光伏發電規模化發展的相關問題研究

李華林，蔣海波，孫麗平

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

在技術和政策的雙輪驅動下，全球光伏發電快速發展，我國發展更為迅猛。在當前構建以新能源為主體的新型電力系統、實現我國“雙碳”戰略目標的大背景下，光伏發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、提升發展能力。

1 光伏成本下降趨勢

1.1 歷史成本下降態勢

從全球來看，根據彭博新能源的統計，過去10年全球光伏發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，光伏發電(或者風電)是最便宜的新大宗電力來源。

從國內來看，2021年我國光伏發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)，光伏發電的標桿上網電價政策分別從2010年開始施行，從享受高額補貼到實現平價，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投資中所占比重逐年減小，目前普遍介于35%～45%。

1.2 驅動成本下降的核心因素

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

提高發電能力方面，光伏組件的單位千瓦發電能力基本是一致的，提高發電能力主要靠追蹤支架和雙面組件。兩者在提高發電量的同時都需要提高初始投資，在多數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組串逆變器等系統集成技術的應用，光伏系統發電能力得到穩步提升。

降低初始投資方面，核心看光伏組件生產成本的降低。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%)呈現快速下降態勢。光伏組件生產成本，主要存在四大推進要素(轉換效率、新材料新工藝、生產規模、供應鏈國產化)。經驗表明，組件轉化效率每提高1個百分點，每瓦系統成本可以降低5個百分點左右。目前占據絕對市場份額的單晶硅組件，其主流產品的平均轉換效率由2012年的15.8%提升到2021年的21.5%，提高了5.7個百分點，可降低每瓦系統成本28.5個百分點左右。與此同時，傳統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，得益于生產規模持續擴大，以及生產線裝備逐步完全實現國產化等因素，生產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定性、減少運維人員數量，總體上進展慢一些但持續有提升。

1.3 未來發電成本預測

推進光伏組件成本降低的四要素將繼續發揮作用。根據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、系統集成與智能運維持續升級，光伏平準化度電成本有望進入0.15～0.25元/千瓦時的區間。疊加儲能成本(電化學儲能的裝機容量翻番將引發成本下降18%)，光伏+儲能的度電成本將在2030年左右接近平價水平。

2 可開發資源量及開發潛力

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型。

我國陸上太陽能資源技術可開發量1000億千瓦以上，這些資源需要扣除地形地質特別復雜(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、其他限制性開發區)等不具備經濟性或無法開發的區域。從大量技術可開發資源中尋找真正值得開發的風光資源，核心在于解決用地和接網問題。

2.2 光伏發電開發潛力研究

2.2.1 各省區發電小時數摸底測算

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數據庫的輻射數據；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)。經測算，首年發電小時數西藏最高(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、青藏高原、云貴高原普遍較高，中東部及南方地區相對較低，具體如圖1所示。

圖1 各省區最佳傾角首年發電小時數區間對比(單位：小時)

2.2.2 各地區平價潛力分析

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

測算條件：發電小時數以上述摸底測算為依據，投資水平參考本單位造價數據庫和市場行情，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，成本參數按照市場化水平取值。

經測算，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，實現平價的潛力越小)。37個資源片區，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)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)很難實現平價；全域具備平價條件的(反算電價區間全部低于平價基準價)達到8個，片內部分區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，部分項目在嚴格控制造價、采用合適容配比、加裝追蹤系統等條件下，也很有希望滿足平價條件。

圖2 平價潛力排序(度電成本區間與平價基準價對比)

2.2.3 開發布局建議

根據投資潛力，可將具備平價條件的資源區歸為優先投資區域，接近平價的資源區歸為次優投資區域，較難平價的資源區歸為儲備區域，以供平價項目投資參考。優先投資區域：主要為河北北部(Ⅱ類區)、陜西北部(Ⅱ類區)、東三省西部、甘肅西北部(Ⅰ類區)、廣東東部、內蒙古大部、海南大部、山東東部、廣西南部、江蘇北部、山西北部(Ⅱ類區)、湖北西北部、福建中南部、陜西中部(Ⅲ類區)、新疆東部(Ⅰ類區)。次優投資區域：依次為青海海西(Ⅰ類區)、甘肅中部(Ⅱ類區)、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)、上海、天津、安徽北部、湖南北部、山西中部(Ⅲ類區)、青海海南(Ⅱ類區)。儲備區域：依次為新疆中部南部(Ⅱ類區)、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平價，如果參照煤電基準價，均可實現平價，下一步應重點關注當地光伏項目規劃和平價政策執行情況。

