平價上網光伏發電項目經濟性評價、影響因素及對策

□王恒田 楊曉龍

一、引言

2019 年1 月頒布的《國家發展改革委 國家能源局關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》，鼓勵企業在光（風）資源、土地性質、電網消納等綜合因素好的區域投資不需要財政補貼的、基于平價上網（Grid-Parity）的光伏發電、風力發電項目[1]，表明我國光伏發電已逐步進入無需補貼的平價上網時代。2019 年全國各地申報的平價上網光伏發電項目總容量超過22.7GW①，然而自2019 年開始實施平價上網政策以來，平價上網光伏發電項目推動的并不順利，除有公開報道的中國電力國際有限公司遼寧朝陽500MW②項目宣布2019 年年底并網外，其他項目的實施效果并不理想。

習近平總書記曾指出：綠水青山就是金山銀山。因此，研究光伏發電成本下降的驅動因素、建立平價上網光伏發電項目經濟性評價方法、分析并解決影響平價上網光伏發電項目經濟性評價的障礙，對進一步大力推動光伏發電的發展和促進中國能源結構轉型升級有重要現實意義。

二、相關研究文獻評述

社會經濟的轉型升級和傳統化石能源消耗帶來的環境污染問題，引起了人們對能源供給安全的思考和對可再生能源需求的迅速增加。太陽能光伏發電由于具有環境友好性、社會影響正向性等良好的外部效應而受到社會各界的重視[2]。雖然光伏發電具有良好的安全性、環保性和社會性，但是由于其初始投資成本高、回收周期長、投資風險大等特點，導致光伏發電在與傳統燃煤機組發電競爭時常處于成本上的劣勢[3]。

在光伏發電推廣應用領域走在世界前列的國家，大多以財政補貼的方式作為彌補光伏發電成本高、缺乏市場競爭力的手段。我國自2011 年以來執行的是基于度電補貼的標桿上網電價（FIT，Feed in Tariff）政策，這一政策有效促進了我國光伏發電事業的啟動和快速發展。據國家能源局發布的年度信息，2019 年我國光伏發電新增裝機量為30.1GW，累計裝機量達204.7GW，兩個指標均居世界第一位。大規模的裝機量在財政補貼背景下，意味著對補貼資金的巨額需求，如何使補貼逐步退坡以降低財政負擔并在平價上網的基礎上推廣光伏發電項目，成為可再生能源政策制定者急需解決的問題。

眾多學者對光伏發電成本下降的原因進行了多角度研究并取得了豐碩的成果。Jinho Jung 和Wallace E.Tyner（2014）研究發現，不同政策組合可以使光伏發電系統的電價迅速下降，這一促進作用對屋頂系統和大型地面電站項目都非常明顯[4]。Nishant Rohankar，A.K（2016）等分析了印度中央政府和聯邦政府的政策，發現固定上網電價（FIT）、新能源購買義務（RPO）、綠證交易（REC）、固定資產加速折舊、長期固定的電力購買合同（PPAs）等多種政策促使光伏發電上網電價從2010 年的0.27 美元/kWh 下降到2015 年的0.0922 美元/kWh[5]。國際可再生能源署（IRENA）研究發現，技術進步、規模經濟發展，特別是公開拍賣（Auction）制度的舉行使得2019 年全球光伏發電成本比2010 年下降了82%，平均成本已達0.068 美分/kWh[6]。王璐等（2014）對德國光伏發電上網價格下降歷程研究指出：技術創新支持、稅收支持、電網接入支持和規模經濟都能使光伏發電成本持續下降[7]。張運洲（2019）等對中國“后補貼時期”新能源發展趨勢進行分析，提出以降低除設備和土地外的非技術成本、制定差異化政策以提高可再生能源的經濟性[8]；柳君波（2019）等以中國331 個城市為研究對象對分布式光伏發電進行經濟性評價發現：寬松的金融政策、積極的電價政策和產業技術進步都能顯著降低光伏發電成本，提高光伏項目的經濟性[9]。

