分布式光伏发电项目在城区既有建筑中的建设流程及难点分析

郭锦平，李 超，殷义华

(1.巨安储能武汉科技有限责任公司，武汉 430223；2.武汉市洪山统筹发展投资有限公司，武汉 430070；3.武汉洪山中雄置地有限公司，武汉 430070)

0 引言

与碳达峰、碳中和(下文简称为“双碳”)相关的政策不断出台，此类政策将能源向绿色低碳转型列为重点工作内容。《“十四五”全国城市基础设施建设规划的通知》[1](建城[2022]57号)中，明确提出开展“城市能源系统安全保障和绿色化提升行动，推进分布式可再生能源和建筑一体化利用，有序推进主动配电网、微电网、交直流混合电网应用，提高分布式电源与配电网协调能力。因地制宜地推动城市分布式光伏发展”的要求。

为探究分布式光伏发电在城区建筑中的实施路径，本文以武汉城区既有建筑建设分布式光伏发电项目为例，分析城区既有建筑建设此类项目的流程，对建设过程中的难点进行总结，形成在城区既有建筑中建设分布式光伏发电项目的解决方案，最终实现分布式光伏发电对既有建筑的绿色低碳能源供给，实践国家的“双碳”战略。

1 政策依据

中国政府、相关行业及企业发布的关于分布式光伏发电项目的文件较多，针对电力接入、场站选址、建设要求、装机规模等方面提出了具体要求。

2019年武汉市自然资源和规划局出台了《关于建筑物顶部建设分布式光伏发电设施规划管理意见》[2]的通知，针对在武汉城区既有建筑物顶部建设分布式光伏发电设施提出了具体要求，明确了武汉市“两江四岸及历史文化街区”为控规区，且指出光伏发电设施的设计方案应满足文件提出的要求。这为在武汉城区开展屋顶分布式光伏发电项目提供了政策依据。

2021年6月20日国家能源局综合司发布了《关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》[3]，该文件明确提出“党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%；学校、医院、村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于40%；工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 30%；农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于20%”，这为分布式光伏发电在城市屋顶的投资建设拉开了序幕。

2 分布式光伏发电项目建设流程分析

分布式光伏发电项目在城区既有建筑中的建设根据资金来源分为居民个人投资与企业投资两大类。若为居民个人投资，则流程较为简单，主要是确定施工单位、签订合同、申请并网这3个步骤；若为企业投资，则涉及站场选址、商业模式策划、合作协议签订、工程设计、项目备案、并网申请、工程施工、竣工验收、并网发电等多个流程。

2.1 站场选址

按类型不同，分布式光伏发电项目可选择的既有建筑类型包括商业建筑、住宅建筑、公共建筑等；按产权所属不同，建筑产权分为共有产权、单一产权等类型。分布式光伏发电项目的站场选址主要从技术和商务两个维度进行选择，所涉及内容如下。

2.1.1 站场选址的主要技术因素

分布式光伏发电项目主要执行的技术规范有GB/T 51368—2019《建筑光伏系统应用技术标准》[4]、GB/T 38946—2020《分布式光伏发电系统集中运维技术规范》[5]，这些规范从安全、经济等维度对建设条件与站址提出了具体要求。以屋顶分布式光伏发电项目为例[6]，站址选择时需重点关注以下几个方面。

1)建筑高度：建筑物高度直接影响到项目安全、施工难度、运维费用等方面，当建筑物楼层数超过12层时，光伏支架和支架基础的抗风能力和承载力也需要显著提高，具体采用何种支架及基础形式需要进行专题论证分析。

2)建筑屋顶可利用面积：建筑屋顶可利用面积直接决定了分布式光伏发电项目的规模，可利用面积受建筑物自身结构及周边建筑形成的阴影的影响较大。因此，在选择站址时应充分考虑站址屋顶结构和周边建筑的遮挡，以免产生不必要的损耗。

3)建筑屋顶类型：城市建筑的屋顶类型，从形式上看，主要包括平屋顶、坡屋顶等；从结构荷载来看，又可以分为上人屋顶和不能上人屋顶两种。屋顶分布式光伏发电项目在项目选址过程中应充分考虑建筑结构承载力、屋面防水性能、建筑屋顶形式等影响因素，避免因分布式光伏发电项目的建设影响房屋整体安全性。

