2011-13卷9期中国工程科学：加速发展光伏发电保障中国能源的可持续发展

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[收稿日期] 2011 -03 -21 [基金项目] 中国工程院重点咨询项目支持 [作者简介] 王斯成1951,男,山东莱阳市人,教授级高级工程师,研究方向为太阳能光伏发电;E -mailwangsceri.org.cn 加速发展光伏发电保障中国能源的可持续发展王斯成国家发展和改革委员会能源研究所,北京100038 [摘要] 光伏发电不受资源和制造材料的限制,是未来最主要的替代能源。我国目前是世界光伏电池的第一大生产国,制造成本近年来大幅度下降,预计5 ～10年内可以达到“平价上网”,做到与常规电力相竞争。光伏发电在国内的规模化推广有利于实现我国的减排目标和能源的可持续发展,但需要在政策、资金和电网接入等方面做出更大努力。 [关键词] 光伏发电;平价上网 [中图分类号] TK51 [文献标识码] A [文章编号] 1009-1742201109-0051-12 1 前言 2009年,我国在国际上做出了非化石能源满足 2020年15 能源需求和2020年我国单位GDP二氧化碳减排40 ～45 的承诺。这两个指标成为我国近中期国民经济社会发展的约束性指标,确定了未来10年我国所面临的对外争取发展空间、对内向低碳经济转型的双重艰巨任务,同时也对未来我国可再生能源的发展规模和节奏提出了更高的期望和要求。为了确保国民经济社会发展目标的实现, “十二五”将成为我国经济转型和能源结构调整的关键时期,也将成为我国新能源和可再生能源发展的关键时期。太阳能光伏photovoltaic,PV发电不受能量来源、制造材料和发展空间的限制,是我国未来非化石能源和替代能源的主体。世界上水能、风能和生物质能的经济可开发资源是有限的,大约只有8 TW, 而太阳能的经济可开发资源高达600 TW,是唯一能够保证人类未来需求的能量来源;太阳电池的制造材料硅在地壳中的含量高达26 ,没有资源短缺和耗尽问题;光伏发电属于固态发电,没有转动部件, 发电不用水,能够方便地与建筑结合,规模大小随意,建设周期短,可以直接安装在负荷中心,就地发电,就地使用;太阳能光伏发电无污染、零排放,不存在任何安全隐患,建设运行十分简单,可以做到无人值守;太阳能光伏发电的发展潜力巨大,是我国发展非化石能源和未来替代能源的主体,是我国能源可持续发展战略的重要组成部分,也是保障我国减排目标和非化石能源比例实现的重要途径。光伏产业是资金和技术密集型产业,涉及基础材料、电子信息、装备制造、城市建设、荒漠改造和利用、新农村建设、国际贸易和海外出口等社会生产生活的诸多领域。光伏产业的发展可以带动大量资金、技术和劳动的投入,能为相关装备制造和原材料工业创造很大的市场空间,能够增加众多的高端就业机会,是重要的战略性新兴产业,对经济发展和社会就业具有较强的拉动效应。 2 发展现状和趋势 2.1 国际光伏产业发展情况世界光伏市场近10年来经历了飞速发展。从 20世纪70年代开始,美国和日本先后制定了一系 152011年第13卷第9期列鼓励光伏发电应用的政策。 2000年以来,德国率先实施“上网电价法”,该项政策的实施大大拉动了德国国内光伏市场。欧洲其他国家也效仿德国,先后开始实施“上网电价法”,使得整个欧洲的光伏市场迅速上升。从2000年到2010年,全球光伏市场年均复合增长率达到54.1 。 2009年虽然经历了全球性的经济危机和西班牙政策的突变,全球光伏市场总体上仍然保持了强劲的增长;2010年世界各国都以开发太阳能作为刺激经济增长的手段,出现了超常规增长,新增装机达到15 GW,年增长率超过 100 ,全球累计装机量达到38.2 GW。全球光伏市场发展历程见图1,数据来源欧洲光伏工业协会 European Photovoltaic Industry Association ,EPIA 、国际能源署International Energy Agency ,IEA 、日本光伏能源协会Japan Photovoltaic Energy Associa ‐ tion,JPEA 和太阳能工业协会Solar Energy Indus‐ tries Association ,SEIA 。