啟動國內光伏市場“金太陽”功不可沒度電補貼政策接力 其效果更上層樓

■ 王長貴 吳達成 許洪華 王斯成

一 前言

“金太陽”示范工程和光電建筑項目啟動于2009年，實施5期，歷時5載。 正是由于有了這兩個國家項目，中國的分布式光伏發電得到了迅速推廣，到2013年底，這兩個項目的光伏累計裝機將達到5GW，分布式光伏發電的應用技術得到大幅度提高，積累了豐富的工程經驗，同時有力地促進了國家電網支持分布式光伏發電政策的出臺，其歷史作用功不可沒。

今年，按照度電補貼的新政策即將出臺。在此承前啟后、繼往開來之際，有必要對“金太陽”示范工程和光電建筑項目做一個總結，看看這兩個由政府主導的光伏市場開拓項目到底取得了哪些成績，有哪些經驗和教訓，這對于即將展開的分布式光伏發電的規模化推廣將是很好的借鑒。“前事不忘，后事之師”，希望這篇文章能夠為中國分布式光伏發電的健康發展提供一些幫助。

二 “金太陽”示范工程和光電建筑項目的實施情況

1 項目的實際完成情況

中國建筑光伏市場的真正啟動始于2009年。2009年3月23日，財政部和住建部聯合發出《太陽能光電建筑應用財政補助資金管理暫行辦法》（財建[2009]129號），對于光伏建筑集成項目補助20元/W，對于光伏建筑附加項目補助15元/W。各地上報283項，批準111項，總功率91MW。

2009年7月16日，財政部、科技部和國家能源局聯合發布《關于實施“金太陽”示范工程的通知》(財建[2009]397號)，通過申報和評審，批準了275個項目，總功率642MW，計劃在3年內完成。對于并網光伏發電給以50%的初投資補貼，對于離網光伏發電系統給以70%的初投資補貼。2009年實際落實的項目為140個，總功率340MW。

自此，光電建筑項目和“金太陽”示范工程全面啟動。截止到2012年底，光電建筑項目和“金太陽”示范工程一共核準了5期，累計核準項目6.33GW，具體核準情況及相應補貼政策見表1。

“金太陽”示范工程和光電建筑項目都是采用初投資補貼的方式。由于初投資補貼政策有利于市場的快速啟動，世界發達國家如德國、美國和日本，在光伏市場開發初期也是采用此辦法。德國1991年實施的“1000屋頂計劃”和1998年實施的“10萬屋頂計劃”都是采用的初投資補貼；美國加州的“Buy Down”政策，即初投資補貼政策，補貼比例也在50%左右；日本1995年實施“新陽光計劃”，第一年的項目補貼為初投資的50%，以后新上項目的補貼比例逐年遞減10%，直到2005年才取消了初投資補貼。

表1 中國光電建筑項目和“金太陽”示范工程核準情況

“金太陽”示范工程和光電建筑項目的實際實施情況如下：

2011年以前具備中央財政撥付資金的項目315個，設計裝機容量1267MW，實際完成安裝容量933MW，完成率為73.64%。光電建筑項目補貼幅度高，大多數屬于自建自用項目，因此完成率更高。2012年核準的兩批合計4539.2MW，要到2013年底才能實施審查，根據初步了解，大約已經有2.0GW完成主體工程。截至2013年上半年，“金太陽”示范工程和光電建筑項目總裝機已經完成大約3.5GW，到2013年底這兩個項目的總裝機預計將達到近5GW。

2 “金太陽”示范工程和光電建筑項目有無騙補現象

前一段媒體上有很多對于“金太陽”示范工程的負面報道，并報道有很多騙補現象。事實上，由于電網公司《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見》2013年3月以后才發布，造成很多項目主體完工后不能及時并入用戶側電網，有些由于要求建升壓站集中并入中壓電網而擱置；“合同能源管理”在光伏項目應用上沒有先例，也沒有標準，有很多項目開發商與建筑業主達不成合同能源管理協議而拖期等，凡此種種，其實都是因為政策不到位而造成的，責任并不在開發商。對于拖期項目和未并網項目應當分清原因，妥善處理。

三 取得的經驗和教訓

“金太陽”示范工程和光電建筑項目是中國第一次規模化地在城市建筑上推廣分布式光伏發電。經過5年的項目實施，既取得了寶貴的實踐經驗，也暴露出一些問題。

1 取得的成績和經驗

(1)迅速啟動了國內光伏市場。

中國國內光伏市場在2009年以前發展緩慢，中國生產95%以上的光伏組件出口國外。2009年以后，每年國內光伏市場的年增長率都超過100%，出口比例也由前幾年的95%以上下降到2012年的82.5%，見圖1。

