陈晓平*，李斌，刘凯频，张建斌，王珊珊

（1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.北京兴油工程项目管理有限公司；3.中国石油天然气集团有限公司发展计划部）

0 引言

2020 年9 月，中国国家主席习近平在第七十五届联合国大会宣布：中国力争2030 年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060 年前实现“碳中和”。2020 年12 月，习近平主席在气候雄心峰会宣布：到2030 年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005 年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费的比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加约60×108m3，风电、太阳能发电总装机容量将达到12×108kW 以上。可以预见，“十四五”时期中国新能源将进入快速发展阶段。

石油企业既是生产能源大户，同时也是能源消耗大户，推动能源转型、调整优化能源产业结构和消费结构，支持非化石能源替代化石能源、低碳能源替代高碳能源、新型燃料和工业原料替代石油及天然气的技术开发和应用是国家构建清洁低碳、安全高效能源体系的战略方向。当前，国际大石油公司纷纷制定了低碳发展目标，积极推进化石能源和新能源的全面融合。中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团有限公司、中国海洋石油集团有限公司、中国中化控股有限责任公司等大型央企在“十四五”期间将积极稳妥布局新能源业务，实现“化石能源清洁化、清洁能源规模化、多种能源综合化”的目标。

油气田企业大多位于西北、东北、华北地区，这些地区具有丰富的太阳能和风能资源，布局建设光伏和风力发电，既可以节能减排，助力实现“碳中和”目标，同时也可以减少企业生产成本。

1 近10 年中国光伏发电发展概况

在国家财政政策的大力支持下，近10 年来新能源得到了快速发展，风电、光电装机量快速增加。吕俊［1］认为，光伏发电经济性的技术贡献主要有硅片的细线化和薄片化、电池单晶PERC（钝化发射极和背面电池技术）的大规模量产、组件双面双玻及大规模量产，随着光伏技术的发展，光电转换效率持续提高，建设投资和度电成本持续下降，光伏发电项目经济性明显提高。

1.1 近10 年中国光伏发电累计装机量快速增加

2020 年中国光伏发电累计装机量已达2.5×108kW，预计到2035 年、2050 年，中国光伏累计装机规模将分别达到30×108kW、50×108kW［2］。中国光伏发电累计装机量见图1。

图1 近10 年中国光伏发电累计装机量

1.2 近10 年光伏发电单位投资持续降低

2010—2020 年，中国光伏投资成本降幅超83%，光伏发电投资成本由2010 年高于20 元/W 降至当前的3.5 元/W 左右。光伏发电单位投资走势见图2。

图2 近10 年光伏发电投资变化情况

1.3 近10 年中国光伏发电度电成本持续下降

据韩舒淋、徐沛宇［3］分析，过去10 年，光伏发电度电成本下降了约80%；孙士昌等［4］分析，到2040 年，光伏发电成本还将下降30%～50%。成本下降将使光伏发电更具有市场竞争力。近10 年光伏发电度电成本变化见图3。

图3 近10年光伏发电度电成本变化情况

2 油气田企业布局光伏发电的优势

油气田企业既是生产能源大户，同时也是能源消耗大户，“把节能作为第一能源”是油气田企业面临的重要任务。降低能源消耗和充分利用风电、光电等可再生资源是节能的重要途径。发展光电新能源业务，就近消纳新能源电力替代外购电能，可整体降低油气田化石燃料消耗，助力油气田企业“碳中和”目标的落实，提高企业的经济效益，实现绿色低碳和高质量发展，符合从高碳能源转向低碳能源的总体发展趋势。

2.1 大多数油气田企业有较好的太阳能资源条件

根据中国气象局风能太阳能资源中心发布的《2020 年中国风能太阳能资源年景公报》显示：2020年，中国光伏项目年利用小时数为1 160 h。中国东北、华北、黄淮东部、西北中西部、西南中西部等地首年利用小时在1 000 h 以上，其中，新疆大部、西藏大部、青海、甘肃中西部、内蒙古以及四川西部首年利用小时在1 400 h 以上，西藏中南部的部分地区首年利用小时超过1 800 h。

中国主要油气田大多位于西北、东北和华北地区，这些地区太阳能资源丰富。根据接受太阳总辐射量的多少，将全国划分为5 类地区。中国太阳能资源分布情况见表1。

表1 中国太阳能资源分布情况

Ⅰ类地区年日照时数大于3 200 h，光伏发电利用时间大于1 600 h；Ⅱ类地区年日照时数大于3 000 h，光伏发电利用时间1 600 h 左右；Ⅲ类地区年日照时数大于2 200 h，光伏发电利用时间在1 000～1 400 h 之间。该三类地区是中国太阳能资源丰富或较丰富的地区，位于这些地区的油气田企业具有利用太阳能良好的客观条件。

