?近幾年來，我國相繼出臺了一系列光伏發(fā)電扶持政策，我國光伏發(fā)電規(guī)模迅速擴大，已經(jīng)成為可再生能源的重要力量，自2013年起，我國光伏發(fā)電連續(xù)3年新增裝機容量超過1000萬千瓦，成為全球最大的光伏發(fā)電市場。截至2015年底，我國光伏發(fā)電累計裝機容量約4300萬千瓦，超過德國排名全球第一。
由于光伏發(fā)電的成本目前還遠遠高于傳統(tǒng)的燃煤和水力發(fā)電成本，因此，光伏發(fā)電一直依賴于國家政策扶持，特別是電價補貼支持政策。但是隨著光伏發(fā)電投資成本的下降以及補貼資金來源出現(xiàn)缺口等問題的出現(xiàn)，業(yè)內(nèi)專家預計我國的光伏發(fā)電補貼路線將呈下降趨勢，補貼額度會越來越小，那么，未來光伏發(fā)電投資主體該如何面對這一局面呢？
快速發(fā)展的光伏發(fā)電
2013年發(fā)布的《國務(wù)院關(guān)于促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的若干意見》（國發(fā)[2013]24號）對分布式光伏發(fā)電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元（含稅，下同），通過可再生能源發(fā)展基金予以支付，由電網(wǎng)企業(yè)轉(zhuǎn)付；其中，分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)自用有余上網(wǎng)的電量，由電網(wǎng)企業(yè)按照當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價收購。對分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)自用電量免收隨電價征收的各類基金和附加，以及系統(tǒng)備用容量費和其他相關(guān)并網(wǎng)服務(wù)費。
國家電網(wǎng)公司發(fā)布的《分布式光伏發(fā)電并網(wǎng)服務(wù)工作意見》也指出，10千伏及以下電壓等級接入電網(wǎng)，且單個并網(wǎng)點總裝機容量不超過6兆瓦的分布式光伏項目中的系統(tǒng)接入方案、并網(wǎng)檢測、調(diào)試等全過程服務(wù)，不收取費用。
按照規(guī)劃，到2020年底，我國太陽能發(fā)電裝機容量將達到1.6億千瓦，年發(fā)電量達到1700億千瓦時。其中，光伏發(fā)電總裝機容量達到1.5億千瓦，太陽能熱發(fā)電總裝機容量達到1000萬千瓦。太陽能發(fā)電裝機規(guī)模在電力結(jié)構(gòu)中的比重約7%，在新增電力裝機結(jié)構(gòu)中的比重約15%，在全國總發(fā)電量結(jié)構(gòu)中的比重約2.5%。
就地消納將成主流模式
“十三五”期間，我國將全面推進分布式光伏發(fā)電發(fā)展，在具備場址、資源、就近接入、就地消納等建設(shè)條件的地區(qū)，推動分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)的全面開發(fā)建設(shè)。同時，有序開展光伏電站建設(shè)，重點在資源條件好的西部地區(qū)，具備大規(guī)模接入和本地消納能力的地區(qū)，結(jié)合外送通道規(guī)劃，有序建設(shè)光伏電站基地，確保光伏電力消納。在推動太陽能熱電站建設(shè)方面，將重點在青海、甘肅、內(nèi)蒙古等西部太陽能資源條件好，未利用土地資源和水資源相對豐富的地區(qū)，積極推進一批太陽能熱電站示范項目，打造若干個百萬千瓦級的太陽能熱發(fā)電示范基地。
重點在京津冀、珠三角、長三角等地區(qū)，以及青海、西藏、海南等全國重點生態(tài)保護區(qū)及“一帶一路”等重點地區(qū)新增光伏發(fā)電裝機。在山東、安徽、江蘇、浙江、廣東等東部沿海省份及現(xiàn)代農(nóng)業(yè)發(fā)達的地區(qū)，規(guī)劃水光互補集中區(qū)，建設(shè)光伏發(fā)電綜合利用基地。在太陽能資源相對較好，具備大規(guī)模接入和本地消納條件的地區(qū)，重點打造以本地消納為主、引領(lǐng)光伏技術(shù)進步的百萬千瓦級大型光伏發(fā)電基地。
