分布式光伏发电项目的投资影响因素研究

邸鑫 马旭卿 铁宇 杨琳琳 闫松

摘 要：为应对全球气候变化，中国提出了碳达峰、碳中和的战略目标。作为中国实现该目标的重要途径之一，分布式光伏发电不仅能够减少和替代化石能源消费，而且有利于构建安全、高效的局域微电网，近年来在政策的影响下得到快速发展。目前，分布式光伏发电项目的投资竞争已经进入白热化阶段，优质的项目资源越来越少，同时又面临产业链上游环节原材料价格的波动和补贴退坡等问题，分布式光伏发电项目的投资决策越发困难。首先对分布式光伏发电系统的优势进行了分析，然后从补贴政策、产业链价格传导、售电收入的不确定性这3个方面对新能源投资企业在分布式光伏发电项目投资决策中需要考虑的几个关键影响因素进行了分析。研究结果可为日后在更加严峻的投资环境中的项目投资决策提供借鉴和参考。

关键词：分布式光伏发电；产业链；补贴政策；投资决策；售电收入

中图分类号：TM615 文献标志码：A

0  引言

2021年6月20日，国家能源局综合司下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，拟在全国组织开展整县（市、区）屋顶分布式光伏发电开发试点工作。光伏发电设施建设是中国新型基础设施建设的重点项目之一，在构建以新能源发电为主体的新型电力体系下，光伏发电的发展前景十分广阔。根据国家能源局数据，2021年，中国光伏发电新增装机容量为5488万kW，为历年最高。其中，集中式光伏电站新增装机容量为2560万kW，同比下降26.22%；分布式光伏电站新增装机容量为2928万kW，同比增长88.65%。2021年，中国分布式光伏电站累计并网装机容量为10750万kW，约占全国总光伏发电并网装机容量的1/3。2022年，中国光伏发电新增装机容量为8741万kW，同比增长60.3%。其中，集中式光伏电站新增装机容量为3629万kW，同比增长41.76%；分布式光伏电站新增装机容量为5112万kW，同比增长71.41%。2022年，中国分布式光伏电站累计并网装机容量为15762万kW，约占全国总光伏发电并网装机容量的40%。从以上数据可以看出，分布式光伏发电的装机容量和发电量已在光伏市场中占有一席之地，不再是光伏发电形式里的“配角”。

本文首先对分布式光伏发电系统的优势进行分析，然后从补贴政策、产业链价格传导、售电收入的不确定性这3个方面开展分布式光伏发电项目的投资成本或收益的影响因素分析。

1  分布式光伏发电系统的优势

分布式光伏发电是完全基于用电主体需求和特征定制的零碳能源方式，能够解决传统能源供给网络无法覆盖的细分场景，是一种真正意义上的区块链能源形态。虽然分布式光伏发电项目的个体规模看似微小，但在实现规模化布局后，可能呈现出传统能源和集中式新能源发电都无法企及的聚变效应，是中国零碳转型“木桶效应”中不可或缺的那块木板[1]。

1.1  经济效益“多赢”

分布式光伏发电项目的运行模式由最开始的小规模自建自营模式逐渐发展为专业化、规模化的合同能源管理（EMC）模式[2]。

目前，基于节能效益分享的合同能源管理是市场上最主流的商务模式，该模式下客户不需要投入资金，项目所需资金由投资公司采用“资本金+融资”的方式承担，降低了客户的投资风险。比如：投资公司利用客户闲置的屋顶资源建设分布式光伏发电系统，并负责项目的整体管理和控制，再通过工程总承包（EPC）模式引进具有先进技术经验和专业管理经验的总承包来开展项目建设。项目的开发涉及客户、投资方、设计单位、施工单位等多方，由多方共同承担投资、建设、运行、维护方面的风险，因此分布式光伏发电系统并网发电后，经济效益也由多方共同分享。

1.2  社会效益显著

分布式光伏发电系统建成后，通过提供绿色电力，可减少二氧化硫、二氧化碳、氮氧化合物等多種大气污染物的排放，达到充分利用新能源、节约化石能源的目的，对减少环境污染、改善大气环境具有积极作用。

以北京地区建设的装机容量为1000 kW的某单面光伏组件分布式光伏发电项目为例，在20年运营期内，项目的年均发电量约为123.74万kWh，相当于每年减少标准煤消耗373.08 t，减少二氧化碳排放1024.57 t，减少氮氧化合物排放0.19 t，减少二氧化硫排放0.13 t，具有明显的节能减排效果，环境和社会效益显著。

