針對預(yù)期中的屋頂光伏電站“金太陽”補貼取消，改為根據(jù)發(fā)電量執(zhí)行電價補貼，大多數(shù)人對于今后投資光伏的盈利預(yù)期抱有懷疑態(tài)度，其實這是一條必須走的路，而且也是未來光伏健康發(fā)展的必由之路。下面我就從幾個方面給大家做一下分析：

    一、 全球光伏電站補貼方式

    1、德國模式

    眾所周知，德國在2010年以前是全球光伏市場的引擎，它的高補貼政策帶動了光伏產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展。德國屋頂電站采取的是雙電表計量方式，光伏所發(fā)電力直接通過一個電表送入外部電網(wǎng)，用戶用電則通過另一臺電表從電網(wǎng)取電。這樣光伏所發(fā)電力全部賣給電網(wǎng)公司，政府出資高價收購這些光伏電，最初這種補貼方式提高了光伏投資者的積極性。但是隨著光伏裝機容量達到較大比例后（區(qū)域電網(wǎng)光伏在所有發(fā)電設(shè)備中裝機占比超過25%），電力調(diào)度出現(xiàn)了問題，光伏的拋物線型發(fā)電曲線本身就有削峰的需求，而傳統(tǒng)發(fā)電設(shè)備的削峰調(diào)節(jié)幅度在陽光充沛的日子里根本無法滿足需求，導(dǎo)致電網(wǎng)波動。因此德國很多地區(qū)出臺了光伏電站功率輸出（70%負荷輸出限制）和年總發(fā)電量（90%的發(fā)電總量輸出）輸出限制措施，目的是讓用戶在高峰時段盡可能自身消耗掉一部分光伏電。隨之而來的，德國之前的安裝雙電表方式勢必需要改革。

    德國的電價補貼模式對于光伏設(shè)備和系統(tǒng)效率提高起到了積極作用，投資者都想提高發(fā)電的效率，使得新技術(shù)和新產(chǎn)品層出不窮。

    2、日本模式

    日本也是一個很早就開展光伏應(yīng)用的國家，很多年前就開始了光伏電站的補貼，不過他們對于屋頂光伏選擇的是給予一次性裝機補貼為主的方式，近兩年才開始在裝機補貼的基礎(chǔ)上加入收購多余電量的補貼模式。這種補貼方式直接導(dǎo)致的結(jié)果是：不做出口的本土企業(yè)對于設(shè)備效率提升和技術(shù)升級的積極性不高，主要著重于產(chǎn)品成本降低。因此，日本企業(yè)生產(chǎn)的如逆變器產(chǎn)品，在歐美市場始終無法打開局面，其小型逆變器產(chǎn)品自身效率甚至低于中國的一些逆變器出口企業(yè)。

    日本的屋頂光伏電站之前一直采用的是凈計量模式，也就是電表正反轉(zhuǎn)方式，用戶只有在光伏所發(fā)電量大于自身累計用電量時，才會產(chǎn)生實際售電。此方式對于今后推廣光伏-儲能混合系統(tǒng)來說，無需進行任何改造。

    3、中國模式

    中國在2009年開始推出了住建部光電建筑一體化和金太陽補貼項目，標(biāo)志著中國光伏應(yīng)用正式開始規(guī)模化。中國屋頂光伏電站采用的是和日本類似的一次性初投資補貼政策，投資者只需要出一半的投資額即可（實際情況是投資商的出資比例遠不到一半）。中國金太陽政策鼓勵大規(guī)模屋頂應(yīng)用，因此在進行了幾年后，大面積適合安裝光伏的屋頂成了稀缺資源。同時政府要求自發(fā)自用或升壓送至電網(wǎng)，完全自發(fā)自用就需要用戶安裝防逆流系統(tǒng)，防止光伏電倒送入電網(wǎng)，這樣就有可能在用戶側(cè)負載小于光伏電站發(fā)電功率時，產(chǎn)生了限發(fā)現(xiàn)象，浪費了寶貴的光伏資源；升壓上網(wǎng)方式帶來的問題主要是升壓系統(tǒng)投資增加和電費結(jié)算價格偏低的問題，因為升壓上網(wǎng)后，出售電價只能以當(dāng)?shù)孛摿螂妰r結(jié)算，很難實現(xiàn)項目收益。