全球累计光伏装机量发展历程见图2,数据来源EPIA 。图1 全球光伏市场发展历程20002010年 Fig.1 PV market development in the world 20002010 图2 全球累计光伏装机量发展历程 Fig.2 PV Installation according to regions 从累计装机量的国家和地区分布来看,2004年前,日本是全球最大的光伏市场,美国位居第二。欧洲在2004年超过日本,并一直保持全球第一的位置。 2010年,在欧洲近16 GW的装机量中,德国占 25 中国工程科学到一半以上。作为全球第一光伏大国,德国到2010 年年底拥有超过17 GW的累计装机量。全球光伏产业和市场发展的另一个突出特点是并网发电的应用比例越来越大。国际能源署IEA 经济合作和发展组织成员国OECD包括了所有主要光伏应用国家。从成员国的数据可以看出,并网装机量在1992年只占到光伏应用总量的26 。从 2000年后,并网光伏系统成为光伏应用的主体,连续多年并网光伏装机占世界总装机的90 以上。 2.2 中国光伏产业的总体情况得益于欧洲市场的拉动,中国的光伏产业在 2004年之后飞速发展,连续5年的年增长率超过 100 ,已经连续4年太阳电池产量居世界第一。中国的光伏产量2010年将超过世界总产量的 50 。目前国内已经有海外上市的光伏公司16家, 国内上市的光伏公司16家,行业年产值超过3 000 亿元,就业人数30万人。中国太阳电池近几年的产量及占世界产量的份额见表1,资料来源PV News。表1 中国太阳电池近几年的产量及占世界产量的份额 Table 1 PV production in China and the share in the world 年份2007 2008 2009 2010预计世界光伏产量/MW 4 000 7 900 10 660 16 000 中国光伏产量/MW 1 088 2 600 4 011 8 000 所占份额/ 27.20 32.91 37.63 50.00 世界排名1 1 1 1 2009年以来,中国太阳电池的成本持续下降,国际竞争力增强。目前,太阳电池的成本仅有1.2 ～ 1.4美元/Wp相当于7 ～10元/Wp,大约比欧美太阳电池的平均价格低30 。 GreenTech Media最近公布了世界排名前14位的光伏生产商的光伏组件成本,其中8家是中国企业。世界著名光伏企业光伏组件生产成本见表2,数据来源GreenTech Media,Oct.,2010。中国光伏产业的潜在风险在于对国际市场的依存度过高,自2006年以来,中国光伏产品的出口比例一直在95 以上,这虽然说明了中国的光伏产品占有质量和价格的优势,但却有很大的风险。从全球来看,太阳能电池需求的短期成长动力主要来自于各国政府对光伏产业的政策扶持和价格补贴,这是我们无法控制的。近来,中国光伏产业还受到国际贸易保护主义的严峻挑战,一旦国外补贴政策发生变动或实施贸易保护,对于过度依赖海外市场的中国光伏产业,受打击程度将会是非常严重的。中国光伏产业对海外市场的依存度见表3。表2 世界著名光伏企业光伏组件生产成本2010年 Table 2 Cost of PV modules in 2010 from PV companies 排名生产企业组件成本 /美元· W -1p 折人民币 /元· W -1p 1 First Solar 美国碲化镉薄膜电池0.730 4.89 2保定英利1.080 7.24 3常州天合1.080 7.24 4无锡尚德1.200 8.04 5 Sharp 日本晶体硅1.250 8.38 6 Sharp 日本非晶硅1.300 8.71 7浙江正泰晶体硅 1.300 8.71 8 SunPower美国 1.320 8.84 9苏州阿特斯1.350 9.05 10江西LDK 1.350 9.05 11江苏林洋1.400 9.38 12江西晶科1.400 9.38 13三菱日本非晶硅1.420 9.51 14 Kyocera 日本 1.500 10.05 表3 中国光伏产业对海外市场的依存度2010年 Table 3 PV production in China and the proportion of export 2010 年份2006 2007 2008 2009 2010预计光伏总产量/MW 400 1 088 2 600 4 011 8 000 出口/MW 390 1 068 2 560 3 851 7 600 国内安装量/MW 10 20 40 160 400 出口百分比/ 97.5 98.2 98.5 96.0 95.0 中国光伏产业目前的特点是产量最大,成本最低,95 以上出口,晶体硅光伏技术世界领先,薄膜太阳电池差距较大。 