針對預期中的屋頂光伏電站“金太陽”補貼取消，改為根據發電量執行電價補貼，大多數人對于今后投資光伏的盈利預期抱有懷疑態度，其實這是一條必須走的路，而且也是未來光伏健康發展的必由之路。下面我就從幾個方面給大家做一下分析：

    一、 全球光伏電站補貼方式

    1、德國模式

    眾所周知，德國在2010年以前是全球光伏市場的引擎，它的高補貼政策帶動了光伏產業的快速發展。德國屋頂電站采取的是雙電表計量方式，光伏所發電力直接通過一個電表送入外部電網，用戶用電則通過另一臺電表從電網取電。這樣光伏所發電力全部賣給電網公司，政府出資高價收購這些光伏電，最初這種補貼方式提高了光伏投資者的積極性。但是隨著光伏裝機容量達到較大比例后（區域電網光伏在所有發電設備中裝機占比超過25%），電力調度出現了問題，光伏的拋物線型發電曲線本身就有削峰的需求，而傳統發電設備的削峰調節幅度在陽光充沛的日子里根本無法滿足需求，導致電網波動。因此德國很多地區出臺了光伏電站功率輸出（70%負荷輸出限制）和年總發電量（90%的發電總量輸出）輸出限制措施，目的是讓用戶在高峰時段盡可能自身消耗掉一部分光伏電。隨之而來的，德國之前的安裝雙電表方式勢必需要改革。

    德國的電價補貼模式對于光伏設備和系統效率提高起到了積極作用，投資者都想提高發電的效率，使得新技術和新產品層出不窮。

    2、日本模式

    日本也是一個很早就開展光伏應用的國家，很多年前就開始了光伏電站的補貼，不過他們對于屋頂光伏選擇的是給予一次性裝機補貼為主的方式，近兩年才開始在裝機補貼的基礎上加入收購多余電量的補貼模式。這種補貼方式直接導致的結果是：不做出口的本土企業對于設備效率提升和技術升級的積極性不高，主要著重于產品成本降低。因此，日本企業生產的如逆變器產品，在歐美市場始終無法打開局面，其小型逆變器產品自身效率甚至低于中國的一些逆變器出口企業。

    日本的屋頂光伏電站之前一直采用的是凈計量模式，也就是電表正反轉方式，用戶只有在光伏所發電量大于自身累計用電量時，才會產生實際售電。此方式對于今后推廣光伏-儲能混合系統來說，無需進行任何改造。

    3、中國模式

    中國在2009年開始推出了住建部光電建筑一體化和金太陽補貼項目，標志著中國光伏應用正式開始規模化。中國屋頂光伏電站采用的是和日本類似的一次性初投資補貼政策，投資者只需要出一半的投資額即可（實際情況是投資商的出資比例遠不到一半）。中國金太陽政策鼓勵大規模屋頂應用，因此在進行了幾年后，大面積適合安裝光伏的屋頂成了稀缺資源。同時政府要求自發自用或升壓送至電網，完全自發自用就需要用戶安裝防逆流系統，防止光伏電倒送入電網，這樣就有可能在用戶側負載小于光伏電站發電功率時，產生了限發現象，浪費了寶貴的光伏資源；升壓上網方式帶來的問題主要是升壓系統投資增加和電費結算價格偏低的問題，因為升壓上網后，出售電價只能以當地脫硫電價結算，很難實現項目收益。

    中國的光伏發電計量主要以用戶側并網點計量模式，用戶根據電量支付給投資者相應的電價，俗稱“合同能源管理”模式。

    4、美國模式

    美國屋頂光伏電站補貼早期主要以抵稅（約為30%-50%的投資額）和節碳交易為主要補貼形式，2010年開始采取50%投資額補貼措施。

    美國的光伏電計量采用的是凈計量方式，允許用戶在用不完光伏電量的同時輸入電網，電表可以正反轉，多送入電網電量按照常規發電廠收購電價計費。

    5、其他

    大型地面電站全球模式都一樣，升壓后，將光伏所發電力送入輸電網，并通過計量輸入電量結算電費。地面光伏電站基本都有額外的電價補貼政策，來保障投資商的收益。但隨著光伏電站裝機容量的不斷提高，大型地面電站比例將逐步降低，原因是集中型光伏電站規模提升后，電力調度的難度加大，會導致一定的窩電損失，而今后配電網智能終端改造時，此類電站較難整改。本文中對于此類電站不做分析，所有引用案例和分析也不包含地面光伏電站。

    二、 現有補貼形式帶來的問題

    1、計量模式

    根據各種不同計量模式分析，德國以前的補貼計量模式雖然帶動了市場，但那只是時代的產物，已經不再能夠滿足現階段的需求和未來的發展。

    中國現有計量模式最大問題在于無法實施有效補貼改革，光伏窩電現象嚴重。

    屋頂光伏發電的凈計量已經成為市場選擇的主流，既不浪費光伏所發電力，也能保障業主收益，還為將來的智能配電網改造提供了便利。

    2、中國目前補貼形式存在的問題

    目前，國內屋頂光伏電站的使用存在諸多問題：

    A、光伏電站采用防逆流方式

    以綠色電力網監測的江蘇某地實際4個光伏電站為例：這4個光伏電站總共裝機容量為3.5MW（2011年4月并網發電并開始實時監測），共分為31個屋頂，每個屋頂就近并入大樓交流母線。每個項目的升壓變配電柜離各屋頂距離都很遠，實施防逆流的成本太貴（每個項目實施的成本在50萬左右），而且設備眾多，需要分級控制，有可能會導致逆變器不斷震蕩。同時其中某個項目還采用了主備變壓器，經常會進行切換和并列，這就給防逆流的實施和穩定性帶來了很大隱患。

