从度电成本分析光伏平价的路径

新维智能电力（苏州）有限公司 ■ 王淑娟蓬莱市互联网信息办公室 ■ 景芳毅

从度电成本分析光伏平价的路径

新维智能电力（苏州）有限公司 ■ 王淑娟*
蓬莱市互联网信息办公室 ■ 景芳毅

首先对影响光伏项目度电成本的因素和敏感性进行分析，并进一步对敏感性最强的初始投资、发电量的下降途径进行分析。通过分析推测出：光伏项目今年的初始投资预计约下降10％，可使度电成本约下降8％；在不限电的情况下，发电量可提高5％~15％，可使度电成本下降约11％；两因素综合考虑，预计今年的度电成本下降约15％。最后，本文从社会综合成本的角度，分析了火电的环境成本，发现其与国家给光伏项目的度电补贴相当，从这个意义上来说，火电、光伏发电的社会综合成本相当。

平价上网；度电成本；初始投资；发电量；环境成本

0　引言

光伏发电何时能实现平价上网、实现平价上网采用的技术路径，多年来一直是业内探讨的热点话题。早在2011年，国家发改委能源研究所等多部门就对中国的平价上网路线进行了详尽的分析，并提出两种情景下的平价上网路线图[1]：1)基本情景：到2015年光伏发电的电价即可达到1元/kWh以下，使配电侧并网的分布式光伏发电达到平价上网；到2020年光伏发电平均上网电价可达到0.8元/kWh以下，使发电侧达到届时常规发电的电价水平，在发电侧达到平价上网。2)先进情景：到2015年光伏发电的成本可达到0.8元/kWh以下；到2020年光伏发电的成本可基本实现0.6元/kWh。

能源研究所时璟丽等研究者多年来也对光伏发电的平价上网进行了持续的研究。光伏的应用规模、技术进步总是超出预期。如今，装机量增长、技术进步、造价下降速度远超当初的预期。然而，研究者对光伏平价上网的路径预测——平价上网应是先在配电网侧实现再在发电侧实现，是完全正确的。

1　光伏平价上网的路径

在探讨平价上网路径时，首先要确定平价上网中的“价”是多少。我国现有的电价分类见图1。

图1 我国电价的分类

图1中，发电侧的上网电价(不含补贴)低于配电侧的销售电价。光伏项目由于其规模大小灵活的特性，既可在发电侧并网，又可在配电侧并网。目前，光伏的标杆电价在0.80～0.98元/ kWh之间，从价格较高的销售电价来看：

1)一般工商业电价峰平谷均价约在1元/ kWh，如果在工商业用电侧并网，则光伏已实现了平价上网；

2)大工业电价一般在0.6～0.9元/kWh之间，如果在大工业侧并网，则光伏已接近实现平价上网；

3)居民和农业售电电价由于享受国家的交叉补贴，价格较低，一般约在0.5元/kWh，距离光伏电价较远。

高电价的一般工商业、大工业项目的用电量可占到全社会用电量的85％以上。可见，如果在配电网侧选择合适的项目并网，则光伏已基本实现平价上网的目标。

目前，发电侧火电项目的脱硫标杆电价在0.25～0.5元/kWh之间[2]，远低于光伏标杆电价。单从绝对电价来看，光伏要在发电侧实现平价上网，还有很大的差距。

综上所述，光伏要实现平价上网，最快的途径就是以分布式的形式在用户侧并网，这是煤电、水电、核电等形式所不具备的特性。因此，扫清分布式光伏发展的障碍，是光伏实现平价上网最有效的途径；要在发电侧实现平价上网，必须大幅降低光伏项目的度电成本。

2　光伏项目度电成本的定义

目前，对于度电成本(LCOE)，有两种定义应用较广泛。

2.1国内财务软件常用的定义

式中，I0为项目初始投资；VR为固定资产残值；An为第n年的运营成本；Pn为第n年的利息；Yn为第n年的发电量。

式(1)中，将总投资(初始投资扣除残值后和25年运营成本相加)除以总发电量，非常简单明了、易于理解，因此，在国内的财务评价中被广泛使用；但其缺点是未考虑资金的时间成本。

2.2国际上常用的定义

陈荣荣等[3]介绍了国际上常用的测算度电成本的计算公式。

式中，i为折现率。

在式(2)中，用折现率i将不同时间的成本都折成现值，充分考虑了资金的时间价值；同时，也考虑了不同时间的发电量会带来的现金流时间价值不同，因此也对发电量进行折现。这种计算方法更加科学，但计算较复杂、较难理解，因此在国内使用较少。

