前言
我们首先要确定，平价上网中的“价”是多少。不同的电，价是不一样的。
图1：电价的分类
目前光伏的标杆电价在0.8~0.98元/kWh之间，上表中，
工商业电价：一般在1元/kWh左右，如果在工商业侧并网，则光伏已经实现了平价上网；
大工业电价：一般在0.6~0.9元/kWh之间，如果在大工业侧并网，则光伏已经接近实现了平价上网；
居民和农业售电电价：由于享受国家的交叉补贴，价格较低，距离光伏电价还比较远。
光伏实现平价上网的终极目标，是能在发电侧跟火电的上网电价PK。目前，火电的脱硫标杆电价在0.25~0.5元/kWh之间，光伏标杆电价距离其还有很远的距离。
光伏要实现“平价上网”，最快的途径就是以分布式的形式在用户侧并网，这是煤电、水电、核电等形式所不具备的特长。因此，扫清分布式光伏发展的障碍，是光伏实现平价上网最有效的途径。
一、度电成本的定义
如前言中所述，光伏电力的价格与火电相去甚远，只有降低度电成本才能实现“平价上网”的终极目标。那什么是“度电成本”。我查阅了资料，找到两种“度电成本”的定义。
定义一：国内财务软件常用的测算公式（公式1）
上述公式中，将总投资（初始投资扣除残值后和25年运营成本加和）除以总发电量，非常简单明了、易于理解。因此，在国内的财务评价中被广泛使用。但其缺点是没有考虑资金的时间成本。
定义二：国际上的测算公式（公式2）
陈荣荣、孙韵琳等人在《并网光伏发电项目的LCOE分析》中，介绍了国际上的测算度电成本的计算公式。
在公式2中，充分考虑了资金的时间价值，用折现率i将不同时间的成本都折成现值；同时，也考虑不同时间的发电量会带来不同的现金流，因此也对发电量进行折现。这种计算方法的缺点是讲解、计算都比较复杂。
个人认为，由于所有的资金都有使用成本，公式2更能体现电量真正的成本。由于国内的财务分析均以公式1为基础，为便于理解，本文也以公式1进行计算和分析。
然而，必须强调的是：由于未考虑资金的时间价值，
度电成本≠光伏电力成本≠合理利润下的售电电价
因此，度电成本达到0.3元/kWh时，并不意味着可以实现平价上网。
虽然度电成本不能等同于光伏电力成本，但其变化的趋势可以反映光伏电力成本的变化趋势。因为，下文通过对度电成本影响因素、程度的分析，来找出实现平价上网的途径。
二、度电成本的影响因素
1、前期条件
从公式1中可以看出，计算度电成本主要涉及的因素有6个。其中，固定资产残值VR、第n年的折旧Dn基本是按比例取，第n年的运营成本An变化也相对较少。因此，式中变化最大的是三个量：I0、Pn、Yn。
为了探讨上述三个变量对度电成本的影响，建立一个典型电站模型，主要前提条件为：
规模：50MWp 初始投资：8000元/kW
贷款比例：80% 利 率：5%
峰值小时数：1700h 系统效率：80%
组件衰减：10年10%、25年20%
2、峰值小时数范围
根据中国气象局发布的《2015年中国风能太阳能资源年景公报》，我国2015年，全国平均的固定式最佳倾角峰值小时数概况：
1）全国平均值为1710.2h。
2）东北、华北、西北及西南大部地区超过1400h，首年年利用小时数在1100h以上，其中新疆大部、青藏高原、甘肃西部、内蒙古、四川西部及云南部分地区，超过1800h，首年的年利用小时数在1500h以上，局部超过1800h；
3）四川东部、重庆、贵州中东部、湖南中西部及湖北西部地区，小于1000h，年利用小时数不足800h；
4）陕西南部、河南、安徽、江苏、四川东部、湖北大部、江西、湖南东部、浙江、福建、台湾、广州、关系中南、贵州西南部的在1000～1400h之间，年利用小时数在800～1100h之间。
可见，我国不同地区的峰值小时数跨度大，本文在计算时采用1100~2300h区间。
3、各变量对度电成本的影响
1）发电量的影响
下图为初始全投资为8000元/kW时，不同峰值小时数对度电成本的影响。
图2：不同峰值小时数下的度电成本
从上图中可以看出，由于我国不同地区的峰值小时数跨度大，度电成本差异也非常大，1100h时为2300h时的2.4倍！
经计算，当发电量
减少10%，度电成本增加11.2%；
减少20%，度电成本增加25.4%；
减少30%，度电成本增加49.9%。
2）初始投资的影响
下图为不同初始投资时，不同峰值小时数的度电成本。
图3：不同初始投资对度电成本的影响
从上图可以看出：
资源越差地区，度电成本对初始投资的变化越敏感。
以峰值小时数1700h为例，初始投资
下降10%，度电成本下降8%；
下降20%，度电成本下降17%；
下降30%，度电成本下降25%。
3）贷款利率的影响
下图为初始全投资为8000元/kW时，不同资源条件下，贷款利率对度电成本的影响。
图4：不同贷款利率对度电成本的影响
从上图可以看出：
1）资源越差地区，度电成本对利率变化越敏感。
2）贷款利率增加1个百分点，度电成本将升高3.6~10%。
贷款利率成本从5%~10%，
格尔木（2300h，资源最好）：度电成本增加了20.5%；
吴忠（2000h，一类区）：度电成本增加了20.5%；
辽阳（1700h，二类区）：度电成本增加了21.4%；
淮北（1400h，三类区）：度电成本增加了40.9%；
长沙（1100h，资源最差）：度电成本增加了52.2%。
4）系统效率的影响（影响发电量）
随着技术的进步，光伏电站的系统效率一直在增加，如下图所示。
表1：不同年代项目的PR值
2011年检测德国100个电站，平均PR=84%，技术进步有望达到90%。国内电站PR约在75~85%左右，虽然有气象因素的影响，但仍有较大的提升空间。
下图为不同系统效率时的度电成本如下图所示。
图5：不同系统效率对度电成本的影响
从上图可以看出：
资源越差地区，度电成本对系统效率变化越敏感。
系统效率由90%变到75%时，
峰值小时为1700h，度电成本增加了22%；
峰值小时为1100h，度电成本增加了38%！
5）组件衰减率的影响（影响发电量）
根据组件衰减率的统计数据，计算了平均年衰减0.4%~0.8%时（线性衰减），对度电成本的影响。
图6：不同组件衰减率对度电成本的影响
从上图可以看出，衰减率的变化对度电成本影响较少。
组件效率年衰减由0.4%变到0.8%时，
峰值小时为1700h，度电成本增加了5.4%；
峰值小时为1100h，度电成本增加了8.2%。
三、小结
不同因素对度电成本的影响如下图所示。
通过对比发现：
发电量的变化对度电成本影响最大，之后以此为初始投资、贷款利率、系统效率，组件衰减效率影响最小。
采用提高发电量的技术，如跟踪技术等，是降低度电成本的最有效措施；
获得较低的贷款利率，是降低度电成本最直接的措施；
降低初始投资、提高系统效率、降低组件衰减相对比较困难，但是会带来根本性的变化。
