光伏發(fā)電成本下降潛力和平價(jià)路徑研究

國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)能源研究所 ■ 時(shí)璟麗

國(guó)家可再生能源中心 ■ 劉建東

光伏發(fā)電成本下降潛力和平價(jià)路徑研究

國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)能源研究所 ■ 時(shí)璟麗*

國(guó)家可再生能源中心 ■ 劉建東

光伏發(fā)電成本在2010～2015年下降了70%以上，但在當(dāng)前化石能源外部成本未納入電力成本的定價(jià)機(jī)制下，光伏發(fā)電要在2020年實(shí)現(xiàn)平價(jià)仍面臨一定挑戰(zhàn)。本文以2015年為基年，剖析未來(lái)5年光伏發(fā)電成本下降潛力和成本下降關(guān)鍵環(huán)節(jié)，重點(diǎn)分析其自身技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)升級(jí)對(duì)成本下降的貢獻(xiàn)，并預(yù)測(cè)在未考慮政策實(shí)施影響情境下，光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)進(jìn)步對(duì)電價(jià)需求的影響?；诿弘婋妰r(jià)趨勢(shì)和外部性成本總結(jié)以及對(duì)可再生能源綠色證書(shū)創(chuàng)新機(jī)制的分析，提出我國(guó)光伏發(fā)電平價(jià)目標(biāo)實(shí)現(xiàn)條件和路徑。

光伏發(fā)電；成本；平價(jià)路徑

0　引言

我國(guó)光伏發(fā)電在近5年實(shí)現(xiàn)了高速發(fā)展，2016年6月底累計(jì)裝機(jī)超過(guò)6500萬(wàn)kW，在電力系統(tǒng)中的占比和電量貢獻(xiàn)不斷增大。通過(guò)分析光伏發(fā)電的資源潛力、技術(shù)進(jìn)步前景、產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)，發(fā)現(xiàn)其是促進(jìn)能源供應(yīng)轉(zhuǎn)型、實(shí)現(xiàn)2020年和2030年非化石能源占比目標(biāo)的重要戰(zhàn)略性能源之一。從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)性方面看，光伏發(fā)電近年來(lái)全產(chǎn)業(yè)鏈技術(shù)進(jìn)步顯著，成本大幅下降，系統(tǒng)單位投資和發(fā)電成本在2010～2015年間下降了70%以上；盡管如此，在當(dāng)前化石能源外部成本未納入電力成本的定價(jià)機(jī)制下，光伏發(fā)電電價(jià)需求仍顯著高于煤電。2014年國(guó)務(wù)院辦公廳印發(fā)了《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動(dòng)計(jì)劃(2014-2020年)》，提出到2020年光伏發(fā)電與電網(wǎng)銷(xiāo)售電價(jià)相當(dāng)?shù)墓夥l(fā)電經(jīng)濟(jì)性目標(biāo)[1]。為探討平價(jià)目標(biāo)實(shí)現(xiàn)的可能性，本文以2015年為基年，通過(guò)對(duì)光伏發(fā)電未來(lái)5年成本下降的潛力和關(guān)鍵環(huán)節(jié)進(jìn)行剖析，在不考慮限電、補(bǔ)貼拖欠和不合理土地稅費(fèi)等政策實(shí)施問(wèn)題對(duì)電價(jià)需求影響的前提下，重點(diǎn)分析光伏發(fā)電自身技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)升級(jí)對(duì)成本下降的貢獻(xiàn)，并提出光伏發(fā)電平價(jià)目標(biāo)實(shí)現(xiàn)的條件和路徑。

1　光伏組件成本影響因素和趨勢(shì)

光伏發(fā)電成本主要取決于太陽(yáng)能資源條件、系統(tǒng)初始投資、運(yùn)維及財(cái)務(wù)成本，電價(jià)需求還需要考慮稅收、金融和并網(wǎng)等政策。從當(dāng)前和近期看，光伏組件價(jià)格是決定光伏發(fā)電成本的最主要因素。以下以晶體硅光伏組件為例，分析成本影響因素和趨勢(shì)。

