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4月13日晚，有消息人士曝出，某部门拟将一、二、三类资源区合理利用小时数明确为1600h、1350h和1100h. 对此，有光伏企业负责人表示，光伏领域许多政策具有滞后性，对已经建成并网的电站执行新政策，某种程度上讲算是一种失信。
按照这一政策，部分电站投资企业的收益将受到严重影响，特别是选择超配、使用双面组件和跟踪支架的企业，其先进技术的价值无法得到承认，该政策也因此被指责为“劣币驱逐良币”。
事实上，早在财政部4号、5号文发布时，就有专家注意到上述条款。国家可再生能源发展中心副主任陶冶曾在某次电话会议中指出，国家发改委价格司在核定电价时，大约为年等效利用小时数1500h、1300h和1100h，但不确定是否采用这一方案。2016年国家发改委、国家能源局印发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号）时，曾提出一版“光伏发电重点地区最低保障收购年利用小时数”，但该方案考虑了一定的弃光限电，也不完全合理。“合理利用小时数需要主管部门发文明确，除了上面两种计算方式，也可能在2016年保障小时数基础上进行调整，具体还要看相关部门最终意见。”
我们将三个版本的利用小时数放在一起，制作了如下表格：
哪些项目受影响最大？
01设计施工阶段即存在组件超配的电站
这里主要指2018年之前备案并网、执行标杆电价的存量光伏电站。2016年，组件价格跌破4元/W，2017年又跌破3元/W，降幅较大。随着组件价格不断下滑，在光伏系统造价中的占比也有所下降，更多业主倾向于提高组件逆变器容配比，充分利用逆变器和输配线路，降低度电成本。相关设计院介绍，从2016年起，超配技术开始大范围应用，在领跑者项目、竞价项目中尤为普遍。
逆变器产品普遍存在的“长期交流过载能力”则为超配提供了技术支持。由于每天光照水平接近抛物线，直流端光伏组件的出力很难达到标称功率，从逆变器开始到后面的交流侧大量电气设备，长期处于非满负荷工作的状态，超配的价值因此得以体现。在大型光伏电站项目中，采用光伏组件超配的方案，能大幅提高交流侧电气设备的利用率，从而降低度电成本，提高项目的经济性。
从第二批领跑者项目开始，上网电价不再是固定的标杆电价，而是需要电站投资企业竞价上网。相关企业透露，他们的投标电价并不是拍脑门决定，而是根据每个地块的光照资源、送出线路和可能的排名结果进行分析，按照不限电、补贴不拖欠的情况反复推算，得出结果。如今，补贴不拖欠已经成为泡影，如果发电小时数无法全额拿到国家补贴，很可能达不到投资企业的收益率要求，使企业经营陷入困境。
需要指出，以三峡新能源格尔木领跑者项目为代表的部分电站并未受到影响。据相关负责人介绍，该电站采用了超配方案，但并没有增加组件数量，而是给100MW组件配80MW逆变器，降低零部件成本。或许，在政策的影响下，这种方案会成为光伏电站高容配比的新思路。
对于此类项目，建议主管部门明确，装机容量以直流侧组件峰值功率为准，还是以交流侧逆变器额定功率为准。如果是以组件功率为准，建议允许电站申报调整装机容量，但不改变其上网电价。当然，这样的前提是组件数量、功率不变，具体则由地方主管部门、电力公司进行监督。
02建成并网后通过技改提升系统容配比的项目
对并网较早、上网电价较高的项目来说，对电站内组件进行大范围更换，从经济性方面无疑有巨大的利润，但在政策合规性上值得商榷，也是相关部门本次打击的重点。此前有媒体报道，部分地区对户用电站超配、私加组件等现象进行清查，其实大型地面电站后期加装组件、更换组件才是最致命的。
阳光电源董事长曹仁贤指出，去年他们对青海、山西大约50个电站进行暗访调研，有组件损坏后更换的现象，但基本没有人私自加装组件，主要是土地边界管理比较精确，增加组件需要多占地，动作太大。但有关部门人士表示，从电网公司自查的情况看，光伏电站超装较为普遍，不乏更换、增加组件等现象。一位地方主管部门的领导直言，老电站批量更换组件的现象比较常见，组件数量不变但效率增加，导致发电量大幅提升。
我们以宁夏某电站为例进行测算。该项目2015年备案、2016年3月并网，上网电价0.9元/kWh。电站使用10万块260W组件，备案规模26MW，按年利用小时数1500h计算，年发电量3900万kWh，可获得收益3510万元，其中燃煤电价0.2595元/kWh对应的收益1012.05万元，国家财政补贴2497.95万元。
2020年，该电站进行技改，将全部组件替换为320W高效组件，装机容量变为32MW，比之前增加23%。技改完成后，每年发电量增加900万kWh，每年收益增加810万元，其中增加的补贴资金需求为576.45万元。由于仍使用60片版型组件，不需要更换支架，技改主要成本只包含组件采购、安装两项，约为5380万元，6.64年即可收回技改成本，后面十多年都可以拿到更高收益。