2.3 中国光伏产业链现状目前,中国太阳电池生产主要以晶体硅电池为主。光伏产业链主要由高纯硅材料制造、硅锭/硅片生产、太阳电池制造、光伏组件封装以及光伏发电系统等多个产业环节组成。 2.3.1 高纯多晶硅 2010年中国主要多晶硅产量和产能见表4,数据来源2010多晶硅调查组。 352011年第13卷第9期表4 2010年中国主要多晶硅产量和产能 Table 4 SG poly‐silicon production and capacity in China in 2010 省份企业名称 2010年产量/t 2010年产能/t 四川四川新光硅业科技有限责任公司1 000 1 000 四川四川永祥多晶硅有限公司850 1 000 四川峨眉半导体材料厂1 200 2 200 四川雅安永旺硅业有限公司660 1 500 四川四川瑞能硅材料有限公司1 300 3 000 四川天威四川硅业有限责任公司1 300 1 500 四川乐山乐电天威硅业1 700 3 000 江苏江苏中能17 000 21 000 江苏扬州顺大1 500 1 500 江苏无锡中彩800 1 200 河南洛阳中硅4 000 5 000 陕西陕西天宏880 1 250 重庆重庆大全4 000 4 300 湖北南玻硅业1 400 1 500 江西LDK 4 960 10 000 其他2 500 5 000 总计45 050 63 950 从中国高精度多晶硅的缺口比例来看,2010年国产多晶硅产品缺口比例约为47 ,较2009年的 49.1 下降不多,较2007年以前的89 有了明显下降。过去几年多晶硅缺口比例情况见表5。表5 中国多晶硅近年产量和缺口情况 Table 5 Poly‐silicon production and demand in China 年份2006 2007 2008 2009 2010年预计国内多晶硅产量/t 300 1 100 4 729 20 357 45 050 实际需求/t 4 000 10 000 25 000 40 000 85 000 缺口/t 3 700 8 900 20 271 19 643 39 950 进口百分比/ 92.5 89.0 81.1 49.1 47.0 海关最新数据显示,2010年16月中国多晶硅进口总量为1.933万t,2010年6月份以后,由于供应不足,多晶硅现货价格出现快速上涨态势,从当月的60美元/kg上涨到当前的100美元/kg。 2011年,由于下游产业链在2010年迅速扩产, 中国多晶硅产业的内需驱动特征将会继续加强,国内市场需求进一步扩大,预计国内多晶硅需求量将达到10万t左右,根据目前的生产情况,国内多晶硅的产量无法满足要求。多晶硅的生产从开工建设到达到设计产能需要至少2年,稳定生产3年,总共 5年的扩产周期,可以预见,今后1 ～2年内中国的多晶硅仍然会处于紧缺的状态。 2.3.2 产业链的其他环节中国硅锭/硅片生产厂家已经超过60家,由于硅锭/硅片生产的技术门槛不高,只要有设备和高纯硅原材料就可以投入生产,从2007年以后,中国的硅锭/硅片产量一直与下游太阳电池的产量同步增长。 2007年晶硅锭产量达到11 810 t其中多晶硅 3 740 t,约折合1 100 ～1 200 MWp太阳电池。硅片产量与之相当,2008年产量19 621 t,约合 2 453 MWp,也与太阳电池产量相当;2009年产量 32 000 t,相当于4 000 MW太阳电池,与下游光伏电池的产量保持基本一致。 2010年世界光伏市场需求强劲,中国的光伏企业的产量也有了大幅度增长,预计2010年无锡尚德的组件产量将超过First Solar达到1.5 GW,成为世界第一。