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| 全國光伏產業發展策略與模式研究 |
| 來源：國家電投黨校 時間：2019/4/16 |
光伏發電是國家當前全力發展的重要產業，宏觀層面的利好是長期可持續的。產業在規模、規范性、產品技術升級、成本進一步下降和消納等各方面均可期待長期快速發展。在經歷“531”新政帶來的一系列考驗后，光伏行業需要轉變發展思路，重新審視對補貼的依賴和重視程度。光伏行業的良性發展，不僅僅需要國家相關政策的扶持，更需要企業加快技術創新和技術升級、提升自主創新能力、提高產品質量水平，從而實現理性、健康、可持續的發展。
Part1、光伏產業發展的現狀
一、光伏裝機規模迅猛發展
截至2017年末，全國光伏發電累計裝機規模達到130.25GW(其中光伏電站100.59GW，分布式光伏29.66GW)，累計裝機規模已經超額完成光伏“十三五”規劃確定的110GW目標。
二、主要設備技術發展日新月異
1. 太陽能電池、組件
近年來，光伏電池的制造技術進步不斷加快，商業化產品效率平均每年提升約0.3%～0.4%。國家能源局發布的光伏 “十三五”規劃提出要在2020年前將晶硅太陽能電池的轉換效率提高到23%以上。
2. 逆變器
目前市場內逆變器的應用基本可以分為二種，一是組串式逆變器，二是集散式逆變器，集中式逆變器。光伏電站的直流側電壓目前正處于1000V到1500V的過渡期。1500V系統可減少初始投資成本，同時減少了線損，提升了發電量，與1000V系統相比可以將整體系統效率提升1%-2%之間。
3. 光伏支架(軸)系統
跟蹤式光伏發電系統能提高組件對太陽能資源利用效率，雖然增加機械跟蹤設備，會增加單位工程造價，但是每年都將帶來十分可觀的經濟收益。隨著晶體硅電池板價格的不斷下降，配套設備包括機械跟蹤設備的成本也在逐漸下降，跟蹤式光伏系統的總體經濟效益更加突出，因此越來越多地推廣和利用。
三、光伏上網電價退坡現象顯著
2013年至2018年，國內光伏上網電價經歷了5次調整，幾乎按照0.1元/年的速度下調。
2018年初，I類資源區標桿上網電價已降至0.55元/度 (含稅)，Ⅱ類資源區0.65元/度 (含稅)， III類資源區0.75元/度(含稅)。5月31日，國家發改委、財政部、能源局三部委聯合發出《關于2018年光伏發電有關事項的通知》(發改能源〔2018〕823號)文件(以下簡稱“531”)，在18年電價的基礎上統一再次將上網電價下調了0.05元/度，進一步加速了光伏上網電價退坡。
四、光伏系統造價投資逐年下降
自2010年來，光伏發電項目的投資成本下降顯著，從每瓦十幾元到現在的六、七元。
10年間，中國光伏的造價下降了90%以上，其中組件的價格下降了91.6%;系統價格下降了88.3%;上網電價下降了81.3%。
Part2、光伏產業發展的前景
近期，宏觀政策調整了引導方向，將重心放在可再生能源發電裝機比例和發電比例，在《國家電力十三五規劃》、《能源發展十三五規劃》中明確規定，到2020 年非化石能源消費比重達到15%、非化石能源發電裝機達到770GW左右、發電量占比提高到31%。
掣肘于補貼缺口困境，各類型光伏項目被規范于合理的增速范圍內。按照“531”政策走向，分布式光伏在未來兩年的規模或仍被限制于10GW左右，地面商業光伏電站的規模受國家總量控制放緩，需要落實指標且全部參與競價，指標競爭引起投資風險增加。為此，平價上網光伏項目成為光伏項目開發的額外機遇之一。
從成本來看，進一步降低發電成本是激發光伏發展的最重要驅動力。通過產能提升所帶來的規模效益已接近天花板，今后最主要的降本手段是為技術和產品升級。2016年開始，全球光伏產業已經進入新一輪技術迭代升級期，國家政策也通過制定推出領跑項目、加強對光伏產品的技術指標監管等多項政策放大技術升級的效用和速度，使得光伏產品技術標準逐年提高在夯實我國光伏技術在全球的領先地位的同時，進一步助力成本的下降。
Part3、當前形勢下，“平價上網”模式的分析
一、政策導向引領光伏平價上網的發展
