近年来，我国光伏发电量实现了高速增长，其在电力系统中的占比和电量贡献率不断增大。随着光伏发电技术的不断进步，我国光伏产业链中各环节的成本逐年下降，再加上光伏发电效率的提升带来了光伏电站投资成本与度电成本的不断下降，光伏发电成本逐步逼近燃煤发电成本。光伏支架我国集中式光伏电站的平均投资成本从

　　鉴于我国光伏发电的实际发展情况，国家有关部门适时发布了相关政策文件，鼓励光伏发电从依靠补贴向竞价、平价转变。因此，在当前光伏发电成本水平下，我国光伏发电项目能否成功摆脱补贴，为投资人带来期望的回报成为业内为关注的热点。本文通过对我国各地的太阳能资源状况进行评估，结合当前光伏发电项目的投资成本水平和年有效利用小时数，在满足特定收益率的前提下反推出各地的光伏发电上网电价，然后将反推出的光伏发电上网电价与各地燃煤标杆上网电价进行比较，从而对现阶段我国各地能否实现光伏发电平价上网进行分析。

　　受国家相关政策、土地资源状况、开发商资金情况、电力消纳水平、并网时间等因素的影响，2019年我国新增光伏发电并网装机容量为30.1 GW，同比下降了32%；累计光伏发电并网装机容量达204.3 GW，新增和累计光伏发电并网装机容量继续位列全球。2019年我国光伏发电量约为2242.6亿kWh，约占全国全年总发电量的3.1%[2]。预计2020年我国新增光伏发电并网装机容量将超过35 GW，较2019年有所回升；累计光伏发电并网装机容量有望达到240 GW左右。2010～2020年我国累计光伏发电并网装机容量情况如图1所示。

　　2019年5月20日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布了《关于公布2019年批风电、光伏发电平价上网项目的通知》(发改办能源[2019]594号)，汇总了2019年批光伏发电平价上网项目的名单，这些项目的光伏发电总装机容量为1478万kW。其中，广东省以27个项目(总装机容量为238万kW)排名位，陕西省以23个项目(总装机容量为204万kW)排名第2位，广西壮族自治区以16个项目(总装机容量为193万kW)排名第3位[3]。

　　光伏电站的初始投资主要包括光伏组件、逆变器、光伏支架、电缆、一次设、二次设等的费用，以及土地使用成本、电网接入费用、建筑安装工程费用、管理费用等；动态投资包括建设期利息和流动资金。

　　按发电方式不同，光伏组件类型可分为单面光伏组件、双面光伏组件；按晶体硅材料不同，光伏组件类型可分为单晶硅光伏组件和多晶硅光伏组件；按制造工艺不同，光伏组件类型可分为全片光伏组件、半片光伏组件、叠瓦光伏组件等。逆变器类型可分为集散式逆变器、集中式逆变器、组串式逆变器。光伏支架类型可分为固定式光伏支架、固定可调式光伏支架、平单轴跟踪式光伏支架、光伏支架斜单轴跟踪式光伏支架及双轴跟踪式光伏支架。受采用的光伏组件类型、逆变器类型、光伏支架类型，以及土地使用成本、电网接入费用的影响，不同光伏发电项目之间的投资成本差异性较大[4]。

　　据PV InfoLink于2020年6月10日发布的统计数据显示，全球不同额定功率、不同类型光伏组件的平均价格分别为：275～280/330～335 W多晶硅光伏组件的平均价格为1.33元/W；325～335/395～405 W PERC单晶硅光伏组件的平均价格为1.52元/W，355～365/425～435 W PERC单晶硅光伏组件的平均价格为1.53元/W。

　　光伏发电平价上网的标准是光伏电站在无国家补贴的情况下，其所发电力的上网电价等于当地的燃煤标杆上网电价。因此，由于我国不同地区的燃煤标杆上网电价各不相同，各地区的光伏发电平价上网的基准也有所区别。在燃煤标杆上网电价高、太阳能资源丰富的区域开展的投资成本低的光伏发电项目实现光伏发电平价上网的可能性较大。下文将在满足项目特定收益率的前提下，从各地不同的项目投资成本、光伏发电的年有效利用小时数这2个方面反推光伏发电上网电价，并与各地的燃煤标杆上网电价进行比较，从而分析各地实现光伏发电平价上网的可行性。

　　据国际可再生能源机构(IRENA)统计的数据显示，2019年我国集中式光伏电站的动态投资为760美元/kW，比2018年的936美元/kW下降了18.2%。另据中国光伏行业协会(CPIA)统计的数据显示，2019年我国集中式光伏电站的静态投资为4.55元/W，较2018年的4.92元/ W下降了0.37元/W，降幅为7.5%。

　　不同省(市、自治区)光伏发电的年有效利用小时数和燃煤标杆上网电价统计表如表1所示。表中的年有效利用小时数为各省(市、自治区)所辖地级市的所有光伏电站中光伏组件以安装倾角安装时得到的年有效利用小时数的中位数；由于港澳台地区的电价政策、税收政策等与大陆地区不同，因此本文未统计上述地区的数据。

