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进一步降低发电成本是激发光伏发展的最重要驱
山东保蓝环保工程有限公司   2019-04-24 23:35

  北极星太阳能光伏网讯光伏发电是国家当前全力发展的重要产业,宏观层面的利好是长期可持续的。产业在规模、规范性、产品技术升级、成本进一步下降和消纳等各方面均可期待长期快速发展。在经历“531”新政带来的一系列考验后,光伏行业需要转变发展思路,重新审视对补贴的依赖和重视程度。光伏行业的良性发展,不仅仅需要国家相关政策的扶持,更需要企业加快技术创新和技术升级、提升自主创新能力、提高产品质量水平,从而实现理性、健康、可持续的发展。

  截至2017年末,全国光伏发电累计装机规模达到130.25GW(其中光伏电站100.59GW,分布式光伏29.66GW),累计装机规模已经超额完成光伏“十三五”规划确定的110GW目标。

  近年来,光伏电池的制造技术进步不断加快,商业化产品效率平均每年提升约0.3%~0.4%。国家能源局发布的光伏 “十三五”规划提出要在2020年前将晶硅太阳能电池的转换效率提高到23%以上。

  目前市场内逆变器的应用基本可以分为二种,一是组串式逆变器,二是集散式逆变器,集中式逆变器。光伏电站的直流侧电压目前正处于1000V到1500V的过渡期。1500V系统可减少初始投资成本,同时减少了线V系统相比可以将整体系统效率提升1%-2%之间。

  跟踪式光伏发电系统能提高组件对太阳能资源利用效率,虽然增加机械跟踪设备,会增加单位工程造价,但是每年都将带来十分可观的经济收益。随着晶体硅电池板价格的不断下降,配套设备包括机械跟踪设备的成本也在逐渐下降,跟踪式光伏系统的总体经济效益更加突出,因此越来越多地推广和利用。

  2013年至2018年,国内光伏上网电价经历了5次调整,几乎按照0.1元/年的速度下调。

  2018年初,I类资源区标杆上网电价已降至0.55元/度 (含税),Ⅱ类资源区0.65元/度 (含税), III类资源区0.75元/度(含税)。5月31日,国家发改委、财政部、能源局三部委联合发出《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号)文件(以下简称“531”),在18年电价的基础上统一再次将上网电价下调了0.05元/度,进一步加速了光伏上网电价退坡。

  自2010年来,光伏发电项目的投资成本下降显著,从每瓦十几元到现在的六、七元。

  10年间,中国光伏的造价下降了90%以上,其中组件的价格下降了91.6%;系统价格下降了88.3%;上网电价下降了81.3%。

  近期,宏观政策调整了引导方向,将重心放在可再生能源发电装机比例和发电比例,在《国家电力十三五规划》、《能源发展十三五规划》中明确规定,到2020 年非化石能源消费比重达到15%、非化石能源发电装机达到770GW左右、发电量占比提高到31%。

  掣肘于补贴缺口困境,各类型光伏项目被规范于合理的增速范围内。按照“531”政策走向,分布式光伏在未来两年的规模或仍被限制于10GW左右,地面商业光伏电站的规模受国家总量控制放缓,需要落实指标且全部参与竞价,指标竞争引起投资风险增加。为此,平价上网光伏项目成为光伏项目开发的额外机遇之一。

  从成本来看,进一步降低发电成本是激发光伏发展的最重要驱动力。通过产能提升所带来的规模效益已接近天花板,今后最主要的降本手段是为技术和产品升级。2016年开始,全球光伏产业已经进入新一轮技术迭代升级期,国家政策也通过制定推出领跑项目、加强对光伏产品的技术指标监管等多项政策放大技术升级的效用和速度,使得光伏产品技术标准逐年提高在夯实我国光伏技术在全球的领先地位的同时,进一步助力成本的下降。

  2017年国家发改委《全面深化价格机制改革的意见》中提出2020年实现光伏上网电价与电网销售电价相当,光伏电价实现销售侧平价上网。新一轮电力体制改革,市场机制将鼓励提高电力系统灵活性、逐步解决常规能源与可再生能源的利益冲突问题,扩大新能源消纳市场,从而促进太阳能发电等可再生能源的大规模发展。

  2017年11月,国家发改委、能源局正式下发了关于《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源〔2017〕1901号)文件(以下简称“1901号文”),分布式能源在被动接受调度指令管理多年之后,可以主动参与市场交易,在满足相关技术条件下,在110kV及以下电压等级之内选择就近销售电量,“隔墙售电”成为可能,并获得合法的售电资质,集发售(电)于一体。在“放开两头,管住中间”的思路下,分布式能源作为增量市场主体参与电力市场竞争,率先成为用电侧电量电力市场化交易的排头兵。

