“平價上網(wǎng)”是目前光伏行業(yè)熱議的話題，隨著2018年5月31日三部委“531光伏新政”的出臺，補(bǔ)貼退坡已是必然趨勢。“531光伏新政”對光伏行業(yè)造成巨大沖擊，國內(nèi)市場快速下滑、行業(yè)發(fā)展熱度驟降，使得之前火熱的分布式光伏電站業(yè)務(wù)立刻陷入了休克狀態(tài)。之前依靠補(bǔ)貼活著，基本沒有成本控制和研發(fā)能力，不具備足夠市場競爭力的大批光伏企業(yè)立刻陷入危機(jī)，行業(yè)焦慮情緒蔓延。

任何一個行業(yè)都不可能永遠(yuǎn)靠著補(bǔ)貼扶持發(fā)展，而且可再生能源補(bǔ)貼拖欠嚴(yán)重、缺口逐年增大。保守估算，截止到2018年12月底，已經(jīng)獲得指標(biāo)正在排隊等候進(jìn)入補(bǔ)貼名錄以及尚未獲得指標(biāo)、等候指標(biāo)下發(fā)的光伏電站規(guī)模共計125GW左右，按照年均發(fā)電1000小時，平均補(bǔ)貼電價0.5元/度計算，此部分項目補(bǔ)貼金額缺口每年已超600億元!另有已進(jìn)入前七批光伏補(bǔ)貼名錄的項目補(bǔ)貼資金缺口約600億元，以上兩項合計缺口已超1200億元，這還僅僅是光伏部分，在未考慮風(fēng)電及生物質(zhì)能的情況下，可再生能源補(bǔ)貼“池中之水”也早已難以為繼!只有實現(xiàn)了“平價上網(wǎng)”，光伏企業(yè)的業(yè)績才能盡可能不受政策影響而產(chǎn)生較大波動，實現(xiàn)真正的市場化，進(jìn)而淘汰落后產(chǎn)能、促進(jìn)行業(yè)改革。因此，推動光伏盡快實現(xiàn)“平價上網(wǎng)”和行業(yè)健康發(fā)展已成為當(dāng)前階段的發(fā)展核心。

一、 “平價上網(wǎng)”及意義

光伏“平價上網(wǎng)”，廣義上是指不需要政府相關(guān)補(bǔ)貼，企業(yè)以一定“價格”將光伏電力出售即可實現(xiàn)合理利潤，滿足項目投資收益率要求。而“平價”的標(biāo)準(zhǔn)則根據(jù)不同的銷售對象，分別對應(yīng)火電等傳統(tǒng)能源發(fā)電成本和用戶購電成本，即通常說的發(fā)電側(cè)平價與用戶側(cè)平價。

我國電價的分類

01發(fā)電側(cè)平價

發(fā)電側(cè)平價定義為：光伏發(fā)電即使按照傳統(tǒng)能源的上網(wǎng)電價收購(無補(bǔ)貼)也能實現(xiàn)合理利潤。目前國內(nèi)成本最低、利用最廣的電力來源為燃煤發(fā)電，因此光伏在我國實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價就要對標(biāo)燃煤發(fā)電。而光伏實現(xiàn)平價上網(wǎng)的終極目標(biāo)，就是能夠在發(fā)電側(cè)與燃煤發(fā)電的上網(wǎng)電價PK。當(dāng)前各地燃煤發(fā)電的脫硫標(biāo)桿電價大致在0.25-0.45元/kWh之間，光伏標(biāo)桿電價為0.5-0.7元/kWh，兩者還有一定差距。

02用電側(cè)平價

用戶側(cè)平價的實現(xiàn)則要求光伏發(fā)電企業(yè)將光伏電力以相應(yīng)用戶的電網(wǎng)銷售電價出售，電站項目能夠獲得不錯投資收益率。根據(jù)用戶類型及其購電成本的不同，又可分為一般工商業(yè)用戶、大工業(yè)用戶、居民用戶等。

