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 一、分布式光伏發(fā)電的擴(kuò)大化

       國發(fā)〔2013〕24號《國務(wù)院關(guān)于促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的若干意見》的文件發(fā)布，實(shí)際上對光伏發(fā)電行業(yè)的發(fā)展也給出了明確的已經(jīng)政策導(dǎo)向，重點(diǎn)開發(fā)分布式光伏發(fā)電，有序推進(jìn)光伏電站建設(shè)，未來分布式光伏發(fā)電的市場份額會逐步擴(kuò)大，光伏電站的建設(shè)會受到一定限制，不會出現(xiàn)2011年年底大規(guī)模搶裝潮的出現(xiàn)。（來自：陽光工匠光伏網(wǎng)）

       從2009年國家的金太陽示范工程開始，至2011年底已有約1100MW的項(xiàng)目獲得批準(zhǔn)實(shí)施，其中2009年批準(zhǔn)約206MW，2010年批準(zhǔn)約278MW，2011年批準(zhǔn)約692MW。2012年為進(jìn)一步擴(kuò)大國內(nèi)市場，財(cái)政部等部委又分別在4月和10月聯(lián)合發(fā)布兩批金太陽示范工程，截止到年底，納入目錄的項(xiàng)目容量4747MWp。（來自：陽光工匠光伏網(wǎng)）

       根據(jù)水電水利規(guī)劃設(shè)計(jì)總院的統(tǒng)計(jì)，截止到2012年底,全國32個省（區(qū)）分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目累計(jì)建設(shè)容量約3775MWp，較2011年增長了3166.5MWp。全國已建成分布式發(fā)電項(xiàng)目以金太陽示范項(xiàng)目及光電建筑應(yīng)用示范項(xiàng)目為主，其中金太陽示范項(xiàng)目累計(jì)建設(shè)容量約3044MWp；光電建筑應(yīng)用示范項(xiàng)目累計(jì)建設(shè)容量約525MWp；其他分布式發(fā)電項(xiàng)目容量約206MWp（除光電建筑應(yīng)用示范項(xiàng)目及金太陽示范項(xiàng)目以外，其他分布式項(xiàng)目主要為無電網(wǎng)的農(nóng)村或偏遠(yuǎn)地區(qū)小規(guī)模提供電能的農(nóng)村電氣化系統(tǒng)、通訊基站與無線電轉(zhuǎn)播站及其他小規(guī)模工業(yè)應(yīng)用的通信與工業(yè)利用光伏發(fā)電系統(tǒng)，容量約為206MWp。）。

       按照上述數(shù)據(jù)，金太陽工程雖然前期申報比較踴躍（類似于分布式項(xiàng)目），但到實(shí)施階段，由于各種原因，未建成的項(xiàng)目比例高達(dá)35%（可能還有部分建成但是未達(dá)標(biāo)的情況），未來分布式光伏發(fā)電重蹈金太陽工程的覆轍不是沒有可能性。

       分布式光伏發(fā)電具有如下特點(diǎn)：
       （1）電網(wǎng)是支撐用戶側(cè)光伏發(fā)電系統(tǒng)規(guī)模化利用的基礎(chǔ)。受太陽輻射自然特性影響，光伏發(fā)電具有波動性、隨機(jī)性等特點(diǎn)，在儲能技術(shù)、成本無法滿足其要求的情況下，光伏發(fā)電系統(tǒng)無法獨(dú)立向用戶供電，只有接入電網(wǎng)，并網(wǎng)運(yùn)行才能真正實(shí)現(xiàn)發(fā)電利用。因此，現(xiàn)階段電網(wǎng)是唯一能夠支撐用戶側(cè)光伏發(fā)電系統(tǒng)規(guī)?；玫幕A(chǔ)。（來自：陽光工匠光伏網(wǎng)）

