本文通過分析認為

1)現階段的平價上網項目，將從小工商業主自投100~400kW、以380V并網的項目類型開啟，東南部沿海約40%以上城市具備投資條件。

2)在政策允許的情況下，部分資源好、電價高的城市，可能會出現光伏自備電廠示范項目，即大工廠投資不需要補貼、100%自用的光伏自備電廠，以降低企業的用電成本。

3)分布式市場化交易的全面放開，將解決分布式光伏項目消納的問題。屆時，大工業屋頂的分布式光伏項目將全面開啟。預計在2019年下半年。

4)到2020年，全國少部分城市的光伏項目將具備以脫硫煤電價平價上網的基礎。

1、光伏項目平價上網將從用戶側開啟

在探討平價上網路徑時，首先要確定平價上網中的“價”是多少。我國現有的電價分類如下圖所示。

上圖中，發電側的上網電價(不含補貼)肯定低于配電側的銷售電價。光伏項目由于其規模大小靈活的特性，既可以在發電側并網，又可以在配電側并網。

銷售側的電價相對較高。一般工商業電價峰平谷均價一般在1元/kWh左右，大工業電價一般在0.5~0.9元/kWh之間，居民和農業售電電價由于享受國家的交叉補貼，價格較低，一般在0.5元/kWh左右。高電價的一般工商業、大工業項目的用電量可以占到全社會用電量的85%以上。可見，如果在配電網側選擇合適的項目并網，按照目前的光伏系統成本，光伏已經基本實現平價上網的目標。

目前，發電側火電項目的脫硫標桿電價在0.25~0.5元/kWh之間。因此，單從絕對電價來看，光伏要在發電側實現平價上網，還有很大的差距。

綜上所述

光伏要實現“平價上網”，最快的途徑就是以分布式的形式在用戶側并網，這是煤電、水電、核電等形式所不具備的特性。因此，掃清分布式光伏自發自用的障礙，是光伏實現平價上網最有效的途徑。

2、用戶側平價的光伏系統造價水平

本文以“綜合收益指數”作為平價指標，對全國353的城市(不含西藏地區)的“綜合收益指數”進行分析，來判斷在該地區投資光伏項目是否具備平價上網的基礎。

1.“綜合收益指數”與收益率線性相關項目全部投資內部收益率，即凈現金流為零時的折現值。項目的凈現金流表示如下圖所示。

目前，不同地區、邊界條件清晰的光伏項目，收益率影響因素如下表所示。

項目地點影響不大的因素：初始投資、經營成本

受項目地點影響的因素：太陽能資源(發電小時數)、上網電價

前一類是現金流出，后一類是現金流入，兩者共同決定了特定光伏項目額收益率。而不同地區的項目收益率，主要取決于后一類，即“發電量×上網電價”;再排除項目規模的影響，就是“發電小時數×上網電價”。

因此，本文將“發電小時數×上網電價”定義為“綜合收益指數”。

當“初始投資”和“經營成本”一定時，“綜合收益指數”與“項目內部收益率”呈非常好的線性正相關。

2.不同造價下的基準收益率“綜合收益指數”新由于在指定“初始投資”和“經營成本”下，“綜合收益指數”與“項目內部收益率”線性正相關，即“綜合收益指數”越大，IRR越高。因此，IRR要達到8%以上時，“綜合收益指數”也要大于某固定數值。

當經營成本按照0.1元/W考慮時，不同“初始投資”下，IRR要達到8%，“綜合收益指數”對應的數值如下圖所示。

根據上圖，

當初始投資為6元/W時，綜合收益指數(發電小時數×上網電價)達到860時，項目內部收益率即可達到基準收益率8%;

當初始投資為4元/W時，綜合收益指數(發電小時數×上網電價)達到610時，項目內部收益率即可達到基準收益率8%。

3.不同地區的綜合收益指數

1、發電小時數的計算

由于項目的發電小時數受到：當地太陽能資源、項目安裝方式、安裝傾角和方位角、場址經緯度、場址直射比等諸多因素影響。根據分布式光伏項目的實際情況，本文的計算前提為：

1)采用普通組件、固定式、最佳傾角正南安裝，不考慮跟蹤式、雙面組件;

2)根據Metenorm太陽能資源數據，利用PVsyst對發電小時數進行計算

2、項目上網電價

1)按照業主自投方式考慮，未考慮電價打折方案;如果電價要打折，需要考慮相應系數。如，電費打9折，就將該數值直接乘以0.9;

2)由于分布式市場化交易未全面放開，所以僅考慮自發自用情況，非電量交易，因此無過網費。

3)該電價使用的是2018年3月份的電價水平，采用了6：00~18：00的加權平均電價;