2  分布式光伏发电项目的投资影响因素分析

利润是新能源投资企业最原始的投资动力，由成本和收益两个方面决定。1）成本方面：作为光伏产业链的末端，分布式光伏发电系统的建设成本主要受硅料、太阳电池和光伏组件等上、中游环节材料价格的影响。2）收入方面：主要包括政策补贴和售电收入两个来源。其中，对售电收入影响最大的两个因素是分布式光伏发电的自用电比例和全面取消工商业目录销售电价后的市场电价。因此，本节主要从补贴政策的变化、产业链价格传导和售电收入的不确定性3个方面来分析各因素对分布式光伏发电项目投资的影响。

2.1  补贴政策对投资收益的影响

光伏行业受政策的影响巨大。2017年之前，国内的光伏企业都热衷于建设集中式光伏电站，而2017年集中式光伏电站上网标杆电价的大幅下调和“三北”地区（即中国东北、华北北部和西北地区）集中式光伏发电项目指标发放的缩减，使大众对光伏发电项目的投资目光从集中式光伏发电项目转向分布式光伏发电项目，当年分布式光伏发电的新增装机容量同比增长了约357.21%。

国家自2013年开始对分布式光伏发电项目进行政策补贴，而补贴标准在2016年后开始逐年缩减，同一时期，地方补贴退坡也正在发生。地方补贴政策最开始于2015年出台，涉及7个省和北京、上海两个直辖市，部分省下面还有市级补贴政策，补贴期限一般为2～5年。2019年，只有湖南省、湖北省保留了省级补贴政策，其他地区都以市级为单位进行补贴，覆盖范围明显减少。因此，在国家补贴削减力度超出预期和地方补贴力度明显下降的情况下，2019年分布式光伏发电的新增装机容量同比下降了41.79%。随着光伏企业提升产品效率、降低成本，2019年后分布式光伏发电的新增装机容量开始逐步提升。但对光伏产业链下游环节的项目投资来说，政策补贴对收益的影响仍至关重要，2021年分布式光伏发电的新增装机容量同比增加了88.90%，部分归功于这一年是国家针对户用分布式光伏发电补贴的最后1年，同时也是许多地方政府补贴的窗口期。2013—2021年分布式光伏发电项目的补贴金额和新增装机容量的变化趋势如图1所示。

分布式光伏发电项目的单个系统装机规模小，资金补贴有利于投资方回收成本和提高收益。以装机容量为2000 kW的某公建分布式光伏发电项目为例，在各年不同补贴政策条件下该项目的内部收益率（IRR）变化趋势如图2所示。需要说明的是，为了控制变量，该算例中除补贴金额以外的其他成本、费用和收入等条件均保持一致。

6年的时间足够一个行业产生翻天覆地的变化，因此该分布式光伏发电项目的实际情况要比图中曲线所表达的更加复杂。从补贴政策对内部收益率的影响角度来看：一方面，当补贴金额从2016年的0.42元/kWh降至2021年的0元/kWh后，项目的内部收益率几乎“腰斩”，可见补贴政策对项目收益存在很大影响；另一方面，在2018年之后，项目内部收益率的降幅明显比补贴金额的降幅更加平缓，说明光伏行业经过多年的发展，产业链已逐渐完善，大规模的生产和市场应用促进了技术的升级和进步，降低了项目成本，使行业有望摆脱对补贴的依赖。

2022年，分布式光伏发电进入国家层面的无补贴时代[3]，地方补贴成为唯一的政策红利，削减补贴力度或取消补贴对分布式光伏发电项目收益的影响仍在持续，光伏行业发展亟需从由政策驱动转向由技术和市场驱动。

政策补贴“兜底”消失后，处于产业链下游环节的企业的利润对上、中游环节产品价格的依赖将更加严重，除了被动等待由技术更新带来的成本下降之外，纵向补齐产业链短板将是有效解决该问题的方法。不少上游光伏企业向中游的光伏组件环节延伸，由于此类企业的产品自身具备成本优势，低价扩张将带动产业链各环节价格下行。2022年8月下旬，通威太阳能（合肥）有限公司以1.942元/W的最低报价中标了华润电力控股有限公司3000 kW的光伏组件集采项目也预示了这一点[4]。但下游光伏企业向上延伸并不容易，由于技术门槛的限制，多数下游光伏企业只能通过参股、合资等合作方式向中游环节延伸来补齐“短板”。

2.2  产业链价格传导对投资成本的影响

2.2.1  宏观角度

从宏观角度来看，政策影响了光伏市场的供需关系，而供需关系和技术创新是光伏产业链价格变化的主要推手。2014年4月—2022年6月的光伏行业综合价格指数的走势如图3所示。光伏行业综合价格指数涵盖了多晶硅、硅片、太阳电池、光伏组件的价格，用来反映光伏行业的整体价格情况。

