分布式光伏发电经济性及政策分析

2014-08-09邵汉桥张籍张维

电力建设 2014年7期

邵汉桥，张籍，张维

(国网湖北省电力公司经济技术研究院，武汉市 430077)

0 引言

太阳能属于清洁能源，推广利用太阳能光伏发电，可以减少煤炭、石油等一次能源消耗，对于优化能源结构、促进节能减排、防治大气污染具有重大意义。当前，国内光伏产业产能过剩，欧美等国又相继采取贸易保护措施限制我国光伏产品出口，加快分布式光伏发电推广应用对我国光伏产业健康发展也具有积极意义。为此，国家能源局制定了《太阳能发电发展“十二五”规划》，提出至2015年我国分布式光伏发电装机规模将达到20 GW，并陆续出台了一系列政策。2013年7月，国务院正式印发《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，明确提出了积极开拓国内光伏市场，促进光伏产业健康快速发展。财政部2013年7月发布了《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》，健全了补贴和发放机制，确保补贴及时足额发放。国家发改委2013年8月发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，对分布式光伏发电按照全电量补贴，电价补贴标准定为0.42元/(kW·h)。国家电网公司也出台《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》，全面服务分布式发电入网，后续又出台《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》，扩大了分布式电源接入的种类，并将服务对象由企业扩充到自然人。

黄健在屋顶阳光发电的政策研究中，提出了一种以太阳能资源来计算分布式光伏发电系统年发电量的方法［1］;李芬等以武汉某分布式光伏发电系统为对象，研究了气象条件对分布式光伏发电系统的影响［2］;王斯成在分布式光伏发电政策现状及发展趋势研究中，提出了分布式光伏发电成本曲线和制定光伏发电分区电价的考虑因素［3］;金强、史梓男等应用国民经济评价方法对光伏发电项目的国民经济性进行了评价［4］。

本文将分布式光伏发电分为居民和工商业两类，选取多个典型地区来对分布式光伏发电进行经济性分析，来判断其是否具有投资价值。运用对比分析、敏感性分析等方法，研究太阳能资源、电价、补贴等多种因素对分布式光伏发电经济性的影响，并提出完善政策配套的建议。

1 居民分布式光伏发电经济性分析

1.1 经济性分析算例

以1台装机容量3 kW的分布式光伏发电系统为例，分析该系统在武汉地区居民屋顶安装使用的经济性。

分布式光伏发电系统的年发电量是经济性分析的重要指标，与系统所在地的太阳能资源以及系统装机容量有关。分布式光伏发电系统的年发电量为

式中:Q为光伏系统年发电量，kW·h;Ht为太阳能年辐射量，kW·h/m2;H为标准太阳福射强度，kW/m2;P为光伏发电系统的装机容量，kW;C为倾斜光伏组件辐射量系数;η为发电系统综合影响系数［1-5］。

对于武汉地区，Ht约为1300 kW·h/m2，C一般为1.05～1.15［3］，取为C=1.1。对于并网发电系统，η一般为72% ～78%，取η=75%。由公式(1)得到该系统的年发电量为3219 kW·h。

按照国家发改委制定的分布式光伏发电补贴标准，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。湖北省当前脱硫标杆上网电价为0.4582元/(kW·h)，因此在武汉余量上网电价为0.8782元/(kW·h)。

下面将居民分布式光伏发电系统所发电量分为100%上网、50%上网和100%居民自用这3种情况，对其进行经济性分析。

1.1.1 分布式光伏发电系统100%的发电量上网

(1)年售电收入。若分布式光伏发电系统的发电量100%上网，则年售电收入为0.8782元/(kW·h)×3219 kW·h=2827元。

(2)年净收益。考虑到居民分布式光伏发电系统在运行中需要定期清洁维护，相关支出为50元/(kW·a)，则本系统在运行期间每年需支出150元，所以年净收益为2677元。

(3)内部收益率。目前分布式光伏发电系统单位造价约为9元/W［3-4］，本光伏发电系统总造价为27000元。第1年现金流为－27000元+2677元=－24323元，以后每年只有现金收入2677元。假设本分布式光伏发电系统使用年限为20年，可得出内部收益率为 8.8%［6］。

(4)静态投资回收期。静态投资回收期=初始投资额÷年净收益=27000元÷2677元/年=10.1年。

1.1.2 分布式光伏发电系统50%的发电量上网

(1)年售电收入。若分布式光伏发电系统50%的发电量作为自用电，50%的发电量上网，年售电收益A为

式中:P0为脱硫标杆上网电价，元/(kW·h);B为国家、省、市三级政府补贴额，元/(kW·h);P1、P2、P3为各档阶梯电价;Q1、Q2、Q3为各档阶梯电价内的自用电量。

