光伏运营模式精选(五篇)

序言：作为思想的载体和知识的探索者，写作是一种独特的艺术，我们为您准备了不同风格的5篇光伏运营模式，期待它们能激发您的灵感。

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关键词：分布式光伏发电；投资建设；运营模式；电力能源；电力系统 文献标识码：A

中图分类号：TM615 文章编号：1009-2374（2016）13-0178-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.13.086

1 分布式光伏发电投资前景分析

1.1 分布式光伏发电的优势

在我国平均日照条件下，分布式光伏发电系统从生产到投入使用可以经历20～25年的生命周期，其高效的电力回报效益是其他能源的10倍之多。并且分布式光伏发电响应国家节能减排的号召，与燃煤发电相比，分布式发电的碳排放量只占燃煤发电的碳排放总量的3%。世界各地发达的国家已经将其制定为国家战略性计划，在欧洲等国已经提出计划将在2035年将分布式光伏发电占国家总发电力的20%。世界自然基金会的研究结果中指出：在节能减排的角度下分析，太阳能光伏发电潜力巨大，每1m2太阳能广泛发电设备相当于节省了100m2的树林，且太阳能属于可再生能源，可从根本上减少酸雨、雾霾等天气灾害的影响。

1.2 我国未来分布式光伏发电能源分析

由于我国大力发展经济，同时面临着能源和环境的双重压力，我国原油对外依存度高，其进口占使用总量的50%，因此我国不仅是原油进口大国，同时也是原煤进口、电力消费、电力设施装机量大国，但常规能源储采量与世界平均水平相比却明显较低，若不从源头上解决能源可再生问题，我国能源短缺和环境持续性恶化的趋势就得不到缓解，发展光伏发电是我国未来实现可持续发展战略目标的主要途径。在光伏技术不断进步的背景下，发电成本逐渐降低，具备一定的市场竞争力，有希望从补充能源发展为替代能源，未来极有可能作为主导能源。据国际能源调查机构的数据显示，若在全球4%的沙漠地带安装太阳能光伏发电设备，足以满足全球电能需求，因此太阳能光伏发电有广阔的发展空间，在城市居民区的屋顶、大型建筑物表面、全年光照条件好的空旷地带以及沙漠地区均可安装，潜力巨大。

2 分布式光伏发电建设经济性探索

2.1 分布式光伏发电分类

分布式光伏从系统硬件上来区分，可以分为居民家庭类使用项目和工商业厂房屋顶使用项目。由于装机规模的不同从几十兆瓦到几千兆瓦从而产生不同效益。其发电形式又分为并网上网用售两用型、百分之百离网型和商业纯售电百分之百上网型。并网上网用售两用型主要与一般中低压配电网并网运行，可以自发自用在发电有剩余的可以向网上售电，若发现不足或无法发电则可以向网上购电。百分之百离网型主要应用于边远地区或海岛地区无法接入电网用于自主发电或储能向外供电。还有一种百分之百纯商业售电型，主要用于商业项目投资建设以百分之百产电销售的性质挣取利润。

2.2 国家经济性政策分析

分布式光伏发电电价由国家上网标杆价政策决定，国家经过合理分析根据不同地区制定出符合各方合理利润的不同光伏上网标杆电价。光伏项目的发电供应商以这样的价格将其光伏产生的电量出售给电网企业，并且国家还给予单位电量的定额补贴，其特点在于自用电量并不在网上出售的电量可以享受国家自用电量补贴，富余电量上网出售后不仅可以获得电网企业支付的脱硫煤火电机组上网标杆价外，还可以享受国家的度电补贴。国家为了鼓励各类电力用户、投资企业对所有的分布式光伏电量给予定额补贴，根据不同受户发电类型不同享有不同度电价格，即：工业电价：0.5～0.8元/度、商业电价：0.8～1.4元/度、公共单位：0.5～0.6元/度、居民家庭：0.3～0.5元/度，因此在不同建筑物上安装分布式光伏其项目收益存在差异化。

2.3 商业案例经济性分析

以华中地区商业分布式光伏项目为例，其商业分布式光伏项目总造价180万，装机量达到200kW，对其经济性进行分析。经分析得出该地区太阳能年辐射量为1300kW・h/m2，而一般倾斜光伏组件辐射量系数为1.1，就商业分布式光伏发电系统而言发电系统综合影响系数取75%。设光伏系统年发电量为L，T为标注太阳辐射强度，H为该地区太阳年辐射量，P为光伏发电系数的总装机量，C为倾斜光伏组件辐射量系数，为发电系统综合影响系数。根据年发电量计算公式：

得出该系统年发电量为214500kW・h。根据其发电量进而分析其年收益，以百分之百上网销售为例。因其百分之百发电量上网，武汉当地与电力企业定出售价标杆为0.878元/（kW・h）。通过计算：

自从2013年起国家对分布式光伏发电量的上网出售实行即征即退50%的政策，按8.5%征收增值税。由此计算其年净收益为：

约16.4万元。其静态投资回报=初始投资金额/年净收益=180万元/16.4万=10.975，约11年。因为此商业分布式光伏发电系统总造价180万，年净收益约为16.4万元一年，可以得出其内部收益率为7.5%，其经济性收益高发展稳定可持续。

