實現(xiàn)光伏全面平價的重點是降低軟成本

國務院發(fā)展研究中心企業(yè)研究所 周健奇

隆基綠能科技股份有限公司 穆靜

光伏與其他電源相比是否具有市場競爭力，主要看它是否能夠?qū)崿F(xiàn)平價上網(wǎng)?！捌絻r”是相對概念，如果光伏度電成本在大多數(shù)情況下能夠低至相同區(qū)域的煤電度電成本，就可稱之為平價。光伏度電成本以元/千瓦時為單位，即是光伏系統(tǒng)每發(fā)1 千瓦時電量的綜合成本，包括硬成本和軟成本兩部分。

我國光伏平價上網(wǎng)的總體評價

作為基準電價的火電價格，包括上游火電廠的售電價格（也稱上網(wǎng)電價）和下游用戶的購電價格兩類。集中式光伏類似于火電廠，屬于生產(chǎn)側(cè)，所發(fā)的電能經(jīng)過輸電網(wǎng)集中外送，其度電成本與火電廠的售電價格具有可比性；分布式光伏直接布局在下游消費側(cè)，所發(fā)的電能可以自用，也可以通過配電網(wǎng)上網(wǎng)銷售，其度電成本與當?shù)鼐用窕蚬ど虡I(yè)企業(yè)的購電價格具有可比性。集中式光伏平價被稱為生產(chǎn)側(cè)平價，分布式光伏平價被稱為用戶側(cè)平價（詳見表1）。整體看，我國光伏平均度電成本已低于煤電，用戶側(cè)可以實現(xiàn)平價，但發(fā)電側(cè)平價尚有難度。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)，2019 年，我國集中式光伏累計裝機占比為69.4%，因此我國尚未實現(xiàn)光伏全面平價上網(wǎng)。

表1 光伏平價上網(wǎng)含義

圖1 我國光伏和煤電的平均度電成本比較

（一）我國光伏平均度電成本已低于煤電

我國光伏的平均度電成本已經(jīng)低于全國煤電的平均度電成本。從2014 年開始，全球最大的財經(jīng)資訊服務提供商彭博資訊集團（Bloomberg L.P.），每年分兩次對多個國家和地區(qū)的光伏度電成本進行統(tǒng)計測算。結(jié)果顯示：我國光伏平均度電成本從2014 年上半年的1.08 元/千瓦時降至2019 年下半年的0.3 元/千瓦時，降幅約為72%。從2018 年下半年開始，我國光伏平均度電成本降至0.38元/千瓦時，已經(jīng)低于煤電的平均度電成本0.40 元/千瓦時。詳見圖1。

（二）分布式光伏平價已經(jīng)實現(xiàn)

我國分布式光伏的平均度電成本為0.27～0.48 元/千瓦時，全國用戶側(cè)平均電價為0.5135～0.6948 元/千瓦時，用戶側(cè)的分布式光伏平價已經(jīng)實現(xiàn)。

分布式光伏利用屋頂、院落等閑置資源，幾乎不需考慮土地成本，也不需考慮長距離輸送產(chǎn)生的相關(guān)成本。首先，看分布式光伏度電成本。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)，2018 年，我國分布式光伏度電成本在0.27～0.48 元/千瓦時的區(qū)間。2019 年光伏度電成本整體低于2018 年水平。其次，看用戶側(cè)的購電價。分布式光伏用戶包括居民用戶和工商業(yè)用戶兩類。根據(jù)國家發(fā)展改革委數(shù)據(jù)，2019 年6 月，我國居民用戶電價平均為0.5135 元/千瓦時，工商業(yè)用戶電價處于0.5379～0.6948 元/千瓦時的區(qū)間。可見，我國已實現(xiàn)用戶側(cè)分布式光伏平價。詳見表2。

