|
范峻民 张彪 分布式光伏发电是分布式电源的一种形式，通常是指在用户场地附近建设，如工业园区、住宅小区、城区写字楼、公共设施等各种建筑物表面，装机规模较小（几千瓦至数十兆瓦之间）的分散式光伏发电单元，接入电压要求在10千伏及以下范围，产生电能主要由当地用户自用或本地电网消纳。 2013年以来，国家出台了一系列分布式光伏发电的鼓励政策，通过提高上网电价、加大补贴、简化审批等方法，制定了规模化发展分布式光伏发电的战略。但相对集中式地面电站建设，分布式光伏发电发展仍然缓慢，就我市情况而言，屋顶协调难、投资成本高、融资贷款难、商业模式单一等问题是制约分布式光伏发电发展的瓶颈问题。 一、我市分布式光伏发电基本情况 5我市自2012年1月首个分布式光伏项目“浙江金西园科技有限公司1兆瓦光伏并网发电建筑一体化示范项目”通过验收并网以来，分布式光伏发电得到了一定的发展，目前已建成并网项目11个，装机规模54兆瓦，运营情况良好。但与此同时，我市集中式地面电站的发展更显快速，目前已经建成和已经开工7个项目，建成规模200兆瓦，预计年内再建成240兆瓦，同时还有个项目180兆瓦列入浙江省2015年前期计划。对比之下，分布式光伏发电显得体量较小，更令人忧虑的是分布式光伏发电后期项目更少，列入浙江省2015年分布式光伏发电重点项目的全市只有2个，规模仅29兆瓦，极显发展后劲不足。 按照国家和浙江省的政策，规定在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35千伏及以下电压等级接入电网、单个项目容量不超过20兆瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目，一并纳入分布式光伏发电规模指标管理。我省还明确了只要是在屋顶建设的光伏项目也纳入分布式光伏发电规模指标管理。 这些政策，进一步完善了分布式光伏发电发展模式，推进光伏发电多元化发展。对照文件规定，从项目的类型来看，我市分布式光伏发电主要为两类： 一类是“自发自用，余量上网”的光伏项目。主要有衢江区仙鹤屋顶分布式光伏发电项目12兆瓦、浙江硅宏分布式光伏发电项目2兆瓦、龙游瑞源龙游工业园区屋顶分布式光伏项目10兆瓦、浙江泰明分布式光伏项目1.6兆瓦、浙江硅宏分布式光伏电站项目600千瓦、衢州奥仕特分布式光伏发电项目500千瓦、浙江能河分布式光伏项目247千瓦、衢州职技院分布式光伏发电项目100千瓦，建成规模共27 兆瓦。 第二类是发电量全部上网的屋顶分布式光伏项目。主要有衢州兴辉新能源有限公司绿色产业集聚区发电项目26.2兆瓦。 另外，规定的“35千伏及以下电压等级接入电网、单个项目容量不超过20兆瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目”，我市有一个项目处在前期阶段：柯城航埠力诺20兆瓦农光互补光伏发电项目。 二、制约分布式光伏发电的问题 效益是影响发展的根本原因，而决定项目效益的因素包括日照条件、发电效率、安装成本、配套补贴、电价水平等，为了更加直观地说明光伏发电的效益情况，我们对分布式与集中式光伏发电项目分别进行测算，为方便计，设定项目装机容量都为1千瓦，年日照时间为1200小时，同等发电综合效率： （1）年发电量。日照小时数为1200小时/年，两种发电模式的1千瓦装机年发电量都为：1kW×1200h=1200kWh。 （2）发电收入。工商业、居民自发自用和全部上网2种方式。其中自发自用（占总发电量的60%）的收入为： 工业：1200×（0.42+0.1）+1200×(1-60%)×0.4453 +1200×60%×0.88=1471.3元。 居民：1200×（0.42+0.1）+1200×(1-60%)×0.4453 +1200×60%×0.56=1240.9元。 商业：1200×（0.42+0.1）+1200×(1-60%)×0.4453 +1200×60%×0.90=1485.7元。 