2017年國家發改委《全面深化價格機制改革的意見》中提出2020年實現光伏上網電價與電網銷售電價相當，光伏電價實現銷售側平價上網。新一輪電力體制改革，市場機制將鼓勵提高電力系統靈活性、逐步解決常規能源與可再生能源的利益沖突問題，擴大新能源消納市場，從而促進太陽能發電等可再生能源的大規模發展。
1. 隔墻售電政策
2017年11月，國家發改委、能源局正式下發了關于《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源〔2017〕1901號)文件(以下簡稱“1901號文”)，分布式能源在被動接受調度指令管理多年之后，可以主動參與市場交易，在滿足相關技術條件下，在110kV及以下電壓等級之內選擇就近銷售電量，“隔墻售電”成為可能，并獲得合法的售電資質，集發售(電)于一體。在“放開兩頭，管住中間”的思路下，分布式能源作為增量市場主體參與電力市場競爭，率先成為用電側電量電力市場化交易的排頭兵。
2. 電力市場化交易
同樣根據1901號文件精神，要求各省編制試點方案、進行交易平臺建設、制定交易規則等，開始探索和研究分布式光伏參與市場交易。可參與市場化交易電站范圍：單項項目容量不超過20 兆瓦(有自身電力消費的，扣除當年最大負荷后不超過20 兆瓦)、接網電壓等級在35 千伏及以下項目;單體項目容量超過20 兆瓦但不高于50 兆瓦，并網電壓等級不超過110 千伏且在該電壓等級范圍內就近消納。
3. 可再生能源配額制與“綠證”交易
2017年2月，國家發展改革委、財政部和國家能源局關發布《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》，通過這種購買綠證證書的方式，來擴大可再生能源的補貼資金來源，降低國家補貼資金壓力，進而提高光伏電力的利用率。
2018年3月，《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》中提到可能開始強制攤銷綠電，來促進存量電站的消納，明確省級電網企業、其他各類配售電企業、擁有自備電廠的工業企業和參與電力市場交易的直購電用戶都承擔配額業務主體，并下發各省市2018年及2020年非水可再生源比例和可再生能源消納比例。按照公布的非水可再生源比例要求預測，2018～2020年光伏新增裝機將高達120～140GW左右，配額比例針對性的提升，有效推動西北部風光電力消納，促進跨區域電力調度。配額制的出現，為后續的光伏市場發展規模提供目標的指導。
二、光伏發電上網電價退坡機倒逼投資下降
1. 國內上網電價下降引起光伏電站造價下降
隨著國內光伏上網電價顯著退坡，直逼光伏電站的造價迅速下降。
2. 光伏領跑者項目、電價競價機制加速推進電價退坡
近年來，全球越來越多的國家和地區在大型光伏地面電站領域實施了電價逆向競標機制，從結果來看，競價機制已成為光伏發電上網電價逼近平價、更快一步脫離電價補貼的重要加速器。
2017年國內領跑基地通過競標產生的上網電價下降速度更快，在今年集團參與的“領跑者”基地項目中，吉林省白城領跑基地創下迄今為止國內光伏競標的最低價(0.39元/度)。收益方面，集團允許競標項目的資本金內部收益從13%降低到10%，直接促使集團在各基地的各投標標段電價極具競爭力，最終獲得大滿貫的優異成績。
三、發電度電成本連年下降促成平價上網加速到來
光伏發電成本快速下降成為平價上網得以實現的重要因素，光伏能否獲得持續發展、大規模發展的關鍵因素，就在于能否盡早平價上網，產生與其他類型電力相競爭的市場化競爭力。
1. 全球平均光伏投資成本呈下降趨勢
根據IRENA(國際新能源機構)的統計，2010年至2017年間，全球各主要國家的光伏平準化發電成本呈現快速下跌的態勢。下降最快的是意大利，8年間發電成本下降了75%，降幅最少的美國下降了40%，中國下降了72%。
2. 近年國內光伏投資成本情況及未來展望
近年來國內的光伏造價趨勢與國際趨同，未來隨著電池組件技術進步以及生產制造自動化、智能化水平的提升，光伏組件單瓦價格將會持續下降，其他光伏電站電氣設備單瓦價格也將逐步下降。雙面發電組件的價格在一段時期內會高于常規組件和PERC單面組件，但其能夠帶來更多的發電增益。
