分布式光伏發電項目的投資影響因素研究

邸鑫 馬旭卿 鐵宇 楊琳琳 閆松

摘 要：為應對全球氣候變化，中國提出了碳達峰、碳中和的戰略目標。作為中國實現該目標的重要途徑之一，分布式光伏發電不僅能夠減少和替代化石能源消費，而且有利于構建安全、高效的局域微電網，近年來在政策的影響下得到快速發展。目前，分布式光伏發電項目的投資競爭已經進入白熱化階段，優質的項目資源越來越少，同時又面臨產業鏈上游環節原材料價格的波動和補貼退坡等問題，分布式光伏發電項目的投資決策越發困難。首先對分布式光伏發電系統的優勢進行了分析，然后從補貼政策、產業鏈價格傳導、售電收入的不確定性這3個方面對新能源投資企業在分布式光伏發電項目投資決策中需要考慮的幾個關鍵影響因素進行了分析。研究結果可為日后在更加嚴峻的投資環境中的項目投資決策提供借鑒和參考。

關鍵詞：分布式光伏發電；產業鏈；補貼政策；投資決策；售電收入

中圖分類號：TM615 文獻標志碼：A

0? 引言

2021年6月20日，國家能源局綜合司下發《關于報送整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》，擬在全國組織開展整縣（市、區）屋頂分布式光伏發電開發試點工作。光伏發電設施建設是中國新型基礎設施建設的重點項目之一，在構建以新能源發電為主體的新型電力體系下，光伏發電的發展前景十分廣闊。根據國家能源局數據，2021年，中國光伏發電新增裝機容量為5488萬kW，為歷年最高。其中，集中式光伏電站新增裝機容量為2560萬kW，同比下降26.22%；分布式光伏電站新增裝機容量為2928萬kW，同比增長88.65%。2021年，中國分布式光伏電站累計并網裝機容量為10750萬kW，約占全國總光伏發電并網裝機容量的1/3。2022年，中國光伏發電新增裝機容量為8741萬kW，同比增長60.3%。其中，集中式光伏電站新增裝機容量為3629萬kW，同比增長41.76%；分布式光伏電站新增裝機容量為5112萬kW，同比增長71.41%。2022年，中國分布式光伏電站累計并網裝機容量為15762萬kW，約占全國總光伏發電并網裝機容量的40%。從以上數據可以看出，分布式光伏發電的裝機容量和發電量已在光伏市場中占有一席之地，不再是光伏發電形式里的“配角”。

本文首先對分布式光伏發電系統的優勢進行分析，然后從補貼政策、產業鏈價格傳導、售電收入的不確定性這3個方面開展分布式光伏發電項目的投資成本或收益的影響因素分析。

1? 分布式光伏發電系統的優勢

分布式光伏發電是完全基于用電主體需求和特征定制的零碳能源方式，能夠解決傳統能源供給網絡無法覆蓋的細分場景，是一種真正意義上的區塊鏈能源形態。雖然分布式光伏發電項目的個體規?？此莆⑿?，但在實現規?；季趾?，可能呈現出傳統能源和集中式新能源發電都無法企及的聚變效應，是中國零碳轉型“木桶效應”中不可或缺的那塊木板[1]。

1.1? 經濟效益“多贏”

分布式光伏發電項目的運行模式由最開始的小規模自建自營模式逐漸發展為專業化、規?；暮贤茉垂芾恚‥MC）模式[2]。

目前，基于節能效益分享的合同能源管理是市場上最主流的商務模式，該模式下客戶不需要投入資金，項目所需資金由投資公司采用“資本金+融資”的方式承擔，降低了客戶的投資風險。比如：投資公司利用客戶閑置的屋頂資源建設分布式光伏發電系統，并負責項目的整體管理和控制，再通過工程總承包（EPC）模式引進具有先進技術經驗和專業管理經驗的總承包來開展項目建設。項目的開發涉及客戶、投資方、設計單位、施工單位等多方，由多方共同承擔投資、建設、運行、維護方面的風險，因此分布式光伏發電系統并網發電后，經濟效益也由多方共同分享。