由于所有的资金都有使用成本，式(2)更能体现电价真正的成本。但由于国内的财务分析均以式(1)为基础，为便于理解，本文也以式(1)进行计算和分析。必须强调的是，由于式(1)未考虑资金的时间价值，用该公式进行计算时，度电成本≠光伏电力成本≠合理利润下的售电电价。售电电价肯定要高于度电成本。因此，即使计算获得某地的度电成本达到当地的脱硫煤标杆电价，也尚未实现平价上网。

因此，计算的度电成本达到0.3元/kWh时，由于未考虑资金20年的使用成本、投资商的合理利润，并不意味着可实现平价上网。然而，度电成本的变化趋势，可有效反映光伏电力成本的变化趋势。

3　光伏项目度电成本的影响因素分析

3.1分析的前提条件

用式(1)计算度电成本主要涉及5个因素。其中，固定资产残值VR是按比例取；装机容量确定后，不同项目第n年的运营成本An相对较固定。因此，式中变化较大的变量是项目初始投资I0、第n年的利息Pn和第n年的发电量Yn。

为了探讨上述变化较大的3个变量对度电成本的影响，需建立一个典型电站模型，主要前提条件为：1)规模为50 MWp，初始投资为8000元/ kW；2)贷款比例为80％，利率为5％；3)峰值小时数为1700 h，系统效率为80％；4)组件衰减率按照10年10％、25年20％；5)不考虑限电、补贴拖欠等问题。

3.2发电量对度电成本的影响分析

3.2.1发电量取值范围

2015年我国全国平均的固定式最佳倾角峰值小时数概况如下[4]：全国平均值为1710.2 h，东北、华北、西北及西南大部地区超过1400 h，首年年利用小时数在1100 h以上；其中新疆大部、青藏高原、甘肃西部、内蒙古、四川西部及云南部分地区超过1800 h，首年年利用小时数在1500 h以上，局部超过1800 h；四川东部、重庆、贵州中东部、湖南中西部及湖北西部地区不足1000 h，年利用小时数不足800 h。

可见，我国不同地区的峰值小时数跨度较大，本文在分析时采用峰值小时数在1100～2300 h之间。

3.2.2年发电量的影响分析

初始投资为8000元/kW时，不同峰值小时数对度电成本的影响如图2所示。

图2　不同峰值小时数下的度电成本

我国不同地区的太阳能资源差异大，导致项目峰值小时数跨度大。由图2可知，不同项目由于峰值小时数的差异，造成度电成本差异也非常大；峰值小时数为1100 h的项目，度电成本是2300 h项目的2.4倍。根据图2，以峰值小时数为1700 h的项目为基准，当年发电量在此基础上下降10％、20％、30％，即峰值小时数分别为1530、1360、1190 h时，项目的度电成本将分别增加11.2％、25.4％、49.9％，如表1所示。

表1　峰值小时数变化对度电成本影响

另外，若项目生命周期由25年降至15年，甚至10年，则生命周期内的总发电量将降低37％ 和57％，度电成本必然会大幅增加。然而，根据式（1），度电成本受固定资产残值影响，生命周期为10年和25年的残值不同。因此，项目由于生命周期变短造成总发电量降低，其度电成本变化不符合图2中的规律。而且，由于光伏系统造价下降非常快，项目运行10年后的残值率无法确定。因此，本文暂不对生命周期变化对度电成本的影响进行分析。

3.3初始投资对度电成本的影响分析

不同初始投资时，不同峰值小时数的度电成本如图3所示。由图3可知：资源越差地区，度电成本对初始投资的变化越敏感。

图3　不同初始投资对度电成本的影响

根据图3可知，当峰值小时数为1700 h时，以初始投资为7000元/kW为基准，当初始投资在此基础上下降10％、20％、30％，则度电成本将分别增加8.2％、16.4％、24.6％，如表2所示。

表2　初始投资变化对度电成本影响

3.4贷款利率对度电成本的影响分析

图4为初始全投资为8000元/kW时，不同资源条件下，贷款利率对度电成本的影响。由图4可知：1)资源越差地区，度电成本对利率变化越敏感；2)贷款利率增加1个百分点，度电成本将升高3.6％～10％。

