劉保松，劉曉光，劉慶超

（華電電力科學(xué)研究院，杭州 310030）

我國光伏發(fā)電經(jīng)濟性分析

劉保松，劉曉光，劉慶超

（華電電力科學(xué)研究院，杭州 310030）

根據(jù)目前光伏電價、各地區(qū)光伏利用小時數(shù)及目前光伏電站建設(shè)成本等，分析了資本金財務(wù)內(nèi)部收益率，從而得出保證盈利條件下各地區(qū)最低利用小時數(shù)的要求，為我國光伏電站項目投資決策提供依據(jù)。

大型光伏電站；分布式光伏電站；光伏電價；電價區(qū)；經(jīng)濟性分析

0 引言

隨著能源需求的不斷增加和環(huán)境氣候問題的日趨嚴重，加大發(fā)展可再生能源、提升可再生能源在能源供應(yīng)中的比例，已成為可持續(xù)能源戰(zhàn)略的重要舉措，并可為電網(wǎng)的低碳運行做出貢獻。我國太陽能光伏資源豐富，且智能電網(wǎng)的蓬勃發(fā)展為光伏發(fā)電創(chuàng)造了前所未有的機遇。本文分大型光伏電站與分布式光伏電站兩方面分析不同地區(qū)、不同造價下資本金內(nèi)部財務(wù)收益率，從而得出對光伏最小利用小時數(shù)的要求。

1 大型光伏電站經(jīng)濟性分析

目前，我國大型地面光伏電價根據(jù)資源分為3類電價區(qū)，具體見表1。分布式光伏實行全電量補貼政策，補貼標準為0.42元／（kW·h）。依據(jù)目前各地區(qū)電價標準、資源條件，以20MW光伏電站為例，對各地區(qū)進行效益分析。電站選用較常用技術(shù)，選用多晶硅組件，固定式安裝，系統(tǒng)效率為80%，運行期按20年計算，發(fā)電量按每年衰減8‰計算。參照某集團財務(wù)評價參數(shù)可對各地區(qū)項目資本金內(nèi)部收益率進行測算。各地區(qū)利用小時數(shù)見表2。

基于以上數(shù)據(jù)，光伏電站單位千瓦造價在8000，8500，9 000，9 500，10 000和11 000元時分別測算首年滿發(fā)利用小時數(shù)為1400～1840之間的資本金內(nèi)部收益率，如圖1～3所示。

據(jù)此，單位千瓦造價為8 000元時，Ⅰ類資源區(qū)、Ⅱ類資源區(qū)均可投資開發(fā)光伏電站，Ⅲ類資源區(qū)在首年利用小時數(shù)高于1200的區(qū)域可以開發(fā)。

單位千瓦造價為8 500元時，Ⅰ類資源區(qū)、Ⅱ類資源區(qū)首年利用小時數(shù)高于1 330的區(qū)域可投資開發(fā)光伏電站，Ⅲ類資源區(qū)在首年利用小時數(shù)高于1260的區(qū)域可以開發(fā)。

單位千瓦造價為9 000元時，Ⅰ類資源區(qū)首年利用小時數(shù)高于1470、Ⅱ類資源區(qū)首年利用小時數(shù)高于1400的區(qū)域可投資開發(fā)光伏電站，Ⅲ類資源區(qū)在首年利用小時數(shù)高于1320的區(qū)域可以開發(fā)。

單位千瓦造價為9 500元時，Ⅰ類資源區(qū)首年利用小時數(shù)高于1550、Ⅱ類資源區(qū)首年利用小時數(shù)高于1450的區(qū)域可投資開發(fā)光伏電站，Ⅲ類資源區(qū)在首年利用小時數(shù)高于1400的區(qū)域可以開發(fā)。

表1 中國太陽能資源區(qū)劃分與光伏電站標桿上網(wǎng)電

表2 各地區(qū)利用小時數(shù)測算

從以上數(shù)據(jù)可以看出，資源條件越差的地區(qū)，造價對內(nèi)部收益率的影響越大，因此，在資源一般的區(qū)域應(yīng)嚴格控制造價，以提高經(jīng)濟效益。

圖1 Ⅰ類資源地區(qū)資本金內(nèi)部收益率

圖2 Ⅱ類資源地區(qū)資本金內(nèi)部收益率

圖3 Ⅲ類資源地區(qū)資本金內(nèi)部收益率

2 分布式光伏電站經(jīng)濟性分析

根據(jù)國家能源局2014年備案計劃，分布式光伏電站主要集中在浙江、江蘇、山東等沿海地區(qū)，此類地區(qū)資源一般，屬于Ⅲ類資源區(qū)，工業(yè)電價較高，考慮補貼后，光伏電站售電電價通常為1.1～1.2元／（kW·h），工程造價一般為7500～8500元／（kW·h），以此測算不同光照條件下的收益率，如圖4、圖5所示。

在綜合電價為1.1元／（kW·h）的區(qū)域，單位千瓦造價為7500元時，首年利用小時數(shù)高于1030，項目可行；單位千瓦造價為8000元時，首年利用小時數(shù)高于1090，項目可行；單位千瓦造價為8500元時，首年利用小時數(shù)高于1140，項目可行。

綜合電價為1.2元／（kW·h）的區(qū)域，單位千瓦造價為7 500元時，首年利用小時數(shù)高于950，項目可行，幾乎在所有區(qū)域均可行；單位千瓦造價為8000元時，首年利用小時數(shù)高于1 000，項目可行，在江蘇、浙江、山東及福建等區(qū)域均可行；單位千瓦造價為8500元時，首年利用小時數(shù)高于1050，項目均可行。

根據(jù)以上分析，綜合電價為1.2元／（kW·h）時，分布式光伏項目經(jīng)濟效益較好，在山東、江蘇、河北、浙江等有地方補貼的區(qū)域，項目經(jīng)濟效益更好。

圖4 電價1.1元／（kW·h）分布式光伏電站資本金內(nèi)部收益率

圖5 電價1.2元／（kW·h）分布式光伏電站資本金內(nèi)部收益率

3 結(jié)束語

綜上所述，影響光伏電站效益的主要因素是工程造價和光資源情況。目前，光伏電站主要投資集中在光伏組件設(shè)備上，其造價直接關(guān)系整體造價水平，因此需實時關(guān)注光伏組件造價變化情況，以應(yīng)對國家在造價水平大幅度下降時降低電價的情況。

［1］楊海晶，田春箏，王璟，等.以光伏發(fā)電為代表的微電網(wǎng)的經(jīng)濟運行評估［J］.電力電子技術(shù)，2013，47（3）：36-38.

（本文責編：白銀雷）

X 37

：B

：1674-1951（2015）06-0072-02

劉保松（1988—），男，江西上饒人，工程師，工學(xué)碩士，從事新能源發(fā)電技術(shù)方面的研究工作（E-mail：baosong-liu＠chder.com）。

2014-09-26；

2015-04-27