我們首先要確定，平價上網(wǎng)中的“價”是多少。不同的電，價是不一樣的。
目前光伏的標桿電價在0.8~0.98元/kWh之間，上表中，
工商業(yè)電價：一般在1元/kWh左右，如果在工商業(yè)側(cè)并網(wǎng)，則光伏已經(jīng)實現(xiàn)了平價上網(wǎng)；
大工業(yè)電價：一般在0.6~0.9元/kWh之間，如果在大工業(yè)側(cè)并網(wǎng)，則光伏已經(jīng)接近實現(xiàn)了平價上網(wǎng)；
居民和農(nóng)業(yè)售電電價：由于享受國家的交叉補貼，價格較低，距離光伏電價還比較遠。
光伏實現(xiàn)平價上網(wǎng)的終極目標，是能在發(fā)電側(cè)跟火電的上網(wǎng)電價PK。目前，火電的脫硫標桿電價在0.25~0.5元/kWh之間，光伏標桿電價距離其還有很遠的距離。
光伏要實現(xiàn)“平價上網(wǎng)”，最快的途徑就是以分布式的形式在用戶側(cè)并網(wǎng)，這是煤電、水電、核電等形式所不具備的特長。因此，掃清分布式光伏發(fā)展的障礙，是光伏實現(xiàn)平價上網(wǎng)最有效的途徑。
一、度電成本的定義
如前言中所述，光伏電力的價格與火電相去甚遠，只有降低度電成本才能實現(xiàn)“平價上網(wǎng)”的終極目標。那什么是“度電成本”。我查閱了資料，找到兩種“度電成本”的定義。
定義一：國內(nèi)財務(wù)軟件常用的測算公式（公式1）
上述公式中，將總投資（初始投資扣除殘值后和25年運營成本加和）除以總發(fā)電量，非常簡單明了、易于理解。因此，在國內(nèi)的財務(wù)評價中被廣泛使用。但其缺點是沒有考慮資金的時間成本。
定義二：國際上的測算公式（公式2）
陳榮榮、孫韻琳等人在《并網(wǎng)光伏發(fā)電項目的LCOE分析》中，介紹了國際上的測算度電成本的計算公式。
在公式2中，充分考慮了資金的時間價值，用折現(xiàn)率i將不同時間的成本都折成現(xiàn)值；同時，也考慮不同時間的發(fā)電量會帶來不同的現(xiàn)金流，因此也對發(fā)電量進行折現(xiàn)。這種計算方法的缺點是講解、計算都比較復(fù)雜。
個人認為，由于所有的資金都有使用成本，公式2更能體現(xiàn)電量真正的成本。由于國內(nèi)的財務(wù)分析均以公式1為基礎(chǔ)，為便于理解，本文也以公式1進行計算和分析。
然而，必須強調(diào)的是：由于未考慮資金的時間價值，
度電成本≠光伏電力成本≠合理利潤下的售電電價
因此，度電成本達到0.3元/kWh時，并不意味著可以實現(xiàn)平價上網(wǎng)。
雖然度電成本不能等同于光伏電力成本，但其變化的趨勢可以反映光伏電力成本的變化趨勢。因為，下文通過對度電成本影響因素、程度的分析，來找出實現(xiàn)平價上網(wǎng)的途徑。
二、度電成本的影響因素
1、前期條件
從公式1中可以看出，計算度電成本主要涉及的因素有6個。其中，固定資產(chǎn)殘值VR、第n年的折舊Dn基本是按比例取，第n年的運營成本An變化也相對較少。因此，式中變化最大的是三個量：I0、Pn、Yn。
為了探討上述三個變量對度電成本的影響，建立一個典型電站模型，主要前提條件為：
規(guī)模：50MWp 初始投資：8000元/kW
貸款比例：80% 利 率：5%
峰值小時數(shù)：1700h 系統(tǒng)效率：80%
組件衰減：10年10%、25年20%
2、峰值小時數(shù)范圍
根據(jù)中國氣象局發(fā)布的《2015年中國風(fēng)能太陽能資源年景公報》，我國2015年，全國平均的固定式最佳傾角峰值小時數(shù)概況：
1）全國平均值為1710.2h。