4)建筑使用年限：分布式光伏发电项目的运营周期长达25年，在选址时要考虑现有建筑物的使用年限及屋顶材料的寿命，避免出现项目的运营周期超过建筑物使用年限和屋顶材料寿命的情况。

5)周边电网情况：分布式光伏发电项目受装机容量的限制，一般选择380 V电压接入，因此在站址选择时，应充分征求当地电网公司的意见，避免后期因并网接入造成不必要的损失。

2.1.2 站场选址的主要商务因素

分布式光伏发电项目在选择建设地点时，需从建筑物产权、电力负荷曲线、售电电价等几个方面进行分析，保障站场选址不影响收益。

1)建筑物产权：分布式光伏发电项目运营周期较长，因此优先选择与产权方签订相关合同，以保障项目的运营周期。

2)电力负荷：建筑物的电力负荷根据用途决定，电力负荷较大的建筑物主要有商业建筑、医院建筑、工业建筑，在电力负荷较大的建筑物开展分布式光伏发电项目能较好地提升消纳比例，实现较好的经济效益。

3)售电电价：分布式光发电伏项目的主要收益来源为卖电收入，因此项目所在地的售电电价成为选址时的重要考虑因素。

2.2 商业模式选择

现阶段分布式光伏发电项目主要结合其所在地区，以自有资金+工程总承包(EPC)建设、第三方投建+场地租金、金融分期+EPC建设、第三方投建+合同能源管理4种商业模式开展项目投资，实现场地方、投资方、建设方的多方共赢合作模式[7]。下文对各商业模式的特点分别进行分析。

2.2.1 自有资金+EPC建设的商业模式

自有资金+EPC建设的商业模式是采用产权方自有资金投资，同时结合EPC的方式进行分布式光伏发电项目的建设。其主要优点是发电收益及光伏发电项目产权全部归产权方所有，可以有效减少产权方在用电方面的支出，同时也可以为产权方增加收益来源；主要缺点是需占用产权方大量资金，且需承担项目后期的运维费用。

2.2.2 第三方投建+场地租金的商业模式

第三方投建+场地租金的商业模式是指由产权方收取场地租金，第三方投资建设分布式光伏发电项目的模式。其主要优点是产权方有稳定收益，第三方公司通过售电获得收益；缺点是只适合占地面积较大的项目。

2.2.3 金融分期+EPC建设的商业模式

金融分期+EPC建设的商业模式是指由EPC建设方引入金融机构，然后利用产权方场地建设分布式光伏发电项目，建设完成后，通过发电收益覆盖金融机构贷款，剩余的费用归产权方，EPC建设方通过项目建设获得收益。此商业模式的主要优点是产权方无需承担项目建设初始投资资金；缺点为当发电收益不能覆盖金融成本时，产权方可能要代为归还金融成本利息。为避免后期收益不能覆盖金融成本，可以在项目投资阶段，要求EPC建设方对发电指标进行承诺或签订不能覆盖金融成本时由EPC建设方负责承担该部分费用的协议，直至项目发电收益能够覆盖金融成本。

2.2.4 第三方投建+合同能源管理的商业模式

第三方投建+合同能源管理的商业模式是指由第三方公司利用产权方场地建设分布式光伏发电项目，将项目所发电量以一定折扣销售给产权方。此商业模式的主要优点是产权方不用投资就能通过享受优惠电量，获得一定的经济效益；缺点为投资方的收益主要受产权方电量消纳比例的影响。因此，采用此种商业模式时分布式光伏发电项目一般适用于电力负荷与光伏发电曲线相适配的工商业、建在医院等场所。

2.3 工程设计

分布式光伏发电项目的工程设计需由取得电力行业新能源设计资质的企业进行，项目在设计阶段要重点考虑将站址特点与商业模式进行结合，最终形成技术先进、经济性较优、安全可靠的设计方案[8]。进行工程设计时需重点关注以下几点。

2.3.1 光伏场区的设计要点

分布式光伏发电项目的光伏场区布置方式主要分为平屋顶固定倾角布置、坡屋顶顺坡平铺布置、平屋顶改坡屋顶布置这3种方式。光伏场区设计主要结合建筑类型、建筑功能等要素进行分析，选择合适的光伏组件和光伏支架类型进行布置；此外，还需要考虑建筑荷载、屋面防水性能、光伏组串数量、检修运维方便性、场区安全等方面，最终形成设计方案。

