近年来随着我国光伏行业技术进步，组件价格下降近80%，同时我国对弃风弃光、促进风光消纳方面陆续出台了一系列政策，弃风弃光问题持续好转。自2020年我国光伏发电项目进入平价上网阶段。

2021年6月，我国在全国范围内组织开展整县（市、区）推进屋顶分布式光伏开发试点工作。然而，近期国内硅料价格不断上涨，导致光伏组件价格高，对我国平价光伏项目投资建设造成较大影响，尤其对由企业投资建设、运营的整县市分布式光伏项目，在建设期投资额高、平价上网的情况下，项目收益率无法满足企业投资需求。因此，企业应在项目投资经营期间，拓展实施各项措施，确保企业实现持续稳定的生产经营，达到预期收益，以保障整县市分布式光伏项目达到预期目标，真正实现国家开展整县市屋顶分布式光伏建设的目的。自2014年起，我国鼓励分布式光伏发电项目参与市场化交易，以获得节能减排收益。2021年我国成立了全国碳排放权交易市场并启动了全国碳排放权交易。

近期很多学者在考虑碳排放权交易收益的情况下对光伏发电项目经济效益进行了分析，并对市场化交易方面进行了研究。林俐等^［1］对国内外分布式发电市场化交易机制进行了分析对比；何后裕等^［2］介绍了碳排放交易在分布式发电市场的交易机制并对发电成本进行了分析；翁琳等^［3］以上海某光伏发电项目为例，对光伏发电系统全生命周期碳排放回收期及经济回收期进行了对比分析；赵振宇等^［4］分析了北京分布式能源项目的开发建设和运营管理方面面临的问题和挑战，并从市场、技术、政策能源管理等层面提出对策和建议；刘景青等^［5］提出分布式电源以售电公司为代理参与电力市场交易，提出交易决策及价格机制模型；左丽丽等^［6］以家庭式光伏电站为例考虑碳交易收益情况下对电站进行可行性分析；陆晓静等^［7］对分布式光伏项目在“自发自用、余电上网”模式下的经济收益进行了测算分析。综上，目前的研究虽然已对分布式光伏项目的经济测算以及市场化交易机制进行了较为深入的分析，但其未综合考虑利用直接售电模式以及碳排放权交易收益来实现提高项目投资经济性，因此仍有提升空间。

本文通过分布式光伏项目考虑峰谷分时电价的情况下参与市场化交易隔墙售电模式，同时通过参与碳排放权交易取得收益，提高项目经济效益。

1 分布式发电交易模式 1.1 分布式发电交易主要模式

目前分布式发电交易有三种模式：一是用户间直接交易模式（简称“隔墙售电”），分布式发电企业参与到与火电、风电等发电主体的市场竞争中，作为售电方与周边电力用户协商交易电量和电价，电网企业作为输电方收取“过网费”；二是委托电网企业代售电模式，分布式发电企业与电网企业签订转供电合同，电网企业扣除过网费后将其余售电收入转付给分布式发电企业；三是全额上网模式，分布式发电企业在不参与市场化交易的情况下，发电量全部出售给电网公司，上网电价按照属地燃煤标杆上网电价结算。

相较于全额上网模式或代售电模式，发电企业采用用户间直接交易模式（即隔墙售电）具有更高的经济效益。

1.2 分布式发电市场化交易政策

2014年国家能源局发布关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知，要全方位推进光伏多元化发展、发挥分布式光伏发电对优化能源结构、转变城乡用能方式等战略意义，鼓励充分利用建筑屋顶等资源建设分布式光伏发电，同时鼓励其参与国内碳排放权交易。提出“自发自用、余电上网”和“全额上网”两种模式，同时鼓励示范区探索分布式光伏发电区域电力交易试点，允许与符合政策和条件的电力用户开展直售电业务。

2015年我国启动新一轮电力体制改革，在“放开两头，管住中间”的总体思路下，提出一系列能源新政策，鼓励社会资本投资建设配电网。为进一步开展售电业务，为市场化交易提供充分基础条件，我国随即启动了电力现货市场的试运行。