三、光伏發電上網電價下降驅動因素分析

太陽能光伏發電在我國經過10 余年的發展，在各級政府出臺的鼓勵政策的支持下，安裝量迅速上升，上網電價逐步下降。2020 年與2011 年相比，其上網電價下降的幅度為64.34%，在綜合資源較好的地區已具備了平價上網的條件，我國光伏發電標桿上網電價的下降歷程如表1 所示。

眾多學者和業內專家對促進我國光伏發電上網電價下降的驅動因素和進一步降低光伏發電成本以期擴大其應用規模進行了大量研究，并得出了有益的結論。從目前研究成果來看，大都從政策視角進行，而忽略了光伏產業技術創新和國際市場發展低碳經濟的需求帶來的推動作用。

（一）鼓勵政策對上網電價下降的效用分析

我國光伏發電上網電價先后經歷了：“特許權”招標(2009 年)、標桿上網電價（2011 年）和競爭性上網電價（2019 年）三個發展階段。國家發改委2011 年8 月頒布的《國家發展改革委關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》，標志著我國光伏發電進入基于標桿上網電價的時代，準予規定期限內并網投產的項目20年的固定上網電價，并規定上網電價將根據成本變化適時動態調整。標桿上網電價政策的實施，在光伏發電度電成本較高的情況下，以財政補貼的方式彌補了其成本劣勢，提高了光伏發電的經濟性，進而啟動了光伏發電在我國的快速發展。新增裝機規模擴大帶來的規模效應，有力促進了光伏發電成本的快速下降。我國光伏發電2011 年至2019 年新增裝機量如圖1 所示。

表1 2011 年-2020 年我國光伏發電標桿上網電價下降歷程 單位：人民幣 元/kWh(含稅)

圖1 2011 年-2019 年我國光伏發電新增裝機量

根據投資成本變化和技術進步情況，國家能源局對光伏發電標桿上網電價逐步下調，下調幅度在2016年以后顯著加速擴大。究其原因是：為貫徹國家供給側改革戰略，國家能源局于2015 年推出了以促進產業技術進步帶動發電成本下降的“領跑者”計劃。“領跑者”計劃先后推行了三期：2015 年第一期大同光伏發電“領跑者” 計劃對主設備提出了較高的技術標準，但電價執行的是當年的標桿上網電價；2016 年第二期和2017 年第三期“領跑者”計劃對主設備設置了更高的技術門檻，還把上網電價在標桿上網電價基礎上降低至少10%作為參與競標的要求。圖2 顯示了三期光伏發電“領跑者”項目對于促進上網電價下降的效果。

（二）技術創新對上網電價下降的效用分析

光伏產業屬于我國戰略新興產業，技術創新是我國光伏產業核心競爭力的最主要來源之一，李鳳梅（2017）等研究發現，我國制定的太陽能產業相關鼓勵政策對于促進我國光伏產業的技術創新能力、提升企業績效有明顯的正向促進作用[10]，從而能帶動光伏發電成本的下降。

光伏發電“領跑者”計劃對主設備設置了較高的技術標準：第一期山西大同“領跑者”項目要求太陽能電池板的轉換效率為行業最高標準：單晶硅為17%、多晶硅為16.5%；第二期山西陽泉、內蒙包頭、山東濟寧等7 個“領跑者”項目提出的技術要求進一步提高，單晶硅和多晶硅的轉換效率分別為18.04%和17.5%；第三批山西壽陽、青海格爾木、陜西渭南等10 個“領跑者”項目的技術指標再度提高，單晶硅和多晶硅的轉換效率為18.7%和17.9%。除了對光電轉換效率提出嚴格要求，“領跑者”項目均提出鼓勵企業應用不同的技術路線：除了傳統的技術路線，鼓勵應用單晶背鈍化、多晶黑硅、N 型雙面技術、異質結（HIT）技術等[11]。技術標準的提高激發了我國光伏產業對技術創新投入的動力，領先企業紛紛加大研發資金投入開發新產品以降低光伏電項目的投資水平。各主要企業的研發投入情況如表2 所示：

