中國儲能網(wǎng)訊：之前我們已經(jīng)先后從逆變器選型、電纜選型、運行維護、融資設計等方面對光伏電站價值提升進行了系統(tǒng)的分析，本期我們試從光伏電站最前端的太陽能光伏組件的選型展開討論。
國內(nèi)大多數(shù)光伏電站投資商所使用的光伏電站財務模型，常規(guī)而言，系統(tǒng)發(fā)電量按照三年遞減約5%，20年后發(fā)電量遞減到80%進行核算。光伏電站屬初期投資相對較大的項目，如同保險、理財?shù)刃袠I(yè)，是一個需要精算的行業(yè)，近期鑒衡認證中心出具的報告顯示：“通過對425個電站的測試，發(fā)現(xiàn)光伏組件主要存在熱斑、隱裂和功率衰減等質量問題，像功率衰減，我們?nèi)ツ戡F(xiàn)場測試的11個大型地面電站運行一年期左右的組件中，在考慮了設備不確定度后發(fā)現(xiàn)，51%的組件衰減在5%-10%之間，其中約30%的組件功率衰減超過10%，8%的衰減超過20%。”北京鑒衡認證中心主任秦海巖表示，“我們曾對甘肅某10MW項目做過抽檢，219塊抽檢組件，功率明顯衰減的組件有127塊，占抽樣比例的58%?！边@意味著廠商普遍承諾的25年衰減20%的質保在運行第一年就衰減嚴重或者已達到承諾底線。
光伏組件的正確選型對電站的發(fā)電量及穩(wěn)定性就顯得越來越重要，前幾年國內(nèi)投資光伏電站追求初期投資最低，經(jīng)過幾年的電站建設以及電站投資人對電站核心價值認識的理性化趨向，目前業(yè)內(nèi)人均認可的一個共識就是：度電成本成為衡量電站價值和交易溢價的關鍵性指標。
正如西安隆基硅材料有限公司董事長鐘寶申所說，“光伏電站價值的核心評價標準在于發(fā)電成本。降低發(fā)電成本的核心取決于三方面：第一，降低單位系統(tǒng)成本;第二，提高系統(tǒng)運行的壽命;第三，提高每瓦發(fā)電量?！本C述這三個方面，就是光伏電站的度電成本。
在我們系統(tǒng)的對光伏電站組件選型分析之前，首先我們對度電成本做一系統(tǒng)分析。
度電成本的定義：
光伏發(fā)電的度電成本是指光伏項目單位上網(wǎng)電量所發(fā)生的綜合成本，主要包括光伏項目的投資成本、運行維護成本和財務費用。
①投資成本：
由光伏項目開發(fā)、建設期間的資本投入所形成的成本，主要包括：設備購置費用、建筑工程費用、安裝工程費用、前期開發(fā)費、土地征用費等費用及項目建設期利息。在項目的運營期內(nèi)以固定資產(chǎn)折舊形式來體現(xiàn)。
②運行維護成本：
是在項目運營壽命期內(nèi)為保證設備正常運行所發(fā)生的維護成本，主要包括：檢修費用、備品備件購置費、保險費以及管理費用，同設備性能密切相關。
③財務費用：
是由項目建設期間發(fā)生的長期貸款以及項目運營期內(nèi)發(fā)生的流動資金貸款所形成的利息成本，主要包括長期和短期貸款利息，與項目的貸款償還期限以及利率高低密切相關。
度電成本的計算
目前對于光伏發(fā)電的度電成本分析主要有兩種方法：靜態(tài)成本法和動態(tài)成本法。
靜態(tài)成本法：
C=[(O+M)+T+S]/N
其中:
C:度電成本(元/kwh);N:年均發(fā)電量(kwh);M:年均維修費(元);O:年均經(jīng)營成本：包括材料費、管理費、工資及福利費(元);T:年均折舊費(元);S:年均財務費用(元）
動態(tài)成本法：
C=[I*CRF+(O+M)]/N
其中：
I:項目初始總投資(元);n:項目的壽命期(年);i:折現(xiàn)率(貸款利率);CRF:等額資金回收系數(shù);（O+M）：年均運維費用