3 分布式光伏运营模式研究

分布式光伏发电产业在我国仍处于起步式阶段，国家对于分布式光伏的政策鼓励也在进一步完善。其主要的核心关键在于以何种商业投资建设运营模式参与其中，笔者认为应勇于把握市场空余，敢为人先，在光伏市场中起到创新带头作用。由于分布式光伏项目要涉及到多方关系利益，在初期求突破创新的开发经验对后期占据行业龙头地位实现快速发展具有主导意义。本文根据现今分布式光伏项目现状展开了仔细调查，其主要投资建设运营模式为以下三点：

3.1 国内分布式光伏创新运营模式

分布式光伏项目中电费的结算与用电方管理是其关键性问题，以我国华南某科技孵化园为例，该园区建有功率为62MW的分布式光伏发电站，其中屋顶光伏设备工程由本地能源公司负责建设，将设备主要敷设地带选在科技公司、工厂屋顶以及政府部门楼顶等处，装机容量包括0.4992MWp、7.956MWp、3.1772MWp、9.5566MWp等，由于该项目涉及到多家科技企业的日常用电，为了合理解决电费问题，园区委员会成立了专业的分布式光伏电站运营部门，接受园区内所有光伏电站投资企业的委托，统一提供分布式光伏电站的运营、维护、电费收取结算等服务。以0.02元/度的标准设立运营基金，专门用于电站建成以后支付因屋顶局部改建产生的维护费用。

3.2 美国分布式光伏创新运营模式

美国的分布式光伏净电量模式与中国分布式光伏自产自销、富余上网模式比较接近，其中美国加州某分布式光伏公司运营核心在于以创新的形式发展分布式光伏PPA租赁商务模式，通过帮助中小终端用户与机构投资者建立平台进行连接，从而解决相互性需求。

3.2.1 在中小型终端用户方面，由于美国中小型个体电价水平较高，使得中小个体有强烈的降低电费需求。该分布式光伏公司切入用户痛点，以租赁的模式使中小个体不用承担分布式电站高额的一次性投入建设费用，也可以享受到分布式电站带来的可观收益，从而达到降低消费并与公司互惠共赢的模式。

3.2.2 在机构投资者方面，在税务投资人中其主业的盈利使得他们具有避税的需求，而分布式光伏电站的投资可以享受到ITC政策高达30%的退税支持，该分布式光伏公司通过提供租赁商务服务，帮助税务投资人在享受退税福利的同时获取电站收益。

整体来说，该分布式光伏公司的盈利模式主要包括转租、合资、售后回租等创新模式。国内企业可以通过分析学习其创新方法，根据国内政策，借鉴其新奇思想参与到国内分布式光伏发展热潮之中。

3.3 分布式光伏发电投资建设运营模式的建议

3.3.1 选择好项目地区，做好项目分析。目前我国大力支持分布式光伏的发展建设，2015年我国分布式光伏装机总量为1235万kW，每年将会以400kW为基础递增。经分析在各个方面上华东、华南、华北这三个地区无论是在装机规模与太阳能光照强度上，都更加适合分布式光伏发电项目。

3.3.2 考虑好安装细节。设备的安装容易影响项目的收益，安装在不同建筑物上各分布式光伏使用电性质不同，政府用电与居住用电或工商业用电每个用电性质不同电价也不同。在安装朝向上要注重于太阳朝向正准、在采光上确保时长、计算好科学合理的倾斜角度尽量避免遮蔽物的光线阻挡、考虑好输电距离保证短距离输电降低损耗等。

3.3.3 调查市场善于发展创新型盈利模式。应该积极借鉴国内外创新优势，根据本地市场用电需求制定不同推广计划。可借鉴上文国内创新模式联合本地区用电量大的单位，一起组建分布式光伏发电自产自用共同管理，既满足国家节能减排环保需求，又借助政策扶持享受电价补助。也可以借鉴国外创新运营形式，对中小用电用户进行特殊化光伏租赁试用业务，让中小用户感受到电价的实惠并在试用中带动投资，在促成新投资中开拓市场达到良好循环。

4 结语

分布式光伏是一种全新绿色的能源形势，在我国面临的能源压力下，分布式光伏产业必然会成为我国未来发展中占主导的能源形势。我国企业与投资机构应积极在分布式光伏产业发展上突破创新，借鉴国内外分布式光伏科学合理地建设运营模式，勇于实践，敢为人先，在推动其产业进步的同时获取高额稳定的利润。

参考文献

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智能建筑与城市信息，2014，（1）.

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[3] 李晶，肖志斌，刘义友.浅谈分布式微电网技术的发

展及应用[J].科技创新与应用，2015，（35）.