1.2? 社會效益顯著

分布式光伏發電系統建成后，通過提供綠色電力，可減少二氧化硫、二氧化碳、氮氧化合物等多種大氣污染物的排放，達到充分利用新能源、節約化石能源的目的，對減少環境污染、改善大氣環境具有積極作用。

以北京地區建設的裝機容量為1000 kW的某單面光伏組件分布式光伏發電項目為例，在20年運營期內，項目的年均發電量約為123.74萬kWh，相當于每年減少標準煤消耗373.08 t，減少二氧化碳排放1024.57 t，減少氮氧化合物排放0.19 t，減少二氧化硫排放0.13 t，具有明顯的節能減排效果，環境和社會效益顯著。

2? 分布式光伏發電項目的投資影響因素分析

利潤是新能源投資企業最原始的投資動力，由成本和收益兩個方面決定。1）成本方面：作為光伏產業鏈的末端，分布式光伏發電系統的建設成本主要受硅料、太陽電池和光伏組件等上、中游環節材料價格的影響。2）收入方面：主要包括政策補貼和售電收入兩個來源。其中，對售電收入影響最大的兩個因素是分布式光伏發電的自用電比例和全面取消工商業目錄銷售電價后的市場電價。因此，本節主要從補貼政策的變化、產業鏈價格傳導和售電收入的不確定性3個方面來分析各因素對分布式光伏發電項目投資的影響。

2.1? 補貼政策對投資收益的影響

光伏行業受政策的影響巨大。2017年之前，國內的光伏企業都熱衷于建設集中式光伏電站，而2017年集中式光伏電站上網標桿電價的大幅下調和“三北”地區（即中國東北、華北北部和西北地區）集中式光伏發電項目指標發放的縮減，使大眾對光伏發電項目的投資目光從集中式光伏發電項目轉向分布式光伏發電項目，當年分布式光伏發電的新增裝機容量同比增長了約357.21%。

國家自2013年開始對分布式光伏發電項目進行政策補貼，而補貼標準在2016年后開始逐年縮減，同一時期，地方補貼退坡也正在發生。地方補貼政策最開始于2015年出臺，涉及7個省和北京、上海兩個直轄市，部分省下面還有市級補貼政策，補貼期限一般為2～5年。2019年，只有湖南省、湖北省保留了省級補貼政策，其他地區都以市級為單位進行補貼，覆蓋范圍明顯減少。因此，在國家補貼削減力度超出預期和地方補貼力度明顯下降的情況下，2019年分布式光伏發電的新增裝機容量同比下降了41.79%。隨著光伏企業提升產品效率、降低成本，2019年后分布式光伏發電的新增裝機容量開始逐步提升。但對光伏產業鏈下游環節的項目投資來說，政策補貼對收益的影響仍至關重要，2021年分布式光伏發電的新增裝機容量同比增加了88.90%，部分歸功于這一年是國家針對戶用分布式光伏發電補貼的最后1年，同時也是許多地方政府補貼的窗口期。2013—2021年分布式光伏發電項目的補貼金額和新增裝機容量的變化趨勢如圖1所示。

分布式光伏發電項目的單個系統裝機規模小，資金補貼有利于投資方回收成本和提高收益。以裝機容量為2000 kW的某公建分布式光伏發電項目為例，在各年不同補貼政策條件下該項目的內部收益率（IRR）變化趨勢如圖2所示。需要說明的是，為了控制變量，該算例中除補貼金額以外的其他成本、費用和收入等條件均保持一致。

6年的時間足夠一個行業產生翻天覆地的變化，因此該分布式光伏發電項目的實際情況要比圖中曲線所表達的更加復雜。從補貼政策對內部收益率的影響角度來看：一方面，當補貼金額從2016年的0.42元/kWh降至2021年的0元/kWh后，項目的內部收益率幾乎“腰斬”，可見補貼政策對項目收益存在很大影響；另一方面，在2018年之后，項目內部收益率的降幅明顯比補貼金額的降幅更加平緩，說明光伏行業經過多年的發展，產業鏈已逐漸完善，大規模的生產和市場應用促進了技術的升級和進步，降低了項目成本，使行業有望擺脫對補貼的依賴。

