光伏产业发展策略与模式研究

　　光伏发电是国家当前全力发展的重要产业，宏观层面的利好是长期可持续的。产业在规模、规范性、产品技术升级、成本进一步下降和消纳等各方面均可期待长期快速发展。在经历“531”新政带来的一系列考验后，光伏行业需要转变发展思路，重新审视对补贴的依赖和重视程度。光伏行业的良性发展，不仅仅需要国家相关政策的扶持，更需要企业加快技术创新和技术升级、提升自主创新能力、提高产品质量水平，从而实现理性、健康、可持续的发展。

　　截至2017年末，全国光伏发电累计装机规模达到130.25GW(其中光伏电站100.59GW，分布式光伏29.66GW)，累计装机规模已经超额完成光伏“十三五”规划确定的110GW目标。

　　近年来，光伏电池的制造技术进步不断加快，商业化产品效率平均每年提升约0.3%～0.4%。国家能源局发布的光伏 “十三五”规划提出要在2020年前将晶硅太阳能电池的转换效率提高到23%以上。

　　目前市场内逆变器的应用基本可以分为二种，一是组串式逆变器，二是集散式逆变器，集中式逆变器。光伏电站的直流侧电压目前正处于1000V到1500V的过渡期。1500V系统可减少初始投资成本，同时减少了线V系统相比可以将整体系统效率提升1%-2%之间。

　　跟踪式光伏发电系统能提高组件对太阳能资源利用效率，虽然增加机械跟踪设备，会增加单位工程造价，但是每年都将带来十分可观的经济收益。随着晶体硅电池板价格的不断下降，配套设备包括机械跟踪设备的成本也在逐渐下降，跟踪式光伏系统的总体经济效益更加突出，因此越来越多地推广和利用。

　　2018年初，I类资源区标杆上网电价已降至0.55元/度 (含税)，Ⅱ类资源区0.65元/度 (含税)， III类资源区0.75元/度(含税)。5月31日，国家发改委、财政部、能源局三部委联合发出《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号)文件(以下简称“531”)，在18年电价的基础上统一再次将上网电价下调了0.05元/度，进一步加速了光伏上网电价退坡。

　　10年间，中国光伏的造价下降了90%以上，其中组件的价格下降了91.6%;系统价格下降了88.3%;上网电价下降了81.3%。

　　近期，宏观政策调整了引导方向，将重心放在可再生能源发电装机比例和发电比例，在《国家电力十三五规划》、《能源发展十三五规划》中明确规定，到2020 年非化石能源消费比重达到15%、非化石能源发电装机达到770GW左右、发电量占比提高到31%。

　　掣肘于补贴缺口困境，各类型光伏项目被规范于合理的增速范围内。按照“531”政策走向，分布式光伏在未来两年的规模或仍被限制于10GW左右，地面商业光伏电站的规模受国家总量控制放缓，需要落实指标且全部参与竞价，指标竞争引起投资风险增加。为此，平价上网光伏项目成为光伏项目开发的额外机遇之一。

　　从成本来看，进一步降低发电成本是激发光伏发展的最重要驱动力。通过产能提升所带来的规模效益已接近天花板，今后最主要的降本手段是为技术和产品升级。2016年开始，全球光伏产业已经进入新一轮技术迭代升级期，国家政策也通过制定推出领跑项目、加强对光伏产品的技术指标监管等多项政策放大技术升级的效用和速度，使得光伏产品技术标准逐年提高在夯实我国光伏技术在全球的领先地位的同时，进一步助力成本的下降。

　　2017年国家发改委《全面深化价格机制改革的意见》中提出2020年实现光伏上网电价与电网销售电价相当，光伏电价实现销售侧平价上网。新一轮电力体制改革，市场机制将鼓励提高电力系统灵活性、逐步解决常规能源与可再生能源的利益冲突问题，扩大新能源消纳市场，从而促进太阳能发电等可再生能源的大规模发展。

　　2017年11月，国家发改委、能源局正式下发了关于《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源〔2017〕1901号)文件(以下简称“1901号文”)，分布式能源在被动接受调度指令管理多年之后，可以主动参与市场交易，在满足相关技术条件下，在110kV及以下电压等级之内选择就近销售电量，“隔墙售电”成为可能，并获得合法的售电资质，集发售(电)于一体。在“放开两头，管住中间”的思路下，分布式能源作为增量市场主体参与电力市场竞争，率先成为用电侧电量电力市场化交易的排头兵。

　　同样根据1901号文件精神，要求各省编制试点方案、进行交易平台建设、制定交易规则等，开始探索和研究分布式光伏参与市场交易。可参与市场化交易电站范围：单项项目容量不超过20 兆瓦(有自身电力消费的，扣除当年最大负荷后不超过20 兆瓦)、接网电压等级在35 千伏及以下项目;单体项目容量超过20 兆瓦但不高于50 兆瓦，并网电压等级不超过110 千伏且在该电压等级范围内就近消纳。

