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費的比重將達到25%左右，森林蓄積量將比2005年增加約60×108m3，風電、太陽能發電總裝機容量將達到12×108kW 以上。可以預見，“十四五”時期中國新能源將進入快速發展階段。

石油企業既是生產能源大戶，同時也是能源消耗大戶，推動能源轉型、調整優化能源產業結構和消費結構，支持非化石能源替代化石能源、低碳能源替代高碳能源、新型燃料和工業原料替代石油及天然氣的技術開發和應用是國家構建清潔低碳、安全高效能源體系的戰略方向。當前，國際大石油公司紛紛制定了低碳發展目標，積極推進化石能源和新能源的全面融合。中國石油天然氣集團有限公司、中國石油化工集團有限公司、中國海洋石油集團有限公司、中國中化控股有限責任公司等大型央企在“十四五”期間將積極穩妥布局新能源業務，實現“化石能源清潔化、清潔能源規模化、多種能源綜合化”的目標。

油氣田企業大多位于西北、東北、華北地區，這些地區具有豐富的太陽能和風能資源，布局建設光伏和風力發電，既可以節能減排，助力實現“碳中和”目標，同時也可以減少企業生產成本。

1 近10 年中國光伏發電發展概況

在國家財政政策的大力支持下，近10 年來新能源得到了快速發展，風電、光電裝機量快速增加。呂?。?］認為，光伏發電經濟性的技術貢獻主要有硅片的細線化和薄片化、電池單晶PERC（鈍化發射極和背面電池技術）的大規模量產、組件雙面雙玻及大規模量產，隨著光伏技術的發展，光電轉換效率持續提高，建設投資和度電成本持續下降，光伏發電項目經濟性明顯提高。

1.1 近10 年中國光伏發電累計裝機量快速增加

2020 年中國光伏發電累計裝機量已達2.5×108kW，預計到2035 年、2050 年，中國光伏累計裝機規模將分別達到30×108kW、50×108kW［2］。中國光伏發電累計裝機量見圖1。

圖1 近10 年中國光伏發電累計裝機量

1.2 近10 年光伏發電單位投資持續降低

2010—2020 年，中國光伏投資成本降幅超83%，光伏發電投資成本由2010 年高于20 元/W 降至當前的3.5 元/W 左右。光伏發電單位投資走勢見圖2。

圖2 近10 年光伏發電投資變化情況

1.3 近10 年中國光伏發電度電成本持續下降

據韓舒淋、徐沛宇［3］分析，過去10 年，光伏發電度電成本下降了約80%；孫士昌等［4］分析，到2040 年，光伏發電成本還將下降30%～50%。成本下降將使光伏發電更具有市場競爭力。近10 年光伏發電度電成本變化見圖3。

圖3 近10年光伏發電度電成本變化情況

2 油氣田企業布局光伏發電的優勢

油氣田企業既是生產能源大戶，同時也是能源消耗大戶，“把節能作為第一能源”是油氣田企業面臨的重要任務。降低能源消耗和充分利用風電、光電等可再生資源是節能的重要途徑。發展光電新能源業務，就近消納新能源電力替代外購電能，可整體降低油氣田化石燃料消耗，助力油氣田企業“碳中和”目標的落實，提高企業的經濟效益，實現綠色低碳和高質量發展，符合從高碳能源轉向低碳能源的總體發展趨勢。

2.1 大多數油氣田企業有較好的太陽能資源條件

根據中國氣象局風能太陽能資源中心發布的《2020 年中國風能太陽能資源年景公報》顯示：2020年，中國光伏項目年利用小時數為1 160 h。中國東北、華北、黃淮東部、西北中西部、西南中西部等地首年利用小時在1 000 h 以上，其中，新疆大部、西藏大部、青海、甘肅中西部、內蒙古以及四川西部首年利用小時在1 400 h 以上，西藏中南部的部分地區首年利用小時超過1 800 h。

中國主要油氣田大多位于西北、東北和華北地區，這些地區太陽能資源豐富。根據接受太陽總輻射量的多少，將全國劃分為5 類地區。中國太陽能資源分布情況見表1。

表1 中國太陽能資源分布情況

Ⅰ類地區年日照時數大于3 200 h，光伏發電利用時間大于1 600 h；Ⅱ類地區年日照時數大于3 000 h，光伏發電利用時間1 600 h 左右；Ⅲ類地區年日照時數大于2 200 h，光伏發電利用時間在1 000～1 400 h 之間。該三類地區是中國太陽能資源豐富或較豐富的地區，位于這些地區的油氣田企業具有利用太陽能良好的客觀條件。