(2)促進了光伏發電建設成本的下降。

隨著國際/國內光伏市場和生產規模的擴大，配套產業的逐步完善，多晶硅材料的產量大幅提高和成本下降，使得光伏組件和光伏系統的價格迅速下降。根據2012年底對光伏組件生產企業的調查，我國光伏組件的制造成本約為0.62～0.65美元，全成本約為0.7美元，合理售價為0.73美元(約合人民幣4.5元)，合理的系統總投資在1萬元/kW，在等效年利用小時數達到1100h的地區，光伏電價約在1元/kWh(2008年7月國家發改委批復上海崇明島1MW并網光伏電站上網電價為4.0元/kWh)。與2007年相比，光伏組件價格下降了87.5%，系統價格下降了83.3%，光伏電價下降了77.8%，見圖2。(3)分布式光伏發電的設計水平大幅度提高。通過幾年的實踐，我國分布式光伏發電系統的設計水平大幅提高，包括資源評估和發電量預測，光伏建筑一體化設計，朝向、遮擋、散熱等問題的解決方案，光伏方陣傾角、發電量、占地和抗風等因素的優化和協調，光伏系統與建筑的結合設計，建筑光伏的施工，電網接入系統的設計，分布式光伏發電的監控，建筑光伏系統的運行和維護等。在近幾年的國內外學術會議上發表了數百篇論文，培育了一大批設計和工程建設人才，也涌現了一批專業化的光伏工程公司。

建筑光伏最為重要的是如何與建筑結合，盡管“金太陽”示范工程和光電建筑項目90%屬于建筑附加型(BAPV)，與建筑結合的復雜程度遠遠低于BIPV型，但要做到牢固、安全和低成本仍然需要智慧和經驗。

住建部頒布的《民用建筑太陽能光伏系統應用技術規程》(JGJ203-2010)中規定，安裝在屋面上的光伏系統的支架一定要與建筑主體結構相連接，但在實施過程中，做到這一點很不容易。與建筑主體相連接，必須向原建筑設計單位申請，由原設計單位出具設計圖，還必須破壞保溫層和防水層，與主體連接后再恢復保溫層和防水層。這樣會使造價升高、工期延長，還有可能會影響建筑的保溫和防水。有鑒于此，大多數項目的光伏支架并未與建筑主體結構連接，而是采用配重的方式來保證光伏系統安裝的牢固和抗風。

大型光伏電站方陣傾角一般按照全年發電量最大設計，建筑光伏系統的設計原則卻不同，不但需要考慮發電量，還需要照顧占地面積、陰影遮擋、屋面載荷、抗風能力等多種因素，因此，建筑光伏方陣傾角的設計是綜合因素的優化。

無論是光伏系統與建筑的結合還是綜合因素的優化設計，可謂是“八仙過海，各顯其能”，各公司都有自己的高招。當然，也必然會出現一些不靠譜的方案，急需出臺科學嚴謹的規范和標準。

（4）促進了一批技術標準和管理辦法的出臺。

“金太陽”示范工程和光電建筑項目的實施促進了表2所列標準和辦法的出臺。

（5）光伏建筑一體化在實踐中取得了經驗。

光伏建筑一體化(BIPV，也叫光伏建筑集成)由于需要使用特殊制造的光伏建筑一體化建材型組件，價格昂貴，且安裝成本相當高，目前在全世界也僅限于建設少量示范工程，無法得到推廣。中國在推行“金太陽”示范工程和光電建筑項目的過程中，也建立了一些BIPV項目，雖然一些項目也采用昂貴的玻璃幕墻或采用雙玻特殊組件的建筑頂篷，經濟性也不好，但一些公司卻開發出了創新性的BIPV項目，如浙江公元集團的嵌入式BIPV、山東煙臺鼎城新能源公司的“密封槽連接，高平整度”BIPV，都采用普通光伏組件，成本低、密封性好(不用易老化的密封條)、防水，可取代普通屋面的光伏屋面，既實現了光伏建筑一體化，又節省了建筑材料，還做到了低成本，如圖3、4所示。

表2 相關政策、標準和規范

2 存在的問題和教訓

“金太陽”示范工程和光電建筑項目在5年的實施中也有很多問題和教訓，這對于今后分布式光伏發電項目的推廣是很好的借鑒。

(1)電網接入

雖然國家電網公司2013年3月對外公布了《國家電網公司關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見》，解決了分布式光伏用戶側并網難的問題，但幾乎在“金太陽”示范工程和光電建筑項目的整個實施期內(2009～2012年)，光伏系統用戶側并網難是最為突出的問題。

“金太陽”示范工程和光電建筑項目的商業模式是一樣的，即國家給以50%～70%的初投資補貼，其余部分由開發商負擔，允許光伏系統在用戶側并網，自發自用，以抵消電網用電量的方式收回投資并盈利。

