新維智能電力（蘇州）有限公司 ■ 王淑娟蓬萊市互聯(lián)網(wǎng)信息辦公室 ■ 景芳毅

從度電成本分析光伏平價的路徑

新維智能電力（蘇州）有限公司 ■ 王淑娟*
蓬萊市互聯(lián)網(wǎng)信息辦公室 ■ 景芳毅

首先對影響光伏項目度電成本的因素和敏感性進行分析，并進一步對敏感性最強的初始投資、發(fā)電量的下降途徑進行分析。通過分析推測出：光伏項目今年的初始投資預(yù)計約下降10％，可使度電成本約下降8％；在不限電的情況下，發(fā)電量可提高5％~15％，可使度電成本下降約11％；兩因素綜合考慮，預(yù)計今年的度電成本下降約15％。最后，本文從社會綜合成本的角度，分析了火電的環(huán)境成本，發(fā)現(xiàn)其與國家給光伏項目的度電補貼相當(dāng)，從這個意義上來說，火電、光伏發(fā)電的社會綜合成本相當(dāng)。

平價上網(wǎng)；度電成本；初始投資；發(fā)電量；環(huán)境成本

0　引言

光伏發(fā)電何時能實現(xiàn)平價上網(wǎng)、實現(xiàn)平價上網(wǎng)采用的技術(shù)路徑，多年來一直是業(yè)內(nèi)探討的熱點話題。早在2011年，國家發(fā)改委能源研究所等多部門就對中國的平價上網(wǎng)路線進行了詳盡的分析，并提出兩種情景下的平價上網(wǎng)路線圖[1]：1)基本情景：到2015年光伏發(fā)電的電價即可達到1元/kWh以下，使配電側(cè)并網(wǎng)的分布式光伏發(fā)電達到平價上網(wǎng)；到2020年光伏發(fā)電平均上網(wǎng)電價可達到0.8元/kWh以下，使發(fā)電側(cè)達到屆時常規(guī)發(fā)電的電價水平，在發(fā)電側(cè)達到平價上網(wǎng)。2)先進情景：到2015年光伏發(fā)電的成本可達到0.8元/kWh以下；到2020年光伏發(fā)電的成本可基本實現(xiàn)0.6元/kWh。

能源研究所時璟麗等研究者多年來也對光伏發(fā)電的平價上網(wǎng)進行了持續(xù)的研究。光伏的應(yīng)用規(guī)模、技術(shù)進步總是超出預(yù)期。如今，裝機量增長、技術(shù)進步、造價下降速度遠超當(dāng)初的預(yù)期。然而，研究者對光伏平價上網(wǎng)的路徑預(yù)測——平價上網(wǎng)應(yīng)是先在配電網(wǎng)側(cè)實現(xiàn)再在發(fā)電側(cè)實現(xiàn)，是完全正確的。

1　光伏平價上網(wǎng)的路徑

在探討平價上網(wǎng)路徑時，首先要確定平價上網(wǎng)中的“價”是多少。我國現(xiàn)有的電價分類見圖1。

圖1 我國電價的分類

圖1中，發(fā)電側(cè)的上網(wǎng)電價(不含補貼)低于配電側(cè)的銷售電價。光伏項目由于其規(guī)模大小靈活的特性，既可在發(fā)電側(cè)并網(wǎng)，又可在配電側(cè)并網(wǎng)。目前，光伏的標桿電價在0.80～0.98元/ kWh之間，從價格較高的銷售電價來看：

