启动国内光伏市场“金太阳”功不可没度电补贴政策接力 其效果更上层楼

■ 王长贵 吴达成 许洪华 王斯成

一 前言

“金太阳”示范工程和光电建筑项目启动于2009年，实施5期，历时5载。 正是由于有了这两个国家项目，中国的分布式光伏发电得到了迅速推广，到2013年底，这两个项目的光伏累计装机将达到5GW，分布式光伏发电的应用技术得到大幅度提高，积累了丰富的工程经验，同时有力地促进了国家电网支持分布式光伏发电政策的出台，其历史作用功不可没。

今年，按照度电补贴的新政策即将出台。在此承前启后、继往开来之际，有必要对“金太阳”示范工程和光电建筑项目做一个总结，看看这两个由政府主导的光伏市场开拓项目到底取得了哪些成绩，有哪些经验和教训，这对于即将展开的分布式光伏发电的规模化推广将是很好的借鉴。“前事不忘，后事之师”，希望这篇文章能够为中国分布式光伏发电的健康发展提供一些帮助。

二 “金太阳”示范工程和光电建筑项目的实施情况

1 项目的实际完成情况

中国建筑光伏市场的真正启动始于2009年。2009年3月23日，财政部和住建部联合发出《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》（财建[2009]129号），对于光伏建筑集成项目补助20元/W，对于光伏建筑附加项目补助15元/W。各地上报283项，批准111项，总功率91MW。

2009年7月16日，财政部、科技部和国家能源局联合发布《关于实施“金太阳”示范工程的通知》(财建[2009]397号)，通过申报和评审，批准了275个项目，总功率642MW，计划在3年内完成。对于并网光伏发电给以50%的初投资补贴，对于离网光伏发电系统给以70%的初投资补贴。2009年实际落实的项目为140个，总功率340MW。

自此，光电建筑项目和“金太阳”示范工程全面启动。截止到2012年底，光电建筑项目和“金太阳”示范工程一共核准了5期，累计核准项目6.33GW，具体核准情况及相应补贴政策见表1。

“金太阳”示范工程和光电建筑项目都是采用初投资补贴的方式。由于初投资补贴政策有利于市场的快速启动，世界发达国家如德国、美国和日本，在光伏市场开发初期也是采用此办法。德国1991年实施的“1000屋顶计划”和1998年实施的“10万屋顶计划”都是采用的初投资补贴；美国加州的“Buy Down”政策，即初投资补贴政策，补贴比例也在50%左右；日本1995年实施“新阳光计划”，第一年的项目补贴为初投资的50%，以后新上项目的补贴比例逐年递减10%，直到2005年才取消了初投资补贴。

表1 中国光电建筑项目和“金太阳”示范工程核准情况

“金太阳”示范工程和光电建筑项目的实际实施情况如下：

2011年以前具备中央财政拨付资金的项目315个，设计装机容量1267MW，实际完成安装容量933MW，完成率为73.64%。光电建筑项目补贴幅度高，大多数属于自建自用项目，因此完成率更高。2012年核准的两批合计4539.2MW，要到2013年底才能实施审查，根据初步了解，大约已经有2.0GW完成主体工程。截至2013年上半年，“金太阳”示范工程和光电建筑项目总装机已经完成大约3.5GW，到2013年底这两个项目的总装机预计将达到近5GW。

2 “金太阳”示范工程和光电建筑项目有无骗补现象

前一段媒体上有很多对于“金太阳”示范工程的负面报道，并报道有很多骗补现象。事实上，由于电网公司《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》2013年3月以后才发布，造成很多项目主体完工后不能及时并入用户侧电网，有些由于要求建升压站集中并入中压电网而搁置；“合同能源管理”在光伏项目应用上没有先例，也没有标准，有很多项目开发商与建筑业主达不成合同能源管理协议而拖期等，凡此种种，其实都是因为政策不到位而造成的，责任并不在开发商。对于拖期项目和未并网项目应当分清原因，妥善处理。

三 取得的经验和教训

“金太阳”示范工程和光电建筑项目是中国第一次规模化地在城市建筑上推广分布式光伏发电。经过5年的项目实施，既取得了宝贵的实践经验，也暴露出一些问题。

1 取得的成绩和经验

(1)迅速启动了国内光伏市场。

中国国内光伏市场在2009年以前发展缓慢，中国生产95%以上的光伏组件出口国外。2009年以后，每年国内光伏市场的年增长率都超过100%，出口比例也由前几年的95%以上下降到2012年的82.5%，见图1。