圖2 三期“領跑者”項目電價降幅對比(單位：元/kWh)

表2 部分領先光伏企業研發投入情況匯總

表2 表明在 “領跑者” 項目高技術門檻和低電價的驅動下，我國主要光伏企業平均研發投入比例為3.29%，顯著高于2018 年全國創新經費支出占GDP2.19%的比例。

衡量企業技術創新績效的直接標準是知識和技術的產出，其成果體現為科技論文發表量和專利的申請量[12]，專利為技術創新成果的第一階段，低質量的專利只會帶來創新資源的浪費，只有專利轉化為生產力，并發揮其經濟效益和社會效益，才體現技術創新的最終價值[13]。技術創新成果轉化為生產力在光伏行業表現為：光伏產品光電轉換效率（Conversion Efficiency）的提高，研究發現光電轉換效率的提升能顯著降低光伏發電的度電成本，其貢獻比約為1：9。故采用光電轉換效率衡量技術創新對光伏發電上網電價下降的影響，技術創新驅動下我國光伏電池轉換效率提升情況如圖3 所示。

（三）國際市場需求對上網電價下降效用分析

國際社會關注能源供應安全和倡導低碳經濟的背景下，各主要國家對可再生能源的應用提出了明確規劃。2002 年在南非約翰內斯堡舉行的全球峰會，將可持續發展和低碳經濟提高到了全新的戰略高度。約翰內斯堡全球峰會后德國修訂了《可再生能源法》，率先制定了鼓勵太陽能光伏發電推廣應用的政策。2016 年《巴黎氣候協定》生效后，全球近150 個國家和地區設定了可再生能源發展和碳減排的目標，世界各地對可再生能源需求持續增長，由于太陽能光伏發電具有低碳環保、資源豐富等天然優勢，成為各國改善能源結構、推進低碳經濟發展的首選。我國光伏產業由于具有產業鏈齊全、技術水平先進、成本競爭力強等獨特的產業優勢，國際市場對我國光伏產品的需求量逐年攀升：2019 年我國光伏產品出口數量為66.8GW，為全球光伏發電貢獻了近75%的產品（66.8GW/89.9GW）。

圖3 我國太陽能電池轉換效率提升情況（2010-2019）

作為“外向型”產業的光伏產業，出口貿易對于提高我國光伏產業的創新能力有明顯的正向效應：為了滿足國際市場的技術需求，嚴格按照出口的質量標準進行生產，促使我國光伏企業在生產過程中引進先進技術裝備、持續加大研發投入，其結果是顯著提高了我國光伏產業的創新能力[14]。歐洲、美國和日本作為光伏發電應用普及最快的國家和地區，對我國的光伏產品提出了嚴苛的質量要求：從反向電流（Reverse current）測試到太陽能電池片的拉拔力試驗，再到太陽能電池片水煮試驗、雙85 測試（3 倍雙85 測試）、PET 材料耐老化水煮試驗等。嚴格的質量要求促使我國光伏企業進行技術改造和提升，通過持續的技術進步，我國太陽能光伏產業掌握了行業關鍵技術并提升了技術創新能力，創新能力的提升則顯著提高了光伏發電的成本競爭力。

四、平價上網光伏發電項目經濟性分析

在平價上網背景下光伏發電項目的投資主體是各類企業，在進行投資活動時經濟性評價將作為企業投資決策的重要參考。

（一）經濟性影響因素分析

平價上網時代光伏發電項目將在無補貼的條件下運行，其經濟性主要受發電成本（LCOE，Levelized Cost of Energy）（投入）和當地燃煤標桿上網電價或工商業電價（產出）的影響。

1.平價上網項目發電成本構成

光伏發電項目是典型的一次投入、長期收益的項目，其投資成本按投入階段不同可分為靜態投資成本和運營維護成本。光伏發電項目靜態投資成本包括前期開發成本、勘察設計成本、設備投資成本、基建投資成本、財務成本、土地成本及其他雜項費用。其中設備投資是總成本中的最主要部分，通常占總投資成本的70%-75%；運營維護成本是光伏發電項目投入生產運行后的日常運營維護成本，主要包括備品備件購置、日常維護檢修、故障處理、人員成本及相關保險成本，通常占單位投資的2%左右。

