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 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(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。  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。  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。  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。  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。 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%。 |
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