1)一般工商業(yè)電價峰平谷均價約在1元/ kWh，如果在工商業(yè)用電側(cè)并網(wǎng)，則光伏已實現(xiàn)了平價上網(wǎng)；

2)大工業(yè)電價一般在0.6～0.9元/kWh之間，如果在大工業(yè)側(cè)并網(wǎng)，則光伏已接近實現(xiàn)平價上網(wǎng)；

3)居民和農(nóng)業(yè)售電電價由于享受國家的交叉補貼，價格較低，一般約在0.5元/kWh，距離光伏電價較遠。

高電價的一般工商業(yè)、大工業(yè)項目的用電量可占到全社會用電量的85％以上?？梢?，如果在配電網(wǎng)側(cè)選擇合適的項目并網(wǎng)，則光伏已基本實現(xiàn)平價上網(wǎng)的目標。

目前，發(fā)電側(cè)火電項目的脫硫標桿電價在0.25～0.5元/kWh之間[2]，遠低于光伏標桿電價。單從絕對電價來看，光伏要在發(fā)電側(cè)實現(xiàn)平價上網(wǎng)，還有很大的差距。

綜上所述，光伏要實現(xiàn)平價上網(wǎng)，最快的途徑就是以分布式的形式在用戶側(cè)并網(wǎng)，這是煤電、水電、核電等形式所不具備的特性。因此，掃清分布式光伏發(fā)展的障礙，是光伏實現(xiàn)平價上網(wǎng)最有效的途徑；要在發(fā)電側(cè)實現(xiàn)平價上網(wǎng)，必須大幅降低光伏項目的度電成本。

2　光伏項目度電成本的定義

目前，對于度電成本(LCOE)，有兩種定義應(yīng)用較廣泛。

2.1國內(nèi)財務(wù)軟件常用的定義

式中，I0為項目初始投資；VR為固定資產(chǎn)殘值；An為第n年的運營成本；Pn為第n年的利息；Yn為第n年的發(fā)電量。

式(1)中，將總投資(初始投資扣除殘值后和25年運營成本相加)除以總發(fā)電量，非常簡單明了、易于理解，因此，在國內(nèi)的財務(wù)評價中被廣泛使用；但其缺點是未考慮資金的時間成本。

2.2國際上常用的定義

陳榮榮等[3]介紹了國際上常用的測算度電成本的計算公式。

式中，i為折現(xiàn)率。

在式(2)中，用折現(xiàn)率i將不同時間的成本都折成現(xiàn)值，充分考慮了資金的時間價值；同時，也考慮了不同時間的發(fā)電量會帶來的現(xiàn)金流時間價值不同，因此也對發(fā)電量進行折現(xiàn)。這種計算方法更加科學(xué)，但計算較復(fù)雜、較難理解，因此在國內(nèi)使用較少。

由于所有的資金都有使用成本，式(2)更能體現(xiàn)電價真正的成本。但由于國內(nèi)的財務(wù)分析均以式(1)為基礎(chǔ)，為便于理解，本文也以式(1)進行計算和分析。必須強調(diào)的是，由于式(1)未考慮資金的時間價值，用該公式進行計算時，度電成本≠光伏電力成本≠合理利潤下的售電電價。售電電價肯定要高于度電成本。因此，即使計算獲得某地的度電成本達到當(dāng)?shù)氐拿摿蛎簶藯U電價，也尚未實現(xiàn)平價上網(wǎng)。

因此，計算的度電成本達到0.3元/kWh時，由于未考慮資金20年的使用成本、投資商的合理利潤，并不意味著可實現(xiàn)平價上網(wǎng)。然而，度電成本的變化趨勢，可有效反映光伏電力成本的變化趨勢。

3　光伏項目度電成本的影響因素分析

3.1分析的前提條件

用式(1)計算度電成本主要涉及5個因素。其中，固定資產(chǎn)殘值VR是按比例取；裝機容量確定后，不同項目第n年的運營成本An相對較固定。因此，式中變化較大的變量是項目初始投資I0、第n年的利息Pn和第n年的發(fā)電量Yn。

為了探討上述變化較大的3個變量對度電成本的影響，需建立一個典型電站模型，主要前提條件為：1)規(guī)模為50 MWp，初始投資為8000元/ kW；2)貸款比例為80％，利率為5％；3)峰值小時數(shù)為1700 h，系統(tǒng)效率為80％；4)組件衰減率按照10年10％、25年20％；5)不考慮限電、補貼拖欠等問題。