江蘇電網(wǎng)銷售電價表

在以上幾個電價中，一般工商業(yè)>大工業(yè)>居民>脫硫煤標(biāo)桿電價。光伏發(fā)電設(shè)施可以以分布式電源的形式在用戶側(cè)并網(wǎng)，利用現(xiàn)有建筑因地制宜、靈活布置，這是其他能源形式不具備的優(yōu)勢。因此，光伏發(fā)電實現(xiàn)平價上網(wǎng)將依次經(jīng)歷三個階段：工商業(yè)等用戶側(cè)平價(分布式)、居民用戶側(cè)平價(分布式)、發(fā)電側(cè)平價(集中式電站)。

二、如何實現(xiàn)“平價上網(wǎng)”

01技術(shù)創(chuàng)新

光伏電站建設(shè)成本主要包括開發(fā)費(fèi)用、勘察設(shè)計費(fèi)用、施工費(fèi)用，以及主材設(shè)備如光伏組件、逆變器、支架等。下圖為愛康集團(tuán)蘇南某項目復(fù)盤報告中的項目初始投資成本構(gòu)成，其中光伏組件費(fèi)用占比高達(dá)57%。顯然，當(dāng)前光伏成本能否的大幅下降主要受制于組件成本。

蘇南某項目初始投資成本構(gòu)成

而經(jīng)過“531政策”的沖擊，在平價上網(wǎng)日益強(qiáng)烈的呼聲下，光伏產(chǎn)業(yè)很大的關(guān)注點(diǎn)和未來的希望都寄托在了組件的開發(fā)與降本上。當(dāng)前為提升光伏組件的發(fā)電效率，在組件制造的各環(huán)節(jié)大致有以下幾種主流手段：

①硅料提純環(huán)節(jié)：通過物理方式提升材料純度。目前，改良西門子法仍是主流的多晶硅制備方法，以其技術(shù)成熟度高、安全性好等優(yōu)勢，市場應(yīng)用占比超過95%，并且未來一段時間仍將占據(jù)主導(dǎo)地位。

②硅碇切片環(huán)節(jié)：采用新的硅片切割方法，如用金剛石線切割技術(shù)代替?zhèn)鹘y(tǒng)的砂漿鋼線切割技術(shù)，提高切割效率、降低材料損耗，減少環(huán)境污染。

③電池片制備環(huán)節(jié)：通過各種鍍膜、鈍化、摻雜等工藝提升電池效率。

黑硅技術(shù)：又稱為黑硅制絨工藝，為了進(jìn)一步降低多晶硅片制絨后的反射率，采用特殊制絨工藝在多晶硅片表面形成納米結(jié)構(gòu)，增加有效多晶硅片對入射光線的吸收。采用這種制絨工藝生產(chǎn)的多晶電池有更低的反射率，從肉眼來看比普通多晶電池更黑，因此這種工藝被稱為黑硅制絨。多晶黑硅電池的整個制作工藝簡單，不對硅片造成額外的損傷，使多晶組件可在各種使用條件下保持可靠性，保證了多晶組件在光伏電站整個生命周期發(fā)電量的穩(wěn)定。

PERC電池：Passivated Emitter and Rear Cell Structure(鈍化的發(fā)射極和背面電池結(jié)構(gòu))，在對發(fā)射極進(jìn)行鈍化的基礎(chǔ)上，通過背面鈍化來進(jìn)一步提升效率。為實現(xiàn)鋁背場和Si襯底的良好的接觸，PERC電池的背面結(jié)構(gòu)設(shè)計成了局部接觸形式。PERC電池技術(shù)的一大優(yōu)勢是與傳統(tǒng)電池生產(chǎn)工藝有較高的兼容性，產(chǎn)線易于改造，因此成本相對較低。

IBC電池：Interdigitated backcontact(交叉背接觸)，正面結(jié)構(gòu)與常規(guī)電池類似，有絨面、鈍化層、減反層;其背面N型層與P型層相互交替，在N/P界面上形成PN結(jié)。電極從電池背面N型層與P型層上分別導(dǎo)出，焊接從背面進(jìn)行，電池正面沒有任何電極。因為電極和PN結(jié)都在電池背面，光線利用率提高。