2017年国家发展和改革委员会、国家能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源[2017]1901号）^［8］，提出分布式能源作为增量市场主体参与电力市场竞争，组织分布式发电市场化交易试点，对交易项目规模、市场交易模式、建立交易组织，以及交易过程电网企业收取“过网费”等提出了要求和措施。同时还明确了分布式发电项目三种市场化交易模式，包括发电企业和用户直接电力交易（直售电模式或“隔墙售电”模式）、电网企业代售电、按照标杆上网电价全额上网，并对可再生能源电力消费和节能减排权益作出明确要求。

2017年末国家发展和改革委员会在发改能源[2017]1901号文件基础上发布补充通知文件^［8］，对试点组织方式和分工做了补充，并进一步明确了分布式光伏发电市场化交易试点方案，要求各地区尽快启动分布式发电市场交易。参与市场交易的分布式电源装机规模单体不超过50 MW。按照此方案，国家鼓励发电和用电双方按照达成的电量和价格进行交易。

2019年国家为积极推进风电、光伏发电项目无补贴平价上网，创造有利政策引导投资建设平价上网项目、优化平价项目营商环境，并提出鼓励其通过绿证交易获得合理收益补偿。以电网企业为托底保障分布式风电和光伏发电项目的消纳的同时鼓励在示范项目中以试点方式开展分布式发电直接交易。

2019年国家发展和改革委员会、国家能源局发布《关于公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的通知》^［9］，公布26个分布式发电市场化交易试点，交易规模共165万kW。

国家对分布式发电市场化交易相继出台政策，但分布式光伏发电项目市场化交易试点始终不尽如人意，一直未能摆脱“自发自用、余电上网”的束缚，并未真正探入电力体制改革、参与到市场化交易中。交易市场持续以“试点”方式开展，未完全激发分布式发电项目参与市场化交易的潜能，没有达到分布式发电项目市场化交易的目的。

2021年1月份，江苏省常州市天宁区郑陆工业园5 MW分布式发电市场化交易试点项目成功并网发电，成为我国首个分布式发电交易试点，实现了“隔墙售电”的首次落地。通过配电网分布式光伏发电项目将电力直接出售给周边的能源用户，此举真正实现了分布式发电量的市场化交易。2021年9月，安徽作为首批开展绿色电力交易试点省市之一，首次达成了绿色电力直接交易电量1 100万kW·h，且交易单价高于燃煤标杆上网电价。

本文以广东省汕头市某屋顶分布式光伏发电项目为例，对比分析“全额上网”模式和参与市场化交易并考虑碳排放权交易经营模式的项目经济性。

2 分布式光伏发电项目经济效益对比分析

为响应国家关于推进整县（市、区）屋顶分布式光伏项目政策要求，某公司投资开发屋顶分布式光伏发电项目A。该项目位于广东省汕头市某工业园区内，装机容量100 MW，全部是屋顶分布式光伏发电项目。

2.1 项目投资及运营参数 2.1.1 初始投资

分布式光伏发电项目初始投资主要有设备购置费、安装工程费、建筑工程费、基本预备费、建设期利息、流动资金、其他费用等。项目静态总投资为

$ \qquad{C}_{0}=W{C}_{\mathrm{w}} $

(1)

式中： $ {C}_{0} $ 为项目总投资； $ W $ 为项目装机容量； $ {C}_{\mathrm{w}} $ 为项目单瓦装机容量成本。

2.1.2 运行维护费

项目生产运营期间发生的运营维护费C_ne包括维修费、保险费、外购电费、职工薪酬等。

$ \qquad{C}_{\mathrm{n}\mathrm{e}}={C}_{\mathrm{f}1} + {C}_{\mathrm{f}2} + {C}_{\mathrm{f}3} + {C}_{\mathrm{f}4} + {C}_{\mathrm{f}5} + {C}_{\mathrm{f}6} $