3.2發(fā)電量對度電成本的影響分析

3.2.1發(fā)電量取值范圍

2015年我國全國平均的固定式最佳傾角峰值小時數(shù)概況如下[4]：全國平均值為1710.2 h，東北、華北、西北及西南大部地區(qū)超過1400 h，首年年利用小時數(shù)在1100 h以上；其中新疆大部、青藏高原、甘肅西部、內(nèi)蒙古、四川西部及云南部分地區(qū)超過1800 h，首年年利用小時數(shù)在1500 h以上，局部超過1800 h；四川東部、重慶、貴州中東部、湖南中西部及湖北西部地區(qū)不足1000 h，年利用小時數(shù)不足800 h。

可見，我國不同地區(qū)的峰值小時數(shù)跨度較大，本文在分析時采用峰值小時數(shù)在1100～2300 h之間。

3.2.2年發(fā)電量的影響分析

初始投資為8000元/kW時，不同峰值小時數(shù)對度電成本的影響如圖2所示。

圖2　不同峰值小時數(shù)下的度電成本

我國不同地區(qū)的太陽能資源差異大，導(dǎo)致項目峰值小時數(shù)跨度大。由圖2可知，不同項目由于峰值小時數(shù)的差異，造成度電成本差異也非常大；峰值小時數(shù)為1100 h的項目，度電成本是2300 h項目的2.4倍。根據(jù)圖2，以峰值小時數(shù)為1700 h的項目為基準，當(dāng)年發(fā)電量在此基礎(chǔ)上下降10％、20％、30％，即峰值小時數(shù)分別為1530、1360、1190 h時，項目的度電成本將分別增加11.2％、25.4％、49.9％，如表1所示。

表1　峰值小時數(shù)變化對度電成本影響

另外，若項目生命周期由25年降至15年，甚至10年，則生命周期內(nèi)的總發(fā)電量將降低37％ 和57％，度電成本必然會大幅增加。然而，根據(jù)式（1），度電成本受固定資產(chǎn)殘值影響，生命周期為10年和25年的殘值不同。因此，項目由于生命周期變短造成總發(fā)電量降低，其度電成本變化不符合圖2中的規(guī)律。而且，由于光伏系統(tǒng)造價下降非?？欤椖窟\行10年后的殘值率無法確定。因此，本文暫不對生命周期變化對度電成本的影響進行分析。

3.3初始投資對度電成本的影響分析

不同初始投資時，不同峰值小時數(shù)的度電成本如圖3所示。由圖3可知：資源越差地區(qū)，度電成本對初始投資的變化越敏感。

圖3　不同初始投資對度電成本的影響

根據(jù)圖3可知，當(dāng)峰值小時數(shù)為1700 h時，以初始投資為7000元/kW為基準，當(dāng)初始投資在此基礎(chǔ)上下降10％、20％、30％，則度電成本將分別增加8.2％、16.4％、24.6％，如表2所示。

表2　初始投資變化對度電成本影響

3.4貸款利率對度電成本的影響分析

圖4為初始全投資為8000元/kW時，不同資源條件下，貸款利率對度電成本的影響。由圖4可知：1)資源越差地區(qū)，度電成本對利率變化越敏感；2)貸款利率增加1個百分點，度電成本將升高3.6％～10％。

圖4　不同貸款利率對度電成本的影響

3.5系統(tǒng)效率（PR）對度電成本的影響分析

不同光伏電站的系統(tǒng)效率不同，會對其發(fā)電量造成影響。根據(jù)文獻報道，隨著技術(shù)的進步，光伏電站的系統(tǒng)效率一直在增加，如表3所示。