中国其他上市公司的产量也无一例外地翻了一番以上,如表6所示。中国主要光伏企业2010 年电池和组件产量预测见表7。表6 中国主要光伏企业2010年电池产量与2009年对比 Table 6 PV cell production in 2009 and 2010 for the top PV companies 光伏企业河北晶澳无锡尚德保定英利常州天合苏州阿特斯江苏林洋 2009年/MW 509 704 525 399 326 220 2010年/MW 1 500 1 200 1 000 930 700 450 年增长/ 194.70 70.45 90.48 133.08 114.72 104.55 表7 中国主要光伏企业2010年电池和组件产量预测 Table 7 PV cell and module production in 2010 for the top PV companies 光伏企业 2009年电池产量/MW 2010年电池产量预计/MW 2010年组件产量预计/MW 河北晶澳509 1 500 200 无锡尚德739 1 200 1 500 保定英利525 1 000 1 200 常州天合399 930 1 000 苏州阿特斯326 700 800 江苏林洋220 450 600 晶科120 400 500 中电194 300 350 宁波太阳能140 200 300 常州亿晶光电135 150 200 浙江向日葵120 150 200 LDK 0 120 150 竣鑫太阳能80 100 120 其他504 800 1 880 总产量4 011 8 000 9 000 45 中国工程科学除了原有的名牌光伏企业,一些新入行的企业也有很好的业绩,如浙江正泰、国电光伏、江苏海润、江西晶科、四川天威等。由于受38号文的制约,投资多晶硅受到限制,于是资金转向下游产业链,据行业协会的统计,中国2010年新建光伏电池生产线 400条每条标准生产线25 MW,新增产能10 GW, 到2010年年底中国光伏电池的产能已经超过 20 GW,是2009年全球光伏产量的2倍。中国光伏组件的生产企业大约有300家,产能甚至超过太阳电池,但受到电池片供应和成本的制约,实际产量与太阳电池基本相当。在制造设备方面中国近几年发展也很快,20世纪90年代中期,中国光伏制造设备几乎100 进口,而现在光伏制造设备的国产化率已经达到 70 ,但一些高端设备仍需进口,有些高端设备虽然国内可以生产,但质量的差距还很大,如多晶硅还原炉、四氯化硅回收氢化设备、大尺寸多晶硅铸锭炉、多线切割机、PECVD设备、自动丝网印刷机、组件自动焊接机等;在某些基础材料方面也还依赖进口,如制造坩埚的高纯石英粉、制造光伏电池用的银浆、多线切割机用的钢线、制造封装材料EVA用的高分子材料等。在装备制造和基础材料方面还有很多工作要做。中国光伏产业链各环节产能和产量情况见表8。表8 中国光伏产业链各环节产能和产量 Table 8 The capacity of PV manufacturing in Chain 产业链 2009年2010年产能产量产能产量多晶硅/t 40 000 20 357 60 000 45 000 硅锭、硅片/t 40 000 40 000 80 000 70 000 太阳电池/MW 8 000 4 011 200 000 8 000 光伏组件/MW 10 000 5 000 200 000 9 000 2.4 国内外光伏市场的发展趋势从国际市场的发展看,2010年开始,德国、西班牙、法国、意大利等欧洲光伏应用大国纷纷下调对于光伏发电的补贴,下调幅度10 ～30 不等,这一方面是由于光伏发电的成本下降,另一方面也受到欧洲经济不景气的影响。欧洲光伏市场在过去几年一直占有世界80 以上的份额,根据国际上的最新预测,欧洲光伏市场 2011年的份额将下滑到全球市场的60 以下, 2012年的份额更是将下滑到50 以下,欧洲光伏市场的下滑对全球光伏市场的影响无疑将是非常大的,未来世界的光伏市场将依赖于美国和中国,而美国市场的保守、日本市场的封闭以及中国市场的不明朗,将使得中国庞大的光伏产业面临风险。世界光伏市场不会像前10年那样地快速增长平均年增长率超过40 ,但也会有一个20 ～ 24 的比较稳定的增长。 