(2)

式中： $ {C}_{\mathrm{f}1} $ 为年度外购电费； $ {C}_{\mathrm{f}2} $ 为年度保险费； $ {C}_{\mathrm{f}3} $ 为年度材料费； $ {C}_{\mathrm{f}4} $ 为年度职工薪酬； $ {C}_{\mathrm{f}5} $ 为维修费； $ {C}_{\mathrm{f}6} $ 为土地租金。

年度职工薪酬、维修费按照固定年增长率每年递增。

2.1.3 折旧费

固定资产折旧方式主要有加速折旧法、直线折旧法等。直线折旧法中每年折旧额C_m为

$ \qquad{C}_{\mathrm{m}}=\frac{{C}_{\mathrm{o}\mathrm{m}}(1-{M}_{\mathrm{d}})}{Y}\times 100 \text{%} $

(3)

式中： $ {C}_{\mathrm{o}\mathrm{m}} $ 为项目计提折旧基数，光伏发电项目折旧基数按照总投资的89%计取； $ {M}_{\mathrm{d}} $ 为残值率，本项目按照5%计提； $ Y $ 为项目计提折旧年数。

2.1.4 财务费用

财务费用主要是贷款利息，财务费用取决于贷款比例和贷款利率。

2.1.5 项目发电量

项目发电量主要由项目所在地光资源情况、项目装机容量以及组件衰减率决定。年平均发电量P为

$ \qquad P = \frac{{{P_0}}}{{y}} $

(4)

式中： $ {P}_{0} $ 为项目运营期总发电量； $ y $ 为项目运营年限。

2.2 项目经济效益对比

按照上述分布式光伏发电项目投资及运营参数，项目A单瓦装机容量成本4元∙W⁻¹，项目总投资40 000万元。

项目A投资建设及并网时间在2021年末，根据我国可再生能源项目上网电价有关政策，其上网电价执行广东省燃煤标杆上网电价0.453 0元∙(kW∙h)⁻¹。

项目A运营期25 a，项目光伏组件倾角20°，项目首年利用小时1 200 h，运营期屋顶租金5元∙( $ {\mathrm{m}}^{2} $ ∙a)⁻¹，预计使用屋顶面积166.67万m²，运行维修费年均270万元，职工薪酬年均328万元，保险费年均43万元，年外购电力费50万元，折旧19 a，残值率5%，材料费年均300万元。同时，根据国务院2007年12月6日发布的《中华人民共和国企业所得税法实施条例》^［10］，光伏发电项目A自取得第一笔经营收入所属纳税年度起享受“三免三减半”优惠政策。

2.2.1 全额上网模式经济指标

若项目采用全额上网模式，上网电价执行属地燃煤标杆上网电价0.453 0元∙(kW∙h)⁻¹。根据建设项目经济评价方法，折现率按照8%计算，项目可实现资本金内部收益率2.60%，财务净现值−5 439万元，投资回收期22.28年；全投资内部收益率4.29%，财务净现值−9 007万元。结果表明，该项目经济性较差。

2.2.2 用户间直接交易模式经济指标

为促进能源绿色发展，充分发挥分时电价信号作用，进一步拉大峰谷分时电价差，引导电力用户移峰填谷，自2021年8月31日起，广东省所属工业及一般工商业用电用户按照峰谷分时电价与电网公司结算。项目A为取得较高发电收入，其全部电量通过开展与周边用户协商，进行直接售电业务。本案例以1 ～ 10 kV一般工商业用户为直接售电目标，与购电用户以属地峰谷分时电价的70%进行直接交易。

根据广东省发展和改革委员会发布的《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》^［11］，汕头等市一般工商业1 ～ 10 kV用户峰谷分时价目为：基础（平段）电价0.565 2元∙(kW∙h)⁻¹，低谷电价0.214 8元∙(kW∙h)⁻¹，高峰电价0.960 8元∙(kW∙h)⁻¹。

