屋顶“发电站”不再躺着赚

　　孙阳（化名）已经大半年没出手项目了，他入行分布式光伏电站投资超过3年，本来计划今年趁着光伏板价格还在下降，多投几个项目。

　　过完年，有个河南的中间人推了一个位置还不错的项目，他和合伙人连夜从山东赶到当地。条件谈得还不错，结果第二天去银行谈贷款被卡住了。当地银行规定，分布式光伏项目不予放款，因为河南已经实施了电力的市场化交易，银行担心一些“外行”投资者无法稳定运营项目。

　　合伙人还在纠结要不要找民间借贷，孙阳果断放弃了。这已经不是今年的第一次了，项目总是会受制于这样那样的因素。谨慎的同时，他也有些沮丧——之前躺赚的生意，越来越不好做了。

　　尤其是今年3月国家发改委发布《全额保障性收购可再次生产的能源电量监管办法》之后，文件明白准确地提出各地电网不再全额收购可再次生产的能源的电量，这在某种程度上预示着光伏电站业主要么跟整体发电成本更低的煤电竞价，参与电力的市场化交易；要么就得“自发自用”，去开发电网外的新用电户。广东省、山西省两省最早推行该政策，河南省从今年开始，其他省份也在陆续跟进。

　　从某种角度上讲，这个行业不再需要像孙阳这样纯粹的出资方。“钱现在解决不了太多问题，如果你只是出钱，不懂运营，在当地还没稳定用电户，电站非常容易就亏了。”去年，他还在“幻想”会不会有捡漏的机会，现在他强制性要求自己冷静下来，不盲目出手。

　　这和两三年前有着本质区别。彼时，很多地方在年中就把当地全年的电网用电指标用完了，谈好的点位，光伏板装不下去。孙阳像打游击战一样地到处寻找项目和份额，起初是临县、临市，后来发展到像河南省、河北省这样的临省。

　　前两年分布式光伏太火，很多“外行”进入。在他们眼中这项目只需要在农村找几处民宅屋顶搭设光伏板，投资百万元级别，而且七成以上是银行贷款，就可以躺赚。“那时候大家都在说，好项目5年就能回本，差的10年，但后续20年都是净赚。”孙阳说，不需要仔细考虑销路，也不需要日常运营，投资门槛也不高。

　　据中国光伏行业协会多个方面数据显示，2022和2023两年，全国分布式光伏发电新增装机量超过150GW，发出电相当于全社会用电量的2%。硅料价格不断下降，进一步在推升民间投资的热情。

　　不过行业目前有了共识：旧有模式只会推升产能过剩，想要持续发展，市场化势在必行，必须推动整个行业参与者一起降本增效。

　　中国光伏行业协会秘书长刘译阳在一场业内论坛上说：“原有的旧模式，已经难以为继，而且不可能再像那样发展下去，任何一个人都要思考未来到底要怎么做。”在同一个场合，平安国际租赁光伏储能团队负责人丁涵也提到，他们发现很多项目投资人对政策的理解都没跟上市场与时代的发展，这些“落后理念”和旧有模式在某些特定的程度上会被市场淘汰。

　　离开河南省的路上，孙阳跟合伙人商量了一路，“项目越来越难投，要不就先别看新的了，先学着把现有的运营好。”

　　跟孙阳同样经历的光伏投资人是在2019年之后大批进入的，这一波投资潮还在于光伏技术的进步，以及光伏发电成本的迅速下降，体现在分布式光伏格外明显。

　　分布式光伏基本上不用去政府部门办理手续。通常而言，项目是建在屋顶上，只要跟屋顶所有者谈好条件，就可以正常运营。

　　银行放贷也不复杂。小孔（化名）是一家股份制银行用电户经理，他告诉《中国企业家》，相比于集中式电站项目，分布式光伏项目要宽松很多。“有的项目可以贷到总投资额的90%，以光伏电站和电费账户做抵押，贷款利率大约5%，建设期只还利息就行。”小孔说，这个贷款政策放在2021年，比很多行业要优惠得多，而且他所在银行的政策都不是最好的，时刻面临抢客户。

　　这使得投资者慢慢的变多，甚至催生了分布式光伏电站开发的“一条龙”服务。从资产金额来源、找屋顶、建设、当地日常运营，再到代办政府手续。业内也慢慢变得卷，专门帮投资人找土地、屋顶的居间人，收费从最早的1元/W，卷到了0.1~0.3元/W。