2022年，分布式光伏發電進入國家層面的無補貼時代[3]，地方補貼成為唯一的政策紅利，削減補貼力度或取消補貼對分布式光伏發電項目收益的影響仍在持續，光伏行業發展亟需從由政策驅動轉向由技術和市場驅動。

政策補貼“兜底”消失后，處于產業鏈下游環節的企業的利潤對上、中游環節產品價格的依賴將更加嚴重，除了被動等待由技術更新帶來的成本下降之外，縱向補齊產業鏈短板將是有效解決該問題的方法。不少上游光伏企業向中游的光伏組件環節延伸，由于此類企業的產品自身具備成本優勢，低價擴張將帶動產業鏈各環節價格下行。2022年8月下旬，通威太陽能（合肥）有限公司以1.942元/W的最低報價中標了華潤電力控股有限公司3000 kW的光伏組件集采項目也預示了這一點[4]。但下游光伏企業向上延伸并不容易，由于技術門檻的限制，多數下游光伏企業只能通過參股、合資等合作方式向中游環節延伸來補齊“短板”。

2.2? 產業鏈價格傳導對投資成本的影響

2.2.1? 宏觀角度

從宏觀角度來看，政策影響了光伏市場的供需關系，而供需關系和技術創新是光伏產業鏈價格變化的主要推手。2014年4月—2022年6月的光伏行業綜合價格指數的走勢如圖3所示。光伏行業綜合價格指數涵蓋了多晶硅、硅片、太陽電池、光伏組件的價格，用來反映光伏行業的整體價格情況。

1）在2020年9月中國明確提出2030年碳達峰與2060年碳中和的目標前，光伏行業綜合價格指數整體走勢一直處于下降趨勢，分析原因有兩方面：一方面與光伏產業鏈逐漸完善和規?；a有關，各光伏企業在工藝和技術上不斷創新，促使產品成本下降；另一方面則與政策相關，尤其是2016年底和2018年初的光伏行業綜合價格指數出現兩次快速下跌（圖中紅線圈出的內容），都受到政策的重大影響。第1次快速下跌是因為2015年12月22日國家發展改革委發布了《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》（發改價格[2015]3044號），降低了I類、II類、III類太陽能資源區的地面光伏電站上網標桿電價；第2次快速下跌是因為2018年5月31日國家發展改革委、財政部、國家能源局聯合發布了《關于2018年光伏發電有關事項的通知》（發改能源[2018]823號），導致市場需求銳減，光伏行業綜合價格指數快速下降，但該年分布式光伏發電新增裝機容量在光伏發電總新增裝機容量的占比不大，光伏行業綜合價格指數主要受集中式光伏電站新增裝機容量的影響。

2）直到“雙碳”目標提出后，下游環節光伏電站裝機需求激增，但上游環節的技術門檻高、擴產周期長、投資金額大，難以及時匹配需求，導致供需失衡，從而促使光伏行業綜合價格指數整體走勢表現為持續上漲，這期間分布式光伏發電項目的裝機容量也呈現爆發式增長。

2.2.2? 產業鏈角度

從產業鏈內部來看，分布式光伏發電系統的建設處于光伏產業鏈末端，技術門檻相對較低，不存在規模經濟、產品差異和資金需求等結構性障礙，競爭雖然激烈，但成本主要受上、中游環節的價格傳導影響。分布式光伏發電系統初始投資成本中各部分費用的占比如圖4所示。

從圖4可以看出：分布式光伏發電系統的初始投資成本中，僅光伏組件成本一項就占初始投資成本的45.0%，說明光伏組件成本是影響下游企業投資成本的最關鍵因素；包含光伏組件成本、組串式逆變器成本和建筑安裝費用等在內的EPC價格占初始投資成本的比重超過了90%[5]。

