國內外光伏電站上網(wǎng)電價對比分析

(水電水利規(guī)劃設計總院，北京 100120)

1 概述

經(jīng)過多年的努力，我國光伏行業(yè)在技術進步及上游制造業(yè)成本下降方面已取得很大進步，從硅材料到電池組件到電站建設，形成了具有國際競爭力的一體化全產業(yè)鏈。在技術進步與機制創(chuàng)新的推動下，光伏發(fā)電的經(jīng)濟性不斷提高。2017年，全國光伏電站已建成項目首年利用小時數(shù)平均為1 300 h，年等效滿負荷小時數(shù)介于600～1 600 h之間；工程單位造價持續(xù)顯著下降，從2012年的11 000元/kW降低至約7000元/kW，5年內造價降低約40%。

由于光伏成本競爭力日益提升，全球2015年新增光伏發(fā)電建設規(guī)模約為近10年光伏發(fā)電累計裝機容量的10倍，使得全球光伏發(fā)電總裝機容量達到227 GW，有22個國家光伏發(fā)電量滿足本國用電量的1%以上。由于新興市場的崛起和全球需求強勁，光伏行業(yè)逐步復蘇，從拉丁美洲到中東到印度，大型光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價投標低價層出不窮：2015年，印度中央邦50 MW光伏電站項目以0.08美元/kWh中標；2015年，迪拜電力水務局(Dubai Electricity and Water Authority，DEWA)100 MW光伏電站項目以0.059 8～0.061 2美元/kWh中標；2016年，阿聯(lián)酋阿布扎比水電局(Abu Dhabi Water and Electricity Authority，ADWEA)350 MW光伏電站項目以2.42美分/kWh中標；2016年，智利馬斯達爾聯(lián)盟800 MW光伏電站項目以2.91美分/kWh中標；2016年，贊比亞47.5 MW光伏電站項目以6.02美分/kWh中標，是非洲地區(qū)迄今為止最低電價；2016年，德國光伏電站項目上網(wǎng)電價從9.2美分/kWh下降到7.4美分/kWh。

本文在總結國內外光伏電價影響因素的基礎上，參照行業(yè)平均水平選取財務評價參數(shù)值作為測算條件，分析我國光伏電站典型項目的電價構成，在此基礎上與國外光伏發(fā)電項目進行對比，研究影響我國光伏平價上網(wǎng)的主要因素。

2 光伏電價的影響因素

影響光伏電價的因素主要有資源條件、系統(tǒng)效率、建設投資、運行成本、融資成本、財稅政策、市場條件和運行機制。其中，市場條件指的是市場需求的狀況，即是否有一個不斷擴大的穩(wěn)定市場，因為市場規(guī)模與生產成本和電價之間存在密切的關系；運行機制指光伏電站建設、運營等環(huán)節(jié)是否充分引入了競爭機制，進而驅動參與各方努力降低自己的產品和服務成本。

具體來說，我國光伏電價主要受發(fā)電成本、稅負、融資、稅后利潤和年利用小時數(shù)因素的影響，其中，發(fā)電成本包括電站的建設投資、運行維護成本和融資貸款所產生的利息成本。在現(xiàn)行財務核算體制下，稅負由增值稅、稅金及附加、企業(yè)所得稅這三部分構成，各項稅負有其不同的計費基數(shù)和比例。

國外光伏電價也受上述因素的影響，但國外光伏發(fā)電項目一般享受比較優(yōu)惠的財稅政策和融資成本，且借助于電力招標競爭機制，能夠大幅降低電站的建設投資成本，因此，使得光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價具有很強的競爭力。

為了細究國內外光伏電站上網(wǎng)電價差異的原因，本文重點從年利用小時數(shù)、建設投資、融資成本、財稅政策和投資者收益回報要求這五大影響因素出發(fā)，分析研究這些因素對上網(wǎng)電價的影響，并提出光伏平價上網(wǎng)的途徑和建議。

3 我國光伏電站電價測算條件

3.1 運行情況

2016年，全國光伏電站項目平均年利用小時數(shù)為1 144 h，其中：西藏、內蒙古光伏電站項目平均年利用小時數(shù)最多，分別為1 600 h、1 500 h；廣東和重慶光伏電站項目平均年利用小時數(shù)最少，僅為620 h和600 h。

3.2 造價情況

近年來，特別是“十二五”期間，我國光伏發(fā)電快速發(fā)展，裝機規(guī)模不斷擴大，帶動了光伏行業(yè)的技術進步和材料價格下降，也促進了光伏發(fā)電成本持續(xù)下降，將使我國光伏發(fā)電由最初的主要依賴政策補貼轉變?yōu)橹饾u走向電力市場實現(xiàn)平價上網(wǎng)。

