一、影响光伏发电成本及电价的因素

光伏发电的成本可以用以下公式表示：

Tcost=Cp（1/Per+Rop+Rloan*Rintr-isub）/Hfp(1)

式（1）是光伏发电成本电价的计算公式（石博士定律）。 显示了光伏电站的成本电价Tcost和光伏电站的单位装机成本Cp、投资回收期Per、运营费用率Rop、贷款状况（包括两个参数Rloan占光伏电站的比例）贷款投资额和贷款利息Rintr），与每年电站享受的等效满负荷发电小时数Hfp及其他补贴收入系数等六个因素之间的具体关系。

利用式（1）的光伏发电成本分析模型，可以对当前光伏发电成本进行简要分析。 本分析不考虑电站的其他补贴收入，即式（1）中isub=0。

1.1 单位装机成本对电价的影响

按投资回收期20年、贷款比例70%、贷款利率7%、营业费用2%计算。 假设当地年满负荷发电时间Hfp=1500小时，不同单位装机成本对应的成本电价如表1-1所示。

表1-1 装机成本Cp对成本电价的影响

1.2 日照时间对成本电价的影响

按投资回收期20年、贷款比例70%、贷款利率7%、营业费用2%计算。 假设单位装机成本为12000元/千瓦，不同满负荷发电次数对应的成本电价如表1-2所示。

表1-2 满负荷发电时间对成本电价的影响

可见，每年满负荷发电时间对电价成本影响很大。 通常年满负荷发电时间与日照时间直接相关。 但电站系统的设计、系统参数、系统是否跟踪太阳等对每年满负荷发电时间影响很大。 下表给出了几个地方的年日照时间和年满负荷发电时间的比较。

表1-3 年满负荷发电时间影响因素

从上表可以看出，年日照时数对年负发电时间影响最大​​。 但在相同的年日照时数下，不同的系统安装方式以及是否进行功率优化也存在很大差异。

例如，在年日照2800小时的地区（大部分在我国西北部），固定支架年满负荷发电时间为1456小时。 但如果全部采用太阳跟踪系统，并增加功率优化模块，则年满负荷发电时间为1456小时。 满负荷发电时间可达1808小时。 当然，每年满负荷发电时间的增加需要增加投资。 但只要组件保持不变，额外的投资仍然是经济的。

对于追日支架等，除了考虑一次投资外，还必须考虑当地的气候条件和安装条件。 例如，屋顶通常不适合安装太阳跟踪系统。 对于经常出现强风的地面电站，跟踪支架的维护成本可能会产生较大的影响。

1.3 贷款状况对成本电价的影响

目前，大型地面光伏电站的建设，或多或少都使用了部分银行贷款。 银行贷款占总投资的比例和贷款利息对光伏电站的成本和价格影响巨大。

这里，假设装机成本为12000元/KW，投资回收期为20年，年满负荷发电时间为1500小时，运行成本为2%，则不同贷款条件对应的成本电价被计算。 结果如表1-4所示。

表1-4 贷款条件对成本电价的影响（价格单位：元/千瓦时）

从表1-4可以看出，在其他条件都满足的情况下，仅贷款条件发生变化，光伏电价就可能从0.56元/千瓦时上涨至1.28元/千瓦时。

对于光伏电站的建设来说，贷款利息越低越好。 贷款比例的提高也会导致电费的增加。 不过，由于自有资本较少，适当提高贷款比例也不见得是坏事。 这是通过计算内部收益率并根据可用的最低利率确定最合适的贷款比率来完成的。 本文不会深入讨论这个问题。

1.4 投资回收期对成本电价的影响

假设单位装机成本为12000元/KW，运行费用按2%计算。 年等效满负荷发电时间按1500小时计算。 两种贷款条件下，不同投资回收期对应的成本电价如表1-5所示。

表1-5 满负荷发电时间对成本电价的影响（电价单位：元/千瓦时）

从表（1-5）可以看出，如果全部采用自有资金投资，投资回收期设定为25年，目前光伏发电成本仅为0.48元/kWh。 这个价格已经低于很多地方的火电上网电价。 如果投资回收期设定为5年，电费将高达1.76元。 因此，投资回收期的设置对光伏发电成本也有着巨大的影响。

在我国，火电厂的投资回收期通常为15至30年，而核电的投资回收期则高达50年。 因此，在分析计算光伏发电的可行性时，按照20年或25年的投资回收期来计算较为合理。 从表（2-5）可以看出，在贷款70%的情况下，如果电价定为0.95元，20年即可收回投资； 如果电价设定为0.87元/千瓦时，25年即可收回投资。

1.5 运维费对光伏发电成本及电价的影响

假设单位装机成本为12000元/KW，投资回收期为20年，贷款比例为70%，贷款利率为7%，年等效满负荷发电时间为1500小时，则不同运营费用对应的成本电价如表1-6所示。