電站建成年地區(qū)系統(tǒng)效率范圍/％平均系統(tǒng)效率/％ 1980世界范圍50～75 -1990世界范圍50～85 65～70德國38～88 67法國52～96 76比利時52～93 78中國臺灣30～90 74 2000

據(jù)報道，2011年檢測德國100個電站，平均PR為84％，技術(shù)進步有望達到90％。國內(nèi)電站PR約在75％～85％，雖然有氣象因素的影響，但仍有較大的提升空間。圖5為不同系統(tǒng)效率時的度電成本。由圖5可知，資源越差地區(qū)，度電成本對系統(tǒng)效率變化越敏感。系統(tǒng)效率由90％ 降低到75％時，峰值小時為1700 h，度電成本由0.4167元/kWh增加到0.5346元/kWh，增加了28％；峰值小時為1100 h，度電成本由0.6565 元/kWh增加到1.0559元/kWh，增加了61％。因此，系統(tǒng)效率每降低5％，度電成本增加9.5％～20.3％，資源差的地方更敏感。

圖5　不同系統(tǒng)效率對度電成本的影響

圖6　不同組件衰減率對度電成本的影響

3.6組件衰減率對度電成本的影響分析

光伏電站采用的光伏組件的衰減率不同，會對其發(fā)電量造成影響。根據(jù)組件衰減率的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，計算了平均年衰減為0.4％～0.8％時(線性衰減)對度電成本的影響。由圖6可知，衰減率的變化對度電成本影響較少。組件效率年衰減由0.4％ 變到0.8％ 時，峰值小時為1700 h，度電成本由0.4438元/kWh增加到0.4678元/kWh，增加了5.4％；峰值小時為1100 h，度電成本由0.7567 元/kWh增加到0.819元/kWh，增加了8.2％。因此，組件每年多衰減0.1％，度電成本增加1.2％ ～2.1％；資源差的地方更敏感。

3.7小結(jié)

上文對項目發(fā)電量、初始投資、貸款利率、電站系統(tǒng)效率、組件衰減率5種因素對度電成本的影響進行了分析，主要結(jié)論如下；

1)初始投資的影響：初始投資下降10％、20％、30％，度電成本分別下降8.2％、16.4％、24.6％；

2)貸款利率的影響：貸款利率增加1個百分點，度電成本升高3.6％～10％，資源差的地方更敏感；

3)發(fā)電量的影響：發(fā)電量減少10％、20％、30％，度電成本分別增加11.2％、25.4％、49.9％；

4)系統(tǒng)效率的影響：降低5％，度電成本增加6.0％～13.5％，資源差的地方更敏感；

5)組件效率衰減的影響：每年多衰減0.1％，度電成本增加1.2％～2.1％；資源差的地方更敏感。通過上述5個因素的影響對比發(fā)現(xiàn)：發(fā)電量的變化對度電成本影響最大，之后依次為初始投資、貸款利率、系統(tǒng)效率，組件衰減效率影響最小。提高發(fā)電量的技術(shù)(如跟蹤技術(shù)等)是降低度電成本的最有效措施；獲得較低的貸款利率，是降低度電成本最直接的措施；降低初始投資、提高系統(tǒng)效率、降低組件衰減相對較困難，但會帶來根本性的變化。

4　度電成本下降路徑的分析

4.1初始投資的下降

4.1.1規(guī)模效應(yīng)對初始投資影響

光伏組件的造價占初始投資50％以上，直接影響項目的造價。根據(jù)Bob Swanson的光伏Swanson定律：太陽電池的成本在產(chǎn)量每上升3倍時會下降20％。

由于未找到太陽電池的產(chǎn)量、成本數(shù)據(jù)，本文選用我國的裝機量和銷售價格進行分析。

規(guī)模效應(yīng)帶來的價格下降分析[5,6]見表2(2007～2011年參照中國循環(huán)經(jīng)濟協(xié)會可再生能源專業(yè)委員會提供的數(shù)據(jù)；2012年開始，參照國家能源局每年都會公布的官方統(tǒng)計數(shù)據(jù))。

