基于國家新補貼政策下分布式光伏項目的投資效益分析

摘要：在對分布式光伏項目年發電小時數和投資效益指標進行理論計算及對五個項目實際分析的基礎上，考慮建設成本、分時電價、目錄電價變化等對分布式光伏項目效益的影響，分析在國家實行新補貼政策情況下的投資效益，認為隨著光伏補貼政策的退坡，雖一定程度上壓縮了投資方的利益，但仍然有一定的投資價值。

關鍵詞：分布式光伏電站;投資效益分析;新補貼政策

受益于國家能源結構優化和國家政策的支持，集中式光伏發電項目以及分布式光伏發電項目近年來發展迅速，而且相較于準入和監管較為嚴格的集中式光伏發電項目，分布式光伏發電項目憑借相對寬松的制度環境和高效及時的補貼政策更受投資者所青睞。

國家未來為充分發揮市場機制作用，科學合理引導新能源投資，推動光伏發電產業健康有序發展，連年調整電價補貼，特別對分布式光伏項目的態度更傾向于鼓勵自發自用，將分布式光伏項目生產的電量盡量做到自身消納，以使分布式光伏項目與用戶側市場更緊密結合。

國家發展改革委印發《關于2020年光伏發電上網電價政策有關事項的通知》公布了2020年光伏發電上網電價政策，筆者根據新的政策情況對5個正在發電的分布式光伏項目投資效益進行分析，為將來分布式光伏項目投資決策打下基礎。

筆者已參與完成寮步鎮、鳳崗鎮、東城區、大嶺山鎮、松山湖區等5個分布式光伏項目的投資建設，下文將結合理論計算及分析，對這5個項目進行投資效益分析，以期指導未來項目的投資決策。

1 分布式光伏項目發電水平分析

1.1年發電小時數的理論計算

1.1.1發電水平計算的主要自變量

我們知道，對分布式光伏項目發電水平影響最大的因素是太陽總輻射平均值，所以就可認為太陽總輻射平均值是分布式光伏項目的主要自變量。而太陽總輻射平均值又與緯度和氣候等自然因素有關，表征的是該地區光照資源的豐富程度。

筆者從事的5個分布式光伏項目均位于廣東東莞。查詢NASA數據庫得到東莞地區22年太陽總輻射平均值，其中全年日均太陽輻射值為3.697kWh/㎡，東莞地區月度日均輻射值分布圖如圖1所示。

1.1.2分布式光伏項目發電水平理論計算方式

根據《GB50797-2012 光伏發電站設計規范》，光伏發電站發電量計算公式為：

Ep=HA×PAZ/ES×K

式中：

Ep—光伏發電量（kWh）

HA—水平面太陽能總輻照量（kWh/m2，峰值小時數）

PAZ—組件安裝容量（kWp）

ES—標準條件下的輻照度（常數=1kW/m2）

K—綜合效率系數。包括光伏組件類型修正系數、光伏方陣的傾角、方位角修正系數、光伏發電系統可用率、光照利用率、逆變器效率、集電線路損耗、升壓變壓器損耗、光伏組件表面污染修正系數、光伏組件轉換效率修正系數。理論計算可取79.4%。

由公式可算得東莞地區的理論年發電小時數為：

HA/ES×K=3.697×79.4%×365=1071（h）。

在此計算公式中，對于給定的分布式光伏項目，僅有實際綜合效率系數是隨時間變化的變量，所以常用實際的HA/ES×K（單位：小時）作為“實際年等效發電小時數”來對比同地區光伏電站的實際發電情況，包括其衰減情況。“實際年等效發電小時數”顧名思義，它與電站容量的乘積即為電站年實際發電量，它關系到該項目的經濟效益，是最主要的投資效益評判指標。

1.2實際日均發電小時數

明確分布式光伏項目投資效益理論分析方式之后，即可與實際生產中的光伏項目數據進行對比，檢驗理論的正確性，并以此為基礎進行各項目的橫向比較，甄別決定對分布式光伏項目投資收益影響最大的因素。