    這四個光伏電站由于安裝了防逆流系統，有些點實際發電只有常規發電量的50%，綜合這四個項目，年平均發電量也只有正常發電的70%，其余電量全部被窩在了電池板里面。不說國家補貼的意義是否實現，單從企業投資的角度來講也是極大浪費。

    B、補貼電站的建設質量

    綠色電力網目前實際監測裝機容量100MW，其中近80MW是金太陽和住建部補貼項目，最早監測的電站開始于2010年5月，大批量安裝監測系統從2011年9月份開始。根據綠色電力網監測數據，補貼光伏項目的實際發電量總體上小于常規光伏電站發電量，只有20%不到的光伏電站發電屬于合理水平，最差發電量只有常規電站的25%左右，除去發電較好的部分和非正常電站外，其余50%電站的發電量比最低正常值偏少20%左右（有現場峰值日照時數的監測作為參照，系統效率按照75%計算來驗證）。

    在綠色電力網工作人員去現場安裝和調試監控系統的過程中，共發現光伏電站著火或燒壞設備導致部分設備運行停機至少10起，實際電站運行過程中的事故數量遠大于此。單個電站中，設備發電量運行差異在20%以上的有近一半，而且長期無人整改。獲得補貼的光伏電站中，有將近30%的電站無人定期清洗和檢修，這也是導致電站發電量下降的主要原因。還有一點是光伏組串發生故障（組件損壞和接線不良導致）后，大多無人進行現場檢修和維護。

    還發現一點就是設備機房安裝位置大都較為隨意，特別是室外臨時房建設中存在的問題較為突出，通風散熱、防塵防火和冬季保溫（北方地區）存在一定隱患。

    以上發電量數據還只是綠色電力網在最近一年內所統計的數據，隨著光伏電站運行時間加長，其實際發電量影響將更大一些。

    C、光伏電站投資者

    大多數屋頂光伏電站投資者在拿到政府補貼后，本著降低成本減少補貼的角度，想方設法降低標準，在提高發電量和控制成本遇到沖突時，都會選擇后者；而且基于減少投資的角度，很少考慮到售后的因素，因此很難保證光伏電站運行穩定。這就導致了優質產品和新型技術不會在業主的考慮范圍內，形成了劣幣驅逐良幣的惡性市場。這將對行業的長期健康發展帶來不利影響。

    在筆者了解的光伏電站項目中，居然遇到有業主在節約降成本的措施下，其補貼金額足以覆蓋其投資的案例，真可謂奇觀。

    3、光伏電站申報和并網要求

    國內光伏電站金太陽補貼要求連片區建設，單體屋頂不小于2MW，這導致尋找屋頂的難度加大，因為只有屋頂是不行的，還必須要房屋的用戶可以消耗掉這部分電量，否則就變成升壓上網。因此對于申報的項目大小要求一定要取消掉。

    目前屋頂光伏電站并網時，如果是升壓上網的，則按照地面電站同樣形式進行接入系統設計；如果是低壓并網的光伏電站，大多數省份要求做地調數據接入和開關柜遠程控制，這導致較為分散型并網的光伏電站實施難度加大，限制了光伏電站的多元化發展。建議當地電網公司取消光伏電站通過調度網光纖接入地調系統的硬性要求，可以采用加裝特殊GPRS模塊數據上傳。并對于用戶側并網的光伏電站取消開關柜遠程控制，因為今后屋頂光伏電站規模逐步向小型化發展，實際控制意義不大。（該要求最初是由于電網公司擔心光伏電站輸出電能質量不符合要求而增加的，如今通過大量項目證實其實際電能輸出質量基本符合電網公司要求。并且在2011年底能源局發布的337號文件中，明確要求國家能源太陽能研發實驗中心對于每個光伏電站進行并網檢測，來避免這一問題的發生）

    三、 光伏電站初裝補貼改為度電補貼

    1、計量方式的變化

    根據我國電力系統特點和未來發展智能電網的角度，希望將安裝有光伏等分布式發電的用戶計量電表改為凈計量電表，并根據實際的凈計量電力度數進行結算（買和賣都存在）；用戶在光伏內部并網點處安裝計量電表兩塊，一塊供電力公司發電數據傳輸用（含抄表功能，根據表讀數發放電價補貼），一塊供相關部門監督和用戶自身維護管理使用。兩個表頭合用互感器，并裝在同一配電柜內，單一電度表頭的市場價格不到2000元。（電力公司傳送的計量表需配置0.2S級精度，另一表頭只需配置0.5S級就夠了）

