近年來，特別是“十二五”期間，我國光伏發(fā)電發(fā)展取得了可喜的成績，光伏裝機規(guī)模和發(fā)電量均快速增長，至2015年底，我國光伏發(fā)電累計裝機容量達到4318萬千瓦（其中地面光伏電站為3712萬千瓦，分布式光伏為606萬千瓦），并網(wǎng)容量4158萬千瓦，年發(fā)電量383億千瓦時，約占全球光伏裝機的1/5，并超過德國（光伏裝機容量為3960萬千瓦）成為世界光伏裝機第一大國。預計2020年我國光伏裝機容量將達到1.2～1.5億千瓦，2030年光伏裝機將達4～5億千瓦，以滿足我國2020年非化石能源占一次能源消費比重達到15%、2030年比重達到20%的能源發(fā)展目標。 我國光伏發(fā)電的快速發(fā)展、裝機規(guī)模的不斷擴大，帶動了光伏行業(yè)的技術(shù)進步和材料價格下降，也帶來了光伏裝機和發(fā)電成本的下降，將使我國光伏發(fā)電由最初的主要依賴政策補貼轉(zhuǎn)變?yōu)橹饾u走向電力市場實現(xiàn)平價上網(wǎng)。
光伏電池組件效率持續(xù)提升、成本不斷下降
太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)的核心是太陽能電池，又稱光伏電池。近年來，中國太陽能電池與組件規(guī)模迅速擴大的同時，產(chǎn)業(yè)化太陽能電池與組件效率也大幅提升，太陽能電池每年絕對效率平均提升0.3%左右。2014年，高效多晶太陽能電池產(chǎn)業(yè)化平均效率達17.5%以上，2014年底最高測試值已達20.76%；單晶太陽能電池產(chǎn)業(yè)效率達19%以上，效率已達到或超過國際平均水平。2015年底，我國多晶及單晶太陽能電池產(chǎn)業(yè)化平均效率分別達到18.3%和19.5%。
伴隨著太陽能電池效率持續(xù)提升，太陽能電池組件成本也在大幅下降。2007年我國太陽能電池組件價格為每瓦約4.8美元（36元），2010年底我國太陽能電池的平均成本為每瓦1.2～1.4美元，2014年底每瓦降至0.62美元（3.8元）以下，7年時間成本下降到了原來的1/10（見下圖），光伏組件成本已在2010～2013年間大幅下降。2015年，我國晶硅組件平均價格為0.568美元/瓦，光伏制造商單晶硅太陽能電池組件的直接制造成本約0.5美元/瓦，多晶硅太陽能電池組件成本已降至0.48美元/瓦以下。
同樣條件下，美國平均每瓦組件的制造成本為0.68～0.70美元，受制造成本影響，目前全球光伏產(chǎn)業(yè)也逐漸向少數(shù)國家和地區(qū)集中，中國大陸、臺灣地區(qū)、馬來西亞、美國是當今全球排在前四位的主要光伏制造產(chǎn)業(yè)集中地。預計未來3～5年，中國晶體硅太陽能電池成本將下降至每瓦0.4美元左右（2.5元）。
光伏發(fā)電系統(tǒng)單位建設(shè)成本持續(xù)下降
已建地面光伏電站初始投資的大小占光伏電站總成本的大部分，土地費用等占整體建設(shè)及運行維護的成本一般不大，暫不考慮其影響。光伏電站初始投資大致可分為光伏組件、并網(wǎng)逆變器、配電設(shè)備及電纜、電站建設(shè)安裝等成本，其中光伏組件投資成本占初始投資的50%～60%。因此，光伏電池組件效率的提升、制造工藝的進步以及原材料價格下降等因素都會導致未來光伏發(fā)電成本的下降。有關(guān)測算表明，光伏組件效率提升1%，約相當于光伏發(fā)電系統(tǒng)價格下降17%。伴隨著太陽能電池效率的持續(xù)提升和組件成本的大幅下降，再加上“十二五”期間光伏發(fā)電裝機快速增加產(chǎn)生的規(guī)?；凸夥l(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈的逐漸完善等因素，不僅光伏組件價格下降，逆變器價格也大幅下滑，因此，近年我國光伏電站單位千瓦投資也在不斷下降。