       （2）并網(wǎng)運(yùn)行是實(shí)現(xiàn)分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量充分利用的最佳模式。光伏發(fā)電出力特性與用戶用電特性很難完全匹配，盡管分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)容量相對較小，且主要在白天負(fù)荷相對較高時段發(fā)電，但是光伏發(fā)電出力曲線取決于太陽輻射強(qiáng)度，具有較強(qiáng)的隨機(jī)性，很難和用戶的負(fù)荷曲線完全吻合，這也就意味著一些時段光伏發(fā)電出力大于用戶用電負(fù)荷，需要向電網(wǎng)送電以實(shí)現(xiàn)發(fā)用平衡，而另一些時段光伏發(fā)電出力小于用戶用電負(fù)荷，則必須從電網(wǎng)受電以滿足用戶電力需求。因此，并網(wǎng)運(yùn)行，是充分利用分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量的最佳模式。（來自：陽光工匠光伏網(wǎng)）

       （3）以自發(fā)自用為主的分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)，其容量的選擇必須與用戶的用電特性相匹配，通過選擇接網(wǎng)方式降低并網(wǎng)成本可實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性運(yùn)行；而以發(fā)電上網(wǎng)為主的分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)，其容量的選擇可不考慮用戶的用電特性，主要通過提高發(fā)電量實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

       由于是在用戶用電電價之上固定額度補(bǔ)貼，因此光伏度電收益直接受戶用電電價水平的影響，工商業(yè)用電電價在0.8-1.4元/kWh，公共事業(yè)單位用電電價在0.5-0.6元/kWh，政府建筑、學(xué)校、醫(yī)院等公共事業(yè)單位、農(nóng)業(yè)用電和居民用電則只有0.4-0.5元/kWh。因此，對用戶和建筑的選擇就變得很復(fù)雜，因?yàn)橹挥须妰r高的工商業(yè)建筑(>0.8元/kWh)才能夠贏利。

       a.隨著用戶用電電價的逐年提高，光伏發(fā)電項(xiàng)目的發(fā)電成本會越來越趨近常規(guī)能源，甚至低于常規(guī)能源，屆時國家一補(bǔ)貼會使得光伏項(xiàng)目業(yè)主獲得非正常的超高利潤，不符合市場經(jīng)濟(jì)規(guī)律。（來自：陽光工匠光伏網(wǎng)）

       b.由于這種政策的自用光伏電量的收益高于反送的富余電量，因此光伏發(fā)電與負(fù)載日分布的匹配特性至關(guān)重要，如果特性不匹配，經(jīng)濟(jì)效益會大打折扣。

       c.由于是自發(fā)自用，20年都要有穩(wěn)定的負(fù)荷才能保證收益，如果發(fā)生經(jīng)營不善、倒閉、或搬遷，都會對光伏項(xiàng)目的收益帶來致命的打擊。

       d.有實(shí)力的電力開發(fā)商很難介入，市場推動緩慢。大型電力開發(fā)商會在業(yè)主的屋頂開發(fā)項(xiàng)目，由于是自發(fā)自用，開發(fā)商必須同建筑業(yè)主簽訂節(jié)省下來的電費(fèi)轉(zhuǎn)交給開發(fā)商的節(jié)能管理合同，合同的執(zhí)行等問題會帶來較大的不確定性，項(xiàng)目開發(fā)商承擔(dān)風(fēng)險過大。而大型電力開發(fā)商不積極參與，僅靠用電戶自建自用，則分布式光伏市場很難在短期擴(kuò)大。

       金太陽工程的補(bǔ)貼模式基本是采用直接財(cái)政給予發(fā)電企業(yè)補(bǔ)貼的形式，改為度電補(bǔ)貼后，其補(bǔ)貼對象為電網(wǎng)企業(yè)（國家可再生能源電價附加、基金補(bǔ)貼對象為電網(wǎng)企業(yè)，用于電網(wǎng)企業(yè)收購新能源與常規(guī)能源的差價部分，見《國務(wù)院關(guān)于促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的若干意見》中改進(jìn)補(bǔ)貼資金管理部分相關(guān)意見）。相關(guān)補(bǔ)貼由電網(wǎng)支付給發(fā)電企業(yè)。事前補(bǔ)貼的模式由于業(yè)主自發(fā)自用，補(bǔ)貼部分不存在繳稅的問題，而換為度電補(bǔ)貼后，由于目前國家稅務(wù)機(jī)關(guān)仍然未出臺此部分稅費(fèi)減免政策，從電網(wǎng)取得補(bǔ)貼可能需要繳納17%的增值稅及相關(guān)附加，造成發(fā)電企業(yè)稅費(fèi)負(fù)擔(dān)可能要比事前補(bǔ)貼重的多，實(shí)際上也限制了分布式光伏發(fā)電的推廣應(yīng)用。（來自：陽光工匠光伏網(wǎng)）

