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第一批光伏平價上網項目將在2020年底相繼并網發電，但是實現的路徑是怎樣的呢？
第一批光伏平價上網項目將在2020年底相繼并網發電，平價上網項目能否順利擺脫補貼，依靠市場化健康有序發展？在目前的成本水平下，平價上網項目是否能如期并網發電？保證平價上網項目的經濟性有什么新的途徑？本文以國內一些地區的實際項目測算結論為基礎，對光伏平價項目的成本做詳細分析。
2019年5月，共有16個省（自治區、直轄市）能源主管部門向國家能源局報送了2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目名單，總裝機規模2076萬千瓦，其中廣東省以27個項目，總規模238萬千瓦排名第一，位列第二的是陜西204萬千瓦、廣西省103萬千瓦。總規模超過200萬千瓦的省份有兩個，超過100萬千瓦的省份有6個。可見各地企業對于投資建設平價上網的積極性超乎預期。
平價上網實現條件測算
1. 全國各地平價上網實現條件測算
根據《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》中的表述，光伏平價上網的標準是光伏電站在不需要補貼的情況下，上網電價等于當地燃煤標桿上網電價。因此，不同地區由于燃煤標桿上網電價不同，平價上網的基準也有所區別。
從平價上網項目申報規模的名單中可以看出，燃煤標桿電價大于0.4元/kW·h的省份有3個，說明標桿電價越高，太陽能資源條件越好，土地成本越低，實現平價上網的可能性越大。其次，從裝機規模來看，裝機規模越大的省份，說明在實際中各項條件能夠實現平價上網。
以10萬千瓦的項目為例，按照國內目前各省實行的脫硫煤電價，選取典型的區域，將對應的太陽能資源條件年均利用小時數進行測算，保證8%資本金收益率的情況下，反算得出對應的單位千瓦動態投資需控制在多少元每千瓦以內，能滿足平價上網。
由上述規則計算可得，僅從資源技術條件的角度，能夠實現平價項目的省份有廣東、廣西、海南、山東、遼寧、吉林、黑龍江、蒙西、甘肅河西、晉北地區等；能夠部分實現平價上網的地區有西藏、四川、陜北、晉北甘肅南部、湖北、湖南、江西、浙江、福建、臺灣；能夠接近實現平價上網的地區有蒙東、陜西關中、寧夏局部、河北、河南、安徽、山西局部、江蘇、蒙東等地區。
根據第一批公示的平價上網結果可以看出，部分能夠實現平價的地區，因消納受限、發展受限。如甘肅一類地區。而資源、消納能力均滿足的地區，土地成為項目能否落地的關鍵因素。
2. 某地區分運行方式光伏平價上網實現條件測算
根據國內某二類資源區分運行方式對平價項目的實現條件進行測算，在固定式、固定可調式、平單軸跟蹤三種運行方式條件下，以單體容量300MW規模的電站為例，分別對光伏電站全部投資需控制在多少元每千瓦以內進行測算。
結果顯示，當采用固定式、固定可調、平單軸三周運行方式，年平均利用小時數分別為1350h、1420h、1535h，當上述資本金內部收益率取8%時，反算得出全投資所得稅后投資需控制在3724元每千瓦、3930元每千瓦、4310元每千瓦。
平價光伏電站項目投資成本占比測算
在實際項目中，將光伏電站在固定式、固定可調式、平單軸三種運行方式下的設計概算進行分析，將各部分的投資占比整理如圖所示。
光伏組件的投資占比約占到整個成本的45%左右，該項目測算組件價格取2.2元/kW·h，由于組件價格在近幾年不斷下降，組件的成本在整個投資成本的占比在逐步降低。
