中國光伏發(fā)電平價上網(wǎng)分析

王懷斌，胡 芳，劉伊雯

(龍源(北京)太陽能技術有限公司，北京 100034)

0 引言

近年來，我國光伏發(fā)電量實現(xiàn)了高速增長，其在電力系統(tǒng)中的占比和電量貢獻率不斷增大。隨著光伏發(fā)電技術的不斷進步，我國光伏產(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]。

鑒于我國光伏發(fā)電的實際發(fā)展情況，國家有關部門適時發(fā)布了相關政策文件，鼓勵光伏發(fā)電從依靠補貼向競價、平價轉變。因此，在當前光伏發(fā)電成本水平下，我國光伏發(fā)電項目能否成功擺脫補貼，為投資人帶來期望的回報成為業(yè)內最為關注的熱點。本文通過對我國各地的太陽能資源狀況進行評估，結合當前光伏發(fā)電項目的投資成本水平和年有效利用小時數(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，然后將反推出的光伏發(fā)電上網(wǎng)電價與各地燃煤標桿上網(wǎng)電價進行比較，從而對現(xiàn)階段我國各地能否實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(wǎng)進行分析。

1 我國光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展現(xiàn)狀

受國家相關政策、土地資源狀況、開發(fā)商資金情況、電力消納水平、并網(wǎng)時間等因素的影響，2019年我國新增光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量為30.1 GW，同比下降了32%；累計光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量達204.3 GW，新增和累計光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量繼續(xù)位列全球第一。2019年我國光伏發(fā)電量約為2242.6億kWh，約占全國全年總發(fā)電量的3.1%[2]。預計2020年我國新增光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量將超過35 GW，較2019年有所回升；累計光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量有望達到240 GW左右。2010～2020年我國累計光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量情況如圖1所示。

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

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

2 光伏電站的投資成本構成及差異性

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、一次設備、二次設備等的費用，以及土地使用成本、電網(wǎng)接入費用、建筑安裝工程費用、管理費用等；動態(tài)投資包括建設期利息和流動資金。

按發(fā)電方式不同，光伏組件類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。光伏支架類型可分為固定式光伏支架、固定可調式光伏支架、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型、逆變器類型、光伏支架類型，以及土地使用成本、電網(wǎng)接入費用的影響，不同光伏發(fā)電項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)計數(shù)據(jù)顯示，全球不同額定功率、不同類型光伏組件的平均價格分別為：275～280/330～335 W多晶硅光伏組件的平均價格為1.33元/W；325～335/395～405 W PERC單晶硅光伏組件的平均價格為1.52元/W，355～365/425～435 W PERC單晶硅光伏組件的平均價格為1.53元/W。

3 我國光伏發(fā)電平價上網(wǎng)分析

光伏發(fā)電平價上網(wǎng)的標準是光伏電站在無國家補貼的情況下，其所發(fā)電力的上網(wǎng)電價等于當?shù)氐娜济簶藯U上網(wǎng)電價。因此，由于我國不同地區(qū)的燃煤標桿上網(wǎng)電價各不相同，各地區(qū)的光伏發(fā)電平價上網(wǎng)的基準也有所區(qū)別。在燃煤標桿上網(wǎng)電價高、太陽能資源豐富的區(qū)域開展的投資成本低的光伏發(fā)電項目實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(wǎng)的可能性較大。下文將在滿足項目特定收益率的前提下，從各地不同的項目投資成本、光伏發(fā)電的年有效利用小時數(shù)這2個方面反推光伏發(fā)電上網(wǎng)電價，并與各地的燃煤標桿上網(wǎng)電價進行比較，從而分析各地實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(wǎng)的可行性。

據(jù)國際可再生能源機構(IRENA)統(tǒng)計的數(shù)據(jù)顯示，2019年我國集中式光伏電站的動態(tài)投資為760美元/kW，比2018年的936美元/kW下降了18.2%。另據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會(CPIA)統(tǒng)計的數(shù)據(jù)顯示，2019年我國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數(shù)統(tǒng)計

不同省(市、自治區(qū))光伏發(fā)電的年有效利用小時數(shù)和燃煤標桿上網(wǎng)電價統(tǒng)計表如表1所示。表中的年有效利用小時數(shù)為各省(市、自治區(qū))所轄地級市的所有光伏電站中光伏組件以最佳安裝傾角安裝時得到的年有效利用小時數(shù)的中位數(shù)；由于港澳臺地區(qū)的電價政策、稅收政策等與大陸地區(qū)不同，因此本文未統(tǒng)計上述地區(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數(shù)和燃煤標桿上網(wǎng)電價統(tǒng)計表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，我國光伏發(fā)電的年有效利用小時數(shù)范圍在686.27～1767.59 h之間。其中，年有效利用小時數(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)的年有效利用小時數(shù)也均超過了1500 h；年有效利用小時數(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數(shù)為全國最低，僅為686.27 h。

在目前光伏發(fā)電技術水平下，當光伏發(fā)電的年有效利用小時數(shù)低于1000 h時，光伏發(fā)電基本無法實現(xiàn)平價上網(wǎng)。因此，若要實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(wǎng)，光伏發(fā)電的年有效利用小時數(shù)的取值范圍需設定在1000～1800 h。

3.2 光伏發(fā)電的最低上網(wǎng)電價分析

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

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

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

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

在不考慮其他約束條件的情況下，可計算得到光伏發(fā)電達到平價上網(wǎng)時對應的光伏電站投資成本最大值。即當光伏電站投資成本低于該最大值時，光伏發(fā)電可達到平價上網(wǎng)條件。不同省(市、自治區(qū))的光伏發(fā)電達到平價上網(wǎng)時對應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)電達到平價上網(wǎng)時對應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型、所在地的地形地貌、建設條件等均存在差異，導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)計的2019年我國集中式光伏電站4.55元/W的投資成本為基礎，適當下調，將光伏電站的投資成本基準值定為4.50元/W。即能滿足項目基準收益率的最高投資成本大于等于4.50元/W時可以實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(wǎng)，反之則無法實現(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)的光伏電站平價上網(wǎng)的投資成本上限均超過4.50元/W，基本可以實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(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中對應的投資成本值以下，也有望實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(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、重慶市在短時間內實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(wǎng)的難度較大，尤其是貴州省、四川省和重慶市這3個地區(qū)，需將光伏電站投資成本控制在3元/W之下才能實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(wǎng)。

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

4 結論

本文結合當前光伏電站投資成本水平和年有效利用小時數(shù)，分析計算出了我國各地(港澳臺除外)的光伏發(fā)電達到平價上網(wǎng)時對應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，太陽能資源豐富、燃煤標桿上網(wǎng)電價高的地區(qū)可以實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(wǎng)；太陽能資源豐富、燃煤標桿上網(wǎng)電價低的地區(qū)，或太陽能資源差、燃煤標桿上網(wǎng)電價高的地區(qū)，在控制好投資成本的前提下，有希望實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(wǎng)”的結論。期望本研究結果可為相關政策的制定及項目決策提供依據(jù)。

需要說明的是，隨著光伏發(fā)電技術的進步，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)電平價上網(wǎng)的決定性因素。但與此同時，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成本也是決定光伏發(fā)電是否能夠平價上網(wǎng)的重要因素。