2.2 可与现有供电设施实现较好的契合

油气田企业生产设施具有点多、面广、分散，且大多位于偏远地区等特点，大部分处于电力供应末端，社会依托条件差，用电成本和能耗都较高。开发当地分散式和分布式光伏资源，可在生产设施端直接就近利用，契合油气田用电负荷分散的实际，一方面提升可再生能源在电力供应中的比重，另一方面可减少外购电成本和电力设施投资；其次，油气田企业电能需求大，就地消纳光伏发电在容量上有保障，对电网平稳运行影响相对较小，光伏发电消纳成本低。

2.3 油气田企业土地资源较多且电力设施完善

建设1 MW 光伏发电项目占地1.67×104m2左右。油气田生产区多处于人员稀少地区，荒芜土地较多，特别是中西部荒漠地区，可被利用于光伏发电的土地条件较为充分，即使是东部的老油气区，也有可利用闲置的土地，可满足建设光伏发电的用地需求，且运营成本中的土地费用低。

其次，油气田企业已建的送电线路及变配电设施大都较为完善，发展光伏发电需配套的电力设施建设投资少。同时，油气田企业大都具有完备的电力资质和队伍，也是开发利用光电的优势所在。

2.4 光伏发电投资和度电成本持续降低

当前，油气田用电价格普遍较高。据调研，大多数油气田用电电度电价大都较高。随着光伏发电投资和度电成本的持续降低，光伏发电度电成本与外购电能之间有一定的价差空间，光伏发电有较好的经济性。

2.5 符合国家新能源发展政策

2019 年5 月，国家能源局在发改能源〔2019〕807 号《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》中，要求售电企业和电力用户协同承担消纳责任。当前，作为电力用电大户的油气田企业，可再生能源电力消纳工作任重而道远。2020 年4 月，国家能源局综合司在国能综通新能〔2020〕29 号《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知》中，要求大力推进分布式可再生电力、热力、燃气等在用户侧直接就近利用，结合储能、氢能等新技术，提升可再生能源在区域能源供应中的比重。

3 光伏发电投资分析

3.1 光伏发电投资组成

光伏发电在不考虑光伏发电融入现有电网对变电设施改造投资的前提下，投资主要由以下五部分组成：光伏组件费用、光伏发电BOS（平衡系统，主要有逆变器、支架、电缆等主要设备材料成本以及土建、安装工程）费用、土地费用、其他费用（由项目设计、工程验收和前期相关费用等部分构成）、基本预备费。

（1）光伏组件费用。光伏组件价格按目前市场主体价格（单晶1.7 元/W）计算，光伏组件投资约占建设投资的50%左右。光伏组件价格变化对光伏投资影响较大。

（2）BOS 成本。目前，BOS 成本约为1.2 元/W，建设规模10 MW 及以下BOS 成本在1.5 元/W 以上，BOS 成本约占建设投资的30%。BOS 成本随建设规模变化对建设投资有一定的影响。

（3）土地费用。目前，光伏发电项目大都采用土地租赁方式，西北地区土地年租赁费0.30～0.45元/m2，南方地区土地年租赁费为3.00 元/m2左右，列入运营期成本。油气田企业布局光伏发电项目主要是替代部分外购用电，规模相对较小，主要是利用企业内自有闲置土地，因此土地费用在投资和成本分析中不予考虑。

（4）其他费用。可按照光伏组件投资+BOS 投资的15%计算。

（5）基本预备费。按照工程费用+其他费用的5%计算。

光伏发电投资构成：光伏组件成本1 700 元/kW，占比49%；BOS 成本1 200 元/kW，占比34%；其他费用和预备费为600 元/kW，占比17%。

3.2 光伏发电投资估算模型

3.2.1 规模指数法投资估算模型

根据已建光伏发电项目投资资料：60 MW 光伏发电项目建设投资约为3 500 元/kW；30 MW 光伏发电项目建设投资约为3 650 元/kW；10 MW 光伏发电项目建设投资约为4 000 元/kW；2 MW 光伏发电项目建设投资约为4 500 元/kW。为估算不同规模下光伏发电项目建设投资，应用规模指数理论，光伏发电规模指数法投资估算数学模型为：