為便于將分布式光伏項目實際發電數據與理論分析值進行對比，以及進行各項目間的橫向比較，需將項目電表實際記錄的光伏發電量折算成日均等效發電小時數，公式如下：

分布式光伏項目每月發電量÷電站容量÷當月天數=每月實際日均等效發電小時數

至此，可進行不同電站之間的橫向比較，并可與NASA氣象數據中的理論值（圖2中理論值已乘綜合效率系數）進行比較。如圖2各光伏項目每月日均等效發電小時數所示，部分項目發電未滿一整年，數據未能全部列出。

由圖2各光伏電站每月日均等效發電小時數月份可見，橫向對比寮步鎮、鳳崗鎮、大嶺山鎮、松山湖鎮四個光伏項目的發電情況較為接近，而東城區項目顯著低于理論值和其他項目水平。與理論值對比，各項目日均等效發電小時數隨月份的變化波動情況與理論值較為接近，說明光伏系統運作正常并且實際天氣為月發電水平的主要影響因素。值得注意的是，在2019年2月、3月、6月日均等效發電小時甚至部分超過理論平均值，代表當月天氣晴朗天數多于歷史平均值，該地受到更多光照，發電量更多。

1.3 實際年發電水平分析

年等效發電小時數是發電水平的表征指標，可由光伏項目全年發電量計算得來。公式如下：

分布式光伏項目全年發電量÷電站容量=年等效發電小時數

例如鳳崗鎮項目統計2018年3月1日到2019年2月28日的總發電量為301719kWh，該項目容量為278.04kW，實際年等效發電小時數為1085h。其他4個項目由于數據不滿一年，通過NASA每月光照情況按比例擬合整年發電小時數，即可以得到年等效發電小時數，再對比理論計算值1071h。對比情況如表1 各光伏項目年等效發電小時數所示。

東城區項目由于布置于停車場雨棚上，一是在其上方有車棚的斜拉鋼梁幾乎全天都投下陰影，導致在某些特殊日照角度會造成大量光伏組件的功率同時下降;二是其東側和西側都有建筑物遮擋，早晨7：30前和下午15：30后發電量會顯著低于正常值（見圖3東城區項目與鳳崗鎮項目分時發電量水平對比圖）。最終體現在圖2中，“每月日均等效發電小時數”落后于其他項目。

圖3東城區項目與鳳崗鎮項目分時發電量水平對比圖

所以，除東城區項目外，其他光伏項目的發電水平均可認為達到設計標準。

2 分布式光伏項目投資效益分析

2.1建設成本分析

分布式光伏項目建設成本主要包括：光伏組件成本、逆變器成本、施工人工成本與直流電力設備成本、交流電力設備成本，其稅后比例結構如圖4分布式光伏項目建設成本構成圖所示。

圖4分布式光伏項目建設成本構成圖

近年隨著補貼退坡，光伏組件、光伏逆變器單價的震蕩下降，分布式光伏項目建設成本一年間約下降15%，逐漸向不需補貼的“平價上網”模式靠攏。按目前的市場價格，根據現場實施環境的不同分布式光伏項目建設成本在4.5元/瓦上下浮動。

2.2投資效益分析

2.2.1 投資效益理論分析

為在項目開展前評估分布式光伏項目可行性，需要在理論上對項目進行投資效益分析。下文以大工業光伏項目為算例，算例所需要用到的基本參數如表2投資回報測算基本參數 所示。

在上述條件下，可算得靜態回本周期5.7年，動態回本周期8.0年，靜態投資收益率9.5%，內部收益率11.6%。此收益條件具有較好的投資效益。

2.2.2實際收益情況

經過對寮步鎮、鳳崗鎮、東城區、大嶺山鎮、松山湖區等5個分布式光伏項目的實際發電量、年收益等情況進行統計分析，得到分布式光伏項目的經營情況如表3光伏項目經營情況分析表所示。

