分布式光伏发展面临三大问题分析
来源：新华网 责任编辑：liqian
国家电网能源研究院研究员黄碧斌在“2014年光伏电站投融资高峰论坛”上公开表示，从国网能源研究院每月对分布式光伏的统计数据看来，今年以来分布式光伏发展明显放慢，增速大幅低于预期，可能难以完成能源局提出2014全年分布式光伏备案规模达800万千瓦的任务。
据国网能源研究院数据，从今年1月到5月，分布式光伏新增容量43.8万千瓦，仅为去年同期容量的45%。但在2013年，国网经营区全年累计受理分布式光伏电站2493项，容量达到224万千瓦。另外，去年我国光伏发电整体推进情况也比较乐观，全国光伏发电新增装机容量位居2013年全球第一，达到1292万千瓦，约为排名第二，三，四位的日本，美国，德国新增容量的总和。
黄碧斌还透露能源局去年8月公布的18个分布式光伏示范区进展也十分缓慢。在这18个项目中有15个位于国网公司经营区范围内，按照能源局要求这18个项目在2013年底将开建749兆瓦，但直到今年7月底总开建规模只有100多兆瓦，不到计划量的20%，实际并网容量则更少，只有计划量的5%。
面对分布式光如此困境，国网能源研究院在今年7月初去到浙江嘉兴进行实地调研，总结出影响行业发展的三大问题。
一，屋顶资源有限。出于实现较高且较稳定收益率的预期，分布式光伏项目普遍要求屋顶面积大，结构好，承重强，用户用电电价高，用电量大，运营稳定，资信好，这样的屋顶大多都在“金太阳”工程中被利用，因此现有存量较少。优质屋顶资源稀少使得所有者在屋顶租用协商中占据主动，开发商将在项目建设中承担更多的维护成本，也很难再要求业主分享更多的受益及承担更多的责任，这既影响业主投资积极性也影响项目收益。
二，项目融资难。目前分布式光伏主要采用“优先自用，余电上网，全电量补贴”的方式，所以业主最主要的收益来自自用户支付的自用电量电费，这导致项目业主在设计方案时会尽可能多的抵扣高电价用户电量。在这样的情况下，根据目前国家补贴和优惠政策，考虑不同地区资源条件和不同类型用户电价水平，按照20%余电上网进行测算，全国大部分地区由于居民电价较低，发展居民分布式光伏不具备经济性。华东，华北，东北等地区适宜发展一般工商业分布式光伏，内部收益率可超过10%。仅华北及西北部地区食欲发展大工业分布式光伏，但盈利水平也一般。
三，政策配套难。这表现在三个方面，第一，地方政府政策实施细则难以确定，如补贴金额一项，各地最终执行效果有很大不确定性;第二，各方责任关系协调一致性有待提高，这需要经验的积累;第三，现有政策对用户吸引不足，很多拥有优质屋顶资源的业主缺少参与积极性，导致屋顶资源稀缺。
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一、中国分布式光伏发电政策分析
我国产业严重依赖国外市场的风险在欧美“双反”时暴露无遗。为挽救我国，国家今年连续出台政策支持分布式光伏发电发展。具体政策时间表如下：
2013年国家出台的光伏政策一览表
国家电网《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》
财政部《关于清算光伏金太阳示范工程财政补助资金的通知》
国家能源局《建立服务能源企业科学发展协调工作机制的通知》
国家能源局《分布式光伏发电示范区工作方案》
国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见（国八条）
发改委《分布式发电管理暂行办法》
财政部《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》
国家能源局《关于开展分布式光伏发电应用示范区建设的通知》
国开行《支持分布式光伏发电金融服务的意见》
工信部《光伏制造行业规范条件征求意见》
发改委《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》