動態(tài)成本計算方法也稱“全壽命期成本”，是在項目的整個壽命期內(nèi)把光伏發(fā)電過程中發(fā)生的全部費用在壽命期內(nèi)進行平均分攤。
案例分析：
以當前西部武威地區(qū)2012年下半年并網(wǎng)的10MW規(guī)模的地面光伏發(fā)電項目為例:
通過計算,在光伏電站25年的運營期內(nèi)，年均發(fā)電量為1,455(萬千瓦時);
項目的靜態(tài)度電成本：C=[(O+M)+T+S]/N計算各年的度電成本:
從上面計算可知，在還本付息期(1-15年)里，光伏電站的成本較高，最高達到0.85元/kwh，最低為0.57元/kwh；在完成還貸及折舊計提后，度電成本將降至0.12元/kwh。從靜態(tài)成本的計算中可以看到，還貸期間光伏發(fā)電的成本非常高，而在整個項目的壽命期內(nèi)卻并非如此。因此，通過計算動態(tài)成本把光伏發(fā)電過程中發(fā)生的全部費用在壽命期內(nèi)進行均攤，有利于更為全面地了解整個運營期內(nèi)的光伏發(fā)電成本。
通過上述敏感性分析表明：
（1）在電池轉換效率不變（18%）的情況下，當組件價格從目前的5元/w下降至3.78元/w時，度電成本將從目前的0.74元/kwh下降至0.67元/kwh。
（2）在組件價格為5元/w的情況下，當電池轉換效率從18%上升到20%時，度電成本將從目前的0.74元/kwh下降至0.67元/kwh。
（3）在組件價格為4.7元/w的情況下，當電池轉換效率從18%上升到20%時，度電成本將從目前的0.72元/kwh下降至0.65元/kwh。
（4）在組件價格為3.78元/w的情況下，當電池轉換效率從18%上升到20%時，度電成本將從目前的0.67元/kwh下降至0.60元/kwh。
由此可見，項目的投資成本和發(fā)電效率都是影響度電成本的重要因素，為了進一步降低光伏發(fā)電的度電成本，必須在降低組件等設備成本的同時，同步提升電池的轉換效率及衰減的穩(wěn)定性，兩者不可偏廢。
據(jù)此分析，筆者認為利用單晶組件實施光伏電站建設將是實現(xiàn)電站度電成本最低化的最有效途徑。
目前全球的太陽能電站市場上，主要有晶硅電池和薄膜電池兩類。薄膜電池產(chǎn)品的光電轉化效率還在提高過程中，加之規(guī)?；蛔?，成本下降速度慢。晶硅電池占市場近90%，薄膜電池占10%左右，最大的薄膜組件供應商為美國的First-solar公司。
在晶硅電池領域，又有多晶硅電池和單晶硅電池的區(qū)別。2013年的光伏市場，電池片需求共34.7吉瓦，其中多晶硅供應了21.9吉瓦，是光伏電池的主流，單晶硅電池占比不高。未經(jīng)核實的數(shù)據(jù)顯示，國內(nèi)光伏市場上，單晶硅目前僅百分之幾的份額，其余主要為多晶硅電池。單晶硅和多晶硅的市場份額的差異，主要是因為多晶硅產(chǎn)品門檻較低且在光伏產(chǎn)品稀缺時更容易擴產(chǎn)，導致當前單晶硅生產(chǎn)規(guī)模比不上多晶硅，國內(nèi)早期電池企業(yè)和硅材料企業(yè)多是多晶硅路線，所以在國內(nèi)市場上占得先機。
受中國光伏市場快速啟動的影響，在中國市場占比較小的單晶硅拉低了全球市場的比例。從全球的視野看，單晶硅電池的占比是逐漸提高的。中銀國際的一份研究報告顯示，單晶硅電池的市場份額一直在30%到40%之間徘徊。業(yè)內(nèi)普遍預計，未來幾年單晶硅電站占比將迅速提升。目前日本等地區(qū)住宅市場單晶占比較高。美國市場單晶占比并不算很高，主要和美國自身補貼方式有關，但目前我們已經(jīng)看到了單晶占比上升的趨勢，美國五大電站開發(fā)商Firstsolar、Sunedison、SunPower、Solarcity和Solarworld均表示后期要大幅提高單晶電站占比）。