湖北省武汉市居民用电阶梯电价第一档为每月0～180 kW·h，电价0.573元/(kW·h);第二档为181～400 kW·h，电价0.623元/(kW·h);第三档为401 kW·h及以上，电价0.873元/(kW·h)。

(2)年净收益。依照式(2)计算得到在武汉地区本居民分布式光伏发电系统50%的发电量作为自用电时年售电收益为3009元，扣除运行维护费用后，年净收益为2859元。

(3)内部收益率。同样方法得出内部收益率为9.9%。

(4)静态投资回收期。静态投资回收期=初始投资额÷年净收益=27000元÷2859元/年=9.4年。

1.1.3 分布式光伏发电系统100%的发电量自用

(1)年售电收入。若分布式光伏发电系统100%的发电量作为自用电，0%的发电量上网，年收益A为

(2)年净收益。依照式(3)，计算得到在武汉地区，本居民分布式光伏发电系统100%的发电量作为自用电时，年售电收益为3246元，扣除运行维护费用后，年净收益为3096元。

(3)内部收益率。同样方法得出内部收益率为11.2%。

(4)静态投资回收期。静态投资回收期=初始投资额 ÷年净收益 =27000元 ÷3096元/年 =8.7年。

1.2 多地区比较

依据太阳能资源丰富程度，全国划分为4类地区［7-8］，各类地区的太阳能年辐射量与年平均日照当量差异较大。选取呼和浩特、天津、武汉、杭州、温州、成都进行比较分析。采用武汉地区经济性分析方法，分析比较本3 kW的居民分布式光伏发电系统在这几个城市的经济性，结果如表1所示。

表1 多地区居民分布式光伏发电经济性对比Tab.1 Economic comparison of distributed photovoltaic generation for residents in different areas

1.3 敏感性分析

对于影响居民分布式光伏发电经济性的关键因素，需要进行敏感性分析［9］。居民分布式光伏发电系统所发电量的上网比例对于其经济性有较大影响，表1中分为发电量100%上网、50%上网和100%自用这3种情况进行敏感性分析，得到了不同情况下的经济指标。

居民分布式光伏发电系统的年利用小时数对于其经济性也有较大的影响，也需要进行敏感性分析。现以表1中居民分布式光伏发电系统在武汉地区的年利用小时数为基数，研究年利用小时数在增加10%、不变化和减小10%这3种情况下，居民分布式光伏发电经济性，计算结果如表2所示。

1.4 经济性分析结论

(1)由表1知，同一套居民分布式光伏发电系统，在不同地区的年净收益、内部收益率、静态投资回收期均有很大差异。除属于太阳能资源第4类地区的成都外，居民分布式光伏发电系统在大部分地区的内部收益率能达到8%以上，静态投资回收期为6～10年，内部收益率明显高于银行长期储蓄利率，显示项目具有良好的经济性和较高的投资价值。

(2)不同地区的太阳能年辐射量和年日照时间差别，决定了各地区的年发电量，并影响了居民分布式光伏发电系统的内部收益率和静态投资回收期，如呼和浩特、天津、武汉、成都分别属于1～4类太阳能资源地区，在补贴政策相同的情况下，太阳能资源越丰富的地区，居民分布式光伏发电系统的内部收益率越高，静态投资回收期越短。

表2 居民分布式光伏发电系统年利用小时数敏感性分析Tab.2 Sensitivity analysis on annual utilization hours of distributed photovoltaic generation for residents

(3)由于各省市燃煤机组脱硫标杆上网电价、阶梯电价政策、对居民分布式光伏发电补贴政策的不同，对居民分布式光伏发电经济性有重要影响。如温州市大力支持分布式光伏发电应用，在系统投运前5年另外补贴0.3元/(kW·h)，使内部收益率达到17.2%，静态投资回收期缩短到5.9年。而同属太阳能资源第3类地区的武汉和杭州，在经济性上存在较大差距。

(4)在研究居民分布式光伏发电系统发电量上网比例和年利用小时数这2个因素对居民分布式光伏发电经济性的影响时，采用了敏感性分析方法［10］。结果表明，居民分布式光伏发电系统所发电量自用比例越大，则内部收益率越大，静态投资回收期越短，项目经济性越好。主要由于燃煤机组脱硫标杆上网电价低于居民用电电价，这也符合分布式光伏发电“自发自用，余量上网”的特点。在发电量上网比例相同的情况下，年利用小时数越高，则居民分布式光伏发电经济性越好。以发电量50%上网为例，年利用小时数增长率为10%时内部收益率由8.8%增加到10.4%，增长率为18%，说明年利用小时数对于居民分布式光伏发电经济性有显著影响。

