分布式光伏項目的多重收益分析

孫韻琳，郝 勇，施博文，陳思銘

（1.西寧月光太陽能科技有限公司，青海 西寧 810000；2.廣東華矩檢測技術(shù)有限公司，廣東 佛山 528000；3.廣東永光新能源科技有限公司，廣東 佛山 528000）

氣候變化是全人類共同面臨的嚴(yán)峻課題，我國作為主要的溫室氣體排放國之一提出在2030 年前達(dá)成碳達(dá)峰，2060 年前實現(xiàn)碳中和的目標(biāo)［1］。覃盈盈等對我國20 個產(chǎn)業(yè)類型的直接碳排放和完全碳排放總量進(jìn)行了測算，從行業(yè)碳排放能源種類看，截至2020 年，煤炭仍然是能源碳排放的主要種類，占比達(dá)62.6%［2］。因此，要實現(xiàn)“雙碳目標(biāo)”，降低能源行業(yè)的碳排放是直接、有效的途徑。

在能源系統(tǒng)趨向于分布式控制的當(dāng)下，光伏作為最貼近用戶的一種可以實現(xiàn)分布式控制的可再生能源，在電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的過程中起到非常重要的作用。但目前分布式光伏項目受工商業(yè)峰谷電價調(diào)整、地方政策要求強(qiáng)制配儲等影響，收益預(yù)測難度加大，為項目的投資收益帶來不確定性。因此，本文對影響分布式光伏項目收益的因素，以及在當(dāng)前環(huán)境下分布式光伏項目存在的多種收益來源進(jìn)行分析。

1 影響分布式光伏項目收益的因素

光伏項目的主要收益來源為電費收益，電站設(shè)計、設(shè)備材料選型的合理性以及項目運行期間運維的有效性是影響光伏項目收益最直接的因素。如圖1所示，圖1（a）、（b）為系統(tǒng)直流側(cè)材料選型不合理導(dǎo)致組件和直流匯流箱燒毀，存在較大電氣安全隱患；圖1（c）則是由屋面高差導(dǎo)致成排組件被遮擋，在這種情況下如果組串式逆變器中同一路MPPT接入了陰影遮擋程度不同的組串，將存在電壓失配現(xiàn)象，可能導(dǎo)致組串式逆變器直流側(cè)燒毀；圖1（d）是由于結(jié)構(gòu)強(qiáng)度不夠?qū)е屡_風(fēng)吹翻組件。因此，系統(tǒng)設(shè)計、設(shè)備選型及運維的有效性將直接影響項目運行的穩(wěn)定性及發(fā)電性能，在項目的設(shè)計和建設(shè)階段應(yīng)在充分考慮項目運行環(huán)境的前提下進(jìn)行設(shè)備選型和系統(tǒng)設(shè)計，施工過程應(yīng)合理、規(guī)范，采取的控制成本的措施不應(yīng)以系統(tǒng)安全性為代價。此外，在項目運行階段應(yīng)進(jìn)行合理的運行維護(hù)，以確保系統(tǒng)的輸出性能、安全性和穩(wěn)定性。

圖1 系統(tǒng)設(shè)計不當(dāng)帶來的風(fēng)險案例

分布式光伏項目的收益還受到環(huán)境因素、經(jīng)濟(jì)因素、技術(shù)因素等系統(tǒng)外界因素影響，主要體現(xiàn)在工商業(yè)分布式峰谷電價調(diào)整、光伏項目配儲的商業(yè)模式不完善、輻照度資源的年度變化等方面。在峰谷電價調(diào)整方面，日凈負(fù)荷曲線在午間一般存在峰段，但當(dāng)光伏滲透率較高，如圖2 所示，在滲透率達(dá)到60%的情況下，由于午間是光伏出力最多的時段，會將日凈負(fù)荷曲線的正午時段變?yōu)楣榷?，加劇一天?nèi)用電負(fù)荷的峰谷差［3］。因此，受新能源消納壓力的影響，部分省市地區(qū)，如山東、山西、浙江等8 個省份對工商業(yè)峰谷電價進(jìn)行了調(diào)整，如表1所示，午間光伏系統(tǒng)出力最多的時段基本被納入了谷段，分布式光伏項目收益下滑嚴(yán)重。