[4] 刘一.国家电网公司召开分布式发电/储能及微网接

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互联网、电信支付平台是否能满足广电需要

众所周知，互联网、电信的支付平台已经在各自的网络中运行多年，相对较为成熟，但这样的支付产品能够直接应用于广电网络吗，答案是否。

目前，在互联网上，Pc机的操作系统非常单一，主要是windows；智能手机操作系统则主要是Android、塞班和苹果，因此就全球市场来说，电信的支付平台只要针对以上的操作系统进行开发即可满足全球所有用户的应用需求。反观广电则不然，目前有线网络采用的接收终端为机顶盒及少量的一体机，机顶盒不但厂家数量众多，且每个机顶盒厂商均采用不同的芯片，这使得电信的支付系统如果想在广电终端进行专门的模块部署，就必须针对每个项目进行定向的系统开发，且开发后的支付系统只能应用于该项目，其他的项目由于终端环境不同而无法使用。

鉴于以上分析，对于有线运营商来说，要将电信支付系统应用于广电网络需解决以下一些问题：

1.需要支付平台提供商成立专门的部门进行广电行业终端市场的开发，投资较大；

2.针对项目的开发不具有统一性和开放性，无法应用于其他项目，不具备资源的传承性；

3.由于电信支付平台提供商不熟悉广电的终端环境，因此即使最终能够完成终端的集成，但往往集成周期很长，会影响项目的交付使用；

4.由于电信支付平台提供商不具备广电“人脉”，集成工作的开展将非常艰难。

基于上述原因，很多电信支付平台提供商在将自己的支付系统移植到广电网络时，仅在终端机顶盒上做了简单的接入认证，而没有集成专门的安全模块(类似网银支付时需要下载的控件或者客户端)，这种状况由于系统安全级别低及存在一些安全漏洞，增加了广电运营商的运营风险，同时由于终端没有专门的安全模块，无法通过银行等金融机构的安全认可，很多银行业务也无法开展。

银行“支付平台”是否能满足广电需要

随着广电网络双向化的不断推进，一些地方银行开始主动寻求与有线运营商合作，帮助广电搭建支付平台，这样的支付平台是否满能足广电的需要呢?

归根结底，银行之所以愿意帮助广电建设支付平台，主要是看中了广电庞大的用户群，通过广电渠道来增加银行的发卡量。在这种模式中，银行搭建的“支付平台”，其实只是在广电前端放置了银行的前置机，即银行等金融机构占用了广电的用户资源，却将资金流牢牢掌握在银行手中，广电运营商无法实现真正的盈利。同时，由于核心的支付过程掌握在银行等金融机构手中，当广电运营商想开展一些特色业务时，往往要受制于银行。而且，选择某家银行的支付平台后，就只能支持这一家的银行卡，极大限制了用户的选择空间。

综上所述，对于有线网络来说，只有搭建自己的支付平台，才能实现从前端到终端，全方位的安全防护，最大限度保证运营安全，同时真正将话语权和资金流掌握在运营商手中，实现最大化的盈利。

广电需要什么样的支付平台

支付系统作为数字电视增值业务运营的核心支撑平台，如何保证整体运营的安全，如何有利于业务的快速开展和盈利，以及如何将资金流真正掌握在运营商手中是有线运营商进行支付平台搭建时必须考虑的问题。因此，广电在搭建自己的支付平台时需要从多个方面来综合考量，主要包括安全、银行接入、支付方式、系统功能和系统集成等。

1.安全。

安全一直是广电的安身立命之本。同时，对于支付产品来说，真金白银的资金链更要求广电必须针对可能存在的任何安全隐患进行预防，达到金融级的安全级别。因此，支付系统必须拥有一整套严密的安全体系，以保证终端、输入、传输链路以及前端的安全。

2.银行接入。

支付平台离不开银行的接入，一套支付平台能与多少银行进行接入，直接决定了终端用户支付的方便程度，从而决定了运营商支付业务开展的适应性。

3.支付方式。

支付方式的多样性不但为用户支付提供了更多的选择，更重要的是将极大的影响用户体验。鉴于此，支付系统必须提供多样的支付方式以满足不同用户的实际支付需求，同时为运营商的运营带来多样性的操作方式。

4.系统功能。

支付平台需要符合金融会计准则的账务管理与清算功能，以方便与银行的账务系统对接。同时，支付平台应具备方便的跨平台部署能力，适应不同操作系统和终端环境，以满足有线运营商在三网融合时代的需求。

5.系统集成。

支付平台的构建涉及与银行系统、机顶盒等众多系统的集成，因此良好的集成性应成为检验支付平台的一个重要指标。

支付平台功能浅析

为了满足有线网络增值业务开展的需求，广电网络支付平台应具备以下特点：

1.金融级别的安全性。

金融级安全应包括终端、输入、传输链路及前端安全。

终端安全。通过提供符合银行安全要求的终端安全模块，保障终端的安全性。该安全模块作用类似于网银支付时，需要用户下载的安全控件或事先装好的客户端，通过终端用户的身份认证，保证终端用户的合法接入。除了安全性之外，该模块还应尽可能获得多家银行的安全认可，以方便用户选择。

输入安全。遥控器与机顶盒之间采用的红外连接数据明文传输方式很容易被截取。―个有效的解决方法是可通过虚拟软键盘来保证用户密码输入的安全。用户通过方向键选择数字输入，且每次软键盘上的数字都随机排列，这样即使信息被截取，得到的也只是上下左右的方向键，而不会有用户的密码信息，从而保证了用户终端输入的安全。