       目前分布式光伏項(xiàng)目主要依托新能源示范城市、綠色能源示范縣、可再生能源建筑應(yīng)用示范市（縣），建設(shè)100個分布式光伏發(fā)電規(guī)模化應(yīng)用示范區(qū)、1000個光伏發(fā)電應(yīng)用示范小鎮(zhèn)及示范村。項(xiàng)目建設(shè)過程中，分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目與普通地面相比，多出了一道進(jìn)入分布式光伏發(fā)電的手續(xù)，其他前期、核準(zhǔn)、接入手續(xù)等仍然未得到精簡，前期行政審批環(huán)節(jié)一樣需要政策的細(xì)化。分布式光伏發(fā)電的所需資金財(cái)政部等部門仍然未明確資金來源，對于未來資金來源仍然存在未知數(shù)。

       實(shí)際上從2012年9月14日國能新能〔2012〕298號《國家能源局關(guān)于申報分布式光伏發(fā)電規(guī)?；瘧?yīng)用示范區(qū)的通知》發(fā)布，要求各?。▍^(qū)、市）能源主管部門10月15日前上報分布式光伏發(fā)電示范區(qū)實(shí)施方案，電力開發(fā)企業(yè)只有僅一個月時間編制方案，與2009年的財(cái)建〔2009〕397號《關(guān)于實(shí)施金太陽示范工程的通知》文件如出一轍（2009年7月16日發(fā)文，2009年8月31日前上報；2012年1月18日發(fā)文，2012年3月10日前上報）。電力開發(fā)企業(yè)很難有具體時間摸排屋頂情況、企業(yè)用電負(fù)荷等等對電站經(jīng)濟(jì)性至關(guān)重要的影響因素，未來分布式電站更換補(bǔ)貼方式以后，可建成與否、經(jīng)濟(jì)收益前景可能如金太陽工程一樣都要打上一個大大的問號。（來自：陽光工匠光伏網(wǎng)）

       金太陽補(bǔ)貼政策及度電補(bǔ)貼收益分析對比如下：
       1.投資：按照金太陽的50%補(bǔ)貼的比例，按照2012年政策，補(bǔ)貼5.5元，簡單計(jì)算總投資為11元/W（此價格偏高，但是為了與金太陽工程補(bǔ)貼的投資水平一致，暫按照5.5元/W*2=11元/W的總投資計(jì)算，固定資產(chǎn)形成率90%）
       2.發(fā)電量：按照1050h的年可利用小時計(jì)算。經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)的華北、華東、華南地區(qū)可利用小時數(shù)如下：


       考慮到平鋪的安裝方式，平均利用小時數(shù)為1040h左右，計(jì)算時按照1050h的取值對于華北、華東、華南地區(qū)在東部經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)，屬中上游水平，能夠代表典型項(xiàng)目的發(fā)電量。

       3.投資結(jié)構(gòu)：按照清華大學(xué)《中國低碳發(fā)展報告：政策執(zhí)行與制度創(chuàng)新（2013版）》中披露的金太陽項(xiàng)目投資結(jié)構(gòu)比例，金太陽項(xiàng)目基本上資本金比例50%，其余50%為國家補(bǔ)貼。（來自：陽光工匠光伏網(wǎng)）

       分布式光伏發(fā)電雖然國家在政策上有所松動，但是目前媒體報道的個人項(xiàng)目居多，資本金比例為100%，按照國家投資資本金比例要求，20%資本金，其他靠銀行融資貸款解決，銀行利率6.55%，貸款年限15年。

       4.財(cái)務(wù)邊界條件如下：


       由于定位為自發(fā)自用形式，因此不排除采用合同能源管理的模式進(jìn)行分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目，按照發(fā)電收入的5%繳納服務(wù)稅，企業(yè)所得稅25%，附加稅率12%（城市維護(hù)建設(shè)7%，教育附加5%）。10MW年發(fā)電量1050萬度電，補(bǔ)貼費(fèi)用按照0.45元/kwh計(jì)算，補(bǔ)貼為472.5萬元。（來自：陽光工匠光伏網(wǎng)）