自中國明確提出“雙碳”目標后，以光伏發電、風電為代表的清潔綠電迅猛發展，受市場供需能力的影響，2021年9月的硅料價格與該年年初時相比上漲了150%，且上漲效應一路傳導至光伏產業鏈上游的硅片，中游的太陽電池、光伏組件，以及下游的終端光伏電站；其中，上游的硅片價格上漲接近60%，中游的太陽電池價格上漲約4%、光伏組件價格上漲約8%，下游的EPC價格上漲約16%。

從圖5可以看出：光伏產業鏈上游的硅片價格上升的最早，下游的EPC價格直到2021年12月才有明顯的上漲反應，與中游的太陽電池和光伏組件價格變動有近兩個月的時間差，這是因為多數開發商和承包商囤積了大量的光伏組件，使其能夠在一段時間內仍以低價進行競爭和開發光伏發電項目。需要指出的是，除了產業鏈的價格傳導，2021年12月EPC價格的上漲也受到補貼退坡的影響。一方面，國家針對戶用分布式光伏發電的補貼截止；另一方面，許多地方政府對分布式光伏發電項目的資金補貼也到了一個窗口期。一些城市對于2022年后是否持續對分布式光伏發電進行補貼存疑，例如：北京市規定2020年1月1日—2021年12月31日期間并網發電的分布式光伏發電項目可享受為期5年的發電補貼；上海市規定2020年、2021年投產的光伏發電項目獎勵標準以2019年的獎勵標準為基準分別減少1/3、2/3，2022年是否提供市級補貼成為未知數。而另外一些城市，比如溫州、麗水、樂清等地區，明確2021年以后地方光伏補貼力度將逐年遞減。分布式光伏發電項目為滿足2021年的補貼條件，必須在12月前并網驗收，因此在12月進行EPC招標的項目，為了建設進度需要付出更大的代價。

上、中游環節材料及產品價格的波動，以及受政策影響的市場環境變化，最終會影響項目投資成本中EPC價格的變化。以北京地區裝機容量為2000 kW的某工業分布式光伏發電項目為例，因EPC價格發生變化，導致該項目的內部收益率變化率和靜態回收期變化率均發生了變化，具體如圖6所示。

從圖6可以看出：當該分布式光伏發電項目的EPC價格下降15%時，項目的內部收益率升高了22.25%，靜態回收期降低了12.28%；當該分布式光伏發電項目的EPC價格升高15%時，項目的內部收益率下降了17.54%，靜態回收期增加了12.17%。

從降低投資成本的角度來看，光伏企業的投資關鍵是做好市場調研和投資規模預算，提前布局光伏組件，一方面可以降低產業鏈價格波動對投資成本的影響；另一方面能夠防止因光伏組件供應不足導致項目建設周期延長的情況發生。

2.3? 售電收入的不確定性

售電收入的不確定性受兩個因素的影響，分別為自用電比例和電價。

分布式光伏發電項目的售電收入主要包括客戶自用電量收入和上網電量收入兩個方面，二者的主要差異在于電價不同?？蛻糇杂秒娏亢头植际焦夥l電系統發電量的比值稱為自用電比例，對農村戶用分布式光伏發電項目而言，自用電電價和上網電價基本相當，因此，自用電比例主要影響的是工商業分布式光伏發電項目的收益。

在全國絕大部分城市，一般工商業電價和大工業電價比光伏發電上網標桿電價要高出許多。以北京地區為例，光伏發電上網指導電價為0.3598元/kWh，工商業目錄銷售電價取消后，一般工商業和大工業分時電價的峰時平均價格分別在1.0元/kWh和0.7元/kWh左右，接近光伏發電上網指導電價的2～3倍。因此對投資方而言，自用電量收入和上網電量收入有很大差距，尤其是裝機容量較大的項目，自用電比例是決定分布式光伏發電項目收益的重要指標。

以北京地區裝機容量為2000 kW的某工業分布式光伏發電項目為例，在運營年限、融資比例、成本及費用等其他投資邊界條件保持不變的情況下，該項目采用不同自用電比例時對應的內部收益率和靜態回收期曲線如圖7所示。

