編者按：“531”新政後，光伏行業面臨調整的陣痛，如何在無補貼的情況下，繼續投資光伏電站並活下去，是每個光伏企業努力的方向。劉文平原先是港股上市公司江山控股的執行董事，去年4月離職並創立了瀾晶新能源，專注投資分佈式光伏電站，“531”新政後，瀾晶新能源同樣遭受生產考驗，但很快調整過來，並找到了一條投資、運營“無補貼”電站的道路，可資借鑑。
【無所不能 文|劉文平】9月10日，浙江湖州麗童家居0.8MW分佈式光伏發電項目正式併網發電。這對瀾晶新能源投資公司來說是意義非凡的一天。去年6月，我和另外6個股東聯合創立了瀾晶新能源，專注於分佈式光伏電站的投資、運營。
“531”新政後，新建分佈式光伏電站實際已沒有補貼指標，公司面臨著存亡的挑戰。我們通過各種手段降低成本，得以繼續從事分佈式電站投資。麗童家居光伏電站是“531”後我們第一個併網的項目，它在不享受國家補貼的條件下運行，投資回報符合我們的標準，我們計劃到年底至少可以實現40MW的“無補貼”光伏電站併網。
分佈式光伏機遇與我的創業
去年4月，我正式從江山控股離職，之前我在江山控股任執行董事。江山控股是一家從事光伏電站投資、運營的香港上市公司，從江山離開，是因為我看到了分佈式電站的投資機遇，這和江山控股致力於地面電站大投資、大規模的模式不一致，於是我選擇了出來創立瀾晶新能源。
國內分佈式光伏投資價值凸顯是從2016年年中後開始凸顯的。2015年底，國家能源局調整光伏電價，一類、二類資源區的地面光伏電站分別降低0.1元、0.07元，三類資源區降低0.02元。2016年1月1日後備案，或2016年之前備案，但截至2016年6月30日仍未併網的，執行新電價。
這一政策帶來了2016年上半年的搶裝潮。2012-2016年，光伏組件價格基本穩定在4元/瓦的價格。2016年“630”搶裝後，價格開始大幅跳水，短短兩個月的時間，組件價格就降倒了2.8元/瓦。
電價調整後，分佈式光伏“自發自用”模式投資效益凸顯。相比地面電站，以及與地面電站執行同一上網電價的“全額上網”分佈式電站，因為度電0.42元的補貼維持不變，“自發自用”模式中僅電價較低的餘電上網部分，度電收益就超過地面電站及“全額上網”模式，更不用說對照地方普遍近一元的工商業電價售電收入。
2017年上半年結束後，光伏組件從2.8元/瓦，下跌到了2.6元/瓦。組件價格的下跌，再度提升了“自發自用”分佈式電站的投資回報。我們測算，部分 “自發自用”分佈式電站項目收益率可以達到15%左右，如果考慮槓桿，收益率甚至可以超過20%。
我和我的合夥人決心抓住這個機會。2017年6月9日，瀾晶實業上海辦公室正式開業。我們在揚州註冊了子公司瀾晶新能源投資公司，作為在國內開展分佈式電站投資、運營的實體。
打造分佈式標準化可複製模式
分佈式光伏電站是一個投資回報可觀的細分行業，但如何保證每個項目都能實現目標投資回報率，並迅速實現規模化的開發？瀾晶的做法是將整個電站開發的流程標準化，瀾晶只負責項目風險管控、合同談判以及項目管理，其餘全部外包出去。
首先是如何控制項目的前期開發成本。分佈式光伏電站規模小，一般在10MW以下，與地面電站動輒幾十甚至幾百MW相比，需要開發成倍數量的項目，才能達到相同的規模。這帶來的項目前期開發工作繁瑣，各個項目情況不一樣，開發成本難以控制。
瀾晶通過開啟“合夥人”計劃，將項目前期成本可視化。瀾晶與各地有屋頂資源的公司或個人建立合作關係，由對方提供屋頂資源，瀾晶團隊進行盡職調查以及最終的合同談判、簽署，再由對方協助我們進行地方發改委備案，並取得電網支持性文件。項目開發完成後，瀾晶會根據合同約定，支付給對方一定的開發費。
“合夥人”計劃解決了三大問題：一是屋頂資源的獲取；二是項目前期開發成本的標準化；三是開發費用的資本化。這為建立一個可測算的分佈式光伏電站投資模型建立了基礎。前期開發完成後，則是項目融資、尋找EPC合作方，進行項目建設。
項目建成後，由瀾晶團隊進行項目管理，具體的項目運維，同樣可以外包給第三方運維公司。
這種標準化的作業，提升了瀾晶的運營效率。瀾晶的項目開發團隊總共不過十數人，但依靠我們的“合夥人”和我們流程化的開發管理IT系統，我們處於前期開發中的項目總數超過260個，規模超過了400MW。到去年年底，我們併網了10MW的分佈式光伏電站。今年上半年又併網了接近3MW，目前在建項目超過了10MW。