1.1影響因素

2008年后至今，國(guó)內(nèi)光伏制造業(yè)迅猛發(fā)展，光伏組件和系統(tǒng)成本降幅顯著，主要經(jīng)歷了以下幾個(gè)快速下降期：1) 2008～2010年是光伏組件第一個(gè)下降期，主要原因是多晶硅料價(jià)格的快速下降及行業(yè)技術(shù)總體進(jìn)步；2) 2010～2013年是第二個(gè)下降期，主要原因是全球經(jīng)濟(jì)危機(jī)導(dǎo)致的市場(chǎng)需求波動(dòng)，市場(chǎng)供大于求；3) 2013年后光伏組件價(jià)格下降速度變緩，國(guó)內(nèi)光伏市場(chǎng)環(huán)境、供需關(guān)系趨于穩(wěn)定與合理，2015年光伏組件價(jià)格穩(wěn)中有降，晶體硅光伏組件價(jià)格約在3.8元/W；4) 2016年6月后由于光伏發(fā)電電價(jià)政策調(diào)整帶來(lái)的“末班車(chē)”效應(yīng)，光伏組件價(jià)格又進(jìn)入下行期。

圖1　國(guó)內(nèi)晶體硅光伏組件價(jià)格變化情況

從構(gòu)成看，晶體硅光伏組件成本以輔材及硅料成本為主，兩項(xiàng)占比分別為54%和17%。晶體硅光伏組件成本可分解出組件轉(zhuǎn)換效率、硅利用率、輔材、設(shè)備折舊4個(gè)主要影響因素。經(jīng)敏感性分析，組件轉(zhuǎn)換效率提升是降低成本的最關(guān)鍵因素；其次是輔材成本的降低(包括金屬漿料、封裝玻璃、EVA、背板、邊框、切割線(xiàn)等)；同時(shí)，硅利用率的改善也將對(duì)組件成本降低起到一定的作用。

圖2　光伏組件成本影響因素敏感性分析[2]

1.2變化趨勢(shì)

1.2.1轉(zhuǎn)換效率提升空間

目前量產(chǎn)多晶硅光伏組件轉(zhuǎn)換效率一般為15%～17%，比單晶硅電池高出約1%。為鼓勵(lì)先進(jìn)產(chǎn)能，國(guó)家在2015年首個(gè)“光伏領(lǐng)跑者”計(jì)劃中規(guī)定，多晶硅和單晶硅光伏組件的光電轉(zhuǎn)換效率需要分別達(dá)到16.5%和17%以上。隨著效率的提升，單位面積的太陽(yáng)電池片功率將會(huì)提高，使得相同面積下光伏組件的峰值功率提升，在組件價(jià)格不變的情況下，單位功率的光伏組件成本價(jià)格下降。

“十二五”期間，太陽(yáng)電池轉(zhuǎn)換效率不斷提升，且在部分領(lǐng)域，我國(guó)已處于世界領(lǐng)先地位，如常州天合的p型多晶PERC電池、單晶PERC電池、IBC電池的轉(zhuǎn)換效率分別達(dá)到21.25%、22.13%和23.5%，均為世界第一。根據(jù)對(duì)國(guó)內(nèi)龍頭企業(yè)的調(diào)研分析，預(yù)計(jì)“十三五”期間，晶體硅光伏組件每年可保持0.2%～0.5%的絕對(duì)效率提升。如果按照“光伏領(lǐng)跑者”計(jì)劃晶體硅組件光電轉(zhuǎn)換效率對(duì)應(yīng)的峰值功率，156 mm×156 mm多晶硅組件效率增加1%，峰值功率相應(yīng)增加15 W，據(jù)此折算，晶體硅光伏組件在2015～2020年間預(yù)計(jì)有0.40～0.75元/Wp的下降空間。