链路安全。可通过双向SSL，建立安全、可信的通信链路，在广电网络中实现真正前端与终端之间的双向认证。如前所述，互联网及电信支付系统如果被移植到广电网络，由于在机顶盒中没有专门的终端安全模块，无法生成相应的终端身份信息，因此在传输链路上只能采用单向SSL方式，无法实现前端对终端的认证，如果终端的合法性无从保证，将为广电的业务运营带来巨大的安全隐患。

前端安全。支付平台的CA中心应通过国家商密委的安全认证，为前端、终端实体签发数字证书，以通过实体签名／验签的方式，保证实体接入的合法性。

在风险控制方面，支付平台还应具备完善的风险分级控制方式，可支持不同级别的认证，使运营商可根据不同业务对风险控制级别的要求，灵活采用不同的认证方式。同时，支付平台还应提供完善的风险控制措施，包括支付限额、支付次数控制、支付方向控制等。

2.多银行接入。

支付平台应能够方便地实现与多家银行及金融机构系统的集成，在具体接入模式上，可采用插件方式统一开发，以最大限度降低不同银行的上线周期。

3.灵活的支付方式。

目前，国内相关机构提供的支付平台可支持三种主流的支付方式：直扣、代扣和虚拟账户。

直扣：用户在终端直接输入真实的银行卡号和密码，进行支付。直扣模式需要用户终端必须拥有符合银行安全的安全模块，适用于即兴业务的支付需求，无需用户事先准备。

代扣：用户、运营商、银行签订三方协议，通过用户银行账户与运营商银行账户绑定进行支付。代扣对于广电来说，需要全权负责支付过程的安全性，因此更需要终端拥有专门的安全模块来保障支付的安全性。

虚拟账户：类似互联网的支付宝功能，用户通过各种方式提前充值，支付时，用户输入虚拟账户和密码，运营商直接从虚拟账户中完成扣款。虚拟账户方式适合用户使用频率高的业务，有效减少终端支付的手续费，同时运营商还可以给予一定的积分奖励来鼓励用户的消费行为。

4.完善的系统功能。

支付平台应具有符合金融会计准则的账务管理与清算功能，可采用复式记账法，实现与银行的完美对接。

此外，支付平台还应具有良好的系统扩展性，可为运营商未来业务的拓展提供完善的二次开发能力。

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不仅如此，由于光伏电站在资产、现金流以及流通方面都有着显著的优势，中国的银行、现金流充裕的企业和稳定收益型基金也在紧跟这些光伏企业的步伐进军电站建设领域。另外一些光伏企业则在分布式光伏政策的支持下，开始进入小型并网/离网光伏发电系统、光伏建筑一体化等项目中。

中国的主流光伏企业，如天合光能、英利、阿特斯等都不同程度地涉及光伏系统集成相关业务。本刊连续追踪了一年的光伏电站发展动态，试图向读者全景揭示光伏电站发展路途。

组件企业为何进入？

2012年，中国光伏组件企业可谓是遭遇到了行业的寒冬。欧债危机、政府补贴削减、产能过剩等因素让整个光伏产业陷入低迷状态。数据显示，到2011年，全球光伏产能过剩为10GW，其中8GW来自中国，到2012年产能过剩上升到22GW。

这一年组件企业的心情可以用一句宋词来表达：“月挂霜林寒欲坠。”在这样的行业背景下，行业的洗牌已经是不争的事实。由于欧洲市场需求大幅消减，相关国家先后下调了补贴力度，而中国的市场还没有完全开放，因此“欲住也，留无计，欲去也，来无计”成了行业真实的写照。

光伏电池板卖不出去，企业的库存压力快速增加。2012年66家已年中报的光伏上市公司数据统计显示，上半年存货共计达450.87亿元，比去年年底的409.89亿元增长41亿元。而这一数字在去年年中为374.71亿元，光伏主要企业存货在过去一年时间内增长了75.15亿元，同比增幅达20.32%。赛迪智库统计表明2012年全国156家电池组件企业太阳能电池产能已超过40GW，而2012年全球电池产能仅为80GW，亟待消化的产能有一半是在中国。

于是，大量的一线光伏大厂都开始进入电站建设领域试图来去库存压力。相关企业都认为电池板销售不出去，做电站用上它总比放在库房里强。但行业内部人士则指出，这是从短期库存变成长期库存，由于现金流无法兑现，所以企业的风险实际是被转移到电站一端。

与此同时，中国的光伏系统集成商也在紧跟政策的风向标伺机而动（集成商的工作包括组件的采购或制造、电站的设计建造、并网发电、运营管理等）。受到国家“救市”的利好政策——敞开国内分布式光伏市场，强制光伏发电并网的影响，主流系统集成商，如中国电力投资集团、黄河上游水电开发有限公司、中广核太阳能开发公司、中电电气、中盛光电等快速在青海、甘肃、宁夏、新疆、内蒙古等西部省份布局。

据本刊记者统计发现，2012年国家发改委加大了光伏项目审批速度，截至2012年底已有约60个光伏发电项目获批，涉及装机容量超100万千瓦。而在2011年国家发改委全年批复的光伏项目只有36个，装机容量为33 .5万千瓦，约为2012年的三分之一。