2）東北、華北、西北及西南大部地區(qū)超過1400h，首年年利用小時數(shù)在1100h以上，其中新疆大部、青藏高原、甘肅西部、內(nèi)蒙古、四川西部及云南部分地區(qū)，超過1800h，首年的年利用小時數(shù)在1500h以上，局部超過1800h；
3）四川東部、重慶、貴州中東部、湖南中西部及湖北西部地區(qū)，小于1000h，年利用小時數(shù)不足800h；
4）陜西南部、河南、安徽、江蘇、四川東部、湖北大部、江西、湖南東部、浙江、福建、臺灣、廣州、關(guān)系中南、貴州西南部的在1000～1400h之間，年利用小時數(shù)在800～1100h之間。
可見，我國不同地區(qū)的峰值小時數(shù)跨度大，本文在計算時采用1100~2300h區(qū)間。
3、各變量對度電成本的影響
1）發(fā)電量的影響
下圖為初始全投資為8000元/kW時，不同峰值小時數(shù)對度電成本的影響。
從上圖中可以看出，由于我國不同地區(qū)的峰值小時數(shù)跨度大，度電成本差異也非常大，1100h時為2300h時的2.4倍！
經(jīng)計算，當發(fā)電量
減少10%，度電成本增加11.2%；
減少20%，度電成本增加25.4%；
減少30%，度電成本增加49.9%。
2）初始投資的影響
下圖為不同初始投資時，不同峰值小時數(shù)的度電成本。
從上圖可以看出：
資源越差地區(qū)，度電成本對初始投資的變化越敏感。
以峰值小時數(shù)1700h為例，初始投資
下降10%，度電成本下降8%；
下降20%，度電成本下降17%；
下降30%，度電成本下降25%。
3）貸款利率的影響
下圖為初始全投資為8000元/kW時，不同資源條件下，貸款利率對度電成本的影響。
從上圖可以看出：
1）資源越差地區(qū)，度電成本對利率變化越敏感。
2）貸款利率增加1個百分點，度電成本將升高3.6~10%。
貸款利率成本從5%~10%，
格爾木（2300h，資源最好）：度電成本增加了20.5%；
吳忠（2000h，一類區(qū)）：度電成本增加了20.5%；
遼陽（1700h，二類區(qū)）：度電成本增加了21.4%；
淮北（1400h，三類區(qū)）：度電成本增加了40.9%；
長沙（1100h，資源最差）：度電成本增加了52.2%。
4）系統(tǒng)效率的影響（影響發(fā)電量）
隨著技術(shù)的進步，光伏電站的系統(tǒng)效率一直在增加，如下圖所示。
2011年檢測德國100個電站，平均PR=84%，技術(shù)進步有望達到90%。國內(nèi)電站PR約在75~85%左右，雖然有氣象因素的影響，但仍有較大的提升空間。
下圖為不同系統(tǒng)效率時的度電成本如下圖所示。
從上圖可以看出：
資源越差地區(qū)，度電成本對系統(tǒng)效率變化越敏感。
系統(tǒng)效率由90%變到75%時，
峰值小時為1700h，度電成本增加了22%；
峰值小時為1100h，度電成本增加了38%！
5）組件衰減率的影響（影響發(fā)電量）
根據(jù)組件衰減率的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，計算了平均年衰減0.4%~0.8%時（線性衰減），對度電成本的影響。
從上圖可以看出，衰減率的變化對度電成本影響較少。
組件效率年衰減由0.4%變到0.8%時，
峰值小時為1700h，度電成本增加了5.4%；
峰值小時為1100h，度電成本增加了8.2%。
三、小結(jié)
不同因素對度電成本的影響如下圖所示。
通過對比發(fā)現(xiàn)：
發(fā)電量的變化對度電成本影響最大，之后以此為初始投資、貸款利率、系統(tǒng)效率，組件衰減效率影響最小。
采用提高發(fā)電量的技術(shù)，如跟蹤技術(shù)等，是降低度電成本的最有效措施；
獲得較低的貸款利率，是降低度電成本最直接的措施；
降低初始投資、提高系統(tǒng)效率、降低組件衰減相對比較困難，但是會帶來根本性的變化。