HIT電池：Hetero-junction with Intrinsic Thin-layer(本征-薄膜異質(zhì)結(jié)),其特征為在晶體硅和摻雜薄膜硅之間插入一層本征非晶硅。形成載流子選擇性傳輸層，使得光生載流子只能在吸收材料中產(chǎn)生富集，然后從電池的一個表面流出，從而實現(xiàn)載流子分離，提高光電轉(zhuǎn)換效率。HIT電池結(jié)合了薄膜太陽能電池低溫制造工藝的優(yōu)點(diǎn)(相較于傳統(tǒng)的高溫擴(kuò)散工藝來獲得p-n結(jié))，在形成p-n結(jié)的同時完成了單晶硅的表面鈍化，減少能耗降低成本。

TOPCon電池：Tunnel Oxide Passivated Contact(隧穿氧化層鈍化接觸)，在電池背面制備一層超薄的隧穿氧化層和一層高摻雜的多晶硅薄層，二者共同形成了鈍化接觸結(jié)構(gòu)。該結(jié)構(gòu)為硅片背面提供表面鈍化的同時，遂穿氧化層作為選擇性傳輸層可以極大地降低傳統(tǒng)電池背面電極金屬接觸的復(fù)合電流，提升了電池的開路電壓和短路電流。TopCon電池的主要結(jié)構(gòu)特征為：無須在電池背面開孔，也無須額外增加局部摻雜工藝，極大地簡化了電池生產(chǎn)工藝。

④組件封裝環(huán)節(jié)：傳統(tǒng)組件電池片之間采用匯流條連接結(jié)構(gòu)，大量使用匯流條增加了組件內(nèi)部損耗，電池片之間的間隙減少了組件實際受光面積。在組件封裝環(huán)節(jié)，通過各種不同的封裝工藝設(shè)計，在既有的電池片效率前提下，采用如雙面、半片、疊瓦等技術(shù)盡量提升組件的輸出功率。

02降低非技術(shù)成本

在光伏項目投資建設(shè)過程中，除了前述設(shè)計施工采購等明確可控的成本外，常常存在許多不可控的非技術(shù)成本，如項目開發(fā)過程中的各種中間費(fèi)用、逐年上漲的土地(屋頂)租金、不明確的土地稅費(fèi)、高價的外線送出工程、高昂且困難的融資成本、補(bǔ)貼拖欠等等。中國光伏行業(yè)協(xié)會秘書長王勃華曾在公開場合表示，“非技術(shù)成本已經(jīng)占到總投資成本的20%以上，算到電價上面至少1毛錢。”這些非技術(shù)成本對光伏發(fā)電項目的整體成本下降形成了非常大的阻礙，并且業(yè)內(nèi)人士在這些領(lǐng)域幾乎沒有話語權(quán)，很大程度上要依賴國家政策的調(diào)整。

①土地成本

土地成本主要包括土地租金或出讓金，以及各類相關(guān)稅費(fèi)如土地使用稅、耕地占用稅、草場補(bǔ)償費(fèi)、森林植被恢復(fù)費(fèi)等等。一方面，目前各類稅費(fèi)暫無統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，一些地方存在亂收費(fèi)的現(xiàn)象。另一方面，當(dāng)前土地政策存在監(jiān)管部門眾多、監(jiān)管尺度不一等問題。如許多地面光伏電站在開發(fā)建設(shè)過程中都會遇到的林業(yè)、國土及畜牧等不同部門對同一塊土地的多重管理，給光伏電站項目推進(jìn)帶來不必要的麻煩。

建議盡快統(tǒng)一相關(guān)稅費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)，限定光伏電站占用土地的相關(guān)稅收項目，加強(qiáng)各地方土地稅費(fèi)政策的必要監(jiān)管，優(yōu)化土地管理模式。企業(yè)應(yīng)在項目開發(fā)前期重視項目調(diào)研，將各項土地稅費(fèi)作為項目投資的重要考量因素，仔細(xì)研讀國家及地方相關(guān)土地稅費(fèi)政策，盡量避讓河道、林地等敏感區(qū)域，最大可能的使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地建設(shè)電站。