    中國的光伏發(fā)電計量主要以用戶側(cè)并網(wǎng)點計量模式，用戶根據(jù)電量支付給投資者相應(yīng)的電價，俗稱“合同能源管理”模式。

    4、美國模式

    美國屋頂光伏電站補貼早期主要以抵稅（約為30%-50%的投資額）和節(jié)碳交易為主要補貼形式，2010年開始采取50%投資額補貼措施。

    美國的光伏電計量采用的是凈計量方式，允許用戶在用不完光伏電量的同時輸入電網(wǎng)，電表可以正反轉(zhuǎn)，多送入電網(wǎng)電量按照常規(guī)發(fā)電廠收購電價計費。

    5、其他

    大型地面電站全球模式都一樣，升壓后，將光伏所發(fā)電力送入輸電網(wǎng)，并通過計量輸入電量結(jié)算電費。地面光伏電站基本都有額外的電價補貼政策，來保障投資商的收益。但隨著光伏電站裝機容量的不斷提高，大型地面電站比例將逐步降低，原因是集中型光伏電站規(guī)模提升后，電力調(diào)度的難度加大，會導(dǎo)致一定的窩電損失，而今后配電網(wǎng)智能終端改造時，此類電站較難整改。本文中對于此類電站不做分析，所有引用案例和分析也不包含地面光伏電站。

    二、 現(xiàn)有補貼形式帶來的問題

    1、計量模式

    根據(jù)各種不同計量模式分析，德國以前的補貼計量模式雖然帶動了市場，但那只是時代的產(chǎn)物，已經(jīng)不再能夠滿足現(xiàn)階段的需求和未來的發(fā)展。

    中國現(xiàn)有計量模式最大問題在于無法實施有效補貼改革，光伏窩電現(xiàn)象嚴重。

    屋頂光伏發(fā)電的凈計量已經(jīng)成為市場選擇的主流，既不浪費光伏所發(fā)電力，也能保障業(yè)主收益，還為將來的智能配電網(wǎng)改造提供了便利。

    2、中國目前補貼形式存在的問題

    目前，國內(nèi)屋頂光伏電站的使用存在諸多問題：

    A、光伏電站采用防逆流方式

    以綠色電力網(wǎng)監(jiān)測的江蘇某地實際4個光伏電站為例：這4個光伏電站總共裝機容量為3.5MW（2011年4月并網(wǎng)發(fā)電并開始實時監(jiān)測），共分為31個屋頂，每個屋頂就近并入大樓交流母線。每個項目的升壓變配電柜離各屋頂距離都很遠，實施防逆流的成本太貴（每個項目實施的成本在50萬左右），而且設(shè)備眾多，需要分級控制，有可能會導(dǎo)致逆變器不斷震蕩。同時其中某個項目還采用了主備變壓器，經(jīng)常會進行切換和并列，這就給防逆流的實施和穩(wěn)定性帶來了很大隱患。

    這四個光伏電站由于安裝了防逆流系統(tǒng)，有些點實際發(fā)電只有常規(guī)發(fā)電量的50%，綜合這四個項目，年平均發(fā)電量也只有正常發(fā)電的70%，其余電量全部被窩在了電池板里面。不說國家補貼的意義是否實現(xiàn)，單從企業(yè)投資的角度來講也是極大浪費。

    B、補貼電站的建設(shè)質(zhì)量

    綠色電力網(wǎng)目前實際監(jiān)測裝機容量100MW，其中近80MW是金太陽和住建部補貼項目，最早監(jiān)測的電站開始于2010年5月，大批量安裝監(jiān)測系統(tǒng)從2011年9月份開始。根據(jù)綠色電力網(wǎng)監(jiān)測數(shù)據(jù)，補貼光伏項目的實際發(fā)電量總體上小于常規(guī)光伏電站發(fā)電量，只有20%不到的光伏電站發(fā)電屬于合理水平，最差發(fā)電量只有常規(guī)電站的25%左右，除去發(fā)電較好的部分和非正常電站外，其余50%電站的發(fā)電量比最低正常值偏少20%左右（有現(xiàn)場峰值日照時數(shù)的監(jiān)測作為參照，系統(tǒng)效率按照75%計算來驗證）。

