一、分布式光伏發電的擴大化

       國發〔2013〕24號《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》的文件發布，實際上對光伏發電行業的發展也給出了明確的已經政策導向，重點開發分布式光伏發電，有序推進光伏電站建設，未來分布式光伏發電的市場份額會逐步擴大，光伏電站的建設會受到一定限制，不會出現2011年年底大規模搶裝潮的出現。（來自：陽光工匠光伏網）

       從2009年國家的金太陽示范工程開始，至2011年底已有約1100MW的項目獲得批準實施，其中2009年批準約206MW，2010年批準約278MW，2011年批準約692MW。2012年為進一步擴大國內市場，財政部等部委又分別在4月和10月聯合發布兩批金太陽示范工程，截止到年底，納入目錄的項目容量4747MWp。（來自：陽光工匠光伏網）

       根據水電水利規劃設計總院的統計，截止到2012年底,全國32個省（區）分布式光伏發電項目累計建設容量約3775MWp，較2011年增長了3166.5MWp。全國已建成分布式發電項目以金太陽示范項目及光電建筑應用示范項目為主，其中金太陽示范項目累計建設容量約3044MWp；光電建筑應用示范項目累計建設容量約525MWp；其他分布式發電項目容量約206MWp（除光電建筑應用示范項目及金太陽示范項目以外，其他分布式項目主要為無電網的農村或偏遠地區小規模提供電能的農村電氣化系統、通訊基站與無線電轉播站及其他小規模工業應用的通信與工業利用光伏發電系統，容量約為206MWp。）。

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

       分布式光伏發電具有如下特點：
       （1）電網是支撐用戶側光伏發電系統規模化利用的基礎。受太陽輻射自然特性影響，光伏發電具有波動性、隨機性等特點，在儲能技術、成本無法滿足其要求的情況下，光伏發電系統無法獨立向用戶供電，只有接入電網，并網運行才能真正實現發電利用。因此，現階段電網是唯一能夠支撐用戶側光伏發電系統規模化利用的基礎。（來自：陽光工匠光伏網）

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

       （3）以自發自用為主的分布式光伏發電系統，其容量的選擇必須與用戶的用電特性相匹配，通過選擇接網方式降低并網成本可實現經濟性運行；而以發電上網為主的分布式光伏發電系統，其容量的選擇可不考慮用戶的用電特性，主要通過提高發電量實現系統的經濟運行。

       由于是在用戶用電電價之上固定額度補貼，因此光伏度電收益直接受戶用電電價水平的影響，工商業用電電價在0.8-1.4元/kWh，公共事業單位用電電價在0.5-0.6元/kWh，政府建筑、學校、醫院等公共事業單位、農業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雜，因為只有電價高的工商業建筑(>0.8元/kWh)才能夠贏利。

       a.隨著用戶用電電價的逐年提高，光伏發電項目的發電成本會越來越趨近常規能源，甚至低于常規能源，屆時國家一補貼會使得光伏項目業主獲得非正常的超高利潤，不符合市場經濟規律。（來自：陽光工匠光伏網）

       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，因此光伏發電與負載日分布的匹配特性至關重要，如果特性不匹配，經濟效益會大打折扣。

       c.由于是自發自用，20年都要有穩定的負荷才能保證收益，如果發生經營不善、倒閉、或搬遷，都會對光伏項目的收益帶來致命的打擊。

       d.有實力的電力開發商很難介入，市場推動緩慢。大型電力開發商會在業主的屋頂開發項目，由于是自發自用，開發商必須同建筑業主簽訂節省下來的電費轉交給開發商的節能管理合同，合同的執行等問題會帶來較大的不確定性，項目開發商承擔風險過大。而大型電力開發商不積極參與，僅靠用電戶自建自用，則分布式光伏市場很難在短期擴大。

       金太陽工程的補貼模式基本是采用直接財政給予發電企業補貼的形式，改為度電補貼后，其補貼對象為電網企業（國家可再生能源電價附加、基金補貼對象為電網企業，用于電網企業收購新能源與常規能源的差價部分，見《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》中改進補貼資金管理部分相關意見）。相關補貼由電網支付給發電企業。事前補貼的模式由于業主自發自用，補貼部分不存在繳稅的問題，而換為度電補貼后，由于目前國家稅務機關仍然未出臺此部分稅費減免政策，從電網取得補貼可能需要繳納17%的增值稅及相關附加，造成發電企業稅費負擔可能要比事前補貼重的多，實際上也限制了分布式光伏發電的推廣應用。（來自：陽光工匠光伏網）

