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、配電設備及電纜、電站建設安裝等成本，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/千瓦范圍內波動。
地面光伏電站度電成本主要受壽命期內光伏發(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)電的建設成本與地面電站的建設成本構成相近，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)電的建設選址特殊，占用場地的屬性以及后期設備運維方式等問題需具體協(xié)調解決，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)電的建設成本略高于地面光伏電站建設成本。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)電建設成本變化趨勢分析
根據(jù)目前發(fā)展趨勢，業(yè)內預計到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。 按照最新政策，2016年全國光伏電站標桿上網(wǎng)電價將調整為：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/千瓦時下調為0.98元/千瓦時。此次電價政策調整，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)?？赡苓_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果，既要考慮內因，也要考慮外因。內因主要指上述光伏組件轉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)行等有關外部因素。雖然光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展?jié)摿薮?，目前盈利狀況尚好，但據(jù)有關測算，棄光限電、稅收、接入等非技術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)有關測算結果：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的整體成本來看，土地費用占整體建設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或投運后的運維成本。近年來，運行維護費、土地稅務等因素對光伏發(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。隨著技術進步和規(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)調峰也是導致棄光的因素之一。另外，新能源外送通道建設遠滯后于光伏基地電源建設，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?，我國?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)電權的前提下，推進電力體制改革進行需求側管理，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）
