分布式光伏发电的前景及面临的问题浅析

中电投山东新能源有限公司 ■ 李昌

0 引言

随着能源危机日益临近以及传统能源结构对环境造成的污染加剧，新能源将成为我国未来能源发展的重要方向。大力发展新能源产业，将是中国解决能源环境问题、履行对国际社会承诺的重要突破之一。从长期看，改善中国能源结构，必须积极发展可再生能源和新能源，不断提高清洁能源在我国一次能源消费中的比重。

目前，在国内比较成熟的新能源利用方式主要是风电及光伏发电。其中，分布式光伏发电具有的优势为：1)输出功率相对较小，安全可靠性高；2)无需远距离输送，就近利用效率高；3)安装在建筑物屋顶无需占用大量土地；4)无需规划、环评、土地、水保等支持性文件，备案程序相对简单。基于上述优点，分布式光伏逐步得到推广应用。

1 分布式光伏前景及扶持政策

光伏发电目前主要是地面光伏电站及分布式光伏电站。其中，地面电站需占用大量土地，因此主要集中在光照资源好且拥有大量荒地、戈壁等不适宜工农业开发的西北地区，但这些地区经济相对落后，大量地面光伏电站所发电量无法就地消纳，必须通过高压输电线路输送到东部沿海经济发达的地区。然而长距离输送会造成大量的电损耗和高额电网建设成本，从整体上降低经济效益。同时，对于东部沿海经济发达地区，用电量大但土地资源稀缺，不适宜发展地面电站。

综合以上特点及区域具体情况，我国开始推广并鼓励发展分布式光伏发电。针对分布式光伏发电，国家相继出台了一系列的扶持政策。2013年7月，《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》正式出台，鼓励各类电力用户按照“自发自用，余量上网，电网调节”的方式建设分布式光伏发电系统。之后，陆续出台了《分布式光伏发电项目管理暂行办法》和《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》等分布式政策。

在国家出台补贴政策的基础上，各省市也出台相应的补贴政策以扶持分布式光伏的发展。

2014年1月14日，国家能源局敲定2014年光伏新增装机14 GW，分布式光伏为8 GW，地面光伏为6 GW。其中，广东省光伏发电配额容量为1 GW，分布式占900 MW；山东、江苏、浙江3省的光伏发电配额均为1200 MW，分布式各占1000 MW。可见国家发展分布式光伏的决心很大。同时，光伏电站建设趋势正从大型地面电站逐渐向分布式光伏电站过渡。

2 分布式光伏发电遇到的问题

由于资金、管理、技术等因素，屋顶企业自身投资建设分布式光伏的积极性不高，主要由专业发电投资商通过合作方式投资开发。虽然国家出台相关的扶持政策，但发电投资商在项目实际操作中还是面临诸多困难，主要有以下几方面。

2.1 发电成本及电价

分布式光伏发电主要以自发自用为主，建设在企业厂房屋顶的用户侧并网光伏发电项目，由于屋顶可利用面积有限，一般单个项目容量较小，单位造价相对偏高。

另外，企业用电采用峰谷分时电价，工商业正常用电加权平均价一般为0.7～0.9元/kWh，再考虑到租用企业的屋顶给予企业用电优惠，电价优势并不明显。即使加上国家给予的分布式光伏补贴0.42元/kWh，项目的投资收益率也不太理想。但有些省市在国家补贴的基础上又出台了地方性的补贴政策，使项目的收益率有显著提高，如浙江、上海、江苏等地。

2.2 自发自用比例

由于分布式余电上网电价为当地脱硫燃煤标杆上网电价(0.25～0.52元/kWh)加0.42元/kWh的补贴，低于自发自用部分电价水平，分布式光伏发电项目若想取得最佳收益率，需保证较高的自发自用比例。由于屋顶业主性质不同，业主的经营情况是不确定的，而项目的运营期较长(一般为20年)，如果遭遇业主经营不善导致用电量急剧下降或停产、破产，其屋顶上的光伏系统所发电力将全部变为余量上网，收益率将无法保证。

2.3 电费结算

目前发电投资商主要采用合同能源管理模式与屋顶企业合作分享收益，根据约定，屋顶企业应按月结付当期合同能源管理电价费用。

但在中国的特有商业环境下，合同能源管理协议的法律约束力较低，用电企业如出现经营亏损等情况拖欠发电企业电费，将给发电企业项目正常盈利带来较大风险。因此，如何控制这方面风险成为分布式光伏发电投资商最大的关注点。

2.4 融资

由于投资回收期较长、投资风险大、投资收益低直接导致融资难，包括银行在内的融资机构目前为止都对分布式光伏发电项目持关注但暂不参与的态度。光伏发电行业属于资金密集型产业，对资金的占有量和周转压力较大，不利于各类资金以财务投资的角度进入，极大影响了分布式光伏发电的社会参与度。

