深度 | 2019年分布式光伏项目平价上网如何实施

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“平价上网”是目前光伏行业热议的话题，随着2018年5月31日三部委“531光伏新政”的出台，补贴退坡已是必然趋势。“531光伏新政”对光伏行业造成巨大冲击，国内市场快速下滑、行业发展热度骤降，使得之前火热的分布式光伏电站业务立刻陷入了休克状态。之前依靠补贴活着，基本没有成本控制和研发能力，不具备足够市场竞争力的大批光伏企业立刻陷入危机，行业焦虑情绪蔓延。

任何一个行业都不可能永远靠着补贴扶持发展，而且可再生能源补贴拖欠严重、缺口逐年增大。保守估算，截止到2018年12月底，已经获得指标正在排队等候进入补贴名录以及尚未获得指标、等候指标下发的光伏电站规模共计125GW左右，按照年均发电1000小时，平均补贴电价0.5元/度计算，此部分项目补贴金额缺口每年已超600亿元！另有已进入前七批光伏补贴名录的项目补贴资金缺口约600亿元，以上两项合计缺口已超1200亿元，这还仅仅是光伏部分，在未考虑风电及生物质能的情况下，可再生能源补贴“池中之水”也早已难以为继！只有实现了“平价上网”，光伏企业的业绩才能尽可能不受政策影响而产生较大波动，实现真正的市场化，进而淘汰落后产能、促进行业改革。因此，推动光伏尽快实现“平价上网”和行业健康发展已成为当前阶段的发展核心。

一、 “平价上网”及意义

光伏“平价上网”，广义上是指不需要政府相关补贴，企业以一定“价格”将光伏电力出售即可实现合理利润，满足项目投资收益率要求。而“平价”的标准则根据不同的销售对象，分别对应火电等传统能源发电成本和用户购电成本，即通常说的发电侧平价与用户侧平价。

我国电价的分类

01发电侧平价

发电侧平价定义为：光伏发电即使按照传统能源的上网电价收购(无补贴)也能实现合理利润。目前国内成本最低、利用最广的电力来源为燃煤发电，因此光伏在我国实现发电侧平价就要对标燃煤发电。而光伏实现平价上网的终极目标，就是能够在发电侧与燃煤发电的上网电价PK。当前各地燃煤发电的脱硫标杆电价大致在0.25-0.45元/kWh之间，光伏标杆电价为0.5-0.7元/kWh，两者还有一定差距。

02用电侧平价

用户侧平价的实现则要求光伏发电企业将光伏电力以相应用户的电网销售电价出售，电站项目能够获得不错投资收益率。根据用户类型及其购电成本的不同，又可分为一般工商业用户、大工业用户、居民用户等。

江苏电网销售电价表

在以上几个电价中，一般工商业>大工业>居民>脱硫煤标杆电价。光伏发电设施可以以分布式电源的形式在用户侧并网，利用现有建筑因地制宜、灵活布置，这是其他能源形式不具备的优势。因此，光伏发电实现平价上网将依次经历三个阶段：工商业等用户侧平价(分布式)、居民用户侧平价(分布式)、发电侧平价(集中式电站)。 

二、如何实现“平价上网”

01技术创新

光伏电站建设成本主要包括开发费用、勘察设计费用、施工费用，以及主材设备如光伏组件、逆变器、支架等。下图为我公司苏南某项目复盘报告中的项目初始投资成本构成，其中光伏组件费用占比高达57%。显然，当前光伏成本能否的大幅下降主要受制于组件成本。

苏南某项目初始投资成本构成

而经过“531政策”的冲击，在平价上网日益强烈的呼声下，光伏产业很大的关注点和未来的希望都寄托在了组件的开发与降本上。当前为提升光伏组件的发电效率，在组件制造的各环节大致有以下几种主流手段：

① 硅料提纯环节：通过物理方式提升材料纯度。目前，改良西门子法仍是主流的多晶硅制备方法，以其技术成熟度高、安全性好等优势，市场应用占比超过95%，并且未来一段时间仍将占据主导地位。