雖然由產(chǎn)量到裝機量受出口因素影響，由成本到價格受市場因素影響，但從表4可知，光伏組件、逆變器的價格下降隨裝機容量的變化，基本符合Swanson定律。

表4　規(guī)模效應(yīng)帶來的價格下降分析

根據(jù)國家的相關(guān)規(guī)劃，中國2016年的裝機量可達到20～25 GW[7]，比2015年增加1.3～1.6倍；預(yù)期光伏組件、逆變器的價格會有10％～15％的下降，即光伏組件價格在3.2～3.6元/W之間，逆變器約在0.2元/W，可使整個系統(tǒng)成本下降5％～8％。未來的裝機量應(yīng)是一個穩(wěn)中有升的狀態(tài)，但很難出現(xiàn)倍數(shù)增長。因此，預(yù)計未來的太陽電池等成本穩(wěn)中有降，不會出現(xiàn)大比例下降。

如前文所述，2016 年預(yù)期光伏組件、逆變器的價格會有10％～15％ 的下降，使整個系統(tǒng)成本下降7％～10％；由于高效組件的采用，可使光伏系統(tǒng)成本降低1％～3％。因此，由于規(guī)模效應(yīng)、高效組件的采用，預(yù)計光伏的初始投資可下降10％以上；技術(shù)進步由于還需時間考證，未得到大規(guī)模推廣，暫不考慮。根據(jù)3.7中的結(jié)論，初始投資下降10％，度電成本約可下降8％。

4.1.2高效組件應(yīng)用對初始投資的影響

如上文所述，未來的主要設(shè)備成本不會出現(xiàn)大幅下降，但這并不意味著初始投資不會出現(xiàn)大幅下降。高轉(zhuǎn)換效率是降低成本的另一有效手段。

圖7為主流多晶硅組件的光伏轉(zhuǎn)換效率變化曲線。由圖7可知，主流光伏組件轉(zhuǎn)換效率由14.1％(230 Wp)提高到16.2％(265 Wp)，1 MW發(fā)電單元的并聯(lián)支路數(shù)量由218個變成172個，下降21.1％。由于并聯(lián)支路減少，除光伏組件以外的其他設(shè)備，包含匯流箱、直流電纜、支架、基礎(chǔ)等，用量也會減少。因此，即使在設(shè)備單價相同條件下，光伏項目的BOS 成本(Balance of System)、土地成本也可下降約16％ ，使整個光伏系統(tǒng)成本將下降約6％～9％。

2016年，很多省份對光伏組件提出達到“領(lǐng)跑者計劃”標準(單晶17％、多晶16.5％)，在競爭性配置指標評選中，也給予高效組件較高的分值；預(yù)計由此帶來的光伏系統(tǒng)成本降低1％～3％。

圖7　歷年主流光伏組件的光電轉(zhuǎn)化效率

4.1.3技術(shù)進步對初始投資影響

光伏系統(tǒng)電壓從1000 V上升到1500 V，預(yù)計可使BOS成本下降約30％，光伏系統(tǒng)成本下降約10％。光伏組件相對于后端電氣系統(tǒng)超配20％，可使系統(tǒng)成本下降10％?？傊?，隨著技術(shù)的不斷創(chuàng)新，光伏系統(tǒng)成本還有較大的下降空間。

4.1.4小結(jié)

綜上所述，2016年由于規(guī)模效應(yīng)、高效組件的采用，預(yù)計光伏的初始投資可下降10％以上；技術(shù)進步由于還需時間考證，未得到大規(guī)模推廣，暫不考慮。根據(jù)前文分析，初始投資下降10％，度電成本約可下降8.2％。