2.3.2 接入系统的设计要点

分布式光伏发电项目的接入系统方式按照发电量消纳比例分为“自发自用、余电上网”和“全额上网”这两种方式；按照接入电压等级，分为高压并网、低压并网。结合周边电网与光伏发电项目装机容量来确定接入方式，现阶段主要遵循国家电网公司出台的分布式光伏发电接入配电网典型设计的方案进行设计。

2.4 项目备案

按照国家相关政策，分布式光伏发电项目采用备案制，免提交项目核准、环评等资料，项目备案在各省投资建设管理平台统一登记，填写建设地点、建设规模、安装方式，选择分布式光伏发电上网方式、建设类型后提交即可，通常提交两个工作日后会形成备案文件，建设方登录后可自行导出文件打印。

2.5 并网申请

分布式光伏发电项目的并网申请按照规定由属地市一级供电公司营销部受理，申请时需提交产权证明、各方合作协议、备案证明、各方资质文件、并网申请表、法人委托及委托证明、现有供用电合同等文件，在提交上述资料后按并网电压等级不同分为低压并网(380 V及以下) 20天、高压并网(10 kV及以上) 30天的时间出具并网接入批复文件。

设计单位根据并网批复文件调整接入部分的设计，并将调整后的设计送营销部进行审查，审查通过后方可进入施工环节。

2.6 工程施工

分布式光伏发电项目在取得备案、设计、并网等许可文件后，开始进入施工环节，施工单位应具备电力工程承装许可证5级以上资质。

施工环节需重点把握光伏组件运输及安装过程中质量标准，电气设备、防雷接地装置等安装时达到设计要求，同时确保配置水冲洗装置。

2.7 竣工验收

在施工完成后，开展工程分部分项及整体调试工作，调试工作由具有电力工程承试许可证5级以上资质的单位开展，调试工作重点针对光伏组件性能、逆变器性能、电气绝缘性能、设备功能、整体功能等进行调试，在满足国家光伏发电工程竣工调试的相关规定后出具调试报告。

2.8 并网发电

施工完毕工程内部组织竣工验收后，提交竣工资料、监理资料、竣工图纸、并网调试报告，所有文件经审查核实后，供电部门安装计量装置，检查合格后下发并网验收合格通知，施工单位组织并网发电试运行，在试运行满168 h后移交至建设单位。

3 分布式光伏发电项目难点及应对措施

针对分布式光伏发电项目装机规模小、建设周期短、投资运营周期长、参与单位多的特点，总结分布式光伏发电项目在建设过程中的难点及应对措施如下：

1)站址产权确定：由于项目站址产权决定了项目运营风险与成败，为避免投资后产生不必要的纠纷，在进行项目选址时，要求合作方提供产权证明文件，对不能出具产权文件的项目采取回避方式，从源头杜绝损失。

2)商业模式的选择：商业模式的选择影响到产权方、投资方的自身利益，为保障项目的顺利实施，优选自有负荷较大、电价较高的工商业建筑用户进行合作，次选电力负荷稳定、电价略高的既有建筑用户进行合作，结合业主需求开展以合同能源管理、第三方投资+场地租金为主的商业合作模式。

3)并网申请资料的整理：国家电网公司对分布式光伏发电提出了具体要求，对于所要提交的并网资料要求也在不断变化，为满足并网需要，需要提前处理好国家电网公司在并网环节增加的各种要求，避免造成不必要的损失。

4)工程施工中的管控：主要存在的风险是光伏组件价格上涨，造成投资成本上升，为避免因此造成的损失，建议采用项目批量招采的方式，以量换价，同时积极对接供应商、生产商，避免落入单一采购来源的困境。

4 项目案例

4.1 项目概况

位于武汉市洪山区的创意天地产业园是一个以创意产业为核心的园区，园区于2010年建成交付。园区内的建筑物采用混凝土框架结构，拟在该园区某屋顶投资建设分布式光伏发电项目，所选建筑物共5层，屋顶为上人平屋面，拟利用的上人屋面总面积为1720.17 m2，具体如图1所示。