1）在2020年9月中国明确提出2030年碳达峰与2060年碳中和的目标前，光伏行业综合价格指数整体走势一直处于下降趋势，分析原因有两方面：一方面与光伏产业链逐渐完善和规模化生产有关，各光伏企业在工艺和技术上不断创新，促使产品成本下降；另一方面则与政策相关，尤其是2016年底和2018年初的光伏行业综合价格指数出现两次快速下跌（图中红线圈出的内容），都受到政策的重大影响。第1次快速下跌是因为2015年12月22日国家发展改革委发布了《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号），降低了I类、II类、III类太阳能资源区的地面光伏电站上网标杆电价；第2次快速下跌是因为2018年5月31日国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源[2018]823号），导致市场需求锐减，光伏行业综合价格指数快速下降，但该年分布式光伏发电新增装机容量在光伏发电总新增装机容量的占比不大，光伏行业综合价格指数主要受集中式光伏电站新增装机容量的影响。

2）直到“双碳”目标提出后，下游环节光伏电站装机需求激增，但上游环节的技术门槛高、扩产周期长、投资金额大，难以及时匹配需求，导致供需失衡，从而促使光伏行业综合价格指数整体走势表现为持续上涨，这期间分布式光伏发电项目的装机容量也呈现爆发式增长。

2.2.2  产业链角度

从产业链内部来看，分布式光伏发电系统的建设处于光伏产业链末端，技术门槛相对较低，不存在规模经济、产品差异和资金需求等结构性障碍，竞争虽然激烈，但成本主要受上、中游环节的价格传导影响。分布式光伏发电系统初始投资成本中各部分费用的占比如图4所示。

从图4可以看出：分布式光伏发电系统的初始投资成本中，仅光伏组件成本一项就占初始投资成本的45.0%，说明光伏组件成本是影响下游企业投资成本的最关键因素；包含光伏组件成本、组串式逆变器成本和建筑安装费用等在内的EPC价格占初始投资成本的比重超过了90%[5]。

自中国明确提出“双碳”目标后，以光伏发电、风电为代表的清洁绿电迅猛发展，受市场供需能力的影响，2021年9月的硅料价格与该年年初时相比上涨了150%，且上涨效应一路传导至光伏产业链上游的硅片，中游的太阳电池、光伏组件，以及下游的终端光伏电站；其中，上游的硅片价格上涨接近60%，中游的太阳电池价格上涨约4%、光伏组件价格上涨约8%，下游的EPC价格上涨约16%。

从图5可以看出：光伏产业链上游的硅片价格上升的最早，下游的EPC价格直到2021年12月才有明显的上涨反应，与中游的太阳电池和光伏组件价格变动有近两个月的时间差，这是因为多数开发商和承包商囤积了大量的光伏组件，使其能够在一段时间内仍以低价进行竞争和开发光伏发电项目。需要指出的是，除了产业链的价格传导，2021年12月EPC价格的上涨也受到补贴退坡的影响。一方面，国家针对户用分布式光伏发电的补贴截止；另一方面，许多地方政府对分布式光伏发电项目的资金补贴也到了一个窗口期。一些城市对于2022年后是否持续对分布式光伏发电进行补贴存疑，例如：北京市规定2020年1月1日—2021年12月31日期间并网发电的分布式光伏发电项目可享受为期5年的发电补贴；上海市规定2020年、2021年投产的光伏发电项目奖励标准以2019年的奖励標准为基准分别减少1/3、2/3，2022年是否提供市级补贴成为未知数。而另外一些城市，比如温州、丽水、乐清等地区，明确2021年以后地方光伏补贴力度将逐年递减。分布式光伏发电项目为满足2021年的补贴条件，必须在12月前并网验收，因此在12月进行EPC招标的项目，为了建设进度需要付出更大的代价。

上、中游环节材料及产品价格的波动，以及受政策影响的市场环境变化，最终会影响项目投资成本中EPC价格的变化。以北京地区装机容量为2000 kW的某工业分布式光伏发电项目为例，因EPC价格发生变化，导致该项目的内部收益率变化率和静态回收期变化率均发生了变化，具体如图6所示。

从图6可以看出：当该分布式光伏发电项目的EPC价格下降15%时，项目的内部收益率升高了22.25%，静态回收期降低了12.28%；当该分布式光伏发电项目的EPC价格升高15%时，项目的内部收益率下降了17.54%，静态回收期增加了12.17%。

从降低投资成本的角度来看，光伏企业的投资关键是做好市场调研和投资规模预算，提前布局光伏组件，一方面可以降低产业链价格波动对投资成本的影响；另一方面能够防止因光伏组件供应不足导致项目建设周期延长的情况发生。

2.3  售电收入的不确定性

售电收入的不确定性受两个因素的影响，分别为自用电比例和电价。

分布式光伏发电项目的售电收入主要包括客户自用电量收入和上网电量收入两个方面，二者的主要差异在于电价不同。客户自用电量和分布式光伏发电系统发电量的比值称为自用电比例，对农村户用分布式光伏发电项目而言，自用电电价和上网电价基本相当，因此，自用电比例主要影响的是工商业分布式光伏发电项目的收益。