《关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》
财政部《关于光伏发电增值税政策的通知》
发改委：关于度电补贴政策的细则
住建部：屋顶光伏的相关工程标准
能源局：可再生能源配额制，后续的分布式示范项目批建
国家电网：并网方面的其它细则
二、投资风险分析
8月30日出台的标杆电价和补贴政策基本高于市场预期，地面集中式光伏电站标杆上网电价由之前的四类资源区最低标杆电价0.7元/千瓦时上调至0.9元/千瓦时；分布式光伏电价补贴政策中0.42元/千瓦时，相对于2013年3月发布的征求意见稿中0.35元/千瓦时的补贴标准，这次补贴高于市场预期。最受期待的光伏标杆电价和补贴政策已经出台，执行层面可能会慢于预期，但结果乐观，分布式示范在执行层面可能面临诸多问题：
1、政策配套尚未完善。分布式示范项目的备案程序、并网程序、审核办法、验收程序、技术标准、补贴发放等执行层面，尚缺少细则的支持。即使细则出台后，存在不合理的条款或者执行问题，导致项目进度偏慢也是大概率事件。因此需要通过首批项目尽快进行制度的实证，尽快完善政策环境，保证后续项目的顺利实施。
2、融资和商业模式尚无成熟经验。度电补贴方式不提供建设期资金支持，因此项目融资压力较大，对应的投资风险上升。另外，项目业主的盈利模式尚不明确，后期盈利依赖运营、EMC或是出售模式，都存在可能，但目前仅有理论验证，尚无实际经验，需要持续摸索。只有商业模式成熟后，才会激发更多的主体参与示范项目的建设和运营。
3、从示范过渡到普遍，还需全方位的跨越。完善的政策环境和商业模式之后，还需完善的集成服务体系，才能保证示范项目的运行效果，促进新项目的增加。
4、电网提供接入并网、补贴到位等落实程度。对于光伏企业而言，尽管国家给予原则上的大力支持，电网能否及时提供接入以顺利并网、每月的补贴到位等措施的落实是最能体现国家对产业扶持的决心，一旦落实到位，电站收益率将确定，产业才能进入真正的大发展。
5、光伏发电安装时对屋顶破坏的风险。屋顶安装光伏系统必须注意屋顶结构和屋顶防渗透层的密封性。一般而言，每100瓦光伏组件都要求有一个支撑托架。对于一栋新建筑，支撑托架通常在安装屋顶盖板之后、加装屋顶防水材料之前进行安装。砖瓦屋顶在结构上往往被设计成接近于它的负重能力极限，在这种情况下，屋顶结构必须得到加强，以承受额外的光伏系统重量，或将砖瓦屋顶改变成专门带状的区域安装光伏阵列。
6、光伏发电运营过程中火灾对建筑物内的人身和财产安全的风险，以及建筑物火灾对光伏发电的风险。光伏发电设备运行是否安全，主要考虑三方面：逆变器散热、汇流箱和组件的二极管。三者是电站发生火灾的主要威胁因素。短路造成火灾，这也是国际上的电站运营商首要关注的问题，至今未找到行之有效的灭火方案，水灭火会导电；固体泡沫在有倾斜角度的组件上面无法停留；所以，在建设电站的时候，应该充分完善电站安全措施，考虑防火、防震等应急快速反应预案。此外，还有加强建筑物火灾防范和应急处置，最大限度地降低建筑物内对火灾对光伏系统的损毁。
7、所在建筑物使用年限不足，拆迁带来的光伏发电系统运营寿命的影响。对于寿命周期长达二十年之久的电站项目，设计、安装前需提前考虑所在建筑物的使用年限，保证其在较长一段时期内能保证光伏发电系统的运行稳定性，如若不然，只能是对国家人力、物力、财力的极大浪费。
8、建筑物内用电负荷大幅变化对自用电量及项目效益的影响。光伏发电装置容量的考虑，根据有关专家的建议光伏发电装置的容量应为总用电量的5%以上才具有一定的效益。
因此，预计后续政策包括各地方政府配到措施将会在接下来会密集出台，例如关于度电补贴政策的细则，电站增值税减半；分布式光伏金融服务政策；屋顶光伏的相关工程标准、可再生能源配额制，后续的分布式示范项目批建及并网方面的其他细则等。
三、分布式光伏发电前景预测
