分布式光伏项目的多重收益分析

孙韵琳，郝 勇，施博文，陈思铭

（1.西宁月光太阳能科技有限公司，青海 西宁 810000；2.广东华矩检测技术有限公司，广东 佛山 528000；3.广东永光新能源科技有限公司，广东 佛山 528000）

气候变化是全人类共同面临的严峻课题，我国作为主要的温室气体排放国之一提出在2030 年前达成碳达峰，2060 年前实现碳中和的目标［1］。覃盈盈等对我国20 个产业类型的直接碳排放和完全碳排放总量进行了测算，从行业碳排放能源种类看，截至2020 年，煤炭仍然是能源碳排放的主要种类，占比达62.6%［2］。因此，要实现“双碳目标”，降低能源行业的碳排放是直接、有效的途径。

在能源系统趋向于分布式控制的当下，光伏作为最贴近用户的一种可以实现分布式控制的可再生能源，在电力系统转型的过程中起到非常重要的作用。但目前分布式光伏项目受工商业峰谷电价调整、地方政策要求强制配储等影响，收益预测难度加大，为项目的投资收益带来不确定性。因此，本文对影响分布式光伏项目收益的因素，以及在当前环境下分布式光伏项目存在的多种收益来源进行分析。

1 影响分布式光伏项目收益的因素

光伏项目的主要收益来源为电费收益，电站设计、设备材料选型的合理性以及项目运行期间运维的有效性是影响光伏项目收益最直接的因素。如图1所示，图1（a）、（b）为系统直流侧材料选型不合理导致组件和直流汇流箱烧毁，存在较大电气安全隐患；图1（c）则是由屋面高差导致成排组件被遮挡，在这种情况下如果组串式逆变器中同一路MPPT接入了阴影遮挡程度不同的组串，将存在电压失配现象，可能导致组串式逆变器直流侧烧毁；图1（d）是由于结构强度不够导致台风吹翻组件。因此，系统设计、设备选型及运维的有效性将直接影响项目运行的稳定性及发电性能，在项目的设计和建设阶段应在充分考虑项目运行环境的前提下进行设备选型和系统设计，施工过程应合理、规范，采取的控制成本的措施不应以系统安全性为代价。此外，在项目运行阶段应进行合理的运行维护，以确保系统的输出性能、安全性和稳定性。

图1 系统设计不当带来的风险案例

分布式光伏项目的收益还受到环境因素、经济因素、技术因素等系统外界因素影响，主要体现在工商业分布式峰谷电价调整、光伏项目配储的商业模式不完善、辐照度资源的年度变化等方面。在峰谷电价调整方面，日净负荷曲线在午间一般存在峰段，但当光伏渗透率较高，如图2 所示，在渗透率达到60%的情况下，由于午间是光伏出力最多的时段，会将日净负荷曲线的正午时段变为谷段，加剧一天内用电负荷的峰谷差［3］。因此，受新能源消纳压力的影响，部分省市地区，如山东、山西、浙江等8 个省份对工商业峰谷电价进行了调整，如表1所示，午间光伏系统出力最多的时段基本被纳入了谷段，分布式光伏项目收益下滑严重。

表1 中午执行谷段电价的省份

图2 晴天条件下不同光伏渗透率下的日净负荷曲线［3］

此外，目前国内已有19 个省颁布了对光伏项目电源侧配储的要求，新疆等地还存在光伏发电和储能设施项目竞争性配置工作招标公告，其中也有对储能配置的要求。但以目前光伏项目配套建设电源侧储能的情况来看，可实现的储能价值为平滑新能源项目出力、辅助调峰、一次调频、二次调频及实现自动电压控制（AVC）等，这些储能价值为投资者带来的直接收益较少，利用率不高且经济性较差，可以为投资者带来直接收益的方式仅为减少弃风弃光和偏差考核罚款。孙丽平等［4］关于光伏项目强制配储对光伏经济性造成的影响进行了分析，以10%、2 h 的储能配置进行测算，“光伏+储能”项目的资本金内部收益率较无储能配置的情况下降约2.0%，且储能配置每增加5%，资本金内部收益率将下降约1%。

2 分布式光伏项目的多重收益分析

在国内碳市场逐步开放发展的当前，分布式光伏项目除了常规的发电收益以外，还存在多种获取收益的方式，其中以其他方式的发电收益、降碳收益和进入碳循环链为主要方面。

2.1 发电收益

发电是光伏项目收益的基础，因此，与发电量相关的收益是考虑分布式光伏项目多重收益中的重要一环。目前，光伏项目在“自发自用，余电上网”或“全额上网”的基础上，可以从售卖绿色电力证书、提高光伏功率预测精度、配置储能等方面获得直接或间接的收益。