與此同時，其他設備的價格如逆變器、箱變也在降低，因此，設備價格在總投資的占比呈現越來越低的趨勢。而各類土地成本超過了10%，其他費用如各項稅費、建設期利息、管理費等非技術成本，大約占到了7%左右，說明非技術成本占比越來越高。
未來對于電站容量指標定義的變化將有效降低度電成本
2019年3月，《國家能源局關于青海省海南州特高壓外送基地電源配置規劃有關事項的復函》中指出，青海至河南直流特高壓輸電通道配套可再生能源基地一期的方案中，配套光伏發電300萬千瓦，并在300萬千瓦后面增加了一個“并網點功率合計”，此舉意味著該通道已首次以實際額定容量分配規模，該基地的項目安裝容量不受對應分配規模的限制。
與此同時，《光伏發電站設計規范》的修編工作正在進行，修編稿內容中將“額定容量rated capacity”定義為光伏發電站中安裝的逆變器的額定有功功率之和，計量單位是（W）。該條定義是為了更直觀準確的衡量光伏發電交流功率而定義，計量單位是瓦（W），而安裝容量的計量單位是峰瓦（Wp）。該規范的修編稿預計2019年底遞交報批文件，國家標準出臺后，相應的土地指標、備案指標的規則也會隨之進行調整。
由于光伏組件的功率是在標準條件下測試的，其標準測試條件是：1. 輻照度：1000W/m²，2. 溫度：25℃，3. 光譜特性：AM1.5標準光譜。通過分析各地區氣象數據，在太陽能資源很豐富的一類資源區，全年輻照度能夠達到或超過1000W/m²的時間段只有幾十個小時，而在太陽資源較差的三類地區，能夠達到的時間只有幾個小時，甚至全年都無法達到標準測試條件下的輻照度。因此，在輻照度低于標準條件（1000W/m²）下或輻照強度超過標準條件（1000W/m²）時間段很短的這類地區，同時再受到溫度等因素影響，光伏組件長時間輸出功率達不到標稱功率，導致逆變器、箱變、升壓站、線路等配套設備長期不能滿載運行，造成了設備的容量浪費。
以青海海西州為例，同樣100MW的規模指標分配下，安裝容量為額定容量的1.2倍，發電小時數由直流安裝容量對應1875小時增加至額定容量2214小時，而相應的逆變器、箱變、110kV升壓站、公共基礎配套設施、送出線路、管理費等并沒有增加。因此，適當的計算安裝容量與額定容量的比值，能有效的降低光伏發電成本，提高光伏系統綜合利用率、降低系統度電成本（LCOE）、提升收益，是平價上網實現的有效途徑。
光伏平價項目實現路徑
第一，在土地面積允許的情況下，請專業的設計單位進行測算，將安裝容量接近與額定容量比值的最佳值，充分利用配套設施。
第二，在技術方案的選擇上，盡量采用先進的技術與設備，如大尺寸雙面組件、平單軸或固定可調等運行方式，1500V系統等，提升發電量，同時盡可能降低運維成本。
第三，采用EPC模式，從系統化的角度在基礎、支架、線纜等方面降低成本。
第四，從地方政府爭取相關稅費減免等支持政策。第五，對項目的收益抱有合理的預期，投資企業應從思想上適應去補貼，以市場接納能力定規模的新思路，加快內部決策速度。
2019年6月4日，國家能源局下發了《2018年度全國可再生能源電力發展監測評價報告》，值得注意的是：浙江省購買的20億kWh(相當于200萬個綠證)用于完成國家規定的消納比重。
浙江此舉，是我國首次以“省”的名義，為了完成任務而購買綠證。浙江省購買可再生能源綠色電力證書可折算可再生能源電力消納量20億千瓦時。統計數據顯示，江蘇、廣東、安徽、貴州、山東、內蒙古和廣西距離達到2020年最低消納責任權重不到1個百分點，而京津冀、黑龍江、甘肅和青海非水電可再生能源電力消納比重較2020年最低消納權重仍有較大差距。
相信在不久的未來，會有更多的省份通過購買綠證完成配額的要求，并以補貼的形式受益于平價項目。因此，光伏平價上網項目是大勢所趨，也一定能夠帶給投資企業相應的回報。