笔者认为，对技改扩装的电站业主来说，这是一条生财之路，但对仍在排队等待补贴的项目而言，显然不够公平。建议主管部门按项目备案时的装机容量对其合理利用小时数进行明确，后期增加容量重新备案并网，参与2020年竞价或转为平价电站。对电站业主而言，如果全容量转为平价电站可以一次性获取拖欠补贴，也是可以考虑的。
03使用双面组件、跟踪支架等高效技术的电站
如果一个地区所有光伏电站都执行同样的利用小时数，显然不够“合理”。最主要的原因是，部分电站使用双面发电组件、跟踪支架、固定可调支架等先进技术方案，可以在不增加组件、逆变器数量的前提下，提升系统发电量，导致利用小时数增加。如果按照简单粗暴的方式，必然打击光伏企业研发、应用高效技术的意愿，不利于产业技术进步和度电成本下降。
对此，笔者也已经向有关部门提出了建议：对于采用双面发电、跟踪支架技术的项目，按照技术类型乘以相应系数，核定年度合理利用小时数。
以双面发电组件为例，根据不同地面类型，通常可以比单面组件增加10-20%发电量。我们按15%折中计算，双面组件技术对应的系数就是1.15，如果一类资源区明确合理利用小时数为1600h，使用双面组件的可以提高到1600*1.15=1840h，相信这是主管部门、投资企业都可以接受的。
需要指出，双面组件10-20%的发电量增益只是粗略估算，具体要以权威机构实证数据为准。其他先进技术方案（如固定可调支架、平单轴跟踪、双轴跟踪等）也需要请权威机构明确其在增加系统发电量方面的效果，而不是单方面听取生产企业的意见。
如果一个电站部分采用高效技术方案，可以对该电站进行分块计算。假定一类资源区某个100MW电站有20MW使用双面组件+固定支架，有20MW使用单面组件+平单轴跟踪支架（发电量增益按10%计算），有10MW使用双面组件+平单轴跟踪支架，其余50MW使用单面组件+固定支架，则合理利用小时数计算方式为：
（20%*1.15+20%*1.1+10%*1.15*1.1+50%*1）*1600h=1722.4h
不知道主管部门对这一方案意下如何？
正如国家可再生能源发展中心副主任陶冶所说，春节期间光伏行业并未对4号、5号文件提出异议，现在也不可能开倒车，推翻已经发布的文件。我们能做的就是针对合理利用小时数的具体数值提出有价值的建议。据了解，主管部门正式发布的合理利用小时数会参考制定电价时的小时数，也可能有50-100h的调整幅度。
有地方主管部门领导提出，按照设备衰减规律，正常情况下光伏电站发电量应该呈逐年递减趋势，如果没有减少甚至出现增加，显然不正常。他建议每年对光伏电站的合理利用小时数进行调整，考虑衰减情况。从调研情况看，如果只看运行前两年的数据，可能有“首年未全容量并网、发电量偏低”的情况，导致次年发电量高于首年。此外，电站运行周期（25-30年）内光照资源上下偏差可能有10-15%，相邻两年光照差异很可能大于组件衰减率（0.7%），也是必须考虑的。如果单个电站合理利用小时数每年都有调整，建议主管部门用并网第二、三年之后的发电量作为依据，结合气象部门提供的光照资源数据，计算衰减情况。
目前的资源区划分对大多数省市而言并无不妥，但三类资源区中山东、山西、河北、河南等地有些“吃亏”。以山东为例，东部沿海地区电站年等效利用小时数可能达到1400小时，内陆地区也有很多电站利用小时数超过1300小时。如果统一按1100小时获取国家补贴，投资者的收益将大打折扣，失去运维管理和投资新项目的热情，不利于行业长期发展，可以考虑对光照资源区重新划分，或对部分省市单独核定。
有专业人士提出，可以给光伏电站设定“全生命周期补贴小时数”，比如一类资源区定为30000h或32000h。如果电站发电量超出预期，补贴小时数提前用完，之后光伏发电量只拿煤电标杆电价。由于此时电站早已收回投资成本，拿到的电费都是纯收益，企业不会有太大困难。但陶冶认为，该方案无法解决当前的补贴拖欠问题，短期内年支出补贴不变，与财政部在4号、5号文件中提出“合理利用小时数”的本意不符，被采纳概率较低。
在2019年2月20日召开的国务院常务会议上，李克强总理明确要求，制定涉企法规规章和规范性文件必须听取相关企业和行业协会商会意见，使政府决策更符合实际和民意。希望主管部门在发布正式文件之前，多与行业内有关协会、企业、媒体沟通交流，了解一线声音，也希望有关企业尽快拿出相关建议，通过各种渠道提交给主管部门，共同做出更加科学合理的决策，根治行业痼疾，帮助光伏等可再生能源健康持续发展。
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