鑒于我國在2007～2014年期間，電池組件成本下降了近10倍，太陽能電池效率提升了1.4%，與之相應，2014年底我國光伏發(fā)電相比于2007年成本下降了10倍以上。我國地面光伏電站單位千瓦綜合造價近年呈逐年下降的趨勢，并網(wǎng)光伏發(fā)電站平均單位千瓦動態(tài)投資由2009年的20000元左右降至2012年底的10000元左右，2013年光伏電站單位造價水平降至8000～10000元/千瓦，2015年光伏電站單位造價水平基本在7500～9000元/千瓦范圍內(nèi)波動。
地面光伏電站度電成本主要受壽命期內(nèi)光伏發(fā)電總成本和總發(fā)電量的影響。在未考慮光伏電力輸送成本及其他電網(wǎng)服務(wù)成本的前提下，根據(jù)已建典型項目，測算2015年并網(wǎng)光伏度電成本平均水平為0.7元/千瓦時（含稅）。 分布式光伏發(fā)電的建設(shè)成本與地面電站的建設(shè)成本構(gòu)成相近，初始投資亦占分布式光伏電站總成本的一大部分，只在建設(shè)地點、裝機規(guī)模和發(fā)電用途上會有差別。分布式光伏電站建設(shè)成本與地面光伏電站成本的變化趨勢相同，近年來呈下降趨勢。但由于分布式光伏電站土地費用占整體建設(shè)及運行維護的成本比地面電站稍高，且由于分布式光伏發(fā)電的建設(shè)選址特殊，占用場地的屬性以及后期設(shè)備運維方式等問題需具體協(xié)調(diào)解決，給分布式光伏發(fā)電的發(fā)展帶來了不確定性。因此，分布式光伏發(fā)電的建設(shè)成本略高于地面光伏電站建設(shè)成本。2015年，根據(jù)典型項目測算的我國分布式光伏發(fā)電建設(shè)成本約為8000～9000元/千瓦，度電成本約為0.8元/千瓦時（含稅）。
未來光伏發(fā)電建設(shè)成本變化趨勢分析
根據(jù)目前發(fā)展趨勢，業(yè)內(nèi)預計到2020年，中國晶體硅太陽能光伏組件價格將下降至每瓦0.4美元左右（仍低于IEA預測的國際平均價格水平），2020年之后到2030年，光伏組件的售出價格下降幅度可能低于組件成本下降幅度。盡管如此，由于光伏發(fā)電技術(shù)的發(fā)展進步，高效電池或其他新型電池的研發(fā)和普及，帶來轉(zhuǎn)換效率的提升和使用壽命的延長，將會導致太陽能光伏發(fā)電成本的進一步下降。屆時，太陽能光伏組件的成本占電站總成本的比例也將顯著下降，同時，投資貸款利率在“十三五”期間也可能處于下行通道中。綜合各種有利光伏電站價格下降的因素，我國地面光伏電站單位造價水平分析和未來預測結(jié)果見表1，預計我國2020年光伏電站單位造價水平將降至7000～7500元/千瓦，2030年將進一步降至3000～5000元/千瓦，我國地面光伏電站單位造價水平在2030年前總體上呈下降趨勢。
表1預測成本高于國際能源署（IEA）預測的國際平均價格，與國際光伏市場相比，該成本仍有較大的下降空間。IEA的光伏產(chǎn)業(yè)價格分析預測見表2，IEA基于國際光伏電池組件產(chǎn)業(yè)鏈價格下降和組件效率提升的預測結(jié)果為：2020年國際光伏電站初始投資平均價格將下降至4500～6000元/千瓦，2030年將下降至3000～4200元/千瓦。
對于分布式光伏，綜合以上有利因素，在未考慮電力輸送成本及其他電網(wǎng)服務(wù)成本的前提下，保守估計2020年分布式光伏發(fā)電單位造價水平在7500～8000元/千瓦，2030年單位造價水平在4000～5000元/千瓦，仍略高于地面光伏電站。伴隨著組件效率的不斷提高，逆變器及組件價格的持續(xù)降低趨勢，以及未來發(fā)展模式創(chuàng)新、規(guī)模效應等，分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)總造價在上述預測基礎(chǔ)上仍存在下降空間。