国际上分布式发电系统占光伏发电的比例达到67%左右，德国、美国、日本等主流国家的所占比例更是高达80%以上，与之相比，中国分布式光伏应用比例较低。光伏主流国家经验表明，分布式光伏才是光伏行业的主战场，国内市场目前仍以大型电站占绝对主导，未来分布式光伏潜在成长空间巨大。
行业研究中心分析认为，分布式示范或将出现类似于金太阳项目的情况，因此到2015年中国光伏累计装机35GW的目标仍有不确定性。但基于目前政策推进的决心和速度，我们仍认为过程中的问题可解决，分布式示范的结果依然乐观，预计到2015年中国分布式光伏装机容量将超过15GW。
附件：上网政策分析
近日，印发了有效期为3年的《光伏发电运营监管暂行办法》。这一办法涉及光伏发电并网、运行、交易、信息披露等各个环节。其中《办法》明确规定，电网企业应当全额收购光伏发电上网电量，未按照规定完成收购造成经济损失的，应当承担赔偿责任。
<span STYLE="mso-ascii-font-family:宋体;mso-ascii-theme-font: major-mso-fareast-font-family:宋体;mso-fareast-theme-font:major- mso-hansi-font-family:宋体;mso-hansi-theme-font:major-mso-bidi-font-family: Acolor:#05年国务院出台通过的《可再生能源法》就明确规定要对光伏发电量进行全额收购，2009年做了进一步的修订，但据业内人士反映，该规定从未强制执行过。未强制执行带来的直接后果就是造成出于技术上、经济上、质量上的各种考量，各地的光伏电站面临着建设难、并网难、拿钱难。
根据上半年科技部针对光伏行业开展的调研结果显示，去年，国内光伏发电站被弃光限电 的比例已达到40%，即使一些并网条件好的电站开工率尚且不足80%。电网企业接受并网到底难在哪里?说到底是个“钱”字，经济利益在作怪。
从电站的建设来说，并网的过程已经是电站项目建成后和电网的接轨过程。按照国家的政策和各类规定，电网企业有义务免费提供接入、计量、运行等服务。真正在实施时，电站都在期待着电网拿出钱来安装电能计量表，完成从电站到电网的线路铺设、运行管理建设。而这些都是需要电站口袋里的真金白银。面对抢装的光伏热潮，面对各地政府的光伏投资热潮，电网似乎不断地犹豫着。
<span STYLE="mso-ascii-font-family:宋体;mso-ascii-theme-font: major-mso-fareast-font-family:宋体;mso-fareast-theme-font:major- mso-hansi-font-family:宋体;mso-hansi-theme-font:major-mso-bidi-font-family: Acolor:#12年底，国网公布了《关于做好分布式光伏电网并网服务工作的意见》，称从11月1日开始，将为分布式光伏发电项目业主提供接入系统方案制订、并网检测、调试等全过程服务，不收取费用。但紧接着的一项说明又称：国家电网公司承诺，10千伏及以下电压、单个项目容量不超过6MW的分布式发电项目可免费入网，富余电量也将全额收购。按照新规定，未来将以逆变器终端为界，界外费用由电网承担，界内费用由业主承担。既然如此，如何又出来一个技术上的限制呢?
国网对电站并网的经济效益或许可以从两方面考虑：
<span STYLE="mso-ascii-font-family:宋体;mso-ascii-theme-font: major-mso-fareast-font-family:宋体;mso-fareast-theme-font:major- mso-hansi-font-family:宋体;mso-hansi-theme-font:major-mso-bidi-font-family: Acolor:#.