3 启动中国光伏市场的可行性分析毋庸置疑,中国的光伏产量在2010年超过全世界总产量的50 ,而95 以上的产品出口,对海外市场的过度依赖的情况不容乐观。面对欧洲各国补贴的削减和新的光伏市场形势的变化,加快启动国内光伏市场则是积极的应对措施,也是保证中国光伏产业健康发展的必要条件。 3.1 中国光伏市场分类和份额 2008年以前,光伏发电主要用于离网项目,如无电地区离网电站、户用电源、通信、气象、铁路、太阳能路灯等。国家先后实施了西藏无电县建设、中国光明工程、西藏阿里光电计划、送电到乡工程、无电地区电力建设、新农村亮起来工程等国家计划; “九五”到“十一五”期间,又开展了多项城市并网光伏发电和大型并网荒漠电站的工程示范;2009年, 中国启动了光电建筑、金太阳示范工程和敦煌大型荒漠光伏电站等多个项目,在这些项目的带动下,中国的光伏市场得到了飞速发展。中国2008年当年装机40 MW,到2008年年底,中国光伏发电的累计装机达到140 MW;2009年当年装机达到160 MW, 超过了过去历年装机,累计装机达到300 MW;2010 年国内装机500 MW,累计达到800 MW。中国光伏发电自1990年来的市场发展见表9和表10。表9 1990年以来中国国内光伏市场的发展 Table 9 PV installation in China since 1990 年度1990 1995 2000 2002 2004 2006 2007 2008 2009 2010 年装机/MW 0.5 1.55 3 18.5 10 10 20 40 160 500 累计装机/MW 1.78 6.63 19 42 62 80 100 140 300 800 552011年第13卷第9期表10 近10年中国光伏市场应用分类统计 Table 10 PV market development according to sectors 年份农村电气化 /MWp 通信和工业 /MWp 分散利用 /MWp 建筑光伏 /MWp 大型电站 /MWp 年装机 /MWp 累计用量 /MWp 2000 2.00 0.80 0.20 0.00 0.00 3.00 19.00 2001 2.50 1.50 0.50 0.005 0.00 4.50 23.50 2002 15.00 2.00 1.50 0.01 0.00 18.50 42.00 2003 6.00 3.00 1.00 0.07 0.00 10.00 52.00 2004 4.00 2.80 2.00 1.20 0.00 10.00 62.00 2005 2.00 2.90 1.50 1.30 0.20 8.00 70.00 2006 3.00 2.00 4.00 1.00 0.00 10.00 80.00 2007 8.50 3.30 6.00 2.00 0.20 20.00 100.00 2008 4.00 5.00 20.50 10.00 0.50 40.00 140.00 2009 9.80 2.00 6.00 34.20 108.00 160.00 300.00 2010 15.00 6.00 6.00 188.0 285.00 500.00 300.00 中国近几年光伏市场的特点是并网发电占据主导,2009年并网发电市场的比例高达88.6 ,累计市场份额也超过了50 。当前,国际光伏市场的 90 属于并网发电,中国的情况与世界的总体情况基本一致。 2010年,中国新启动的280 MW“大型光伏电站特许权招标”和“金太阳示范工程”二期也都属于并网光伏发电,金太阳工程300 MW中只有 10 MW属于无电离网光伏项目。 3.2 用户侧并网光伏市场目前国际上并网发电占到总的光伏市场的 90 ,而在并网光伏市场中,与建筑结合的用户侧并网发电系统占90 以上,德国在输电侧大型并网发电仅占10 ,而美国仅占6 。德国“十万屋顶计划”、日本“十万屋顶计划”以及美国“百万屋顶计划”主要都是在低压用户侧并网的分布式光伏发电系统。因为这种发电方式对于光伏电力来讲是最有效的利用,也是电力公司所欢迎的。因此,能够在中国有效推广用户侧并网的分布式光伏系统是能快速、规模化启动中国光伏市场的关键。