| 3.2.中国现行激励政策和商业模式 2013年3月，发改委价格司对外公布了“关于完善光伏发电价格政策”的征求意见稿，方案要点如下： （1）4个分区标杆电价（统购统销模式）：0.75、0.85、0.95、1.0元/kWh； （2）对于分布式光伏自用电，在用电电价基础上给0.35元/kWh补贴； （3）分布式光伏的反送电量按照当地脱硫电价收购（大约0.3～0.4元/kWh)＋0.35元/kWh； （4）合同期20年。 表3-2、发改委价格司公布的光伏电价征求意见稿
对于光伏“上网电价”（FIT），在这里不做评论，仅对分布式光伏的补贴政策进行分析：这种补贴方式和商业模式与德国目前执行的“自消费”模式类似，也是“自发自用，余电上网”。由于德国光伏已经进入“平价上网”，自发自用部分不需要国家补贴，而中国还没有达到“平价上网”，自用光伏电量部分仍然需要补贴，这就使得这个政策执行起来比德国复杂得多。 这种补贴办法的优点： 1）比起光伏上网电价补贴办法节省国家补贴资金（实际上是电网公司承担了脱硫电价和销售电价的差额）。光伏上网电价补贴办法是在脱硫燃煤电价（大约0.40元/kWh）基础上补；如果光伏合理电价是1.2元/kWh，上网电价办法国家每度电补贴0.8元/kWh，而自消费电价办法按照公布的补贴额仅为0.35元/kWh。 2）固定度电补贴方式补贴标准透明，操作简单，国家补贴资金仅与光伏发电量有关，不受不同用户的用电电价和电网峰谷电价差别的影响。 但也会带来如下问题： 1）由于是在用户用电电价之上固定额度补贴，因此光伏度电收益直接受户用电电价水平的影响，工商业用电电价在0.8-1.4元/kWh，大工业用电电价在0.6-0.8元/kWh，公共事业单位用电电价在0.5-0.6元/kWh，政府建筑、学校、医院等公共事业单位、农业用电和居民用电则只有0.3-0.5元/kWh。因此，存在收益不公平的问题，而且对用户和建筑的选择就变得很复杂，因为只有电价高的工商业建筑(>0.8元/kWh)才能够赢利。 2）随着用户用电电价的逐年提高，光伏项目业主的收益会水涨船高。如果目前电价1.0元，加上0.35元为1.35元；每年电价涨幅为5%，10年后用户电价达到1.5元，度电收益达到1.85元/kWh，20年后将更高达到2.4元/kWh。光伏发电的收益逐年提高，可是国家一直在补贴，这个政策使得光伏项目业主随电网电价的涨价而获得不当收益，显然不合理。 3）由于这种政策的自用光伏电量的收益高于反送的富余电量，因此光伏发电与负载日分布的匹配特性至关重要，如果特性不匹配，经济效益会大打折扣。 4）由于是自发自用，20年都要有稳定的负荷才能保证收益，如果发生经营不善、倒闭、或搬迁，都会对光伏项目的收益带来致命的打击。 5）有实力的电力开发商很难介入，市场推动缓慢。因为大的电力开发商肯定会在别人的屋顶上开发项目，由于是自发自用，开发商必须同建筑业主签订节省下来的电费转交给开发商的节能管理合同，这会带来非常大的后遗症，对项目开发商是极大的风险。如果大的电力开发商不介入，全靠用电户自建自用，则分布式光伏市场很难在短期扩大。 3.3.中国分布式光伏商业模式建议 1）“上网电价”法的优点是明显的，建议分布式光伏项目的开发商可以自由选择商业模式，也可以选择风险高、收益高的“自消费”模式，“自发自用，余电上网”，也可以选择无风险，长期、低收益的“上网电价”政策； |