2.2 可與現有供電設施實現較好的契合

油氣田企業生產設施具有點多、面廣、分散，且大多位于偏遠地區等特點，大部分處于電力供應末端，社會依托條件差，用電成本和能耗都較高。開發當地分散式和分布式光伏資源，可在生產設施端直接就近利用，契合油氣田用電負荷分散的實際，一方面提升可再生能源在電力供應中的比重，另一方面可減少外購電成本和電力設施投資；其次，油氣田企業電能需求大，就地消納光伏發電在容量上有保障，對電網平穩運行影響相對較小，光伏發電消納成本低。

2.3 油氣田企業土地資源較多且電力設施完善

建設1 MW 光伏發電項目占地1.67×104m2左右。油氣田生產區多處于人員稀少地區，荒蕪土地較多，特別是中西部荒漠地區，可被利用于光伏發電的土地條件較為充分，即使是東部的老油氣區，也有可利用閑置的土地，可滿足建設光伏發電的用地需求，且運營成本中的土地費用低。

其次，油氣田企業已建的送電線路及變配電設施大都較為完善，發展光伏發電需配套的電力設施建設投資少。同時，油氣田企業大都具有完備的電力資質和隊伍，也是開發利用光電的優勢所在。

2.4 光伏發電投資和度電成本持續降低

當前，油氣田用電價格普遍較高。據調研，大多數油氣田用電電度電價大都較高。隨著光伏發電投資和度電成本的持續降低，光伏發電度電成本與外購電能之間有一定的價差空間，光伏發電有較好的經濟性。

2.5 符合國家新能源發展政策

2019 年5 月，國家能源局在發改能源〔2019〕807 號《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》中，要求售電企業和電力用戶協同承擔消納責任。當前，作為電力用電大戶的油氣田企業，可再生能源電力消納工作任重而道遠。2020 年4 月，國家能源局綜合司在國能綜通新能〔2020〕29 號《關于做好可再生能源發展“十四五”規劃編制工作有關事項的通知》中，要求大力推進分布式可再生電力、熱力、燃氣等在用戶側直接就近利用，結合儲能、氫能等新技術，提升可再生能源在區域能源供應中的比重。

3 光伏發電投資分析

3.1 光伏發電投資組成

光伏發電在不考慮光伏發電融入現有電網對變電設施改造投資的前提下，投資主要由以下五部分組成：光伏組件費用、光伏發電BOS（平衡系統，主要有逆變器、支架、電纜等主要設備材料成本以及土建、安裝工程）費用、土地費用、其他費用（由項目設計、工程驗收和前期相關費用等部分構成）、基本預備費。

（1）光伏組件費用。光伏組件價格按目前市場主體價格（單晶1.7 元/W）計算，光伏組件投資約占建設投資的50%左右。光伏組件價格變化對光伏投資影響較大。

（2）BOS 成本。目前，BOS 成本約為1.2 元/W，建設規模10 MW 及以下BOS 成本在1.5 元/W 以上，BOS 成本約占建設投資的30%。BOS 成本隨建設規模變化對建設投資有一定的影響。

（3）土地費用。目前，光伏發電項目大都采用土地租賃方式，西北地區土地年租賃費0.30～0.45元/m2，南方地區土地年租賃費為3.00 元/m2左右，列入運營期成本。油氣田企業布局光伏發電項目主要是替代部分外購用電，規模相對較小，主要是利用企業內自有閑置土地，因此土地費用在投資和成本分析中不予考慮。

（4）其他費用?？砂凑展夥M件投資+BOS 投資的15%計算。

（5）基本預備費。按照工程費用+其他費用的5%計算。

光伏發電投資構成：光伏組件成本1 700 元/kW，占比49%；BOS 成本1 200 元/kW，占比34%；其他費用和預備費為600 元/kW，占比17%。

3.2 光伏發電投資估算模型

3.2.1 規模指數法投資估算模型

根據已建光伏發電項目投資資料：60 MW 光伏發電項目建設投資約為3 500 元/kW；30 MW 光伏發電項目建設投資約為3 650 元/kW；10 MW 光伏發電項目建設投資約為4 000 元/kW；2 MW 光伏發電項目建設投資約為4 500 元/kW。為估算不同規模下光伏發電項目建設投資，應用規模指數理論，光伏發電規模指數法投資估算數學模型為：

式（1）中：TI——擬建光伏發電項目的建設投資，104元；TP——光伏組件價格，104元/MW；0B——已建項目的BOS 實際投資，104元；S——擬建光伏發電項目的建設規模，MW；S0——已建項目建設規模，MW； n1——光伏組件投資的規模指數，由于不同規模的光伏發電項目主要是通過光伏組件數量增減體現，因此其光伏組件規模指數為1；n2——光伏發電BOS 投資的規模指數，BOS 單位成本隨著建設規模的增加而降低，經測算規模指數為0.80；C——其他費用和預備費常數，經測算取值為1.20。