电站并网首先产生的投入是并网费用。有专家分析，分布式发电虽然是低压端的自发自用为主，不需要向西部电站的升压、输电支持，似乎无需多少成本。但是分布式由于单体容量规模远远小于西部大型地面电站，分散、数量众多将使电网公司在配电网接入时不得不投入大量的人力、物力。国网也是企业，效益优先，如此海量的投入能否坚持是个问题。
<span STYLE="mso-ascii-font-family:宋体;mso-ascii-theme-font: major-mso-fareast-font-family:宋体;mso-fareast-theme-font:major- mso-hansi-font-family:宋体;mso-hansi-theme-font:major-mso-bidi-font-family: Acolor:#.
损失售电利润。王斯成专家分析道，“目前发电只有两种途径：一种是自发自用，另外就是出售给电网。之前对分布式，电网要求必须自发自用，不允许上传。为何排斥新能源?电网总说是安全问题，但实际上是利益分配问题，并网侵犯了电网的垄断利益，新能源多发一度电，电网就少收入一度电的差价收入。说白了，电网是靠卖电挣钱的，如果每家每户都用自己的屋顶发电，都不用买电网的电了，那电网的电卖给谁?所以说，它如果扶植你的话等于扶植了一个竞争对手。”
或许国网在2012年就预见到了分布式电站项目的新政策和2013年的爆发性增长。这一防范于未然的技术规定，出台得恰到好处。但细细分析一下就发现，国网凭什么给免费加上一个定语呢?难道国网的这些投入真的是国网自己口袋里的钱吗?
《可再生能源法》对电网企业的并网费用的规定：
第二十条　电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。
第二十一条　电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收。
第二十二条　国家投资或者补贴建设的公共可再生能源独立电力系统的销售电价，执行同一地区分类销售电价，其合理的运行和管理费用超出销售电价的部分，依照本法第二十条的规定补偿。
第二十四条　国家财政设立可再生能源发展基金，资金来源包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入等。
可再生能源发展基金用于补偿本法第二十条、第二十二条规定的差额费用。本法第二十一条规定的接网费用以及其他相关费用，电网企业不能通过销售电价回收的，可以申请可再生能源发展基金补助。
一目了然。当国家出台可再生能源电价附加补偿时，电网早在第一时间内就开始在用户的电费中反映出来了。当这些钱进入了口袋，再要拿出来反哺可再生能源建设时，那得要好好算一下，需要“慎重再慎重”地进行投入。即便是法律有明确要求，也会有一个落实的过程。这个落实的过程，表现在具体的操作上，难免被戴上一顶“拖”的帽子。
《光伏发电运营监管暂行办法》对并网的具体操作指导意见：其实用户、投资方都不是傻瓜，个中端弥，自然有其它的利益相关方和新能源的急先锋奔走呼号。此次国家能源局印发的有效期为3年的《光伏发电运营监管暂行办法》就是针对上述情况，对于电网企业在光伏发展的责任，从职责范围、具体操作、法律责任等方面做出了更多明确的规定。
首先在职责范围上，《办法》明确指出接入公共电网的光伏发电项目、接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分，由电网企业投资建设。接入用户侧的光伏发电项目，接入系统工程由项目运营主体投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。分布式项目享受了更大优惠。《办法》提出，电网企业负责对分布式光伏发电项目的全部发电量、上网电量分布计量、免费提供并安装电能计量表，不向项目单位收取系统备用容量费。电网企业在有关并网接入和运行等所有环节提供的服务均不向项目单位收取费用。