(2)促进了光伏发电建设成本的下降。

随着国际/国内光伏市场和生产规模的扩大，配套产业的逐步完善，多晶硅材料的产量大幅提高和成本下降，使得光伏组件和光伏系统的价格迅速下降。根据2012年底对光伏组件生产企业的调查，我国光伏组件的制造成本约为0.62～0.65美元，全成本约为0.7美元，合理售价为0.73美元(约合人民币4.5元)，合理的系统总投资在1万元/kW，在等效年利用小时数达到1100h的地区，光伏电价约在1元/kWh(2008年7月国家发改委批复上海崇明岛1MW并网光伏电站上网电价为4.0元/kWh)。与2007年相比，光伏组件价格下降了87.5%，系统价格下降了83.3%，光伏电价下降了77.8%，见图2。(3)分布式光伏发电的设计水平大幅度提高。通过几年的实践，我国分布式光伏发电系统的设计水平大幅提高，包括资源评估和发电量预测，光伏建筑一体化设计，朝向、遮挡、散热等问题的解决方案，光伏方阵倾角、发电量、占地和抗风等因素的优化和协调，光伏系统与建筑的结合设计，建筑光伏的施工，电网接入系统的设计，分布式光伏发电的监控，建筑光伏系统的运行和维护等。在近几年的国内外学术会议上发表了数百篇论文，培育了一大批设计和工程建设人才，也涌现了一批专业化的光伏工程公司。

建筑光伏最为重要的是如何与建筑结合，尽管“金太阳”示范工程和光电建筑项目90%属于建筑附加型(BAPV)，与建筑结合的复杂程度远远低于BIPV型，但要做到牢固、安全和低成本仍然需要智慧和经验。

住建部颁布的《民用建筑太阳能光伏系统应用技术规程》(JGJ203-2010)中规定，安装在屋面上的光伏系统的支架一定要与建筑主体结构相连接，但在实施过程中，做到这一点很不容易。与建筑主体相连接，必须向原建筑设计单位申请，由原设计单位出具设计图，还必须破坏保温层和防水层，与主体连接后再恢复保温层和防水层。这样会使造价升高、工期延长，还有可能会影响建筑的保温和防水。有鉴于此，大多数项目的光伏支架并未与建筑主体结构连接，而是采用配重的方式来保证光伏系统安装的牢固和抗风。

大型光伏电站方阵倾角一般按照全年发电量最大设计，建筑光伏系统的设计原则却不同，不但需要考虑发电量，还需要照顾占地面积、阴影遮挡、屋面载荷、抗风能力等多种因素，因此，建筑光伏方阵倾角的设计是综合因素的优化。

无论是光伏系统与建筑的结合还是综合因素的优化设计，可谓是“八仙过海，各显其能”，各公司都有自己的高招。当然，也必然会出现一些不靠谱的方案，急需出台科学严谨的规范和标准。

（4）促进了一批技术标准和管理办法的出台。

“金太阳”示范工程和光电建筑项目的实施促进了表2所列标准和办法的出台。

（5）光伏建筑一体化在实践中取得了经验。

光伏建筑一体化(BIPV，也叫光伏建筑集成)由于需要使用特殊制造的光伏建筑一体化建材型组件，价格昂贵，且安装成本相当高，目前在全世界也仅限于建设少量示范工程，无法得到推广。中国在推行“金太阳”示范工程和光电建筑项目的过程中，也建立了一些BIPV项目，虽然一些项目也采用昂贵的玻璃幕墙或采用双玻特殊组件的建筑顶篷，经济性也不好，但一些公司却开发出了创新性的BIPV项目，如浙江公元集团的嵌入式BIPV、山东烟台鼎城新能源公司的“密封槽连接，高平整度”BIPV，都采用普通光伏组件，成本低、密封性好(不用易老化的密封条)、防水，可取代普通屋面的光伏屋面，既实现了光伏建筑一体化，又节省了建筑材料，还做到了低成本，如图3、4所示。

表2 相关政策、标准和规范

2 存在的问题和教训

“金太阳”示范工程和光电建筑项目在5年的实施中也有很多问题和教训，这对于今后分布式光伏发电项目的推广是很好的借鉴。

(1)电网接入

虽然国家电网公司2013年3月对外公布了《国家电网公司关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》，解决了分布式光伏用户侧并网难的问题，但几乎在“金太阳”示范工程和光电建筑项目的整个实施期内(2009～2012年)，光伏系统用户侧并网难是最为突出的问题。