　　2017年2月，国家发展改革委、财政部和国家能源局关发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，通过这种购买绿证证书的方式，来扩大可再生能源的补贴资金来源，降低国家补贴资金压力，进而提高光伏电力的利用率。

　　2018年3月，《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》中提到可能开始强制摊销绿电，来促进存量电站的消纳，明确省级电网企业、其他各类配售电企业、拥有自备电厂的工业企业和参与电力市场交易的直购电用户都承担配额业务主体，并下发各省市2018年及2020年非水可再生源比例和可再生能源消纳比例。按照公布的非水可再生源比例要求预测，2018～2020年光伏新增装机将高达120～140GW左右，配额比例针对性的提升，有效推动西北部风光电力消纳，促进跨区域电力调度。配额制的出现，为后续的光伏市场发展规模提供目标的指导。

　　近年来，全球越来越多的国家和地区在大型光伏地面电站领域实施了电价逆向竞标机制，从结果来看，竞价机制已成为光伏发电上网电价逼价、更快一步脱离电价补贴的重要加速器。

　　2017年国内领跑基地通过竞标产生的上网电价下降速度更快，在今年集团参与的“领跑者”基地项目中，吉林省白城领跑基地创下迄今为止国内光伏竞标的最低价(0.39元/度)。收益方面，集团允许竞标项目的资本金内部收益从13%降低到10%，直接促使集团在各基地的各投标标段电价极具竞争力，最终获得大满贯的优异成绩。

　　光伏发电成本快速下降成为平价上网得以实现的重要因素，光伏能否获得持续发展、大规模发展的关键因素，就在于能否尽早平价上网，产生与其他类型电力相竞争的市场化竞争力。

　　根据IRENA(国际新能源机构)的统计，2010年至2017年间，全球各主要国家的光伏平准化发电成本呈现快速下跌的态势。下降最快的是意大利，8年间发电成本下降了75%，降幅最少的美国下降了40%，中国下降了72%。

　　近年来国内的光伏造价趋势与国际趋同，未来随着电池组件技术进步以及生产制造自动化、智能化水平的提升，光伏组件单瓦价格将会持续下降，其他光伏电站电气设备单瓦价格也将逐步下降。双面发电组件的价格在一段时期内会高于常规组件和PERC单面组件，但其能够带来更多的发电增益。

　　以常规光伏电站造价为例，每瓦造价从2016年的大约7.2元/W跌至2018年的约5.5元/W，预测到2020年每瓦造价可以下降至约4.6元/W的水平。

　　其中下降幅度最大，降速最快的是光伏组件的价格，受“531”新政的影响，2018年光伏组件的价格大幅跳水。常规单、多晶组件的价格在新政后的一个月均跌逾12%，单瓦价格降0.3~0.4元。7月到10月间，价格已经稳定在了每瓦2元左右，且仍呈现继续下降的趋势。

　　多年来，电池和组件领域不断提高光电转换效率，直接带来单片电池功率瓦数持续爬升，同等土地面积下可安装的发电规模显著增大，摊至单位系统成本显著快速下降。未来，在PERC技术和N型技术的迭代升级作用下，电池和组件的转换效率将继续攀升，未来十年系统成本预计可再降30%左右。

　　制造业领域中，产能每翻一番平均成本便可下降10-30%，在光伏产品制造方面，产能每增长100%、成本平均下探20%。截至2017年，组件产品全球产能达到122GW，非硅成本相比10年前下降了88%。

　　平价上网有两种模式，一种是用户侧平价上网，一种是发电侧平价上网。能源局提出的十三五实现光伏平价上网指的是用户侧平价上网，光伏行业内部也一致认为，到2020年实现平价上网指的是用户侧平价上网。党的十八大以来提出的各项电力体制改革措施，指引了各类能源最终走向了在一个平台进行竞价交易的模式，光伏行业的平价上网最终走上发电侧平价上网才能具有统一平台竞价交易交易额的基础。预计2025年实现将实现发电侧平价上网。

　　影响光伏电站收益的主要有两个因素：电价、利用小时。要实现光伏项目平价上网，首先需根据当地发电侧和用户侧两头，以及当地发电侧补贴电价的水平进行分析、选择。

　　发电侧的火电标杆电价:全国32个省份或地区最新燃煤发电标杆上网电价为0.25～0.453元/kWh，其中，广东最高为0.453元/kWh，湖南次之，为0.45元/kWh;新疆最低为0.25元/kWh，宁夏次低为0.2595元/kWh。

