近年來，我國(guó)光伏發(fā)電量實(shí)現(xiàn)了高速增長(zhǎng)，其在電力系統(tǒng)中的占比和電量貢獻(xiàn)率不斷增大。隨著光伏發(fā)電技術(shù)的不斷進(jìn)步，我國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)鏈中各環(huán)節(jié)的成本逐年下降，再加上光伏發(fā)電效率的提升帶來了光伏電站投資成本與度電成本的不斷下降，光伏發(fā)電成本逐步逼近燃煤發(fā)電成本。我國(guó)集中式光伏電站的平均投資成本從 2011 年的  3193  美元 /kW  降至  2019 年的  760  美 元/kW ，降幅達(dá) 76.2%；度電成本從 2011 年的0.18 美元  /kWh 降至  2019  年的 0.064  美元  /kWh，降幅為  64.5%[1] 。

　　鑒于我國(guó)光伏發(fā)電的實(shí)際發(fā)展情況，國(guó)家有關(guān)部門適時(shí)發(fā)布了相關(guān)政策文件，鼓勵(lì)光伏發(fā)電從依靠補(bǔ)貼向競(jìng)價(jià)、平價(jià)轉(zhuǎn)變。因此，在當(dāng)前光伏發(fā)電成本水平下，我國(guó)光伏發(fā)電項(xiàng)目能否成功擺脫補(bǔ)貼，為投資人帶來期望的回報(bào)成為業(yè)內(nèi)最為關(guān)注的熱點(diǎn)。本文通過對(duì)我國(guó)各地的太陽能資源狀況進(jìn)行評(píng)估，結(jié)合當(dāng)前光伏發(fā)電項(xiàng)目的投資成本水平和年有效利用小時(shí)數(shù)，在滿足特定收益率的前提下反推出各地的光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)，然后將反推出的光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)與各地燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行比較，從而對(duì)現(xiàn)階段我國(guó)各地能否實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)進(jìn)行分析。

1  我國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展現(xiàn)狀

　　受國(guó)家相關(guān)政策、土地資源狀況、開發(fā)商資金情況、電力消納水平、并網(wǎng)時(shí)間等因素的影響， 2019 年我國(guó)新增光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)容量為  30.1 GW ，同比下降了 32% ；累計(jì)光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)容量達(dá)  204.3 GW，新增和累計(jì)光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)容量繼續(xù)位列全球第一。 2019  年我國(guó)光伏發(fā)電量約為 2242.6  億  kWh，約占全國(guó)全年總發(fā)電量的  3.1%[2] 。預(yù)計(jì) 2020  年我國(guó)新增光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)容量將超過  35 GW，較  2019 年有所回升；累計(jì)光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)容量有望達(dá)到 240 GW  左右。 2010～ 2020  年我國(guó)累計(jì)光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)容量情況如圖 1  所示。

　　2019 年  5 月 20 日，國(guó)家發(fā)展改革委辦公廳、國(guó)家能源局綜合司聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于公布  2019年第一批風(fēng)電、光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目的通知》 ( 發(fā)改辦能源 [2019]594 號(hào)  )，匯總了  2019 年第 1批光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目的名單，這些項(xiàng)目的光伏發(fā)電總裝機(jī)容量為  1478 萬  kW。其中，廣東省以 27 個(gè)項(xiàng)目  ( 總裝機(jī)容量為  238 萬 kW) 排名第  1 位，陜西省以  23 個(gè)項(xiàng)目 ( 總裝機(jī)容量為  204萬  kW) 排名第 2 位，廣西壯族自治區(qū)以  16 個(gè)項(xiàng)目  ( 總裝機(jī)容量為 193 萬  kW) 排名第  3 位 [3]。

2  光伏電站的投資成本構(gòu)成及差異性

　　光伏電站的初始投資主要包括光伏組件、逆變器、光伏支架、電纜、一次設(shè)備、二次設(shè)備等的費(fèi)用，以及土地使用成本、電網(wǎng)接入費(fèi)用、建筑安裝工程費(fèi)用、管理費(fèi)用等；動(dòng)態(tài)投資包括建設(shè)期利息和流動(dòng)資金。

　　按發(fā)電方式不同，光伏組件類型可分為單面光伏組件、雙面光伏組件；按晶體硅材料不同，光伏組件類型可分為單晶硅光伏組件和多晶硅光伏組件；按制造工藝不同，光伏組件類型可分為全片光伏組件、半片光伏組件、疊瓦光伏組件等。逆變器類型可分為集散式逆變器、集中式逆變器、組串式逆變器。光伏支架類型可分為固定式光伏支架、固定可調(diào)式光伏支架、平單軸跟蹤式光伏支架、斜單軸跟蹤式光伏支架及雙軸跟蹤式光伏支架。受采用的光伏組件類型、逆變器類型、光伏支架類型，以及土地使用成本、電網(wǎng)接入費(fèi)用的影響，不同光伏發(fā)電項(xiàng)目之間的投資成本差異性較大  [4]。 