從2011年至2016年，我國光伏電站平均單位千瓦概算造價由17 891元降低至7 883元，降低幅度達56%；平均單位千瓦決算造價由15109元降低至6 800元，降低幅度達55%。經(jīng)歷了特許權招標，光伏發(fā)電項目自2011年起實行固定電價制度，并根據(jù)行業(yè)發(fā)展成熟度以及成本控制情況，適時對新能源標桿上網(wǎng)電價進行調整。

我國自2015年起組織實施光伏發(fā)電“領跑者”計劃，通過競爭性資源配置方式有效推動了技術進步、產業(yè)升級和成本下降，單位千瓦決算造價可低至6 000元以下，第三批應用領跑基地投標電價平均降幅達到20%以上，光伏發(fā)電成本降幅顯著。

3.3 基準方案的設定

以容量為20 MW的單個光伏發(fā)電項目為例進行分析。計算期采用26 a(其中建設期1 a，運營期25 a)，項目資本金占20%，其余采用國內商業(yè)銀行貸款，貸款期15 a，年利率4.9%，增值稅稅率為17%，企業(yè)所得稅稅率為25%，享受“減三免三”政策。行業(yè)平均首年利用小時數(shù)1300 h，且光伏組件衰減特性按前兩年衰減2%，第10年衰減至90%，第25年衰減至80%，工程造價平均為7 000元/kW，按資本金財務內部收益率基準值8%進行計算。財務評價參數(shù)值是參照行業(yè)平均水平選取的，詳見表1。

表1 光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價測算邊界條件

基于上述條件，采用國內現(xiàn)行方法進行分析和計算，光伏電站經(jīng)營期：

平均度電成本：0.422 9元/kWh (25 a)

平均含稅電價：0.690 2元/kWh(25 a)

平均不含稅電價：0.59元/kWh(25 a)

4 我國光伏電站典型項目電價構成

為剖析在一定成本參數(shù)及資本金內部收益率8%的邊界條件下，各項因素對光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價的影響，分別計算成本、利潤、稅負在電價中的比重，計算結果見表2。

表2 我國光伏電站典型項目需求電價分項構成

光伏電站項目上網(wǎng)電價由總成本費用、稅負和凈利潤三部分組成，詳見圖1。其中，總成本費用占上網(wǎng)電價的61.27%，稅負費用占上網(wǎng)電價的21.69%，凈利潤占上網(wǎng)電價的17.04%。

從總成本費用組成來看，受建設投資影響，折舊費用占上網(wǎng)電價的31.47%，融資成本占上網(wǎng)電價的11.4%，后期運行維護占上網(wǎng)電價的18.4%。從稅負組成來看，增值稅占比較大，為上網(wǎng)電價的14.53%；企業(yè)所得稅占上網(wǎng)電價的5.98%；其他稅負占比較小。

圖1 光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價分項組成占比圖

5 各因素對光伏電價的影響

本項分析的目的是要在上述方案基礎上，每次改變一個參數(shù)，其他參數(shù)保持不變，分析該參數(shù)變化后對光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價的影響。

5.1 年利用小時數(shù)對光伏電價的影響

太陽能資源水平直接決定了光伏電站的發(fā)電量，而年利用小時數(shù)是將光伏電站的發(fā)電量折算到電站全部裝機滿負荷運行條件下的發(fā)電小時數(shù)，同樣可以反映當?shù)靥柲苜Y源條件水平。

如果年利用小時數(shù)增加或減少100 h，光伏電價將相應減少或增加0.05元/kWh，對光伏電價的影響幅度約為7%～8%，詳見表3。

表3 年利用小時數(shù)對光伏電價的影響

5.2 建設投資對光伏電價的影響

表4說明建設投資和光伏電價的關系十分密切。如果建設投資平均減少500元/kW，與基本方案相比下降了7.14%，則電價平均降低0.043 6元(與基準方案相比，下降率達6.32%)，幾乎等比例地減少。所以，降低光伏電站建設投資是降低上網(wǎng)電價的重要措施。

表4 建設投資對光伏電價的影響

5.3 融資成本對光伏電價的影響

從表5可以看出，融資條件變化對電價水平也有一定影響。貸款利率下降0.5%，即貸款利率浮動10%，需求電價下降2.3%，電價變化幅度為利率變化幅度的20%。當貸款利率達到國外普遍融資成本，即2%時，需求電價下降到0.5964元/kWh，將近下降0.1元/kWh，降幅明顯。另外，適當延長還貸期也有明顯的作用。若延長還貸期5 a，電價下浮3.07%。