②其他非技術(shù)成本

財務(wù)成本方面，國內(nèi)光伏電站建設(shè)貸款利率普遍比國外高4-5個百分點(diǎn)。在國內(nèi)，一些大型能源央企的貸款年息可以維持在約3%-4%的水平，部分國有企業(yè)在6%左右。相比之下民營光伏電站的貸款利率要在基準(zhǔn)上浮15-30%的水平，貸款利率可能會要達(dá)到8-10%，甚至10%以上的水平。并且銀行貸款對于民企的授信額度是有限的，這些企業(yè)約有一半以上的項目需要通過融資租賃的形式來獲得貸款。

并網(wǎng)成本方面，電網(wǎng)公司往往會要求投資企業(yè)使用指定廠家的并網(wǎng)柜、計量裝置等，相應(yīng)的價格就會比較高，額外增加項目成本;同時，電站外線工程一般是先由企業(yè)代建，再由電網(wǎng)公司進(jìn)行回購。外線工程費(fèi)用包括接入審查及批復(fù)費(fèi)用、送出線路建設(shè)成本、送出線路征地費(fèi)用、匯集站升壓站建設(shè)成本、對端改造擴(kuò)容費(fèi)用等，費(fèi)用高昂，尤其對于中小型光伏電站更是一筆不小的成本。但由于種種原因，電網(wǎng)企業(yè)很難回購代建資產(chǎn)。

電價和補(bǔ)貼方面，嚴(yán)峻的補(bǔ)貼拖欠問題不再贅述。與以往相比，棄光限電現(xiàn)象有所好轉(zhuǎn)，但新疆甘肅等地區(qū)棄光率依然相對較高。能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，2018年前三季度，新疆(不含兵團(tuán))棄光電量17.3億千瓦時，棄光率16%，甘肅棄光電量7.8億千瓦時，棄光率10%。云南地區(qū)由于水電占比較大，其上網(wǎng)電價較脫硫燃煤標(biāo)桿電價低，一些電站實際能拿到的上網(wǎng)電價也較低，這些都大幅降低了光伏發(fā)電項目的經(jīng)濟(jì)收益。

03改善市場環(huán)境

首先要盡快解決補(bǔ)貼拖欠問題。截至2018年底，可再生能源補(bǔ)貼缺口已遠(yuǎn)超過千億元。補(bǔ)貼缺口數(shù)額大，拖欠時間長，使本就資金緊張的光伏企業(yè)舉步維艱。加之民營企業(yè)的融資困境，補(bǔ)貼拖欠問題將使光伏電站項目投資難以持續(xù)，勢必將影響整個光伏產(chǎn)業(yè)鏈。因此，光伏補(bǔ)貼拖欠問題仍是當(dāng)前光伏行業(yè)面臨的首要難題。

政策研究與制定方面，要貫徹落實2018年11月1日在民營企業(yè)座談會上的講話精神，切實減輕民營企業(yè)稅費(fèi)負(fù)擔(dān)，解決民營企業(yè)融資難困境，完善政策執(zhí)行方式，實現(xiàn)財政、物價、能源等各相關(guān)部門協(xié)調(diào)聯(lián)動，使得未來的光伏政策更加科學(xué)、合理，避免出現(xiàn)類似于“630搶裝”、“531停滯”等因政策變動給行業(yè)造成的劇烈振蕩。