　　配电侧的居民生活电价：全国居民生活用电平均电价约为0.5135元/千瓦时，其中，上海最高为0.617元/千瓦时，青海最低为0.3771元/千瓦时。

　　发电侧补贴强度：与火电脱硫电价比较，全国的不同省份的度电补贴，最低的是0.2元/kWh四川省，最高的是贵州省0.35元/kWh，平均的度电补贴是0.28元/kWh。

　　宁夏、河北及黑龙江处于不同的光资源地区，具有不同的利用小时，同时三者的火电标杆电价也不同，但是收益强度三者基本相同。

　　优先实现平价上网的区域的选择，是电价与利用小时综合比较的过程，在利用小时方面，需要充分考虑地区的消纳情况。为此，一类地区多在我国西北部地区，受弃光严重、送出容量受限、电价为三个类别地区最低等条件限制，收益强度没有优势。现行条件下，二类以及三类较高光照资源地区更具备平价上网条件。

　　在进一步筛选平价上网区域时，需要对成本侧进行仔细的调查，如土地、送出等费用。同时，要对该地区光伏的规划，区域内的限电情况做详实的调研。

　　2018年上半年，我国光伏发电新增装机2430.6万千瓦，与去年同期增幅基本持平，其中，光伏电站1206.2万千瓦，同比减少30%;分布式光伏1224.4万千瓦，同比增长72%。截至2018年6月底，全国光伏发电装机容量达到15451万千瓦，其中，光伏电站11260万千瓦，分布式光伏4190.3万千瓦。

　　2)有首年实际发电量参考。该地区已有投运光伏电站，以首年实际发电量作为支撑，发电量评估较为准确;

　　4)集团公司在该地区有丰富的开发、建设经验，对于当地相关政策、手续等较为熟悉，运行维护成本可控;

　　5)集团公司在该地区近年自主建设有光伏电站，有完整的规划、设计、施工全周期经验，熟悉用地、人工、材料费等建设费用;

　　7)结合土地综合利用的国家政策。所选取地区均考虑当地有土地综合利用的需求，规划方案均考虑保证组件离地1米以上，项目的实施可同时考虑防风固沙、林木栽种、农业种植等配套方案。

　　平原项目场址条件地形起伏不大，可采用全部平单轴支架配合双面双玻组件(以目前主流的310Wp组件为例)的设计方案;逆变器选用组串式逆变器，容量配比1:1.15。新建110kV升压站，主变容量100MVA;场内集电线路全部为直埋敷设。

　　主要设备价格：双面双玻组件按2.00元/Wp、组串式逆变器按0.20元/Wp、平单轴跟踪式支架按0.70元/Wp、2000kVA箱变按22万元/台。

　　租地按35亩/MW、200元/亩·年暂估，首年计列40.25万元(后各年计入运行期成本);价格水平预测为2018年底;未考虑送出线路工程投资。

　　一是内蒙地区达拉特旗、扎鲁特旗区域：这些地区采用混凝土灌注桩，平均桩长3m。设备购置费合计35621万元，建安工程费合计11296万元，其他费用合计2300万元，基本预备费费率取2%。综上，平原项目估算静态总投资50202万元，单位静态4382元/kWp，动态总投资50693万元，单位动态4424元/kWp。

　　二是吉林白城、黑龙江大庆及河北海兴地区：这些地区考虑农光互补型式，采用PHC预制管桩，平均桩长5m。设备购置费合计35621万元，建安工程费合计13236万元，其他费用合计2348万元，基本预备费费率取2%。综上，平原项目估算静态总投资52229万元，单位静态4558元/kWp，动态总投资52740万元，单位动态4603元/kWp。

　　山地项目场址条件以山地为主，设计方案拟采用固定倾角支架方案配合双面双玻组件(以目前主流的310Wp组件为例)，组串式逆变器，容量配比1:1.15。新建110kV升压站一座，主变容量100MVA;场内集电线路采用直埋敷设和架空组合形式;支架基础采用混凝土钻孔灌注桩，平均桩长3m。

　　主要设备/材料价格：双面双玻组件按2.00元/Wp、组串式逆变器按0.20元/Wp、固定支架主材费按8200元/t、2000kVA箱变按22万元/台。

　　租地按35亩/MW、200元/亩·年暂估，首年计列40.25万元(后各年计入运行期成本);价格水平预测为2018年底;未考虑送出线路工程投资。

　　设备购置费合计32298万元，建安工程费合计14217万元，其他费用合计2270万元，基本预备费费率取2%。综上，山地项目估算静态总投资49761万元，单位静态4343元/kWp，动态总投资50247万元，单位动态4386元/kWp。