4.2發(fā)電量提高路徑分析

4.2.1跟蹤式支架的采用

目前，光伏支架廣泛采用的是固定式。除此之外，還有平單軸跟蹤、斜單軸跟蹤、雙軸跟蹤、固定可調(diào)式等多種安裝形式。從2015年底，跟蹤式支架越來越受到投資者的重視。

圖8為不同地點和資源條件，相對于固定式支架，跟蹤式對發(fā)電量提高的實測數(shù)據(jù)。由圖8可知，在低緯度地區(qū)，通過對方位角的跟蹤，提高早晚的發(fā)電量會有較好的效果；而在高緯度地區(qū)，通過對高度角的跟蹤，提高不同季節(jié)的發(fā)電量會有較好的效果。

圖8　不同經(jīng)緯度、海拔、資源條件下安裝方式對發(fā)電量的影響對比

根據(jù)圖8中的數(shù)據(jù)，與最佳傾角的固定式安裝相比，水平單軸、斜單軸、雙軸跟蹤對光伏項目的發(fā)電量都有不同程度的提高，在10％～35％之間。根據(jù)3.7中的結(jié)論可知，發(fā)電量提高10％，度電成本可下降約11.2％。

4.2.2逆變器、組件技術(shù)水平的提高

組串式逆變器、集散式逆變器MPPT的跟蹤路數(shù)、提升輸出電壓等新概念，近幾年被逆變器廠家廣泛宣傳。

華為公司在產(chǎn)品宣傳冊中稱，相對于集中式，他們的組串式逆變器強在光下可多發(fā)電10％以上。禾望在集散式逆變器宣傳冊上也提出，集散式逆變器相對于集中式逆變器，系統(tǒng)效率提高3％；相對于組串式逆變器，成本下降15％以上。

雙面組件近期開始進入人們的視線。相同的BOS成本，由于雙面發(fā)電，如果地表反射率較好，可提高10％以上的發(fā)電量。

4.2.3運維水平提升系統(tǒng)效率

1)智能監(jiān)控帶來電站的精細化管理。光伏電站面積大、人工管理無法精細化，一直是制約系電站統(tǒng)效率提高的因素。而智能監(jiān)控技術(shù)，包括智能設(shè)備、智能平臺，可克服這一難題。目前，智能匯流箱已被廣泛采用，從而可實現(xiàn)對電站的智能監(jiān)控水平提升至組串級別，實現(xiàn)隨時監(jiān)控每個支路的電流、電壓，有利于問題的及時發(fā)現(xiàn)、維修，從而提高系統(tǒng)PR值。

目前，國內(nèi)遠景、木聯(lián)能、MC、淘科等企業(yè)都依托云平臺開展大數(shù)據(jù)管理業(yè)務(wù)，幫助客戶實現(xiàn)對項目的遠程智能監(jiān)控，節(jié)約運維成本、提高運維效率。

圖9　不同文獻對于灰塵遮擋造成發(fā)電量損失的報道

2)清洗水平的提高?；覊m對發(fā)電量的影響，隨氣候條件不同，結(jié)果也相差很大。圖9為不同文獻對于灰塵遮擋造成發(fā)電量損失的報道[8-10]；表5為內(nèi)蒙古某光伏電站清洗前后的發(fā)電量對比。

表5　內(nèi)蒙古某電站清洗前后發(fā)電量對比

從圖9和表3可知，在不同地點、氣象條件下，灰塵遮擋造成的發(fā)電損失差異較大，在2％～30％之間。根據(jù)光伏組件的污染程度進行定期清洗，約可提高3％以上的發(fā)電量。

4.2.4小結(jié)

綜上所述，由于跟蹤式支架、高效的逆變器和組件、智能監(jiān)控系統(tǒng)的采用，運維水平的提高，在不考慮限電的影響，預(yù)計光伏電站的發(fā)電量可提高5％～15％。