绿证是可再生能源配额制的必要配套制度，光伏项目的上网电量部分具备核发绿证的资格，每个绿证对应1 MWh 上网电量［5］。但绿证本身与绿色电力分离，因此绿证的购买者不一定是这些绿色电力的使用者。一般而言，分布式光伏项目全额消纳的情况较少，因此绿证可以为光伏项目的投资者带来额外收益。2022 年国家发改委、能源局颁布通知提出绿证可以作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，因此，对于用电企业，购买绿证可用以履行可再生能源配额义务，其核发范围也从含补贴的项目拓展至所有项目。如图3 所示，自2017 年绿证政策颁布以来，至2020 年，其总销售量较低。自2021 年起，随着绿证定价制度调整，绿证价格下降，销售量出现明显增幅，截止到2023 年8 月3 日，绿证销量已经超过4 174 万张，其中无补贴的项目销售量占比74.4%。目前价格约为42.4 元/个，每kWh上网电量可以为光伏项目提供0.042 元的收益。

图3 2017 年至今国内绿证的销售量情况

降低费用成本也是增加收益的重要渠道。双细则考核作为一种奖惩机制，本质是以对光伏等不具备调峰功能的可再生能源的罚款作为火电等传统能源所做出的调峰工作的补偿。目前超过5 MW 的分布式光伏项目也面临双细则考核，主要体现在功率预测、AGC/AVC 等信息化方面［6］。其中，光伏功率预测是罚款中较为重要的组成部分，因此做好光伏功率预测可以减少双细则考核的罚款成本。此外，还可以使电站的运维工作更具备有效性和针对性，以减少运维成本和提升运维效率。

为建设区域能源系统弹性，“光伏+储能”的建设方式可以实现分布式能源系统的冗余性，可以辅助光伏项目并网并具备一定的调峰功能，降低弃光风险。从储能价值的角度来看，除光伏项目配置电源侧储能外还可租赁独立储能以辅助光伏项目并网。独立储能的商业模式由独立的储能电站向承租方收取租金，租赁费用按照储能电站的功率计算，光伏企业可以获取上网指标。对于储能系统所有者，容量租赁费用是其稳定的收入来源，且仍具有储能系统的自主运营权和收益权。光伏企业则可以从光伏电站的增发电量、消纳电量等方面获得对应收益，但目前由于储能设备成本较高，租赁费用较高的原因，以10%的配储比例进行测算，租赁独立储能的光伏项目的资本金内部收益率下降3.14%，目前经济性较差［7］。但随着储能技术发展，设备成本降低，这种商业模式可能在未来新能源配置储能的环节中起到重要作用。

2.2 减碳收益

国家核证自愿减排量（CCER）为经国家发改委备案后允许可再生能源产生的碳减排量参与抵消工业企业碳排放配额的清缴，其本身可以看作是对碳排放配额交易的一种补充，需要控排的企业可以通过向实施碳抵消活动的企业购买核证量以用于抵消自身碳排放。虽然2017 年以来CCER 项目被暂停，目前仍未正式重启，只有在部分省份陆续使用，但随着国家“双碳”战略目标的提出和推进，全国CCER 的市场有望在近期内重启，对于用电企业，CCER 项目可用以履行可再生能源配额义务，分布式光伏项目可以从中获取一部分额外收益。

2.3 进入碳循环链

在光伏组件的运行过程中或生命周期结束时，需要对光伏组件进行科学环保的回收处理，以达到废弃光伏组件的资源化处理。目前国内已有多家企业具备较成熟的组件回收技术及产线。以目前的商业模式来看，光伏组件回收可以为光伏项目带来一部分资金回流，但废旧光伏组件属于固体废弃物，其中TPT 材料背板等部分的回收可能对环境造成污染，因此，组件的回收应由专业机构进行。

对目前市面上最常见的晶硅组件，其回收过程基本为组件封装的逆过程，图4 展示了光伏组件主要元素的回收流程［8］，主要包括边框和接线盒拆解、层压件拆解、组分分离三个步骤。边框和接线盒拆解的方法一般为机械拆除法，层压件的拆解难度较大，最常见的方法为物理法和化学法。目前机械破碎法是层压件拆解方法中最常用的一种物理方法，在化学方法中，热解法和溶剂法则较为常用。热解化学法通过高温下的热解化学反应使EVA 分解去除，从而拆分出玻璃、电池片、焊带、汇流条等部分，溶剂化学法则是将光伏组件浸到有机或无机化学溶剂中，通过化学反应溶解EVA 以破坏其界面粘结力。最后，对银、铝、硅、铜等组分进行组分分离和纯化，将电池片与焊带等组分较为复杂的部分进行回收［9］。

图4 废旧晶体硅光伏组件主要元素的回收流程［8］

3 结语

光伏产业的发展是我国实现双碳目标过程中重要的一环，虽然目前光伏应用端存在如工商业峰谷电价调整、光伏项目强制配储等因素导致项目收益预测难度增加，但光伏发电作为清洁能源的特性、时代发展的必然性和清晰的政策导向依然证明光伏项目是明智的投资选择。在未来，可再生能源产业仍面临新的发展形势，光伏项目在未来可能存在多重收益，如绿证、峰谷套利、光伏组件回收等。但值得注意的是，系统安全是一切收益的基础，一切获取收益以及降低成本的行为都不应以系统安全性和系统性能的牺牲为代价。