光伏产业发展策略与模式研究

1. 发电侧、配电侧及补贴电价情况

发电侧的火电标杆电价:全国32个省份或地区最新燃煤发电标杆上网电价为0.25～0.453元/kWh，其中，广东最高为0.453元/kWh，湖南次之，为0.45元/kWh;新疆最低为0.25元/kWh，宁夏次低为0.2595元/kWh。

配电侧的居民生活电价：全国居民生活用电平均电价约为0.5135元/千瓦时，其中，上海最高为0.617元/千瓦时，青海最低为0.3771元/千瓦时。

发电侧补贴强度：与火电脱硫电价比较，全国的不同省份的度电补贴，最低的是0.2元/kWh四川省，最高的是贵州省0.35元/kWh，平均的度电补贴是0.28元/kWh。

2. 全国光资源情况

其次，结合全国光资源图谱单纯的找出光照资源丰富的地区对应的利用小时。

3. 优先实现平价上网的区域选择原则

从电价与利用小时分布的情况可以看出，光伏电站的收益强度：收益强度=火电标杆电价×发电小时数

例如：

宁 夏：1550h×0.2595=402.225

河 北：1104h×0.3644=402.297

黑龙江：1075h×0.3740=403.050

宁夏、河北及黑龙江处于不同的光资源地区，具有不同的利用小时，同时三者的火电标杆电价也不同，但是收益强度三者基本相同。

优先实现平价上网的区域的选择，是电价与利用小时综合比较的过程，在利用小时方面，需要充分考虑地区的消纳情况。为此，一类地区多在我国西北部地区，受弃光严重、送出容量受限、电价为三个类别地区最低等条件限制，收益强度没有优势。现行条件下，二类以及三类较高光照资源地区更具备平价上网条件。

在进一步筛选平价上网区域时，需要对成本侧进行仔细的调查，如土地、送出等费用。同时，要对该地区光伏的规划，区域内的限电情况做详实的调研。

2018年上半年，我国光伏发电新增装机2430.6万千瓦，与去年同期增幅基本持平，其中，光伏电站1206.2万千瓦，同比减少30%;分布式光伏1224.4万千瓦，同比增长72%。截至2018年6月底，全国光伏发电装机容量达到15451万千瓦，其中，光伏电站11260万千瓦，分布式光伏4190.3万千瓦。

4. 代表性的典型区域选取因素建议

1)属于省内资源较高区域。所选取地区应属于省内光资源较好区域，具有良好的光资源条件;

2)有首年实际发电量参考。该地区已有投运光伏电站，以首年实际发电量作为支撑，发电量评估较为准确;

3)结合省内规划。选取地区的政府均有意规划领跑基地等大规模地面电站项目的规划;

4)集团公司在该地区有丰富的开发、建设经验，对于当地相关政策、手续等较为熟悉，运行维护成本可控;

5)集团公司在该地区近年自主建设有光伏电站，有完整的规划、设计、施工全周期经验，熟悉用地、人工、材料费等建设费用;

6)土地资源较丰富。所选取地区土地资源较丰富，具备规划及开发条件;

7)结合土地综合利用的国家政策。所选取地区均考虑当地有土地综合利用的需求，规划方案均考虑保证组件离地1米以上，项目的实施可同时考虑防风固沙、林木栽种、农业种植等配套方案。

五、典型区域投资及经济性分析

1. 平原项目投资估算

平原项目场址条件地形起伏不大，可采用全部平单轴支架配合双面双玻组件(以目前主流的310Wp组件为例)的设计方案;逆变器选用组串式逆变器，容量配比1:1.15。新建110kV升压站，主变容量100MVA;场内集电线路全部为直埋敷设。

主要设备价格：双面双玻组件按2.00元/Wp、组串式逆变器按0.20元/Wp、平单轴跟踪式支架按0.70元/Wp、2000kVA箱变按22万元/台。

租地按35亩/MW、200元/亩·年暂估，首年计列40.25万元(后各年计入运行期成本);价格水平预测为2018年底;未考虑送出线路工程投资。

选取5个具有代表性的地区，这些地区集团均有项目运营，能够提供符合实际情况的各类数据：

一是内蒙地区达拉特旗、扎鲁特旗区域：这些地区采用混凝土灌注桩，平均桩长3m。设备购置费合计35621万元，建安工程费合计11296万元，其他费用合计2300万元，基本预备费费率取2%。综上，平原项目估算静态总投资50202万元，单位静态4382元/kWp，动态总投资50693万元，单位动态4424元/kWp。

二是吉林白城、黑龙江大庆及河北海兴地区：这些地区考虑农光互补型式，采用PHC预制管桩，平均桩长5m。设备购置费合计35621万元，建安工程费合计13236万元，其他费用合计2348万元，基本预备费费率取2%。综上，平原项目估算静态总投资52229万元，单位静态4558元/kWp，动态总投资52740万元，单位动态4603元/kWp。

2. 山地项目投资估算

山地项目场址条件以山地为主，设计方案拟采用固定倾角支架方案配合双面双玻组件(以目前主流的310Wp组件为例)，组串式逆变器，容量配比1:1.15。新建110kV升压站一座，主变容量100MVA;场内集电线路采用直埋敷设和架空组合形式;支架基础采用混凝土钻孔灌注桩，平均桩长3m。

主要设备/材料价格：双面双玻组件按2.00元/Wp、组串式逆变器按0.20元/Wp、固定支架主材费按8200元/t、2000kVA箱变按22万元/台。

租地按35亩/MW、200元/亩·年暂估，首年计列40.25万元(后各年计入运行期成本);价格水平预测为2018年底;未考虑送出线路工程投资。

设备购置费合计32298万元，建安工程费合计14217万元，其他费用合计2270万元，基本预备费费率取2%。综上，山地项目估算静态总投资49761万元，单位静态4343元/kWp，动态总投资50247万元，单位动态4386元/kWp。

