分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目成本收益分析

李青麗

(上海太陽能科技有限公司，上海 201108)

全球范圍內(nèi)，2017年可再生能源發(fā)電已達(dá)到全球發(fā)電量凈增加值的70%。根據(jù)REN21統(tǒng)計(jì)， 全球 2017 年可再生能源新增裝機(jī)178 GW，較 2016 年同比增長9%，其中光伏新增裝機(jī)占比超過55%，風(fēng)電新增裝機(jī)占比達(dá)到29%。2017年可再生能源發(fā)電占全球發(fā)電量凈增加值的比例從2016年的63%上升至70%，占總發(fā)電量比例達(dá)到26.5%，其中水電占比16.4%，風(fēng)電占比5.6%，光伏占比19%。截至2018年6底，我國可再生能源發(fā)電裝機(jī)達(dá)到6.8億kW，同比增長13%。其中，光伏發(fā)電裝機(jī)超過1.5億kW，分布式光伏發(fā)電新增1 224萬kW，同比增長72%。

繼2018年5月31日國家發(fā)展改革委、財(cái)政部、國家能源局下發(fā)《關(guān)于2018年光伏發(fā)電有關(guān)事項(xiàng)的通知》發(fā)改能源(2018)823號文(下文簡稱“5.31政策”)，國家為促進(jìn)光伏行業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展，提高發(fā)展質(zhì)量，加快補(bǔ)貼退坡，相繼下調(diào)新投運(yùn)之光伏地面電站及分布式發(fā)電項(xiàng)目補(bǔ)貼[1-3]。新政策的出臺對光伏項(xiàng)目產(chǎn)生較大的影響，本文以工商業(yè)分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目為研究對象，對分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目成本收益進(jìn)行分析。

1 分布式光伏發(fā)電工程經(jīng)濟(jì)效益

分布式光伏發(fā)電全生命周期可劃分為四個(gè)階段：可研階段、設(shè)計(jì)階段、建設(shè)階段、生產(chǎn)運(yùn)營階段。通過分析分布式光伏項(xiàng)目工程經(jīng)濟(jì)效益，測算運(yùn)營期25年整個(gè)項(xiàng)目生命周期的情況，考察項(xiàng)目的盈利能力。目前，影響分布式項(xiàng)目投資收益率主要有度電成本、并網(wǎng)模式、補(bǔ)貼政策等因素。

1.1 度電成本

度電成本貫穿于分布式光伏發(fā)電的整個(gè)生命周期，與項(xiàng)目的初始投資、項(xiàng)目壽命期、折現(xiàn)率、年均發(fā)電量、年均運(yùn)維費(fèi)用等因素有關(guān)。分布式光伏電站的初始投資主要包括太陽能電池組件、電氣設(shè)備、電力電纜、土建安裝費(fèi)用、調(diào)試費(fèi)用、并網(wǎng)模式及其他費(fèi)用等。

1.1.1初始投資

從分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目初始投資來看，太陽能電池組件占系統(tǒng)成本的55%左右，電氣設(shè)備成本及土建費(fèi)用約占35%。隨著國家5.31政策影響加劇及全球補(bǔ)貼政策影響，組件價(jià)格呈逐步下降趨勢，光伏市場供大于求，光伏組件可以通過提高工藝水平降低生產(chǎn)成本，還可以通過技術(shù)進(jìn)步提高電池轉(zhuǎn)換效率，從而攤薄單位成本。目前，常規(guī)太陽能電池組件含稅價(jià)格降至2元/W以內(nèi)，高效組件價(jià)格也僅為2.3元/W。組件價(jià)格占系統(tǒng)成本比例降低至45%左右，電氣設(shè)備成本及土建費(fèi)用占40%。逆變器、并網(wǎng)柜、電纜、二次監(jiān)控設(shè)備、支架、水泥、基礎(chǔ)、橋架、防雷接地等下降空間有限，價(jià)格相對剛性，不具備大幅下降的條件。組件價(jià)格下降，以致光伏發(fā)電每瓦裝機(jī)成本大幅下降，光伏項(xiàng)目初始投資逐步降低，平價(jià)上網(wǎng)正逐步推進(jìn)。