2.平價上網項目發電收入構成

平價上網光伏發電項目的收入主要是電費收入：集中式光伏發電項目和全額上網的分布式光伏發電項目，其生產的電量全部出售給當地電網，其電費結算的依據是當地燃煤發電標桿上網電價，因此計算經濟性的依據是當地燃煤發電標桿上網電價并根據能源成本變化作出合理的預測；“自發自用、余電上網”的分布式光伏發電項目，其主要收入來源是向一般工商業用戶出售電力所收取的電費，余電部分則出售給電網，因此平價上網分布式光伏發電項目在進行經濟性評價時，既要考慮當地的工商業電價，也要同時考慮當地的燃煤發電標桿上網電價。

（二）平價光伏發電項目經濟性評價模型

1.評價方法選擇

項目投資經濟效果評價的指標包括投資回收期（K）、投資收益率（R）、內部收益率（IRR）、凈現值（NPV）、資本金收益率等，通常采用內部收益率作為評價光伏發電項目經濟性的依據。其定義為：資金流入現值總額與資金流出現值總額相等且凈現值等于零時的折現率，其經濟涵義為：在項目的整個壽命周期內按利率（折現率）計算始終存在未被收回的投資，而項目結束時全部投資恰好被收回[15]。

2.評價測算模型

內部收益率的一般通用模型為：

式中：NPV 為凈現值；IRR 為內部收益率；n 為項目生命周期；t 為項目運行年份；CIt為第t 年現金流入額；COt為第t 年現金流出額。

根據光伏發電項目的特點，調整后的內部收益率模型為：

式中：N 為光伏項目生命周期（通常為20 年）；n 為光伏項目運行年份；r 為折現率，當收入的凈現值等于成本的凈現值這一等式成立時即為項目的內部收益率。

Cn為第n 年的項目總支出，其計算公式為：

式中：Depn為第n 年光伏項目折舊費用；O&Mn為光伏項目第n 年運營成本；VATn為光伏項目第n 年的增值稅支出；INtax_n 為光伏項目第n 年所得稅支出；Wn為光伏項目第n 年的貸款利息支出；Othersn為光伏項目第n 年的營業外支出，包括地方政府捐贈和新產生的稅費；PerkWIn 為光伏項目的每千瓦投資成本；Size為光伏項目裝機量；α 為光伏項目殘值比例 （通常為5%）；β 是光伏項目的折舊年限 （通常為20 年）；O&M_rate 為光伏項目年運營成本占初始總投資的比重；En為光伏項目的年發電量；Pn為第n 年光伏項目的綜合上網電價；VAT_rate 為增值稅稅率；Un為光伏項目第n 年的發電小時數；OBn為光伏項目第n 年的其他收入，包括地方政府提供的各類補貼及碳交易收入等，由于本次旨在計算平價上網光伏發電項目經濟性評價，因此一般不考慮國家補貼。

五、經濟性影響因素分析及算例驗證

（一）“棄光”隱憂存在，影響經濟性

太陽能光伏發電因其內在物理性能導致能量密度低，在性能上屬于間歇性能源，裝機主要在東北、華北、西北地區，集中裝機的地區的電網消納能力有限，且長距離跨區輸送通道不暢、成本高，在快速發展過程中出現了限制發電、不能全額上網的現象（“棄光”）。雖然近幾年國家出臺的一系列政策有力促進了光伏發電上網問題的解決，有效降低了“棄光”比例，但這一問題沒有得到徹底解決。2019 年光伏發電利用小時數為1169 小時，比2018 年上升54 小時，全國總“棄光”率為2%，較2018 年下降1%，但西北地區的新疆和甘肅2019 年全年的“棄光”率分別為7.4%和4.0%，青海作為特例由于新能源外送基地的啟動建設，“棄光”率反而從2.5%上升到了7.2%，情況進一步惡化。