表2 用戶側(cè)平價比較（截至2019 年6 月底）

綜合國家統(tǒng)計局和彭博數(shù)據(jù)庫數(shù)據(jù)，同樣可以得出我國絕大多數(shù)地區(qū)已經(jīng)實現(xiàn)用戶側(cè)分布式光伏平價的結(jié)論。詳見圖2。

（三）發(fā)電側(cè)平價有難度，目前僅在少數(shù)地區(qū)可以實現(xiàn)

集中式光伏的情況相對復雜，其度電成本往往高于分布式光伏，實現(xiàn)平價上網(wǎng)尚有難度，僅有少數(shù)地區(qū)和先進的領(lǐng)跑基地項目可以實現(xiàn)。

我國集中式光伏度電成本整體高于分布式光伏。首先，集中式光伏需要較大面積的土地載體，與分布式光伏相比增加了土地成本。尤其是在經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)的用電大省，土地成本不僅難降，還會逐年提升。其次，為降低土地成本，集中式光伏電站往往布局在土地資源豐富的西北部地區(qū)，但由于遠離電力的主要消費中心而需要遠距離輸送，又會帶來電力外送成本和電力協(xié)調(diào)消納費用。再次，集中式光伏電站一次性投入資金規(guī)模大，并網(wǎng)發(fā)電后需要專業(yè)化的運營和維護，因此融資成本和運營成本普遍高于分布式。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)，2018 年，集中式光伏系統(tǒng)的度電成本在0.22～0.55元/千瓦時的區(qū)間，以0.3 元/千瓦時以上為主，整體高于分布式。

如果集中式光伏發(fā)電系統(tǒng)所處區(qū)域地價便宜、光照條件好，安裝的設(shè)備效率高，則可以實現(xiàn)平價。根據(jù)國家能源局、彭博數(shù)據(jù)庫數(shù)據(jù)，我國黑龍江、海南和廣東省的集中式光伏度電成本已低于當?shù)孛弘姌藯U上網(wǎng)電價；遼寧、河北、山東、陜西、山西和江蘇等地的集中式光伏度電成本已接近平價；而湖北、湖南、安徽、貴州、重慶和新疆等地實現(xiàn)平價還存在挑戰(zhàn)。黑龍江、海南和廣東省能夠?qū)崿F(xiàn)發(fā)電側(cè)平價，與所在地的地價便宜、項目設(shè)備先進、煤電上網(wǎng)電價較高有很大關(guān)系。詳見圖3。

此外，先進的領(lǐng)跑基地項目可以實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價。光伏應用領(lǐng)跑基地第三期項目中的青海格爾木和德令哈兩個基地中標上網(wǎng)電價分別是0.31 元/千瓦時和0.32 元/千瓦時，已低于當?shù)爻^0.32 元/千瓦時的燃煤機組脫硫標桿電價。近期，國家電投中電國際朝陽平價項目的集中式光伏度電成本經(jīng)測算約為0.34 元/千瓦時，也已低于當?shù)爻^0.37元/千瓦時的燃煤機組脫硫標桿電價。

我國光伏實現(xiàn)全面平價的主要問題

圖2 各?。▍^(qū)、市）零售電價與分布式光伏度電成本對比

圖3 我國各省份集中式光伏度電成本與當?shù)孛弘姌藯U價格對比

光伏系統(tǒng)每發(fā)1 千瓦時電量的綜合成本可進一步細分為硬成本和軟成本兩部分。國內(nèi)一些企業(yè)將其分別定義為技術(shù)成本和非技術(shù)成本。硬成本包括組件、逆變器、支架等所有硬件成本之和；軟成本是指所有的非硬件成本，包括發(fā)電前的交易、安裝、上網(wǎng)、土地等成本，以及發(fā)電系統(tǒng)運行后的財務、運維、稅費、租金、人力資源等成本。今后硬成本下降的空間越來越小，相反，軟成本對全面平價的約束力正在不斷加強。