以常規光伏電站造價為例，每瓦造價從2016年的大約7.2元/W跌至2018年的約5.5元/W，預測到2020年每瓦造價可以下降至約4.6元/W的水平。
其中下降幅度最大，降速最快的是光伏組件的價格，受“531”新政的影響，2018年光伏組件的價格大幅跳水。常規單、多晶組件的價格在新政后的一個月均跌逾12%，單瓦價格降0.3~0.4元。7月到10月間，價格已經穩定在了每瓦2元左右，且仍呈現繼續下降的趨勢。
3. 技術升級帶來的設備價格降低
多年來，電池和組件領域不斷提高光電轉換效率，直接帶來單片電池功率瓦數持續爬升，同等土地面積下可安裝的發電規模顯著增大，攤至單位系統成本顯著快速下降。未來，在PERC技術和N型技術的迭代升級作用下，電池和組件的轉換效率將繼續攀升，未來十年系統成本預計可再降30%左右。
4. 產能提升帶來的規模經濟效應
制造業領域中，產能每翻一番平均成本便可下降10-30%，在光伏產品制造方面，產能每增長100%、成本平均下探20%。截至2017年，組件產品全球產能達到122GW，非硅成本相比10年前下降了88%。
四、平價上網項目實施區域的選擇
平價上網有兩種模式，一種是用戶側平價上網，一種是發電側平價上網。能源局提出的十三五實現光伏平價上網指的是用戶側平價上網，光伏行業內部也一致認為，到2020年實現平價上網指的是用戶側平價上網。黨的十八大以來提出的各項電力體制改革措施，指引了各類能源最終走向了在一個平臺進行競價交易的模式，光伏行業的平價上網最終走上發電側平價上網才能具有統一平臺競價交易交易額的基礎。預計2025年實現將實現發電側平價上網。
影響光伏電站收益的主要有兩個因素：電價、利用小時。要實現光伏項目平價上網，首先需根據當地發電側和用戶側兩頭，以及當地發電側補貼電價的水平進行分析、選擇。
1. 發電側、配電側及補貼電價情況
發電側的火電標桿電價:全國32個省份或地區最新燃煤發電標桿上網電價為0.25～0.453元/kWh，其中，廣東最高為0.453元/kWh，湖南次之，為0.45元/kWh;新疆最低為0.25元/kWh，寧夏次低為0.2595元/kWh。
配電側的居民生活電價：全國居民生活用電平均電價約為0.5135元/千瓦時，其中，上海最高為0.617元/千瓦時，青海最低為0.3771元/千瓦時。
發電側補貼強度：與火電脫硫電價比較，全國的不同省份的度電補貼，最低的是0.2元/kWh四川省，最高的是貴州省0.35元/kWh，平均的度電補貼是0.28元/kWh。
2. 全國光資源情況
其次，結合全國光資源圖譜單純的找出光照資源豐富的地區對應的利用小時。
3. 優先實現平價上網的區域選擇原則
從電價與利用小時分布的情況可以看出，光伏電站的收益強度：收益強度=火電標桿電價×發電小時數
例如：
寧 夏：1550h×0.2595=402.225
河 北：1104h×0.3644=402.297
黑龍江：1075h×0.3740=403.050
寧夏、河北及黑龍江處于不同的光資源地區，具有不同的利用小時，同時三者的火電標桿電價也不同，但是收益強度三者基本相同。
優先實現平價上網的區域的選擇，是電價與利用小時綜合比較的過程，在利用小時方面，需要充分考慮地區的消納情況。為此，一類地區多在我國西北部地區，受棄光嚴重、送出容量受限、電價為三個類別地區最低等條件限制，收益強度沒有優勢。現行條件下，二類以及三類較高光照資源地區更具備平價上網條件。
在進一步篩選平價上網區域時，需要對成本側進行仔細的調查，如土地、送出等費用。同時，要對該地區光伏的規劃，區域內的限電情況做詳實的調研。
2018年上半年，我國光伏發電新增裝機2430.6萬千瓦，與去年同期增幅基本持平，其中，光伏電站1206.2萬千瓦，同比減少30%;分布式光伏1224.4萬千瓦，同比增長72%。截至2018年6月底，全國光伏發電裝機容量達到15451萬千瓦，其中，光伏電站11260萬千瓦，分布式光伏4190.3萬千瓦。
4. 代表性的典型區域選取因素建議
1)屬于省內資源較高區域。所選取地區應屬于省內光資源較好區域，具有良好的光資源條件;
2)有首年實際發電量參考。該地區已有投運光伏電站，以首年實際發電量作為支撐，發電量評估較為準確;
