2021年光伏发电将实现平价上网
5月27日，全球最大光伏展第十二届（2018）国际太阳能光伏与智慧能源（上海）展览会暨论坛在上海开幕。在开幕式论坛上，全球太阳能理事会主席朱共山预计，2021年后全国范围内将实现光伏发电平价上网。
数据显示，2012年，光伏组件的光电转换效率平均为14%至15%，2017年，已经接近19%至20%，平均每年提高约1个百分点。2012年，光伏发电每度电成本最高可达到1元/千瓦时，到2017年已变成0.6元/千瓦时，平均每年下降0.08元/千瓦时。
光伏发电价格持续降低，已经趋于平价上网价格。今年4月，特变电工在达拉特旗光伏领跑基地项目中报出了0.32元/千瓦时的竞标电价，报价大幅降低，仅比蒙西煤电标杆上网电价0.2829元/千瓦时高出不到4分钱。“预计2020年以后，局部地区太阳能成本将低于火电上网成本，2021年后全国范围内将实现光伏发电平价上网。”朱共山表示。
（李振兴）
集团数字报刊 :2020年可实现平价上网 非光伏成本左右进程
核心提示：我国十三五规划明确提出，到2020年光伏累计装机量达到105吉瓦。同时，光伏发电的电价水平在2015年基础上要再下降50%。我们估计20&我国&十三五&规划明确提出，到2020年累计装机量达到105吉瓦。同时，光伏发电的电价水平在2015年基础上要再下降50%。我们估计2020年可实现用电侧的平价上网，先进的晶硅光伏电池转换效率要达到23%以上。&晋能科技总经理杨立友说。
阿特斯阳光电力董事长瞿晓铧也认同光伏发电可实现平价上网，但对这一时点有不同的判断：&2018年，光伏和风能将会是同样成本;到2022年光伏将会实现与传统化石燃料同样的成本。&
&随着光伏行业发电成本的快速下降，未来5年全球大部分地区的光伏发电将会走向平价，光伏的能源价格也将显著下降。&天合光能董事长高纪凡说。
从上述预期来看，2020年左右可实现光伏平价上网。而3年前，业内预测这一时点要到2025年左右才能来到。
在爱康集团董事长邹承慧看来，更重要的一点是怎么实现光伏电力平价上网。他认为，目前国内市场仍存在电力过剩的现状，光伏行业面临的挑战更多来自传统火电企业，要更多考虑与火电企业竞争，把光伏清洁电力消纳出去。
&未来，整个电价会越来越低，整个行业发展会越来越健康。任何一个行业靠长期补贴是不可持续的。只有电价降下来，让普通公民都能受益，才能获得真正的发展。&邹承慧说。
不过，也有业内人士认为，在实现平价上网过程中可能存在变数。
协鑫新能源总裁孙兴平认为，我国光伏发电平价上网进程与光伏强国的地位不相匹配，主要是土地、金融、税收等非光伏成本正左右光伏平价上网进程。
&平价上网才能使光伏行业获得更大的发展空间，但平价上网的瓶颈并不仅取决于技术进步和上游制造业成本降低两大因素。&孙兴平表示，经过多年的努力，我国光伏行业在技术进步及上游制造业成本下降方面已取得很大进步，从硅材料到电池组件到电站建设，形成了具有国际竞争力的一体化全产业链。但与此形成鲜明对比的是，我国光伏上网电价却高于国际平均水平。
同时，他给出了一组数字：阿布扎比光伏上网电价已降至约0.2元/度，美国也已降至约0.4元/度。&这样的低价背后是这些国家光伏发电的土地、金融、税收等非光伏成本大幅低于我国。在享受同等非光伏成本的情况下，可以实现更低的发电成本。目前非光伏方面的因素正在左右平价上网进程。&孙兴平说。
这些因素中排在第一位就是土地。由于现有政策规定，光伏发电项目涉及农业用地的均要按建设用地管理，对我国光伏行业尤其是中东部地区光伏发展造成很大影响。
&非光伏方面的因素还包括银行贷款的支持力度及税收政策。&孙兴平又举了一组数字作为对比：阿布扎比光伏电站贷款利率降至1.5个点以下，而国内光伏电站贷款利率则时有上浮，仍高达4.9甚至5.3个点。此外，相比国际上的税务投资人概念，即全社会投资免税，国内在社会税收政策方面的支持力度仍不够。
在他看来，加快光伏平价上网，需要解除非光伏因素的限制，形成有利于光伏行业发展的友好环境。大力发展作为绿色能源的光伏发电，已成为社会各界的共识。但实现平价上网需要光伏全行业共同努力，也需要与政策创新形成合力。&国家能源局：十三五光伏实现用户侧平价上网
来源： 责任编辑：zhanhanming
欧美“双反”和领跑者计划等内外部环境正共同推动中国光伏升级。来自工信部的统计数据显示，与去年同期相比，光伏发电系统成本由约10元/瓦降至8-9元/瓦。虽然这离光伏发电平价上网尚有一段距离，业内普遍预计，到2020实现光伏用电侧平价上网已无悬念。在今年可再生能源“”规划编制的关键时期，国家能源局也将这一目标作为十三五规划的重中之重。