2009年7月16日，財政部、科技部、能源局聯合發布《“金太陽”示范工程的通知》(財建[2009]397號)，指出“各地電網企業應積極支持并網光伏發電項目建設，提供并網條件。用戶側并網的光伏發電項目所發電量原則上自發自用，富余電量及并入公共電網的大型光伏發電項目所發電量均按國家核定的當地脫硫燃煤機組標桿上網電價全額收購”。同時明確規定，“利用工礦、商業企業以及公益性事業單位既有建筑等條件建設的用戶側光伏發電項目，單個項目裝機容量不低于300kW”。而同年7月24日國家電網公司發布的《光伏電站接入電網技術規定(試行)》(國家電網發展[2009]397號)卻明確規定，光伏發電裝機容量超過200kW的必須接入10kV及以上電壓等級電網。很明顯，這兩個文件是相互抵觸的。

最普遍的問題是，各地方電力公司都不愿意讓光伏系統在用戶側并網，而是希望以公共電站的方式來管理光伏發電項目。這就要求“金太陽”示范工程項目建升壓站，集中從輸電網并網。但這和“金太陽”示范工程的“用戶側”并網和“自發自用”，即允許用“抵消電量”的方式運行光伏系統的原則直接相抵觸。這樣一來，光伏電量的價值就從用戶側的銷售電價(我國東部工商業用電的銷售平均電價約為0.925元/kWh)一下變成了當地脫硫燃煤機組標桿上網電價(大約只有0.35元/kWh)，項目的經濟性完全喪失；并且與“自發自用”的自備電站相比，公共電站的建造成本要高很多，報批手續更復雜、時間更長。兩項政策規定的矛盾，使“金太陽”示范工程從一開始就遭遇了用戶側并網難的問題，阻礙了其順利實施。在今后分布式光伏發電項目的推廣過程中，仍然需要注意防止此類現象的發生。

用戶側并網存在“滲透率”和“逆功率流”的問題。光伏“滲透率”(Penetration)即光伏裝機占供電范圍內峰值負荷的比例。 當光伏滲透率低時，不會有任何技術問題，美國將這一比例確定為15%(現已提出將比例提高到30%的建議)，日本為20%。當光伏穿透功率較大(如超過30%)，白天負荷較小的情況下，有可能出現光伏總功率高于總負荷，光伏電量則通過配電變壓器向高壓側反送電，被稱作“逆功率流”(Reverse Power Flow)，這會使配電網網壓升高，造成安全隱患。對此，可以采用無功有功調節、儲能、負荷側管理以及加裝防逆流裝置來防止網壓升高。這一問題也應在今后分布式光伏發電項目推廣中引起注意。

(2)合同能源管理方式

“金太陽”示范工程的原則是“用戶側并網”和“自發自用”。如果是“自建自用”當然沒有問題，但如果光伏系統開發商和建筑本身不屬于同一單位，則會出現“為別人省電”和如何進行利益分配的問題。對此，就只能效仿節能項目，采用“合同能源管理”的方式來對光伏自用電量的效益進行分配。光伏系統開發商與建筑所有者簽訂協議，建筑所有者將省下來的電費按照租賃光伏電源的方式支付給光伏開發商，而光伏開發商以租賃屋頂的方式對建筑所有者給以適當補償。

但在“金太陽”示范工程的實際操作中，“合同能源管理”方式遭到了地方電力公司的質疑。根據我國電力法規定，除了電力公司，任何機構都不得向用戶出售電力。采用“合同能源管理”方式運營光伏發電系統，就是在向屋頂所有者售電，因此，光伏發電的電量只能賣給電力公司。現在這個問題雖然在法律層面尚未解決，但在實際操作中已經解決，電網公司在2011年12月5日發布的文件(辦發展[2011]100號)中明確提出：對于“金太陽”示范項目業主與用電用戶為同一地點不同法人情況，可按照合同能源模式管理。

采用“合同能源管理”模式運營分布式光伏發電項目對于開發商仍然具有很高風險：開發商與建筑業主(或用電戶)非同一主體，自用光伏電量收益需要由用電戶向開發商支付，風險大，不如同電網企業進行交易；目前沒有效益分配的統一標準，就怕建筑業主(或用電戶)“獅子大張口”。比如每度自用光伏電量的總收益為1.2元/kWh，開發商付出≤5%(≤0.06元/kWh)還可以接受，高于此就會造成開發商虧損；合同期20年，但20年間用電戶的用電量下降、企業倒閉、房屋轉讓或變更承租人，都會給開發商帶來巨大的經濟損失。