表1 中午執(zhí)行谷段電價的省份

圖2 晴天條件下不同光伏滲透率下的日凈負(fù)荷曲線［3］

此外，目前國內(nèi)已有19 個省頒布了對光伏項目電源側(cè)配儲的要求，新疆等地還存在光伏發(fā)電和儲能設(shè)施項目競爭性配置工作招標(biāo)公告，其中也有對儲能配置的要求。但以目前光伏項目配套建設(shè)電源側(cè)儲能的情況來看，可實現(xiàn)的儲能價值為平滑新能源項目出力、輔助調(diào)峰、一次調(diào)頻、二次調(diào)頻及實現(xiàn)自動電壓控制（AVC）等，這些儲能價值為投資者帶來的直接收益較少，利用率不高且經(jīng)濟(jì)性較差，可以為投資者帶來直接收益的方式僅為減少棄風(fēng)棄光和偏差考核罰款。孫麗平等［4］關(guān)于光伏項目強(qiáng)制配儲對光伏經(jīng)濟(jì)性造成的影響進(jìn)行了分析，以10%、2 h 的儲能配置進(jìn)行測算，“光伏+儲能”項目的資本金內(nèi)部收益率較無儲能配置的情況下降約2.0%，且儲能配置每增加5%，資本金內(nèi)部收益率將下降約1%。

2 分布式光伏項目的多重收益分析

在國內(nèi)碳市場逐步開放發(fā)展的當(dāng)前，分布式光伏項目除了常規(guī)的發(fā)電收益以外，還存在多種獲取收益的方式，其中以其他方式的發(fā)電收益、降碳收益和進(jìn)入碳循環(huán)鏈為主要方面。

2.1 發(fā)電收益

發(fā)電是光伏項目收益的基礎(chǔ)，因此，與發(fā)電量相關(guān)的收益是考慮分布式光伏項目多重收益中的重要一環(huán)。目前，光伏項目在“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”或“全額上網(wǎng)”的基礎(chǔ)上，可以從售賣綠色電力證書、提高光伏功率預(yù)測精度、配置儲能等方面獲得直接或間接的收益。

綠證是可再生能源配額制的必要配套制度，光伏項目的上網(wǎng)電量部分具備核發(fā)綠證的資格，每個綠證對應(yīng)1 MWh 上網(wǎng)電量［5］。但綠證本身與綠色電力分離，因此綠證的購買者不一定是這些綠色電力的使用者。一般而言，分布式光伏項目全額消納的情況較少，因此綠證可以為光伏項目的投資者帶來額外收益。2022 年國家發(fā)改委、能源局頒布通知提出綠證可以作為可再生能源電力消費量認(rèn)定的基本憑證，因此，對于用電企業(yè)，購買綠證可用以履行可再生能源配額義務(wù)，其核發(fā)范圍也從含補(bǔ)貼的項目拓展至所有項目。如圖3 所示，自2017 年綠證政策頒布以來，至2020 年，其總銷售量較低。自2021 年起，隨著綠證定價制度調(diào)整，綠證價格下降，銷售量出現(xiàn)明顯增幅，截止到2023 年8 月3 日，綠證銷量已經(jīng)超過4 174 萬張，其中無補(bǔ)貼的項目銷售量占比74.4%。目前價格約為42.4 元/個，每kWh上網(wǎng)電量可以為光伏項目提供0.042 元的收益。

圖3 2017 年至今國內(nèi)綠證的銷售量情況

降低費用成本也是增加收益的重要渠道。雙細(xì)則考核作為一種獎懲機(jī)制，本質(zhì)是以對光伏等不具備調(diào)峰功能的可再生能源的罰款作為火電等傳統(tǒng)能源所做出的調(diào)峰工作的補(bǔ)償。目前超過5 MW 的分布式光伏項目也面臨雙細(xì)則考核，主要體現(xiàn)在功率預(yù)測、AGC/AVC 等信息化方面［6］。其中，光伏功率預(yù)測是罰款中較為重要的組成部分，因此做好光伏功率預(yù)測可以減少雙細(xì)則考核的罰款成本。此外，還可以使電站的運維工作更具備有效性和針對性，以減少運維成本和提升運維效率。