而在今年年初，國家發(fā)改委、國家能源局就聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于積極推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無補(bǔ)貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》(發(fā)改能源〔2019〕19號)(以下簡稱《通知》)，推出了一些風(fēng)電、光伏發(fā)電無補(bǔ)貼平價上網(wǎng)的要求和支持政策措施。其中包括開展平價上網(wǎng)項目和低價上網(wǎng)試點(diǎn)項目建設(shè)、優(yōu)化平價上網(wǎng)項目和低價上網(wǎng)項目投資環(huán)境、保障優(yōu)先發(fā)電和全額保障性收購、鼓勵平價上網(wǎng)項目和低價上網(wǎng)項目通過綠證交易獲得合理收益補(bǔ)償、認(rèn)真落實電網(wǎng)企業(yè)接網(wǎng)工程建設(shè)責(zé)任、促進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電通過電力市場化交易無補(bǔ)貼發(fā)展、降低就近直接交易的輸配電價及收費(fèi)、扎實推進(jìn)本地消納平價上網(wǎng)項目和低價上網(wǎng)項目建設(shè)、結(jié)合跨省跨區(qū)輸電通道建設(shè)推進(jìn)無補(bǔ)貼風(fēng)電、光伏發(fā)電項目建設(shè)、創(chuàng)新金融支持方式、做好預(yù)警管理銜接、動態(tài)完善能源消費(fèi)總量考核支持機(jī)制等?！锻ㄖ分袑椖拷ㄔO(shè)中涉及的資金、手續(xù)辦理、限電以及電量收購等問題給出了指導(dǎo)性的意見，提出通過電力市場交易和認(rèn)購綠證來解決光伏電力消納問題，保障優(yōu)先發(fā)電和全額保障性收購。根據(jù)以上文件結(jié)合《關(guān)于實行可再生能源電力配額制的通知》，2019年的分布式光伏無補(bǔ)貼項目，將主要通過碳排放考核、電力市場交易，合同能源管理等方式推進(jìn)。

三、2019分布式光伏投資開發(fā)區(qū)域分析

選取全國28省共34市，太陽能輻射數(shù)據(jù)采用 Meteonorm數(shù)據(jù)，彩鋼瓦屋面取水平面，混凝土屋面取當(dāng)?shù)刈罴褍A角。根據(jù)愛康集團(tuán)內(nèi)部財務(wù)模型，當(dāng)內(nèi)部IRR達(dá)到10%，凈資產(chǎn)ROE滿足12%，所以通過內(nèi)部IRR的收益情況來展現(xiàn)項目是否投資。

基本測算條件設(shè)置：

1. 系統(tǒng)效率：彩鋼瓦78%，混凝土80%

2. 初始投資成本：3.0~4.0元/W

3. 運(yùn)維費(fèi)用：0.07元/W

4. 企業(yè)電價：取各地最新10kV大工業(yè)用電，電價折扣取8.5折

5. 企業(yè)自用比例：50%~90%

6. 不考慮各類補(bǔ)貼

01混凝土屋面項目

混凝土屋面項目均采用當(dāng)?shù)刈罴褍A角，根據(jù)測算結(jié)果可得不同投資成本和消納比例下滿足收益要求的城市個數(shù)，如下圖。當(dāng)初始投資成本小于3.6元、消納比例大于70%時，有一半以上城市在無補(bǔ)貼條件下滿足收益率要求。

混凝土屋面項目-不同投資成本和消納比例下滿足收益率要求的城市個數(shù)

①不同自用比例下的收益率變化

根據(jù)測算結(jié)果，當(dāng)初始投資為4.0元/W時:

90%自用比例下有15個城市(地區(qū))滿足收益率要求(見下圖)。

80%自用比例下有12個的城市(地區(qū))滿足收益率要求：蒙西、蒙東、冀北、鄭州、濟(jì)寧、長春、連云港、蘇州、上海、深圳。

70%自用比例下有5個城市(地區(qū))滿足收益率要求：蒙西、冀北、天津、長春、連云港。

60%自用比例下有4個的城市(地區(qū))滿足收益率要求，蒙西、冀北、長春、連云港。

②不同初始投資下的收益率變化

混凝土屋頂項目，自用比例取60%時，不同初始投資成本下的收益率變化：

不同初始投資成本下各城市收益率分布：

02彩鋼瓦屋面項目

根據(jù)測算結(jié)果，對于彩鋼瓦屋面項目，初始投資成本為4.0元/W，以及消納比例在50%以下初始投資成本大于3.4元/W時，幾乎沒有城市滿足收益率要求。

彩鋼瓦屋面項目-不同投資成本和消納比例下滿足收益率要求的城市個數(shù)

