平价上网时代风光电开发经济性研究

曹语涵

摘要：近年来，在政策倒逼和技术进步的共同作用下，风光电等可再生能源的竞争力不断增强，我国风光电行业迎来了平价上网时代。本文以我国各区域脱硫燃煤标杆电价为基础，通过对影响风光电经济性的因素进行比较，预测“十四五”期间风光电造价，并根据《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》[1]设定参数，结合我国各区域风光电开发的经济性，对适宜风光电开发区域的选取提出建议。

关键词：风光电、平价上网、经济性

一、研究背景

由于近年来新能源产业发展规模迅速扩大，国家可再生能源补贴缺口逐年增大，难以支持，因此“十三五”以来，我国通过下调风光电的标杆电价，建设风电平价上网示范项目和光伏领跑者基地等方式逐步推动风光电平价上网。

二、风电平价上网经济性分析

（一）风电造价预测

1. 利用决算方法预测

根据2016～2020年投产电力工程项目造价情况[2]，以每年决算变化幅度乘以对应年度的权重，得出2021、2025年造价降低的比例，进而计算得出2021年陆上风电造价为5653元/kW，2025年为4395元/kW。

2. 利用投資构成方法进行预测

投资构成方法通过预测主机价格，分析不同类型风电场投资构成结构，按照主机在投资中的比例反算出造价。采用2013～2020年的陆上风电主机价格作为基础，以每年主机价格变化的幅度乘以对应年度的权重，得出2021、2025年主机价格降低的比例，进而计算得出2021年主机价格为2764元/kW，2025年为2113元/kW。结合主机价格的预测，风电场造价等于主机价格除以风电场机组投资占比，将不同地形风电场造价取均值后，得出陆上风电2021年造价为5397元/kW，2025年为4126元/kW。

综上，将历史决算和投资构成两种方法得到的预测值取均值后，得到风电造价的最终预测结果：2021年造价为5525元/kW，2025年为4260元/kW。

（二）风电平价上网经济性分析

根据设定参数及2020年各地区燃煤标杆电价，选取风资源利用小时数在1600h～2600h范围内，测算资本金内部收益率8%条件下的最高投资水平列示如下：年均利用小时数为2600小时，脱硫燃煤标杆电价0.25元/kWh、0.45元/kWh，高投资水平分别为5132元/kW、9884元/kW;年均利用小时数1600小时，脱硫燃煤标杆电价0.25元/kWh、0.45元/kWh，高投资水平分别为2833元/kW、5640元/kW。将2021年预测的风电造价5525元/kW以上的区域作为可选区域，全国约一半的区域可以达到8%收益率要求。

2025年，随着造价的降低，可开发区域进一步扩大，依据不同地区2020年的脱硫燃煤标杆电价，反算出在满足资本金内部收益率8%的条件下，各区域所需要的最低满发小时数如下：华北（京、津、冀、晋、鲁、蒙）1769小时;东北（黑、吉、辽、蒙）1706小时;西北（陕、甘、宁、新、青）2038小时;西南（川、渝）1508小时;华东（沪、苏、浙、皖、闽）1521小时;华中（豫、鄂、湘、赣）1459小时;南方（粤、桂、滇、贵、琼）1537小时。各地区风电平价上网最低的利用小时数在高于上述所列最低满发小时数时，风电投资具有经济性;低于上述所列最低满发小时数时，该地区投资风电将不再具有经济性。

三、光电平价上网经济性分析

（一）光电造价预测

依据2016～2020年光电造价方面的数据[3]，结合光伏主要设备价格和不同形式光伏项目投资构成，可计算得出各类光电项目预测造价，其中，地面光伏项目：2021年造价为5000元/kW，2025年为3000元/kW;水面漂浮式光伏项目：2021年造价为5500元/kW，2025年为3500元/kW;水面桩基式光伏项目：2021年造价为5200元/kW，2025年为4200元/kW;分布式屋顶光伏项目：2021年造价为4500元/kW，2025年为2800元/kW。

（二）光电平价上网经济性分析

按照设定的参数，结合不同地区2020年脱硫燃煤标杆电价，测算出资本金内部收益率8%条件下，各地区的最高投资水平在2.25～3.99元/W之间。以3元/W系统造价为基础，在2020年燃煤标杆电价条件下，估算出各区域的发电小时数列示如下：华北（京、津、冀、晋、鲁、蒙）1157小时;东北（黑、吉、辽、蒙）1144小时;西北（陕、甘、宁、新、青）1369小时;西南（川、渝）1010小时;华东（沪、苏、浙、皖、闽）1019小时;华中（豫、鄂、湘、赣）977小时;南方（粤、桂、滇、贵、琼）1029小时。估算发电小时数高于各地区满发小时数时，光电投资具有经济性，反之则不具有经济性。

四、结论

通过设定边界条件，在基于各省、市、自治区2020年燃煤标杆电价和资本金内部收益率8%等条件下，分析平价上网后各区域的风光电投资的经济性，结论如下：

（一）风电

选取风资源利用小时数在1600h～2600h范围内，当2021年造价降低至5525元/kW时，燃煤标杆电价为0.25～0.30元/kWh的区域范围内投资暂不可行。2025年，随着造价的降低，可开发区域进一步扩大，燃煤标杆电价在0.30～0.45元/kWh之间的区域大部分可以开发。随着造价的进一步降低，可开发区域会进一步扩大。

（二）光电

依据不同地区2020年脱硫燃煤标杆电价和估算满发小时数，测算出资本金内部收益率8%条件下，各地区最高投资水平为2.25～3.99元/W，到2025年，随着造价下降且当造价达到或低于3元/W的情况下，全国大部分地区可以进行投资开发。

参考文献

[1]建设项目经济评价方法与参数（第三版） 中国计划出版社，2006

[2]徐进. 电力投资建设的"十三五"回顾及"十四五"构想[J]. 能源， 2020， No.143（12）：63-67.

[3]2016-2020年中国太阳能光伏发电产业投资分析及前景预测报告 中投顾问产业与政策研究中心，2020