在中国规模化推广用户侧并网的光伏市场主要考虑以下几个关键因素是否有足够的安装空间;规模化推广用户侧并网的光伏系统在技术上是否可行;在现行政策体制下是否有足够的经费支持;现行的推广模式下,在经济上是否可行;是否有合适的、能够可持续发展的商业化运作模式;电网公司是否能够积极配合,使建成的光伏系统在用户侧顺利接入配电网。 1安装空间。根据2009年枟中国统计年鉴枠, 中国现有建筑总面积410.2亿m2,屋顶面积 178亿m2城市22亿m2,农村156亿m2,南墙面 139亿m2,合计317亿m2。又根据住房建设部人居环境中心的测算,实际可利用面积185.1亿m2。按照1 m2安装60 W 平铺实际可安装 120 W,则可安装11.1亿kW;如果只利用20 的可利用面积,都可以安装不少于2亿kW。结论安装空间不存在问题。 2技术可行性。用户侧并网,“自发自用”,并网点是随着计费电表的位置而有所不同。而计费电表随用户类型的不同安装位置也不同。根据国家发展和改革委员会价格司公布的销售电价,计费点可以在中、低压电网的任何电压等级。因此,光伏发电系统只要在计费点计费电表的用户侧并入电网,就可以称作“用户侧”并网,而并不仅指并入400 V低压电网,具体的并网点要根据项目的情况而定。当光伏穿透率PV penetration很低时穿透率是指光伏装机容量占峰值负荷的比例,不会有任何技术问题,美国将这一比例确定为15 ,日本为 20 。而当光伏穿透功率较大,如超过30 ,在白天负荷较小的情况,有可能出现光伏系统总功率高于总负荷,光伏电量则通过配电变压器向高压侧反送电,被称作“逆功率”。一般情况下,电力公司是不允许分布式发电系统向输电网反送电的,因为一旦出现“逆功率流”,由于线路和变压器的阻抗,配 65 中国工程科学电网的网压将会升高,造成安全隐患。当光伏穿透率低于20 时,即使发生“逆功率流”,由于电流很小,也不会引起网压升高。对于光伏穿透率高于30 的情况,安装防逆流装置就可以有效防止网压升高,仅仅会损失部分光伏电量。因此,无论是低穿透率,还是高穿透率,光伏系统在用户侧并网都不会造成安全隐患,低穿透率不会造成网压升高,高穿透率情况下可以采用无功调压,或安装防逆流装置。光伏系统在用户侧并网也不会影响电网的电能质量和安全性。电能质量包括电压波动、频率波动、电流谐波、三相不平衡度、直流分量和功率因数; 安全性包括高、低电压保护,系统的绝缘和防触电以及“防孤岛”运行。 IEC617271995“光伏PV 系统电网接口特性”、GB/T199392005“光伏系统并网技术要求”和国家电网发展2009747号“国家电网公司光伏电站接入电网技术规定”等都对光伏系统接入电网的电能质量和安全性作出了规定。当前,所有光伏设备和并网逆变器都是按照这些要求生产的,只要严格测试、认证,是不存在电能质量和安全性问题的。结论无论光伏穿透率的大小,光伏系统在用户侧并网都不存在技术问题或者说所有技术问题都有成熟的解决方案。 3资金支持。在2010年12月2日四部委一公司财政部、能源部、科技部、住房和城乡建设部以及国家电网公司关于金太阳示范工程的会议上, 财政部宣布2012年以后金太阳工程每年装机不少于1 000 MW。这部分资金并不受每度电4厘可再生能源电力附加资金的限制。按照1 kW补贴 10.8元金太阳工程二期的补贴标准,1 000 MW 需要108亿元。随着光伏成本的下降每年不低于 8 ,补贴资金将会逐年减少,直到光伏成本达到用户侧“平价上网”,预计2015年即可实现。结论补助资金不成问题。 4经济可行性。金太阳示范工程围绕用户侧并网发电项目展开,主要设备太阳能光伏组件和并网逆变器的价格通过招标确定,国家补贴中标价的50 ;国家对光伏建筑附加BAPV 项目另外补贴4元/W,对光伏建筑一体化BIPV项目另外补贴6元/W。除了初投资补贴,允许光伏系统在用户侧并网, 以省电的方式并网运行,相当于享受了与销售电价一致的上网电价。通过招标,光伏组件和并网逆变器的价格有了明显下降,光伏组件的平均中标价为10.77元/Wp, 并网逆变器50 kW以上的平均中标价为 0.964元/W。对于用户侧并网的光伏发电系统,以100 kW 项目为例,根据主要部件的平均中标价进行测算,系统投资约为17.4元/Wp。项目补贴后的实际投资见表11。