    在綠色電力網(wǎng)工作人員去現(xiàn)場安裝和調(diào)試監(jiān)控系統(tǒng)的過程中，共發(fā)現(xiàn)光伏電站著火或燒壞設(shè)備導(dǎo)致部分設(shè)備運行停機至少10起，實際電站運行過程中的事故數(shù)量遠大于此。單個電站中，設(shè)備發(fā)電量運行差異在20%以上的有近一半，而且長期無人整改。獲得補貼的光伏電站中，有將近30%的電站無人定期清洗和檢修，這也是導(dǎo)致電站發(fā)電量下降的主要原因。還有一點是光伏組串發(fā)生故障（組件損壞和接線不良導(dǎo)致）后，大多無人進行現(xiàn)場檢修和維護。

    還發(fā)現(xiàn)一點就是設(shè)備機房安裝位置大都較為隨意，特別是室外臨時房建設(shè)中存在的問題較為突出，通風(fēng)散熱、防塵防火和冬季保溫（北方地區(qū)）存在一定隱患。

    以上發(fā)電量數(shù)據(jù)還只是綠色電力網(wǎng)在最近一年內(nèi)所統(tǒng)計的數(shù)據(jù)，隨著光伏電站運行時間加長，其實際發(fā)電量影響將更大一些。

    C、光伏電站投資者

    大多數(shù)屋頂光伏電站投資者在拿到政府補貼后，本著降低成本減少補貼的角度，想方設(shè)法降低標(biāo)準(zhǔn)，在提高發(fā)電量和控制成本遇到?jīng)_突時，都會選擇后者；而且基于減少投資的角度，很少考慮到售后的因素，因此很難保證光伏電站運行穩(wěn)定。這就導(dǎo)致了優(yōu)質(zhì)產(chǎn)品和新型技術(shù)不會在業(yè)主的考慮范圍內(nèi)，形成了劣幣驅(qū)逐良幣的惡性市場。這將對行業(yè)的長期健康發(fā)展帶來不利影響。

    在筆者了解的光伏電站項目中，居然遇到有業(yè)主在節(jié)約降成本的措施下，其補貼金額足以覆蓋其投資的案例，真可謂奇觀。

    3、光伏電站申報和并網(wǎng)要求

    國內(nèi)光伏電站金太陽補貼要求連片區(qū)建設(shè)，單體屋頂不小于2MW，這導(dǎo)致尋找屋頂?shù)碾y度加大，因為只有屋頂是不行的，還必須要房屋的用戶可以消耗掉這部分電量，否則就變成升壓上網(wǎng)。因此對于申報的項目大小要求一定要取消掉。

    目前屋頂光伏電站并網(wǎng)時，如果是升壓上網(wǎng)的，則按照地面電站同樣形式進行接入系統(tǒng)設(shè)計；如果是低壓并網(wǎng)的光伏電站，大多數(shù)省份要求做地調(diào)數(shù)據(jù)接入和開關(guān)柜遠程控制，這導(dǎo)致較為分散型并網(wǎng)的光伏電站實施難度加大，限制了光伏電站的多元化發(fā)展。建議當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)公司取消光伏電站通過調(diào)度網(wǎng)光纖接入地調(diào)系統(tǒng)的硬性要求，可以采用加裝特殊GPRS模塊數(shù)據(jù)上傳。并對于用戶側(cè)并網(wǎng)的光伏電站取消開關(guān)柜遠程控制，因為今后屋頂光伏電站規(guī)模逐步向小型化發(fā)展，實際控制意義不大。（該要求最初是由于電網(wǎng)公司擔(dān)心光伏電站輸出電能質(zhì)量不符合要求而增加的，如今通過大量項目證實其實際電能輸出質(zhì)量基本符合電網(wǎng)公司要求。并且在2011年底能源局發(fā)布的337號文件中，明確要求國家能源太陽能研發(fā)實驗中心對于每個光伏電站進行并網(wǎng)檢測，來避免這一問題的發(fā)生）

