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按照国家能源局发布的规划,2014年我国将新增光伏装机14GW,其中地面电站6GW,分布式光伏8GW,业内尽管对这一目标存在分歧,但有一个认识是一致的,即能否完成14GW的装机目标,分布式是关键。
不久前,扬中绿色能源装备研讨会上,多位专家围绕分布式光伏进行了详细解读,其中的一些制约因素不可忽视。
光伏分布式发电目前遇到的首要问题是资源问题。中国屋顶资源虽多,但满足“载荷充分”、“电量自发自用90%以上”、“25年企业经营状况良好”以及“电价合理”等条件的企业却非常有限。而不能满足上述条件,对投资方的吸引力就相对有限。在实际操作中,企业普遍存在对电站分享收益积极性不高、怕麻烦的心态,且很多企业内部程序多、手续复杂,导致分布式光伏电站建设的推进速度缓慢。而另一方面,由于企业的存继问题导致屋顶光伏系统存在一定的不确定性,也在很大程度上影响了投资者的信心。
其次,对投资者而言,开发分布式光伏发电还存在较大的收益风险。光伏分布式电站投资方收益一般分为两种形式,一种是“用户支付的电费+补贴”模式,这种模式下,分布式电力用户尽可能多地使用光伏电池所发出的电力,对开发商而言,可以得到最大的电费收益。另一种是“脱硫标杆上网电价+补贴”模式,这种模式下,一旦用户的用电需求出现萎缩,发电方只能选择余地电上网,那么其整体收益会大大缩水。
第三,分布式光伏发电还存在较大的融资困难。分布式光伏发展壮大的重要前提是构建长期、稳定、低成本的融资渠道,投资和收益的不成比例使得融资一直缺乏吸引力,能否消除或降低这些风险是分布式光伏得到融资的先决条件。
2014年国家能源局规划8GW的分布式光伏安装量,按照9000-10000元/KW的成本计算,需要大约720-800亿人民币的资金。如果到2015年,分布式光伏的安装量达到20GW,将需要1500-1800亿元的资金。而以千亿计的资金量,仅靠银行信贷量非常困难,特别是在整体资金面偏紧的金融环境中更是如此。
受制于上述三个方面的制约,分布式光伏发电的装机速度可能会低于预期。为了让这一行业获得较快发展,需要从以下方面做出努力。
对于资源问题,应当制定政策,使政府有权统一支配其管辖范围内的所有屋顶资源,而不是由投资者每家每户去谈判。另一方面,对于新建的屋面,政策应规定必须满足安装屋顶光伏电站的条件。
有关电费收取问题,由于投资者与用电企业在电费结算上直接对接,存在企业的经营状况不佳,或者业主的诚信度等问题,建议由国家电网公司统一代收电费,投资者可向国家电网公司支付一定的代收费用。
而融资难的问题,可在风险量化的基础上,通过融资模式的创新,围绕光伏项目的核心价值——运营期间可以带来长期稳定的现金流,来进行信贷分级管理并开发后续金融产品实现证券化。
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4月2日,宁波市镇海区首笔使用央行碳减排支持工具的政府主导光伏成片推进项目融资顺利落地,融资主体为浙江联嘉盛时新能源科技有限公司,由兴业银行宁波镇海支行提供首笔授信,额度3900万元。“在了解到企业有屋顶分布式光伏项目融资需求后,我们绿金产品经理、客户经理和尽调员第一时间去实地调研情况
2月8日,湖南宁夏推进“一线一园一基地”建设座谈会在长沙召开。“一线”,即宁夏至湖南特高压直流输电工程。该特高压工程送端配套建设400万千瓦煤电之外,主要配套建设新能源1300万千瓦,其中中卫沙漠光伏600万千瓦、红寺堡戈壁光伏300万千瓦与中卫海原等风电400万千瓦。该工程在“十四五”末投产后,
整县制分布式可跨区域多地多个项目打包申请REITs模式。打包项目纳入全国基础设施REITs试点项目库后,可直接报送国家发改委,虽仍须附项目所在地省级发展改革委意见但无需由省级发改委转报。
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