3)結合省內規劃。選取地區的政府均有意規劃領跑基地等大規模地面電站項目的規劃;
4)集團公司在該地區有豐富的開發、建設經驗，對于當地相關政策、手續等較為熟悉，運行維護成本可控;
5)集團公司在該地區近年自主建設有光伏電站，有完整的規劃、設計、施工全周期經驗，熟悉用地、人工、材料費等建設費用;
6)土地資源較豐富。所選取地區土地資源較豐富，具備規劃及開發條件;
7)結合土地綜合利用的國家政策。所選取地區均考慮當地有土地綜合利用的需求，規劃方案均考慮保證組件離地1米以上，項目的實施可同時考慮防風固沙、林木栽種、農業種植等配套方案。
五、典型區域投資及經濟性分析
1. 平原項目投資估算
平原項目場址條件地形起伏不大，可采用全部平單軸支架配合雙面雙玻組件(以目前主流的310Wp組件為例)的設計方案;逆變器選用組串式逆變器，容量配比1:1.15。新建110kV升壓站，主變容量100MVA;場內集電線路全部為直埋敷設。
主要設備價格：雙面雙玻組件按2.00元/Wp、組串式逆變器按0.20元/Wp、平單軸跟蹤式支架按0.70元/Wp、2000kVA箱變按22萬元/臺。
租地按35畝/MW、200元/畝·年暫估，首年計列40.25萬元(后各年計入運行期成本);價格水平預測為2018年底;未考慮送出線路工程投資。
選取5個具有代表性的地區，這些地區集團均有項目運營，能夠提供符合實際情況的各類數據：
一是內蒙地區達拉特旗、扎魯特旗區域：這些地區采用混凝土灌注樁，平均樁長3m。設備購置費合計35621萬元，建安工程費合計11296萬元，其他費用合計2300萬元，基本預備費費率取2%。綜上，平原項目估算靜態總投資50202萬元，單位靜態4382元/kWp，動態總投資50693萬元，單位動態4424元/kWp。
二是吉林白城、黑龍江大慶及河北海興地區：這些地區考慮農光互補型式，采用PHC預制管樁，平均樁長5m。設備購置費合計35621萬元，建安工程費合計13236萬元，其他費用合計2348萬元，基本預備費費率取2%。綜上，平原項目估算靜態總投資52229萬元，單位靜態4558元/kWp，動態總投資52740萬元，單位動態4603元/kWp。
2. 山地項目投資估算
山地項目場址條件以山地為主，設計方案擬采用固定傾角支架方案配合雙面雙玻組件(以目前主流的310Wp組件為例)，組串式逆變器，容量配比1:1.15。新建110kV升壓站一座，主變容量100MVA;場內集電線路采用直埋敷設和架空組合形式;支架基礎采用混凝土鉆孔灌注樁，平均樁長3m。
主要設備/材料價格：雙面雙玻組件按2.00元/Wp、組串式逆變器按0.20元/Wp、固定支架主材費按8200元/t、2000kVA箱變按22萬元/臺。
租地按35畝/MW、200元/畝·年暫估，首年計列40.25萬元(后各年計入運行期成本);價格水平預測為2018年底;未考慮送出線路工程投資。
設備購置費合計32298萬元，建安工程費合計14217萬元，其他費用合計2270萬元，基本預備費費率取2%。綜上，山地項目估算靜態總投資49761萬元，單位靜態4343元/kWp，動態總投資50247萬元，單位動態4386元/kWp。
山地項目按照統一的樁基及支架設計，按照利用小時不同，造價均按照4386元/kWp測算，選取5個典型代表地區。
3. 收益強度與收益率的比較
根據收益強度計算公式，計算出10個項目各自的收益強度數值，與收益率比較，可以看出，兩者呈正相關：同等條件下，收益強度數值越高的地區，資本金內部收益率也越高。
4. 根據目標收益率反向測算投資造價
上述計算條件下，利用小時與電價兩個因素條件都在變化，適合對做特定地區的分析。我們將電價固定，電價取0.3644元/kWh(含稅)，利用小時按照每100h為一個梯度，在不同目標收益(資本金財務內部收益率)下，反向計算單位動態投資的最高水平，借此找出造價水平與利用小時之間在平價電價情況下的關系。
從上述數據可以看出，電價一定的情況下，利用小時越高，反向反向計算出的造價也越高;同等條件下，收益率要求越低，造價水平越高。當目標收益在10%時，利用小時每增加100h，造價水平可增加約0.38元/kWp;當目標收益在13%時，利用小時每增加100h，造價水平可增加約0.34元/kWp;當目標收益在15%時，利用小時每增加100h，造價水平可增加約0.33元/kWp。