全电量上网的收入：1200×（1.00+0.1）=1320元。 测算依据：燃煤脱硫标杆电价：0.4453元/kWh，居民生活用电平均电价：0.56元/ kWh，工业用电平均电价：0.88元/ kWh，商业用电平均电价：0.90元/ kWh，分布式发电国家全电量补贴0.42元/ kWh，浙江省光伏发电全电量补贴：0.1元/ kWh，光伏全额上网电价：1.00元/ kWh，自发自用是指所发电量60%以上自用。 （3）安装成本。分布式单位安装成本约9元/W，集中式单位安装成本约8元/W。同样1kW装机，分布式项目要比集中式成本高1000元。 综上我们可得出：一是就分布式而言，发电用于工、商业用途比生活用途效益更好，因为节约电费价值更大；自发自用比发电上网效益更高，这是因为上网售电是按燃煤脱硫上网标杆电价，一般低于工业用电价和生活用电网电价。二是与分布式相比较，集中式发电收益要高于分布式全部上网和生活用电收益，低于全部工商业自用收入，考虑成本因素和分布式不能全部自发自用，则集中式更具优势。鉴于这种情况，为支持分布式光伏发展，不少地方都出台了补贴政策，如嘉兴在国家和省的基础上，建安费按装机容量给予1元/瓦补助，发电量给予0.1-0.3元/千瓦时补贴，连续补三年。 根据以上测算结果，结合衢州情况，我市分布式光伏发电目前主要制约是投资与收益达不到企业的预期。具体还有： （一）合同能源管理的商业模式存在较大市场风险。当前，分布式光伏发电项目的商业模式主要是两种：一是自有屋顶，自发自用，余量上网；二是合同能源管理，光伏系统开发商通过租用屋顶作为平台建设项目，向屋顶业主供电，也可以余量上网，协商利益分成关系。前一种模式是企业内部运作，没有电费结算问题，而第二种模式，就需要采用合同能源管理模式与屋顶业主合作分享收益，即屋顶业主要按月结付当期的电价费用，这样就存在很多不可控因素， （二）保有长期稳定用电用户的风险难以消除。分布式光伏项目目前的盈利模式决定了必须有较大自用电量比例，根据前述的测算和分析，如果屋顶业主的用电水平降低，将大大降低项目收益，极端情况下，如果遭遇屋顶业主经营不善导致用电量急剧下降或停产、破产，那么其屋顶上的光伏系统所发电力将大部分转为余量上网（即自发自用比例降到最低），项目收益将大大低于预期。 （三）现有电力体制限制项目扩大收益的可能。我国《电力法》规定，一个售电区只能有一个电力供应商。在电力短缺、计划经济时代，这对保障电力供应、理顺电力建设非常必要。但这个规定大大限制了贴近电力用户的分布式发电项目建设。虽然国家相关部门专门出台文件豁免了分布式光伏项目的发电许可权，但这些项目仍只能“自发自用、余量上网”，在自身无法消纳全部电力的情况下，无法向相邻的电力用户供电。因而，分布式光伏项目的投资人只能寻找同时满足足够大的屋顶面积、有足够大自用电特征的屋顶项目，这大大局限了分布式光伏市场的发展空间。 （四）融资难度较大制约建设规模扩大。较长（业内一般认为6—8年收回成本）以及上述各种因素的存在，金融机构普遍无法将分布式光伏系统当作一个可带来稳定收益的项目，到目前为止都对分布式光伏发电项目持关注但暂不参与的态度。所以分布式光伏项目投资者在资金不太充裕的情况下，要想获得金融机构的资金支持是有一定难度的。 （五）屋顶资源落实存在困难。分布式光伏项目对屋顶的面积、材质、荷载、设计使用寿命都有一定的要求，符合这些条件的优质屋顶资源较少，基本符合条件的屋顶业主在洽谈中对是否安全、防漏等问题存在较多顾虑，参与积极性不高，还有一些企业，对出租屋顶收益要价过高，也难以落实。加之衢州的工业经济体量不大，本身作为光伏发电最理想承载平台的厂房屋顶和其他地区相比要少，更增添了屋顶资源落实的难度。 三、破解难题的建议和措施 企业是市场主体，分布式光伏发电的发展关键在于增强企业投资建设的意愿，政府部门要把创造条件、消除障碍作为工作的主要方向。 （一）盘整可利用的分布式光伏资源。系统开展光伏屋顶资源排摸调查，全面摸清全市分布式光伏资源空间，综合考虑屋顶面积、变压器容量、用电负荷和企业意愿，切实加以引导。