分布式光伏發電的前景及面臨的問題淺析

中電投山東新能源有限公司 ■ 李昌

0 引言

隨著能源危機日益臨近以及傳統能源結構對環境造成的污染加劇，新能源將成為我國未來能源發展的重要方向。大力發展新能源產業，將是中國解決能源環境問題、履行對國際社會承諾的重要突破之一。從長期看，改善中國能源結構，必須積極發展可再生能源和新能源，不斷提高清潔能源在我國一次能源消費中的比重。

目前，在國內比較成熟的新能源利用方式主要是風電及光伏發電。其中，分布式光伏發電具有的優勢為：1)輸出功率相對較小，安全可靠性高；2)無需遠距離輸送，就近利用效率高；3)安裝在建筑物屋頂無需占用大量土地；4)無需規劃、環評、土地、水保等支持性文件，備案程序相對簡單。基于上述優點，分布式光伏逐步得到推廣應用。

1 分布式光伏前景及扶持政策

光伏發電目前主要是地面光伏電站及分布式光伏電站。其中，地面電站需占用大量土地，因此主要集中在光照資源好且擁有大量荒地、戈壁等不適宜工農業開發的西北地區，但這些地區經濟相對落后，大量地面光伏電站所發電量無法就地消納，必須通過高壓輸電線路輸送到東部沿海經濟發達的地區。然而長距離輸送會造成大量的電損耗和高額電網建設成本，從整體上降低經濟效益。同時，對于東部沿海經濟發達地區，用電量大但土地資源稀缺，不適宜發展地面電站。

綜合以上特點及區域具體情況，我國開始推廣并鼓勵發展分布式光伏發電。針對分布式光伏發電，國家相繼出臺了一系列的扶持政策。2013年7月，《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》正式出臺，鼓勵各類電力用戶按照“自發自用，余量上網，電網調節”的方式建設分布式光伏發電系統。之后，陸續出臺了《分布式光伏發電項目管理暫行辦法》和《關于分布式光伏發電實行按照電量補貼政策等有關問題的通知》等分布式政策。

在國家出臺補貼政策的基礎上，各省市也出臺相應的補貼政策以扶持分布式光伏的發展。

2014年1月14日，國家能源局敲定2014年光伏新增裝機14 GW，分布式光伏為8 GW，地面光伏為6 GW。其中，廣東省光伏發電配額容量為1 GW，分布式占900 MW；山東、江蘇、浙江3省的光伏發電配額均為1200 MW，分布式各占1000 MW。可見國家發展分布式光伏的決心很大。同時，光伏電站建設趨勢正從大型地面電站逐漸向分布式光伏電站過渡。

2 分布式光伏發電遇到的問題

由于資金、管理、技術等因素，屋頂企業自身投資建設分布式光伏的積極性不高，主要由專業發電投資商通過合作方式投資開發。雖然國家出臺相關的扶持政策，但發電投資商在項目實際操作中還是面臨諸多困難，主要有以下幾方面。

2.1 發電成本及電價

分布式光伏發電主要以自發自用為主，建設在企業廠房屋頂的用戶側并網光伏發電項目，由于屋頂可利用面積有限，一般單個項目容量較小，單位造價相對偏高。

另外，企業用電采用峰谷分時電價，工商業正常用電加權平均價一般為0.7～0.9元/kWh，再考慮到租用企業的屋頂給予企業用電優惠，電價優勢并不明顯。即使加上國家給予的分布式光伏補貼0.42元/kWh，項目的投資收益率也不太理想。但有些省市在國家補貼的基礎上又出臺了地方性的補貼政策，使項目的收益率有顯著提高，如浙江、上海、江蘇等地。

2.2 自發自用比例

由于分布式余電上網電價為當地脫硫燃煤標桿上網電價(0.25～0.52元/kWh)加0.42元/kWh的補貼，低于自發自用部分電價水平，分布式光伏發電項目若想取得最佳收益率，需保證較高的自發自用比例。由于屋頂業主性質不同，業主的經營情況是不確定的，而項目的運營期較長(一般為20年)，如果遭遇業主經營不善導致用電量急劇下降或停產、破產，其屋頂上的光伏系統所發電力將全部變為余量上網，收益率將無法保證。

2.3 電費結算

目前發電投資商主要采用合同能源管理模式與屋頂企業合作分享收益，根據約定，屋頂企業應按月結付當期合同能源管理電價費用。

但在中國的特有商業環境下，合同能源管理協議的法律約束力較低，用電企業如出現經營虧損等情況拖欠發電企業電費，將給發電企業項目正常盈利帶來較大風險。因此，如何控制這方面風險成為分布式光伏發電投資商最大的關注點。

2.4 融資

由于投資回收期較長、投資風險大、投資收益低直接導致融資難，包括銀行在內的融資機構目前為止都對分布式光伏發電項目持關注但暫不參與的態度。光伏發電行業屬于資金密集型產業，對資金的占有量和周轉壓力較大，不利于各類資金以財務投資的角度進入，極大影響了分布式光伏發電的社會參與度。