    三、 光伏電站初裝補貼改為度電補貼

    1、計量方式的變化

    根據(jù)我國電力系統(tǒng)特點和未來發(fā)展智能電網(wǎng)的角度，希望將安裝有光伏等分布式發(fā)電的用戶計量電表改為凈計量電表，并根據(jù)實際的凈計量電力度數(shù)進行結(jié)算（買和賣都存在）；用戶在光伏內(nèi)部并網(wǎng)點處安裝計量電表兩塊，一塊供電力公司發(fā)電數(shù)據(jù)傳輸用（含抄表功能，根據(jù)表讀數(shù)發(fā)放電價補貼），一塊供相關(guān)部門監(jiān)督和用戶自身維護管理使用。兩個表頭合用互感器，并裝在同一配電柜內(nèi)，單一電度表頭的市場價格不到2000元。（電力公司傳送的計量表需配置0.2S級精度，另一表頭只需配置0.5S級就夠了）

    根據(jù)中國電科院內(nèi)部人士向筆者表示，光伏等分布式發(fā)電的用戶用電凈計量技術(shù)實施細則已經(jīng)做完初稿，現(xiàn)等待上級部門的審批并公示。

    計量方式的變化帶來的是光伏電站的效益保障，原先因為光伏瞬時功率和用戶側(cè)負載功率不匹配導(dǎo)致的“限電”，以及光伏發(fā)電尋求的向電網(wǎng)售電制約等，將徹底成為歷史，原因舉例分析如下：

    A、某光伏電站一年發(fā)電50萬度，安裝該項目的工廠企業(yè)年用電150萬度，但是光伏發(fā)電在中午前后3-5小時為主要發(fā)電時間，而工廠至少是一天8小時運轉(zhuǎn)（很多是12-24小時），運轉(zhuǎn)期間其負荷基本穩(wěn)定，因此如下圖所示：

    圖中藍線為工廠用電負荷，綠線為光伏發(fā)電曲線，紅色部分就是目前自發(fā)自用型光伏發(fā)電將被防逆流限制輸出的部分。影響到了光伏電站的實際收益，當(dāng)然節(jié)假日的影響就更大了。

    B、按照凈計量方式，只要在每個月度（也可以是其他電費結(jié)算周期）的光伏發(fā)電量小于用戶實際用電量，那就無需售電給電網(wǎng)，只需要和用戶結(jié)算并獲得每度電相應(yīng)補貼。

    2、補貼方式變化

    根據(jù)我國之前的補貼形式和投資者對于補貼電價形式政策風(fēng)險擔(dān)憂，建議采取循序漸進方式，先采取5年電價補貼形式，將原先的5.5元（根據(jù)行業(yè)發(fā)展，可逐步降低補貼總額）補貼總額，根據(jù)現(xiàn)有東部地區(qū)電站發(fā)電數(shù)據(jù)，折算一個合適的度 電補貼價格，如按照每瓦每年發(fā)電1.2度，五年就是6度電，度電補貼就是0.92元；根據(jù)市場接受度，逐步延長補貼年限，譬如10年電價補貼的話，度電補貼就是0.46元。

    這樣的補貼度電價格加上投資者與用戶簽訂的合同能源管理協(xié)議，完全可以獲得很好的收益率。以目前的光伏投資成本，商業(yè)貸款占70%的話，按照10年補貼的內(nèi)部收益率也可以達到近15%，如果是5年度電補貼的話，其收益率更高。（工廠用電價格普遍在0.8-1.2元之間，目前光伏結(jié)算度電價格在0.7-1元左右，因屋頂租賃費可以給所有者帶來效益，今后可以適當(dāng)提高一定比例電價）