其次在具体实施上，《办法》进一步明确电力调度机构应当按照国家有关可再生能源发电上网规定，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制光伏发电出力。《办法》要求，电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内光伏发电项目的上网电量。因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形，未能全额收购的，电网企业应当及时将未能全额上网的时间、原因等信息书面告知光伏发电项目运营主体，并报国务院能源主管部门派出机构备案。
最后在法律责任上，《办法》再次强调指出，电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成光伏发电项目运营主体经济损失的，应当按照《可再生能源法》的规定承担赔偿责任。
《可再生能源法》规定的法律责任有：
第二十八条　国务院能源主管部门和县级以上地方人民政府管理能源工作的部门和其他有关部门在可再生能源开发利用监督管理工作中，违反本法规定，有下列行为之一的，由本级人民政府或者上级人民政府有关部门责令改正，对负有责任的主管人员和其他直接责任人员依法给予行政处分;构成犯罪的，依法追究刑事责任：
(一) 不依法作出行政许可决定的;
(二) 发现违法行为不予查处的;
(三) 有不依法履行监督管理职责的其他行为的。
第二十九条　违反本法第十四条规定，电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成可再生能源发电企业经济损失的，应当承担赔偿责任，并由国家电力监管机构责令限期改正;拒不改正的，处以可再生能源发电企业经济损失额一倍以下的罚款。
此次国家能源局启动对光伏并网消纳的全面监管，无疑将加速光伏发电应用市场规模的扩大，推动行业出现新一轮大的发展，充分体现了对法律的尊重，体现了有法可依、有法必依的原则。
雷声再次响起，响鼓上敲起了重锤。但谁都知道有法必依的前提是受害方得有勇气拿起维权的武器。谁都知道客户欠钱是可以通过法院来维权的，但真正将客户告上法庭的供应商又有几家呢?在中国，要看到具体的效果的话，还得看监管措施的落实情况，这种监管效果，一方面来自国网管理层自身从上而下的监管，另一方面就要看国家能源局对国网的监督了。
中国能建工程研究院
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产业重点布局分布式光伏 当前行业发展难点解析
&刘源 o 　　来源：前瞻产业研究院　E1288
&众所周知，地面电站和分布式是光伏发电两大业务，随着上网电价下调、弃光限电、可再生能源补贴缺口不断扩大，未来地面电站将继续遭遇困境，受政策青睐的分布式光伏将迎来发展东风。根据可再生能源&十三五&规划的要求，预计2020年光伏发电装机总量要达到1.05亿千瓦。但是，&融资难、变现难&目前依然是制约分布式光伏发展的难点。
我国分布式光伏发电项目的发展规模仍旧较低。据前瞻产业研究院《中国》显示，今年前11个月集中式电站的新增装机量达到了2845万千瓦，占全部光伏发电新增装机量的89%。而分布式光伏发电新增装机量为366万千瓦，在全部光伏发电新增装机量中的占比仅为11%。这说明，未来我国分布式光伏发电发展潜力巨大。
对比国际光伏市场，截至2015年年底，全球230GW光伏发电项目中，54%为分布式光伏，其中，德国、日本、美国市场分布式光伏占比分别为74%、86%和42%，而中国剔除全额上网分布式光伏外的分布式光伏占比不足10%。
在2017年集中式电站标杆电价将会大幅度下调，这将削减集中式光伏发电项目投资的吸引力。而分布式光伏发电项目则由于&就近消纳&、&余量上网&等优势，将会成为下一步光伏产业的投资热点。另外，售电交易市场的逐步成型，也提高了人们安装分布式光伏项目的积极性。
分布式光伏过去在中国发展难，原因在于，全额上网分布式光伏面临&标杆电价较低缺乏经济性;存在潜在的限电风险;补贴拖延较为严重&等问题。自发自用分布式光伏则有着运营周期过长的特点，整个生命周期长达25年，而在这个周期里，用电企业对投资商的主体资质及其持续专业服务能力存在不信任;投资商对用电企业主体资质及其用电水平存在不信任;财务类投资人则对前述两大问题有着双重顾虑。