（一）軟成本成為光伏全面平價的主要約束力

硬成本未來的下降空間有限。我國光伏度電成本快速下降主要是源于技術(shù)創(chuàng)新帶來的硬成本下降。接下來，硬件制造成本依托技術(shù)進步仍可下降，但空間已經(jīng)不大了。例如組件，組件是光伏發(fā)電系統(tǒng)的核心硬件，組件價格在硬成本中的占比約為40%。截至2020 年1 月8 日，單晶組件（輸出功率320 瓦）價格為1.72 元/瓦，多晶組件（輸出功率275 瓦）價格為1.5 元/瓦。假定組件價格再降20%，也只有0.3～0.4 元/瓦的空間，轉(zhuǎn)換為度電成本不足0.04 元/千瓦時。其他硬件也是如此。例如電池，2020 年1 月8 日的價格已經(jīng)普遍低于1 元/瓦，再降的幅度十分有限。

光伏軟成本正在成為實現(xiàn)更廣范圍光伏平價的主要約束力。在光伏發(fā)電高成本階段，硬成本占比在70%以上。目前，我國一些光伏項目的軟成本占比已經(jīng)超過70%，與10 年前的情況恰好相反。

美國非常重視降低光伏發(fā)電的軟成本。早在2013 年，美國能源部就將降低光伏軟成本作為一項能源發(fā)展目標，并由下屬的國家可再生能源實驗室主要針對分布式光伏發(fā)布了2013～2020 年削減非硬件成本的路線圖。根據(jù)路線圖，美國住宅光伏軟成本將從2013 年的1.50 美元/瓦降至2020 年的0.65 美元/瓦，小型商用光伏軟成本將 從2013 年的1.25 美 元/瓦 降 至2020 年的0.44 美元/瓦。反觀我國，對降低光伏軟成本尚未給予足夠重視。今后，軟成本對我國光伏實現(xiàn)全面平價的約束力將越來越強。

（二）光伏市場服務體系不完善

1.專業(yè)化的分布式光伏交易市場缺位。

我國分布式光伏發(fā)展速度開始超過集中式光伏，將產(chǎn)生大量的交易需求，但缺少專業(yè)化的分布式光伏交易市場。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)，2019年，光伏新增裝機容量中，分布式占比為40.5%，與2015 年相比提升了約31.5 個百分點。2019 年，我國分布式光伏累計裝機容量占光伏總累計裝機容量的比重為30.6%，與2015 年相比提高了近23個百分點。分布式光伏開始規(guī)模化發(fā)展后，將產(chǎn)生大量的交易需求。一方面，電量交易需求將快速增長，不僅限于用戶與電網(wǎng)之間的雙向交易，還包括居民用戶、工商業(yè)用戶之間以電網(wǎng)為平臺進行的戶對戶交易；另一方面，其他交易需求也會產(chǎn)生，主要是指閑置屋頂、院落、水面等載體的租賃交易，光伏發(fā)電系統(tǒng)的租賃交易，以及回購交易，等等?，F(xiàn)階段，我國建立了面向分布式光伏交易的平臺，例如光伏云，但這只是服務于電網(wǎng)和用戶之間的雙向交易，無法提供更加專業(yè)化的戶對戶多功能交易服務。

2.光伏標準化服務不到位。

我國一直在推動光伏標準的制定工作，目前已經(jīng)形成了包括制造標準、服務標準等在內(nèi)的整套光伏標準體系，但仍不完善。首先，標準體系存在空白點，尤其是服務標準。例如缺少光伏與環(huán)境保護標準，以及國家級的戶用和工商業(yè)屋頂分布式光伏安裝標準、服務規(guī)范標準、建筑安全標準等等。其次，標準水平參差不齊。不同地區(qū)具有不同的光照條件和環(huán)境特點，屋頂因民俗等原因也結(jié)構(gòu)各異。地方除了遵循國家統(tǒng)一標準外，還需要出臺差異化的地方標準。有些地區(qū)已經(jīng)率先出臺，但多數(shù)地區(qū)執(zhí)行的只有國家統(tǒng)一標準。而且，標準執(zhí)行力不足的問題在一些地方較為突出。