4)考慮到地方補貼的可持續性，計算時未考慮地方性的光伏補貼。

3、綜合收益指數

在上述前提下，對全國353個地級市(不含西藏地區)的綜合收益指數(發電小時數×上網電價)，結果如下圖。

1)100%全額消納情況

在100%電量自發自用的前提下，

當造價為6元/W時，227個城市(64%)以工商業電價并網的項目能達到8%的收益率，38個城市(11%)以大工業電價并網的項目能達到8%的收益;

當造價降低至4元/W時，338個城市(96%)以工商業電價并網的項目能達到8%的收益率，269個城市(76%)以大工業電價并網的項目能達到8%的收益;

當造價降低至3.5元/W時， 20個城市(5.6%)以脫硫煤電價并網的項目能達到8%的收益。

2)70%自用，30%上網情況

在70%電量自發自用、30%電量上網的前提下，

當造價為6元/W時，104個城市(29%)以工商業電價并網的項目能達到8%的收益率，5個城市(1%)以大工業電價并網的項目能達到8%的收益;

當造價降低至4.5元/W時，288個城市(81%)以工商業電價并網的項目能達到8%的收益率，108個城市(30%)以大工業電價并網的項目能達到8%的收益;

4.光伏項目投資下降的路徑影響光伏項目投資的因素很多，包括項目規模、接入電壓等級、設備選型、安裝方式、建設條件、屋頂形式、送出距離等等。

一般條件下，100~400kW的項目，可以380V的電壓等級并網，送出成本低;設備和安裝成本又具備一定的規模效應。因此，此類項目造價最低。

對于普通1MW~6MW、10kV并網、混凝土、固定式支架的的光伏項目，大概投資水平如下表所示。

1)在光伏系統目前5~5.5元/W的投資水平下：

工商業企業自投的光伏項目，無論是100%自用還是70%自用、30%上網，50%以上城市的光伏項目都能獲得8%以上的收益，具備投資價值;

同時，對于100~400kW、以380V并網的小工商業項目，目前的投資水平已經達到4.5元/W，在不考慮地方補貼、70%自用的前提下，34%的城市項目收益可以達到10%以上。

2)2018年底，預計大部分光伏系的造價會降低到4.5元/W，在此投資水平下，如果能以大工業電價并網;

實現100%自用，63%城市的光伏項目能夠獲得8%的收益率;實現70%自用、30%上網，則30%城市的光伏項目能夠獲得8%的收益率;

3)到2019年底，預計大部分光伏系的造價會降低到3.7元/W以內，在此投資水平下：

如果能以大工業電價并網，無論100%自用還是70%自用，在90%以上的城市投資光伏項目都可以獲得8%的收益率;

在少部分地區，約5%的城市以脫硫煤電價并網的項目能達到8%的收益。

5.平價上網的其他影響因素上述平價上網的步驟，僅考慮了技術經濟上的可行性。在實際項目操作中，存在以下兩個問題：

1)西部資源好地區工商業欠發達

分布式項目依賴于城市有大量的工商業用戶，取決于該城市的經濟發展水平。西部地區雖然太陽能資源好，項目收益好，但由于其工業欠發達，分布式光伏項目很難落地。

2)由于下列幾個原因，“自發自用、余電上網”模式落地困難：

屋頂大戶與用電大戶很難匹配;

光伏電站20年以上的壽命，而用電企業很難持續、穩定用電20年以上;

用電企業支付違約現象時有發生，投資企業對用電企業支付信譽缺乏信心。

上述問題的解決，要等待“分布式電量市場化交易”的全面開展后才能解決。在此之前，分布式光伏項目將更多的趨于自投。

3、綜合結論

如果“分布式電量市場化交易”能夠在2019年中全面開啟。屆時，分布式光伏將迎來另外一個春天。鑒于上述分析認為：

1)現階段的平價上網項目，將從小工商業主自投100~400kW、以380V并網的項目類型開啟，東南部沿海約40%以上城市具備投資條件。

2)在政策允許的情況下，部分資源好、電價高的城市，可能會出現光伏自備電廠示范項目，即大工廠投資不需要補貼、100%自用的光伏自備電廠，以降低企業的用電成本。

3)分布式市場化交易的全面放開，將解決分布式光伏項目消納的問題。屆時，大工業屋頂的分布式光伏項目將全面開啟。預計在2019年下半年。

4)到2020年，全國少部分城市的光伏項目將具備以脫硫煤電價平價上網的基礎。

FR：智匯光伏(PV-perspective)