上述公式可進一步簡化為：

式（2）中：TI0——已知光伏發電項目建設投資，104元；n——光伏發電投資規模指數，經測算，光伏發電投資規模指數為0.90～0.92。

采用規模指數法估算擬建的光伏發電項目建設投資，其建設規模一般不超過已知項目建設規模的3 倍。

3.2.2 因子法投資估算模型

光伏組件價格與光伏發電投資之間存在著正相關性，在建設規模不變的前提下，以光伏組件（單晶硅）價格為變量，以單位投資作為應變量，計算不同光伏組件價格下的單位投資，見表2 和圖4。

圖4 建設投資與組件價格相關性分析圖

表2 建設投資與組件價格相關性分析表

4 布局光伏發電的經濟性分析

在太陽能資源確定后，影響光伏發電經濟性的主要因素是建設投資、發電量和運行維護成本，建設投資與光伏組件價格直接相關，發電量和光伏發電利用小時直接相關。

4.1 光伏發電經濟性分析參數

經濟性分析參數包括收入、成本、稅率及稅額、通用參數等。由于光伏發電建設項目的特殊性，經濟評價參數根據《分布式光伏經濟評價規范（征求意見稿）》［5］并結合油氣田開發投資項目經濟評價參數確定。

（1）綜合折舊年限。光伏發電建設項目綜合折舊年限按14 年、殘值率5%確定。

（2）運營期年限。根據經濟壽命期、主要資產和主要設施的綜合折舊年限等綜合確定，油氣田光伏發電建設項目運營期年限按20 年確定。

（3）基準折現率。鑒于油氣田外購電能價格相對較高，根據油氣田開發投資項目經濟評價參數，對于光伏發電自發自用、替代外購電能項目宜按8%確定。

（4）修理費率。根據光伏發電建設項目特點，修理費宜按固定資產原值（扣除建設期所含的利息）的0.2%～1.0%計算，也可按5～10 元/kW 計算，可按固定修理費率或逐年不同修理費率進行計算。

（5）材料費。主要包括光伏發電在運行和維護等方面所耗用的材料、低值易耗品，按5～10 元/kW計算。

（6）保險費。按固定資產原值（扣除建設期所含的利息）0.19%計算。

（7）其他費用。按10～20 元/kW 計算。

（8）發電衰減率。運營期衰減率為0.80%～0.90%。

4.2 光伏發電臨界電價分析

光伏發電經濟性在滿足基準收益率（IRR= 8%）的前提下，對于光伏發電上網來說，其最低臨界電價需低于上網電價；對于油氣田企業自發、自用而言，其最低臨界電價需低于大工業用電價格或實際購電價格。光伏發電的臨界電價除受建設投資影響外，另一個重要影響因素是光伏發電可利用時間。

4.2.1 不同單位投資對臨界電價的影響

在光伏發電可利用時間（1 500 h）確定的情形下，根據上述經濟評價參數測算，不同光伏發電投資具有經濟性（IRR= 8%）的最低臨界電價及臨界電價與光伏發電單位投資相關性分析見圖5。

圖5 臨界電價與光伏發電單位投資相關性分析

4.2.2 不同光伏發電利用時間對臨界電價的影響

在單位投資（3 500 元/kW）確定的情形下，根據上述經濟評價參數測算，不同光伏發電利用時間具有經濟性（IRR= 8%）的最低臨界電價及臨界電價與光伏發電利用時間相關性分析見圖6。

圖6 臨界電價與光伏發電利用時間相關性分析

4.2.3 不同光伏發電單位投資、利用時間組合對臨界電價的影響

根據上述經濟評價參數測算，不同光伏發電投資和利用時間組合具有經濟性（IRR= 8%）的最低臨界電價見表3。

表3 光伏發電臨界電價(含稅)分析表 單位：元/（kW·h）

根據不同利用時間與不同電價組合下的光伏發電臨界電價，回歸臨界電價數學模型為：

式（5）中：Y——臨界電價，元/（kW·h）；X1——光伏發電利用時間，h；X2——光伏發電單位投資，元/kW。

4.3 與部分省份上網電價和大工業用電價格的對比

4.3.1 與上網電價的對比分析

中國光伏發電上網電價先后經歷了“特許權”招標（2009 年）、標桿上網電價（2011 年）和競爭性上網電價三個發展階段，Ⅰ類資源區光伏發電標桿上網電價從2011 年的1.15 元/（kW·h）（含稅）下降到2020 年的0.35 元/（kW·h）（含稅），Ⅱ類資源區光伏發電標桿上網電價從2011 年的1.15 元/（kW·h）（含稅）下降到2020 年的0.40 元/（kW·h）（含稅），Ⅲ類資源區光伏發電標桿上網電價從2011 年的1.15 元/（kW·h）（含稅）下降到2020 年的0.49 元/（kW·h）（含稅）［6］。2019 年4 月28 日，發改價格〔2019〕761 號《國家發展改革委關于完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知》要求，自2021 年開始，除戶用光伏以外，光伏項目將全面去補貼，進入平價時代。