式（1）中：TI——拟建光伏发电项目的建设投资，104元；TP——光伏组件价格，104元/MW；0B——已建项目的BOS 实际投资，104元；S——拟建光伏发电项目的建设规模，MW；S0——已建项目建设规模，MW； n1——光伏组件投资的规模指数，由于不同规模的光伏发电项目主要是通过光伏组件数量增减体现，因此其光伏组件规模指数为1；n2——光伏发电BOS 投资的规模指数，BOS 单位成本随着建设规模的增加而降低，经测算规模指数为0.80；C——其他费用和预备费常数，经测算取值为1.20。

上述公式可进一步简化为：

式（2）中：TI0——已知光伏发电项目建设投资，104元；n——光伏发电投资规模指数，经测算，光伏发电投资规模指数为0.90～0.92。

采用规模指数法估算拟建的光伏发电项目建设投资，其建设规模一般不超过已知项目建设规模的3 倍。

3.2.2 因子法投资估算模型

光伏组件价格与光伏发电投资之间存在着正相关性，在建设规模不变的前提下，以光伏组件（单晶硅）价格为变量，以单位投资作为应变量，计算不同光伏组件价格下的单位投资，见表2 和图4。

图4 建设投资与组件价格相关性分析图

表2 建设投资与组件价格相关性分析表

4 布局光伏发电的经济性分析

在太阳能资源确定后，影响光伏发电经济性的主要因素是建设投资、发电量和运行维护成本，建设投资与光伏组件价格直接相关，发电量和光伏发电利用小时直接相关。

4.1 光伏发电经济性分析参数

经济性分析参数包括收入、成本、税率及税额、通用参数等。由于光伏发电建设项目的特殊性，经济评价参数根据《分布式光伏经济评价规范（征求意见稿）》［5］并结合油气田开发投资项目经济评价参数确定。

（1）综合折旧年限。光伏发电建设项目综合折旧年限按14 年、残值率5%确定。

（2）运营期年限。根据经济寿命期、主要资产和主要设施的综合折旧年限等综合确定，油气田光伏发电建设项目运营期年限按20 年确定。

（3）基准折现率。鉴于油气田外购电能价格相对较高，根据油气田开发投资项目经济评价参数，对于光伏发电自发自用、替代外购电能项目宜按8%确定。

（4）修理费率。根据光伏发电建设项目特点，修理费宜按固定资产原值（扣除建设期所含的利息）的0.2%～1.0%计算，也可按5～10 元/kW 计算，可按固定修理费率或逐年不同修理费率进行计算。

（5）材料费。主要包括光伏发电在运行和维护等方面所耗用的材料、低值易耗品，按5～10 元/kW计算。

（6）保险费。按固定资产原值（扣除建设期所含的利息）0.19%计算。

（7）其他费用。按10～20 元/kW 计算。

（8）发电衰减率。运营期衰减率为0.80%～0.90%。

4.2 光伏发电临界电价分析

光伏发电经济性在满足基准收益率（IRR= 8%）的前提下，对于光伏发电上网来说，其最低临界电价需低于上网电价；对于油气田企业自发、自用而言，其最低临界电价需低于大工业用电价格或实际购电价格。光伏发电的临界电价除受建设投资影响外，另一个重要影响因素是光伏发电可利用时间。

4.2.1 不同单位投资对临界电价的影响

在光伏发电可利用时间（1 500 h）确定的情形下，根据上述经济评价参数测算，不同光伏发电投资具有经济性（IRR= 8%）的最低临界电价及临界电价与光伏发电单位投资相关性分析见图5。

图5 临界电价与光伏发电单位投资相关性分析

4.2.2 不同光伏发电利用时间对临界电价的影响

在单位投资（3 500 元/kW）确定的情形下，根据上述经济评价参数测算，不同光伏发电利用时间具有经济性（IRR= 8%）的最低临界电价及临界电价与光伏发电利用时间相关性分析见图6。

图6 临界电价与光伏发电利用时间相关性分析

4.2.3 不同光伏发电单位投资、利用时间组合对临界电价的影响

根据上述经济评价参数测算，不同光伏发电投资和利用时间组合具有经济性（IRR= 8%）的最低临界电价见表3。

表3 光伏发电临界电价(含税)分析表 单位：元/（kW·h）

根据不同利用时间与不同电价组合下的光伏发电临界电价，回归临界电价数学模型为：

式（5）中：Y——临界电价，元/（kW·h）；X1——光伏发电利用时间，h；X2——光伏发电单位投资，元/kW。

4.3 与部分省份上网电价和大工业用电价格的对比

4.3.1 与上网电价的对比分析

中国光伏发电上网电价先后经历了“特许权”招标（2009 年）、标杆上网电价（2011 年）和竞争性上网电价三个发展阶段，Ⅰ类资源区光伏发电标杆上网电价从2011 年的1.15 元/（kW·h）（含税）下降到2020 年的0.35 元/（kW·h）（含税），Ⅱ类资源区光伏发电标杆上网电价从2011 年的1.15 元/（kW·h）（含税）下降到2020 年的0.40 元/（kW·h）（含税），Ⅲ类资源区光伏发电标杆上网电价从2011 年的1.15 元/（kW·h）（含税）下降到2020 年的0.49 元/（kW·h）（含税）［6］。2019 年4 月28 日，发改价格〔2019〕761 号《国家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》要求，自2021 年开始，除户用光伏以外，光伏项目将全面去补贴，进入平价时代。