1.2.2硅利用率提升潛力

硅利用率的改善依賴(lài)于切割損失的降低、硅片厚度的降低，以及組件轉(zhuǎn)換效率的提升。切割損失主要與切割技術(shù)有關(guān)，當(dāng)前市場(chǎng)上主要為多線(xiàn)切割，預(yù)計(jì)2020年硅片厚度可達(dá)到約120 μm，相比2015年的140 μm，有20 μm左右的降低空間。金剛石線(xiàn)切割是優(yōu)勢(shì)明顯的切割技術(shù)，具有更低的切割損失，硅片厚度預(yù)計(jì)可達(dá)到約100 μm，未來(lái)有大規(guī)模推廣潛力，預(yù)計(jì)至2020年金剛石線(xiàn)切割有望占單晶硅和多晶硅切割市場(chǎng)80%和20%的份額。

硅片厚度也與電池結(jié)構(gòu)有關(guān)。常規(guī)電池結(jié)構(gòu)由于背面鋁背場(chǎng)帶來(lái)的應(yīng)力，很難減少電池片厚度，厚度降低空間有限；但如果高效結(jié)構(gòu)電池實(shí)現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化，以新型背場(chǎng)技術(shù)代替鋁背場(chǎng)，就可大幅降低電池片厚度，甚至可達(dá)到約50 μm。

1.2.3硅料價(jià)格下降潛力

硅料價(jià)格是影響光伏組件價(jià)格的核心因素之一。過(guò)去十年，基于改良西門(mén)子工藝的多晶硅生產(chǎn)能耗水平降低明顯，從2007年的綜合電耗350 kWh/kg約降低到2015年的85 kWh/kg，降幅超過(guò)70%。隨著能耗的不斷降低，未來(lái)多晶硅仍存在一定降價(jià)空間。

傳統(tǒng)改良西門(mén)子法是應(yīng)用廣泛的硅料生產(chǎn)技術(shù)。除此之外，新的硅料生產(chǎn)技術(shù)開(kāi)始進(jìn)入規(guī)模應(yīng)用階段。如多晶硅流化床(FBR)法，具有低成本優(yōu)勢(shì)，能連續(xù)生產(chǎn)，成本可達(dá)到10美元/kg，預(yù)計(jì)2020年該技術(shù)可占據(jù)30%～40%的市場(chǎng)份額。根據(jù)保利協(xié)鑫分析，預(yù)計(jì)2015～2020年間顆粒硅成本下降率超過(guò)40%。如果按照2015年組件硅料成本0.68元/W計(jì)算，隨著硅利用率提升以及硅料價(jià)格和加工費(fèi)用的降低，晶體硅組件的硅料成本可下降0.3元/W。

1.2.4其他生產(chǎn)技術(shù)發(fā)展空間

光伏組件的技術(shù)進(jìn)步將落實(shí)在各個(gè)制造環(huán)節(jié)，其他一些措施目前也在不斷開(kāi)發(fā)應(yīng)用中，其規(guī)模應(yīng)用是降低組件成本的可能方式，如銀用量降低，銀漿的單片電池用量可能降至0.25 g；鑄錠爐尺寸可持續(xù)改善，更大尺寸的鑄錠爐在研發(fā)中，單爐尺寸將可能達(dá)到1200 kg以上；還有細(xì)化柵線(xiàn)改進(jìn)絲網(wǎng)印刷技術(shù)等。

考慮上述技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)升級(jí)因素，預(yù)計(jì)到2018年、2020年，晶體硅光伏組件價(jià)格可分別降到3元/W和2.7元/W，如圖3所示。

圖3　晶體硅光伏組件成本和價(jià)格預(yù)測(cè)

2　光伏平衡部件成本影響因素和趨勢(shì)

2.1逆變器系統(tǒng)趨勢(shì)