随着越来越多的光伏企业将重点投向分布式光伏市场，我国光伏产业已经支撑起了分布式光伏电站产业链的各个环节，各大光伏展会上也都形成了&分布式光伏一站式采购平台&。同时，《太阳能发展&十三五&规划》的发布也将积极推动行业融资进程。
近年来我国光伏产业的投资规模逐步扩大，目前已经达到百亿级别，未来随着光伏产业政策逐步敲定，投资潜力还将不断释放。
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【深度】分布式光伏发电现状分析及投资前景预测
目前，国际上的分布式光伏发电系统占光伏发电的比例达到67%左右，德国、美国、日本等西方国家的分布式光伏发电所占比例更是高达80%以上，与之相比，中国分布式光伏应用是比较低的。从目前国家对开发新能源的帮扶政策看，未来分布式光伏发展前景广阔。
　　三、分布式的前景预测　　目前，国际上的分布式占发电的比例达到67%左右，德国、美国、日本等西方国家的分布式光伏发电所占比例更是高达80%以上，与之相比，中国分布式光伏应用是比较低的。从目前国家对开发新能源的帮扶政策看，未来分布式光伏发展前景广阔。　　1、未来分布式光伏项目收益有望大幅提高。& & 目前，分布式光伏项目电价为&基础电价+补贴&。其中，国家级补贴0.42元/度电；很多有实力的省、市、县，在国家补贴的基础上又出台了地方补贴。如浙江省温州永嘉县，每度分布式光伏项目可以获得的补贴为：0.42(国家)+0.1(省)+0.1(市)+0.4(县，五年)=1.02元/kwh。这仅仅是补贴！而对于居民的户用光伏，各地的补贴力度则更大。同样以永嘉县为例，通过政府给予的各种补贴和优惠政策，居民自己投资的户用系统前5年可以拿到1.858元/kwh。除了高额补贴保障分布式光伏项目投资能获得合理收益外，税费优惠和额外减排收入进一步提高项目收益。同时，分布式光伏作为一种绿色能源，还可以获得减排的额外收益。　　2、推进电改将使分布式光伏电量消纳有了可靠保障。& & 未来我国电改的推进也将为分布式光伏创造有利条件，其中关键是售电权放开。分布式项目未来业务模式不仅局限于针对屋顶业主的合同能源管理，在合适的范围和条件下，将允许向第三方供电，在示范区启动转供电试点，项目发电长期稳定消纳的潜在风险可进一步解除。目前，分布式光伏项目采用的是&自发自用，余电上网&和&全部上网&两种售电模式中的任意一种。而在相对独立的经济开发区内，投资商可以通过&转送电&的模式，将余电卖给邻近企业，从而使余电获得高额的电价。如果几年后形势发生变化，自用电力明显降低，则项目还可以变更成&全部上网&模式，从而保障分布式光伏的发电量会以相对最高的电价被全额消纳。　　3、长期困扰行业的融资难问题有望逐步缓解。& & 由于分布式光伏初始投资相对较高，融资难问题一直是困扰行业发展的一个瓶颈。从2014年第三季度开始，银行针对分布式的态度已发生了转变，国开行、农发行、民生和招商银行等都开始积极进入分布式项目的贷款，此外，随着金融机制的不断创新，商业保险融入、分布式光伏项目资产证券化等措施的推广，将使融资难的问题逐步得到解决。毋须置疑，随着国家对清洁能源运用支持力度的不断加大，越来越多的金融产品也将随之进入分布式光伏领域，融资难问题定会迎刃而解。　　4、光伏发电并网收购及补贴落实执行较好。& & 总体上看，河北省分布式光伏发电并网收购及补贴落实执行情况较好。这两年，河北省发改革委先后出台了一系列支持光伏产业发展的政策，积极鼓励分布式光伏发电项目建设。比如说河北省制定的《分布式光伏应用重点示范村实施方案》、《百村(万户)光伏惠农示范工程实施意见》，以及《河北省关于支持光伏产业发展的若干意见》，取消了10千伏及以下、单点接入6兆瓦的分布式光伏发电项目行政审批，其他分布式光伏发电项目审批权下放到各设区市，并制定了一系列支持政策。　　5、分布式光伏发电模式多样、选择性强。& & 目前比较成熟的商业模式有三种：一是农户出资50%，贷款50%；二是农户全额贷款；三是农户全额出资。扶贫模式有三种：一是政府扶贫资金、农户、企业赞助各三分之一；二是政府扶贫资金、农户、企业垫资各三分之一；三是企业全部投资，电站归企业所有，这些模式都为下一步分布式光伏的快速发展提供了很好的借鉴。&
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