“金太阳”示范工程和光电建筑项目的商业模式是一样的，即国家给以50%～70%的初投资补贴，其余部分由开发商负担，允许光伏系统在用户侧并网，自发自用，以抵消电网用电量的方式收回投资并盈利。

2009年7月16日，财政部、科技部、能源局联合发布《“金太阳”示范工程的通知》(财建[2009]397号)，指出“各地电网企业应积极支持并网光伏发电项目建设，提供并网条件。用户侧并网的光伏发电项目所发电量原则上自发自用，富余电量及并入公共电网的大型光伏发电项目所发电量均按国家核定的当地脱硫燃煤机组标杆上网电价全额收购”。同时明确规定，“利用工矿、商业企业以及公益性事业单位既有建筑等条件建设的用户侧光伏发电项目，单个项目装机容量不低于300kW”。而同年7月24日国家电网公司发布的《光伏电站接入电网技术规定(试行)》(国家电网发展[2009]397号)却明确规定，光伏发电装机容量超过200kW的必须接入10kV及以上电压等级电网。很明显，这两个文件是相互抵触的。

最普遍的问题是，各地方电力公司都不愿意让光伏系统在用户侧并网，而是希望以公共电站的方式来管理光伏发电项目。这就要求“金太阳”示范工程项目建升压站，集中从输电网并网。但这和“金太阳”示范工程的“用户侧”并网和“自发自用”，即允许用“抵消电量”的方式运行光伏系统的原则直接相抵触。这样一来，光伏电量的价值就从用户侧的销售电价(我国东部工商业用电的销售平均电价约为0.925元/kWh)一下变成了当地脱硫燃煤机组标杆上网电价(大约只有0.35元/kWh)，项目的经济性完全丧失；并且与“自发自用”的自备电站相比，公共电站的建造成本要高很多，报批手续更复杂、时间更长。两项政策规定的矛盾，使“金太阳”示范工程从一开始就遭遇了用户侧并网难的问题，阻碍了其顺利实施。在今后分布式光伏发电项目的推广过程中，仍然需要注意防止此类现象的发生。

用户侧并网存在“渗透率”和“逆功率流”的问题。光伏“渗透率”(Penetration)即光伏装机占供电范围内峰值负荷的比例。 当光伏渗透率低时，不会有任何技术问题，美国将这一比例确定为15%(现已提出将比例提高到30%的建议)，日本为20%。当光伏穿透功率较大(如超过30%)，白天负荷较小的情况下，有可能出现光伏总功率高于总负荷，光伏电量则通过配电变压器向高压侧反送电，被称作“逆功率流”(Reverse Power Flow)，这会使配电网网压升高，造成安全隐患。对此，可以采用无功有功调节、储能、负荷侧管理以及加装防逆流装置来防止网压升高。这一问题也应在今后分布式光伏发电项目推广中引起注意。

(2)合同能源管理方式

“金太阳”示范工程的原则是“用户侧并网”和“自发自用”。如果是“自建自用”当然没有问题，但如果光伏系统开发商和建筑本身不属于同一单位，则会出现“为别人省电”和如何进行利益分配的问题。对此，就只能效仿节能项目，采用“合同能源管理”的方式来对光伏自用电量的效益进行分配。光伏系统开发商与建筑所有者签订协议，建筑所有者将省下来的电费按照租赁光伏电源的方式支付给光伏开发商，而光伏开发商以租赁屋顶的方式对建筑所有者给以适当补偿。

但在“金太阳”示范工程的实际操作中，“合同能源管理”方式遭到了地方电力公司的质疑。根据我国电力法规定，除了电力公司，任何机构都不得向用户出售电力。采用“合同能源管理”方式运营光伏发电系统，就是在向屋顶所有者售电，因此，光伏发电的电量只能卖给电力公司。现在这个问题虽然在法律层面尚未解决，但在实际操作中已经解决，电网公司在2011年12月5日发布的文件(办发展[2011]100号)中明确提出：对于“金太阳”示范项目业主与用电用户为同一地点不同法人情况，可按照合同能源模式管理。

采用“合同能源管理”模式运营分布式光伏发电项目对于开发商仍然具有很高风险：开发商与建筑业主(或用电户)非同一主体，自用光伏电量收益需要由用电户向开发商支付，风险大，不如同电网企业进行交易；目前没有效益分配的统一标准，就怕建筑业主(或用电户)“狮子大张口”。比如每度自用光伏电量的总收益为1.2元/kWh，开发商付出≤5%(≤0.06元/kWh)还可以接受，高于此就会造成开发商亏损；合同期20年，但20年间用电户的用电量下降、企业倒闭、房屋转让或变更承租人，都会给开发商带来巨大的经济损失。