图4　不同贷款利率对度电成本的影响

3.5系统效率（PR）对度电成本的影响分析

不同光伏电站的系统效率不同，会对其发电量造成影响。根据文献报道，随着技术的进步，光伏电站的系统效率一直在增加，如表3所示。

电站建成年地区系统效率范围/％平均系统效率/％ 1980世界范围50～75 -1990世界范围50～85 65～70德国38～88 67法国52～96 76比利时52～93 78中国台湾30～90 74 2000

据报道，2011年检测德国100个电站，平均PR为84％，技术进步有望达到90％。国内电站PR约在75％～85％，虽然有气象因素的影响，但仍有较大的提升空间。图5为不同系统效率时的度电成本。由图5可知，资源越差地区，度电成本对系统效率变化越敏感。系统效率由90％ 降低到75％时，峰值小时为1700 h，度电成本由0.4167元/kWh增加到0.5346元/kWh，增加了28％；峰值小时为1100 h，度电成本由0.6565 元/kWh增加到1.0559元/kWh，增加了61％。因此，系统效率每降低5％，度电成本增加9.5％～20.3％，资源差的地方更敏感。

图5　不同系统效率对度电成本的影响

图6　不同组件衰减率对度电成本的影响

3.6组件衰减率对度电成本的影响分析

光伏电站采用的光伏组件的衰减率不同，会对其发电量造成影响。根据组件衰减率的统计数据，计算了平均年衰减为0.4％～0.8％时(线性衰减)对度电成本的影响。由图6可知，衰减率的变化对度电成本影响较少。组件效率年衰减由0.4％ 变到0.8％ 时，峰值小时为1700 h，度电成本由0.4438元/kWh增加到0.4678元/kWh，增加了5.4％；峰值小时为1100 h，度电成本由0.7567 元/kWh增加到0.819元/kWh，增加了8.2％。因此，组件每年多衰减0.1％，度电成本增加1.2％ ～2.1％；资源差的地方更敏感。

3.7小结

上文对项目发电量、初始投资、贷款利率、电站系统效率、组件衰减率5种因素对度电成本的影响进行了分析，主要结论如下；

1)初始投资的影响：初始投资下降10％、20％、30％，度电成本分别下降8.2％、16.4％、24.6％；

2)贷款利率的影响：贷款利率增加1个百分点，度电成本升高3.6％～10％，资源差的地方更敏感；

3)发电量的影响：发电量减少10％、20％、30％，度电成本分别增加11.2％、25.4％、49.9％；

4)系统效率的影响：降低5％，度电成本增加6.0％～13.5％，资源差的地方更敏感；

5)组件效率衰减的影响：每年多衰减0.1％，度电成本增加1.2％～2.1％；资源差的地方更敏感。通过上述5个因素的影响对比发现：发电量的变化对度电成本影响最大，之后依次为初始投资、贷款利率、系统效率，组件衰减效率影响最小。提高发电量的技术(如跟踪技术等)是降低度电成本的最有效措施；获得较低的贷款利率，是降低度电成本最直接的措施；降低初始投资、提高系统效率、降低组件衰减相对较困难，但会带来根本性的变化。

4　度电成本下降路径的分析

4.1初始投资的下降

4.1.1规模效应对初始投资影响

光伏组件的造价占初始投资50％以上，直接影响项目的造价。根据Bob Swanson的光伏Swanson定律：太阳电池的成本在产量每上升3倍时会下降20％。

由于未找到太阳电池的产量、成本数据，本文选用我国的装机量和销售价格进行分析。

规模效应带来的价格下降分析[5,6]见表2(2007～2011年参照中国循环经济协会可再生能源专业委员会提供的数据；2012年开始，参照国家能源局每年都会公布的官方统计数据)。

虽然由产量到装机量受出口因素影响，由成本到价格受市场因素影响，但从表4可知，光伏组件、逆变器的价格下降随装机容量的变化，基本符合Swanson定律。

表4　规模效应带来的价格下降分析

根据国家的相关规划，中国2016年的装机量可达到20～25 GW[7]，比2015年增加1.3～1.6倍；预期光伏组件、逆变器的价格会有10％～15％的下降，即光伏组件价格在3.2～3.6元/W之间，逆变器约在0.2元/W，可使整个系统成本下降5％～8％。未来的装机量应是一个稳中有升的状态，但很难出现倍数增长。因此，预计未来的太阳电池等成本稳中有降，不会出现大比例下降。