假設(shè)條件：以上海1 MW工商業(yè)低壓并網(wǎng)自發(fā)自用項(xiàng)目為例，考慮組件成本下降，按6元/W單位建設(shè)成本及5元/W單位建設(shè)成本分別建立模型測算不同初始投資對度電成本的影響。不同初始投資對度電成本的影響見表1。表1中的財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率測算已考慮國家補(bǔ)貼(0.32元/kWh，20年)及上海市補(bǔ)貼(0.25元/kWh,5年)。

表1 不同初始投資對度電成本的影響

1.1.2發(fā)電量

對度電成本影響較大的另一個(gè)因素為發(fā)電量。根據(jù)中國氣象局發(fā)布的2017年《中國風(fēng)能太陽能資源年景公報(bào)》，全國太陽能資源地區(qū)性差異較大、總體上呈現(xiàn)高原、少雨干燥地區(qū)大;平原、多雨高濕地區(qū)小的特點(diǎn)。2017年，我國東北、華北、西北和西南大部年最佳斜面總輻射量超過1 400 kWh/m2，首年利用小時(shí)數(shù)在1 200 h上，其中新疆東南部、青藏高原、甘肅西部、內(nèi)蒙古、四川西部等地的年最佳斜面總輻射超過1 800 kWh/m2，首年利小時(shí)數(shù)在1 500 h以上，局部超過1 800 h；重慶南部、貴州北部、湖南西北部以及湖北西南部地區(qū)，年最佳斜面總輻射量在10 001 kWh/m2以下，首年利用小時(shí)數(shù)小于900 h。此外陜西南部、河南、安徽、江蘇、四川東部、湖北大部、江西、湖南大部、浙江、福建、臺灣、廣州、福建、廣西中兩、貴州西南部等地的年最佳斜面總輻射量在1 000～1 400 kWh/m2之間。

光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電效率會受到各種因素的影響進(jìn)而減少發(fā)電量，主要影響因素為光伏溫度因子、光伏陣列的損耗(組件匹配損耗和組件污穢影響)、低壓線損及并網(wǎng)逆變器轉(zhuǎn)換效率、并網(wǎng)逆變器輸出至高壓電網(wǎng)的傳輸效率、太陽能電池組件的可利用率、太陽能電池組件的自衰減等。

假設(shè)條件：以上海1 MW工商業(yè)低壓并網(wǎng)自發(fā)自用項(xiàng)目為例，靜態(tài)投資5元/W，自用電價(jià)0.85元/kWh。分別測算在不同利用小時(shí)數(shù)700～1 500 h各財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率情況。不同利用小時(shí)數(shù)對度電成本、財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率的影響見表2。表2中的財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率測算已考慮國家補(bǔ)貼(0.32元/kWh，20年)及上海市補(bǔ)貼(0.25元/kWh,5年)。

表2 不同利用小時(shí)數(shù)對度電成本、財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率的影響

1.2 并網(wǎng)模式

并網(wǎng)模式即是影響初始投資的因素之一，也是影響財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率的重要因素。目前，工商業(yè)分布式項(xiàng)目并網(wǎng)模式按照并網(wǎng)電壓等級分為低壓并網(wǎng)和高壓并網(wǎng)；按消納方式分為：自發(fā)自用和自發(fā)自用余電上網(wǎng)。

1.2.1低壓并網(wǎng)和高壓并網(wǎng)

光伏項(xiàng)目高壓并網(wǎng)取決于以下因素：光伏系統(tǒng)需接入用戶自身高壓變壓器；光伏裝機(jī)容量較大，用戶無法完全內(nèi)部消納，需要上網(wǎng)送電。相對于低壓并網(wǎng)，高壓并網(wǎng)需額外增加升壓變壓器，高壓開關(guān)柜、升壓變壓器基礎(chǔ)等成本。建設(shè)成本會增加0.5元/W左右。