(3)建筑安全

“金太阳”示范工程和光电建筑项目中95%以上安装在屋顶上，这会对建筑载荷、保温、防渗漏、抗风、抗震、防雷击等带来直接或间接的影响，而在以往项目的实施中缺乏认真评估，存在隐患。在今后规模化推广分布式光伏发电时必须引起高度重视。

四 对于今后分布式光伏项目的实施建议

1 补贴政策的转型

2012年7月7日，国家能源局发布《太阳能发电发展“十二五”规划》(国能新能[2012]194号)，提出优先利用建筑屋顶建设分布式光伏发电系统，实现集中开发，分散开发和分布式利用共同发展。

2012年9月14日，国家能源局发布《国家能源局关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知》(国能新能[2012]298号)，计划在今后几年在全国推广分布式光伏发电15GW。

2013年2月27日，国家电网召开新闻发布会，向社会发布《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》(国家电网办[2012]1560号)，解决了分布式光伏发电并网难的问题。

2013年2月国家发改委价格司对外发布《关于完善光伏发电价格政策的通知》(征求意见稿)，提出了光伏发电按照资源分区的上网电价和对于分布式光伏发电的补贴标准的初步意见。

2013年7月4日，国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》(国发[2013]24号)，俗称“国八条”，特别提出大力开拓分布式光伏发电市场。

2013年7月18日，国家发改委印发《分布式发电管理暂行办法》，规定了分布式发电的项目规划、项目管理、电网接入以及政策保障的相关原则。

2013年7月24日，财政部发布《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》(财建[2013]390号)，明确了对于分布式光伏发电的补贴原则和补贴发放原则，免除了项目开发商担心补贴资金拖欠的后顾之忧。

这一系列针对分布式光伏发电政策的出台，明确了光伏发电的战略地位、发展方向和应用规模，解决了分布式光伏发电的补贴标准、电网接入和资金来源等关键问题，必将大大促进我国分布式光伏发电的市场推广。

发改委价格司《关于完善光伏发电价格政策》的方案要点如下：

(1)4个分区标杆电价(统购统销模式)分别为0.75、0.85、0.95、1.0元/kWh；(2)对于分布式光伏自用电，自动抵消电网用电量，另外按照自用光伏电量的数额给予0.35元/kWh补贴；(3)分布式光伏的反送电量电网企业按照当地脱硫电价收购(约0.3～0.4元/kWh)，另外根据发送光伏电量的数额给予0.35元/kWh的补贴；(4)合同期20年；见表3。

按照发电量补贴有利于光伏系统的质量提升，因为只有发出电来才能得到收益，投资人必然会对产品和工程质量提出更高的要求；度电补贴政策也有利于产业整合。只有价格低、质量好的产品才可能被市场认可，经过几年的市场筛选，优势企业自然胜出。

2 对于今后分布式光伏发电推广的建议

分布式光伏发电示范园区项目即将规模化启动，为了分布式光伏发电健康有序发展，不再发生已经出现过的问题，建议如下：

表3 发改委价格司公布的光伏电价征求意见稿

(1)鉴于分布式光伏发电“自发自用，余电上网”的政策，具有光伏发电与负荷高峰时段不匹配、可能存在大量反送电量、20年内建筑业主变更、负荷不稳定、可能需要额外的建筑安全和抗震评估，以及存在屋面租赁成本等问题，建议分布式光伏度电补贴标准一定要使内部收益率达到20%左右，否则不足以吸引投资人；

(2)为了规模化启动分布式光伏市场，政策要便于操作，吸引大的电力开发商介入，降低开发商的风险，建议：一是分布式光伏发电项目的商业模式可以自由选择，开发商既可以选择“上网电价，统购统销”政策，也可以选择“自发自用，余电上网”政策；二是对于“自发自用，余电上网”政策的项目，全部光伏电量均应通过电网企业进行结算(包括自用光伏电量、发送光伏电量和国家补贴资金)；

(3)如果仍需要采用“合同能源管理”方式实施分布式光伏发电项目，必须尽快出台适用于分布式光伏发电项目的管理办法，同时要规范建筑业主的屋面租赁收费标准，不应超过项目税后净收益的5%；

(4)尽快修订或编制分布式建筑光伏的设计、安装和运行维护技术规范和技术标准；

(5)为了确保建筑安全，分布式光伏发电项目的立项除了需要电网企业对于电网接入的审查和批复，还应当按照住建部的建设项目申报程序到当地建委备案，并获得批复，必要时可由当地建委组织建筑安全和抗震评估。