分析表格數據可得，實際回報年限與理論測算分析較為一致。其中東城區項目由于前文分析的物理遮擋等因素，發電水平低于設計值，故與理論測算分析有一定差異。

3 分布式光伏項目投資價值分析

光伏項目收益主要來源于將清潔的光伏發電電能以低于目錄電價的價格出售給用戶所獲得的收益，次要收益來源于度電補貼的收益，即每發一度電就按一定價格對光伏投資方進行補貼。目錄電價的下調和度電補貼的下降都會對光伏項目收益產生顯著的影響。

3.1分時電價折算方式對收益計算的影響

按國家發改委定價，大工業用戶使用帶有“峰平谷”時段的分時電價，分布式光伏項目發電時段橫跨電價的峰谷時段，所以在投資回報理論測算時，“就地消納電價”采用中午3小時峰時、白天6小時平時電價按時長加權平均折算，據此計算光伏平均消納電價理論值為0.7711元/kWh。

全年鳳崗鎮光伏項目在發電表錄得發電峰平谷電量比例為11：18：1，如對大工業分時電價進行折算，平均電價為0.77￥/kWh;大嶺山鎮光伏項目3-6月發電表錄得峰平谷電量比例為9：15：1，折算平均電價為0.73￥/kWh。

將實際折算值與理論折算值0.7711元/kWh進行對比，可知平均電價的理論計算會比實際情況略大（偏差0.1%～5.6%），但影響可忽略不計，故可采用簡單的加權平均方式來計算光伏平均消納電價。同樣地，當分時電價定價政策發生改變時，也可粗略地按電價時長進行加權平均折算出平均電價，在可接受的偏差之內重新對光伏項目收益進行評估。

3.2目錄電價下調對光伏項目收益的影響

目錄電價在近年逐步降低，2018年5月10kV大工業平時電價0.6393元/kWh，10kV一般工商業電價0.8085元/kWh;2019年7月10kV大工業平時電價0.6381元/kWh，10kV一般工商業電價0.6752元/kWh。大工業電價下降0.2%，一般工商業下降16.5%。

因與用戶結算時采用當前的電價進行打折，所以一般工商業光伏收益下降程度與電價下降程度一致。由于東城區光伏項目、寮步鎮光伏項目采用一般工商業電價，所以受到電價下降的影響，收益減少16.5%，靜態回收期從7年延后到8年，內部收益率從10.1%下降至8.2%。

3.3 補貼下降對分布式光伏投資收益的分析

2018年5月31日發改能源〔2018〕823號文調整分布式光伏補貼至0.32元/kW·h。這是繼2017年12月19日發改價格規〔2017〕2196號文將補貼從0.42元/kW·h降至0.37元/kW·h之后短時間內又一次的光伏退補政策。2020年政策“采用“自發自用、余量上網”模式的工商業分布式光伏發電項目，全發電量補貼標準調整為每千瓦時0.05元”。

未來光伏投資可能會面臨無國家補貼的情況，下文展示“0.32元補貼”和“無補貼”兩種情況的投資收益指標。表4有無補貼對投資收益指標的影響展示前文計算條件下的主要投資收益指標，可見補貼取消使動態回收期延長至約2倍，但成本的調控可減少動態回收期約30%，即使無補貼且成本仍未明顯下降，分布式光伏項目仍具有投資價值。圖5成本高低與補貼有無對動態投資回收情況的影響曲線 展示不同條件下的動態投資收益曲線，其中與橫坐標的交點為動態投資回收年限，圖中可見有補貼的曲線均在無補貼上方，說明補貼是最主要的影響因素，建設成本是次要影響因素。

4結語

從上述分析可以看出，隨著光伏補貼政策的退坡，平價上網（取消補貼）已經成為大勢所趨，光伏退補的政策也在倒逼光伏行業上游產業進一步降低成本。經計算，光伏補貼退坡程度與光伏行業成本下降趨勢相近，雖一定程度上壓縮了投資方的利益，但也仍然有一定的投資價值。

作者簡介：高堃植（1993-）畢業于華南理工大學，主要從事綜合能源項目開發與全生命周期管理、電動汽車項目開發與管理工作。