4.3結(jié)論

2016年，光伏項目的初始投資預(yù)期降低10％，度電成本下降約8％；發(fā)電量預(yù)期提高5％ ～15％，度電成本可下降5％～16％。然而，若采用跟蹤式安裝方式能提高發(fā)電量，也會增加投資。綜合考慮投資、發(fā)電量兩個因素的變化趨勢，預(yù)期2016年的度電成本約下降10％。

5　火電、光伏發(fā)電量的社會綜合成本對比

火力發(fā)電會排放SO2、NOx、粉塵等污染物，以及溫室氣體CO2，它們會帶來空氣污染或氣候變化，給人們的生產(chǎn)、生活造成巨大影響。人們?yōu)檫@些影響付出的成本即火電的環(huán)境成本。要計算火電的環(huán)境成本，有很多種方法，在此，引用天津大學(xué)徐蔚莉等[11]用“影子成本法”計算的火電污染物環(huán)境成本，如表6所示。

火電的環(huán)境成本需要全社會來承擔(dān)，我們支付醫(yī)療防護用品、治療費用是在為火電的環(huán)境成本買單，氣候變化形成自然災(zāi)害造成的損失，也是在為火電的環(huán)境成本買單。換個角度來說，火電享受著全社會提供的、隱形的環(huán)境補貼。除了隱形補貼，低排放的火電也享受國家度電補貼。目前，脫硫電價加價標準為1.5分/ kWh，脫硝電價為1分/kWh，除塵電價為0.2分/ kWh，累計0.027元/kWh。此外，超低排放還享受0.010元/kWh(含稅，2016年1月1日前投產(chǎn)機組)或0.005元/kWh(含稅，2016年1月1日后投產(chǎn)機組)的度電補貼。

表6　火電的度電環(huán)境成本（單位：元/kWh）

由表4可知，由全民買單的火電環(huán)境成本為0.5091元/kWh。同時，如果達到超低排放，還可有0.032元/kWh以上的度電補貼。

目前，國家給光伏的補貼如表7所示。由表5可知，國家給光伏的補貼在0.5元/kWh左右，與火電的環(huán)境成本基本相同，即全社會為火電承擔(dān)的環(huán)境成本與國家給光伏發(fā)電的補貼相當(dāng)?；痣?、光伏發(fā)電的社會綜合成本相當(dāng)，從這個意義上來說，光伏已實現(xiàn)了平價上網(wǎng)。

表7　3類電價區(qū)的光伏度電補貼估算［11］（單位：元/kWh）

6　結(jié)語

1)目前，在太陽能資源好的地區(qū)，光伏發(fā)電的成本已經(jīng)接近工商業(yè)、大工業(yè)電價，在配電網(wǎng)側(cè)基本可實現(xiàn)平價上網(wǎng)。

2)通過建立一個典型的項目模型，對大型光伏電站在發(fā)電側(cè)并網(wǎng)的度電成本進行分析發(fā)現(xiàn)：發(fā)電量的變化對度電成本影響最大，各地由于太陽能資源差異，項目峰值小時數(shù)跨度大，造成度電成本相差2.4倍；光伏項目的度電成本還受到初始投資、貸款利率、系統(tǒng)效率、組件衰減效率的影響。其中，組件衰減效率影響最小。

3)光伏發(fā)電目前成本雖較高，但正以較快的速度下降，未來還有較大的下降空間；在不限電、補貼不拖欠的情況下，預(yù)計2020年光伏發(fā)電成本可下降到0.3～0.7元/kWh之間，在部分地區(qū)達到火電脫硫標桿電價以內(nèi)，從而實現(xiàn)發(fā)電側(cè)的平價上網(wǎng)。

4)從社會綜合成本來看，火電項目的上網(wǎng)電價加環(huán)境成本，與光伏的標桿電價相當(dāng)。

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2016-06-07

王淑娟(1981—)，女，碩士研究生，主要從事太陽能資源分析、光伏系統(tǒng)設(shè)計方面的研究。luckygirlwsj@163.com