2 工商业分布式光伏发电经济性分析

2.1 经济性分析算例

以1台装机容量200 kW的分布式光伏发电系统为例，分析该系统在武汉地区工商业企业厂房屋顶安装使用的经济性。由式(1)得到该系统年发电量为214500 kW·h。

在分析工商业分布式光伏发电系统年收益时，也分为系统所发电量100%上网、50%上网和100%自用这3种情况。

2.1.1 分布式光伏发电系统100%的发电量上网

(1)年售电收入。若该分布式光伏发电系统的发电量100%上网，售出价与居民分布式光伏发电相同，为 0.8782元/(kW·h)，则年售电收入为0.8782元/(kW·h)×214500 kW=18.8万元。

(2)年净收益。该分布式光伏发电系统每年运行维护费用为1万元。同时，国家财政部和国税总局自2013年10月1日起至2015年12月31日，对分布式光伏上网售电实行增值税即征即退50%的政策，即按8.5%征收增值税，考虑到政府扶持光伏产业政策的长期性和连续性，测算期中每年均按8.5%考虑。因此年净收益为(18.8－1)万元/1.085=16.4万元。

(3)内部收益率。该分布式光伏发电系统总造价为180万元，年净收益为16.4万元。假设系统使用年限为20年，得出内部收益率为7.5%。

(4)静态投资回收期。静态投资回收期=初始投资额÷年净收益=180万元÷16.4万元/年=11.0年。

2.1.2 分布式光伏发电系统50%的发电量上网

(1)年售电收入。若该分布式光伏发电系统50%的发电量作为自用电，50%的发电量上网，售电年收益A为

式中P4为一般工商业电价，元/(kW·h);

(2)年净收益。武汉市一般工商业用电电价为0.983元/(kW·h)(1 kV以内)，依照式(4)计算得到在武汉地区本工商业分布式光伏发电系统50%的发电量作为自用电时年售电收益为24.5万元，扣除运行维护费用1万元和8.5%增值税后，年净收益为21.7万元。

(3)内部收益率。同样方法得出内部收益率为12.2%。

(4)静态投资回收期。静态投资回收期=初始投资额÷年净收益=180万元÷21.7万元/年=8.3年。

2.1.3 分布式光伏发电系统100%的发电量自用

(1)年售电收入。若该分布式光伏发电系统100%的发电量作为自用电，0%的发电量上网，年收益A为

(2)年净收益。依照式(5)计算得到在武汉地区本工商业分布式光伏发电系统100%的发电量作为自用电时年售电收益为30.1万元，扣除运行维护费用1万元和8.5%增值税后，年净收益为26.8万元。

(3)内部收益率。同样方法得出内部收益率为16.5%。

(4)静态投资回收期。静态投资回收期=初始投资额 ÷年净收益 =200万元 ÷25.9万元/年 =6.7年。

2.2 多地区比较

分析比较200 kW的工商业分布式光伏发电系统在呼和浩特、天津、武汉、杭州、温州、成都这几个城市的经济性，结果如表3所示。

表3 多地区工商业分布式光伏发电经济性对比Tab.3 Economic comparison of distributed photovoltaic generation for industry and commerce in different areas

2.3 敏感性分析

对于影响工商业分布式光伏发电经济性的关键因素，需要进行敏感性分析，方法与居民分布式光伏发电经济性分析一致。工商业分布式光伏发电系统所发电量的上网比例对于其经济性有较大影响，表3中得到了不同情况下的经济指标。工商业分布式光伏发电系统的年利用小时数对于其经济性也有较大的影响，用同样方法进行敏感性分析，计算结果如表4所示。

2.4 经济性分析结论

(1)由表3知，同一台工商业分布式光伏发电系统，在第4类地区成都以外的大部分地区的内部收益率能达到7.5%以上，静态投资回收期为5～11年，具有较高的投资价值。工商业分布式光伏发电系统的内部收益率和静态投资回收期仍受使用地区太阳能资源的影响，在补贴政策相同的情况下，太阳能资源越丰富的地区，分布式光伏发电系统的内部收益率越高，静态投资回收期越短。

表4 工商业分布式光伏发电系统年利用小时数敏感性分析Tab.4 Sensitivity analysis on annual utilization hours of distributed photovoltaic generation system for industry and commerce

(2)由于各省市燃煤机组脱硫标杆上网电价、一般工商业电价、对于工商业分布式光伏发电补贴政策的不同，对工商业分布式光伏发电系统的经济性有重要影响。如浙江省、温州市对工商业分布式光伏发电补贴分别为0.1元/(kW·h)和0.2元/(kW·h)，使得本工商业分布式光伏发电系统在温州市的内部收益率最高达到19.7%，静态投资回收期最短为5.7年，极大地提高了分布式光伏发电经济性。