　　从表1可以看出，我国光伏发电的年有效利用小时数范围在686.27～1767.59 h之间。其中，年有效利用小时数的是西藏自治区，为1767.59 h；蒙西地区、蒙东地区、青海省、宁夏回族自治区的年有效利用小时数也均超过了1500 h；年有效利用小时数低于1000 h的为湖南省、贵州省、四川省、重庆市，其中重庆市的年有效利用小时数为全国，仅为686.27 h。

　　在目前光伏发电技术水平下，当光伏发电的年有效利用小时数低于1000 h时，光伏发电基本无法实现平价上网。因此，若要实现光伏发电平价上网，光伏发电的年有效利用小时数的取值范围需设定在1000～1800 h。

　　由于电站建设条件、政策支持力度、土地成本高低、项目规模大小、运维成本高低、电力消纳比例等均会影响光伏发电的上网电价，因此，为了分析的一致性，本文是在对光伏电站的基本参数进行假设的前提条件下，对光伏发电上网电价进行分析。假设的光伏电站基本参数如表2所示。

　　根据此前设定的年有效利用小时数取值范围(1000～1800 h)，光伏支架设定光伏电站投资成本的取值范围为3.5～5.5元/W，通过模拟计算可得到不同投资成本和不同年有效利用小时数下的光伏发电上网电价，具体结果如表3所示。

　　从表3可以看出，在投资成本为3.5元/W、年有效利用小时数为1800 h的条件下，光伏发电上网电价可达到0.2205元/kWh；而在投资成本为5.5元/W、年有效利用小时数为1000 h的条件下，光伏发电上网电价为0.6045元/kWh。

　　在不考虑其他约束条件的情况下，可计算得到光伏发电达到平价上网时对应的光伏电站投资成本值。即当光伏电站投资成本低于该值时，光伏发电可达到平价上网条件。不同省(市、自治区)的光伏发电达到平价上网时对应的光伏电站投资成本值如表4所示。

　　由于不同光伏电站采用的光伏组件及支架类型、所在地的地形地貌、建设条件等均存在差异，导致不同光伏电站的投资成本也存在较大差异。因此，为便于统一分析，以CPIA统计的2019年我国集中式光伏电站4.55元/W的投资成本为基础，适当下调，将光伏电站的投资成本基准值定为4.50元/W。即能满足项目基准收益率的投资成本大于等于4.50元/W时可以实现光伏发电平价上网，反之则无法实现。

　　从表4可知，西藏自治区、青海省、冀北地区、冀南地区、山东省、海南省、吉林省等地区的光伏电站平价上网的投资成本上限均超过4.50元/W，基本可以实现光伏发电平价上网；广东省、蒙西地区、蒙东地区、甘肃省、山西省、天津市、云南省、黑龙江省、辽宁省、河南省、福建省、浙江省、市、陕西省、北京市、省、江西省、湖北省、湖南省、安徽省、广西壮族自治区等地区，若能将光伏电站投资成本控制在表4中对应的投资成本值以下，也有望实现光伏发电平价上网；而新疆维吾尔自治区、宁夏回族自治区、贵州省、四川省、重庆市在短时间内实现光伏发电平价上网的难度较大，尤其是贵州省、四川省和重庆市这3个地区，需将光伏电站投资成本控制在3元/W之下才能实现光伏发电平价上网。

　　通过以上分析可知，在不考虑“弃光”的情况下，太阳能资源丰富、燃煤标杆上网电价高的地区可以实现光伏发电平价上网，甚至可以实现光伏发电上网电价低于燃煤标杆上网电价；太阳能资源丰富、燃煤标杆上网电价低的地区，或太阳能资源差、燃煤标杆上网电价高的地区，在控制好投资成本的前提下，有希望实现光伏发电平价上网；而太阳能资源差、燃煤标杆上网电价低的地区，要实现光伏发电平价上网则比较困难。

　　本文结合当前光伏电站投资成本水平和年有效利用小时数，分析计算出了我国各地(港澳台除外)的光伏发电达到平价上网时对应的光伏电站投资成本值，并得出“在不考虑‘弃光’的情形下，太阳能资源丰富、燃煤标杆上网电价高的地区可以实现光伏发电平价上网；太阳能资源丰富、燃煤标杆上网电价低的地区，或太阳能资源差、燃煤标杆上网电价高的地区，在控制好投资成本的前提下，有希望实现光伏发电平价上网”的结论。期望本研究结果可为相关政策的制定及项目决策提供依据。

　　需要说明的是，随着光伏发电技术的进步，光伏产业链各环节的成本下降、光伏发电效率的提高成为光伏发电平价上网的决定性因素。但与此同时，也绝不能将希望全部寄托在光伏产业链的降本增效上，政策保障、电网接入与消纳比例等非技术成本也是决定光伏发电是否能够平价上网的重要因素。
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