在今日召开的中国光伏大会暨展览会上，国家能源局和可再生能源司处长董秀芬说，“十三五”光伏产业装机目标大致是1.5亿千瓦左右，即每年新增2000万千瓦上下。“十三五”期间甚至“十四五”，特别是光伏发电的大规模外送更加依赖于光伏发电的成本下降。
她特别提到，可再生能源“十三五”规划的总体目标中会谈到成本问题，要分别实现发电侧、用户侧目标，即光伏用户侧平价上网，发电侧成本也要进一步下降到30%、40%。应用新的技术，市场的空间还很大，也会迸发一些活力。
对于光伏平价上网，阿特斯阳光集团总裁瞿晓铧则更乐观，“当前工业用电约在0.8元/度，工业厂房屋顶光伏发电成本大约也在0.8元/度。我希望，5年以后，到2020年，能够实现用电侧的平价上网。即便火力电价在后续5年中不上升，随着组件和系统部件成本下降，实现这个目标已无悬念。另一个是，到2025年，可以实现发电侧的平价上网。假如在2025年，火力上网电价升到0.55元/度，随着组件和系统部件成本下降，光伏电站投资成本将下降25-30%，10MW级大型地光伏发电成本大约在0.65-0.60元/度。”
他认为，实现这一目标的三大关键因素，是光伏“智造”，即“智慧”+“制造”，一是技术与产品创新；二是提升自动化设备的智能互联；三是提升运营信息数字化管理。
中国光伏行业协会理事长、天合光能董事长高纪凡则分析，“当前光伏产业供需关系趋紧，但产能利用率出现分化，有规模、有品牌有技术的大企业订单饱满，产能利用率高；中小企业则接外部订单困难，大部分为代工以及供给自身电站建设。”他认为，这是一个自然淘汰的过程，随着企业兼并重组加快，产业集中度提升，生产成本仍有下降空间。未来资源逐渐向龙头企业聚集，这些企业将引领行业发展，实现光伏平价上网。
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大猫心冷抗拒裴格齐江......从度电成本分析光伏的平价上网 光伏何时能实现平价上网?
光伏电站的“竞争性配置”方法带来光伏项目电价的大幅下降。在领跑者项目中，最低的中标电价电价已经达到“0.45元/kWh”!随着可再生能源附加补贴缺口的日益增大，大家对光伏平价上网的期待越来越大。光伏何时能实现平价上网?如何实现平价上网?
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。
注：公式2中字母的定义与公式1相同。
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h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h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%。
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。
四、初始投资降低分析
1规模效应光伏组件的造价占了初始投资50%以上，直接影响项目的造价。根据Bob Swanson的光伏Swanson定律：光伏电池的成本在产量每上升3倍的时候会下降20%。
由于未找到光伏电池的产量、成本数据，本文选用的中国的装机量、销售价格来进行分析。
表2：规模效应带来的价格下降分析
虽然由产量到装机量受出口因素影响，又成本到价格受市场因素影响，但从上表可以看出，光伏组件、逆变器的价格下降随装机容量的变化，基本符合Swanson定律。
根据国家的相关规划，中国2016年的装机量可达到20~25GW，为2015年增加1.3~1.6倍，估计光伏组件、逆变器的价格会有10%~15%的下降。即光伏组件价格在3.2~3.6元/W之间，逆变器在0.2元/W左右。未来的装机量应该是一个稳中有升的状态，但很难出现倍数增长。因此，未来的光伏电池等成本肯定是稳中有降，但不会大比例下降。
2高效组件的应用如上文所述，未来的主要设备成本不会出现大幅的下降，但这并不意味着“初始投资”不会出现大幅下降。除了设备的成本之外，高转换效率是降低成本的另一有效手段。
下图为主流多晶硅组件的光伏转换效率变化曲线。
图7：历年主流光伏组件的光电转化效率
主流光伏组件转换效率由14.1%(230Wp)提高到16.2% (265Wp)，1MW发电单元的并联支路数量由218个变成172个，下降21.1%;即使在相同造价水平家，BOS成本(汇流箱、直流电缆、支架、基础等配套设备)、土地成本下降约16% ，系统成本将下降约6~9%。
