一、分布式光伏发电的扩大化

       国发〔2013〕24号《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》的文件发布，实际上对光伏发电行业的发展也给出了明确的已经政策导向，重点开发分布式光伏发电，有序推进光伏电站建设，未来分布式光伏发电的市场份额会逐步扩大，光伏电站的建设会受到一定限制，不会出现2011年年底大规模抢装潮的出现。（来自：阳光工匠光伏网）

       从2009年国家的金太阳示范工程开始，至2011年底已有约1100MW的项目获得批准实施，其中2009年批准约206MW，2010年批准约278MW，2011年批准约692MW。2012年为进一步扩大国内市场，财政部等部委又分别在4月和10月联合发布两批金太阳示范工程，截止到年底，纳入目录的项目容量4747MWp。（来自：阳光工匠光伏网）

       根据水电水利规划设计总院的统计，截止到2012年底,全国32个省（区）分布式光伏发电项目累计建设容量约3775MWp，较2011年增长了3166.5MWp。全国已建成分布式发电项目以金太阳示范项目及光电建筑应用示范项目为主，其中金太阳示范项目累计建设容量约3044MWp；光电建筑应用示范项目累计建设容量约525MWp；其他分布式发电项目容量约206MWp（除光电建筑应用示范项目及金太阳示范项目以外，其他分布式项目主要为无电网的农村或偏远地区小规模提供电能的农村电气化系统、通讯基站与无线电转播站及其他小规模工业应用的通信与工业利用光伏发电系统，容量约为206MWp。）。

       按照上述数据，金太阳工程虽然前期申报比较踊跃（类似于分布式项目），但到实施阶段，由于各种原因，未建成的项目比例高达35%（可能还有部分建成但是未达标的情况），未来分布式光伏发电重蹈金太阳工程的覆辙不是没有可能性。

       分布式光伏发电具有如下特点：
       （1）电网是支撑用户侧光伏发电系统规模化利用的基础。受太阳辐射自然特性影响，光伏发电具有波动性、随机性等特点，在储能技术、成本无法满足其要求的情况下，光伏发电系统无法独立向用户供电，只有接入电网，并网运行才能真正实现发电利用。因此，现阶段电网是唯一能够支撑用户侧光伏发电系统规模化利用的基础。（来自：阳光工匠光伏网）

       （2）并网运行是实现分布式光伏发电系统发电量充分利用的最佳模式。光伏发电出力特性与用户用电特性很难完全匹配，尽管分布式光伏发电系统容量相对较小，且主要在白天负荷相对较高时段发电，但是光伏发电出力曲线取决于太阳辐射强度，具有较强的随机性，很难和用户的负荷曲线完全吻合，这也就意味着一些时段光伏发电出力大于用户用电负荷，需要向电网送电以实现发用平衡，而另一些时段光伏发电出力小于用户用电负荷，则必须从电网受电以满足用户电力需求。因此，并网运行，是充分利用分布式光伏发电系统发电量的最佳模式。（来自：阳光工匠光伏网）

       （3）以自发自用为主的分布式光伏发电系统，其容量的选择必须与用户的用电特性相匹配，通过选择接网方式降低并网成本可实现经济性运行；而以发电上网为主的分布式光伏发电系统，其容量的选择可不考虑用户的用电特性，主要通过提高发电量实现系统的经济运行。

       由于是在用户用电电价之上固定额度补贴，因此光伏度电收益直接受户用电电价水平的影响，工商业用电电价在0.8-1.4元/kWh，公共事业单位用电电价在0.5-0.6元/kWh，政府建筑、学校、医院等公共事业单位、农业用电和居民用电则只有0.4-0.5元/kWh。因此，对用户和建筑的选择就变得很复杂，因为只有电价高的工商业建筑(>0.8元/kWh)才能够赢利。

       a.随着用户用电电价的逐年提高，光伏发电项目的发电成本会越来越趋近常规能源，甚至低于常规能源，届时国家一补贴会使得光伏项目业主获得非正常的超高利润，不符合市场经济规律。（来自：阳光工匠光伏网）

       b.由于这种政策的自用光伏电量的收益高于反送的富余电量，因此光伏发电与负载日分布的匹配特性至关重要，如果特性不匹配，经济效益会大打折扣。

       c.由于是自发自用，20年都要有稳定的负荷才能保证收益，如果发生经营不善、倒闭、或搬迁，都会对光伏项目的收益带来致命的打击。

       d.有实力的电力开发商很难介入，市场推动缓慢。大型电力开发商会在业主的屋顶开发项目，由于是自发自用，开发商必须同建筑业主签订节省下来的电费转交给开发商的节能管理合同，合同的执行等问题会带来较大的不确定性，项目开发商承担风险过大。而大型电力开发商不积极参与，仅靠用电户自建自用，则分布式光伏市场很难在短期扩大。

       金太阳工程的补贴模式基本是采用直接财政给予发电企业补贴的形式，改为度电补贴后，其补贴对象为电网企业（国家可再生能源电价附加、基金补贴对象为电网企业，用于电网企业收购新能源与常规能源的差价部分，见《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》中改进补贴资金管理部分相关意见）。相关补贴由电网支付给发电企业。事前补贴的模式由于业主自发自用，补贴部分不存在缴税的问题，而换为度电补贴后，由于目前国家税务机关仍然未出台此部分税费减免政策，从电网取得补贴可能需要缴纳17%的增值税及相关附加，造成发电企业税费负担可能要比事前补贴重的多，实际上也限制了分布式光伏发电的推广应用。（来自：阳光工匠光伏网）