中国电站建设下游市场窗口被充分打开了，这已经成为现实。但一些专业技术背景较强的集成商则表示了忧虑。一位集成商说，“在目前汹涌的电站开发热潮中，电站开发的质量堪忧，豆腐渣工程隐现。”

由于电站开发需要具备一定技术能力，一个设计细节，可能会影响到整体运营成本。一个电站项目只有在真正运营起来之后，才能发现其存在的问题。而目前，在光伏制造商的围攻中，原来作为电站开发主角的系统集成商的利益受到严重挤压。原来依靠在电站开发中销售组件的差价而赚取的利润，如今也被制造商的直销而剥夺；而华能、大唐等国企与电力公司的背景关系，在协调电网的能力上显然也比集成商更具有优势；集成商的盈利空间逐渐被蚕食。

盈利模式在哪里？

光伏电站完整的产业链包括：单/多晶硅生产企业、组件制造企业、开发电站的系统集成商（包括开发商和 EPC/安装商）、运营电站的业主，以及购买电力的用户等。和其他环节相比，光伏电站开发由于在技术、市场、资金及产业链四大方面的竞争门槛较高，无疑是全产业链中综合竞争能力最强的一环。

目前，针对于光伏电站投资建设，市场上有三种比较常见的模式：一种是BOT，一种是BT，另外一种是EPC。光伏电站投资建设这三种模式，如图2所示。

其中BOT模式是指Build-Operate-Transfer（建设-经营-转让），是集建设和经营于一身，在合同规定的一定年限后，再转让出去的一种模式。这种模式需要一定的资金实力，受投资商青睐。

在BOT模式下，当电站项目建成后，并且各方验收合格后，电站开发商通常会选择将电站售出给运营商（一般以电力集团为主），以达到资金快速回笼的目的，而双方出于各自利益的考虑，在短期内并不一定能够达成共识。此时，电站开发商会选择自己当运营商，同时再寻找适当的买家，伺机出售电站。BOT项目的特点是投资规模大、经营周期长、风险因素多。

BT模式是指Build-Transfer（建设-移交），即通过特许协议，引入国外资金或民间资金进行电站建设，电站建设完工后，该项目设施的有关权利按协议由运营商赎回。BT模式中影响企业利润率的，主要是电站的售出价格。国内光伏电站的收购方主要为国有电力公司、基金投资公司等。

就BT盈利模式自身而言，企业进入门槛相对较低，解决自身资金问题后，如果企业有一定的渠道，能够优先获得电站开发权，再利用银行贷款杠杆，公司就可以进入BT盈利模式。目前，该种盈利模式下，净利润率高达8%～10%左右，远高于传统光伏制造业务。

EPC模式是指Engineer-Procure-Construct，是对一个工程负责进行“设计、采购、施工”，即工程总承包。这种模式下，光伏电站的工程总包方，即按照合同约定，承担工程项目的“设计、采购、施工、试运行服务”等；并且对承包工程的质量、安全、工期、造价全面负责，而相应的工程承包商必须具有 EPC 资质。EPC则是集设计、采购和施工于一体，更多的是为其他人打工，对资金的要求也相对低一些。在国内，做系统工程的企业包括：正泰、阿特斯、保利协鑫等，且之间竞争相对比较激烈，毛利率水平近年来呈现下降趋势。

目前，BT的盈利模式适用于技术标准明确、资金实力雄厚、尚没有工程建设管理经验或能力的开发商。目前有专家将光伏电站 BT盈利模式归结为“有钱人的游戏”，其主要原因是BT的盈利模式通常需要开发权、资金、销售渠道三个方面的布局。

BT盈利模式中，公司须有电站的开发权，也就是“路条”。其中“小路条”就是省级政府统一将该项目列入本省建设规划的批文。大路条是由省级政府及项目最终投资方共同向国家发改委提出项目申请，由国家发改委递交国务院会议通过后得到项目立项的批文。该过程比较漫长，需要大量资金投入。

此外，BT 模式下，电站开发商需要有较强的融资能力，一般最低要求为 20%的自有资金+80%的银行贷款。目前A股市场上的光伏制造企业所涉猎的下游光伏电站业务，且基本上都采用BT模式作为其盈利模式。比如海润光伏、综艺股份、中利科技、向日葵等公司等。

而BOT模式和EPC模式则应用越来越少。主要原因有两个：其一，对大部分企业来说，拿到EPC资质非常困难，需要较长的时间。而项目开发商在选择工程建设队伍的时候更倾向选择具有一定电站建设经验的企业（集成商），光伏制造企业很难在该领域很快具备竞争优势。其二，绝大部分企业不想充当电站运营商。这一方面是由于光伏电站投资回收期一般长达8～15年，这些光伏制造企业在现金流压力下等不起，更倾向获得较快的收益；另一方面，我国电价补贴政策每年都有新的变化，光伏企业无法确认1元/kw.h的上网电价执行年限，且长期来看，上网电价补贴下降是必然趋势，民营企业不愿意冒这样的风险。因此，目前传统的中小光伏设备制造企业，一般更多的会选择BT盈利模式。