那么光伏電站采用單晶組件針對采用多晶組件優(yōu)勢如何，我們選用在寧夏建成發(fā)電的某30MWp單晶光伏電站實際數(shù)據(jù)來取證分析。
單多晶光伏電站初期投資分析
30MW光伏單多晶發(fā)電項目概算匯總（萬元）
單晶265W組件以4.55元/W，多晶250W組件以4.25元/W）計算結果表明：多晶初始投入比單晶低0.15元/W；
結果顯示：
1、265W單晶和250W多晶，單晶組件售價以4.55元/W，多晶組件售價約為4.25元/W，根據(jù)30MWp電站EPC合同中各項項目單價算出電站初始投資：采用單晶組件電站投資約為8.37元/W，采用多晶組件電站投資約為8.22元/W；相差0.15元/W。
2、單晶組件單塊功率比多晶組件每高出五瓦（一檔），則單晶電站較多晶初始投資將節(jié)省約0.05元/W；
3、在同樣裝機容量的電站中，單晶硅電站要比多晶硅電站占地面積少5.32%；
單多晶電站發(fā)電收益差異及其原因分析
眾所周知，單多晶電站的收益取決于兩個方面。第一，光伏上網(wǎng)電價；第二，結算電量。前者取決于國家政策，后者則取決于電站實際發(fā)電量。為此我們模擬了寧夏中衛(wèi)地區(qū)的單多晶發(fā)電情況。
（1）單晶電站發(fā)電情況
（2）多晶電站發(fā)電情況
從以上單多晶發(fā)電量模擬計算結果兩表中可以看出：單晶與多晶電站發(fā)電量的差別原因集中體現(xiàn)于電站系統(tǒng)效率上，主要包括：
1、電站系統(tǒng)損失；
2、直流側損失；
3、交流側損失：
4、其他損失。
單、多晶光伏電站系統(tǒng)效率對比
從光伏電站系統(tǒng)效率分析表中可以看出單多晶在發(fā)電效率方面因其晶體結構差異有4個方向存在不同：
1、非線性損失；
單多晶發(fā)電量與太陽輻射值的變化趨勢相似。根據(jù)最大功率點電子負載的阻值，反應出單晶組件的一致性要比多晶組件的一致性好即非線性損失小于多晶。
2、光伏組件溫升損失；
光伏組件在工作時的光熱轉換主要有四個來源：第一個來源是具有較高能量的短波波長的光子激發(fā)光伏電池產(chǎn)生光生載流子后還有一部分的能量剩余，這部分剩余的能量被轉換為熱能；第二個來源是光伏電池中的光生載流子并不能全部被電極收集形成光電流，另有一部分光生載流子會在電池內(nèi)部和表面產(chǎn)生復合，這些復合的光生載流子也會產(chǎn)生熱量；第三個來源是能量較低的長波光不足以激發(fā)光伏電池產(chǎn)生光生載流子，這部分光子的能量則全部轉化為熱能；第四個來源是光伏組件中的電流的熱效應，即焦耳熱。
晶體硅光伏組件的工作溫度是影響光伏電池能量轉換效率和發(fā)電量的重要因素，主要是由于晶體硅光伏電池效率具有負的溫度系數(shù)，其光電轉換效率隨電池溫度上升而線性下降。光伏電池的工作溫度每提高1℃，功率輸出減少0.4%-0.5％，同時就會造成光伏組件發(fā)電量的減少。而未能轉換為電能的太陽能變?yōu)闊崮埽构夥M件的工作溫度加速上升。
理論上，單晶組件由于其晶體結構單一，材料純度高，內(nèi)阻小，光電轉換效率高，其工作溫度低于多晶組件。同條件下，相同標稱功率的單晶組件應該具有更高的發(fā)電量。
3、光伏組件性能衰減；
晶硅電池功率衰減機理
1、初始光致衰減：在業(yè)內(nèi)普遍認為該現(xiàn)象是由B-O復合體或Fe-B復合體產(chǎn)生的，它的現(xiàn)象是組件在初始一個月的時間內(nèi)發(fā)電效率迅速下降至臨界值時趨于穩(wěn)定，經(jīng)過長期監(jiān)測初始光衰后的電池片經(jīng)過長期光照會有緩慢回升的現(xiàn)象：初始光衰一般情況下單晶組件略大于多晶組件。