逆變器系統(tǒng)向智能化過(guò)渡，組串式與集中式逆變器可能共存，成本下降空間明顯。

逆變器是影響光伏發(fā)電系統(tǒng)最終發(fā)電量的重要平衡部件。目前光伏逆變器自身轉(zhuǎn)換效率已超過(guò)98%，接近轉(zhuǎn)換效率極值，然而受天氣、日照量等變化因素的影響，光伏電站發(fā)電呈波動(dòng)性，逆變器并未最優(yōu)化運(yùn)行。通過(guò)將電站與逆變器綜合優(yōu)化，使逆變器采用智能投切的方式，即可實(shí)現(xiàn)電量提升也可提升逆變器使用壽命，從而降低電站投資成本。同時(shí)，逆變器向高度集成化發(fā)展，直流集成單元、數(shù)據(jù)采集裝置、環(huán)境監(jiān)測(cè)設(shè)備等與逆變器實(shí)現(xiàn)集成，在減少占地的同時(shí)也可降低維護(hù)成本。此外，逆變器的技術(shù)發(fā)展將會(huì)影響電纜線(xiàn)徑規(guī)格的變化，從而大幅降低線(xiàn)纜及鋪設(shè)的成本。部分企業(yè)開(kāi)始推出采用SiC和GaN功率模塊的光伏逆變器產(chǎn)品。SiC內(nèi)阻很小，可節(jié)省母線(xiàn)電容?；?015年大型光伏電站逆變器價(jià)格水平(0.2～0.3元/W)，預(yù)計(jì)到2020年有0.10～0.15元/W的下降空間。

2.2通信和監(jiān)控系統(tǒng)趨勢(shì)

光伏電站通信和監(jiān)控系統(tǒng)逐漸由賣(mài)產(chǎn)品向賣(mài)服務(wù)轉(zhuǎn)型，拓展了監(jiān)控、數(shù)據(jù)采集、運(yùn)維分析等服務(wù)，引入云監(jiān)控、云管理服務(wù)，大幅降低通信和監(jiān)控的初始投資，同時(shí)提升電站效率；預(yù)計(jì)到2020年，該部分投資費(fèi)用可下降0.2～0.4元/W。其他如接線(xiàn)盒、匯流箱等設(shè)備及線(xiàn)路連接的成本隨著電子技術(shù)的提高和材料的改進(jìn)，也存在一定的成本下降空間，預(yù)計(jì)為0.1～0.2元/W。

3　光伏系統(tǒng)運(yùn)行維護(hù)成本趨勢(shì)

智能化運(yùn)維，即通過(guò)將大數(shù)據(jù)及云計(jì)算、物聯(lián)網(wǎng)技術(shù)等與能源領(lǐng)域結(jié)合，一方面可實(shí)現(xiàn)發(fā)電端的智能化運(yùn)營(yíng)維護(hù)，降低維護(hù)成本；另一方面可通過(guò)系統(tǒng)優(yōu)化及設(shè)備預(yù)防性預(yù)警，提高客戶(hù)的電站運(yùn)行效率和產(chǎn)出效率。

從運(yùn)維發(fā)展方向來(lái)看，運(yùn)維系統(tǒng)將在應(yīng)用的直觀(guān)性和便捷性方面、數(shù)據(jù)采集和分析的精確性和時(shí)效性方面，以及遠(yuǎn)程維護(hù)管理等方面，有更多的提升和發(fā)展。目前，電站基本實(shí)現(xiàn)了初級(jí)的智能運(yùn)維，隨著物聯(lián)網(wǎng)技術(shù)和信息化程度的提高，運(yùn)維水平將進(jìn)一步提高，費(fèi)用將有所下降?？紤]光伏系統(tǒng)投資的下降趨勢(shì)，預(yù)計(jì)2015～2020年間，光伏發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)維成本占光伏初始投資的比例變化不大，整個(gè)經(jīng)營(yíng)期間約為1.5%。

4　光伏發(fā)電電價(jià)需求分析

4.1系統(tǒng)投資變化趨勢(shì)

盡管2013～2015年光伏系統(tǒng)投資降低趨勢(shì)變緩，但根據(jù)上述分析，即使單純考慮光伏發(fā)電技術(shù)發(fā)展和產(chǎn)業(yè)升級(jí)，未來(lái)光伏發(fā)電成本仍有一定的降低空間。從近期看，預(yù)計(jì)2015～2020年間光伏發(fā)電系統(tǒng)投資仍可能實(shí)現(xiàn)1/4以上的降幅。不考慮儲(chǔ)能的并網(wǎng)光伏系統(tǒng)，預(yù)計(jì)到2018年初始投資可下降到7元/W以?xún)?nèi)，2020年可下降到約6元/W。