3.光伏金融服務短缺。

我國針對光伏市場的金融服務主要是債務融資，成本較高，而且存在融資難的問題。安裝光伏系統(tǒng)需要一次性投資，有時投入的資金還要包括屋頂翻新的費用，因此很多安裝方存在融資需求。隨著光伏市場規(guī)模的增長，融資需求也會越來越多。目前的光伏金融服務主要以傳統(tǒng)的債務融資為主，缺少與新技術(shù)、新業(yè)態(tài)、新模式相適應的更低成本的金融創(chuàng)新。一些有意愿安裝分布式光伏系統(tǒng)的農(nóng)村用戶因缺少抵押物而存在融資難的問題，有些工商業(yè)用戶也因多種原因而面臨光伏融資難題。對于集中式光伏安裝方而言，不僅一次性的系統(tǒng)安裝投入費用巨大，還要承擔系統(tǒng)并網(wǎng)發(fā)電后的運營任務，對融資的需求更為迫切。

4.光伏供應鏈管理服務仍是空白。

我國光伏市場服務剛剛起步，缺少專業(yè)化的光伏供應鏈管理服務商。光伏市場的客戶需求千差萬別，系統(tǒng)安裝方要根據(jù)載體的具體情況、客戶的資金實力、當?shù)氐墓庹仗攸c等，提供發(fā)電系統(tǒng)的集成設(shè)計服務和安裝設(shè)計服務，并代為采購和集成硬件，隨后負責安裝、調(diào)試、上網(wǎng)等，有時還要提供協(xié)助貸款服務。因此，光伏服務屬于典型的供應鏈管理服務。光伏服務不同于空調(diào)等電器設(shè)備的安裝?？照{(diào)的安裝是在客戶購買好硬件之后的配套服務，而光伏服務是要在客戶購買硬件前根據(jù)其個性化需求提供的一攬子解決方案。但目前的光伏服務較為粗放，主要以代為購買、安裝、協(xié)調(diào)上網(wǎng)等基本服務為主，缺少能夠集成定制光伏市場資源、整體降低供應鏈成本的供應鏈管理服務商。

（三）集中式光伏電站運營成本因補貼拖欠而大幅增加

集中式光伏電站的補貼拖欠問題較為嚴重，增加了集中式發(fā)電側(cè)的軟成本。首先，光伏補貼缺口大，難以彌補。據(jù)財政部統(tǒng)計，我國光伏補貼缺口預計到2020 年超過600 億元。其次，國家補貼目錄確認周期和發(fā)放周期較長，從申報到資金撥付時間跨度長達一年甚至兩年以上。補貼長期拖欠影響集中式光伏電站現(xiàn)金流，造成財務成本增加，加劇了經(jīng)營困難。

不同于傳統(tǒng)電站多由體量大、專業(yè)性強、內(nèi)部資源豐富的國有電力企業(yè)運營，我國絕大多數(shù)的集中式光伏電站由民營企業(yè)建設(shè)并運營，難以承受補貼拖欠之重。在光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的初始階段，專業(yè)化分工尚未形成，民營制造企業(yè)雖然具備較強的制造能力，但不擅長中下游服務，而且與國有電力企業(yè)相比體量相對小、內(nèi)部可調(diào)配的資源有限，因此它們?nèi)鄙僖惑w化運營電站的服務能力和資源配置能力。補貼預期是民營光伏企業(yè)涉足電站的一個重要原因，但預期難以達成。補貼未兌現(xiàn)的光伏電站已經(jīng)成為一些民營光伏企業(yè)的成本包袱，是集中式光伏發(fā)電側(cè)軟成本難降的一個重要因素。