按照文件自2021年10月1日起，广东省统一划分峰谷分时电价时段，高峰时段为10 ～ 12点、14 ～ 19点，低谷时段为0 ～ 8点，其余时段为平段。其中尖峰电价执行时间为7 ～ 9月，尖峰电价在上述峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮25%。尖峰电价每天的执行时段为11 ～ 12点、15 ～ 17点共三个小时。

（1）平均销售电价

利用PVsyst软件计算项目A各时段销售电量，按照“峰、谷、平”时段加权平均电价来确定平均销售电价。

在一定的准确度范围内，利用PVsyst专业软件，设定系统配置方案可计算行业普遍认可的项目A的发电量数据。光伏发电系统的输出效率除调度指令和自身系统设计的综合效率（包括组件修正系数、方阵倾角、方位角修正系数、光伏发电系统可利用率、逆变器效率、组件表面污染修正系数、组件转换效率修正系数等）外，项目所在地的气候、太阳辐射量是发电系统输出特征的决定性因素，因此光伏发电项目输出功率情况由太阳辐射量来表征。

利用PVsyst软件设定项目A相应配置，其中光伏方阵组件倾角为 $ 20 $ °，方位角 $ 0 $ °，系统综合效率86.4%。通过PVsyst软件提取汕头市全年365天24个时段太阳辐射量，计算不同时段的光伏输出功率。图1为汕头市每月分时平均太阳辐射量。取每个时刻的平均值拟合全年各时段的平均太阳辐射量分布，结果如图2所示。利用图2计算各时段面积及占全天发电时段面积的比例。因太阳辐射量会对光伏发电输出功率产生直接影响，因此某时段的平均太阳辐射量即可表征该时段的发电量。计算折线图中某时段面积，该时段平均太阳辐射量占全天总辐射量的比值即为该时段的面积。表1为汕头市一天各时段太阳辐射量及其占比。

对以上不同时段的光伏输出功率进行加权平均，得到平均销售电价D，即

$\qquad D=\sum {N\times D_N} \times 70\text{%} $

(5)

式中：N为各时段占比；D_N为该时段对应电价。

将表1中的数据代入式（5）中，得到平均销售电价0.530 2元∙(kW∙h)⁻¹。即项目A中若全部发电量均以与周边用户开展直接售电业务，其平均销售电价为0.530 2元∙(kW∙h)⁻¹。

（2）分布式光伏发电项目核证自愿减排量

目前我国已成立全国碳排放权交易市场并开展了碳排放权交易，根据中国核证自愿减排量方法学CM−001−V02可再生能源并网发电方法学（二）^［12］，核算项目A的CO₂减排量，包括识别排放源边界、计算组合边际CO₂排放因子、计算基准线排放等。

项目A是光伏发电项目，其排放源主要是生产、生活用电，耗电量相较于项目A每年发电量很小，本例中暂忽略不计其排放源碳排放量。

$ \qquad {{E}_{y}}={{G}_{\text{PJ},y}}{{F}_{\text{grid},\text{CM},y}} $

(6)

式中： ${{E}_{y}}$ 为第y年时的基准线排放量，tCO₂∙a⁻¹，即因项目实施替代化石燃料发电所减少的CO₂排放量； ${{G}_{\text{PJ}.y}}$ 为第y年时，因自愿减排项目活动的实施所产生的净上网电量，MW∙h∙a⁻¹； ${F}_{\mathrm{g}\mathrm{r}\mathrm{i}\mathrm{d},\mathrm{C}\mathrm{M},y}$ 为第y年时，并网发电的组合边际排放因子，tCO₂∙(MW∙h)⁻¹，利用“电力系统排放因子计算工具”计算获得。

组合边际排放因子 ${F}_{\mathrm{g}\mathrm{r}\mathrm{i}\mathrm{d},\mathrm{C}\mathrm{M},y}$ 的计算：参考国家能源局发布的“2019年减排项目中国区域电网基准线排放因子”参数计算，其电量排放因子为0.804 2，容量排放因子为0.213 5，计算得到的组合边际排放因子为0.656 525 tCO₂∙(MW∙h)⁻¹。