圖4　光伏發(fā)電系統(tǒng)投資變化預(yù)期

4.2集中光伏電站電價(jià)需求

按照目前光伏發(fā)電3類(lèi)電價(jià)分區(qū)的資源情況，對(duì)不同區(qū)域不同時(shí)間點(diǎn)的光伏發(fā)電電價(jià)需求進(jìn)行測(cè)算。3類(lèi)分區(qū)的年等效利用小時(shí)數(shù)分別采用1500、1300和1000 h。電價(jià)需求測(cè)算除考慮上述技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)升級(jí)關(guān)鍵點(diǎn)之外，還考慮了金融政策調(diào)整的影響，根據(jù)近期經(jīng)濟(jì)形勢(shì)分析及對(duì)國(guó)家開(kāi)發(fā)銀行等金融機(jī)構(gòu)的調(diào)研，預(yù)計(jì)“十三五”期間，5年期及以上基準(zhǔn)貸款利率存在下調(diào)1.0%～1.5%的可能性，即由目前的4.9%調(diào)整到3.4%～4.0%。其他政策因素則未予以考慮。

總體來(lái)說(shuō)，集中光伏電站電價(jià)需求在2015～2020年預(yù)計(jì)可下降約36%，從2015年的0.73～1.10元/kWh，降低到2020年的0.47～0.70元/kWh。

4.3分布式光伏發(fā)電電價(jià)需求

從目前情況和未來(lái)趨勢(shì)看，分布式光伏系統(tǒng)與集中光伏電站在投資水平方面的差別不大，但使分布式光伏系統(tǒng)發(fā)電成本和電價(jià)需求與集中光伏電站存在差異的主要因素有兩點(diǎn)：

1)年等效利用小時(shí)數(shù)。分布式光伏受安裝屋面傾角及周?chē)ㄖ锏纫蛩氐挠绊?，發(fā)電小時(shí)數(shù)一般少于集中式光伏電站，測(cè)算時(shí)按照同類(lèi)地區(qū)相差100 h考慮。

2)分布式光伏融資難度較大?？紤]分布式光伏系統(tǒng)特點(diǎn)(單個(gè)電站規(guī)模相對(duì)小、屋頂產(chǎn)權(quán)復(fù)雜)、投資特點(diǎn)和當(dāng)前成熟度尚不足的市場(chǎng)環(huán)境，其收益風(fēng)險(xiǎn)普遍高于集中光伏電站，融資成本也相對(duì)高于集中光伏電站。因此，測(cè)算時(shí)按照分布式光伏長(zhǎng)期貸款利率高于集中光伏電站水平15%考慮。

圖5　光伏發(fā)電電價(jià)需求測(cè)算結(jié)果

據(jù)此測(cè)算，分布式光伏系統(tǒng)電價(jià)需求在2015～2020年預(yù)計(jì)也可下降1/3以上，從2015年的0.78～1.23元/kWh，降低到2020年的0.53～0.80元/kWh。

5　光伏發(fā)電平價(jià)路徑分析和結(jié)論

“十三五”是我國(guó)從常規(guī)能源向清潔能源轉(zhuǎn)變、從傳統(tǒng)用能方式向現(xiàn)代用能方式轉(zhuǎn)變、從高碳到低碳轉(zhuǎn)變的重要時(shí)期。為了實(shí)現(xiàn)這一系列轉(zhuǎn)變，推動(dòng)能源生產(chǎn)和消費(fèi)革命，必須依托技術(shù)創(chuàng)新和技術(shù)變革。光伏產(chǎn)業(yè)在“十三五”時(shí)期也將不斷通過(guò)新技術(shù)、新工藝、新材料的研發(fā)和應(yīng)用加強(qiáng)精益制造，提升管理水平，不斷降低制造成本，提升發(fā)電效率，投資運(yùn)營(yíng)方也將積極建設(shè)能源互聯(lián)網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施，利用大數(shù)據(jù)技術(shù)提升發(fā)電收益。