　　“当时总开玩笑，全国乡镇、村子里的屋顶都会被光伏板覆盖。”在孙阳看来，按照那个趋势，“产能过剩”会是个大概率事件。

　　2023年，行业开始加快市场化交易的落地。年底，国家电网曾在内部准备了一份关于光伏发电的评估报告，文件指出了现在光伏发电存在的一些问题，并将用电的市场化交易作为解决办法。这份文件也指出了未来光伏发电的发展趋势，最终目标是以“低成本实现能源转型”。

　　2024年的《全额保障性收购可再次生产的能源电量监管办法》则是从行业的顶层设计上，正式确认了光伏发电要逐步纳入市场化交易。

　　对于像孙阳这样的光伏项目业主来说，这并不算是个好消息。新政策将用电划分为保障性电量和市场化电量，市场化电量部分不再进行全额收购。这意味如果价格没有优势，光伏电站发的电很有可能会被电网拒绝。而且交易市场化之后，价格不再固定，可能会频繁变动，收益率也会出现波动，计算回本模型就很复杂，这会影响到项目的投资价值。

　　相比于传统能源发电，光伏发电天然具备一些劣势。比如国内用电结构依然以晚间用电为主，可光伏电站到了晚上根本发不了电。光伏也“靠天吃饭”，天气不稳定，发电也就不稳定，对于不少企业来说，全依赖光伏，会存在一定用电风险。

　　有光伏行业专家呼吁企业把用电高峰集中在白天，这样光伏电站业主就能发挥优势，把电价调得更低，从而切实降低用电成本。

　　当然，这都不能从根本上解决孙阳个人的问题，他还是要快速学到能持续运营的模式，以备电力市场化交易在他所投项目区域落地。

　　大多数分布式光伏电站业主都在研究山西省和广东省两个最早开始用电市场化交易的省份。

　　广东省推行的“绿证模式”是未来的趋势，可这是个体系工程，整体落地需要时间。

　　绿证是指可再次生产的能源绿色电力证书，作为企业履行社会责任的证明，绝大部分已经发布ESG报告的企业都需要大量绿证，他们要在市场上购买。而且广东地区出口型企业成规模，也需要持有绿证，来避免高额的碳关税。

　　因此，合乎条件的光伏发电方能够最终靠绿证拿到更多的订单和更厚的利润，这也使他们有相对多的筹码应对市场化竞价。

　　尽管理论上几乎所有的光伏发电都可以参与绿证交易，但因为其从2017年才开始慢慢地实行，至去年年底也才核发了超过1.75亿个绿证，对应着1750亿度电。假设这些“绿电”全部由光伏发电站贡献，也有超过90%的光伏发电没有匹配绿证。

　　去年年中，国家能源局发布《关于做好可再次生产的能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再次生产的能源电力消费的通知》，文件指出将实现绿证对可再次生产的能源电力的全覆盖。这会促进推动绿证模式在更多区域的落地，以及更大程度地拓展包括光伏在内的可再次生产的能源的市场空间。

　　不过业内都认为，山西省的行业状况更具有可复制普适性。尤其是自去年正式实行电力市场化运行之后，跑得快的业主快速转换到了“用电户逻辑”上，有些甚至实现了真正意义上的“自发自用”，也就是从电网退出，不参与电网收购，收入完全依赖新拓展的用电户。

　　孙阳年前刚在山西省看了当地一个工厂厂房的新建项目，他自己算了算账，投入产出比很可观，运营也不复杂。“像这一个项目，一是电站发的90%的电都能消纳；二是现在的光伏组件太便宜了，建造成本很低；三是跟用电户之间签了合同，电价还行，也是个固定值，不用老去想竞价的事。”

　　他对接的那个业主之前就是开工厂的，在当地有不少行业资源。之前发电量是电网全额收购，根本不考虑这些零散的市场机会，也觉得麻烦。但现在真做起来，发现“比想象的好多了”。

　　当然，正如行业专家所言，很大一部分业主并不内行，一些业主甚至连用电户能消纳多少电量都搞不明白。孙阳就曾被问到这样的一个问题，他哭笑不得，建议对方去供电局拉下用电曲线，假如没有的话，就参照原有老厂房的用电或者同规模厂房的用电。

　　他在山西省拜访了好几家业主，想要找到更清晰的用电户画像。“屋顶好的项目消纳不一定好。消纳好的屋顶可能比较烂，需要大改造。条件好的用电户想要更好的电价，而我们又担心工厂会不会倒闭，会不会赖电费。”孙阳说山西省实施市场化交易之后，好多光伏业主和用电户都是“第一次”见面，双方不了解，有点“鸡同鸭讲”，磨合成本很高。