根据项目实际情况， ${G}_{\mathrm{P}\mathrm{J},y}$ 采用新建可再生能源发电厂的计算方式，即 ${G}_{\mathrm{P}{\mathrm{J}},y}=G_{{\rm{f}},y}$ ， ${G}_{{\mathrm{f}},y}$ 表示第y年时，发电厂上网电量，MW∙h∙a⁻¹。

项目A年均上网电量10 585万kW∙h，经计算其年均碳减排量为69 494 t。

（3）经济效益指标

现项目A全部电量均参与市场化交易，经与周边一般工商业协商，交易电价以汕头市峰谷平时段平均结算电价70%进行结算，全天平均结算电价为0.530 2元∙(kW∙h)⁻¹。较全额上网模式，项目年均增加不含税收入590万元，25 a共计增加不含税收入14 742万元。同时，市场化交易电量收入可当年结算，增加现金流入，项目运营期内可实现资本金内部收益率16.41%，财务净现值7 722万元，投资回收期6.81 a；全投资内部收益率9.54%，财务净现值4 154万元，项目经济性较好。

按照国家核证自愿减排量相关办法，项目A申请开发核证自愿减排量，参与市场交易获得减排量收益。项目A按照上述CM−001−V02可再生能源并网发电方法学，可获取核证自愿减排量年均69 494 t，如按照目前市场平均价格的50%（即10元∙t⁻¹）计算项目收益，年均可获得碳排放权收入（不含税）61万元。在考虑市场交易电量及碳排放权收益的情况下，项目A可实现资本金内部收益率17.14%，财务净现值8 348万元，投资回收期6.57 a；全投资内部收益率9.77%，财务净现值4 780万元。较全额上网模式，内部收益率更高，投资回收期更短，经济效益更优。

3 结论及建议

近期国家大力推进整县市分布式光伏项目，各能源集团为抢占市场份额，纷纷投资建设屋顶分布式光伏项目。因近期组件价格高企使得初始投资额较高，同时光伏项目均执行平价上网，项目投资经济效益不佳。本文通过采用全额上网模式，以及考虑分时电价的市场化直接交易及碳排放权交易收益模式，对分布式光伏项目进行投资经济效益分析对比，得出以下结论：

（1）平均销售电价计算时建议利用PVsyst软件计算各时段光伏输出功率，结合属地分时电价政策，计算项目加权平均销售电价。

（2）核证自愿减排量计算时根据CM−001−V02可再生能源并网发电方法学计算项目核证自愿减排量。

（3）通过与周边大用户直接交易电量，真正实现市场化交易、“隔墙售电”的经营模式，获得更高发电收入，同时通过碳排放权交易获得其他收益。

通过实例对比分析，为提高项目经济效益，满足项目投资需求，可采取以下举措：一是着力创新开拓“市场化交易”电量，并充分借助电力系统峰谷分时电价机制，提高发电收益；二是充分参与我国碳排放权交易，增加绿色电力收益。

分布式光伏发电项目充分利用国家能源政策，发展分布式光伏发电直接交易模式，有利于电源企业获得较高收益，实现项目经济效益以及项目高质量发展；同时可以满足电力用户生产清洁用能的需求，体现绿色电力环境价值，支持绿色电力的发展和消纳。在国家层面，可以市场化手段引导绿色电力消费，增强清洁能源发电企业竞争力，引导低碳能源投资，促进能源低碳转型，助力推动我国实现“碳达峰、碳中和”目标。根据目前实际情况，提出以下建议：①建立系统化分布式电力交易平台，制定规则及监管机制，有效推进分布式市场化交易。②制定完备的核证自愿减排备案审批制度和碳排放权交易规则，启动碳排放权交易，助力分布式发电企业实现碳排放权交易。