根據國家發展改革委《關于2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知（征求意見稿）》［7］，現行中國部分省份燃煤脫硫標桿上網電價見表4。通過表3 與表4 對比，光伏發電臨界電價高于或與上網電價接近，在取消補貼、實行平價上網的政策下，光伏發電經濟性達不到基準收益率8%的要求，從供應側角度考慮，光伏發電上網經濟性不高。

表4 部分省份燃煤脫硫標桿上網電價（含稅） 單位：元/（kW·h）

4.3.2 與大工業用電價格的對比分析

根據《中國石油天然氣集團有限公司投資項目經濟評價參數（2020）》，現行中國部分省份大工業用電價格見表5。

表5 部分省份大工業用電電度電價（含稅） 單位：元/（kW·h）

通過對表3 與表5 的對比可以看出，光伏發電臨界電價低于或與大工業用電價格接近。從需求側角度考慮，大部分光伏發電經濟性可達到基準收益率8%的要求。因此，油氣田企業布局光伏發電要立足自發自用、就地消納進行布局，以替代外購電能、減少購電成本、降低生產成本為目的。若臨界電價高于或與大工業用電價格持平，開展光伏發電項目需要進行充分論證。

4.4 與部分油氣田企業外購電價競爭力分析

根據調研，現行中國部分油氣田企業生產區塊用電價格相對較高，具體用電價格見表6。

表6 中國部分油氣田用電價格(含稅) 單位：元/（kW·h）

通過表3 與表6 對比，光伏發電臨界電價低于目前大多數油氣田實際用電價格，光伏發電具有較高的價格競爭力，光伏發電項目大都具有經濟性。

5 油氣田企業布局光伏發電的建議

5.1 準確定位，因地制宜

由于光伏發電存在不穩定性導致電力質量低的問題，余電上網受上網技術、上網電價、消納成本等多重因素制約，油氣田企業應結合用電需求、土地資源，合理確定光伏發電規模。宜建設分布式光伏發電站或建設小型分散式光伏發電設施，實現就地建設、就地充分消納、就地替代，提高光伏電場利用效率。

5.2 合理布局，加快推進

在建設投資確定的前提下，油氣田所在地區的購電價格、光伏發電量是影響光伏發電經濟性的關鍵因素。因此，建議優先布局所在地太陽能資源豐富、光電就地消納容量大、購電價格相對較高的油氣田企業。

5.3 聯合采購，控制投資

目前光伏組件價格的降低已使國內大多數油氣生產區投資光伏發電項目具有經濟性。為控制項目投資，油氣田企業應在采購方式上有所創新，通過優選供應商，并與其建立長期戰略合作關系，爭取最優惠的市場采購價格。同時加強采購管理，由于企業內建設多個光伏發電同類項目、同期實施的情況較為普遍，應采取聯合采購模式，以項目群為單位統一對外，以量換價，提高采購議價的能力，通過聯合采購的方式降低采購價格和費用，實現控制投資的目的。

5.4 多能融合，提高效益

西北地區太陽能、風能資源豐富，具有發展新能源、開展清潔能源替代良好的資源優勢和發展條件，同時，西北地區油氣田企業具有天然氣資源豐富、價格低的優勢。企業應結合當地的資源優勢，推進風、光資源與燃氣發電多能互補融合，以提高能源系統綜合效率。

6 結束語

綠色低碳發展是大勢所趨。油氣田礦權區范圍內擁有豐富的地熱、余熱、風、光、土地等資源。油氣田企業在布局光伏發電方面雖然具有優勢，但也存在對光伏發電領域的行業研究薄弱、相關理論研究和技術儲備缺乏、對光伏發電領域的發展態勢不敏感、對近年太陽能發電成本大幅度降低及其對未來能源供應的影響估計不足等短板［8］。

因此，油氣田企業應積極順應全球能源行業發展，發揮自身優勢，加強頂層設計，緊抓新能源發展機遇，按照“綠色環保、節能降耗、效益優先”的發展原則，加快推進光伏發電、光伏+制氫等低碳產業發展，開啟綠色低碳新征程，實現能源生產用能低碳化、對外供能清潔化的轉變，以應對未來能源供應格局的變化。