投資分佈式光伏電站，天平的一端是項目開發，如何做到項目風險可控，儘可能低成本開發；另一端是融資計劃，如何進行規模融資，擴大投資電站規模，以及降低融資成本，提升收益率。
瀾晶如今的規模尚小，項目融資的平均成本在9%左右，我們希望進一步做大瀾晶，儘快在香港上市，一方面拓寬股權融資渠道，另一方面通過規模化降低項目債權融資成本。
“531”後，我們怎樣活下來的
“531”新政發佈前，大家對補貼下降的趨勢是瞭解並理解的。我此前公開發言，也是認為補貼應該下調，但是完全取消補貼是不行的，但是能源局最後還是選擇了“硬著陸”的方式，新政確定2018年分佈式光伏補貼指標10GW，上半年安裝已經超出這個規模，實際意味著今年下半年分佈式光伏電站沒有補貼。
新政發佈超出了我的意料，但我們很快做出了調整。6月2日，也就是新政發佈的第二天，我在瀾晶實業的公眾號發文，向我的股東、合夥人談我的觀點。正如我的文章標題《眼前的黑，是黎明前的黑》，沒有補貼造成了分佈式光伏電站開發的現實困難，大部分原來能做的項目不能做了，
但隨著組件價格和其他成本的下降，在一些電價和光照資源比較好的地區，我們基本可以做到用戶側平價上網。那時候我預計到2018年下半年組件價格可以降到1.8元/瓦，整個光伏系統成本有機會下降20-30%，跟現在的情況基本吻合。
我們把手頭的項目按照收益率排序。首先剔除掉的是湖南、湖北，安徽南部，福建北部，廣東西部、北部，山東小部分，東北大部分等這些電價不高，光照又較差的地區。其次再排除單瓦投資成本較高的項目，比如要換瓦的，要加固的，附加各種條件的，以及高壓接入的。
低壓接入項目是目前可以較大降低成本的一個方向。光伏電站低壓接入在380伏，高壓接入在10-35千伏。
低壓接入可以省去一大筆一次性設備投資。相比低壓接入，高壓接入不僅需要配備變壓器，還需要複雜的電氣一次二次設備和光纖通訊費用，這些固定費用起碼一百多萬元起。為了降低攤到每瓦的費用，高壓接入最起碼3MW起做。
低壓接入還可以省去部分EPC費用，過去我們的電站建設都是外包給外面的EPC公司，低壓接入主要是一些1MW左右的小電站，相對簡單，接入到合作企業已有變壓器的下端口，需要添加的就是一個併網櫃，我們找外面的公司設計一下，自己採購支架、電纜併網櫃等所有的輔材，再找施工隊安裝就可以。
就這兩方面，分佈式電站每瓦成本至少就可以0.6-0.8元錢。其中省去的EPC費用大約在0.3元/瓦，省去的一次性設備投資在0.3-0.5元/瓦。
分佈式電站難做，我們也降低給企業的電費折扣。一般情況是，我們在企業屋頂上投資建設分佈式光伏電站，給企業供電，電價相比企業從電網購電會有折扣。“531”之前，分佈式光伏電站效益不錯，一般電價打75折，由於競爭激烈，折扣已經在向7折以下走了。
現在形勢困難，我們也不得不得提高折扣。“531”後，瀾晶給企業的電價折扣在8.5折到9折左右。
目前瀾晶主要業務範圍是江蘇、浙江、安徽三省。浙江光照條件較差，年利用小時數大約在970小時左右，但是浙江對光伏支持力度大，省內有每度電0.1元的省補，部分市還有0.1元/度的市補，比如杭州、紹興、嘉興等地。
江蘇沒有省補，但是江蘇的工商業電價要比浙江高0.1元左右，加上江蘇光照也要好一些，所以江蘇也是一個可以發掘項目的地區。安徽電價和浙江差不多，但是安徽北部光照可以達到1100小時，所以也具有開發的潛力。
“531”後，我們的實際開發工作加重了許多。去年我們開發了10MW，實際也就是兩個電站。如今考慮降低成本，我們把公司主攻方向定為低壓接入，這些主要是1MW左右的電站，要達到同樣的開發規模，項目數要好幾倍。
因為沒有了補貼，我們必須更詳細調研企業的用電歷史數據，確保我們的電站9成以上發電量發自發用，儘可能壓縮上網電量。在浙江，賣給企業的電價打完折在0.65元/度左右，上網執行燃煤標杆電價，只有三毛錢左右。
現在大部分的項目都不具有投資可行性。我們做的十幾個項目是從兩百多個項目中篩選出來的。當然，有些項目現在不能投資不代表將來不能投。如果明年有補貼了或者組件成本進一步下降，很多現在儲備的項目就又可以啟動了。
平價上網是個方向，但是至少現在很難。我們做得很辛苦。當然，正如我在告股東的信裡所說，困難都是暫時的，我們已經看到平價上網的曙光了，堅持下去就是陽光明媚。（本文由瀾晶新能源公司總裁劉文平講述，無所不能記者沈小波整理、撰寫。）
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