2、長期老化衰減（溫濕度環(huán)境衰減）：這是由于溫度的交替變化會在電池片內(nèi)部產(chǎn)生熱應力，熱應力積累到一定程度時，電池片結構薄弱處會發(fā)生斷裂，則會造成組件功率衰減?；蛘哂捎诮M件在長期使用過程中的老化衰減，單晶、多晶電池片晶體結構不一樣，因此，理論上單多晶組件在承受熱應力及溫濕度變化方面會存在差異。
電站衰減實例：上圖為寧夏中衛(wèi)地區(qū)同一電站2013年單晶與多晶發(fā)電量與2012年發(fā)電量衰減情況如右圖所示，注：因2012年與2013年實際太陽福照度可能存在差異，故衰減絕對值誤差較大，僅具有參考意義，而單晶多晶相對值則體現(xiàn)相同條件下的實際差異（約有0.34%的差異）
4、直流電流損失（取決于接線量的差異）
1、標準光源下單多晶光伏響應相差約5.96%與AM1.5太陽光輻照下差距基本一致；
2、陰天、霧靄等條件下空氣中漫反射增加可見光與紫外光占比減少，紅外光占比增加。由此我們假設紅外輻照度占比增加40%，紫外與可以見光均勻下降，此時單晶光伏響應較多晶高出7.68%；
3、假設單多晶組件檢測功率一致時，光譜響應角度來說，AM1.5陽光下發(fā)電量基本一致，陰雨、霧霾等天氣下單晶比多晶發(fā)電量增加，假設條件下分析結果顯示，單晶的光譜響應能力比多晶額外增強了2%。
據(jù)上分析，我們可得出1MWp單多晶光伏電站在國內(nèi)各地區(qū)發(fā)電量差異分析：
單多晶電站壽命期內(nèi)各年理論收益
首先，我們假設單多晶電站全成本分析數(shù)據(jù)如下：
單多晶電站收支項目匯總表
25年單多晶電站收益對比表
綜述：1、電站初始投資：單晶：8.37元/W，多晶：8.22元/W。電站壽命期總投資：單晶：13.57元/W，多晶：13.45元/W。
2、根據(jù)寧夏中衛(wèi)地區(qū)輻照度條件模擬單多晶第一年發(fā)電量：單晶：1.69度/W，多晶：1.59度/W。壽命期內(nèi)電站壽命期總發(fā)電量：單晶38.11度/W，多晶：35.09度/W。
3、壽命期內(nèi)電站總收益：單晶：24.54元/W，多晶：21.64元/W。單晶收益比多晶高13.41%。
我們通過對位于寧夏地區(qū)2座單多晶電站實際發(fā)電量分析也同樣驗證了我們的理論分析;
理論計算得出中衛(wèi)地區(qū)單多晶發(fā)電差異約-6.2%（多晶比單晶低）；實際兩家電站第一季度發(fā)電量對比情況為多晶比同心差異為-6.52%。與計算模擬結果非常接近。
目前多晶電池產(chǎn)業(yè)化水平在17%-17.5%;N型單晶電池的產(chǎn)業(yè)化水平在21%-24%;P型單晶電池產(chǎn)業(yè)化水平在18.7%-19.2%(國內(nèi))，19.2%-20%(海外)。單晶電池在效率方面更勝一籌。
2014年Q1，單晶組件轉換效率16.6%，成本0.47美元/瓦，預計2017年單晶組件的轉換效率17.7%，成本0.37美元/瓦;而2014年Q1多晶組件的轉換效率15.7%，成本0.45美元/瓦，預計2017年多晶組件的轉換效率16.5%，成本0.37美元/瓦。
按照西安隆基硅材料股份有限公司董事長鐘寶申預測：到了2017年，單晶組件和多晶組件在成本上將持平。“在單晶組件成本與多晶組件成本一致的情況下，單晶安裝成本溢價使得單晶每瓦系統(tǒng)造價將具備優(yōu)勢?！蓖瑫r鐘寶申認為，晶硅仍將是光伏市場的主流，高效單晶產(chǎn)品的性價比優(yōu)勢將逐步為市場所認識，市場占有率將快速提升。