表11 项目补贴后的实际投资 Table 11 The real system cost after subsidy 项目单位价格/元· W -1国家补贴/元· W -1 光伏组件10.770 5.385 逆变器0.964 0.482 系统5.660 4.000 合计17.394 9.867 投资补贴前17.394 补贴后7.527 为了进行效益评估,对于无补贴情况下的并网发电系统的合理电价以及补贴之后的合理电价进行了测算,电价测算的边界条件如表12所示。表12 电价测算边界条件 Table 12 Conditions to measure PV electricity cost 项目数值项目数值无补贴系统投资/ 万元· kW -1 1.739 4固定资产折旧率/ 80.0 补贴后系统投资/ 万元· kW -1 0.752 7年运行费用/ 0.5 系统年满发时间/h 1 100增值税率/ 17.0 贷款比例/ 70所得税率/ 25.0 贷款年限/年15附加税率/ 8.0 贷款利息/ 6.12税后内部收益率/ 10 运营期/年20资金回收年限10年以内折旧期/年15 没有国家补贴下,初投资为1.739 4万元/kWp, 要保证税后内部收益率10 ,年满发1 100 h情况下,合理的电价应该是1.91元/kW· h。国家补贴后,初投资为0.752 7万元/kWp,在保证税后内部收益率10 ,年满发1 100 h情况下,合理的电价则是0.84元/kW· h。用户侧并网抵消的是电网的销售电价,如果当地销售电价高于0.84元/kW· h,则能够保证10 的税后内部收益率,在经济上是可行的。在我国很多省市自2009年11月开始实施峰谷电价,民用 752011年第13卷第9期电和大工业用电的电价水平都比较低,工商业用电的电价水平最高,一些省市工商业用电小于 1 000 V的电价如表13所示单位元/kW· h。表13 部分省市电网销售电价 Table 13 Electricity price for industry and commercial units 省市尖峰电价高峰电价平段电价低谷电价白天平均电价北京市1.368 1.253 0.781 0.335 1.104 75 上海市NA 1.168 0.740 0.274 1.007 50 浙江省1.418 1.113 NA 0.590 1.020 38 河北省1.163 1.127 8 0.713 1 0.321 4 0.955 10 福建省NA 1.334 9 0.839 7 0.517 4 0.944 83 广东省0.914 8 0.914 80 山东省0.836 3 0.836 30 海南省0.836 0 0.836 00 表13所列省市白天的商业和小工业用电电价平均为0.952 5元/kW· h,远高于0.84元/kW· h,开发商可以盈利。当销售电价为0.952 5元/kW· h时, 内部收益率达到13.6 ,资金回收期仅为8.47年。结论国家补贴后,开发商只需要对光伏系统投入7 500元/kW,东部地区工商业用户侧并网的实际价值工商业平均电价为0.952 5元/kW· h。只要建筑类型工商业建筑选择合适,盈利空间还是非常可观的。 5商业模式。金太阳示范工程的原则是“用户侧并网”和“自发自用”。如果是自己的建筑,当然没有问题,但如果光伏系统开发商和建筑本身不属于同一单位,则会出现“为别人省电”和如何进行利益分配的问题。对于此种情况,能源合同管理的方式是很好的商业模式,光伏系统开发商与建筑所有者签订协议, 建筑所有者将省下来的电费按照租赁光伏电源的方式支付给光伏开发商,而光伏开发商以租赁屋顶的方式对建筑所有者给予适当补偿,这对于双方都是有利的,是一种“双赢”的商业化模式。泰豪集团已经有成功的经验。结论有可持续的商业化模式,没有后续问题。 6电网接入。电网接入是金太阳示范工程和光电建筑是否能够顺利实施的关键。只要能够解决光伏系统用户侧并网的问题,光伏系统肯定会在中国有一个爆发式的增长。电网公司的积极推进将是金太阳工程顺利实施的关键,光伏系统顺利接入电网的重要条件为是否能够顺利在用户侧接入,即允许用“抵消电量”的方式运行光伏系统,“用户侧并网”和“自发自用”是金太阳工程的实施原则。