假設(shè)條件：以上海1 MW工商業(yè)低壓并網(wǎng)和高壓并網(wǎng)自發(fā)自用項(xiàng)目為例，電價(jià)0.85元/kWh，按380 V低壓并網(wǎng)靜態(tài)投資5元/W，以及10 kV高壓并網(wǎng)靜態(tài)投資5.5元/W，分別測算兩種并網(wǎng)模式的收益情況。380 V低壓并網(wǎng)和10 kV高壓并網(wǎng)對度電成本、財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率的影響見表3。表3中的財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率測算已考慮國家補(bǔ)貼(0.32元/kWh，20年)及上海市補(bǔ)貼(0.25元/kWh,5年)。

表3 380 V低壓并網(wǎng)和10 kV高壓并網(wǎng)對度電成本、財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率的影響

1.2.2自發(fā)自用和自發(fā)自用余電上網(wǎng)

全部自發(fā)自用一般用于用戶側(cè)用電負(fù)荷較大、且用電負(fù)荷持續(xù)、一年中很少有停產(chǎn)或者半停產(chǎn)發(fā)生的情況，即使放假期間，用戶的用電維持負(fù)荷大小也足以消納光伏電站發(fā)出的大部分電力。自發(fā)自用余電上網(wǎng)是指分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)電力主要由用戶自己使用，多余電量送入電網(wǎng)。

假設(shè)條件：以上海1 MW工商業(yè)高壓并網(wǎng)自發(fā)自用項(xiàng)目為例，自用電價(jià)0.85元/kWh，靜態(tài)投資5.5元/W,自發(fā)自用余電上網(wǎng)比例分別為80%和20%，測算兩種并網(wǎng)模式的收益情況。自發(fā)自用和自發(fā)自用余電上網(wǎng)并網(wǎng)模式下對財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率及投資回收期的影響見表4。表4中的財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率測算已考慮國家補(bǔ)貼(0.32元/kWh，20年)及上海市補(bǔ)貼(0.25元/kWh,5年)。

表4 自發(fā)自用和自發(fā)自用余電上網(wǎng)并網(wǎng)模式下對財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率、投資回收期的影響

1.3 補(bǔ)貼

根據(jù)國家5.31政策，新投運(yùn)的、采用“自發(fā)自用余電上網(wǎng)”模式的分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目，全電量度電補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)降低0.05元，即補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)調(diào)整為每千瓦時(shí)0.32元(含稅)。采用“全額上網(wǎng)”模式的分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目按所在資源區(qū)光伏電站價(jià)格執(zhí)行。截止到今年5月底國家安排的1 000萬千瓦分布式光伏建設(shè)規(guī)模已用完，2018年5月31日后并網(wǎng)的分布式項(xiàng)目不納入國家許可的規(guī)模管理范圍，由地方根據(jù)自身財(cái)力、消納能力等依法予以支持。

從光伏行業(yè)來看，政策的收緊及組件價(jià)格大幅下降導(dǎo)致光伏加速進(jìn)入平價(jià)上網(wǎng)時(shí)代。分布式光伏以自發(fā)自用和自發(fā)自用余電上網(wǎng)并網(wǎng)模式更具收益性及開拓性。

假設(shè)條件：以上海1 MW工商業(yè)低壓并網(wǎng)自發(fā)自用項(xiàng)目為例，自用電價(jià)0.85元/kWh，靜態(tài)投資5元/W,分別測算有補(bǔ)貼及取消補(bǔ)貼的收益情況。有無補(bǔ)貼政策下對項(xiàng)目投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率及投資回收期的影響見表5。

表5 有無補(bǔ)貼政策下對項(xiàng)目投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率、投資回收期的影響

國家5.31政策的實(shí)施雖然會導(dǎo)致分布式光伏的收益率降低，但通過測算分析有消納能力又不需要國家補(bǔ)貼的分布式項(xiàng)目仍可以繼續(xù)開展，尤其是地方給予支持項(xiàng)目。

2 結(jié)語

本文以工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目為研究對象，從成本、多種并網(wǎng)模式分析了目前分布式光伏投資收益情況。由于光伏行業(yè)投資較大、成本較高，我國光伏行業(yè)發(fā)展對政策和技術(shù)進(jìn)步依賴性顯著。從投資者角度看，不同能源間的投資決策最終取決于期望收益率，光伏作為新興能源在度電成本上與傳統(tǒng)能源相比優(yōu)勢并不明顯，因此政策扶持及加速技術(shù)進(jìn)步尤為關(guān)鍵。