為建設(shè)區(qū)域能源系統(tǒng)彈性，“光伏+儲能”的建設(shè)方式可以實現(xiàn)分布式能源系統(tǒng)的冗余性，可以輔助光伏項目并網(wǎng)并具備一定的調(diào)峰功能，降低棄光風(fēng)險。從儲能價值的角度來看，除光伏項目配置電源側(cè)儲能外還可租賃獨立儲能以輔助光伏項目并網(wǎng)。獨立儲能的商業(yè)模式由獨立的儲能電站向承租方收取租金，租賃費用按照儲能電站的功率計算，光伏企業(yè)可以獲取上網(wǎng)指標(biāo)。對于儲能系統(tǒng)所有者，容量租賃費用是其穩(wěn)定的收入來源，且仍具有儲能系統(tǒng)的自主運營權(quán)和收益權(quán)。光伏企業(yè)則可以從光伏電站的增發(fā)電量、消納電量等方面獲得對應(yīng)收益，但目前由于儲能設(shè)備成本較高，租賃費用較高的原因，以10%的配儲比例進(jìn)行測算，租賃獨立儲能的光伏項目的資本金內(nèi)部收益率下降3.14%，目前經(jīng)濟(jì)性較差［7］。但隨著儲能技術(shù)發(fā)展，設(shè)備成本降低，這種商業(yè)模式可能在未來新能源配置儲能的環(huán)節(jié)中起到重要作用。

2.2 減碳收益

國家核證自愿減排量（CCER）為經(jīng)國家發(fā)改委備案后允許可再生能源產(chǎn)生的碳減排量參與抵消工業(yè)企業(yè)碳排放配額的清繳，其本身可以看作是對碳排放配額交易的一種補(bǔ)充，需要控排的企業(yè)可以通過向?qū)嵤┨嫉窒顒拥钠髽I(yè)購買核證量以用于抵消自身碳排放。雖然2017 年以來CCER 項目被暫停，目前仍未正式重啟，只有在部分省份陸續(xù)使用，但隨著國家“雙碳”戰(zhàn)略目標(biāo)的提出和推進(jìn)，全國CCER 的市場有望在近期內(nèi)重啟，對于用電企業(yè)，CCER 項目可用以履行可再生能源配額義務(wù)，分布式光伏項目可以從中獲取一部分額外收益。

2.3 進(jìn)入碳循環(huán)鏈

在光伏組件的運行過程中或生命周期結(jié)束時，需要對光伏組件進(jìn)行科學(xué)環(huán)保的回收處理，以達(dá)到廢棄光伏組件的資源化處理。目前國內(nèi)已有多家企業(yè)具備較成熟的組件回收技術(shù)及產(chǎn)線。以目前的商業(yè)模式來看，光伏組件回收可以為光伏項目帶來一部分資金回流，但廢舊光伏組件屬于固體廢棄物，其中TPT 材料背板等部分的回收可能對環(huán)境造成污染，因此，組件的回收應(yīng)由專業(yè)機(jī)構(gòu)進(jìn)行。

對目前市面上最常見的晶硅組件，其回收過程基本為組件封裝的逆過程，圖4 展示了光伏組件主要元素的回收流程［8］，主要包括邊框和接線盒拆解、層壓件拆解、組分分離三個步驟。邊框和接線盒拆解的方法一般為機(jī)械拆除法，層壓件的拆解難度較大，最常見的方法為物理法和化學(xué)法。目前機(jī)械破碎法是層壓件拆解方法中最常用的一種物理方法，在化學(xué)方法中，熱解法和溶劑法則較為常用。熱解化學(xué)法通過高溫下的熱解化學(xué)反應(yīng)使EVA 分解去除，從而拆分出玻璃、電池片、焊帶、匯流條等部分，溶劑化學(xué)法則是將光伏組件浸到有機(jī)或無機(jī)化學(xué)溶劑中，通過化學(xué)反應(yīng)溶解EVA 以破壞其界面粘結(jié)力。最后，對銀、鋁、硅、銅等組分進(jìn)行組分分離和純化，將電池片與焊帶等組分較為復(fù)雜的部分進(jìn)行回收［9］。

圖4 廢舊晶體硅光伏組件主要元素的回收流程［8］

3 結(jié)語

光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展是我國實現(xiàn)雙碳目標(biāo)過程中重要的一環(huán)，雖然目前光伏應(yīng)用端存在如工商業(yè)峰谷電價調(diào)整、光伏項目強(qiáng)制配儲等因素導(dǎo)致項目收益預(yù)測難度增加，但光伏發(fā)電作為清潔能源的特性、時代發(fā)展的必然性和清晰的政策導(dǎo)向依然證明光伏項目是明智的投資選擇。在未來，可再生能源產(chǎn)業(yè)仍面臨新的發(fā)展形勢，光伏項目在未來可能存在多重收益，如綠證、峰谷套利、光伏組件回收等。但值得注意的是，系統(tǒng)安全是一切收益的基礎(chǔ)，一切獲取收益以及降低成本的行為都不應(yīng)以系統(tǒng)安全性和系統(tǒng)性能的犧牲為代價。