分布式光伏發(fā)電為何在國內(nèi)推廣不利？

從2012年國家能源局開始大力推廣分布式光伏發(fā)電應用示范區(qū)，到2013年全年密集發(fā)布分布式光伏發(fā)電的管理、并網(wǎng)及補貼辦法，無論從媒體新聞上還是從相關上市公司的股價反應上，不可謂不火熱。

盡管如此，但作為一直致力于參與分布式光伏發(fā)電項目的投資、建設、運營中的業(yè)內(nèi)人士卻深知分布式光伏發(fā)電在推廣過程中遇到了不少的困難。身在其中雖有當局者迷之嫌，但還是想把在推進過程中遇到的實際困難和自身的感受和大家分享，希望對國內(nèi)分布式光伏發(fā)電的推廣有所幫助。

分布式光伏發(fā)電有幾個要素，下面我們就按照這幾個要素的滿足情況來分析推廣中遇到何種問題，是否有合理的解決方案：

1.發(fā)電成本：

這里的分布式光伏發(fā)電泛指滿足自發(fā)自用比例、單個并網(wǎng)點在6MW以下的用戶側并網(wǎng)光伏發(fā)電項目，這類項目通常從幾千瓦到幾兆瓦不等，單個項目容量越小，單位造價越高；

但即便是兆瓦級的大型分布式項目，LCOE（度電成本核算）也基本都在0.8元/kwh左右，相比光伏發(fā)電時段（早8點到下午4點左右）工商業(yè)正常用電加權平均價格（0.7~0.9元/kwh），價格優(yōu)勢也并不明顯。即便加上國家給予的分布式補貼0.42元/kwh，項目的投資回報率也不是很高，投資收回年限基本都在6~8年左右；

盡管經(jīng)歷了前些年的大幅成本下降，7~10元/W的分布式光伏發(fā)電項目系統(tǒng)造價相對還是較高，要想在國內(nèi)推廣，成本的繼續(xù)下降是光伏業(yè)急需解決的問題。這要靠晶硅體系上下游的共同努力，也要靠持續(xù)不斷的研發(fā)投入帶來更低的制造成本和更高的發(fā)電效率。當然，新一代薄膜電池技術也是一大亮點，如何解決商業(yè)化生產(chǎn)上的問題，以成熟技術示人，以更高的性價比搶占市場份額是我們所期待的，不過這還需要時間。

2.自發(fā)自用比例：

從經(jīng)驗上來說，由于余電上網(wǎng)部分賣給電網(wǎng)公司只能得到脫硫煤標桿上網(wǎng)電價（0.25~0.52元/kwh不等）加0.42元/kwh的補貼，遠遠低于自用部分電價水平，分布式光伏發(fā)電項目若想取得最佳收益率，自發(fā)自用比例越高越好，最低一般也不要低于70%，否則投資回報率會比較難看

自發(fā)自用比例的保障分兩個層面來說：

1）在找屋頂時了解屋頂業(yè)主用電負荷情況，在設計上保證光伏峰值功率不超過業(yè)主光伏發(fā)電時段用電負荷谷值，這樣就可確保自發(fā)自用比例達到最高。不過，由于不排除特殊情況出現(xiàn)，所以雖不能保證100%自發(fā)自用比例，但90%還是可以的；

2）當然，由于屋頂業(yè)主性質不同，業(yè)主的經(jīng)營情況是不可控的，如果遭遇業(yè)主經(jīng)營不善導致用電量急劇下降或干脆停產(chǎn)、破產(chǎn)，那么其屋頂上的光伏系統(tǒng)所發(fā)電力將全部變?yōu)橛嗔可暇W(wǎng)（即自發(fā)自用比例降為0%），僅能保證理論上的最低收益。

所以自發(fā)自用比例的風險控制在與項目設計初期的屋頂業(yè)主選擇和系統(tǒng)容量設計，所以央企、國企、上市公司的屋頂才這么受歡迎。無論采用合同條款還是信用擔保的形式控制這個風險，都是投資主體需要關注的。另外切記，分布式不比金太陽，不是靠容量取勝，而是靠效率取勝。

3.電費結算：

分布式光伏發(fā)電項目要想獲得最大的收益，所發(fā)電量實現(xiàn)自發(fā)自用是最重要的。如果只是自投自建，那就沒有電費結算的問題了，但如果是第三方投資，采用合同能源管理模式與屋頂業(yè)主合作分享收益，那就意味著屋頂業(yè)主應按月結付當期合同能源管理電價費用；

但在中國的特有商業(yè)環(huán)境下，僅憑一紙合同能源管理協(xié)議不足以控制電費結算風險，因此如何控制這方面的風險成為分布式光伏發(fā)電項目投資主體心中最大的關注點；

目前，這方面的風險控制方法有通過與保險公司合作設計相應的保險產(chǎn)品，也有通過集團母公司給予旗下子公司屋頂項目提供擔保的形式，或者通過化整為零遵循大數(shù)法則的風險分散原理打包眾多小型項目成為一個整體，或者通過地方政府背書，或者通過與屋頂業(yè)主合資的形式確保收益安全。方法各有優(yōu)劣，總之，只有找到合適自己的、合適分布式光伏發(fā)電特性的風險控制模式才能確保收益穩(wěn)定。

4.備案、并網(wǎng)申請、補貼代付等：

在分布式光伏發(fā)電項目暫行管理辦法出臺之后，各地相關部門都有規(guī)可循，分布式項目的備案和并網(wǎng)申請等工作基本上都比較順利，各地支持態(tài)度和業(yè)務能力隨著項目增多和影響力擴大都有所提升，目前來看沒有政策性風險；

至于電網(wǎng)方面的補貼代付，公司法人為投資主體的項目不存在開具發(fā)票問題，只涉及如何執(zhí)行增值稅減半的問題，雖然稅務總局有明確文件規(guī)定，但目前為止各地方的執(zhí)行情況各有不同，需要各地稅務部門統(tǒng)一認識，切實執(zhí)行；

最大的問題還是在自然人為投資主體的戶用分布式光伏發(fā)電項目上，由于自然人在稅務機關代開發(fā)票的問題尚不能解決，因此目前各地電網(wǎng)公司只能采取預先墊付脫硫煤電價和分布式補貼，待補開發(fā)票之后另行支付另一半增值稅的方式。

5.融資：

這應該是最大的問題了。由于投資回收期較長以及上述風險的存在，包括銀行在內(nèi)的融資機構目前為止都對分布式光伏發(fā)電項目持關注但暫不參與的態(tài)度。就連與國家能源局聯(lián)合發(fā)文支持分布式光伏發(fā)電的政策銀行—國家開發(fā)銀行目前對首批18個示范區(qū)的支持力度也有限，畢竟即便是國開行也是要遵循有保有貸、控制風險的前提來發(fā)放貸款的；

事實上即便有上述一些風險存在，按照100%資本金投資的話，收益率也基本有保障。但由于沒有貸款這個經(jīng)濟杠桿，光伏發(fā)電這個資金密集型產(chǎn)業(yè)對資金的占有量和周轉壓力較大的特性凸顯，不利于包括各類資產(chǎn)管理機構（證券、基金、保險、類信托、融資租賃等）外部資金以財務投資的角度進入，極大的影響了分布式光伏發(fā)電的社會參與度。

以上分析僅代表筆者個人觀點，謹希望通過對目前分布式光伏發(fā)電存在障礙的分析和個人理解的解決辦法為行業(yè)尋找出路貢獻微薄之力。