       目前分布式光伏项目主要依托新能源示范城市、绿色能源示范县、可再生能源建筑应用示范市（县），建设100个分布式光伏发电规模化应用示范区、1000个光伏发电应用示范小镇及示范村。项目建设过程中，分布式光伏发电项目与普通地面相比，多出了一道进入分布式光伏发电的手续，其他前期、核准、接入手续等仍然未得到精简，前期行政审批环节一样需要政策的细化。分布式光伏发电的所需资金财政部等部门仍然未明确资金来源，对于未来资金来源仍然存在未知数。

       实际上从2012年9月14日国能新能〔2012〕298号《国家能源局关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知》发布，要求各省（区、市）能源主管部门10月15日前上报分布式光伏发电示范区实施方案，电力开发企业只有仅一个月时间编制方案，与2009年的财建〔2009〕397号《关于实施金太阳示范工程的通知》文件如出一辙（2009年7月16日发文，2009年8月31日前上报；2012年1月18日发文，2012年3月10日前上报）。电力开发企业很难有具体时间摸排屋顶情况、企业用电负荷等等对电站经济性至关重要的影响因素，未来分布式电站更换补贴方式以后，可建成与否、经济收益前景可能如金太阳工程一样都要打上一个大大的问号。（来自：阳光工匠光伏网）

       金太阳补贴政策及度电补贴收益分析对比如下：
       1.投资：按照金太阳的50%补贴的比例，按照2012年政策，补贴5.5元，简单计算总投资为11元/W（此价格偏高，但是为了与金太阳工程补贴的投资水平一致，暂按照5.5元/W*2=11元/W的总投资计算，固定资产形成率90%）
       2.发电量：按照1050h的年可利用小时计算。经济发达的华北、华东、华南地区可利用小时数如下：


       考虑到平铺的安装方式，平均利用小时数为1040h左右，计算时按照1050h的取值对于华北、华东、华南地区在东部经济发达地区，属中上游水平，能够代表典型项目的发电量。

       3.投资结构：按照清华大学《中国低碳发展报告：政策执行与制度创新（2013版）》中披露的金太阳项目投资结构比例，金太阳项目基本上资本金比例50%，其余50%为国家补贴。（来自：阳光工匠光伏网）

       分布式光伏发电虽然国家在政策上有所松动，但是目前媒体报道的个人项目居多，资本金比例为100%，按照国家投资资本金比例要求，20%资本金，其他靠银行融资贷款解决，银行利率6.55%，贷款年限15年。

       4.财务边界条件如下：


       由于定位为自发自用形式，因此不排除采用合同能源管理的模式进行分布式光伏发电项目，按照发电收入的5%缴纳服务税，企业所得税25%，附加税率12%（城市维护建设7%，教育附加5%）。10MW年发电量1050万度电，补贴费用按照0.45元/kwh计算，补贴为472.5万元。（来自：阳光工匠光伏网）

       用户电价按照0.95元/kwh计算，全部所发电量全额消纳，不考虑外送。

       计算结果如下：


       从以上分析可以看出，改为度电补贴后，回收期明显加长，全投资内部收益率也明显要低于金太阳的补贴方式。受金融杠杆的影响，采用20%资本金的方式会提高自有资金内部收益率，具体金融杠杆的分析会在后文中政策支持方面进行叙述。从调动投资方投资热情方面来看，分布式补贴项目明显不如金太阳工程的补贴方式。

       但是由于水规总院统计的分布式光伏发电项目只到2012年底，2012年的分布式光伏发电仍有部分项目在实施中，按照金太阳工程30%以上的未建率来看，分布式光伏发电项目未来报批后未建的可能性会与金太阳工程批准后未建比例差不多。

       实际上，2012年项目的补贴5.5元/W而言，对开发商已经非常有吸引力。

       1.组件款：按照进度支付2元/W,其他2.2元/W以电费或其他资产作质押，后续4年陆续收回。
       2.EPC款：按照金太阳拨付进度支付，3.5元/W基本能够涵盖成本，成本结构如下：


       电站整体成本结构如下：


       银行以应收款作为质押融资产品大部分年利率为中国人民银行贷款利率上浮10%），每年支付0.8152元/W。电站运维成本组成如下：


       由于电站质保期为2年，晶硅组件、逆变器质保期为5年，EPC商或设备商在项目移交业主前设备仍然在质保期内，因此不存在项目设备更新费用成本。电站归属权仍然归于屋顶业主所有，所以业主用电不存在销售行为，不产生销售税费。对于仍然实行的监理、验收制度，可以采用BOT承建商垫资支付的模式解决。若电站每瓦每年能够产生电量*用户给付电价≥0.8152+0.189=1.0042元/W（包括运维，若不包括运维，则为0.8152），对于BOT承建商或组件生产商来说，既能够获得工程初始利润，垫付资金亦能获得8%年收益回报，电站后续运行期项目资本运作即具有可行性。给付电价要求达到的金额与还款年限的关系如下：


       按照此数据，国内金太阳工程大部分地区运营期在5-6年均能够收回成本后移交给业主，且5-6年后屋顶工程开始需要维修，此时将电站移交业主，能够避免屋顶维修、出质保期后维修等大修费用，减少企业风险。引入融资租赁公司后，亦能让融资公司联合业主向BOT承建单位提供项目担保，减少BOT承建商风险。但是鉴于屋顶维修、逆变器质保更新等问题，建议回收款账期不高于5年。（来自：阳光工匠光伏网）

       但是由于目前脱硫电价仍然偏低（全国均价0.4130元/kwh，含脱硝标杆电价），对于上网的项目，投资回收期限较长，不适合采用这种模式进行资本运作。

       从上述分析看，国家对于大力发展分布式光伏发电的政策仍然属于救市行为，无法扶持行业有序发展。