光伏發(fā)電上網(wǎng)電價及未來走勢分析
近年來我國光伏發(fā)電發(fā)展取得的巨大成績也主要得益于國家和地區(qū)對于太陽能發(fā)電的大力支持和補貼政策。2013年，國家發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知（發(fā)改價格[2013]1638號）》，提出根據(jù)各地太陽能資源條件和建設(shè)成本，相應制定光伏電站標桿上網(wǎng)電價，Ⅰ類地區(qū)實行0.9元/千瓦時的上網(wǎng)電價，Ⅱ類地區(qū)為0.95元/千瓦時，Ⅲ類地區(qū)為1元/千瓦時。光伏電站標桿上網(wǎng)電價高出當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價（含脫硫等環(huán)保電價）的部分，通過可再生能源發(fā)展基金予以補貼，對分布式光伏發(fā)電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元（含稅）。光伏發(fā)電項目自投入運營起執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價或電價補貼標準，期限原則上為20年。國家將根據(jù)光伏發(fā)電發(fā)展規(guī)模、發(fā)電成本變化情況等因素，逐步調(diào)減光伏電站標桿上網(wǎng)電價和分布式光伏發(fā)電電價補貼標準。隨之，除國家補貼外，各省、市（區(qū)、縣）為鼓勵光伏發(fā)電行業(yè)的發(fā)展，也紛紛對區(qū)域內(nèi)的光伏發(fā)電項目出臺政策扶持，但政策期限一般截至2015年，目前光伏投資企業(yè)還在期待各省能繼續(xù)出臺光伏發(fā)展扶持政策。
2015年12月24日，國家發(fā)改委又發(fā)布了《調(diào)整陸上風電光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策》，自2016年起，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)光伏發(fā)電標桿電價將分別降低10分錢、7分錢、2分錢。同時規(guī)定，利用建筑物屋頂及附屬場所建設(shè)的分布式光伏發(fā)電項目，在符合條件的情況下允許變更為“全額上網(wǎng)”模式，“全額上網(wǎng)”項目的發(fā)電量由電網(wǎng)企業(yè)按照當?shù)毓夥娬旧暇W(wǎng)標桿電價收購?！ “凑兆钚抡?，2016年全國光伏電站標桿上網(wǎng)電價將調(diào)整為：Ⅰ類資源區(qū)上網(wǎng)電價從現(xiàn)行的0.9元/千瓦時下調(diào)為0.80元/千瓦時，Ⅱ類資源區(qū)由現(xiàn)行的0.95元/千瓦時下調(diào)為0.88元/千瓦時，Ⅲ類資源區(qū)由現(xiàn)行的1.0元/千瓦時下調(diào)為0.98元/千瓦時。此次電價政策調(diào)整，主要是為在“十三五”末落實光伏發(fā)電平價上網(wǎng)的目標，實現(xiàn)國家《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃》中提出的“到2020年光伏發(fā)電與電網(wǎng)銷售電價相當”的要求。