表5 融資成本對光伏電價的影響

5.4 財稅政策對光伏電價的影響

從表6可以看出，各種財稅激勵政策對降低光伏上網(wǎng)電價均有影響，但作用的大小相差懸殊。其中，免增值稅、企業(yè)所得稅及其他的復合政策有較強的降價作用，可使上網(wǎng)電價下降12.66%，上網(wǎng)電價可下降近0.09元/kWh，優(yōu)惠疊加效果最為明顯。就單一政策而言，免增值稅可使上網(wǎng)電價下降9.24%，其對光伏電價的影響作用效果顯著。

表6 財稅政策對光伏電價的影響

5.5 投資者收益回報要求對光伏電價的影響

當資本金內部收益率提高2%，需求電價上升5.4%；當資本金內部收益率下降2%，需求電價下降5.4%；即資本金內部收益率變化1個百分點，需求電價變化約2.7%，詳見表7。

表7 投資者收益回報要求對光伏電價的影響

6 與國外典型案例電價對比分析

經(jīng)調研，阿布扎比水電局光伏電站總規(guī)模為118萬kW，招標綜合電價約為0.0242美元/kWh，約合人民幣0.165元/kWh，規(guī)模效應明顯。

這一方面是由于阿布扎比太陽能資源豐富，光照條件特別好，年太陽能輻射小時數(shù)能達到2200 h，若考慮平均系統(tǒng)效率按80%計算，運營期平均利用小時數(shù)可達到約1800 h(首年約2 040 h)。光伏電站土地由政府免費提供，電站本體投資約0.7美元/W(約合人民幣5元/W)，財務融資條件優(yōu)渥，貸款利率約為1%～2.5%，財稅政策也享受了極大的優(yōu)惠，關稅、增值稅等均免。

按以上邊界條件，且考慮資本金財務內部收益率按8%，分別測算不同因素對所需上網(wǎng)電價的影響，并與國內基準方案進行對比分析，結果見表8。

表8 阿布扎比光伏電站電價敏感性分析

對單因素變化而言，當國內光伏發(fā)電項目首年利用小時數(shù)達到2040 h，上網(wǎng)電價降低至0.4399元/kWh；當國內光伏發(fā)電項目造價為5000元/kW時，上網(wǎng)電價降低至0.5159元/kWh；當國內光伏發(fā)電項目享受融資利率2%時，上網(wǎng)電價降低至0.5964元/kWh；當國內光伏發(fā)電項目稅負全免時，上網(wǎng)電價降低至0.6029元 /kWh。

綜合以上影響因素，當以此項目邊界條件進行測算時，國內光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價降低至0.2521元/kWh，與此對標項目相比，仍存在近0.09元/kWh的差距。究其原因，一方面是由于投標者對資本金內部收益率的要求存在差異，若投資者收益回報期望進一步降低，上網(wǎng)電價最低可達0.2083元/kWh，接近中標價；另一方面是不掌握此項目運行期間所支出的保險費、材料費、人工及其他費用。

7 結語

通過對阿聯(lián)酋阿布扎比最新光伏招標價格0.0242美元/kWh這一典型案例開展深入分析，研究發(fā)現(xiàn)國內外光伏上網(wǎng)電價的差異主要由太陽能資源、建設投資、融資成本及財稅政策等條件差異造成。阿布扎比光伏項目太陽能資源條件較國內水平高出近40%，建設投資也較國內略低，加上較低的融資成本和優(yōu)惠的財稅政策，使阿布扎比光伏電價低于國內水平。我國可以不斷通過技術進步提高組件轉換效率和系統(tǒng)效率，并有效控制工程建設投資，縮小與國際先進項目差距，但融資、財稅優(yōu)惠等政策，需要有關部門統(tǒng)籌協(xié)調，給予更大支持，才能接近國際先進項目的經(jīng)濟性水平。

近年來，我國光伏產業(yè)快速發(fā)展，形成了從多晶硅提純、太陽電池制造、組件封裝到系統(tǒng)集成的完整產業(yè)鏈體系，我國光伏上網(wǎng)電價卻高于國際平均水平，我國光伏發(fā)電平價上網(wǎng)進程與光伏強國的地位不相匹配，主要是受土地、金融、稅負等非技術成本的影響。光伏電站的土地使用稅，各地征收標準從 0.6～12元/m2不等，按照二類太陽能資源地區(qū)10 MW光伏并網(wǎng)項目計算，相當于不同征收尺度下的同等電站每度電的成本相差近0.3元。除此以外，光伏行業(yè)發(fā)展還存在棄光限電的問題，使得年利用小時數(shù)縮減，對光伏電站投資者的收益產生影響。

綜上，建議既要通過光伏自身的技術進步促進成本下降，同時也要挖掘非技術成本的下降空間，應從土地、金融、稅負、限電等非技術方面同步提升，加強政策扶持，實現(xiàn)光伏平價上網(wǎng)。