    3、光伏行業(yè)帶來的整體影響

    度電補貼方式是一種靠發(fā)電量逐步回收投資并帶來收益的措施，使得投資者必須緊抓電站質(zhì)量，并有可能形成以承諾發(fā)電量而承接EPC和售后的風(fēng)氣，這在歐洲被證明是一種良性的循環(huán)體系。也將會產(chǎn)生一批專業(yè)的運營服務(wù)商，為保障投資者利益保駕護航，共同獲取相應(yīng)的收益。

    產(chǎn)品制造企業(yè)也會為了提高發(fā)電效率和穩(wěn)定性不斷投入研發(fā)，產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新進入一個快速發(fā)展的時代。

    針對于光伏應(yīng)用的創(chuàng)新技術(shù)會不斷涌現(xiàn)，優(yōu)質(zhì)的系統(tǒng)集成商為了提高自身競爭力，并希望獲得超額發(fā)電帶來的利益，也會積極進行新技術(shù)的應(yīng)用。各項電站管理和評估標(biāo)準(zhǔn)會如雨后春筍般涌現(xiàn)，大量企業(yè)進入光伏系統(tǒng)應(yīng)用研究的領(lǐng)域，為產(chǎn)業(yè)未來發(fā)展奠定良好的基礎(chǔ)。

    四、資金破局

    國內(nèi)光伏應(yīng)用領(lǐng)域目前面臨最嚴重的問題是融資難，光伏電站作為一個優(yōu)質(zhì)固定資產(chǎn)，在歐洲很多年前就已經(jīng)實現(xiàn)了向銀行、保險或其他金融企業(yè)抵押電站融資或貸款，而國內(nèi)未能開展這項服務(wù)，其根源主要在于以下幾點：

    1、擔(dān)心電網(wǎng)公司限電

    也就是原先電網(wǎng)公司要求安裝的防逆流措施（大型地面電站限電不在此討論范圍）導(dǎo)致限電，擔(dān)心投資者無法獲得收益保障，凈計量實施后這一問題徹底解決。

    2、用電企業(yè)減產(chǎn)導(dǎo)致的用電量急劇下降

    這個問題在凈計量實施后對于光伏收益影響較小，因為絕大多數(shù)光伏電站所在廠房或樓宇的耗電量是光伏所產(chǎn)電量的5-10倍以上，說白了只要企業(yè)不停產(chǎn)或接近停產(chǎn)狀態(tài)，光伏電量的消耗就不存在問題。

    3、用電企業(yè)停產(chǎn)或歇業(yè)

    一旦出現(xiàn)這種情況，確實會對光伏電站的收益產(chǎn)生影響，因為光伏電力遠大于企業(yè)用電，導(dǎo)致當(dāng)月凈計量結(jié)果為負值，也就是向電網(wǎng)售電，根據(jù)脫硫電價進行結(jié)算（價格只有0.4元/度左右）。

    值得慶幸的是，筆者了解到國家能源局已經(jīng)在召集相關(guān)領(lǐng)域單位抓緊制定綠電交易方案，讓光伏等所發(fā)出的綠色電力進行市場化交易，來保障投資者的收益。說白了也就是想辦法穩(wěn)定住電站的收益率。電網(wǎng)公司在這個環(huán)節(jié)中需要保障其一定的利益，國家相關(guān)部門需設(shè)定每度電一定金額給予電力公司作為管理費（通俗點說叫：過網(wǎng)費）。

    4、光伏電站資產(chǎn)保值

    在解決以上三點問題后，光伏電站的財務(wù)模型變得穩(wěn)固，收益率較為穩(wěn)定，保險公司也會愿意進行保險服務(wù)，銀行也樂意提供電站抵押貸款。甚至可以將光伏電站資產(chǎn)金融化，來實現(xiàn)社會化融資。

    5、現(xiàn)在是全球經(jīng)濟持續(xù)低迷的時期，通貨膨脹接近頂峰后勢必回落，貨幣緊縮和資產(chǎn)貶值在所難免，唯有光伏電站是以國家信用為前提的優(yōu)質(zhì)保值資產(chǎn)，這也就是為什么金融危機爆發(fā)后，歐洲國家光伏投資反而大增的原因。<