從圖7可以看出：隨著自用電比例的提高，該項目的內部收益率幾乎呈線性增長趨勢，靜態回收期幾乎呈線性遞減趨勢。

分布式光伏發電項目進行投資決策時，主要通過客戶的歷史用電數據對分布式光伏發電系統的發電量進行消納分析，一方面將歷史用電量和系統理論發電量進行對比，另一方面需要確定客戶的用電模式，主要包括節假日工作模式、日間用電高峰時段等。需要注意的是，由于前兩年受新冠疫情的影響，許多可以提供屋頂供安裝分布式光伏發電系統的企業的經營狀況不穩定，歷史用電數據不能完全代表其目前的生產狀態，應在歷史用電數據的基礎上，收集該企業目前在典型工作日、周末、節假日的用電數據作為輔助，以便在進行投資決策時更加準確地估算分布式光伏發電項目的自用電比例。

2021年10月11日，國家發展改革委發布了《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格[2021]1439號），要求有序推動工商業用戶全部進入電力市場，取消工商業目錄銷售電價。這一改革加劇了售電收入預測的不確定性，主要表現為以下3個方面：

1）無論客戶是直接參與電力市場交易，還是選擇由電網企業代理購電，自用電電價都由電力市場的供需情況決定，不再一成不變。

2）客戶可以根據自身情況更換購電方式，使售電收入更加難以預測。

3）分布式光伏發電項目的合同能源管理協議的期限一般是20年或25年，時間跨度大，售電收入的預測難度更大。

對分布式光伏發電項目的投資企業來說，可以將2022年已公布的代理購電電價和電力交易中心數據作為參考，但對于項目協議期限整體的收益預測需要更加謹慎，隨著新能源技術的發展及新型電網建設投資力度的加大，平準化度電成本和電網的系統成本都會下降，從而導致電力市場價格下降，最終影響項目的售電收入。

3? 結論

分布式光伏發電項目的推進和發展不僅能夠減少和替代化石能源的消費，助力達成“雙碳”目標，同時有利于構建安全、高效的局域微電網，但在當前國外局勢動蕩，全球面臨經濟下行的壓力條件下，新能源投資企業對新項目的投資決策越發謹慎。本文首先對分布式光伏發電系統的優勢進行了分析，然后從補貼政策、產業鏈價格傳導、售電收入的不確定性這3個方面對新能源投資企業在分布式光伏發電項目投資決策中需要考慮的幾個關鍵影響因素進行了分析，期望研究結果可為日后在更加嚴峻的投資環境中的光伏發電項目投資決策提供借鑒和參考。

隨著分布式光伏發電項目的大規模擴張和政策調整，越來越多的問題將隨之體現，比如：老舊廠房無法通過安全評估，檢測和加固屋頂結構都將增加在此類屋頂建設分布式光伏發電項目的初始投資成本。因此，如何在嚴峻的投資環境中提高項目決策的準確性和效率，將是新能源投資企業提高競爭力的關鍵。

[參考文獻]

[1] 能源雜志. “碳中和”目標下，分布式光伏如何發揮關鍵性作用？[EB/OL]. （2021-03-09）. https：//www.inengyuan.com/wind/5648.html.

[2] 曹峰，韓效鋒. 分布式光伏定價方法研究[J]. 能源與節能，2022（8）：46-49.

[3] 國家發展改革委. 國家發展改革委關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知：發改價格[2021]833號[S/OL]. （2021-06-07）. https：//www.ndrc.gov.cn/xwdt/tzgg/202106/t20210611_1283089.html.

[4] 財聯社. 光伏組件招標“天量”背后：龍頭業績向上毛利向下，硅料價格乃破局關鍵？[EB/OL]. （2022-08-31）. https：//www.cls.cn/detail/1118633.

[5] 顏陽春. BIPV行業深度報告：BIPV風頭正盛，誰將異軍突起？[R/OL]. （2022-07-14）. https：//max.book118.com/html/2022/0714/8113061127004117.shtm.