Part4、結論與建議
一、關于平價上網的思考
1、收益強度對平價上網項目區域的選擇具有指導作用，利用集團公司處于全國光伏投資行業龍頭地位的優勢，盡快開展對全國范圍內光伏利用小時與當地電價的對比分析工作，盡可能在光照資源好，當地火電脫硫標桿電價高的地區獲取項目資源，抓住下一輪光伏行業投資的先機。
2、要實現發電側平價上網，現階段仍須控制造價，方能達到集團高質量發展要求下的收益率水平，在開發區域上網電價、光照資源確定的情況下，必須重視地區的消納水平，編制消納分析報告作為可研報告的一部分，以便真實反映該地區利用小時實際狀況，按照該地區最低保障利用小時做投資敏感性分析，確保項目的收益。
3、依托集團設備采購的優勢，降低設備采購成本，控制造價水平。組件、逆變器等主要設備的費用占到項目總投資的60%-70%左右，是降低項目造價水平的重要因素。市場上不同設備廠商的設備的價格差異較大，質量層次不齊。集團作為全球最大的光伏投資商和運營商，在行業內具有很高的市場地位，在設備采購價格上具有很大的話語權。必須依靠集團強大的設備采購和議價能力，為項目提供高質量、優惠價格的設備。
4、在收益強度固定時，直流側配比容量的越大，就越能有效提高系統的發電量和發電效率，在技術允許的條件下，盡可能的增大配比容量。早期的光伏電站光伏組件與逆變器的容配比絕大部分按照1：1的配置進行設計，實際運行中逆變器較多時間處于欠載工作狀態，利用率低。建議在設備安全的前提下，設計中盡可能多的增加配比，在I、II類資源區至少1：1.1以上，III類地區到1：1.2以上，能有效提高逆變器、箱變等交流系統利用率，提高發電量。
5、盡可能采用先進高效的組件，因地制宜的選用可調、跟蹤支架形式，以提高系統發電量，提升利用小時水平。跟蹤技術和雙面組件的應用，在不同的工況下，新建電站相對于早期電站能夠提高20%左右的發電量，使項目的度電成本降低20%左右。
二、提升存量電站的效益
已建成電站技術改造，隨著“531”新政出臺，國內光伏應用電站呈現出，新電站無補貼、收益小，全靠單位面積發電量拉動投資回報率。已建成電站收益依托之前定下的國家補貼，一般都擁有較高的電價水平。隨著組件技術突飛猛進的發展，已建成電站的發電能力具有很大的提升空間。因此，對已建成電站，若場區內有空余閑置土地的，可考慮利用空地增補組件;對于土地面積緊張的電站，可以考慮對子陣內組件更換成高集成度、高轉換效率等高參數組件，在更換之前，需要根據當時組件的價格進行測算，選擇性的更換，更換下來的組件可以作為備件，也用于敷設光伏路燈，或園區建筑物照明用電等相應功能。值得注意的是，各地地方政府、電監會、電網公司對直流側配比的大小，支持程度不一，開展上述工作前必須考慮當地政策的態度，與各相關方面進行充分的溝通，達成統一的認識后方能實施，避免政策違規。
三、集團光伏發電項目投資價值評估建議
集團積極響應新時代歷史發展要求，從規模化發展走向了高質量發展，提出了將提高資本金比例至40%，對項目篩選做到“好中選優”。優先開發邊界條件明確的項目，控制競價類項目。加強投資效果評價，將評價成果作為各單位投資管理水平、安排投資計劃的重要依據。
為此，建議經濟評價中關注如下幾個方面：
1、盡快制定出在2:8、4:6的項目資本金與融資比例下,項目投資價值評估的相關指標。
2、主要評價指標從資本金內部收益率向多角度平衡發展。除了資本金內部收益率外，建議關注項目ROE和NPV指標。
3、項目的貸款利率應隨著央行公布的相關利率調整，作為經濟評價的基本方案統一對標。作為項目實際收益水平計算時，項目的貸款利率建議隨著央行公布的基準長期貸款利率以及投資主體實際的融資能力進行調整。如果采用實際利率測算，建議使用全投資內部收益率作為項目評價指標，使用資本金內部收益率復核投資主體的投資能力。
4、對戰略性投資的項目，可以有特殊的政策，建議適當放寬投資價值評價指標水平，形成標準規范。
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