不能全額上網嚴重影響投資企業的售電收入，降低了已投運光伏發電項目的經濟效益，也影響了企業對光伏發電項目再投資的信心。在進行平價上網光伏發電項目的經濟性評價時，如果將“棄光”因素一并考慮，內部收益率就可能因售電收入打折而不滿足企業的基本要求。

（二）非技術成本高企、影響經濟性

光伏發電屬于可再生能源，是我國七大戰略新興產業之一。為了支持光伏發電的發展，由各級發改委牽頭，相關部門出臺了一系列配套政策，但由于部門間的信息傳遞不及時和鼓勵政策的不能配套銜接，導致政策錯位現象較為突出，不但不能支持光伏行業的快速發展，反而提高了影響其經濟性評價的非技術成本。較為突出的三項非技術成本為：土地稅費、電網接入投資和資金使用成本。光伏發電可使用的土地為未利用地、宜林地和一般農用地。2019 年由于國稅、地稅合并，眾多地區的國稅局要求已經并網發電的光伏發電企業繳納耕地占用稅，而此項稅費在歸地稅管轄時是豁免的；根據《可再生能源法》規定，電網企業負責投資建設新能源發電項目的接網工程或以補貼形式對自建接網工程的企業按電壓等級給予不同額度的補貼，在實際操作中由于電網決策時間長，難以滿足光伏發電項目的工期需求，光伏發電企業須自行投資建設接網工程，這部分投資約為0.4 元/瓦-0.5 元/瓦，而法律規定的接網工程補貼則沒有執行到位；光伏發電屬于長期固定資產投資，企業均需向銀行融資，從事光伏發電的民營企業所能獲得的融資利率與國有企業有明顯的差別，國有企業的融資成本一般為銀行貸款的基準利率或下浮，而民營企業的融資成本則高出國有企業30%-40%。

土地稅費、接網工程費用和高企的融資成本合計影響光伏發電企業內部收益率3-4 個百分點，在面臨較大的投資機遇時，三項成本可能會成為光伏發電項目不能滿足經濟性評價的障礙。

（三）補貼拖欠，政策可靠性不足

《可再生能源法》規定：電網（國網、南網、地方網）全額收購可再生能源的電量，可再生能源電價與燃煤電價之間的差額由可再生能源發展基金進行補足。2007 年1 月生效的《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》對可再生能源發展基金的來源、征收標準和依據做了明確說明，并制定了電價補貼的申請程序、結算程序等相關配套流程[16]。可再生能源附加自制定以來歷經多次調整：2006 年度電征收為0.001 元/kWh、2007 年調整至0.002 元/kWh、2009 年調整至0.004 元/kWh、2011 年調整至0.008 元/kWh、2013 年調整至0.015 元/kWh、2016 年調整為0.019 元/kWh。盡管可再生能源電價附加的征收標準逐步上調，但上調的幅度落后于可再生能源發展的步伐，發展的不協調造成了巨大的可再生能源補貼缺口。據不完全統計，這一缺口在2018年年底接近1900 億元，2019 年補貼缺口累計達2500 億元。

補貼的拖欠影響了企業現金流回籠，造成了企業經營困難：企業缺少對投運光伏發電項目正常運營維護的資金，亦缺少發電項目擴大再投資和技術研發活動的資金，影響光伏發電項目的收益，同時投資企業對國家政策執行的不確定性存有疑慮。出售持有電站以回籠資金甚至維持生存的電站交易應運而生。據統計2018 年下半年的光伏電站交易為11 起，交易量1295MW，交易金額近90 億元人民幣[17]。2019 年光伏電站交易更加頻繁，出售方多為現金流枯竭而難以為繼的民營企業，收購方多為央企和地方國有企業，據公開可查詢數據2019 年交易量超過3400MW[18]。