如前文所述，2016 年预期光伏组件、逆变器的价格会有10％～15％ 的下降，使整个系统成本下降7％～10％；由于高效组件的采用，可使光伏系统成本降低1％～3％。因此，由于规模效应、高效组件的采用，预计光伏的初始投资可下降10％以上；技术进步由于还需时间考证，未得到大规模推广，暂不考虑。根据3.7中的结论，初始投资下降10％，度电成本约可下降8％。

4.1.2高效组件应用对初始投资的影响

如上文所述，未来的主要设备成本不会出现大幅下降，但这并不意味着初始投资不会出现大幅下降。高转换效率是降低成本的另一有效手段。

图7为主流多晶硅组件的光伏转换效率变化曲线。由图7可知，主流光伏组件转换效率由14.1％(230 Wp)提高到16.2％(265 Wp)，1 MW发电单元的并联支路数量由218个变成172个，下降21.1％。由于并联支路减少，除光伏组件以外的其他设备，包含汇流箱、直流电缆、支架、基础等，用量也会减少。因此，即使在设备单价相同条件下，光伏项目的BOS 成本(Balance of System)、土地成本也可下降约16％ ，使整个光伏系统成本将下降约6％～9％。

2016年，很多省份对光伏组件提出达到“领跑者计划”标准(单晶17％、多晶16.5％)，在竞争性配置指标评选中，也给予高效组件较高的分值；预计由此带来的光伏系统成本降低1％～3％。

图7　历年主流光伏组件的光电转化效率

4.1.3技术进步对初始投资影响

光伏系统电压从1000 V上升到1500 V，预计可使BOS成本下降约30％，光伏系统成本下降约10％。光伏组件相对于后端电气系统超配20％，可使系统成本下降10％。总之，随着技术的不断创新，光伏系统成本还有较大的下降空间。

4.1.4小结

综上所述，2016年由于规模效应、高效组件的采用，预计光伏的初始投资可下降10％以上；技术进步由于还需时间考证，未得到大规模推广，暂不考虑。根据前文分析，初始投资下降10％，度电成本约可下降8.2％。

4.2发电量提高路径分析

4.2.1跟踪式支架的采用

目前，光伏支架广泛采用的是固定式。除此之外，还有平单轴跟踪、斜单轴跟踪、双轴跟踪、固定可调式等多种安装形式。从2015年底，跟踪式支架越来越受到投资者的重视。

图8为不同地点和资源条件，相对于固定式支架，跟踪式对发电量提高的实测数据。由图8可知，在低纬度地区，通过对方位角的跟踪，提高早晚的发电量会有较好的效果；而在高纬度地区，通过对高度角的跟踪，提高不同季节的发电量会有较好的效果。

图8　不同经纬度、海拔、资源条件下安装方式对发电量的影响对比

根据图8中的数据，与最佳倾角的固定式安装相比，水平单轴、斜单轴、双轴跟踪对光伏项目的发电量都有不同程度的提高，在10％～35％之间。根据3.7中的结论可知，发电量提高10％，度电成本可下降约11.2％。

4.2.2逆变器、组件技术水平的提高

组串式逆变器、集散式逆变器MPPT的跟踪路数、提升输出电压等新概念，近几年被逆变器厂家广泛宣传。

华为公司在产品宣传册中称，相对于集中式，他们的组串式逆变器强在光下可多发电10％以上。禾望在集散式逆变器宣传册上也提出，集散式逆变器相对于集中式逆变器，系统效率提高3％；相对于组串式逆变器，成本下降15％以上。

双面组件近期开始进入人们的视线。相同的BOS成本，由于双面发电，如果地表反射率较好，可提高10％以上的发电量。

4.2.3运维水平提升系统效率

1)智能监控带来电站的精细化管理。光伏电站面积大、人工管理无法精细化，一直是制约系电站统效率提高的因素。而智能监控技术，包括智能设备、智能平台，可克服这一难题。目前，智能汇流箱已被广泛采用，从而可实现对电站的智能监控水平提升至组串级别，实现随时监控每个支路的电流、电压，有利于问题的及时发现、维修，从而提高系统PR值。

目前，国内远景、木联能、MC、淘科等企业都依托云平台开展大数据管理业务，帮助客户实现对项目的远程智能监控，节约运维成本、提高运维效率。

图9　不同文献对于灰尘遮挡造成发电量损失的报道

2)清洗水平的提高。灰尘对发电量的影响，随气候条件不同，结果也相差很大。图9为不同文献对于灰尘遮挡造成发电量损失的报道[8-10]；表5为内蒙古某光伏电站清洗前后的发电量对比。

