光伏補貼再縮水?關於「合理利用小時數」的不同說法

北極星太陽能光伏網訊:春節前三部委印發的《關於促進非水可再生能源健康發展的若干意見》（財建〔2020〕4號）提到，已按規定核准（備案）、全部機組完成併網，同時經審核納入補貼目錄的可再生能源發電項目，按合理利用小時數核定中央財政補貼額度。不過，這一條款當時並未引起太多人的關注。

4月13日晚，有消息人士曝出，某部門擬將一、二、三類資源區合理利用小時數明確為1600h、1350h和1100h. 對此，有光伏企業負責人表示，光伏領域許多政策具有滯後性，對已經建成併網的電站執行新政策，某種程度上講算是一種失信。

按照這一政策，部分電站投資企業的收益將受到嚴重影響，特別是選擇超配、使用雙面組件和跟蹤支架的企業，其先進技術的價值無法得到承認，該政策也因此被指責為「劣幣驅逐良幣」。

事實上，早在財政部4號、5號文發布時，就有專家注意到上述條款。國家可再生能源發展中心副主任陶冶曾在某次電話會議中指出，國家發改委價格司在核定電價時，大約為年等效利用小時數1500h、1300h和1100h，但不確定是否採用這一方案。2016年國家發改委、國家能源局印發《關於做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》（發改能源〔2016〕1150號）時，曾提出一版「光伏發電重點地區最低保障收購年利用小時數」，但該方案考慮了一定的棄光限電，也不完全合理。「合理利用小時數需要主管部門發文明確，除了上面兩種計算方式，也可能在2016年保障小時數基礎上進行調整，具體還要看相關部門最終意見。」

我們將三個版本的利用小時數放在一起，製作了如下表格：

哪些項目受影響最大？

01設計施工階段即存在組件超配的電站

這裡主要指2018年之前備案併網、執行標杆電價的存量光伏電站。2016年，組件價格跌破4元/W，2017年又跌破3元/W，降幅較大。隨著組件價格不斷下滑，在光伏系統造價中的佔比也有所下降，更多業主傾向於提高組件逆變器容配比，充分利用逆變器和輸配線路，降低度電成本。相關設計院介紹，從2016年起，超配技術開始大範圍應用，在領跑者項目、競價項目中尤為普遍。

逆變器產品普遍存在的「長期交流過載能力」則為超配提供了技術支持。由於每天光照水平接近拋物線，直流端光伏組件的出力很難達到標稱功率，從逆變器開始到後面的交流側大量電氣設備，長期處於非滿負荷工作的狀態，超配的價值因此得以體現。在大型光伏電站項目中，採用光伏組件超配的方案，能大幅提高交流側電氣設備的利用率，從而降低度電成本，提高項目的經濟性。

從第二批領跑者項目開始，上網電價不再是固定的標杆電價，而是需要電站投資企業競價上網。相關企業透露，他們的投標電價並不是拍腦門決定，而是根據每個地塊的光照資源、送出線路和可能的排名結果進行分析，按照不限電、補貼不拖欠的情況反覆推算，得出結果。如今，補貼不拖欠已經成為泡影，如果發電小時數無法全額拿到國家補貼，很可能達不到投資企業的收益率要求，使企業經營陷入困境。

需要指出，以三峽新能源格爾木領跑者項目為代表的部分電站並未受到影響。據相關負責人介紹，該電站採用了超配方案，但並沒有增加組件數量，而是給100MW組件配80MW逆變器，降低零部件成本。或許，在政策的影響下，這種方案會成為光伏電站高容配比的新思路。

對於此類項目，建議主管部門明確，裝機容量以直流側組件峰值功率為準，還是以交流側逆變器額定功率為準。如果是以組件功率為準，建議允許電站申報調整裝機容量，但不改變其上網電價。當然，這樣的前提是組件數量、功率不變，具體則由地方主管部門、電力公司進行監督。

02建成併網後通過技改提升系統容配比的項目

對併網較早、上網電價較高的項目來說，對電站內組件進行大範圍更換，從經濟性方面無疑有巨大的利潤，但在政策合規性上值得商榷，也是相關部門本次打擊的重點。此前有媒體報導，部分地區對戶用電站超配、私加組件等現象進行清查，其實大型地面電站後期加裝組件、更換組件才是最致命的。

陽光電源董事長曹仁賢指出，去年他們對青海、山西大約50個電站進行暗訪調研，有組件損壞後更換的現象，但基本沒有人私自加裝組件，主要是土地邊界管理比較精確，增加組件需要多佔地，動作太大。但有關部門人士表示，從電網公司自查的情況看，光伏電站超裝較為普遍，不乏更換、增加組件等現象。一位地方主管部門的領導直言，老電站批量更換組件的現象比較常見，組件數量不變但效率增加，導致發電量大幅提升。

我們以寧夏某電站為例進行測算。該項目2015年備案、2016年3月併網，上網電價0.9元/kWh。電站使用10萬塊260W組件，備案規模26MW，按年利用小時數1500h計算，年發電量3900萬kWh，可獲得收益3510萬元，其中燃煤電價0.2595元/kWh對應的收益1012.05萬元，國家財政補貼2497.95萬元。