（作者：惠星 中國電建集團西北勘測設計研究院資源與總圖所所長）
第一批光伏平價上網項目將在2020年底相繼并網發電，平價上網項目能否順利擺脫補貼，依靠市場化健康有序發展？在目前的成本水平下，平價上網項目是否能如期并網發電？保證平價上網項目的經濟性有什么新的途徑？本文以國內一些地區的實際項目測算結論為基礎，對光伏平價項目的成本做詳細分析。
2019年5月，共有16個省（自治區、直轄市）能源主管部門向國家能源局報送了2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目名單，總裝機規模2076萬千瓦，其中廣東省以27個項目，總規模238萬千瓦排名第一，位列第二的是陜西204萬千瓦、廣西省103萬千瓦。總規模超過200萬千瓦的省份有兩個，超過100萬千瓦的省份有6個。可見各地企業對于投資建設平價上網的積極性超乎預期。
平價上網實現條件測算
1. 全國各地平價上網實現條件測算
根據《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》中的表述，光伏平價上網的標準是光伏電站在不需要補貼的情況下，上網電價等于當地燃煤標桿上網電價。因此，不同地區由于燃煤標桿上網電價不同，平價上網的基準也有所區別。
從平價上網項目申報規模的名單中可以看出，燃煤標桿電價大于0.4元/kW·h的省份有3個，說明標桿電價越高，太陽能資源條件越好，土地成本越低，實現平價上網的可能性越大。其次，從裝機規模來看，裝機規模越大的省份，說明在實際中各項條件能夠實現平價上網。
以10萬千瓦的項目為例，按照國內目前各省實行的脫硫煤電價，選取典型的區域，將對應的太陽能資源條件年均利用小時數進行測算，保證8%資本金收益率的情況下，反算得出對應的單位千瓦動態投資需控制在多少元每千瓦以內，能滿足平價上網。
由上述規則計算可得，僅從資源技術條件的角度，能夠實現平價項目的省份有廣東、廣西、海南、山東、遼寧、吉林、黑龍江、蒙西、甘肅河西、晉北地區等；能夠部分實現平價上網的地區有西藏、四川、陜北、晉北甘肅南部、湖北、湖南、江西、浙江、福建、臺灣；能夠接近實現平價上網的地區有蒙東、陜西關中、寧夏局部、河北、河南、安徽、山西局部、江蘇、蒙東等地區。
根據第一批公示的平價上網結果可以看出，部分能夠實現平價的地區，因消納受限、發展受限。如甘肅一類地區。而資源、消納能力均滿足的地區，土地成為項目能否落地的關鍵因素。
2. 某地區分運行方式光伏平價上網實現條件測算
根據國內某二類資源區分運行方式對平價項目的實現條件進行測算，在固定式、固定可調式、平單軸跟蹤三種運行方式條件下，以單體容量300MW規模的電站為例，分別對光伏電站全部投資需控制在多少元每千瓦以內進行測算。
結果顯示，當采用固定式、固定可調、平單軸三周運行方式，年平均利用小時數分別為1350h、1420h、1535h，當上述資本金內部收益率取8%時，反算得出全投資所得稅后投資需控制在3724元每千瓦、3930元每千瓦、4310元每千瓦。
平價光伏電站項目投資成本占比測算
在實際項目中，將光伏電站在固定式、固定可調式、平單軸三種運行方式下的設計概算進行分析，將各部分的投資占比整理如圖所示。
光伏組件的投資占比約占到整個成本的45%左右，該項目測算組件價格取2.2元/kW·h，由于組件價格在近幾年不斷下降，組件的成本在整個投資成本的占比在逐步降低。
與此同時，其他設備的價格如逆變器、箱變也在降低，因此，設備價格在總投資的占比呈現越來越低的趨勢。而各類土地成本超過了10%，其他費用如各項稅費、建設期利息、管理費等非技術成本，大約占到了7%左右，說明非技術成本占比越來越高。
未來對于電站容量指標定義的變化將有效降低度電成本