       用戶電價按照0.95元/kwh計(jì)算，全部所發(fā)電量全額消納，不考慮外送。

       計(jì)算結(jié)果如下：


       從以上分析可以看出，改為度電補(bǔ)貼后，回收期明顯加長，全投資內(nèi)部收益率也明顯要低于金太陽的補(bǔ)貼方式。受金融杠桿的影響，采用20%資本金的方式會提高自有資金內(nèi)部收益率，具體金融杠桿的分析會在后文中政策支持方面進(jìn)行敘述。從調(diào)動投資方投資熱情方面來看，分布式補(bǔ)貼項(xiàng)目明顯不如金太陽工程的補(bǔ)貼方式。

       但是由于水規(guī)總院統(tǒng)計(jì)的分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目只到2012年底，2012年的分布式光伏發(fā)電仍有部分項(xiàng)目在實(shí)施中，按照金太陽工程30%以上的未建率來看，分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目未來報批后未建的可能性會與金太陽工程批準(zhǔn)后未建比例差不多。

       實(shí)際上，2012年項(xiàng)目的補(bǔ)貼5.5元/W而言，對開發(fā)商已經(jīng)非常有吸引力。

       1.組件款：按照進(jìn)度支付2元/W,其他2.2元/W以電費(fèi)或其他資產(chǎn)作質(zhì)押，后續(xù)4年陸續(xù)收回。
       2.EPC款：按照金太陽撥付進(jìn)度支付，3.5元/W基本能夠涵蓋成本，成本結(jié)構(gòu)如下：


       電站整體成本結(jié)構(gòu)如下：


       銀行以應(yīng)收款作為質(zhì)押融資產(chǎn)品大部分年利率為中國人民銀行貸款利率上浮10%），每年支付0.8152元/W。電站運(yùn)維成本組成如下：


       由于電站質(zhì)保期為2年，晶硅組件、逆變器質(zhì)保期為5年，EPC商或設(shè)備商在項(xiàng)目移交業(yè)主前設(shè)備仍然在質(zhì)保期內(nèi)，因此不存在項(xiàng)目設(shè)備更新費(fèi)用成本。電站歸屬權(quán)仍然歸于屋頂業(yè)主所有，所以業(yè)主用電不存在銷售行為，不產(chǎn)生銷售稅費(fèi)。對于仍然實(shí)行的監(jiān)理、驗(yàn)收制度，可以采用BOT承建商墊資支付的模式解決。若電站每瓦每年能夠產(chǎn)生電量*用戶給付電價≥0.8152+0.189=1.0042元/W（包括運(yùn)維，若不包括運(yùn)維，則為0.8152），對于BOT承建商或組件生產(chǎn)商來說，既能夠獲得工程初始利潤，墊付資金亦能獲得8%年收益回報，電站后續(xù)運(yùn)行期項(xiàng)目資本運(yùn)作即具有可行性。給付電價要求達(dá)到的金額與還款年限的關(guān)系如下：


       按照此數(shù)據(jù)，國內(nèi)金太陽工程大部分地區(qū)運(yùn)營期在5-6年均能夠收回成本后移交給業(yè)主，且5-6年后屋頂工程開始需要維修，此時將電站移交業(yè)主，能夠避免屋頂維修、出質(zhì)保期后維修等大修費(fèi)用，減少企業(yè)風(fēng)險。引入融資租賃公司后，亦能讓融資公司聯(lián)合業(yè)主向BOT承建單位提供項(xiàng)目擔(dān)保，減少BOT承建商風(fēng)險。但是鑒于屋頂維修、逆變器質(zhì)保更新等問題，建議回收款賬期不高于5年。（來自：陽光工匠光伏網(wǎng)）

       但是由于目前脫硫電價仍然偏低（全國均價0.4130元/kwh，含脫硝標(biāo)桿電價），對于上網(wǎng)的項(xiàng)目，投資回收期限較長，不適合采用這種模式進(jìn)行資本運(yùn)作。

       從上述分析看，國家對于大力發(fā)展分布式光伏發(fā)電的政策仍然屬于救市行為，無法扶持行業(yè)有序發(fā)展。