2020年，該電站進行技改，將全部組件替換為320W高效組件，裝機容量變為32MW，比之前增加23%。技改完成後，每年發電量增加900萬kWh，每年收益增加810萬元，其中增加的補貼資金需求為576.45萬元。由於仍使用60片版型組件，不需要更換支架，技改主要成本只包含組件採購、安裝兩項，約為5380萬元，6.64年即可收回技改成本，後面十多年都可以拿到更高收益。

筆者認為，對技改擴裝的電站業主來說，這是一條生財之路，但對仍在排隊等待補貼的項目而言，顯然不夠公平。建議主管部門按項目備案時的裝機容量對其合理利用小時數進行明確，後期增加容量重新備案併網，參與2020年競價或轉為平價電站。對電站業主而言，如果全容量轉為平價電站可以一次性獲取拖欠補貼，也是可以考慮的。

03使用雙面組件、跟蹤支架等高效技術的電站

如果一個地區所有光伏電站都執行同樣的利用小時數，顯然不夠「合理」。最主要的原因是，部分電站使用雙面發電組件、跟蹤支架、固定可調支架等先進技術方案，可以在不增加組件、逆變器數量的前提下，提升系統發電量，導致利用小時數增加。如果按照簡單粗暴的方式，必然打擊光伏企業研發、應用高效技術的意願，不利於產業技術進步和度電成本下降。

對此，筆者也已經向有關部門提出了建議：對於採用雙面發電、跟蹤支架技術的項目，按照技術類型乘以相應係數，核定年度合理利用小時數。

以雙面發電組件為例，根據不同地面類型，通常可以比單面組件增加10-20%發電量。我們按15%折中計算，雙面組件技術對應的係數就是1.15，如果一類資源區明確合理利用小時數為1600h，使用雙面組件的可以提高到1600*1.15=1840h，相信這是主管部門、投資企業都可以接受的。

需要指出，雙面組件10-20%的發電量增益只是粗略估算，具體要以權威機構實證數據為準。其他先進技術方案（如固定可調支架、平單軸跟蹤、雙軸跟蹤等）也需要請權威機構明確其在增加系統發電量方面的效果，而不是單方面聽取生產企業的意見。

如果一個電站部分採用高效技術方案，可以對該電站進行分塊計算。假定一類資源區某個100MW電站有20MW使用雙面組件+固定支架，有20MW使用單面組件+平單軸跟蹤支架（發電量增益按10%計算），有10MW使用雙面組件+平單軸跟蹤支架，其餘50MW使用單面組件+固定支架，則合理利用小時數計算方式為：

（20%*1.15+20%*1.1+10%*1.15*1.1+50%*1）*1600h=1722.4h

不知道主管部門對這一方案意下如何？

正如國家可再生能源發展中心副主任陶冶所說，春節期間光伏行業並未對4號、5號文件提出異議，現在也不可能開倒車，推翻已經發布的文件。我們能做的就是針對合理利用小時數的具體數值提出有價值的建議。據了解，主管部門正式發布的合理利用小時數會參考制定電價時的小時數，也可能有50-100h的調整幅度。

有地方主管部門領導提出，按照設備衰減規律，正常情況下光伏電站發電量應該呈逐年遞減趨勢，如果沒有減少甚至出現增加，顯然不正常。他建議每年對光伏電站的合理利用小時數進行調整，考慮衰減情況。從調研情況看，如果只看運行前兩年的數據，可能有「首年未全容量併網、發電量偏低」的情況，導致次年發電量高於首年。此外，電站運行周期（25-30年）內光照資源上下偏差可能有10-15%，相鄰兩年光照差異很可能大於組件衰減率（0.7%），也是必須考慮的。如果單個電站合理利用小時數每年都有調整，建議主管部門用併網第二、三年之後的發電量作為依據，結合氣象部門提供的光照資源數據，計算衰減情況。

目前的資源區劃分對大多數省市而言並無不妥，但三類資源區中山東、山西、河北、河南等地有些「吃虧」。以山東為例，東部沿海地區電站年等效利用小時數可能達到1400小時，內陸地區也有很多電站利用小時數超過1300小時。如果統一按1100小時獲取國家補貼，投資者的收益將大打折扣，失去運維管理和投資新項目的熱情，不利於行業長期發展，可以考慮對光照資源區重新劃分，或對部分省市單獨核定。

有專業人士提出，可以給光伏電站設定「全生命周期補貼小時數」，比如一類資源區定為30000h或32000h。如果電站發電量超出預期，補貼小時數提前用完，之後光伏發電量只拿煤電標杆電價。由於此時電站早已收回投資成本，拿到的電費都是純收益，企業不會有太大困難。但陶冶認為，該方案無法解決當前的補貼拖欠問題，短期內年支出補貼不變，與財政部在4號、5號文件中提出「合理利用小時數」的本意不符，被採納概率較低。

在2019年2月20日召開的國務院常務會議上，李克強總理明確要求，制定涉企法規規章和規範性文件必須聽取相關企業和行業協會商會意見，使政府決策更符合實際和民意。希望主管部門在發布正式文件之前，多與行業內有關協會、企業、媒體溝通交流，了解一線聲音，也希望有關企業儘快拿出相關建議，通過各種渠道提交給主管部門，共同做出更加科學合理的決策，根治行業痼疾，幫助光伏等可再生能源健康持續發展。

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