根据国家发展改革委《关于2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》［7］，现行中国部分省份燃煤脱硫标杆上网电价见表4。通过表3 与表4 对比，光伏发电临界电价高于或与上网电价接近，在取消补贴、实行平价上网的政策下，光伏发电经济性达不到基准收益率8%的要求，从供应侧角度考虑，光伏发电上网经济性不高。

表4 部分省份燃煤脱硫标杆上网电价（含税） 单位：元/（kW·h）

4.3.2 与大工业用电价格的对比分析

根据《中国石油天然气集团有限公司投资项目经济评价参数（2020）》，现行中国部分省份大工业用电价格见表5。

表5 部分省份大工业用电电度电价（含税） 单位：元/（kW·h）

通过对表3 与表5 的对比可以看出，光伏发电临界电价低于或与大工业用电价格接近。从需求侧角度考虑，大部分光伏发电经济性可达到基准收益率8%的要求。因此，油气田企业布局光伏发电要立足自发自用、就地消纳进行布局，以替代外购电能、减少购电成本、降低生产成本为目的。若临界电价高于或与大工业用电价格持平，开展光伏发电项目需要进行充分论证。

4.4 与部分油气田企业外购电价竞争力分析

根据调研，现行中国部分油气田企业生产区块用电价格相对较高，具体用电价格见表6。

表6 中国部分油气田用电价格(含税) 单位：元/（kW·h）

通过表3 与表6 对比，光伏发电临界电价低于目前大多数油气田实际用电价格，光伏发电具有较高的价格竞争力，光伏发电项目大都具有经济性。

5 油气田企业布局光伏发电的建议

5.1 准确定位，因地制宜

由于光伏发电存在不稳定性导致电力质量低的问题，余电上网受上网技术、上网电价、消纳成本等多重因素制约，油气田企业应结合用电需求、土地资源，合理确定光伏发电规模。宜建设分布式光伏发电站或建设小型分散式光伏发电设施，实现就地建设、就地充分消纳、就地替代，提高光伏电场利用效率。

5.2 合理布局，加快推进

在建设投资确定的前提下，油气田所在地区的购电价格、光伏发电量是影响光伏发电经济性的关键因素。因此，建议优先布局所在地太阳能资源丰富、光电就地消纳容量大、购电价格相对较高的油气田企业。

5.3 联合采购，控制投资

目前光伏组件价格的降低已使国内大多数油气生产区投资光伏发电项目具有经济性。为控制项目投资，油气田企业应在采购方式上有所创新，通过优选供应商，并与其建立长期战略合作关系，争取最优惠的市场采购价格。同时加强采购管理，由于企业内建设多个光伏发电同类项目、同期实施的情况较为普遍，应采取联合采购模式，以项目群为单位统一对外，以量换价，提高采购议价的能力，通过联合采购的方式降低采购价格和费用，实现控制投资的目的。

5.4 多能融合，提高效益

西北地区太阳能、风能资源丰富，具有发展新能源、开展清洁能源替代良好的资源优势和发展条件，同时，西北地区油气田企业具有天然气资源丰富、价格低的优势。企业应结合当地的资源优势，推进风、光资源与燃气发电多能互补融合，以提高能源系统综合效率。

6 结束语

绿色低碳发展是大势所趋。油气田矿权区范围内拥有丰富的地热、余热、风、光、土地等资源。油气田企业在布局光伏发电方面虽然具有优势，但也存在对光伏发电领域的行业研究薄弱、相关理论研究和技术储备缺乏、对光伏发电领域的发展态势不敏感、对近年太阳能发电成本大幅度降低及其对未来能源供应的影响估计不足等短板［8］。

因此，油气田企业应积极顺应全球能源行业发展，发挥自身优势，加强顶层设计，紧抓新能源发展机遇，按照“绿色环保、节能降耗、效益优先”的发展原则，加快推进光伏发电、光伏+制氢等低碳产业发展，开启绿色低碳新征程，实现能源生产用能低碳化、对外供能清洁化的转变，以应对未来能源供应格局的变化。