风险骤升

目前，全球新能源快速发展已经成为新经济领域中耀眼的明星，从太阳能到氢能，从生物质能到页岩气。这种探索新的能量的供给方式会给目前的经济以何种冲击，我们相信是巨大的。但是新能源的发展也意味着原有利益格局的打破，而且由传统能源过渡到新能源的过程中，还涉及到经济背景和产业环境的支持。

以当前的太阳能的发展趋势来看，光伏组件在海外受到了相当大的销售阻力，只有光伏电站是其中收益率最稳定和可观的固定资产投资，且作为串联光伏产业上游制造和终端应用的核心环节，光伏电站的建设对推动整个新能源产业升级和应用普及承担着不可替代的关键枢纽作用。

但目前各方专家都对过度开发的国内光伏电站建设提出了预警。

电站的建设和运营本应是企业家的任务，但其愈来愈成为资本家的。目前大量电站建成却未运营，就像新建却空置的房屋，对整个产业来说，最终可能会引发严重的产业危机。以下是记者根据目前光伏产业的趋势总结做出的风险预估：

风险1：BT模式利润率快速下降

由于BT模式的进入门槛较低，以电站建设平均成本15元/瓦计算，建成电站能以高于16.5元/瓦的价格转售，其净利润率明显高于严重亏损的传统光伏制造业务。目前的电站转让市场已经成为买方市场，个中原因一是电站开发商快速增加，二是部分电力公司开始自己投资建设电站，而基金投资公司也日趋谨慎进行投资。BT模式的利润模型显示其核心在于把电站销售出去，但是如果电站开发过度，越来越多的电站建成后却会成为巨大的负担。一旦电站卖不出去，制造商不仅将面临资金占用压力，其自身运营电站还可能导致亏损。此外，目前已建成的光伏电站有相当一部分存在客户超期拖延货款的情况。据业内人士透露，光伏企业的这类债权已经达到“相当大的数字”，而一旦有光伏企业的资金链因此断裂，其引发的连锁效应很可能导致行业面临新的严重危机。

风险2：补贴政策风险

除了价格战和质量问题，电站开发盈利的最大问题——光伏并网、并网电价、补贴等方面政策，或不明朗，或仍待落地，都使企业面临多方面风险未消。记者采访中发现，很多企业主都形成了这样的观点：没有补贴，光伏电站一定会死掉，只是时间早晚的问题。

光伏补贴不能及时到位，会导致供应商、开发商、投资商之间的三角债，长此以往，企业就没钱去做研发和质量改进，零部件的质量也会下滑，最后必然导致整个行业设备质量下滑。“兵马未动，粮草需先行，补贴资金不解决，企业即便进行投资，补贴资金不到位也会成为产业链上游的噩梦。”

风险3：电站并网难

现在全国光伏电站遇到的问题都是电站好建、网难并。光伏电站多建在偏远地区，电网未覆盖到位，发出的电难以外输。中国西部地区有很好的太阳能资源，有大片的面积适合建大规模电站，大型电站可能是一个优势，但其中也存在很多问题。西部是我国经济不发达的地区，工业偏少，用电量不多。其次是国家电网调度和接纳新能源电力的能力还存在很多问题。

风险4：电站的质量风险

目前由于光伏企业的竞相加入，光伏电站建设领域已出现了价格战的苗头。成熟的太阳能市场，投资者对于组件、逆变器、支架、变压器、电缆等最重要的产品的质量应该非常关注，作为电站这样的工业系统工程，其质保非常关键，所以目前在德国等太阳能建设的过程中，开发商都对EPC开发企业的资质进行严格的审查，保证施工的质量和组件安装过程中不会对其衰减、隐裂、功率等造成损失。但是如果大量的组件制造商进入电站建设领域，如果发生规模性的价格战，链条中的电站质量可能会出现问题。正常情况下，电站需要8年以上正常运营才可以收回成本。一旦某座电站的质量出现问题，影响的绝对不是一座电站，而是其所代表的光伏能源系统。

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1光伏电站并网运行管理理念

（1）管理理念和策略。①理念：受到国家电网的整体指引，进一步落实光伏并网监管，确保电网安全运行。②策略：紧扣项目最终目标与同业对标标准，严格光伏电站接入体系的测评与光伏电站并网验收监管环节还有光伏电站调度运行管理（下面叫做“三严格”）。立足于体制、人力、技术三部分的支撑（下面叫做“三支撑”），增强以可观、可测、可控为基础的光伏调控水平，整体完成光伏并网的安全监管。（2）管理的领域与目标。①领域：紧扣提升光伏电站并网安全有序运行进行一系列的工作。②目标：根据光伏并网项目的“三严格”、“三支撑”监管方案落实好光伏电站并网的安全监管。