　　“得把项目情况摸透，算好账，把商务条款谈清楚。”孙阳说还牵扯到后续大量施工与调试运营，这每个环节都一定要通过实际项目去跑，否则财务模型都会失守。“之前我们只是考虑建造环节，心里就没啥账本，无非就是晚点回本。现在只要哪个环节疏忽了，可能就会投出一个烂项目。”

　　而且还有不少技术性问题是需要解决。比如像冶金这种长时段高耗能行业，理论上是可再次生产的能源最优质用电户，但想要持续达到发电量标准，就要安设更多的光伏板，很多安装场地并不符合规定标准。再比如科研基地，或者是芯片这种精密制造型企业，需要持续稳定的电流，微小的电压波动就会影响实验结果和良品率。

　　包括怎么样才能解决夜间的用电户需求。这都很大程度地制约了光伏的客户范围，按照现有的行业共识，光伏业主更喜欢那一些用电量高峰期在白天的用电户，比如学校、医院、大型商业中心、机场、火车站、政府办公楼、写字楼等。当地业主基于夜间用电的用电户做了很多沟通和模式尝试，但还没有特别有效的解决方案。

　　孙阳说有些细节不考察根本都想不到。比如有的业主要“自发自用”，不向电网卖电，就得专门装一个防逆流保护设施。否则发的电“偷跑”到电网里，业主就会被罚款。

　　最直接的就是这几年储能加快速度进行发展。每个业主都想在电价高的时候多卖电，电价低的时候少卖电，能储存发电的储能方案就成了整个新能源行业的聚焦点，这会极大地改善业主的项目财务模型。

　　但现阶段储能方案还是太贵了。以工信部今年初在官网上推介的工业园区微电网案例为例，1.8MW分布式光伏加上4.8MW分散式风电，需要配置2.9MWh储能，这使得该园区的消纳比能达到93%，每年能节省355万元的电费。而这一套储能方案的总投资为3000万元，不考虑设备折旧、运营等花费，也需要10年左右才能回本。

　　而且这还是个大项目。正常一个写字楼的屋顶最多装几十千瓦，想要达到上述1MW级别的发电量，至少得有数十个工厂。这使得大部分的小业主，都不具备配置储能方案的条件。

　　不过，在刚刚结束的北京储能展会上，包括宁德时代、晶科能源、天合光能、华为等企业发布的新型储能产品有明显变化，相较于前两年推出的大型储能产品，大部分新产品都“变小”了，瞄准的都是中小型工商业用电户的使用场景。

　　比如华为新发布的储能方案，除了宣讲常见的电化学性能、安全性能等技术参数之外，还着重提到了一体化集成设计，减小用地面积，减少安装、运维和管理成本等方面。这些新的产品变化就是针对铺设面积有限，急需减少相关成本的分布式光伏业主。

　　储能行业有个共识：储能在未来会决定整个分布式光伏布局。“未来谁掌握了更多储能调峰的资源，可能就从另一方面代表着拥有更多的光伏开发资源。”山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌说。

　　从趋势上看，储能会慢慢的便宜，分布式光伏业主也会越来越懂得如何利用储能去布局和规划点位。“储能必然不会便宜到白菜价，但我们逐渐掌握之后，会探索出很多投资机会。”孙阳甚至想过要不要改成去投储能项目，毕竟现有市面上对储能有需求的业主还挺多，如何去有效率地覆盖他们。

　　他也考察了一些复杂的产品，比如智慧运维，但发现不少硬伤。“有的要装载传感器等元器件到光伏板上，才能搜集数据信息，但光伏板型号不一样，有的我装上去，就得把现有的板子破坏一部分。数据是产生收益了，施工难度不小，发电效率会不会也受一定的影响。”不过孙阳不觉得这是多复杂的事，“之后都会解决的，储能都可以变化那么快。”

　　有的企业想把获客渠道从原来依赖行业协会、商会等本地组织，转向利用互联网直接触达用电户；有的在琢磨发行绿色债券，以解决银行谨慎放款之下的资金缺口；有的开发了线上管理工具，让业主的整个落地、运营流程变得更简单，减少人力，也节约时机……

　　“总之，行业所有的环节都动起来了。等电网政策全面落地之后，规则更明确，一些商业机会就会涌现出来。”孙阳说，不论如何都得多试多看，试着试着，就有路了。