表1-6 运营费用对成本电价的影响

从表（1-6）可以看出，运营费用对光伏发电成本和电价也有较大影响。 对于同一电站，如果运营费用控制在1%，则成本电价可为0.87元/kWh； 如果成本控制在5%，成本电价将飙升至1.51元/kWh。 因此，必须仔细计算电站的运营和维护成本。

2、现阶段光伏发电成本及投资效益分析

2.1 当前光伏发电装机成本

根据公式（2-1），光伏发电装机成本如下：

Civs=Cpan+Cstr+Casb+Ccab+Cbas+Ctrc+Cpom+Cinv+Cdis+Ctrf+Cacc+Ccon+Cmon+Ceng+Cman+Cland

基于当前光伏行业的成本，我们以10MW光伏电站为例，单独计算得出光伏电站当前的装机成本，如表2-1所示。 假设电站位于青海某地戈壁滩上，地价按3000元/亩计算。

表2-1 2011年第四季度青海省10MW光伏电站装机成本

上述费用中，第1至第5项（表中红色部分）的价格由光伏行业的市场情况决定。 该部分金额8080万元，占总投资的68.7%； 第6项至第9项（表中绿色部分））按钢材、铜材市场价格确定，金额1510万元，占比12.8%； 第10至15位为土建安装施工费用，具体取决于当地的施工条件以及业主和项目公司的管理水平。 金额2020万元，占总投资的17.2%； 最后地价为150万元，占比1.3%。

2.2 光伏电站投资效益

2.2.1 上网电价1.15元/kWh时的投资收益

以上述电站为例。 当地年日照时数为3100小时。 经实验计算，年等效满负荷发电时间为1538小时（固定支架，扣除电站电耗）。 经国家发改委批准电价为1.15元/千瓦时。 电站发电运维采用三班制和两班制，共15人。 年运维费用约为180万元。

项目方资本金3176万元； 银行贷款8000万元，年利率7.5%，年利息600万元。 此外，该项目每年可减少二氧化碳排放量约2万吨，可产生CDM指标收入125万元。

利用公式（2-5），电站年税前利润为：

Iint=P*Hfp*Tarif+Isub–Cop–Cfn

=10000*1538*1.15+1250000-1800000–6000000

=10,439,600.00元

如果电站按10年加速折旧，每年折旧费用约为1116万元。 前10年无需缴税，每年的税前利润可用于偿还银行贷款。 假设除利息外，每年偿还贷款本金1000万元，分八年还清，利息将逐年减少75万元。

经营财务状况见表2-2。

表2-2 青海省10MW光伏电站运营财务状况表（上网电价：1.15元/kWh）

从表（2-2）可以看出kaiyun开云官方网站，该光伏电站9年即可收回全部投资（累计现金流超过资金投入，还清贷款）。 正常情况下，每年偿还银行贷款1000万元后云开·体育appkaiyun，可净现金流入100万元，每年增加50万元左右。 到第九年，银行本金还清，每年净现金流入1546万元。

2.2.2 上网电价1元/kWh时的投资收益

2012年以后，国内电价大部分变成1元/千瓦时。 这样开云手机平台，如果将同一上述电站每年还款余额改为800万元，则财务状况如表2-3所示。

表2-3 青海省10MW光伏电站运营财务状况表（上网电价：1元/kWh）

从表2-3可以看出，若上网电价为1元/千瓦时kaiyun开云官方网站，项目投资回收期为10年（累计现金流入超过资金投入并还清贷款）。 第10年后，由于完成折旧，增值税和所得税大幅增加，两项税金合计每年约600万元。 即便如此，项目公司每年仍有现金流净流入1084万元。

2.2.3 系统完善电站投资收益

上述电站不使用固定支架，不跟踪太阳，也不进行功率优化。 如果加上太阳跟踪系统和固定支架，则需要增加投资1600万元，从而使电站总投资从1.116亿元增加到1.276亿元。 考虑贷款9000万元，自有资本3760万元。 但这样一来，电站年满负荷发电时间可提高到1860小时，但运营费用也会相应增加到200万元/年。 照此条件，从电站计算（表略）可知，增加电站优化系统每年将增加总投资1600万元，维护费用20万元。 但由于发电量增加，投资回收期缩短至9年零1个月。 投资回收后，年增加现金流280万元。 因此，投资效益是显而易见的。 实践证明，任何能够低成本、有效提高光伏组件发电量的技术，都对提高光伏电站的投资回报率有很大帮助。

三、结论

目前，国家发改委规定上网电价为1元/千瓦时。 从以上分析可以看出，以现有光伏发电系统的价格计算，在我国西北地区或其他年满负荷发电次数大于1500的地区建设光伏电站的投资回收期小时将在10年内。 投资回报率超过火力发电。