本文通過分析認為

1)現(xiàn)階段的平價上網(wǎng)項目，將從小工商業(yè)主自投100~400kW、以380V并網(wǎng)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(xiàn)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(yè)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(yè)屋頂?shù)姆植际焦夥椖繉⑷骈_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(wǎng)的基礎(chǔ)。

1、光伏項目平價上網(wǎng)將從用戶側(cè)開啟

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

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

銷售側(cè)的電價相對較高。一般工商業(yè)電價峰平谷均價一般在1元/kWh左右，大工業(yè)電價一般在0.5~0.9元/kWh之間，居民和農(nóng)業(yè)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(yè)、大工業(yè)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(wǎng)側(cè)選擇合適的項目并網(wǎng)，按照目前的光伏系統(tǒng)成本，光伏已經(jīng)基本實現(xiàn)平價上網(wǎng)的目標。

目前，發(fā)電側(cè)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(fā)電側(cè)實現(xiàn)平價上網(wǎng)，還有很大的差距。

綜上所述

光伏要實現(xiàn)“平價上網(wǎng)”，最快的途徑就是以分布式的形式在用戶側(cè)并網(wǎng)，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(fā)自用的障礙，是光伏實現(xiàn)平價上網(wǎng)最有效的途徑。

2、用戶側(cè)平價的光伏系統(tǒng)造價水平

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

1.“綜合收益指數(shù)”與收益率線性相關(guān)項目全部投資內(nèi)部收益率，即凈現(xiàn)金流為零時的折現(xiàn)值。項目的凈現(xiàn)金流表示如下圖所示。

目前，不同地區(qū)、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(jīng)營成本

受項目地點影響的因素：太陽能資源(發(fā)電小時數(shù))、上網(wǎng)電價

前一類是現(xiàn)金流出，后一類是現(xiàn)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(qū)的項目收益率，主要取決于后一類，即“發(fā)電量×上網(wǎng)電價”;再排除項目規(guī)模的影響，就是“發(fā)電小時數(shù)×上網(wǎng)電價”。

因此，本文將“發(fā)電小時數(shù)×上網(wǎng)電價”定義為“綜合收益指數(shù)”。

當“初始投資”和“經(jīng)營成本”一定時，“綜合收益指數(shù)”與“項目內(nèi)部收益率”呈非常好的線性正相關(guān)。

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

當經(jīng)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(shù)”對應的數(shù)值如下圖所示。

根據(jù)上圖，

當初始投資為6元/W時，綜合收益指數(shù)(發(fā)電小時數(shù)×上網(wǎng)電價)達到860時，項目內(nèi)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(shù)(發(fā)電小時數(shù)×上網(wǎng)電價)達到610時，項目內(nèi)部收益率即可達到基準收益率8%。

3.不同地區(qū)的綜合收益指數(shù)

1、發(fā)電小時數(shù)的計算

由于項目的發(fā)電小時數(shù)受到：當?shù)靥柲苜Y源、項目安裝方式、安裝傾角和方位角、場址經(jīng)緯度、場址直射比等諸多因素影響。根據(jù)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(jù)Metenorm太陽能資源數(shù)據(jù)，利用PVsyst對發(fā)電小時數(shù)進行計算

2、項目上網(wǎng)電價

1)按照業(yè)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(shù)。如，電費打9折，就將該數(shù)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(fā)自用情況，非電量交易，因此無過網(wǎng)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(quán)平均電價;

4)考慮到地方補貼的可持續(xù)性，計算時未考慮地方性的光伏補貼。

3、綜合收益指數(shù)

在上述前提下，對全國353個地級市(不含西藏地區(qū))的綜合收益指數(shù)(發(fā)電小時數(shù)×上網(wǎng)電價)，結(jié)果如下圖。

1)100%全額消納情況

在100%電量自發(fā)自用的前提下，

當造價為6元/W時，227個城市(64%)以工商業(yè)電價并網(wǎng)的項目能達到8%的收益率，38個城市(11%)以大工業(yè)電價并網(wǎng)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(yè)電價并網(wǎng)的項目能達到8%的收益率，269個城市(76%)以大工業(yè)電價并網(wǎng)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(wǎng)的項目能達到8%的收益。

2)70%自用，30%上網(wǎng)情況

在70%電量自發(fā)自用、30%電量上網(wǎng)的前提下，

當造價為6元/W時，104個城市(29%)以工商業(yè)電價并網(wǎng)的項目能達到8%的收益率，5個城市(1%)以大工業(yè)電價并網(wǎng)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(yè)電價并網(wǎng)的項目能達到8%的收益率，108個城市(30%)以大工業(yè)電價并網(wǎng)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(guī)模、接入電壓等級、設(shè)備選型、安裝方式、建設(shè)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(wǎng)，送出成本低;設(shè)備和安裝成本又具備一定的規(guī)模效應。因此，此類項目造價最低。

對于普通1MW~6MW、10kV并網(wǎng)、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(tǒng)目前5~5.5元/W的投資水平下：

工商業(yè)企業(yè)自投的光伏項目，無論是100%自用還是70%自用、30%上網(wǎng)，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(wǎng)的小工商業(yè)項目，目前的投資水平已經(jīng)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(yè)電價并網(wǎng);

實現(xiàn)100%自用，63%城市的光伏項目能夠獲得8%的收益率;實現(xiàn)70%自用、30%上網(wǎng)，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(nèi)，在此投資水平下：

如果能以大工業(yè)電價并網(wǎng)，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(qū)，約5%的城市以脫硫煤電價并網(wǎng)的項目能達到8%的收益。

5.平價上網(wǎng)的其他影響因素上述平價上網(wǎng)的步驟，僅考慮了技術(shù)經(jīng)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(qū)工商業(yè)欠發(fā)達

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

2)由于下列幾個原因，“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”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(yè)很難持續(xù)、穩(wěn)定用電20年以上;

用電企業(yè)支付違約現(xiàn)象時有發(fā)生，投資企業(yè)對用電企業(yè)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(jié)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(xiàn)階段的平價上網(wǎng)項目，將從小工商業(yè)主自投100~400kW、以380V并網(wǎng)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(xiàn)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(yè)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(yè)屋頂?shù)姆植际焦夥椖繉⑷骈_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(wǎng)的基礎(chǔ)。

FR：智匯光伏(PV-perspective)