另外，圍繞已有和規(guī)劃建設(shè)的特高壓外送通道，在太陽能資源優(yōu)良、未利用土地資源豐富地區(qū)，規(guī)模化建設(shè)大型光伏基地，同時結(jié)合西部大型能源基地的建設(shè)，打造外送型光伏發(fā)電基地。在建設(shè)條件較穩(wěn)定和明確、電網(wǎng)接入和消納條件較好的地區(qū)，建設(shè)先進技術(shù)示范基地。在已啟動大同先進技術(shù)示范基地基礎(chǔ)上，2016年在包頭、濟寧、陽泉、江蘇、山西南部采取包含電價的競爭方式推進一批先進技術(shù)示范基地建設(shè)。在呂梁山區(qū)、太行山區(qū)、陜北等貧困地區(qū)和革命老區(qū)建設(shè)光伏扶貧電站示范基地；在“十三五”期間全面實施“光伏領(lǐng)跑者”計劃。
“十三五”期間，各地將結(jié)合當?shù)貙嶋H和新能源發(fā)展情況選擇合理區(qū)域建設(shè)新能源微電網(wǎng)工程。選擇部分可再生能源資源條件好、能源轉(zhuǎn)型需求強的縣域（或城鎮(zhèn)），通過太陽能的規(guī)?；_發(fā)和風電、地熱能集中供熱等分布式能源的本地利用。
光伏設(shè)備成本大幅下降
光伏發(fā)電規(guī)?？焖贁U大的同時，我國光伏產(chǎn)業(yè)近年來始終保持較強的國際競爭力，是我國為數(shù)不多的具有比較優(yōu)勢的戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)，光伏產(chǎn)業(yè)全產(chǎn)業(yè)鏈均處于領(lǐng)先地位，全球70%以上光伏電池由我國供應(yīng)。
2015年，國內(nèi)多晶硅產(chǎn)量約16.5萬噸，占全球總產(chǎn)量的48%以上，多晶硅自給率超過60%；光伏電池組件產(chǎn)量超過4300萬千瓦，超過全球總產(chǎn)量的70%，連續(xù)8年位居世界第一，在全球光伏電池產(chǎn)量排名前10名企業(yè)中，我國占據(jù)5席。
光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)進步明顯加快。我國光伏制造產(chǎn)業(yè)繼續(xù)向高效化和精細化發(fā)展，光伏電池技術(shù)和質(zhì)量位居世界前列。其中，多晶硅生產(chǎn)成本下降到16美元/千克以下，并能實現(xiàn)四氯化硅閉環(huán)工藝，徹底解決了四氯化硅的排放和污染環(huán)境的問題；光伏電池制造業(yè)技術(shù)進步不斷加快，商業(yè)化產(chǎn)品效率平均每年提升約0.5個百分點，單晶及多晶電池產(chǎn)業(yè)化效率分別達到19.5%和17.95%，利用各種先進技術(shù)和工藝小規(guī)模生產(chǎn)的先進電池產(chǎn)品轉(zhuǎn)換效率已超過20%。光伏設(shè)備國產(chǎn)化率達到70%以上。
光伏產(chǎn)業(yè)全方位“走出去”。2015年光伏電池及組件出口量達到2500萬千瓦以上，出口額達到144億美元；阿特斯、中建材等進軍德國、美國、日本等海外發(fā)達國家光伏市場，投資建設(shè)光伏電站項目超過300萬千瓦；配合“一帶一路”建設(shè)，特變電工、中興能源正在巴基斯坦等國建設(shè)百萬千瓦級光伏發(fā)電項目。
按照規(guī)劃，通過技術(shù)創(chuàng)新，“十三五”期間，我國單晶硅電池、多晶硅電池、新型薄膜太陽能電池的產(chǎn)業(yè)化轉(zhuǎn)換效率將分別達到23%以上、20%以上和20％左右。
雖然我國光伏發(fā)電項目建設(shè)管理程序在不斷完善和簡化，但依然要經(jīng)過一個相對復雜的流程。特別是光伏電站投資具有前期投資成本大、回收期較長的特點，一般而言，電站收益來自企業(yè)電費、上網(wǎng)電費和度電補貼收入，但風險則貫穿于整個電站項目建設(shè)及運營期間，這就需要在開發(fā)階段科學計算綜合成本。