2016年，很多地方对光伏组件提出达到“领跑者计划”标准：单晶17%、多晶16.5%，预计由此带来的光伏系统成本降低1~3%。未来，整个行业由于光伏组件效率提升带来的光伏电站成本降低可以期待。
3技术的进步光伏系统电压从1000V上升到1500V，预计可以使BOS成本下降约30%，光伏系统成本下降约10%。
光伏组件相对于后端电气系统超配20%，可以使系统成本下降10%。
总之，随着技术的不断创新，光伏系统成本还有较大的下降空间。
4小结综上所述，2016年由于规模效应、高效组件的采用，预计光伏的初始投资可以下降10%以上;技术进步由于还需时间考证，未大规模推广，暂不考虑。
根据上一节的分析，初始投资下降10%，度电成本可以下降8%左右。
五、发电量提高分析
1跟踪式支架的采用目前，光伏支架广泛采用的为固定式。除此之外，还有平单轴跟踪、斜单轴跟踪、双轴跟踪、固定可调式等多种安装形式。从2015年底，跟踪式支架越来越受到投资者的重视。
下图为不同地点、资源条件，相对于固定式支架，跟踪式对发电量提高的实测数据。
图8：不同经纬度、海拔、资源条件下安装方式对发电量的影响对比
根据上图中的实测数据，
与最佳倾角的固定式安装相比，
水平单轴跟踪的发电量提升了17%~30%，
倾斜5°单轴跟踪的发电量提升了21%~35%，
双轴跟踪的发电量提升了35%~43%。
虽然上述发电量的增加对比例子属于个案，但可以说明不同安装方式对于发电量的影响。
从上图也可以看出：
在低纬度地区，通过对方位角的跟踪，提高早晚的发电量会有较好的效果;而在高纬度地区，通过对高度角的跟踪，提高不同季节的发电量，会有较好的效果。这从固定可调式的数据也可以看出。
固定可调式也在从2013年开始有较多的应用。下图为在不同纬度的地点，采用不同倾角时，月发电量的模拟情况。
图9：高纬度、低纬度采用不同倾角时发电效果模拟
从上图两个纬度不同的地点，在高纬度地区，如果对支架倾角进行调节，则发电量增加如下表。
表3：某地支架采用不同倾角时发电量的变化
而如果在低纬度地区，倾角变化对发电量无影响。
因此，固定可调在高纬度地区有较好的发电量提升效果，在低纬度地区发电量几乎无变化。
2逆变器、组件技术水平的提高组串式逆变器、集散式逆变器，MPPT的跟踪路数，提升输出电压等新概念，近几年被逆变器厂家广泛宣传。
华为在他们的宣传册中称，相对于集中式，他们的组串式逆变器强光下可以多发电10%以上!同时，很多场合也都宣传，全年可以多发电4%以上。
禾望在他们的集散式逆变器宣传册上，也提出：集散式逆变器相对于集中式逆变器，系统效率提高3%;相对于组串式逆变器，成本下降15%以上。
双面组件近期开始进入人们的视线。相同的BOS成本，由于双面发电，如果地表反射率较好，可以提高10%以上的发电量。
3运维水平提升系统效率1)智能监控带来的精细化管理
光伏电站面积大、人工管理无法精细化，一直是制约系电站统效率提高的因素。而智能监控技术，包括智能设备、智能平台，可以克服这一难题。
目前，智能汇流箱已经被广泛采用，从而可以时间将对电站的智能监控水平提升至组串级别，实现随时监控每个支路的电流、电压，有利于问题的及时发现、维修，从而提高系统PR值。
目前，国内远景、木联能、MC、淘科等企业都依托云平台开展大数据管理业务，帮助客户实现对项目的远程智能监控，节约运维成本、提高运维效率。
2)清洗水平的提高
关于灰尘对发电量的影响，由于大家的气候条件不同，得出的结论也相差很大。图4为不同文献对于灰尘遮挡造成发电量损失的报道;表3为内蒙某光伏电站清洗前后的发电量对比。
图10：不同文献对于灰尘遮挡造成发电量损失的报道
表4：内蒙某电站清洗前后发电量对比
从图10和表4可以看出，虽然大家不同地点、气象条件下，灰尘遮挡造成的发电损失差异较大，但其数值均在3%以上。因此，根据光伏组件的污染程度进行定期清洗，大约可以提高3%以上的发电量。
4小结综上所述，由于跟踪式支架、高效的逆变器和组件、智能监控系统的采用，运维水平的提高，在不考虑限电的影响，预计光伏电站的发电量可以提高5%~15%。
根据上一节的分析，初始投资下降10%，度电成本可以下降11%左右。
2016年，光伏项目的初始投资预期降低10%，度电成本可以下降8%左右;发电量预期提升5~15%，度电成本可以下降5~16%。考虑到部分发电量提高技术会带来初始投资的增加，综合考虑，预期度电成本能下降10%左右。
