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发展分布式光伏发电的四大障碍

发布时间:2015年8月14日

2013年以来,国家通过颁布电价、加大补贴、简化审批等方式,制定了规模化发展分布式光伏发电的战略。尽管如此,但作为一直致力于参与分布式光伏发电项目的投资、建设、运营中的业内人士却深知分布式光伏发电在发展过程中遇到了不少的障碍。

1、  发电成本

这里的分布式光伏发电泛指满足自发自用比例、单个并网点在6MW以下的用户侧并网光伏发电项目,这类项目通常从几千瓦到几兆瓦不等,单个项目容量越小,单位造价越高;但即便是兆瓦级的大型分布式项目,LCOE(度电成本核算)也基本都在0.8/kwh左右,相比光伏发电时段(8点到下午4点左右)工商业正常用电加权平均价格(0.7~0.9/kwh),价格优势也并不明显。即便加上国家给予的分布式补贴0.42/kwh,项目的投资回报率也不是很高,投资收回年限基本都在6~8年左右。尽管经历了前些年的大幅成本下降,7~10/W的分布式光伏发电项目系统造价相对还是较高,要想在国内推广,成本的继续下降是光伏业急需解决的问题。这要靠晶硅体系上下游的共同努力,也要靠持续不断的研发投入带来更低的制造成本和更高的发电效率。当然,新一代薄膜电池技术也是一大亮点,如何解决商业化生产上的问题,以成熟技术示人,以更高的性价比抢占市场份额是我们所期待的,不过这还需要时间。

2、备案、并网申请、补贴代付等:

  在分布式光伏发电项目暂行管理办法出台之后,各地相关部门都有规可循。分布式项目的备案和并网申请等工作基本上都比较顺利,各地支持态度和业务能力随着项目增多和影响力扩大都有所提升,目前来看没有政策性风险。至于电网方面的补贴代付,公司法人为投资主体的项目不存在开具发票问题,只涉及如何执行增值税减半的问题。虽然税务总局有明确文件规定,但目前为止各地方的执行情况各有不同,需要各地税务部门统一认识,切实执行。

最大的问题还是在自然人为投资主体的户用分布式光伏发电项目上,由于自然人在税务机关代开发票的问题尚不能解决,因此目前各地电网公司只能采取预先垫付脱硫煤电价和分布式补贴,待补开发票之后另行支付另一半增值税的方式。

  3、自发自用比例

  从经验上来说,由于余电上网部分卖给电网公司只能得到脱硫煤标杆上网电价(0.25~0.52/kwh不等)0.42/kwh的补贴,远远低于自用部分电价水平。分布式光伏发电项目若想取得最佳收益率,自发自用比例越高越好,最低一般也不要低于70%,否则投资回报率会比较难看。

  自发自用比例的保障分两个层面来说:

  (1)在找屋顶时了解屋顶业主用电负荷情况,在设计上保证光伏峰值功率不超过业主光伏发电时段用电负荷谷值,这样就可确保自发自用比例达到最高。不过,由于不排除特殊情况出现,所以虽不能保证100%自发自用比例,但90%还是可以的;

  (2)当然,由于屋顶业主性质不同,业主的经营情况是不可控的,如果遭遇业主经营不善导致用电量急剧下降或干脆停产、破产,那么其屋顶上的光伏系统所发电力将全部变为余量上网(即自发自用比例降为0%),仅能保证理论上的最低收益。

  所以自发自用比例的风险控制在与项目设计初期的屋顶业主选择和系统容量设计,所以央企、国企、上市公司的屋顶才这么受欢迎。无论采用合同条款还是信用担保的形式控制这个风险,都是投资主体需要关注的。另外切记,分布式不比金太阳,不是靠容量取胜,而是靠效率取胜。

  4、电费结算

  分布式光伏发电项目要想获得最大的收益,所发电量实现自发自用是最重要的。如果只是自投自建,那就没有电费结算的问题了,但如果是第三方投资,采用合同能源管理模式与屋顶业主合作分享收益,那就意味着屋顶业主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,仅凭一纸合同能源管理协议不足以控制电费结算风险,因此如何控制这方面的风险成为分布式光伏发电项目投资主体心中最大的关注点。

  目前,这方面的风险控制方法有通过与保险公司合作设计相应的保险产品,也有通过集团母公司给予旗下子公司屋顶项目提供担保的形式,或者通过化整为零遵循大数法则的风险分散原理打包众多小型项目成为一个整体,或者通过地方政府背书,或者通过与屋顶业主合资的形式确保收益安全。方法各有优劣,总之,只有找到合适自己的、合适分布式光伏发电特性的风险控制模式才能确保收益稳定。






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