2光伏电站生产运营管理的模式

（1）建设过程管理。第一，在项目策划阶段以及决策这两个阶段，必须对光伏电站工程项目投资是否可行以及是否必要进行多方面的分析，同时要对方案进行对比，再进行项目申请报告以及选址规划等方面的编制，以获取政府的有关支持性文件资料，测量项目的具体选址，同时进行初步的勘察；第二，在光伏电站建设项目的准备时期，应通过招标的形式，进行设计单位的选定，同时初步设计项目，有效率地结束EPC总承包招、评、定标以及签订合同等有关的工作；第三，在项目的施工时期，应重点管理勘察设计，使项目的相关技术水平、经济效益以及项目的可靠性有效地提高，利用高效的采购管理使项目的质量提高，以打造自身核心竞争力，利用项目的施工管理，进行进度管理、费用管理、质量以及安全控制，确保光伏电站的质量以及经济效益；第四，在项目的竣工验收时期，重点工作是有效地管理有关的质量以及造价等方面的资料，使其顺利地投产运转，确保以后可以高效地进行维护管理以及产生经济效益。（2）管理模式。对于光伏项目的施工项目，在管理方面，应依照信息化与扁平化这两方面的原则，应进行总公司以及子项目两种结构的不同设置。这样的一种模式可以使上级的任务更快地得到落实，同时使现场信息更快地得到反馈，明确具体的任务分工情况，使中间阶段产生的管理成本费用有效的降低。（3）信息化建设。利用现代先进的信息技术不但可以使工作效率有效地提高，与此同时还可以第一时间得到生产运营的有关信息。以总公司作为中心部分，子项目看作点，利用现代信息网络连接所有的子项目，使信息资源得到及时的共享，拉近空间以及地域的距离，同步管理人力资源及成本费用。以规范、固定的流程对公司的子项目所有业务进行管理，防止各子公司出现来自经营的相关风险。具体来说，应依照以下的信息系统进行布置。①办公自动化系统（也就是常说的OA）。主要功能包括：进行邮件、通知、公文的收发，密切地沟通总公司与子项目与总公司间的信息；进行各种审批流程的办理，使合同、成本费用的支付、决策的管理等过程进行有效的管理，有效地控制经营所带来的风险；同时还可以进行企业文化的宣传，为员工提供一个广阔的平台，实现全员管理。②信息管理系统（也就是MIS）。这个系统的功能主要包括有：记录值班的具体情况、对缺陷进行有效的管理、记录检修的具体情况、设备台账、管理相关的物料管理等，实现信息化的办公，可以进行便捷历史数据的有关查询。③实时监控系统（也就是SIS）。新能源公司可以把各子项目实时生产数据在集中监控室内进行采集以实现有效的集中监控，企业的内部管理工作人员可以利用互联网对监控画面进行及时的查询，节省技术人员的成本费用，同时缩小空间上的距离，如果出现问题，可以及时采取有效的技术措施。④财务管理系统（FMIS）。因为各子项目都在不同的地区，各子项目股东相关方也不一样，因而应对每个项目进行单独的做账操作。对于财务做账工作，目前大部分企业都应用了微机电算化，同时也有专门设立的财务软件。所以可不在每个子项目公司内单独地进行服务器的设置，只要利用互联网进行总公司财务服务器的远程登录，然后进行不同子项目的选择，再进行记账，最后都可以形成统一的报表，有助于将有关信息上报给上一级的财务部门。

3健全管理模式

（1）电费补贴的争取。国家在新能源发展方面提出了越来越多的政策的同时，光伏企业需重视国家政策调整方向，主动获得光伏电费补贴，让光伏发电的利润尽可能多。针对分布式光伏电费的征收，国家机关能够选择集中供电的模式，落实好“家电统一配备”的体制，在机房里建立整体的管理线路，此外帮助电站收取电费，进而完成电站管理的长久发展。（2）合理用电。因为光伏电站普遍均处在相对远的地点，所以针对分布式光伏电站，国家需开展用户居住地的监管工作，把游牧民族的居住密集在供电位置的四周，供电站可以实现其领域里用户供电。参考当地的用户状况妥善规划电力，让其不仅可以实现用电需要，可可以降低资源的浪费，尽可能的使用资源。

4选择适合的光伏电站运营模式

光伏电站运营管理模式主要包括以下几种：第一是承包商进行光伏电站的设立，光伏电站工程业主监管光伏电站模式，业主在光伏电站设立开始时候进行工作，在光伏电站基本结束做好人员培训计划与维护光伏电站网络建设方案，光伏电站监管花销多，光伏电站建设应该受到国家资金与政策部分的必要帮助；其次为总承包商变成是业主同时经营监管电站模式，总承包商在光伏电站工程设立的基础之上通过光伏电站工程建设资金做好机手的培训与运程监控监管系统，等到光伏电站工程完毕达到标准，光伏电站工程需具备专业能力强的维护管理工作者，让光伏电站项目运行维修网络体系有序的运转。

5结语

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【关键词】电力调度控制 分布式光伏 新能源调度

1 背景

杭州作为浙江省省会，是东部经济发达城市，用电规模位居全国前列。相对用电需求规模，杭州市是能源极端缺乏城市，经常饱受缺电影响。由于杭州自然环境条件限制及旅游城市定位，政府严格控制发展火电，因此满足杭州未来供电需求，外部主要是通过引进特高压电源，内部主要是大力发展光伏等分布式电源。

2 存在问题

分布式光伏已经成为杭州地区发电资源的重要组成部分，尤其由于分布式光伏发电呈现出发展速度快、资源分散、项目容量小、用户类型多样、发电出力具有波动性和间歇性等特点，随着大量分布式电源的接入电网，对现有电网管理模式提出挑战。目前光伏等分布式电源并网发电主要存在如下问题：