(3)建筑安全

“金太陽”示范工程和光電建筑項目中95%以上安裝在屋頂上，這會對建筑載荷、保溫、防滲漏、抗風、抗震、防雷擊等帶來直接或間接的影響，而在以往項目的實施中缺乏認真評估，存在隱患。在今后規模化推廣分布式光伏發電時必須引起高度重視。

四 對于今后分布式光伏項目的實施建議

1 補貼政策的轉型

2012年7月7日，國家能源局發布《太陽能發電發展“十二五”規劃》(國能新能[2012]194號)，提出優先利用建筑屋頂建設分布式光伏發電系統，實現集中開發，分散開發和分布式利用共同發展。

2012年9月14日，國家能源局發布《國家能源局關于申報分布式光伏發電規模化應用示范區的通知》(國能新能[2012]298號)，計劃在今后幾年在全國推廣分布式光伏發電15GW。

2013年2月27日，國家電網召開新聞發布會，向社會發布《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見》(國家電網辦[2012]1560號)，解決了分布式光伏發電并網難的問題。

2013年2月國家發改委價格司對外發布《關于完善光伏發電價格政策的通知》(征求意見稿)，提出了光伏發電按照資源分區的上網電價和對于分布式光伏發電的補貼標準的初步意見。

2013年7月4日，國務院發布《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》(國發[2013]24號)，俗稱“國八條”，特別提出大力開拓分布式光伏發電市場。

2013年7月18日，國家發改委印發《分布式發電管理暫行辦法》，規定了分布式發電的項目規劃、項目管理、電網接入以及政策保障的相關原則。

2013年7月24日，財政部發布《關于分布式光伏發電實行按照電量補貼政策等有關問題的通知》(財建[2013]390號)，明確了對于分布式光伏發電的補貼原則和補貼發放原則，免除了項目開發商擔心補貼資金拖欠的后顧之憂。

這一系列針對分布式光伏發電政策的出臺，明確了光伏發電的戰略地位、發展方向和應用規模，解決了分布式光伏發電的補貼標準、電網接入和資金來源等關鍵問題，必將大大促進我國分布式光伏發電的市場推廣。

發改委價格司《關于完善光伏發電價格政策》的方案要點如下：

(1)4個分區標桿電價(統購統銷模式)分別為0.75、0.85、0.95、1.0元/kWh；(2)對于分布式光伏自用電，自動抵消電網用電量，另外按照自用光伏電量的數額給予0.35元/kWh補貼；(3)分布式光伏的反送電量電網企業按照當地脫硫電價收購(約0.3～0.4元/kWh)，另外根據發送光伏電量的數額給予0.35元/kWh的補貼；(4)合同期20年；見表3。

按照發電量補貼有利于光伏系統的質量提升，因為只有發出電來才能得到收益，投資人必然會對產品和工程質量提出更高的要求；度電補貼政策也有利于產業整合。只有價格低、質量好的產品才可能被市場認可，經過幾年的市場篩選，優勢企業自然勝出。

2 對于今后分布式光伏發電推廣的建議

分布式光伏發電示范園區項目即將規模化啟動，為了分布式光伏發電健康有序發展，不再發生已經出現過的問題，建議如下：

表3 發改委價格司公布的光伏電價征求意見稿

(1)鑒于分布式光伏發電“自發自用，余電上網”的政策，具有光伏發電與負荷高峰時段不匹配、可能存在大量反送電量、20年內建筑業主變更、負荷不穩定、可能需要額外的建筑安全和抗震評估，以及存在屋面租賃成本等問題，建議分布式光伏度電補貼標準一定要使內部收益率達到20%左右，否則不足以吸引投資人；

(2)為了規模化啟動分布式光伏市場，政策要便于操作，吸引大的電力開發商介入，降低開發商的風險，建議：一是分布式光伏發電項目的商業模式可以自由選擇，開發商既可以選擇“上網電價，統購統銷”政策，也可以選擇“自發自用，余電上網”政策；二是對于“自發自用，余電上網”政策的項目，全部光伏電量均應通過電網企業進行結算(包括自用光伏電量、發送光伏電量和國家補貼資金)；

(3)如果仍需要采用“合同能源管理”方式實施分布式光伏發電項目，必須盡快出臺適用于分布式光伏發電項目的管理辦法，同時要規范建筑業主的屋面租賃收費標準，不應超過項目稅后凈收益的5%；

(4)盡快修訂或編制分布式建筑光伏的設計、安裝和運行維護技術規范和技術標準；

(5)為了確保建筑安全，分布式光伏發電項目的立項除了需要電網企業對于電網接入的審查和批復，還應當按照住建部的建設項目申報程序到當地建委備案，并獲得批復，必要時可由當地建委組織建筑安全和抗震評估。