图1 拟建分布式光伏发电项目的屋顶图Fig.1 Roof photo of proposed distributed PV power generation project

4.2 场址条件

拟建分布式光伏发电项目的建筑物的年份较新，屋顶状况良好，但南偏西侧有一栋56 m高的建筑物，对屋顶造成了一定程度的遮挡，项目场地及周边建筑如图2所示。

图2 项目场地及周边建筑图Fig.2 Photo of project site and surrounding buildings

4.3 商业模式

本项目所在建筑功能以商业办公为主，电力负荷平稳，项目拟采用合同能源管理的方式与业主单位、物业管理单位签订合作协议，项目最终以自用消纳电价9折、上网电价采用属地标杆上网电价的方式与物业公司、电网公司签订三方用电合同。

4.4 设计方案

本项目利用屋顶建设容量为126 kW的光伏电站，使用233块540 W的单面单晶硅光伏组件，由14～18块光伏组件串联成1个组串，接入1台110 kW组串式逆变器；采用自发自用、余电上网的方式接入园区配电网。项目采用在可上人的平屋顶以固定倾角安装光伏组件的方式进行设计。分布式光伏发电项目建成后的屋面如图3所示。

图3 分布式光伏发电项目建成后的屋面Fig.3 Roof after completion of distribute PV power generation projects

4.5 项目实施过程中的难点

本项目在建设过程中，受政策、电网公司、相关参建单位的影响，造成项目存在的难点包括：1)地方政策造成的难点；2)电网公司并网接入造成的难点；3)设计单位对合同能源管理等新商业模式不熟悉造成的难点。

4.5.1 地方政策造成的难点

本项目是在上人屋面建设分布式光伏发电系统，为保障光伏组件的有效排水，工程设计时按5°倾角安装光伏组件，安装高度满足武汉市发展改革委员会提出的屋顶安装光伏组件高度由屋面平台起不超过1.8 m的要求，导致光伏组件最低点离屋面距度仅为0.8 m。由于本项目中的上人屋面同时承担一定的消防功能，要求在不破坏建筑现有功能的情况下又要满足武汉市发展改革委员会提出的设计要求。项目最终以屋顶不设倾角的方式布置光伏组件，以此来保障屋顶现有上人功能，满足人员在屋顶的活动及消防需求，但造成本分布式光伏发电项目后期排水不顺畅、运维检修难的情况。

为避免其他项目发生类似情况，建议地方政府在制定相关规范要求时，应考虑现有屋面的功能需要，在进行充分调研的基础上对相关政策条文进行修订，以便更好的发展分布式光伏发电项目。

4.5.2 电网公司并网接入造成的难点

本项目位于工业园区内，由投资公司与业主单位签订屋顶租用协议，业主用电由园区物业公司管理，园区供电由物业公司与电网公司进行结算。在并网申请时，属地供电公司要求提供业主单位与电网公司签订的供用电合同，由于业主用电不与电网公司发生合同关系，属地供电公司提出各种要求，并要求签订业主、物业、电网公司、投资方的四方合同，这增加了分布式光伏并网的难度，因此建议在项目选址时尽量选择单一产权业主进行项目合作。

4.5.3 设计单位对合同能源管理等新商业模式不熟悉造成的难点

由于本项目用电涉及供电方、管理方、用电方、投资方等多个单位，设计单位在项目设计中按照常规的计量设置方式，仅设计了发电上网计量与关口结算计量等两套计量装置，造成项目仅具有投资方与管理方、供电方的计量结算关系，无法计算用电方自消纳电量，使项目无法在管理方、用电方、投资方之间进行结算，经过梳理，最终以增加1套双向计量装置，界定管理方、用电方、投资方的电量来满足合同能源管理的结算。

5 结论

本文对分布式光伏发电项目建设流程进行了分析，并对建设过程中存在的难点给出了相应的解决措施。通过武汉城区某分布式光伏发电项目的应用和建设，发现分布式光伏发电项目虽然出台了大量的国家政策与相关规范，但在既有建筑建设应用时，仍存在政策壁垒与技术难点，因此建议相关部门针对分布式光伏发电项目进行深入调研，出台针对性的政策，进一步减少堵点，使分布式光伏发电项目在城市既有建筑中的应用得到大力推广，配合国家“双碳”战略目标，实现城市能源的绿色供给。