    根據中國電科院內部人士向筆者表示，光伏等分布式發電的用戶用電凈計量技術實施細則已經做完初稿，現等待上級部門的審批并公示。

    計量方式的變化帶來的是光伏電站的效益保障，原先因為光伏瞬時功率和用戶側負載功率不匹配導致的“限電”，以及光伏發電尋求的向電網售電制約等，將徹底成為歷史，原因舉例分析如下：

    A、某光伏電站一年發電50萬度，安裝該項目的工廠企業年用電150萬度，但是光伏發電在中午前后3-5小時為主要發電時間，而工廠至少是一天8小時運轉（很多是12-24小時），運轉期間其負荷基本穩定，因此如下圖所示：

    圖中藍線為工廠用電負荷，綠線為光伏發電曲線，紅色部分就是目前自發自用型光伏發電將被防逆流限制輸出的部分。影響到了光伏電站的實際收益，當然節假日的影響就更大了。

    B、按照凈計量方式，只要在每個月度（也可以是其他電費結算周期）的光伏發電量小于用戶實際用電量，那就無需售電給電網，只需要和用戶結算并獲得每度電相應補貼。

    2、補貼方式變化

    根據我國之前的補貼形式和投資者對于補貼電價形式政策風險擔憂，建議采取循序漸進方式，先采取5年電價補貼形式，將原先的5.5元（根據行業發展，可逐步降低補貼總額）補貼總額，根據現有東部地區電站發電數據，折算一個合適的度 電補貼價格，如按照每瓦每年發電1.2度，五年就是6度電，度電補貼就是0.92元；根據市場接受度，逐步延長補貼年限，譬如10年電價補貼的話，度電補貼就是0.46元。

    這樣的補貼度電價格加上投資者與用戶簽訂的合同能源管理協議，完全可以獲得很好的收益率。以目前的光伏投資成本，商業貸款占70%的話，按照10年補貼的內部收益率也可以達到近15%，如果是5年度電補貼的話，其收益率更高。（工廠用電價格普遍在0.8-1.2元之間，目前光伏結算度電價格在0.7-1元左右，因屋頂租賃費可以給所有者帶來效益，今后可以適當提高一定比例電價）

    3、光伏行業帶來的整體影響

    度電補貼方式是一種靠發電量逐步回收投資并帶來收益的措施，使得投資者必須緊抓電站質量，并有可能形成以承諾發電量而承接EPC和售后的風氣，這在歐洲被證明是一種良性的循環體系。也將會產生一批專業的運營服務商，為保障投資者利益保駕護航，共同獲取相應的收益。

    產品制造企業也會為了提高發電效率和穩定性不斷投入研發，產業創新進入一個快速發展的時代。

    針對于光伏應用的創新技術會不斷涌現，優質的系統集成商為了提高自身競爭力，并希望獲得超額發電帶來的利益，也會積極進行新技術的應用。各項電站管理和評估標準會如雨后春筍般涌現，大量企業進入光伏系統應用研究的領域，為產業未來發展奠定良好的基礎。

    四、資金破局

    國內光伏應用領域目前面臨最嚴重的問題是融資難，光伏電站作為一個優質固定資產，在歐洲很多年前就已經實現了向銀行、保險或其他金融企業抵押電站融資或貸款，而國內未能開展這項服務，其根源主要在于以下幾點：

    1、擔心電網公司限電

    也就是原先電網公司要求安裝的防逆流措施（大型地面電站限電不在此討論范圍）導致限電，擔心投資者無法獲得收益保障，凈計量實施后這一問題徹底解決。

    2、用電企業減產導致的用電量急劇下降

    這個問題在凈計量實施后對于光伏收益影響較小，因為絕大多數光伏電站所在廠房或樓宇的耗電量是光伏所產電量的5-10倍以上，說白了只要企業不停產或接近停產狀態，光伏電量的消耗就不存在問題。

    3、用電企業停產或歇業

    一旦出現這種情況，確實會對光伏電站的收益產生影響，因為光伏電力遠大于企業用電，導致當月凈計量結果為負值，也就是向電網售電，根據脫硫電價進行結算（價格只有0.4元/度左右）。

    值得慶幸的是，筆者了解到國家能源局已經在召集相關領域單位抓緊制定綠電交易方案，讓光伏等所發出的綠色電力進行市場化交易，來保障投資者的收益。說白了也就是想辦法穩定住電站的收益率。電網公司在這個環節中需要保障其一定的利益，國家相關部門需設定每度電一定金額給予電力公司作為管理費（通俗點說叫：過網費）。

    4、光伏電站資產保值

    在解決以上三點問題后，光伏電站的財務模型變得穩固，收益率較為穩定，保險公司也會愿意進行保險服務，銀行也樂意提供電站抵押貸款。甚至可以將光伏電站資產金融化，來實現社會化融資。

    5、現在是全球經濟持續低迷的時期，通貨膨脹接近頂峰后勢必回落，貨幣緊縮和資產貶值在所難免，唯有光伏電站是以國家信用為前提的優質保值資產，這也就是為什么金融危機爆發后，歐洲國家光伏投資反而大增的原因。<