《分布式光伏發(fā)電項目管理暫行辦法》提到“鼓勵地市級或縣級政府結(jié)合當?shù)貙嶋H建設(shè)與電網(wǎng)接入申請、并網(wǎng)調(diào)試和驗收、電費結(jié)算和補貼發(fā)放等相結(jié)合的分布式光伏發(fā)電項目備案、竣工驗收等一站式服務(wù)體系，簡化辦理流程、提高管理效率”，要求“分布式光伏發(fā)電項目的設(shè)計和安裝應(yīng)符合有關(guān)管理規(guī)定、設(shè)備標準、建筑工程規(guī)范和安全規(guī)范等要求，承擔項目設(shè)計、咨詢、安裝和監(jiān)理的單位，應(yīng)具有國家規(guī)定的相應(yīng)資質(zhì)”。但是在各地的實際執(zhí)行過程中，具體由哪一級主管部門對分布式光伏項目進行管理，還需要根據(jù)當?shù)氐木唧w情況確定。
項目前期考察。對項目地形及屋頂資源、周邊環(huán)境條件（交通、物資采購、市場的勞動力、道路、水電）、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)及年負荷量、消耗負荷能力、接入系統(tǒng)的電壓等級、接入間隔核實、送出線路長度廊道的條件和當?shù)仉娋W(wǎng)公司的政策等。
項目建設(shè)前期資料及批復文件。在可研階段，委托有資質(zhì)的單位做大型光伏并網(wǎng)電站項目可行性研究分析、項目備案申請報告，并進入所在省份（市）的備案名單。接下來就要爭取獲得省級/市級相關(guān)部門的批復文件。
項目前期手續(xù)完成后，接下來就是要獲得開工許可，此時需要辦理建設(shè)項目銀行資金證明（不少于項目總投資的20%）、建設(shè)項目與銀行的貸款意向書或貸款協(xié)議（不高于項目總投資的80%），同時委托具有資質(zhì)的單位做項目設(shè)計，最后獲得項目建設(shè)地建設(shè)局開工許可。
獲得開工許可后，接下來要做的主要工作就是項目施工圖設(shè)計、項目實施建設(shè)、完成帶電前的必備條件、最終并網(wǎng)。并網(wǎng)調(diào)試和驗收完成后，投資方就可以向所在地電網(wǎng)企業(yè)提出財政補貼申請，層層上報后，最終由國家財政部等審批、公布，并由電網(wǎng)企業(yè)按月轉(zhuǎn)付。
分布式優(yōu)勢逐漸凸顯
相對于集中式光伏電站，分布式光伏發(fā)電具有很多優(yōu)點，比如，輸出功率相對較小，而光伏電站的大小對發(fā)電效率的影響很小，因此對其經(jīng)濟性的影響也很小，一般而言，一個分布式光伏發(fā)電項目的容量在數(shù)千瓦以內(nèi)，因此小型光伏系統(tǒng)的投資收益率并不會比大型的低。
同時，分布式光伏發(fā)電具有污染小、環(huán)保效益突出的特點，分布式光伏發(fā)電項目在發(fā)電過程中，沒有噪聲，也不會對空氣和水產(chǎn)生污染。另外，分布式光伏發(fā)電接入配電網(wǎng)后發(fā)電用電并存，且要求盡可能地就地消納，而大型地面電站發(fā)電是升壓接入輸電網(wǎng)，僅作為發(fā)電電站運行。
但是，分布式光伏發(fā)電雖然能夠在一定程度上緩解局地的用電緊張狀況，但因為能量密度相對較低，再加上適合安裝光伏組件的建筑屋頂面積有限，不能從根本上解決用電緊張問題。
2013年，國家相關(guān)部委出臺相關(guān)政策，對分布式光伏發(fā)電項目按照0.42元/千瓦時進行補貼。之后各級地方政府也陸續(xù)出臺了初裝補貼、度電補貼等相關(guān)政策。目前全國有地方補貼的省份有16個，分別是北京、河北、河南、山東、安徽、湖北、江蘇、上海、浙江、廣東、廣西、江西、湖南、山西、陜西、吉林。
余電上網(wǎng)，還是全額上網(wǎng)？
分布式光伏發(fā)電的上網(wǎng)模式，分“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”、“全額上網(wǎng)”兩種模式。兩種模式的電價計算并不相同。在“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”模式中，自發(fā)自用部分電價=用戶電價+0.42元+地方補貼，余電上網(wǎng)部分電價=當?shù)孛摿蛎弘妰r+0.42元+地方補貼，其中，0.42元/千瓦時為國家補貼，連續(xù)補貼20年。