上述區域投資潛力僅為當前投資環境下的分析結果，下一步，應根據投資成本、消納形勢和政策變化進行動態調整。全面推進平價項目開發和資源儲備是當務之急，條件好的資源區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。在執行標桿電價時期，項目資本金內部收益率普遍介于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，參與企業頻頻爆出低價，項目全投資內部收益率已降至6%左右甚至更低。地方政府發展訴求趨于多元化，層層加碼，不少地方提出增配調峰資源或制造產業以換取開發資源，這些多合一模式迫使傳統單一開發模式面臨挑戰。

二是消納問題雖有緩解但仍將長期存在。大規模不可調度的可再生能源并網消納是世界性難題，我國更加突出，尤以“三北”地區為甚。這些地區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，在問題解決前原則上不再擴大建設規模，同時通過強制新建項目配置儲能裝置、加大火電深度調峰力度、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、接網批復獲取困難。隨著生態環保區域擴容，負荷區域周邊可供開發的土地日趨稀缺，中東部和南方地區這一問題更為突出。漁光互補、農光互補、牧光互補、建筑一體化是當前規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具備消納能力為前提，廣大的三北地區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批復攔在門外。

四是政策執行不到位、市場機制不健全。可再生能源補貼資金缺口巨大，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濟效益盲目審批項目，使得棄光限電問題突出；部分省區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，仍然不是一個系統的、可持續的解決之道。

五是大規模儲能技術亟待取得突破。光伏發電大規模饋入電網和遠距離輸送時，會給電力系統的穩定和能源安全帶來一定挑戰，這些挑戰包括寬頻帶振蕩、換相、調峰等。主要應對措施就是增加儲能和調峰能力，增加電力系統靈活性，達到提升光伏發電并網消納能力的目的。同時，儲能是分布式能源系統和智能電網系統的重要組成部分，在能源互聯網中具有重要作用。光伏發電(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低成本、大規模和穩定可靠運行。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。

4 企業發展建議

4.1 項目開發方面

一是創新新能源發展模式。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項目規模多元化，做到高舉高打開發基地項目、努力開發集中式項目、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契機。④堅持產融結合，發揮企業的金融產業平臺優勢，拓寬融資模式，降低資金成本。

二是整合產業鏈資源，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。建議創新市場合作模式，與產業鏈上各環節企業就規模化開發、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、后期相關部門或內部企業的信息共享平臺，進行設備質量、造價、運維等信息共享和反饋，建立動態數據庫，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，全面競價上網的現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”大局出發布局相關儲能和調峰能力產業；應圍繞競價上網、現貨市場等發展方向，前瞻性布局風光資源預測(提高報價精度)和現貨市場人才隊伍建設。

4.2 項目評估方面

推動智慧評估，提升質量效率。目前部分企業投資把關能力不足，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偏差，項目單位需要不斷提升專業判斷力。建議有實力的企業，構建智慧化評估管理系統，通過搭建在線數據庫及資源評估、系統設計及電量計算、通用造價指標、財務評價等模塊，實現全流程評估決策參考；通過統一的項目信息填報系統，實現前期進度、建設進度、運營情況和盈利情況的規范化管理，實現項目全流程跟蹤，對問題項目及時實施后評價，及時總結經驗、防微杜漸，進一步提升投資決策前的評估質量。

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、盡職調查、交易方案設計和估值、評估論證、決策等各環節的規范化管理；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“估值調整機制”條件下收購，根據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。二類是合規性問題嚴重的項目。為避免未來可能的違規拆機、行政處罰等風險，對于土地證、用地用林手續缺失、環保問題、未批先建，夾層公司違反倒賣資源禁令等合規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，通過先進的智能監控系統，針對所有在運項目進行數據實時監控、運行趨勢判斷、損失電量分析，實現故障預判、運維調度、決策支持、少人甚至無人值守等多個降本增效目標。區域運維平臺是必要措施，需改變傳統的“一場一站”模式，加大同一區域同質公司的整合力度，實施區域統一管理、統一備品備件、統一運維隊伍，減少重復投資、精簡技術隊伍、提高技術水平，實現無人/少人值守，以降低運維成本、提高項目預期收益。