政策建議

（一）將光伏平價作為我國再降電價的措施之一

對光伏平價的意義不能局限于新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展層面，而是要上升至我國經(jīng)濟的全球競爭力高度，將實現(xiàn)更廣范圍的光伏平價作為我國保持低成本電價競爭優(yōu)勢的一項重要戰(zhàn)略舉措，并在“十四五”能源規(guī)劃中給出明確定位。我國已形成居民電價與工商業(yè)電價的交叉補貼，將居民電價長期穩(wěn)定在低水平；新一輪電改啟動后，不斷提升大用戶直接交易量，確保大工業(yè)用戶電價保持在較低水平；同時，連續(xù)兩年每年降低工商業(yè)電價10%，進一步整體降低了全社會電價水平。但在現(xiàn)有電源結(jié)構(gòu)下，通過以上措施再次降低電價存在較大難度。隨著電力技術(shù)不斷進步和產(chǎn)業(yè)生態(tài)不斷完善，光伏的度電成本還可下降，會較快實現(xiàn)更廣范圍的“平價”，并走向未來“低價”。這就為我國保持全球低電價競爭力創(chuàng)造了更大的空間。

（二）以培育光伏交易市場為切入點重點降低軟成本

首先，提高對降低光伏軟成本的重視度。硬成本迅速降低體現(xiàn)了我國光伏產(chǎn)業(yè)不斷強化的制造能力。但隨著光伏市場規(guī)模的增長，服務滯后的不利因素也愈發(fā)明顯。我國可借鑒美國的經(jīng)驗，將實現(xiàn)光伏全面平價上網(wǎng)的重點明確為降低軟成本。

其次，考慮到光伏服務軟成本主要產(chǎn)生于電力產(chǎn)業(yè)鏈中下游的發(fā)電、交易、安裝和運維等市場環(huán)節(jié)，可將培育光伏交易市場作為降低服務軟成本的切入點。發(fā)揮市場配置資源的決定性作用，選擇光伏消費大省試點建設(shè)光伏交易市場，例如浙江、山東、河北等地，探索光伏新能源電力雙邊或多邊交易模式，配套建設(shè)微電網(wǎng)服務區(qū)、光伏服務培訓基地、標準化示范區(qū)、光伏設(shè)計園等，支持成立光伏服務協(xié)會，以市場需求吸引高端人才和各類社會資本集聚，在光伏市場體系加速完善的進程中有效降低光伏的軟成本；支持從事光伏市場服務的企業(yè)轉(zhuǎn)型為光伏供應鏈管理服務商，在分布式光伏項目配置方面給予一定的政策扶持，例如指標配置，“一帶一路”光伏扶貧項目支持等。

（三）破解集中式光伏電站的補貼難題

首先，處理好歷史欠賬。對于已經(jīng)形成的歷史欠賬，可出臺專門政策，明晰從2020 年開始的問題解決思路，可對拖欠時間較長、運營指標良好的項目優(yōu)先解決，以此優(yōu)化市場預期。

其次，從形成合理的產(chǎn)業(yè)分工出發(fā)，鼓勵運營集中式光伏電站的民企與國有電力企業(yè)開展新能源發(fā)電領(lǐng)域的跨所有制合作。2019 年以來，運營電站的民營企業(yè)為減輕電站負擔開始嘗試通過股權(quán)出讓的形式與國有電力企業(yè)合作。這種嘗試具有現(xiàn)實意義，民營企業(yè)走專業(yè)化道路，重點提升制造能力；國有電力企業(yè)發(fā)揮規(guī)模優(yōu)勢、資源優(yōu)勢和電站管理優(yōu)勢，主導集中式光伏電站的建設(shè)、運營和維護。鼓勵雙方合作，不僅可以解決電站運營難題，還可通過上下游的分工合作讓民營光伏企業(yè)更好地融入我國電力格局。

江蘇省東臺市“風光漁”互補立體模式。 （耿玉和 攝）