　　據(jù)  PV InfoLink 于  2020  年 6  月  10 日發(fā)布的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，全球不同額定功率、不同類型光伏組件的平均價(jià)格分別為： 275 ～280/330 ～ 335 W 多晶硅光伏組件的平均價(jià)格為  1.33  元 /W ； 325～ 335/395 ～405 W PERC  單晶硅光伏組件的平均價(jià)格為  1.52 元  /W ，355 ～ 365/425～ 435 W PERC 單晶硅光伏組件的平均價(jià)格為1.53 元 /W。

3  我國(guó)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)分析

　　光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)的標(biāo)準(zhǔn)是光伏電站在無國(guó)家補(bǔ)貼的情況下，其所發(fā)電力的上網(wǎng)電價(jià)等于當(dāng)?shù)氐娜济簶?biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)。因此，由于我國(guó)不同地區(qū)的燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)各不相同，各地區(qū)的光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)的基準(zhǔn)也有所區(qū)別。在燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)高、太陽能資源豐富的區(qū)域開展的投資成本低的光伏發(fā)電項(xiàng)目實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)的可能性較大。下文將在滿足項(xiàng)目特定收益率的前提下，從各地不同的項(xiàng)目投資成本、光伏發(fā)電的年有效利用小時(shí)數(shù)這  2 個(gè)方面反推光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)，并與各地的燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行比較，從而分析各地實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)的可行性。

　　據(jù)國(guó)際可再生能源機(jī)構(gòu)  (IRENA) 統(tǒng)計(jì)的數(shù)據(jù)顯示， 2019  年我國(guó)集中式光伏電站的動(dòng)態(tài)投資為 760  美元  /kW，比  2018  年的 936  美元  /kW下降了  18.2% 。另據(jù)中國(guó)光伏行業(yè)協(xié)會(huì) (CPIA) 統(tǒng)計(jì)的數(shù)據(jù)顯示， 2019 年我國(guó)集中式光伏電站的靜態(tài)投資為  4.55  元 /W ，較  2018 年的  4.92  元 / W  下降了  0.37 元  /W ，降幅為 7.5% 。

3.1  不同地區(qū)光伏發(fā)電的年有效利用小時(shí)數(shù)統(tǒng)計(jì)

　　不同省  ( 市、自治區(qū)  )  光伏發(fā)電的年有效利用小時(shí)數(shù)和燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)統(tǒng)計(jì)表如表1 所示。表中的年有效利用小時(shí)數(shù)為各省  ( 市、自治區(qū)  )  所轄地級(jí)市的所有光伏電站中光伏組件以最佳安裝傾角安裝時(shí)得到的年有效利用小時(shí)數(shù)的中位數(shù)；由于港澳臺(tái)地區(qū)的電價(jià)政策、稅收政策等與大陸地區(qū)不同，因此本文未統(tǒng)計(jì)上述地區(qū)的數(shù)據(jù)。

　　從表 1 可以看出，我國(guó)光伏發(fā)電的年有效利用小時(shí)數(shù)范圍在  686.27～ 1767.59 h 之間。其中，年有效利用小時(shí)數(shù)最高的是西藏自治區(qū)，為  1767.59 h；蒙西地區(qū)、蒙東地區(qū)、青海省、寧夏回族自治區(qū)的年有效利用小時(shí)數(shù)也均超過了1500 h；年有效利用小時(shí)數(shù)低于  1000 h 的為湖南省、貴州省、四川省、重慶市，其中重慶市的年有效利用小時(shí)數(shù)為全國(guó)最低，僅為  686.27 h。

　　在目前光伏發(fā)電技術(shù)水平下，當(dāng)光伏發(fā)電的年有效利用小時(shí)數(shù)低于 1000 h 時(shí)，光伏發(fā)電基本無法實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。因此，若要實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)，光伏發(fā)電的年有效利用小時(shí)數(shù)的取值范圍需設(shè)定在  1000～ 1800 h。

3.2  光伏發(fā)電的最低上網(wǎng)電價(jià)分析

　　由于電站建設(shè)條件、政策支持力度、土地成本高低、項(xiàng)目規(guī)模大小、運(yùn)維成本高低、電力消納比例等均會(huì)影響光伏發(fā)電的最低上網(wǎng)電價(jià)，因此，為了分析的一致性，本文是在對(duì)光伏電站的基本參數(shù)進(jìn)行假設(shè)的前提條件下，對(duì)光伏發(fā)電最低上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行分析。假設(shè)的光伏電站基本參數(shù)如表2 所示。