在规定的穿透率下,用户侧并网的光伏系统应当按照“负荷管理”的原则执行,属于电网的不受控单元,其功率波动与负荷的波动在同一数量级,因此,金太阳工程用户侧并网的光伏系统不应按照发电站进行管理,做到“只监测,不调度”。主要光伏穿透率不超过30 ,则过高的技术要求是不必要的,如有功、无功调节、低电压穿越等;即便对于高穿透功率的光伏系统,配置了“防逆流”设施,就没有网压升高的问题,只要基本的电能质量和安全性防孤岛和绝缘特性符合要求即可。应当有合理的电网接入系统费用和入网检测费用,对于用户侧并网光伏系统一般不应超过初始投资的5 。为了金太阳工程的顺利实施,电网公司应起到主导作用,尽快发布简单、易行的用户侧电网接入标准和管理办法,而且一定要下发到地方电力部门,基层电力部门好有章可依。结论光伏系统的电网接入是金太阳工程能否顺利实施的关键,一定要引起充分的注意。 3.3 大型光伏电站在中压输电侧并网的大型光伏电站LS -PV 近年来发展较快,它的作用和管理均与大型风电场类似。中国有大约120万km2的荒漠面积,包括沙化、半沙化土地和沙漠,假定3万m2荒漠土地可以安装1 MW光伏电站,那么2.5 的荒漠面积 3万km2就可以安装10亿kW的光伏电站。大型荒漠电站是在中压10、35、110 kV输电侧并网,是发电站的方式,不能“自发自用”,只能像火电厂和风电场一样将发出的电量卖给电网,即享受“上网电价”政策。目前国内还没有出台光伏电站的标杆上网电价,需要通过特许权招标的方式确定光伏电价。问题正如电网公司提出的,荒漠大部分在中国西部,而负荷中心现在在东部,长距离输电的条件目前还不具备,就地消化受到一定限制,于是就会有先要加强电网建设,然后才能大规模建设光伏电站和风力发电的结论。建设大型荒漠电站从管理上讲电力公司很容易接受,同管理大型风电场类似,而且更为简单。建设大型荒漠光伏电站,可以形成规模化的光伏市场,有 85 中国工程科学利于迅速拉动中国的光伏产业,促进技术进步,降低成本。从产业发展的角度是有利的。 4 “上网电价法”是最有效的激励政策欧洲各国普遍采用的激励政策是“上网电价” 政策,即电力公司以高于常规电价的价格收购光伏电量,国家对于超出常规电价的部分对电力公司给予补偿,补偿金则通过绿色电力附加分摊到电网的销售电价中去。有了这样的政策,安装光伏发电系统的用户可以通过销售绿色电力获得收益;银行的贷款可以如数回收;光伏生产厂家通过销售太阳电池赚到了钱;政府达到了推行清洁能源的目的;电力公司用国家的补偿金购买绿色电力,经济上不亏损,还完成了减排义务;政府通过绿色电力附加征收到了补偿金;通过媒体的广泛宣传,那些购买绿色电力的人知道自己是为保护环境和能源的可持续发展在做贡献,也愿意购买,因此 “上网电价”政策已经证明是成功的多赢政策。德国首先实施“上网电价法”,取得了明显的效果,十万屋顶计划顺利实施,连续多年光伏发电的安装量居世界第一。继德国之后,西班牙、意大利、法国、荷兰等欧洲国家纷纷效仿,先后出台各自的“上网电价”政策,现在,澳大利亚、韩国,甚至印度也都开始实施“上网电价”政策。美国和日本都是实施对光伏初投资补贴政策的国家,由于“上网电价法”在欧洲的成功,美国和日本也从2009年开始实施“上网电价”。美国现在已经有6个州实行“上网电价法”;日本自2009年开始,将小型用户侧并网的光伏电价确定为48日元相当于3.2元/kW· h,大型光伏的电价定为24 日元相当于1.6元/kW· h。为了评估各国不同的激励政策,欧洲光伏工业协会EPIA 公布了一项调研报告,对“上网电价”、 “初投资补贴”、“配额制”等政策进行了评估,结果是“上网电价法”从操作的简单易行、保证投资者的利益、资金的使用效率到实际的成功效果,都优于其他政策。金太阳示范工程初投资补贴的办法虽然对于拉动光伏市场很有效,但在资金使用效率、保障工程建设质量和后期运行方面却有不足之处。如果“用户侧并网”的光伏系统也能够实行“上网电价”,将更有利于光伏市场的健康、可持续发展,资金的利用也会更为有效。 5 平价上网指日可待 5.1 光伏发电成本下降趋势按照中国光伏产业目前的发展趋势,随着技术进一步提升和装备的全面国产化,到2015年,初投资达到1.5万元/kW,发电成本小于1元/kW· h, 首先在配电侧达到平价上网是完全有把握实现的; 经过努力,2020年初投资达到1万元/