（1）光伏等分布式电源发展缺乏规划引导。由于光伏发电项目的发展缺乏开发总量总体规划，尤其是缺乏电网消纳能力规划，部分区域大规模集中上光伏项目，发电无法就地消纳，向大网倒送电增大电网损耗，影响电网供电质量，不符合节能环保要求。

（2）光伏等分布式电源安全生产基础薄弱。目前光伏发展重心都放在如何使光伏项目尽快并网发电上，但对光伏项目并网后如何安全可靠发电，还没有进行系统的研究和探讨。

（3）光伏等分布式电源运营分析工作不够全面。光伏分布式电源大量接入配电网，对局部区域电力电量平衡产生重大影响。将大大影响电网网供负荷、网供电量、售电量等指标，并且在节假日用电企业停产放假等特殊时间段存在往上级电网大量倒送的现象。而目前基于光伏发电的电网规划、调度运行及电量计划安排等分析还有待加强。

3 解决办法

根据杭州地区的实际情况，将所辖区域的分布式光伏、小水电、小火电等分布式电源纳入光伏等分布式电源运营监控系统进行统一管理，建成促进分布式电源优化配置、引导分布式电源发电生产经营、保障电网安全稳定等多功能的地县一体化综合信息平台，从基础上支撑分布式电源并网管理的各层次电力流、信息流、业务流的高度融合和互动。在此基础上，结合地县一体化综合信息平台开发建设。

3.1建立统一完整的分布式电源运行监控平台

通过对市县SCADA系统、配电自动化系统、营销系统等进行整合，实现全地区包括分布式光伏等在内的所有市县调度电厂统一监控管理。实现杭州地调及所辖县级调度对区域所辖新能源场站、垃圾发电、生物质发电、水电、分布式电源、微电网的并网调度管理。

其中对于10kV并网光伏电站，通过专线方式接入配网自动化系统或调度自动化系统与总线进行交互，对于400V并网分布式光伏100KWP以上和100KWP以下的光伏电站，分别通过负荷控制系统和集抄系统与总线进行交互。同时配网自动化系统与南瑞分布式光伏监控系统获取小火电的发电数据及分布式光伏的相关电气信息、运行信息、电能质量、发电功率、发电量、实测气象等数据。

3.2全面开展光伏等分布式电源并网运行管理

通过数据接口获取各个电站电气信息、运行信息、电能质量、发电功率、发电量、实测气象等数据，通过人机界面实现对全网发电信息的监视，全网/单站光伏发电信息监视，各个小水电、小火电等发电信息实时监视，为电厂调度运行、运维检修等业务开展提供支撑。

实现对辖区各场站简介（包括项目名称、项目业主、建设地点、备案容量、并网容量、装机明细、负荷类型、运营模式等）、电站运行信息管理（如：电气主接线、装机容量、并网状态、并网电压、电流、实时功率、总发电量、上网电量、自发自用电量等）。

3.3全面开展光伏分布式电源指标分析

借助系统对光伏、风电、小水电、生物质发电、垃圾发电、燃气发电、小火电及储能等分布式电源的备案容量、并网容量、新增容量、发电情况等进行各种统计分析功能开发，开展光伏等分布式电源运营指标分析，为电网运营、光伏运营及政府决策服务。系统通过各类算法，实现对全网、区域、场站的装机容量、并网容量、发电量、发电效率、资源评估、电价补贴情况、节能减排等绩效指标进行计算、统计分析。对这些综合效益分析信息进行日、月、年统计分析，以各类图形化进行展示。

一是综合呈现：主要包括当前气象信息、全网实时出力、光伏发电出力及预测数据；地区新能源装机占比、各县市光伏出力情况、地区电站接入情况列表；地区全网发电时间、发电量、节能减排等统计信息。

二是装机容量统计：主要包括全市各种能源装机统计、全市各地区装机统计、光伏各地区装机统计、光伏新并网装机容量占比、光伏新并网装机容量增长率。

三是发电出力统计：主要包括全市各地区发电出力分布，全市各地区光伏出力统计、全市各地区水电出力统计、全市各地区火电出力统计、各县市各种能源出力统计。

四是发电量统计：主要包括全市各地区发电量分布，全市各地区光伏发电量统计、全市各地区水电发电量统计、全市各地区火电发电量统计、各县市各种能源发电量统计。

4 项目成效

一是大大提高区域负荷预测精度水平。通过光伏等分布式电源运营监控系统建设，提高全口径发电数据的完整性，加强调度发电计划的准确性，为公司决策提供真实的数据。

二是进一步加强电网优化调度管理水平。创新发电调度模式，推进节能减排工作，调度机构在保证整个电力系统的安全稳定运行条件下，结合光伏等可调新能源的发电特性，利用其互补性的原理，与生物质、火电、水电等常规能源实现联合经济调度，根据用户控制目标要求，形成对合理调度控制策略，发给电网调度自动化系统、配网自动化系统等执行，使系统在节能、环保、经济的方式下运行。

参考文献：