　　根據(jù)此前設(shè)定的年有效利用小時(shí)數(shù)取值范圍(1000 ～1800 h)，設(shè)定光伏電站投資成本的取值范圍為  3.5 ～5.5 元  /W，通過模擬計(jì)算可得到不同投資成本和不同年有效利用小時(shí)數(shù)下的光伏發(fā)電最低上網(wǎng)電價(jià)，具體結(jié)果如表  3 所示。

　　從表 3 可以看出，在投資成本為  3.5 元 /W、年有效利用小時(shí)數(shù)為  1800 h 的條件下，光伏發(fā)電最低上網(wǎng)電價(jià)可達(dá)到  0.2205 元 /kWh；而在投資成本為  5.5 元  /W、年有效利用小時(shí)數(shù)為 1000 h 的條件下，光伏發(fā)電最低上網(wǎng)電價(jià)為  0.6045 元  /kWh。

　　在不考慮其他約束條件的情況下，可計(jì)算得到光伏發(fā)電達(dá)到平價(jià)上網(wǎng)時(shí)對(duì)應(yīng)的光伏電站投資成本最大值。即當(dāng)光伏電站投資成本低于該最大值時(shí)，光伏發(fā)電可達(dá)到平價(jià)上網(wǎng)條件。不同省(市、自治區(qū)  ) 的光伏發(fā)電達(dá)到平價(jià)上網(wǎng)時(shí)對(duì)應(yīng)的光伏電站投資成本最大值如表 4 所示。

　　由于不同光伏電站采用的光伏組件及支架類型、所在地的地形地貌、建設(shè)條件等均存在差異，導(dǎo)致不同光伏電站的投資成本也存在較大差異。因此，為便于統(tǒng)一分析，以 CPIA 統(tǒng)計(jì)的  2019年我國(guó)集中式光伏電站 4.55 元  /W 的投資成本為基礎(chǔ)，適當(dāng)下調(diào)，將光伏電站的投資成本基準(zhǔn)值定為  4.50 元 /W。即能滿足項(xiàng)目基準(zhǔn)收益率的最高投資成本大于等于  4.50 元  /W 時(shí)可以實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)，反之則無法實(shí)現(xiàn)。

　　從表  4 可知，西藏自治區(qū)、青海省、冀北地區(qū)、冀南地區(qū)、山東省、海南省、吉林省等地區(qū)的光伏電站平價(jià)上網(wǎng)的投資成本上限均超過  4.50元 /W，基本可以實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)；廣東省、蒙西地區(qū)、蒙東地區(qū)、甘肅省、山西省、天津市、云南省、黑龍江省、遼寧省、河南省、福建省、浙江省、上海市、陜西省、北京市、江蘇省、江西省、湖北省、湖南省、安徽省、廣西壯族自治區(qū)等地區(qū)，若能將光伏電站投資成本控制在表  4中對(duì)應(yīng)的投資成本值以下，也有望實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)；而新疆維吾爾自治區(qū)、寧夏回族自治區(qū)、貴州省、四川省、重慶市在短時(shí)間內(nèi)實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)的難度較大，尤其是貴州省、四川省和重慶市這  3 個(gè)地區(qū)，需將光伏電站投資成本控制在 3 元/W 之下才能實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)。

　　通過以上分析可知，在不考慮“棄光”的情況下，太陽能資源豐富、燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)高的地區(qū)可以實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)，甚至可以實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)低于燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)；太陽能資源豐富、燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)低的地區(qū)，或太陽能資源差、燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)高的地區(qū)，在控制好投資成本的前提下，有希望實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)；而太陽能資源差、燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)低的地區(qū)，要實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)則比較困難。

4  結(jié)論

　　本文結(jié)合當(dāng)前光伏電站投資成本水平和年有效利用小時(shí)數(shù)，分析計(jì)算出了我國(guó)各地 (  港澳臺(tái)除外 ) 的光伏發(fā)電達(dá)到平價(jià)上網(wǎng)時(shí)對(duì)應(yīng)的光伏電站投資成本最大值，并得出“在不考慮‘棄光’的情形下，太陽能資源豐富、燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)高的地區(qū)可以實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)；太陽能資源豐富、燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)低的地區(qū)，或太陽能資源差、燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)高的地區(qū)，在控制好投資成本的前提下，有希望實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)”的結(jié)論。期望本研究結(jié)果可為相關(guān)政策的制定及項(xiàng)目決策提供依據(jù)。

　　需要說明的是，隨著光伏發(fā)電技術(shù)的進(jìn)步，光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的成本下降、光伏發(fā)電效率的提高成為光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)的決定性因素。但與此同時(shí)，也絕不能將希望全部寄托在光伏產(chǎn)業(yè)鏈的降本增效上，政策保障、電網(wǎng)接入與消納比例等非技術(shù)成本也是決定光伏發(fā)電是否能夠平價(jià)上網(wǎng)的重要因素。