资源调查主体可以是机关部门或企业，借助本次政府性资产搬盘整合工作，建议调查重点集中在四个方面：一是各工业园区内集中连片厂房屋；二是机关、学校、医院、机场、车站等大型公共建筑及保障性住房等屋顶资源；三是大型商业建筑屋顶；四是农村连片改造的居住小区屋顶。城市居民小区由于屋顶产权分散暂不具备大规模开发的条件，可作为后备资源。在此基础上，依据资源条件，按照系统整合的原则，科学编制分布式光伏发电应用规划，合理布局、有序组织实施光伏发电项目。对新建的公建屋顶和工业厂房，在设计时，就按安装光伏发电要求设计，否则不予审查通过。 （二）活跃市场主体推动资源转化资产。发挥现有国资公司作用或组建新的开发运营公司，对现有资源进行充分利用。一是工业园区内集中连片厂房屋可由园区协调或统一租赁后整体转让给光伏企业，按照“自发自用，余量上网，电网调节”方式，鼓励建设屋顶分布式光伏发电系统，目前我省各地大多采用这种方式；二是机关、学校、医院、机场、车站等大型公共建筑及保障性住房等屋顶资源，由于产权多为国有，因此可由国资公司来统一开发经营，既能降低运营成本，更能壮大国企实力，如果采用集中上网的方式，项目收益更加稳定；三是鼓励支持各种主体在用电负荷大、电网供电价格高的的商业综合体、专业市场等领域建设规模化的分布式光伏发电系统；四是组建新农村建设开发投资公司，整合新农村建设各种政策和资金，支持在农村连片改造的居住小区屋顶建设分布式光伏发电项目。 （三）搭建银企合作平台创新融资模式。建议银行等金融机构结合分布式光伏发电的特点和融资需求，对分布式光伏发电项目提供优惠贷款；在现阶段结合市场实际，加强市场研究，主动选择具备市场资源以及渠道、主体、股东优势的光伏电站开发商，帮助其做大做强；针对已建成并稳定运营的分布式光伏电站，利用其稳定现金流优势，创新开发反向融资产品，盘活电站开发商已建成项目资产；利用银行渠道及信息优势，多渠道引入保险资金投资、光伏电站资产证券化融资等手段，拓宽光伏电站长期资金来源；实行优惠贷款利率，延长贷款年限。 （四）引导鼓励农光互补等类项目转型为分布式光伏。按照国家政策，“在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、35千伏及以下电压等级接入电网、单个项目容量不超过20兆瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目”可纳入分布式光伏项目系列，根据我市企业对集中式电站投资热情很高的实际，引导鼓励农光互补等类项目转型为分布式光伏。一是农林业等有关部门以满足农林作物生长的标准为依据，对农光互补、林光互补项目的光伏组件安装的间距、高度提出要求，按设计种植农林作物，并成为企业和行业标准；二是在农业大棚上安装光伏发电系统；三是装机容量控制在20兆瓦以下。今后可采取农业开发公司先行土地流转并进行农业开发种植后与发电企业合作的方式，实现农光互补、农业增效、企业增益的目标。 （五）加大节能支持和财政扶持力度。现有企业年综合能耗超过5000吨标准煤或万元工业增加值能耗高于1.84吨标准煤且具备建设屋顶光伏发电条件，建议利用屋顶配套建设光伏发电项目，自发自用腾出的用能空间可用于交易。新建的年综合能耗超过5000吨标准煤或万元工业增加值能耗高于1.84吨标准煤的企业（项目）和屋顶面积达3000平方米以上的，具备建设屋顶光伏发电条件的，可按照同步设计、同步实施要求建设分布式屋顶光伏发电项目，用于能耗减量置换。对企业自投自用光伏项目装机容量达到企业用电报装容量20%及以上的，可以在执行有序用电时降低有序用电等级一档。 由于分布式光伏项目相对地面电站建设成本要高，建议对符合准入条件的、且采购本市内光伏制造业企业生产的产品占项目设备购置费30%以上的分布式光伏发电应用项目，给予项目业主一定额度的补助。同时对出让屋顶给第三方建设分布式光伏发电的工业企业主，建议给予适当的一次性资金补助，对其新上技改等项目时给予优先考虑，此外能耗指标可以给出让屋顶的企业享受。
|
|
|
