【测算】从度电成本看光伏平价上网还有多远?

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前言

我们首先要确定,平价上网中的“价”是多少。不同的电,价是不一样的。

【测算】从度电成本看光伏平价上网还有多远?

图1:电价的分类

目前光伏的标杆电价在0.8~0.98元/kWh之间,上表中,

工商业电价:一般在1元/kWh左右,如果在工商业侧并网,则光伏已经实现了平价上网;

大工业电价:一般在0.6~0.9元/kWh之间,如果在大工业侧并网,则光伏已经接近实现了平价上网;

居民和农业售电电价:由于享受国家的交叉补贴,价格较低,距离光伏电价还比较远。

光伏实现平价上网的终极目标,是能在发电侧跟火电的上网电价PK。目前,火电的脱硫标杆电价在0.25~0.5元/kWh之间,光伏标杆电价距离其还有很远的距离。

光伏要实现“平价上网”,最快的途径就是以分布式的形式在用户侧并网,这是煤电、水电、核电等形式所不具备的特长。因此,扫清分布式光伏发展的障碍,是光伏实现平价上网最有效的途径。

一、度电成本的定义

如前言中所述,光伏电力的价格与火电相去甚远,只有降低度电成本才能实现“平价上网”的终极目标。那什么是“度电成本”。我查阅了资料,找到两种“度电成本”的定义。

定义一:国内财务软件常用的测算公式(公式1)

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上述公式中,将总投资(初始投资扣除残值后和25年运营成本加和)除以总发电量,非常简单明了、易于理解。因此,在国内的财务评价中被广泛使用。但其缺点是没有考虑资金的时间成本。

定义二:国际上的测算公式(公式2)

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陈荣荣、孙韵琳等人在《并网光伏发电项目的LCOE分析》中,介绍了国际上的测算度电成本的计算公式。

在公式2中,充分考虑了资金的时间价值,用折现率i将不同时间的成本都折成现值;同时,也考虑不同时间的发电量会带来不同的现金流,因此也对发电量进行折现。这种计算方法的缺点是讲解、计算都比较复杂。

个人认为,由于所有的资金都有使用成本,公式2更能体现电量真正的成本。由于国内的财务分析均以公式1为基础,为便于理解,本文也以公式1进行计算和分析。

然而,必须强调的是:由于未考虑资金的时间价值,

度电成本≠光伏电力成本≠合理利润下的售电电价

因此,度电成本达到0.3元/kWh时,并不意味着可以实现平价上网。

虽然度电成本不能等同于光伏电力成本,但其变化的趋势可以反映光伏电力成本的变化趋势。因为,下文通过对度电成本影响因素、程度的分析,来找出实现平价上网的途径。

二、度电成本的影响因素

1、前期条件

从公式1中可以看出,计算度电成本主要涉及的因素有6个。其中,固定资产残值VR、第n年的折旧Dn基本是按比例取,第n年的运营成本An变化也相对较少。因此,式中变化最大的是三个量:I0、Pn、Yn。

为了探讨上述三个变量对度电成本的影响,建立一个典型电站模型,主要前提条件为:

规模:50MWp 初始投资:8000元/kW

贷款比例:80% 利 率:5%

峰值小时数:1700h 系统效率:80%

组件衰减:10年10%、25年20%

2、峰值小时数范围

根据中国气象局发布的《2015年中国风能太阳能资源年景公报》,我国2015年,全国平均的固定式最佳倾角峰值小时数概况:

1)全国平均值为1710.2h。

2)东北、华北、西北及西南大部地区超过1400h,首年年利用小时数在1100h以上,其中新疆大部、青藏高原、甘肃西部、内蒙古、四川西部及云南部分地区,超过1800h,首年的年利用小时数在1500h以上,局部超过1800h;

3)四川东部、重庆、贵州中东部、湖南中西部及湖北西部地区,小于1000h,年利用小时数不足800h;

4)陕西南部、河南、安徽、江苏、四川东部、湖北大部、江西、湖南东部、浙江、福建、台湾、广州、关系中南、贵州西南部的在1000~1400h之间,年利用小时数在800~1100h之间。

可见,我国不同地区的峰值小时数跨度大,本文在计算时采用1100~2300h区间。

3、各变量对度电成本的影响

1)发电量的影响

下图为初始全投资为8000元/kW时,不同峰值小时数对度电成本的影响。

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图2:不同峰值小时数下的度电成本
从上图中可以看出,由于我国不同地区的峰值小时数跨度大,度电成本差异也非常大,1100h时为2300h时的2.4倍!

经计算,当发电量

减少10%,度电成本增加11.2%;

减少20%,度电成本增加25.4%;

减少30%,度电成本增加49.9%。

2)初始投资的影响

下图为不同初始投资时,不同峰值小时数的度电成本。

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图3:不同初始投资对度电成本的影响

从上图可以看出:

资源越差地区,度电成本对初始投资的变化越敏感。

以峰值小时数1700h为例,初始投资

下降10%,度电成本下降8%;

下降20%,度电成本下降17%;

下降30%,度电成本下降25%。

3)贷款利率的影响

下图为初始全投资为8000元/kW时,不同资源条件下,贷款利率对度电成本的影响。

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图4:不同贷款利率对度电成本的影响

从上图可以看出:

1)资源越差地区,度电成本对利率变化越敏感。

2)贷款利率增加1个百分点,度电成本将升高3.6~10%。

贷款利率成本从5%~10%,

格尔木(2300h,资源最好):度电成本增加了20.5%;

吴忠(2000h,一类区):度电成本增加了20.5%;

辽阳(1700h,二类区):度电成本增加了21.4%;

淮北(1400h,三类区):度电成本增加了40.9%;

长沙(1100h,资源最差):度电成本增加了52.2%。

4)系统效率的影响(影响发电量)

随着技术的进步,光伏电站的系统效率一直在增加,如下图所示。

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表1:不同年代项目的PR值
2011年检测德国100个电站,平均PR=84%,技术进步有望达到90%。国内电站PR约在75~85%左右,虽然有气象因素的影响,但仍有较大的提升空间。

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下图为不同系统效率时的度电成本如下图所示。

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图5:不同系统效率对度电成本的影响

从上图可以看出:

资源越差地区,度电成本对系统效率变化越敏感。

系统效率由90%变到75%时,

峰值小时为1700h,度电成本增加了22%;

峰值小时为1100h,度电成本增加了38%!

5)组件衰减率的影响(影响发电量)

根据组件衰减率的统计数据,计算了平均年衰减0.4%~0.8%时(线性衰减),对度电成本的影响。

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图6:不同组件衰减率对度电成本的影响

从上图可以看出,衰减率的变化对度电成本影响较少。

组件效率年衰减由0.4%变到0.8%时,

峰值小时为1700h,度电成本增加了5.4%;

峰值小时为1100h,度电成本增加了8.2%。

三、小结

不同因素对度电成本的影响如下图所示。

【测算】从度电成本看光伏平价上网还有多远?

通过对比发现:

发电量的变化对度电成本影响最大,之后以此为初始投资、贷款利率、系统效率,组件衰减效率影响最小。

采用提高发电量的技术,如跟踪技术等,是降低度电成本的最有效措施;

获得较低的贷款利率,是降低度电成本最直接的措施;

降低初始投资、提高系统效率、降低组件衰减相对比较困难,但是会带来根本性的变化。
来源:财新-无所不能 

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