而“全額上網(wǎng)”模式則相對簡單，全國分為三類電價區(qū)，光伏標桿電價分別為0.8元/千瓦時、0.88元/千瓦時和0.98元/千瓦時。
對比兩種模式可以看出，在“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”模式中，國家度電補貼為0.42元/千瓦時，“全額上網(wǎng)”模式中，國家度電補貼可達0.5046元/千瓦時。因此，多發(fā)展“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式，電價中的國家補貼相對較少，國家利用相同的補貼款，可以補貼更多容量的項目。
發(fā)電量是電費結(jié)算的依據(jù)，在電站開發(fā)階段，一般會對投產(chǎn)后的發(fā)電量做預估，光伏并網(wǎng)電站年發(fā)電量=固定式發(fā)電單元裝機容量×年峰值日照小時數(shù)×光伏系統(tǒng)總效率。
在分布式光伏發(fā)電電費結(jié)算時，根據(jù)國家政策（國能新能[2014]406號）和實際電網(wǎng)執(zhí)行情況，可再生能源補貼的發(fā)放是按照“分布式光伏發(fā)電項目優(yōu)先原則”開展的。然而，現(xiàn)在拖欠補貼的現(xiàn)象越來越多。
實際上，我國分布式光伏發(fā)電總裝機規(guī)模并不算大，2014年全年光伏發(fā)電新增裝機10.6吉瓦，分布式僅占19%，其中還包括農(nóng)光、漁光互補集中式地面電站，這類電站被劃入分布式范疇，被稱為地面分布式。截至2015年底，全國光伏發(fā)電裝機中，分布式光伏電站僅占總裝機規(guī)模的14%。不過，在補貼政策下，工商業(yè)電價較高的中東部地區(qū)分布式光伏發(fā)電已有向好趨勢，2015年分布式光伏發(fā)電裝機容量較大的地區(qū)都在東部，包括浙江、江蘇和廣東等。
光伏扶貧帶來政策機遇
2014年10月11日，國家能源局、國務(wù)院扶貧開發(fā)領(lǐng)導小組辦公室聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于實施光伏扶貧工程工作方案》（以下簡稱《方案》），決定利用6年時間組織實施光伏扶貧工程。安徽、寧夏、山西、河北、甘肅、青海的30個縣開展首批光伏試點。
《方案》明確，要以“統(tǒng)籌規(guī)劃、分步實施，政策扶持、依托市場，社會動員、合力推進，完善標準、保障質(zhì)量”為實施光伏扶貧工程工作原則，并從開展調(diào)查摸底、出臺政策措施、開展首批光伏扶貧項目、編制全國光伏扶貧規(guī)劃（2015~2020）、制訂光伏扶貧年度方案并組織實施、加強技術(shù)指導、加強實施監(jiān)管等方面細化提出了7項工作內(nèi)容，并對每項重點工作完成進度時間提出要求。
2015年3月9日，國家能源局新能源和可再生能源司發(fā)布《光伏扶貧實施方案編制大綱（試行）》，由地方政府對戶用和基于農(nóng)業(yè)設(shè)施的光伏扶貧項目給予35%初始投資補貼、對大型地面電站給予20%初始投資補貼，國家按等比例進行初始投資補貼配置；戶用和基于農(nóng)業(yè)設(shè)施的光伏扶貧項目還貸期5年，享受銀行全額貼息，大型地面電站還貸期10年，享受銀行全額貼息。
今年3月24日，國家發(fā)展改革委、國務(wù)院扶貧辦、國家能源局、國家開發(fā)銀行、中國農(nóng)業(yè)開發(fā)銀行聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于光伏發(fā)電扶貧工作意見的通知》。通知指出，2020年之前，重點在前期開展試點的、光照條件好的16個省的471個縣的約3.5萬個建檔立卡貧困村，以整村推進的方式，保障200萬建檔立卡無勞動能力貧困戶（包括殘疾人）每年每戶增加收入3000元以上。其他光照條件好的貧困地區(qū)可按照精準扶貧的要求可因地制宜推進實施。
根據(jù)我國《太陽能利用“十三五”發(fā)展規(guī)劃征求意見稿》，“十三五”時期光伏扶貧工程總規(guī)模為15吉瓦，光伏扶貧為光伏發(fā)電投資者帶來了政策機遇。