2019年3月，《國家能源局關于青海省海南州特高壓外送基地電源配置規劃有關事項的復函》中指出，青海至河南直流特高壓輸電通道配套可再生能源基地一期的方案中，配套光伏發電300萬千瓦，并在300萬千瓦后面增加了一個“并網點功率合計”，此舉意味著該通道已首次以實際額定容量分配規模，該基地的項目安裝容量不受對應分配規模的限制。
與此同時，《光伏發電站設計規范》的修編工作正在進行，修編稿內容中將“額定容量rated capacity”定義為光伏發電站中安裝的逆變器的額定有功功率之和，計量單位是（W）。該條定義是為了更直觀準確的衡量光伏發電交流功率而定義，計量單位是瓦（W），而安裝容量的計量單位是峰瓦（Wp）。該規范的修編稿預計2019年底遞交報批文件，國家標準出臺后，相應的土地指標、備案指標的規則也會隨之進行調整。
由于光伏組件的功率是在標準條件下測試的，其標準測試條件是：1. 輻照度：1000W/m²，2. 溫度：25℃，3. 光譜特性：AM1.5標準光譜。通過分析各地區氣象數據，在太陽能資源很豐富的一類資源區，全年輻照度能夠達到或超過1000W/m²的時間段只有幾十個小時，而在太陽資源較差的三類地區，能夠達到的時間只有幾個小時，甚至全年都無法達到標準測試條件下的輻照度。因此，在輻照度低于標準條件（1000W/m²）下或輻照強度超過標準條件（1000W/m²）時間段很短的這類地區，同時再受到溫度等因素影響，光伏組件長時間輸出功率達不到標稱功率，導致逆變器、箱變、升壓站、線路等配套設備長期不能滿載運行，造成了設備的容量浪費。
以青海海西州為例，同樣100MW的規模指標分配下，安裝容量為額定容量的1.2倍，發電小時數由直流安裝容量對應1875小時增加至額定容量2214小時，而相應的逆變器、箱變、110kV升壓站、公共基礎配套設施、送出線路、管理費等并沒有增加。因此，適當的計算安裝容量與額定容量的比值，能有效的降低光伏發電成本，提高光伏系統綜合利用率、降低系統度電成本（LCOE）、提升收益，是平價上網實現的有效途徑。
光伏平價項目實現路徑
第一，在土地面積允許的情況下，請專業的設計單位進行測算，將安裝容量接近與額定容量比值的最佳值，充分利用配套設施。
第二，在技術方案的選擇上，盡量采用先進的技術與設備，如大尺寸雙面組件、平單軸或固定可調等運行方式，1500V系統等，提升發電量，同時盡可能降低運維成本。
第三，采用EPC模式，從系統化的角度在基礎、支架、線纜等方面降低成本。
第四，從地方政府爭取相關稅費減免等支持政策。第五，對項目的收益抱有合理的預期，投資企業應從思想上適應去補貼，以市場接納能力定規模的新思路，加快內部決策速度。
2019年6月4日，國家能源局下發了《2018年度全國可再生能源電力發展監測評價報告》，值得注意的是：浙江省購買的20億kWh(相當于200萬個綠證)用于完成國家規定的消納比重。
浙江此舉，是我國首次以“省”的名義，為了完成任務而購買綠證。浙江省購買可再生能源綠色電力證書可折算可再生能源電力消納量20億千瓦時。統計數據顯示，江蘇、廣東、安徽、貴州、山東、內蒙古和廣西距離達到2020年最低消納責任權重不到1個百分點，而京津冀、黑龍江、甘肅和青海非水電可再生能源電力消納比重較2020年最低消納權重仍有較大差距。
相信在不久的未來，會有更多的省份通過購買綠證完成配額的要求，并以補貼的形式受益于平價項目。因此，光伏平價上網項目是大勢所趨，也一定能夠帶給投資企業相應的回報。
（作者：惠星 中國電建集團西北勘測設計研究院資源與總圖所所長）
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