在全国绝大部分城市，一般工商业电价和大工业电价比光伏发电上网标杆电价要高出许多。以北京地区为例，光伏发电上网指导电价为0.3598元/kWh，工商业目录销售电价取消后，一般工商业和大工业分时电价的峰时平均价格分别在1.0元/kWh和0.7元/kWh左右，接近光伏发电上网指导电价的2～3倍。因此对投资方而言，自用电量收入和上网电量收入有很大差距，尤其是装机容量较大的项目，自用电比例是决定分布式光伏发电项目收益的重要指标。

以北京地区装机容量为2000 kW的某工业分布式光伏发电项目为例，在运营年限、融资比例、成本及费用等其他投资边界条件保持不变的情况下，该项目采用不同自用电比例时对应的内部收益率和静态回收期曲线如图7所示。

从图7可以看出：随着自用电比例的提高，该项目的内部收益率几乎呈线性增长趋势，静态回收期几乎呈线性递减趋势。

分布式光伏发电项目进行投资决策时，主要通过客户的历史用电数据对分布式光伏发电系统的发电量进行消纳分析，一方面将历史用电量和系统理论发电量进行对比，另一方面需要确定客户的用电模式，主要包括节假日工作模式、日间用电高峰时段等。需要注意的是，由于前两年受新冠疫情的影响，许多可以提供屋顶供安装分布式光伏发电系统的企业的经营状况不稳定，历史用电数据不能完全代表其目前的生产状态，应在历史用电数据的基础上，收集该企业目前在典型工作日、周末、节假日的用电数据作为辅助，以便在进行投资决策时更加准确地估算分布式光伏发电项目的自用电比例。

2021年10月11日，国家发展改革委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[2021]1439号），要求有序推动工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价。这一改革加剧了售电收入预测的不确定性，主要表现为以下3个方面：

1）无论客户是直接参与电力市场交易，还是选择由电网企业代理购电，自用电电价都由电力市场的供需情况决定，不再一成不变。

2）客户可以根据自身情况更换购电方式，使售电收入更加难以预测。

3）分布式光伏发电项目的合同能源管理协议的期限一般是20年或25年，时间跨度大，售电收入的预测难度更大。

对分布式光伏发电项目的投资企业来说，可以将2022年已公布的代理购电电价和电力交易中心数据作为参考，但对于项目协议期限整体的收益预测需要更加谨慎，随着新能源技术的发展及新型电网建设投资力度的加大，平准化度电成本和电网的系统成本都会下降，从而导致电力市场价格下降，最终影响项目的售电收入。

3  结论

分布式光伏发电项目的推进和发展不仅能够减少和替代化石能源的消费，助力达成“双碳”目标，同时有利于构建安全、高效的局域微电网，但在当前国外局势动荡，全球面临经济下行的压力条件下，新能源投资企业对新项目的投资决策越发谨慎。本文首先对分布式光伏发电系统的优势进行了分析，然后从补贴政策、产业链价格传导、售电收入的不确定性这3个方面对新能源投资企业在分布式光伏发电项目投资决策中需要考虑的几个关键影响因素进行了分析，期望研究结果可为日后在更加严峻的投资环境中的光伏发电项目投资决策提供借鉴和参考。

随着分布式光伏发电项目的大规模扩张和政策调整，越来越多的问题将随之体现，比如：老旧厂房无法通过安全评估，检测和加固屋顶结构都将增加在此类屋顶建设分布式光伏发电项目的初始投资成本。因此，如何在严峻的投资环境中提高项目决策的准确性和效率，将是新能源投资企业提高竞争力的关键。

[参考文献]

[1] 能源杂志. “碳中和”目标下，分布式光伏如何发挥关键性作用？[EB/OL]. （2021-03-09）. https：//www.inengyuan.com/wind/5648.html.

[2] 曹峰，韩效锋. 分布式光伏定价方法研究[J]. 能源与节能，2022（8）：46-49.

[3] 国家发展改革委. 国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知：发改价格[2021]833号[S/OL]. （2021-06-07）. https：//www.ndrc.gov.cn/xwdt/tzgg/202106/t20210611_1283089.html.

[4] 财联社. 光伏组件招标“天量”背后：龙头业绩向上毛利向下，硅料价格乃破局关键？[EB/OL]. （2022-08-31）. https：//www.cls.cn/detail/1118633.

[5] 顏阳春. BIPV行业深度报告：BIPV风头正盛，谁将异军突起？[R/OL]. （2022-07-14）. https：//max.book118.com/html/2022/0714/8113061127004117.shtm.