       目前分布式光伏項目主要依托新能源示范城市、綠色能源示范縣、可再生能源建筑應用示范市（縣），建設100個分布式光伏發電規模化應用示范區、1000個光伏發電應用示范小鎮及示范村。項目建設過程中，分布式光伏發電項目與普通地面相比，多出了一道進入分布式光伏發電的手續，其他前期、核準、接入手續等仍然未得到精簡，前期行政審批環節一樣需要政策的細化。分布式光伏發電的所需資金財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。

       實際上從2012年9月14日國能新能〔2012〕298號《國家能源局關于申報分布式光伏發電規模化應用示范區的通知》發布，要求各省（區、市）能源主管部門10月15日前上報分布式光伏發電示范區實施方案，電力開發企業只有僅一個月時間編制方案，與2009年的財建〔2009〕397號《關于實施金太陽示范工程的通知》文件如出一轍（2009年7月16日發文，2009年8月31日前上報；2012年1月18日發文，2012年3月10日前上報）。電力開發企業很難有具體時間摸排屋頂情況、企業用電負荷等等對電站經濟性至關重要的影響因素，未來分布式電站更換補貼方式以后，可建成與否、經濟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）

       金太陽補貼政策及度電補貼收益分析對比如下：
       1.投資：按照金太陽的50%補貼的比例，按照2012年政策，補貼5.5元，簡單計算總投資為11元/W（此價格偏高，但是為了與金太陽工程補貼的投資水平一致，暫按照5.5元/W*2=11元/W的總投資計算，固定資產形成率90%）
       2.發電量：按照1050h的年可利用小時計算。經濟發達的華北、華東、華南地區可利用小時數如下：


       考慮到平鋪的安裝方式，平均利用小時數為1040h左右，計算時按照1050h的取值對于華北、華東、華南地區在東部經濟發達地區，屬中上游水平，能夠代表典型項目的發電量。

       3.投資結構：按照清華大學《中國低碳發展報告：政策執行與制度創新（2013版）》中披露的金太陽項目投資結構比例，金太陽項目基本上資本金比例50%，其余50%為國家補貼。（來自：陽光工匠光伏網）

       分布式光伏發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.財務邊界條件如下：


       由于定位為自發自用形式，因此不排除采用合同能源管理的模式進行分布式光伏發電項目，按照發電收入的5%繳納服務稅，企業所得稅25%，附加稅率12%（城市維護建設7%，教育附加5%）。10MW年發電量1050萬度電，補貼費用按照0.45元/kwh計算，補貼為472.5萬元。（來自：陽光工匠光伏網）

       用戶電價按照0.95元/kwh計算，全部所發電量全額消納，不考慮外送。

       計算結果如下：


       從以上分析可以看出，改為度電補貼后，回收期明顯加長，全投資內部收益率也明顯要低于金太陽的補貼方式。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行敘述。從調動投資方投資熱情方面來看，分布式補貼項目明顯不如金太陽工程的補貼方式。

       但是由于水規總院統計的分布式光伏發電項目只到2012年底，2012年的分布式光伏發電仍有部分項目在實施中，按照金太陽工程30%以上的未建率來看，分布式光伏發電項目未來報批后未建的可能性會與金太陽工程批準后未建比例差不多。

       實際上，2012年項目的補貼5.5元/W而言，對開發商已經非常有吸引力。

       1.組件款：按照進度支付2元/W,其他2.2元/W以電費或其他資產作質押，后續4年陸續收回。
       2.EPC款：按照金太陽撥付進度支付，3.5元/W基本能夠涵蓋成本，成本結構如下：


       電站整體成本結構如下：


       銀行以應收款作為質押融資產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。電站運維成本組成如下：


       由于電站質保期為2年，晶硅組件、逆變器質保期為5年，EPC商或設備商在項目移交業主前設備仍然在質保期內，因此不存在項目設備更新費用成本。電站歸屬權仍然歸于屋頂業主所有，所以業主用電不存在銷售行為，不產生銷售稅費。對于仍然實行的監理、驗收制度，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生電量*用戶給付電價≥0.8152+0.189=1.0042元/W（包括運維，若不包括運維，則為0.8152），對于BOT承建商或組件生產商來說，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，電站后續運行期項目資本運作即具有可行性。給付電價要求達到的金額與還款年限的關系如下：


       按照此數據，國內金太陽工程大部分地區運營期在5-6年均能夠收回成本后移交給業主，且5-6年后屋頂工程開始需要維修，此時將電站移交業主，能夠避免屋頂維修、出質保期后維修等大修費用，減少企業風險。引入融資租賃公司后，亦能讓融資公司聯合業主向BOT承建單位提供項目擔保，減少BOT承建商風險。但是鑒于屋頂維修、逆變器質保更新等問題，建議回收款賬期不高于5年。（來自：陽光工匠光伏網）

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

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