  同样根据1901号文件精神,要求各省编制试点方案、进行交易平台建设、制定交易规则等,开始探索和研究分布式光伏参与市场交易。可参与市场化交易电站范围:单项项目容量不超过20 兆瓦(有自身电力消费的,扣除当年最大负荷后不超过20 兆瓦)、接网电压等级在35 千伏及以下项目;单体项目容量超过20 兆瓦但不高于50 兆瓦,并网电压等级不超过110 千伏且在该电压等级范围内就近消纳。

  2017年2月,国家发展改革委、财政部和国家能源局关发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》,通过这种购买绿证证书的方式,来扩大可再生能源的补贴资金来源,降低国家补贴资金压力,进而提高光伏电力的利用率。

  2018年3月,《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》中提到可能开始强制摊销绿电,来促进存量电站的消纳,明确省级电网企业、其他各类配售电企业、拥有自备电厂的工业企业和参与电力市场交易的直购电用户都承担配额业务主体,并下发各省市2018年及2020年非水可再生源比例和可再生能源消纳比例。按照公布的非水可再生源比例要求预测,2018~2020年光伏新增装机将高达120~140GW左右,配额比例针对性的提升,有效推动西北部风光电力消纳,促进跨区域电力调度。配额制的出现,为后续的光伏市场发展规模提供目标的指导。

  近年来,全球越来越多的国家和地区在大型光伏地面电站领域实施了电价逆向竞标机制,从结果来看,竞价机制已成为光伏发电上网电价逼价、更快一步脱离电价补贴的重要加速器。

  2017年国内领跑基地通过竞标产生的上网电价下降速度更快,在今年集团参与的“领跑者”基地项目中,吉林省白城领跑基地创下迄今为止国内光伏竞标的最低价(0.39元/度)。收益方面,集团允许竞标项目的资本金内部收益从13%降低到10%,直接促使集团在各基地的各投标标段电价极具竞争力,最终获得大满贯的优异成绩。

  光伏发电成本快速下降成为平价上网得以实现的重要因素,光伏能否获得持续发展、大规模发展的关键因素,就在于能否尽早平价上网,产生与其他类型电力相竞争的市场化竞争力。

  根据IRENA(国际新能源机构)的统计,2010年至2017年间,全球各主要国家的光伏平准化发电成本呈现快速下跌的态势。下降最快的是意大利,8年间发电成本下降了75%,降幅最少的美国下降了40%,中国下降了72%。

  近年来国内的光伏造价趋势与国际趋同,未来随着电池组件技术进步以及生产制造自动化、智能化水平的提升,光伏组件单瓦价格将会持续下降,其他光伏电站电气设备单瓦价格也将逐步下降。双面发电组件的价格在一段时期内会高于常规组件和PERC单面组件,但其能够带来更多的发电增益。

  以常规光伏电站造价为例,每瓦造价从2016年的大约7.2元/W跌至2018年的约5.5元/W,预测到2020年每瓦造价可以下降至约4.6元/W的水平。

  其中下降幅度最大,降速最快的是光伏组件的价格,受“531”新政的影响,2018年光伏组件的价格大幅跳水。常规单、多晶组件的价格在新政后的一个月均跌逾12%,单瓦价格降0.3~0.4元。7月到10月间,价格已经稳定在了每瓦2元左右,且仍呈现继续下降的趋势。

  多年来,电池和组件领域不断提高光电转换效率,直接带来单片电池功率瓦数持续爬升,同等土地面积下可安装的发电规模显著增大,摊至单位系统成本显著快速下降。未来,在PERC技术和N型技术的迭代升级作用下,电池和组件的转换效率将继续攀升,未来十年系统成本预计可再降30%左右。

  制造业领域中,产能每翻一番平均成本便可下降10-30%,在光伏产品制造方面,产能每增长100%、成本平均下探20%。截至2017年,组件产品全球产能达到122GW,非硅成本相比10年前下降了88%。

  平价上网有两种模式,一种是用户侧平价上网,一种是发电侧平价上网。能源局提出的十三五实现光伏平价上网指的是用户侧平价上网,光伏行业内部也一致认为,到2020年实现平价上网指的是用户侧平价上网。党的十八大以来提出的各项电力体制改革措施,指引了各类能源最终走向了在一个平台进行竞价交易的模式,光伏行业的平价上网最终走上发电侧平价上网才能具有统一平台竞价交易交易额的基础。预计2025年实现将实现发电侧平价上网。

  影响光伏电站收益的主要有两个因素:电价、利用小时。要实现光伏项目平价上网,首先需根据当地发电侧和用户侧两头,以及当地发电侧补贴电价的水平进行分析、选择。

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