圖6　2020年光伏發(fā)電電價(jià)需求和平價(jià)可能性分析

從實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電經(jīng)濟(jì)性平價(jià)目標(biāo)考慮，可初步得出以下結(jié)論：

1)在現(xiàn)有政策條件下，單純依靠光伏發(fā)電技術(shù)進(jìn)步、管理提升等可帶動(dòng)初始投資和運(yùn)行成本的下降，以及發(fā)電效率的提升，預(yù)計(jì)2015～2020年間，光伏發(fā)電成本和電價(jià)需求下降潛力在1/3以上。除了渝、川東、湘鄂部分地區(qū)等太陽(yáng)能資源條件較差地區(qū)外，在2018年前后可普遍實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電與工商業(yè)和工業(yè)用戶(hù)銷(xiāo)售電價(jià)平價(jià)；在2020年前后可以在I類(lèi)地區(qū)實(shí)現(xiàn)與居民用戶(hù)側(cè)銷(xiāo)售電價(jià)平價(jià)。

2)如維持當(dāng)前化石能源外部成本未納入電力成本的定價(jià)機(jī)制，單純依靠光伏發(fā)電技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)升級(jí)，2020年尚難以實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電在發(fā)電側(cè)平價(jià)。結(jié)合近期煤炭?jī)r(jià)格持續(xù)低迷、煤電超低排放改造帶來(lái)的成本上升、機(jī)組年發(fā)電等效利用小時(shí)數(shù)逐年下降等多種因素，保守預(yù)計(jì)2015～2020年間燃煤發(fā)電電價(jià)可能會(huì)維持在0.27～0.48元/kWh的水平(考慮到超低排放帶來(lái)的成本上升，增加0.005～0.020元/kWh)。但若將煤炭生產(chǎn)和運(yùn)輸環(huán)節(jié)外部性成本、燃煤發(fā)電的環(huán)境外部性成本、碳排放的外部性成本等因素納入煤電成本和電價(jià)需求，2020年前后在I類(lèi)大部分地區(qū)無(wú)限電情況下，光伏發(fā)電可以實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價(jià)。

3)創(chuàng)新機(jī)制將助力提前實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)目標(biāo)。2016年上半年，國(guó)家能源局頒布了《關(guān)于建立可再生能源開(kāi)發(fā)利用目標(biāo)引導(dǎo)制度的指導(dǎo)意見(jiàn)》，并就《關(guān)于建立燃煤火電機(jī)組非水可再生能源發(fā)電配額考核制度有關(guān)要求的通知(征求意見(jiàn)稿)》開(kāi)始征求意見(jiàn)，提出建立可再生能源綠色證書(shū)和交易機(jī)制。若化石能源外部性成本不予以考慮，但實(shí)施綠色證書(shū)制度，按照證書(shū)市場(chǎng)價(jià)格80～100元計(jì)算，煤電等為購(gòu)買(mǎi)證書(shū)將增加成本0.01～0.015元/kWh，同時(shí)，光伏發(fā)電將獲得相應(yīng)的證書(shū)收益，則2020年光伏發(fā)電I類(lèi)地區(qū)電價(jià)需求與煤電接近，大部分I類(lèi)地區(qū)可實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)。

[1] 國(guó)務(wù)院辦公廳. 能源發(fā)展戰(zhàn)略行動(dòng)計(jì)劃(2014-2020年) [EB/OL]. http://www.gov.cn/zhengce/content/2014-11/19/ content_9222.htm, 2014-06.

[2] Feldman David, Barbose Galen, Margolis Robert, et al. Photovoltaic System Pricing Trends. Historical, Recent, and Near-Term Projections[R]. NREL/PR-6A20-64898, 2015-08.

2016-08-29

時(shí)璟麗(1969—)，女，碩士、研究員，主要從事可再生能源政策方面的研究。shjingli2002@163.com