以2016年為開端，中國光伏發(fā)電補貼正式進入了下降通道，未來度電補貼可能會逐漸減少。分析原因，第一，我國光伏發(fā)電已具備一定的競爭力。第二，為實現(xiàn)低碳減排目標，可再生能源發(fā)展的力度會持續(xù)不衰，至2020年光伏裝機規(guī)模可能達到1.5億千瓦。隨著光伏發(fā)電裝機規(guī)模的日益增加，補貼額度也在不斷提高，而長期的高額補貼難以維持，補貼缺口會逐漸增加。第三，補貼作為一種支持和促進政策，在產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期是十分有利和必要的，但若長期過分依賴財政補貼，則不利于行業(yè)技術(shù)和管理各方面的進步。因此，為降低成本，減輕財政負擔，促進光伏技術(shù)進步，提高光伏發(fā)電市場競爭力，保持中國光伏行業(yè)的持續(xù)和健康發(fā)展，光伏發(fā)電必然要逐漸脫離補貼，走進電力競爭市場。 根據(jù)目前測算，2020年地面光伏電站Ⅲ類資源區(qū)對應的發(fā)電成本電價分別達到0.63元/千瓦時、0.70元/千瓦時、0.80元/千瓦時，預計Ⅰ類資源區(qū)、Ⅱ類資源區(qū)2020年基本可以實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)的目標，Ⅲ類資源區(qū)2025年可以實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)的目標，2025年可以實現(xiàn)Ⅰ類資源區(qū)、Ⅱ類資源區(qū)用戶側(cè)的平價上網(wǎng)。
影響光伏發(fā)電價格下降的外部因素分析
實際上，光伏平價上網(wǎng)時間表的確定，是綜合因素作用的結(jié)果，既要考慮內(nèi)因，也要考慮外因。內(nèi)因主要指上述光伏組件轉(zhuǎn)化效率的提高和材料成本的下降等，外因主要是指光伏發(fā)電有關(guān)配套政策的進展程度，包括光伏能否及時接入電網(wǎng)、棄光限電問題的解決、光伏補貼能否及時到位、稅收及光伏發(fā)電用地政策如何執(zhí)行等有關(guān)外部因素。雖然光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展?jié)摿薮螅壳坝麪顩r尚好，但據(jù)有關(guān)測算，棄光限電、稅收、接入等非技術(shù)性外部因素卻在侵蝕著光伏電站的利潤。
棄光限電。2015年西北地區(qū)的棄光限電成為近兩年來影響光伏發(fā)電行業(yè)發(fā)展的突出問題之一，也影響了光伏項目的收益率和行業(yè)投資熱情。據(jù)有關(guān)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2015年全國棄光電量40億千瓦時，總發(fā)電量400億千瓦時，棄光率約10%。棄光限電地區(qū)主要集中在西北地區(qū)的甘肅、青海、新疆、寧夏四省區(qū)，詳見表3。據(jù)有關(guān)測算結(jié)果：在考慮20%限電2年的情況下，Ⅰ類光照地區(qū)電價需上升4分錢，Ⅱ類地區(qū)電價需上升得更多。
補貼拖欠。若可再生能源補貼延遲2年不發(fā)放，投資收益相比預期也會下降，預計會推升電價2.5分錢?？稍偕茉椿鹧a貼遲發(fā)、欠發(fā)或發(fā)放速度緩慢主要是因為基金缺口太大，各省之間由于稟賦差異，征收基金數(shù)額差距很大，因此需要全國各省全部將申請逐級報送后，由財政、發(fā)改委、能源局統(tǒng)一協(xié)調(diào)才能發(fā)放。第六批目錄發(fā)放雖會有所改善，但是基金缺口問題不解決仍是制約補貼發(fā)放速度的根本原因。
土地使用稅等。耕地占用稅及城鎮(zhèn)土地使用稅等提升了光伏發(fā)電造價成本。假設(shè)耕地占用稅按10～20元/平方米一次性繳納計算，影響Ⅱ類和Ⅲ類地區(qū)的電站建設(shè)成本0.2～0.4元/瓦，平均需提高電價3分錢。當前從地面光伏電站建設(shè)的整體成本來看，土地費用占整體建設(shè)及運行維護的成本不大，但由于局部地區(qū)對光伏電站建設(shè)及后期運行的土地政策波動較大，有時會顯著提高地面光伏電站的建設(shè)或投運后的運維成本。近年來，運行維護費、土地稅務(wù)等因素對光伏發(fā)電成本的影響也有逐年增加的趨勢。其他地方性贊助和產(chǎn)業(yè)投資所造成的電站投資成本提高，一般也會在0.2～0.3元/瓦之間，也影響了電站成本的降低，影響到光伏平價上網(wǎng)目標的實現(xiàn)。