據(jù)悉，目前單晶硅片非硅成本在每瓦0.115美元，明年將降到每瓦0.1美元以內(nèi)，三年內(nèi)可降至每瓦0.06美元。
日前，國內(nèi)光伏巨頭保利協(xié)鑫表示將全力拓展單晶產(chǎn)品研發(fā)和擴產(chǎn)，也進一步驗證了未來單晶組件的應用潛力。同樣，美國系統(tǒng)集成商SolarCity（SCTY）17日在官網(wǎng)發(fā)布博客稱已簽約收購美國高效單晶光伏組件生產(chǎn)商Silevo，并計劃在未來兩年內(nèi)在紐約州建設年產(chǎn)能1GW以上的組件工廠。這次收購事件再次驗證高效單晶路線將是未來光伏行業(yè)的明確發(fā)展趨勢。
目前基于N型單晶硅片的高效電池組件生廠商主要是美國SunPower和日本松下（收購的Sanyo）兩家，兩者生產(chǎn)的高效單晶電池/組件轉化率均可超過22%/20%，但缺點是復雜的生產(chǎn)工藝決定了居高不下的成本水平，近幾年來，如Silevo、LG、TetraSun等諸多企業(yè)致力研發(fā)生產(chǎn)低成本的高效晶硅電池的成果顯著，且不約而同地均基于N型單晶硅片。
繼TetraSun去年被FirstSolar收購以后，Solarcity對Silevo的收購再次說明光伏行業(yè)中的國際領先企業(yè)對高效單晶技術路線的認可，也驗證我們此前在報告中多次強調的行業(yè)觀點：隨著全球光伏終端需求結構向中小型屋頂轉移、系統(tǒng)成本構成中組件成本占比的不斷降低，高效單晶技術路線將是光伏行業(yè)明確的發(fā)展趨勢。
在國家的規(guī)劃中，鼓勵分布式光伏發(fā)電，并對光伏發(fā)電實行度電補貼，即根據(jù)實際發(fā)電量進行補貼。而改變以往直接對項目實行補貼的做法，這促使電站開發(fā)商更加關注電池的轉化效率和經(jīng)濟效益，單晶硅產(chǎn)品優(yōu)勢凸顯。
目前，國內(nèi)主要有五家單晶硅片制造商，分別是隆基股份、卡姆丹克、中環(huán)股份、河北晶龍、陽光能源，去年到今年不斷推出標準化的單晶硅片新品。我們認為一旦規(guī)模到位，單晶硅成本降低后，將更具競爭力。
目前，西安隆基硅材料股份有限公司先后收購浙江樂業(yè)光伏科技有限公司，致力于單晶組件的生產(chǎn)和銷售，同時成立了西安隆基清潔能源有限公司，其主營業(yè)務是大型地面電站及分布式光伏電站的投資、建設、運營、維護。寧夏隆基同心30MWp單晶光伏電站已經(jīng)并網(wǎng)發(fā)電，30MWp電站全年發(fā)電量突破5000萬度電，目前正在建設二期30MWp單晶光伏電站。相信未來國內(nèi)光伏電站投資商將趨向于使用單晶組件。
伴隨著最近國家能源局即將出臺的分布式光伏政策特別是“二選一”的模式以及分布式電站定義的擴大，國內(nèi)必將迎來分布式光伏電站投資建設的熱潮，預計從第三季度將開始活躍起來，且浙江省和山東省將成為分布式光伏電站的前沿戰(zhàn)場。從電站價值來說，度電成本是衡量電價價值的唯一標準，對于投資商而言，如何極大程度的降低度電成本就顯得尤為重要，通過對電站設備選型嚴格監(jiān)控把控，可以實現(xiàn)電站價值提升的硬保障，與此同時軟保障也很重要，這主要體現(xiàn)在投資分布式光伏電站之前，是否對項目標的業(yè)主開展了完整且有限的現(xiàn)場調研，主要體現(xiàn)在屋頂面積、荷載、用電量、電價、業(yè)主資信情況，業(yè)主所從事行業(yè)發(fā)展情景等要素，筆者將會在下一期的文章中，來仔細分析光伏電站投資盡職調查要素。
責任編輯：慧子