表5　内蒙古某电站清洗前后发电量对比

从图9和表3可知，在不同地点、气象条件下，灰尘遮挡造成的发电损失差异较大，在2％～30％之间。根据光伏组件的污染程度进行定期清洗，约可提高3％以上的发电量。

4.2.4小结

综上所述，由于跟踪式支架、高效的逆变器和组件、智能监控系统的采用，运维水平的提高，在不考虑限电的影响，预计光伏电站的发电量可提高5％～15％。

4.3结论

2016年，光伏项目的初始投资预期降低10％，度电成本下降约8％；发电量预期提高5％ ～15％，度电成本可下降5％～16％。然而，若采用跟踪式安装方式能提高发电量，也会增加投资。综合考虑投资、发电量两个因素的变化趋势，预期2016年的度电成本约下降10％。

5　火电、光伏发电量的社会综合成本对比

火力发电会排放SO2、NOx、粉尘等污染物，以及温室气体CO2，它们会带来空气污染或气候变化，给人们的生产、生活造成巨大影响。人们为这些影响付出的成本即火电的环境成本。要计算火电的环境成本，有很多种方法，在此，引用天津大学徐蔚莉等[11]用“影子成本法”计算的火电污染物环境成本，如表6所示。

火电的环境成本需要全社会来承担，我们支付医疗防护用品、治疗费用是在为火电的环境成本买单，气候变化形成自然灾害造成的损失，也是在为火电的环境成本买单。换个角度来说，火电享受着全社会提供的、隐形的环境补贴。除了隐形补贴，低排放的火电也享受国家度电补贴。目前，脱硫电价加价标准为1.5分/ kWh，脱硝电价为1分/kWh，除尘电价为0.2分/ kWh，累计0.027元/kWh。此外，超低排放还享受0.010元/kWh(含税，2016年1月1日前投产机组)或0.005元/kWh(含税，2016年1月1日后投产机组)的度电补贴。

表6　火电的度电环境成本（单位：元/kWh）

由表4可知，由全民买单的火电环境成本为0.5091元/kWh。同时，如果达到超低排放，还可有0.032元/kWh以上的度电补贴。

目前，国家给光伏的补贴如表7所示。由表5可知，国家给光伏的补贴在0.5元/kWh左右，与火电的环境成本基本相同，即全社会为火电承担的环境成本与国家给光伏发电的补贴相当。火电、光伏发电的社会综合成本相当，从这个意义上来说，光伏已实现了平价上网。

表7　3类电价区的光伏度电补贴估算［11］（单位：元/kWh）

6　结语

1)目前，在太阳能资源好的地区，光伏发电的成本已经接近工商业、大工业电价，在配电网侧基本可实现平价上网。

2)通过建立一个典型的项目模型，对大型光伏电站在发电侧并网的度电成本进行分析发现：发电量的变化对度电成本影响最大，各地由于太阳能资源差异，项目峰值小时数跨度大，造成度电成本相差2.4倍；光伏项目的度电成本还受到初始投资、贷款利率、系统效率、组件衰减效率的影响。其中，组件衰减效率影响最小。

3)光伏发电目前成本虽较高，但正以较快的速度下降，未来还有较大的下降空间；在不限电、补贴不拖欠的情况下，预计2020年光伏发电成本可下降到0.3～0.7元/kWh之间，在部分地区达到火电脱硫标杆电价以内，从而实现发电侧的平价上网。

4)从社会综合成本来看，火电项目的上网电价加环境成本，与光伏的标杆电价相当。

[1] 李俊峰, 王斯成. 中国光伏发电平价上网路线图[R]. 北京:中国资源综合利用协会可再生能源专委会, 2011, 39.

[2] 国家发展改革委.关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知 [EB/OL]. http://www.sdpc.gov.cn/zcfb/ zcfbtz/201504/t20150417_688505.html, 2015-04.

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[5] 李俊峰, 王斯成. 2014中国光伏发展报告[R]. 北京: 中国资源综合利用协会可再生能源专委会, 2014.

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[7] 国家能源局.关于下达2016年光伏发电建设实施方案的通知[EB/OL].http://zfxxgk.nea.gov.cn/auto87/201606/ t20160613_2263.htm, 2016-06-03.

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[11] 徐蔚莉,李亚楠,王华君. 燃煤火电与风电完全成本比较分析[J]. 风能, 2014, (6): 50-55.

2016-06-07

王淑娟(1981—)，女，硕士研究生，主要从事太阳能资源分析、光伏系统设计方面的研究。luckygirlwsj@163.com