目前，多數金融機構對光伏設備質量、電站運營期內影響發電收益的因素存在顧慮，從而對分布式光伏電站信心不足，造成目前項目融資難。例如頻頻曝光的電站質量問題，不但影響電站的發電量，也對項目的整體收益率造成影響。其他影響電站收益的因素，如自發自用比例、電費結算不及時或拖欠問題，都會造成投資收益降低。

2.5 產權

屋頂的產權不夠清晰也是分布式電站項目的另一投資風險。相較于地面光伏電站擁有土地的使用權和電站的所有權、可以電站為抵押進行貸款不同，投資商建設分布式光伏電站，其屋頂的使用權和所有權可能所屬不同，各有不同的利益訴求，需協商雙方的關系。再有，如果未來25年內，業主需拆掉建筑物另做他用或轉讓他人，這些不確定因素都造成未來項目產權的風險，因為屋頂畢竟與土地不同。

3 案例分析

項目名稱：蕪湖分布式光伏發電項目

建設單位：山東合者光伏發電有限公司

建設規模：建設總容量5 MWp

項目背景：山東合者光伏發電有限公司利用蕪湖某企業7.8 萬m2屋頂建設分布式光伏發電項目，可開發光伏容量約為5 MWp，年平均發電量 463.9 萬kWh，年可節約標煤 1624 t，年減排CO24222 t；年減排SO213.8 t。按最新市場價格估算，項目總投資4236.41萬元，其中自有資金30%，其余資金通過固定資產抵押進行銀行貸款。

根據蕪湖市物價局頒布的《蕪湖企業峰谷分時銷售電價表》，光伏供電部分替代公用電網電能的替代電價為：工業0.7889元/kWh，此為該企業用電的均值電價。該項目采用合同能源管理模式，租用企業屋頂給予用電9折電價優惠，優惠后工業電價為0.71元/kWh，按自發自用電量比率為 100%(理想情況)，申請國家補貼電價為0.42 元/kWh。投資方綜合計算投資收益的電價1.13元/kWh，年平均總收入為 524.21 萬元，項目資本金財務內部收益率9.64%，項目投資財務內部收益率 5.35%。

上述項目在實際操作中存在很多問題：1)發電成本較高，單位kW投資達到8500元/kW；2)由于企業本身的經營情況用電量存在較大波動，自發自用比例達不到100%；3)上網電價無優勢，該項目余量上網電價為當地燃煤標桿電價加上國家補貼(0.42元/kWh)約為0.84元/kWh，企業自用電價為優惠后電價(0.71 元/kWh)加上國家補貼(0.42元/kWh)為1.13 元/kWh；而山東省地面光伏上網電價執行1.2元/kWh(地方補貼0.2元/kWh)；4)電價結算也存在較大風險，根據約定，屋頂企業使用光伏所發電量每月需向光伏投資商支付電費，但屋頂企業由于經營等因素會拖欠電費，而投資商無法對其進行有效約束。

4 應對措施

針對以上存在的問題，光伏發電投資商可著重考慮以下幾方面來選擇屋頂企業以降低投資風險。

1)盡量選擇屋頂結構設計承載符合安裝施工要求的，以減少對屋頂加固的費用支出，進一步降低總體造價。

2)屋頂可利用總面積盡可能大，一般裝機容量越大，相對單位造價越低。

3)選擇信譽好、發展前景好的企業。最好選擇國有大型企業，可提高自發自用比例及降低電費結算風險。

4)通過與屋頂業主合資的形式確保收益安全。如獨資開發建設，在合同能源管理中可約定最低自發自用比例。

5)通過當地政府協調同一供電區內具備屋頂安裝光伏發電系統的企業，簽訂政府、投資商、多家企業三方協議。這樣既可提高自發自用比例(當一家企業消納不了自家屋頂光伏系統所發電量時，由其他相近的企業進行消納)，又可規避政策及企業信譽風險。

目前，國家能源局針對分布式光伏存在的收益率低、融資難、交易風險等問題進行實地調研，并會出臺相應措施以支持分布式光伏的發展。在降低交易風險方面，可以研究電網公司作為第三方監督合同能源管理的執行，或由園區管理機構代收光伏電費；在融資方面給予政策支持，目前廣東省正在試點地方政府的光伏融資平臺；在成本方面，通過提高光伏轉換率及余量上網電價降低投資。

雖然分布式光伏在推廣應用中遇到很多困難，但相信隨著政策的進一步完善和技術不斷進步，分布式光伏必將迎來更大更新的發展。

[1] 趙玉文.我國光伏產業發展概況及思考[A]. 中國可再生能源學會第八次全國代表大會暨可再生能源發展戰略論壇論文集 [C], 北京 , 2008.

[2]宋曉林,沙宇恒,鄭小川.發展分布式光伏發電的制約因素分析[A]. 低碳陜西學術研討會論文集[C], 西安, 2010.