② 硅碇切片环节：采用新的硅片切割方法，如用金刚石线切割技术代替传统的砂浆钢线切割技术，提高切割效率、降低材料损耗，减少环境污染。

③ 电池片制备环节：通过各种镀膜、钝化、掺杂等工艺提升电池效率。

• 黑硅技术：又称为黑硅制绒工艺，为了进一步降低多晶硅片制绒后的反射率，采用特殊制绒工艺在多晶硅片表面形成纳米结构，增加有效多晶硅片对入射光线的吸收。采用这种制绒工艺生产的多晶电池有更低的反射率，从肉眼来看比普通多晶电池更黑，因此这种工艺被称为黑硅制绒。多晶黑硅电池的整个制作工艺简单，不对硅片造成额外的损伤，使多晶组件可在各种使用条件下保持可靠性，保证了多晶组件在光伏电站整个生命周期发电量的稳定。

• PERC电池：Passivated Emitter and Rear Cell Structure（钝化的发射极和背面电池结构），在对发射极进行钝化的基础上，通过背面钝化来进一步提升效率。为实现铝背场和Si衬底的良好的接触，PERC电池的背面结构设计成了局部接触形式。PERC电池技术的一大优势是与传统电池生产工艺有较高的兼容性，产线易于改造，因此成本相对较低。

• IBC电池：Interdigitated backcontact（交叉背接触），正面结构与常规电池类似，有绒面、钝化层、减反层；其背面N型层与P型层相互交替，在N/P界面上形成PN结。电极从电池背面N型层与P型层上分别导出，焊接从背面进行，电池正面没有任何电极。因为电极和PN结都在电池背面，光线利用率提高。

• HIT电池：Hetero-junction with Intrinsic Thin-layer（本征-薄膜异质结）,其特征为在晶体硅和掺杂薄膜硅之间插入一层本征非晶硅。形成载流子选择性传输层，使得光生载流子只能在吸收材料中产生富集，然后从电池的一个表面流出，从而实现种载流子分离，提高光电转换效率。HIT电池结合了薄膜太阳能电池低温制造工艺的优点（相较于传统的高温扩散工艺来获得p-n结），在形成p-n结的同时完成了单晶硅的表面钝化，减少能耗降低成本。

• TOPCon电池：Tunnel Oxide Passivated Contact（隧穿氧化层钝化接触），在电池背面制备一层超薄的隧穿氧化层和一层高掺杂的多晶硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构。该结构为硅片背面提供表面钝化的同时，遂穿氧化层作为选择性传输层可以极大地降低传统电池背面电极金属接触的复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流。TopCon电池的主要结构特征为：无须在电池背面开孔，也无须额外增加局部掺杂工艺，极大地简化了电池生产工艺。

④ 组件封装环节：传统组件电池片之间采用汇流条连接结构，大量使用汇流条增加了组件内部损耗，电池片之间的间隙减少了组件实际受光面积。在组件封装环节，通过各种不同的封装工艺设计，在既有的电池片效率前提下，采用如双面、半片、叠瓦等技术尽量提升组件的输出功率。

02降低非技术成本

在光伏项目投资建设过程中，除了前述设计施工采购等明确可控的成本外，常常存在许多不可控的非技术成本，如项目开发过程中的各种中间费用、逐年上涨的土地（屋顶）租金、不明确的土地税费、高价的外线送出工程、高昂且困难的融资成本、补贴拖欠等等。中国光伏行业协会秘书长王勃华曾在公开场合表示，“非技术成本已经占到总投资成本的20%以上，算到电价上面至少1毛钱。”这些非技术成本对光伏发电项目的整体成本下降形成了非常大的阻碍，并且业内人士在这些领域几乎没有话语权，很大程度上要依赖国家政策的调整。

① 土地成本

土地成本主要包括土地租金或出让金，以及各类相关税费如土地使用税、耕地占用税、草场补偿费、森林植被恢复费等等。一方面，目前各类税费暂无统一标准，一些地方存在乱收费的现象。另一方面，当前土地政策存在监管部门众多、监管尺度不一等问题。如许多地面光伏电站在开发建设过程中都会遇到的林业、国土及畜牧等不同部门对同一块土地的多重管理，给光伏电站项目推进带来不必要的麻烦。

建议尽快统一相关税费标准，限定光伏电站占用土地的相关税收项目，加强各地方土地税费政策的必要监管，优化土地管理模式。企业应在项目开发前期重视项目调研，将各项土地税费作为项目投资的重要考量因素，仔细研读国家及地方相关土地税费政策，尽量避让河道、林地等敏感区域，最大可能的使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地建设电站。