　　山地项目按照统一的桩基及支架设计，按照利用小时不同，造价均按照4386元/kWp测算，选取5个典型代表地区。

　　根据收益强度计算公式，计算出10个项目各自的收益强度数值，与收益率比较，可以看出，两者呈正相关：同等条件下，收益强度数值越高的地区，资本金内部收益率也越高。

　　上述计算条件下，利用小时与电价两个因素条件都在变化，适合对做特定地区的分析。我们将电价固定，电价取0.3644元/kWh(含税)，利用小时按照每100h为一个梯度，在不同目标收益(资本金财务内部收益率)下，反向计算单位动态投资的最高水平，借此找出造价水平与利用小时之间在平价电价情况下的关系。

　　从上述数据可以看出，电价一定的情况下，利用小时越高，反向反向计算出的造价也越高;同等条件下，收益率要求越低，造价水平越高。当目标收益在10%时，利用小时每增加100h，造价水平可增加约0.38元/kWp;当目标收益在13%时，利用小时每增加100h，造价水平可增加约0.34元/kWp;当目标收益在15%时，利用小时每增加100h，造价水平可增加约0.33元/kWp。

　　1、收益强度对平价上网项目区域的选择具有指导作用，利用集团公司处于全国光伏投资行业龙头地位的优势，尽快开展对全国范围内光伏利用小时与当地电价的对比分析工作，尽可能在光照资源好，当地火电脱硫标杆电价高的地区获取项目资源，抓住下一轮光伏行业投资的先机。

　　2、要实现发电侧平价上网，现阶段仍须控制造价，方能达到集团高质量发展要求下的收益率水平，在开发区域上网电价、光照资源确定的情况下，必须重视地区的消纳水平，编制消纳分析报告作为可研报告的一部分，以便真实反映该地区利用小时实际状况，按照该地区最低保障利用小时做投资敏感性分析，确保项目的收益。

　　3、依托集团设备采购的优势，降低设备采购成本，控制造价水平。组件、逆变器等主要设备的费用占到项目总投资的60%-70%左右，是降低项目造价水平的重要因素。市场上不同设备厂商的设备的价格差异较大，质量层次不齐。集团作为全球最大的光伏投资商和运营商，在行业内具有很高的市场地位，在设备采购价格上具有很大的话语权。必须依靠集团强大的设备采购和议价能力，为项目提供高质量、优惠价格的设备。

　　4、在收益强度固定时，直流侧配比容量的越大，就越能有效提高系统的发电量和发电效率，在技术允许的条件下，尽可能的增大配比容量。早期的光伏电站光伏组件与逆变器的容配比绝大部分按照1：1的配置进行设计，实际运行中逆变器较多时间处于欠载工作状态，利用率低。建议在设备安全的前提下，设计中尽可能多的增加配比，在I、II类资源区至少1：1.1以上，III类地区到1：1.2以上，能有效提高逆变器、箱变等交流系统利用率，提高发电量。

　　5、尽可能采用先进高效的组件，因地制宜的选用可调、跟踪支架形式，以提高系统发电量，提升利用小时水平。跟踪技术和双面组件的应用，在不同的工况下，新建电站相对于早期电站能够提高20%左右的发电量，使项目的度电成本降低20%左右。

　　已建成电站技术改造，随着“531”新政出台，国内光伏应用电站呈现出，新电站无补贴、收益小，全靠单位面积发电量拉动投资回报率。已建成电站收益依托之前定下的国家补贴，一般都拥有较高的电价水平。随着组件技术突飞猛进的发展，已建成电站的发电能力具有很大的提升空间。因此，对已建成电站，若场区内有空余闲置土地的，可考虑利用空地增补组件;对于土地面积紧张的电站，可以考虑对子阵内组件更换成高集成度、高转换效率等高参数组件，在更换之前，需要根据当时组件的价格进行测算，选择性的更换，更换下来的组件可以作为备件，也用于敷设光伏路灯，或园区建筑物照明用电等相应功能。值得注意的是，各地地方政府、电监会、电网公司对直流侧配比的大小，支持程度不一，开展上述工作前必须考虑当地政策的态度，与各相关方面进行充分的沟通，达成统一的认识后方能实施，避免政策违规。

　　集团积极响应新时代历史发展要求，从规模化发展走向了高质量发展，提出了将提高资本金比例至40%，对项目筛选做到“好中选优”。优先开发边界条件明确的项目，控制竞价类项目。加强投资效果评价，将评价成果作为各单位投资管理水平、安排投资计划的重要依据。

　　2、主要评价指标从资本金内部收益率向多角度平衡发展。除了资本金内部收益率外，建议关注项目ROE和NPV指标。

　　3、项目的贷款利率应随着央行公布的相关利率调整，作为经济评价的基本方案统一对标。作为项目实际收益水平计算时，项目的贷款利率建议随着央行公布的基准长期贷款利率以及投资主体实际的融资能力进行调整。如果采用实际利率测算，建议使用全投资内部收益率作为项目评价指标，使用资本金内部收益率复核投资主体的投资能力。