①不同自用比例下的收益率變化

根據(jù)測算結(jié)果, 彩鋼瓦屋頂項目，初始投資成本為3.6元/的情況下：

自用比例為90%時，有9個城市滿足收益率要求：鄭州、西安、長春、天津、連云港、蘇州、上海、武漢、深圳。

自用比例為80%時，有5個城市滿足收益率要求：天津、連云港、蘇州、上海、深圳。

自用比例為70%時，僅有2個城市滿足收益率要求：連云港、深圳。

自用比例為60%時，沒有城市滿足收益率要求。

②不同初始投資下的收益率變化

當(dāng)自用比例為80%：

投資成本為3.6元/W時，滿足收益率要求的有5個城市：天津、連云港、蘇州、上海、深圳。

投資成本為3.2元/W時，滿足收益率要求的有16個城市：蒙西、冀北、鄭州、濟(jì)寧、西安、北京、天津、長春、合肥、連云港、蘇州、上海、武漢、深圳、佛山、南寧。

四、綜合結(jié)論

2019年分布式光伏項目主要為無補(bǔ)貼項目，推進(jìn)平價上網(wǎng)是必然趨勢。根據(jù)以上分析結(jié)果，在不同投資成本以及自用比例條件下，對于混凝土屋頂項目，能優(yōu)先實現(xiàn)平價上網(wǎng)的項目多分布在光照資源和電價綜合占優(yōu)的城市，如內(nèi)蒙、冀北、蘇北等地區(qū)。對于彩鋼瓦屋頂項目，則是電價因素影響更大，如天津、連云港、蘇州、上海、深圳等。

無補(bǔ)貼項目主要通過合同能源管理的方式自主與企業(yè)進(jìn)行電量交易，這對企業(yè)碳排放考核有幫助;對于收益本身的要求就比較高，選擇合適的電價及發(fā)電量需要通過嚴(yán)謹(jǐn)?shù)呢攧?wù)測算，而由于項目本身利潤降低，這就需要投資項目需要有較高的抗風(fēng)險性。

2019年分布式電力市場交易全面展開存在困難，這是多方面原因決定的;這對于項目本身就增加了要求，不能夠“隔墻售電”就限制了項目本身的裝機(jī)規(guī)模，抗風(fēng)險性等方面，這也影響了項目后期運(yùn)營管理方面的難度等問題。另外通過數(shù)據(jù)統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，對于分布式光伏項目主要通過兩方面來增加項目的收益：建置成本和后期運(yùn)營費(fèi)用。

對于初始投資成本：混凝土屋頂項目，成本每降低0.2元/W，項目收益提高0.49%~1.46%;彩鋼瓦屋頂項目，成本每降低0.2元/W，項目收益提高0.43~1.26%;

對于電站運(yùn)維費(fèi)用：混凝土屋頂項目，運(yùn)維費(fèi)用每降低0.01元/W，項目收益提高0.33%~0.54%;彩鋼瓦屋頂項目，運(yùn)維費(fèi)用每降低0.01元/W，項目收益提高0.36%~0.58%。

可以看出這兩方面對于項目收益提升是巨大的。建置成本主要來源于開發(fā)、建設(shè)、管理、非技術(shù)成本，其中對于開發(fā)和非技術(shù)成本的把控較難，主要通過降低建設(shè)成本和管理成本來降低項目的建置成本。建置成本主要受制于主材料成本，隨著技術(shù)的進(jìn)步，組件等價格降低是必然趨勢。在這過程中，我們也需要控制非主材成本，通過科學(xué)的管理方式，科學(xué)性的降低各環(huán)節(jié)成本，并通過激勵項目人員，從而達(dá)到成本降低，收益提高的目的。項目后期運(yùn)營費(fèi)用支出占項目利潤的主要部分，這方面主要來自于運(yùn)營、維護(hù)等方面，通過智慧能源管理平臺、合理利用人力資源、降低自身成本和各環(huán)節(jié)中產(chǎn)生的外部人員成本等，來降低后期運(yùn)營中各環(huán)節(jié)的費(fèi)用，從而提升項目收益?？梢酝ㄟ^考核以及獎勵的模式，激發(fā)運(yùn)營人員降低成本，從而達(dá)到成本降低的目的。