(3)在研究工商业分布式光伏发电系统发电量上网比例和年利用小时数这2个因素对居民分布式光伏发电经济性的影响时，同样采用了敏感性分析方法，结果与居民分布式光伏发电一致。由于一般工商业电价远高于燃煤机组脱硫标杆上网电价和居民用电电价，使不同上网比例下的经济性差别较大。以发电量50%上网为例，年利用小时数增涨率为10%时内部收益率由7.5%增加到8.6%，增长率为15%，说明年利用小时数对于工商业分布式光伏发电经济性也有显著影响。

3 存在的问题及其对策

3.1 审批流程

国家能源局发布《光伏电站项目管理暂行办法》，将分布式光伏发电核准制简化为备案制，具体备案办法由省级人民政府制定［11］。但目前大部分省级备案方法均未出台，地市相关政策更加延后。国家能源局要求实行备案制的各省项目规模要控制在各省年度指导规模指标范围以内，而各省规模指标如何分配还不明确，这些都影响了光伏发电项目的审批进度。因此，必须加快国家政策在各个省市的具体落实，完善备案制相关政策，才能加快分布式光伏发电发展速度。

3.2 售电结算

居民分布式光伏发电的上网电量销售给电网，但目前电网公司要求居民必须先开具增值税发票才能从电网公司获得相应的售电收入，但居民分布式光伏发电项目不能进行工商登记注册，无法开具增值税发票，目前大部分是以收条或普通发票代替，不利于居民分布式光伏发电并网的长期健康发展［12］。工商业分布式光伏发电中企业需承担相应的增值税等成本，虽然当前政策是增值税减半至8.5%征收，但是有效期只有2年，后续相应政策需要尽早明确。

国家出台的鼓励分布式光伏发电的相关政策只是框架性文件，需要能源局与财政部等政府部门加强协调，进一步完善细化配套政策，明确发票和税收等政策，促进分布式光伏发电的健康快速发展。

3.3 补贴

根据前面计算，当前分布式光伏发电的经济性主要依靠各级政府的补贴。已出台地方补贴政策的地区，光伏发电经济性较好，投资回收期较短，反之未出台地方补贴政策的地区，光伏发电仅依靠国家补贴，项目经济性一般，投资回收期较长，投资风险较大。为此，建议各省市政府尽快完善地方补贴政策。

国家发改委文件中还指出会根据光伏发电发展规模、发电成本变化情况等因素，逐步调减补贴标准，这给分布式光伏发电带来了较大的不确定性，一定程度上影响了投资者的信心。光伏行业最主要的补贴资金来自国家可再生能源发展基金，但基金规模与行业需求仍存在巨大缺口，如何拓宽资金来源，也是急需政府解决的问题。

国家能源局目前对全国光伏发电实行年度规模管理，部分省份分布式光伏项目配额较大，主要考虑到当地光伏产业发展水平和电力需求等因素。对于分布式光伏发电全国统一补贴为0.42元/(kW·h)，执行简洁透明。参考政府对于集中式光伏电站全国分3类地区差异化补贴［13］，也可考虑对分布式光伏发电在政策上采取差异化补贴，与配额管理相结合，促进发展条件更好、需求更大的地区率先发展分布式光伏发电。

3.4 屋顶资源

本文分析的居民分布式光伏发电系统装机容量为3 kW，基本满足普通家庭的日常用电，需要的屋顶面积约为30 m2，占用面积较大，在农村独栋独户房屋或者别墅较易找到合适屋顶。但城市中大多数是多层和高层建筑，一般只有顶楼住户才可能利用如此大面积的屋顶，而且占用屋顶还需要与楼栋其他居民以及小区物业协调沟通，避免纠纷。政府部门需要在政策上引导制定高层建筑屋顶的产权和使用权的相关规定和管理办法，同时，规划、设计和施工中的屋顶，应将分布式光伏发电系统安装需要提前纳入考虑［14］。

而对于工商业分布式光伏发电主要是利用企业厂房屋顶，分为彩钢和混凝土屋顶。彩钢厂房屋顶一般寿命为15年，而分布式光伏发电系统的寿命为20～25年，也存在一定的矛盾，影响分布式光伏发电收益。同时，由于存在多家企业共用一个厂房屋顶的情况，需要完善厂房屋顶产权和使用权的相关配套政策，若企业发生停产转移等导致用电量减小的情况也会影响收益。

3.5 商业模式

分布式光伏发电现在主要是自建模式，由拥有屋顶资源的居民或工商业企业来自发自用，余量上网，但这种模式不利于分布式光伏发电的快速发展［15］。需探索由光伏发电企业主导，合同能源管理、政府统一建设、租赁屋顶建设等多种模式，最终形成合理的市场商业模式。同时还需要完善结算方式相关规定，尽量由电网公司收缴电费，避免运营方与企业之间的纠纷。