② 其他非技术成本

财务成本方面，国内光伏电站建设贷款利率普遍比国外高4-5个百分点。在国内，一些大型能源央企的贷款年息可以维持在约3%-4%的水平，部分国有企业在6%左右。相比之下民营光伏电站的贷款利率要在基准上浮15-30%的水平，贷款利率可能会要达到8-10%，甚至10%以上的水平。并且银行贷款对于民企的授信额度是有限的，这些企业约有一半以上的项目需要通过融资租赁的形式来获得贷款。

并网成本方面，电网公司往往会要求投资企业使用指定厂家的并网柜、计量装置等，相应的价格就会比较高，额外增加项目成本；同时，电站外线工程一般是先由企业代建，再由电网公司进行回购。外线工程费用包括接入审查及批复费用、送出线路建设成本、送出线路征地费用、汇集站升压站建设成本、对端改造扩容费用等，费用高昂，尤其对于中小型光伏电站更是一笔不小的成本。但由于种种原因，电网企业很难回购代建资产。

电价和补贴方面，严峻的补贴拖欠问题不再赘述。与以往相比，弃光限电现象有所好转，但新疆甘肃等地区弃光率依然相对较高。能源局数据显示，2018年前三季度，新疆(不含兵团)弃光电量17.3亿千瓦时，弃光率16%，甘肃弃光电量7.8亿千瓦时，弃光率10%。云南地区由于水电占比较大，其上网电价较脱硫燃煤标杆电价低，一些电站实际能拿到的上网电价也较低，这些都大幅降低了光伏发电项目的经济收益。

03改善市场环境

首先要尽快解决补贴拖欠问题。截至2018年底，可再生能源补贴缺口已远超过千亿元。补贴缺口数额大，拖欠时间长，使本就资金紧张的光伏企业举步维艰。加之民营企业的融资困境，补贴拖欠问题将使光伏电站项目投资难以持续，势必将影响整个光伏产业链。因此，光伏补贴拖欠问题仍是当前光伏行业面临的首要难题。

政策研究与制定方面，要贯彻落实2018年11月1日在民营企业座谈会上的讲话精神，切实减轻民营企业税费负担，解决民营企业融资难困境，完善政策执行方式，实现财政、物价、能源等各相关部门协调联动，使得未来的光伏政策更加科学、合理，避免出现类似于“630抢装”、“531停滞”等因政策变动给行业造成的剧烈振荡。

而在今年年初，国家发改委、国家能源局就联合发布了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）（以下简称《通知》），推出了一些风电、光伏发电无补贴平价上网的要求和支持政策措施。其中包括开展平价上网项目和低价上网试点项目建设、优化平价上网项目和低价上网项目投资环境、保障优先发电和全额保障性收购、鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿、认真落实电网企业接网工程建设责任、促进风电、光伏发电通过电力市场化交易无补贴发展、降低就近直接交易的输配电价及收费、扎实推进本地消纳平价上网项目和低价上网项目建设、结合跨省跨区输电通道建设推进无补贴风电、光伏发电项目建设、创新金融支持方式、做好预警管理衔接、动态完善能源消费总量考核支持机制等。《通知》中对项目建设中涉及的资金、手续办理、限电以及电量收购等问题给出了指导性的意见，提出通过电力市场交易和认购绿证来解决光伏电力消纳问题，保障优先发电和全额保障性收购。根据以上文件结合《关于实行可再生能源电力配额制的通知》，2019年的分布式光伏无补贴项目，将主要通过碳排放考核、电力市场交易，合同能源管理等方式推进。

三、2019分布式光伏投资开发区域分析

选取全国28省共34市，太阳能辐射数据采用 Meteonorm数据，彩钢瓦屋面取水平面，混凝土屋面取当地最佳倾角。根据公司内部财务模型，当内部IRR达到10%，净资产ROE满足12%，所以通过内部IRR的收益情况来展现项目是否投资。

基本测算条件设置：

1. 系统效率：彩钢瓦78%，混凝土80%

2. 初始投资成本：3.0~4.0元/W

3. 运维费用：0.07元/W

4. 企业电价：取各地最新10kV大工业用电，电价折扣取8.5折

5. 企业自用比例：50%~90%

6. 不考虑各类补贴

01混凝土屋面项目

混凝土屋面项目均采用当地最佳倾角，根据测算结果可得不同投资成本和消纳比例下满足收益要求的城市个数，如下图。当初始投资成本小于3.6元、消纳比例大于70%时，有一半以上城市在无补贴条件下满足收益率要求。

混凝土屋面项目-不同投资成本和消纳比例下满足收益率要求的城市个数

① 不同自用比例下的收益率变化

根据测算结果，当初始投资为4.0元/W时:

90%自用比例下有15个城市（地区）满足收益率要求（见下图）。

80%自用比例下有12个的城市（地区）满足收益率要求：蒙西、蒙东、冀北、郑州、济宁、长春、连云港、苏州、上海、深圳。

70%自用比例下有5个城市（地区）满足收益率要求：蒙西、冀北、天津、长春、连云港。

60%自用比例下有4个的城市（地区）满足收益率要求，蒙西、冀北、长春、连云港。

② 不同初始投资下的收益率变化

混凝土屋顶项目，自用比例取60%时，不同初始投资成本下的收益率变化：

不同初始投资成本下各城市收益率分布：

02彩钢瓦屋面项目

根据测算结果，对于彩钢瓦屋面项目，初始投资成本为4.0元/W，以及消纳比例在50%以下初始投资成本大于3.4元/W时，几乎没有城市满足收益率要求。

彩钢瓦屋面项目-不同投资成本和消纳比例下满足收益率要求的城市个数

① 不同自用比例下的收益率变化

根据测算结果, 彩钢瓦屋顶项目，初始投资成本为3.6元/的情况下：

自用比例为90%时，有9个城市满足收益率要求：郑州、西安、长春、天津、连云港、苏州、上海、武汉、深圳。

自用比例为80%时，有5个城市满足收益率要求：天津、连云港、苏州、上海、深圳。

自用比例为70%时，仅有2个城市满足收益率要求：连云港、深圳。

自用比例为60%时，没有城市满足收益率要求。

② 不同初始投资下的收益率变化

当自用比例为80%： 

投资成本为3.6元/W时，满足收益率要求的有5个城市：天津、连云港、苏州、上海、深圳。

投资成本为3.2元/W时，满足收益率要求的有16个城市：蒙西、冀北、郑州、济宁、西安、北京、天津、长春、合肥、连云港、苏州、上海、武汉、深圳、佛山、南宁。 

四、综合结论

2019年分布式光伏项目主要为无补贴项目，推进平价上网是必然趋势。根据以上分析结果，在不同投资成本以及自用比例条件下，对于混凝土屋顶项目，能优先实现平价上网的项目多分布在光照资源和电价综合占优的城市，如内蒙、冀北、苏北等地区。对于彩钢瓦屋顶项目，则是电价因素影响更大，如天津、连云港、苏州、上海、深圳等。

无补贴项目主要通过合同能源管理的方式自主与企业进行电量交易，这对企业碳排放考核有帮助；对于收益本身的要求就比较高，选择合适的电价及发电量需要通过严谨的财务测算，而由于项目本身利润降低，这就需要投资项目需要有较高的抗风险性。

2019年分布式电力市场交易全面展开存在困难，这是多方面原因决定的；这对于项目本身就增加了要求，不能够“隔墙售电”就限制了项目本身的装机规模，抗风险性等方面，这也影响了项目后期运营管理方面的难度等问题。另外通过数据统计发现，对于分布式光伏项目主要通过两方面来增加项目的收益：建置成本和后期运营费用。

• 对于初始投资成本：混凝土屋顶项目，成本每降低0.2元/W，项目收益提高0.49%~1.46%；彩钢瓦屋顶项目，成本每降低0.2元/W，项目收益提高0.43~1.26%；

• 对于电站运维费用：混凝土屋顶项目，运维费用每降低0.01元/W，项目收益提高0.33%~0.54%；彩钢瓦屋顶项目，运维费用每降低0.01元/W，项目收益提高0.36%~0.58%。

可以看出这两方面对于项目收益提升是巨大的。建置成本主要来源于开发、建设、管理、非技术成本，其中对于开发和非技术成本的把控较难，主要通过降低建设成本和管理成本来降低项目的建置成本。建置成本主要受制于主材料成本，随着技术的进步，组件等价格降低是必然趋势。在这过程中，我们也需要控制非主材成本，通过科学的管理方式，科学性的降低各环节成本，并通过激励项目人员，从而达到成本降低，收益提高的目的。项目后期运营费用支出占项目利润的主要部分，这方面主要来自于运营、维护等方面，通过智慧能源管理平台、合理利用人力资源、降低自身成本和各环节中产生的外部人员成本等，来降低后期运营中各环节的费用，从而提升项目收益。可以通过考核以及奖励的模式，激发运营人员降低成本，从而达到成本降低的目的。

来源：爱康集团

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