目前，多数金融机构对光伏设备质量、电站运营期内影响发电收益的因素存在顾虑，从而对分布式光伏电站信心不足，造成目前项目融资难。例如频频曝光的电站质量问题，不但影响电站的发电量，也对项目的整体收益率造成影响。其他影响电站收益的因素，如自发自用比例、电费结算不及时或拖欠问题，都会造成投资收益降低。

2.5 产权

屋顶的产权不够清晰也是分布式电站项目的另一投资风险。相较于地面光伏电站拥有土地的使用权和电站的所有权、可以电站为抵押进行贷款不同，投资商建设分布式光伏电站，其屋顶的使用权和所有权可能所属不同，各有不同的利益诉求，需协商双方的关系。再有，如果未来25年内，业主需拆掉建筑物另做他用或转让他人，这些不确定因素都造成未来项目产权的风险，因为屋顶毕竟与土地不同。

3 案例分析

项目名称：芜湖分布式光伏发电项目

建设单位：山东合者光伏发电有限公司

建设规模：建设总容量5 MWp

项目背景：山东合者光伏发电有限公司利用芜湖某企业7.8 万m2屋顶建设分布式光伏发电项目，可开发光伏容量约为5 MWp，年平均发电量 463.9 万kWh，年可节约标煤 1624 t，年减排CO24222 t；年减排SO213.8 t。按最新市场价格估算，项目总投资4236.41万元，其中自有资金30%，其余资金通过固定资产抵押进行银行贷款。

根据芜湖市物价局颁布的《芜湖企业峰谷分时销售电价表》，光伏供电部分替代公用电网电能的替代电价为：工业0.7889元/kWh，此为该企业用电的均值电价。该项目采用合同能源管理模式，租用企业屋顶给予用电9折电价优惠，优惠后工业电价为0.71元/kWh，按自发自用电量比率为 100%(理想情况)，申请国家补贴电价为0.42 元/kWh。投资方综合计算投资收益的电价1.13元/kWh，年平均总收入为 524.21 万元，项目资本金财务内部收益率9.64%，项目投资财务内部收益率 5.35%。

上述项目在实际操作中存在很多问题：1)发电成本较高，单位kW投资达到8500元/kW；2)由于企业本身的经营情况用电量存在较大波动，自发自用比例达不到100%；3)上网电价无优势，该项目余量上网电价为当地燃煤标杆电价加上国家补贴(0.42元/kWh)约为0.84元/kWh，企业自用电价为优惠后电价(0.71 元/kWh)加上国家补贴(0.42元/kWh)为1.13 元/kWh；而山东省地面光伏上网电价执行1.2元/kWh(地方补贴0.2元/kWh)；4)电价结算也存在较大风险，根据约定，屋顶企业使用光伏所发电量每月需向光伏投资商支付电费，但屋顶企业由于经营等因素会拖欠电费，而投资商无法对其进行有效约束。

4 应对措施

针对以上存在的问题，光伏发电投资商可着重考虑以下几方面来选择屋顶企业以降低投资风险。

1)尽量选择屋顶结构设计承载符合安装施工要求的，以减少对屋顶加固的费用支出，进一步降低总体造价。

2)屋顶可利用总面积尽可能大，一般装机容量越大，相对单位造价越低。

3)选择信誉好、发展前景好的企业。最好选择国有大型企业，可提高自发自用比例及降低电费结算风险。

4)通过与屋顶业主合资的形式确保收益安全。如独资开发建设，在合同能源管理中可约定最低自发自用比例。

5)通过当地政府协调同一供电区内具备屋顶安装光伏发电系统的企业，签订政府、投资商、多家企业三方协议。这样既可提高自发自用比例(当一家企业消纳不了自家屋顶光伏系统所发电量时，由其他相近的企业进行消纳)，又可规避政策及企业信誉风险。

目前，国家能源局针对分布式光伏存在的收益率低、融资难、交易风险等问题进行实地调研，并会出台相应措施以支持分布式光伏的发展。在降低交易风险方面，可以研究电网公司作为第三方监督合同能源管理的执行，或由园区管理机构代收光伏电费；在融资方面给予政策支持，目前广东省正在试点地方政府的光伏融资平台；在成本方面，通过提高光伏转换率及余量上网电价降低投资。

虽然分布式光伏在推广应用中遇到很多困难，但相信随着政策的进一步完善和技术不断进步，分布式光伏必将迎来更大更新的发展。

[1] 赵玉文.我国光伏产业发展概况及思考[A]. 中国可再生能源学会第八次全国代表大会暨可再生能源发展战略论坛论文集 [C], 北京 , 2008.

[2]宋晓林,沙宇恒,郑小川.发展分布式光伏发电的制约因素分析[A]. 低碳陕西学术研讨会论文集[C], 西安, 2010.