接入工程。由光伏項目開發(fā)商投資建設(shè)的匯集站、升壓站、線路以及間隔等，目前多數(shù)由電網(wǎng)公司無償回購，也造成了電站建設(shè)成本上升。裝機100兆瓦的電站該部分沉沒成本約為0.2元/瓦，預計影響電價2分/千瓦時。 上述外部不利因素組合可能導致光伏發(fā)電電價每千瓦時上升4～10分錢，單位裝機成本增加200～800元，對于實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(wǎng)的目標不利，也會降低光伏發(fā)電投資者的開發(fā)和投資熱情。
結(jié)語
近年來，我國光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速，光伏電池組件效率持續(xù)提升，材料成本不斷下降，地面光伏電站和分布式光伏系統(tǒng)建設(shè)成本和度電價格也不斷下降，為我國光伏發(fā)電實現(xiàn)大規(guī)模發(fā)展打下了基礎(chǔ)。隨著技術(shù)進步和規(guī)?；娘@現(xiàn)，“十三五”期間乃至2030年前，我國光伏發(fā)電系統(tǒng)建設(shè)成本和度電價格總體上仍呈下降趨勢，預計2025年前我國光伏發(fā)電可實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)的發(fā)展目標。
同時，棄光限電、土地稅費、接入及送出工程滯后等外部不利因素卻在推高光伏發(fā)電的價格，侵蝕著光伏發(fā)電的利潤，不利于光伏發(fā)電持續(xù)健康發(fā)展，阻礙了光伏發(fā)電平價上網(wǎng)目標的實現(xiàn)，也影響了光伏發(fā)電的投資熱情，應重點關(guān)注和解決這些問題。
造成棄光限電的原因，首先是用電需求放緩，新增裝機遠超用電需求增加。2015年全社會用電量同比僅增長0.5%，而全國電源總裝機仍維持10.4%的高增長率，電力需求市場無法支撐電源快速增長的供應。除了整體能源消費疲軟，2015年火電裝機容量為99021萬千瓦，占比65.7%，火電裝機已顯著過剩，不但自身利用小時數(shù)下降了410小時，也擠占了新能源的市場空間。此外，供熱機組占比較高、自備電廠增速過快影響系統(tǒng)調(diào)峰也是導致棄光的因素之一。另外，新能源外送通道建設(shè)遠滯后于光伏基地電源建設(shè)，也是造成棄光的原因之一。目前集中在三北及西部地區(qū)的新能源裝機超出了當?shù)刈畲筘摵桑覈?jīng)濟發(fā)展新常態(tài)下，當?shù)刎摵煽焖僭鲩L的可能性較小，同時中東部地區(qū)用電缺口也逐漸縮小，利用小時大幅下降，接受外來電意愿變低。在我國負荷中心和能源基地不匹配的資源稟賦和社會經(jīng)濟發(fā)展格局已經(jīng)形成的現(xiàn)狀下，解決新能源消納問題需要電源、負荷、電網(wǎng)三管齊下，協(xié)調(diào)電源和電網(wǎng)同步建成是基本要求，并在堅持可再生能源優(yōu)先發(fā)電權(quán)的前提下，推進電力體制改革進行需求側(cè)管理，以市場化的思維破解新能源發(fā)展中遇到的困難。對于土地稅費問題，國家如果出臺光伏電站用地政策，光伏電站成本將會明朗化，這將會極大地促進光伏電站的發(fā)展。（本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》（綜合）2016年5期，作者王利、周悅剛、徐曉敏工作單位為中電聯(lián)規(guī)劃發(fā)展部）