（四）經濟性評價算例驗證

根據調查研究，本文試以河北張家口某200MW 光伏電站為例，驗證在理性情況下和極端情況下同一光伏發電項目不同的內部收益率。測算結果表明：理性條件下該光伏電站的內部收益率滿足投資要求，而在極端情況下該光伏發電項目不具備經濟性（如表3 所示）。

六、對策與建議

推動可再生能源的持續發展，對我國在2030 年達到碳排放峰值、2060 年實現碳中和有重要戰略意義。在平價上網時代進一步推廣光伏發電，提高光伏發電項目的經濟性尤為重要，針對現有問題提出如下對策與建議：

表3 某200MW 光伏電站內部收益率測算驗證

（一）政府層面

1.保障全額上網，提高電站經濟性

不能全額上網，已成為影響平價光伏發電項目經濟性評價的重要因素。保障全額上網的措施包括：加快新能源基地外送特高壓通道的建設和改造已建成特高壓以提高電力輸送能力；研究新能源電力跨省調度方法，完善跨區域調度機制；落實可再生能源保障上網小時數機制并對各地電網建立嚴格獎懲措施。上述措施能為新建平價上網光伏項目經濟性評價提供有力保障。

2.強化政策配套，降低非技術成本

在當前投資水平下，三項非技術成本在整體投資成本中占比約為15%-20%，對光伏發電經濟性評價影響極大。降低光伏發電項目非技術成本的政策措施包括：稅務機關明晰土地稅費制度，落實可再生能源的所得稅、增值稅優惠政策；嚴格執行《可再生能源法》的規定，落實結網工程費用；設立可再生能源專項發展基金，創造平等的融資環境。

3.有序解決遺留，確保不再新增

解決歷史形成的補貼拖欠可有效改善光伏發電企業的經營狀況，具體對策包括：嚴格落實國家財政部2020 年3 月16 日公布的《關于開展可再生能源發電補貼項目清單有關工作的通知》，并出臺細化政策使通知內容盡快落地實施；嚴格落實國家發改委、能源局2020 年2 月5 日頒布的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，規范綠色電力證書交易和新能源強制配額制。對于新增競價光伏發電項目要做到上網電費和補貼及時結算；對于新增平價上網光伏發電項目做到“月清月結”，確保再無新增的補貼拖欠。

(二)企業層面

1.加大研發投入，以技促效

創新是我國光伏產業核心競爭優勢和可持續發展能力的重要來源。我國光伏產業提高創新能力的路徑包括：加大自主研發投入和加強人才隊伍培養的同時，積極參與開放式創新，加強與產業鏈上下游、科研院所等外部機構的合作創新；依靠國外銷售渠道和資源在德國、美國、日本等技術前沿國家建立合作研發中心以提高新產品的開發速率，依靠核心技術進步和新產品的應用促進光伏發電成本下降以提高光伏發電項目的經濟性。

2.研判政策，優化布局

光伏發電產業到目前為止一直屬于政策驅動性產業，從事光伏電站投資的企業應在國家宏觀政策指導下結合區域政策、地區資源和自身優勢合理安排開發布局和開發規模，有策略的開發項目：在開發布局上優選消納資源好的地區如山東、浙江、廣東、江蘇等地開發建設平價上網分布式光伏項目；在內蒙、新疆、東三省等具有政策優勢和土地資源豐富的地區開發大型地面光伏電站項目。

3.搶抓機遇、融合創新發展

創新融合能有效提高平價上網光伏發電項目的經濟性，光伏企業應結合新技術、抓住新機遇以實現光伏發電產業的融合、創新發展。前期開發階段應結合綜合能源服務、區域增量配網、儲能等新技術，拓展光伏電站的商務模式；以大數據、人工智能、云計算、區塊鏈等新技術，走智能化之路，努力降低后期成本；同時抓住新基建等新的市場機遇，以商務和技術融合手段建立新的業態，全方位提高平價上網光伏發電項目的經濟性。

注：

①GW 為發電裝機容量計量單位，1GW=1000MW。

②MW 為發電裝機容量計量單位，1MW=1000，000W。