山地项目按照统一的桩基及支架设计，按照利用小时不同，造价均按照4386元/kWp测算，选取5个典型代表地区。

3. 收益强度与收益率的比较

根据收益强度计算公式，计算出10个项目各自的收益强度数值，与收益率比较，可以看出，两者呈正相关：同等条件下，收益强度数值越高的地区，资本金内部收益率也越高。

4. 根据目标收益率反向测算投资造价

上述计算条件下，利用小时与电价两个因素条件都在变化，适合对做特定地区的分析。我们将电价固定，电价取0.3644元/kWh(含税)，利用小时按照每100h为一个梯度，在不同目标收益(资本金财务内部收益率)下，反向计算单位动态投资的最高水平，借此找出造价水平与利用小时之间在平价电价情况下的关系。

从上述数据可以看出，电价一定的情况下，利用小时越高，反向反向计算出的造价也越高;同等条件下，收益率要求越低，造价水平越高。当目标收益在10%时，利用小时每增加100h，造价水平可增加约0.38元/kWp;当目标收益在13%时，利用小时每增加100h，造价水平可增加约0.34元/kWp;当目标收益在15%时，利用小时每增加100h，造价水平可增加约0.33元/kWp。

Part4、结论与建议

一、关于平价上网的思考

1、收益强度对平价上网项目区域的选择具有指导作用，利用集团公司处于全国光伏投资行业龙头地位的优势，尽快开展对全国范围内光伏利用小时与当地电价的对比分析工作，尽可能在光照资源好，当地火电脱硫标杆电价高的地区获取项目资源，抓住下一轮光伏行业投资的先机。

2、要实现发电侧平价上网，现阶段仍须控制造价，方能达到集团高质量发展要求下的收益率水平，在开发区域上网电价、光照资源确定的情况下，必须重视地区的消纳水平，编制消纳分析报告作为可研报告的一部分，以便真实反映该地区利用小时实际状况，按照该地区最低保障利用小时做投资敏感性分析，确保项目的收益。

3、依托集团设备采购的优势，降低设备采购成本，控制造价水平。组件、逆变器等主要设备的费用占到项目总投资的60%-70%左右，是降低项目造价水平的重要因素。市场上不同设备厂商的设备的价格差异较大，质量层次不齐。集团作为全球最大的光伏投资商和运营商，在行业内具有很高的市场地位，在设备采购价格上具有很大的话语权。必须依靠集团强大的设备采购和议价能力，为项目提供高质量、优惠价格的设备。

4、在收益强度固定时，直流侧配比容量的越大，就越能有效提高系统的发电量和发电效率，在技术允许的条件下，尽可能的增大配比容量。早期的光伏电站光伏组件与逆变器的容配比绝大部分按照1：1的配置进行设计，实际运行中逆变器较多时间处于欠载工作状态，利用率低。建议在设备安全的前提下，设计中尽可能多的增加配比，在I、II类资源区至少1：1.1以上，III类地区到1：1.2以上，能有效提高逆变器、箱变等交流系统利用率，提高发电量。

5、尽可能采用先进高效的组件，因地制宜的选用可调、跟踪支架形式，以提高系统发电量，提升利用小时水平。跟踪技术和双面组件的应用，在不同的工况下，新建电站相对于早期电站能够提高20%左右的发电量，使项目的度电成本降低20%左右。

二、提升存量电站的效益

已建成电站技术改造，随着“531”新政出台，国内光伏应用电站呈现出，新电站无补贴、收益小，全靠单位面积发电量拉动投资回报率。已建成电站收益依托之前定下的国家补贴，一般都拥有较高的电价水平。随着组件技术突飞猛进的发展，已建成电站的发电能力具有很大的提升空间。因此，对已建成电站，若场区内有空余闲置土地的，可考虑利用空地增补组件;对于土地面积紧张的电站，可以考虑对子阵内组件更换成高集成度、高转换效率等高参数组件，在更换之前，需要根据当时组件的价格进行测算，选择性的更换，更换下来的组件可以作为备件，也用于敷设光伏路灯，或园区建筑物照明用电等相应功能。值得注意的是，各地地方政府、电监会、电网公司对直流侧配比的大小，支持程度不一，开展上述工作前必须考虑当地政策的态度，与各相关方面进行充分的沟通，达成统一的认识后方能实施，避免政策违规。

三、集团光伏发电项目投资价值评估建议

集团积极响应新时代历史发展要求，从规模化发展走向了高质量发展，提出了将提高资本金比例至40%，对项目筛选做到“好中选优”。优先开发边界条件明确的项目，控制竞价类项目。加强投资效果评价，将评价成果作为各单位投资管理水平、安排投资计划的重要依据。

为此，建议经济评价中关注如下几个方面：

1、尽快制定出在2:8、4:6的项目资本金与融资比例下,项目投资价值评估的相关指标。

2、主要评价指标从资本金内部收益率向多角度平衡发展。除了资本金内部收益率外，建议关注项目ROE和NPV指标。

3、项目的贷款利率应随着央行公布的相关利率调整，作为经济评价的基本方案统一对标。作为项目实际收益水平计算时，项目的贷款利率建议随着央行公布的基准长期贷款利率以及投资主体实际的融资能力进行调整。如果采用实际利率测算，建议使用全投资内部收益率作为项目评价指标，使用资本金内部收益率复核投资主体的投资能力。

4、对战略性投资的项目，可以有特殊的政策，建议适当放宽投资价值评价指标水平，形成标准规范。