七、考虑火电的隐形补贴，光伏已经平价上网
1、火电排放的污染物
火力发电会排放“SO2、NOx、粉尘”等污染物，以及温室气体CO2。
根据环保部历年的环保公告，在国家的大力投入下，我国的污染状况逐年好转。摘取《2014年中国环境状况公报》中大气污染物的部分内容如下。
2014年，中央财政先后安排专项资金100亿元，支持各地开展大气污染防治。开展空气质量监测的161个地级及以上城市中，共16个城市空气质量达标(好于国家二级标准)，占9.9%;145个城市空气质量超标，占90.1%。其中，SO2达标城市比例为89.2%， NO2达标城市比例为48.6%，PM10达标城市比例为21.6%， PM2.5达标城市比例为12.2%。
1)SO2和NOx全国二氧化硫、氮氧化物排放总量同比分别下降3.40%、6.70%。2014年全国SO2排放总量为1974.4万吨，NOx排放总量为2078.0万吨，来源如下表。
表5：2014年SO2和NOx排放来源分析
470个开展酸雨监测的城市(区、县)中，出现酸雨的城市比例为44.3%，酸雨频率在25%以上的城市比例为26.6%，酸雨频率在75%以上的城市比例为9.1%。 酸雨、较重酸雨和重酸雨的城市比例分别为29.8%、14.9%和1.9%。
2)粉尘PM10年平均浓度达标城市比例为21.7%，同比上升2.4个百分点;日均浓度平均超标率为19.0%。PM2.5年均浓度达标城市比例为11.2%;日均浓度平均超标率为26.6%。
3)温室气体排放(来源于BP能源统计年鉴)2014年，中国CO2排放量为97.61亿吨，居世界第一，占世界CO2排放量的27.5%。这也给中国带来了巨大的国际压力。
可见，尽管我们国家投入很大，取得的成果也十分明显，但我们大气质量达标的城市仅仅有9.9%!
2、污染的危害
SO2和NOx造成的酸雨，可使儿童免疫功能下降，慢性咽炎、支气管哮喘发病率增加，同时可使老人眼部、呼吸道患病率增加;还可使农作物大幅度减产，小麦可减产 13% ~ 34%，大豆、蔬菜蛋白质含量和产量下降;可使森林和其他植物叶子枯黄、病虫害加重，最终造成大面积死亡。
粉尘的污染大家都感受深切，《苍穹之下》热播，就是受粉尘污染所害之人的共鸣;
CO2排放造成的温室效应，影响的是整个地球的生态，频发厄尔尼诺现象、极端天气都与之相关，所以全球190国家的元首才共同签订了《巴黎协定》。
因为粉尘污染，你需要买防雾霾口罩、去医院治疗呼吸道疾病;
因为酸雨污染，粮食减产、建筑物和森林受破坏;
因为温室气体，南极的冰川已经融化，海平面上升后有的人甚至会无家可归。
我们为污染所付出的花费之巨大，是难以衡量的!
3、火电的度电环境成本
从表1中可以看出，污染物并不都是火电排放造成的，但火电肯定占了非常重要的一部分。要计算火电的环境成本，有很多种方法。在此，引用了天津大学徐蔚莉等用“影子成本法”计算的火电污染物环境成本，如表2所示。
表6：火电的度电环境成本(单位：元/kWh)
火电的环境成本，需要权社会来承担，你支付的防霾口罩钱、医药费，都在为火电的环境成本买单。换个角度来说，火电享受着全社会提供的、隐形的环境补贴。
为了减少火电的污染，国家也给更加环保的火电一些补贴。
如果火力发电机组按规定安装脱硫、脱硝和除尘环保设施，排放标准达到排放要求，其上网电量在现行上网电价基础上执行脱硫、脱硝和除尘电价加价等环保电价政策。目前，脱硫电价加价标准为每千瓦时1.5分钱，脱硝电价为1分钱，除尘电价为0.2分钱，累计0.027元/度。
为鼓励火电机组超低排放，对经所在地省级环保部门验收合格并符合上述超低限值要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。对日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时1分钱(含税);对日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千瓦时0.5分钱(含税)。
由表6可见，火电的隐形环境补贴约为5毛钱。同时，如果你达到超低排放，大约还可以有0.32元/kWh的明补。目前，国家给光伏的补贴如表7所示。
表7：三类电价区的光伏度电补贴估算
可见，国家给光伏的补贴也差不多是5毛左右，与火电的环境成本基本相同。从这个意义上来说，光伏已经实现了平价上网。
FR：智汇光伏
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