“531”新政后，光伏行业面临调整的阵痛，如何在无补贴的情况下，继续投资光伏电站并活下去，是每个光伏企业努力的方向。刘文平原先是港股上市公司江山控股的执行董事，去年4月离职并创立了澜晶新能源，专注投资分布式光伏电站，“531”新政后，澜晶新能源同样遭受生产考验，但很快调整过来，并找到了一条投资、运营“无补贴”电站的道路，可资借鉴。
9月10日，浙江湖州丽童家居0.8MW分布式光伏发电项目正式并网发电。这对澜晶新能源投资公司来说是意义非凡的一天。去年6月，我和另外6个股东联合创立了澜晶新能源，专注于分布式光伏电站的投资、运营。
“531”新政后，新建分布式光伏电站实际已没有补贴指标，公司面临着存亡的挑战。我们通过各种手段降低成本，得以继续从事分布式电站投资。丽童家居光伏电站是“531”后我们第一个并网的项目，它在不享受国家补贴的条件下运行，投资回报符合我们的标准，我们计划到年底至少可以实现40MW的“无补贴”光伏电站并网。
分布式光伏机遇与我的创业
去年4月，我正式从江山控股离职，之前我在江山控股任执行董事。江山控股是一家从事光伏电站投资、运营的香港上市公司，从江山离开，是因为我看到了分布式电站的投资机遇，这和江山控股致力于地面电站大投资、大规模的模式不一致，于是我选择了出来创立澜晶新能源。
国内分布式光伏投资价值凸显是从2016年年中后开始凸显的。2015年底，国家能源局调整光伏电价，一类、二类资源区的地面光伏电站分别降低0.1元、0.07元，三类资源区降低0.02元。2016年1月1日后备案，或2016年之前备案，但截至2016年6月30日仍未并网的，执行新电价。
这一政策带来了2016年上半年的抢装潮。2012-2016年，光伏组件价格基本稳定在4元/瓦的价格。2016年“630”抢装后，价格开始大幅跳水，短短两个月的时间，组件价格就降倒了2.8元/瓦。
电价调整后，分布式光伏“自发自用”模式投资效益凸显。相比地面电站，以及与地面电站执行同一上网电价的“全额上网”分布式电站，因为度电0.42元的补贴维持不变，“自发自用”模式中仅电价较低的余电上网部分，度电收益就超过地面电站及“全额上网”模式，更不用说对照地方普遍近一元的工商业电价售电收入。
2017年上半年结束后，光伏组件从2.8元/瓦，下跌到了2.6元/瓦。组件价格的下跌，再度提升了“自发自用”分布式电站的投资回报。我们测算，部分 “自发自用”分布式电站项目收益率可以达到15%左右，如果考虑杠杆，收益率甚至可以超过20%。
我和我的合伙人决心抓住这个机会。2017年6月9日，澜晶实业上海办公室正式开业。我们在扬州注册了子公司澜晶新能源投资公司，作为在国内开展分布式电站投资、运营的实体。
打造分布式标准化可复制模式
分布式光伏电站是一个投资回报可观的细分行业，但如何保证每个项目都能实现目标投资回报率，并迅速实现规模化的开发?澜晶的做法是将整个电站开发的流程标准化，澜晶只负责项目风险管控、合同谈判以及项目管理，其余全部外包出去。
首先是如何控制项目的前期开发成本。分布式光伏电站规模小，一般在10MW以下，与地面电站动辄几十甚至几百MW相比，需要开发成倍数量的项目，才能达到相同的规模。这带来的项目前期开发工作繁琐，各个项目情况不一样，开发成本难以控制。
澜晶通过开启“合伙人”计划，将项目前期成本可视化。澜晶与各地有屋顶资源的公司或个人建立合作关系，由对方提供屋顶资源，澜晶团队进行尽职调查以及最终的合同谈判、签署，再由对方协助我们进行地方发改委备案，并取得电网支持性文件。项目开发完成后，澜晶会根据合同约定，支付给对方一定的开发费。
“合伙人”计划解决了三大问题：一是屋顶资源的获取;二是项目前期开发成本的标准化;三是开发费用的资本化。这为建立一个可测算的分布式光伏电站投资模型建立了基础。前期开发完成后，则是项目融资、寻找EPC合作方，进行项目建设。
项目建成后，由澜晶团队进行项目管理，具体的项目运维，同样可以外包给第三方运维公司。
这种标准化的作业，提升了澜晶的运营效率。澜晶的项目开发团队总共不过十数人，但依靠我们的“合伙人”和我们流程化的开发管理IT系统，我们处于前期开发中的项目总数超过260个，规模超过了400MW。到去年年底，我们并网了10MW的分布式光伏电站。今年上半年又并网了接近3MW，目前在建项目超过了10MW。
投资分布式光伏电站，天平的一端是项目开发，如何做到项目风险可控，尽可能低成本开发;另一端是融资计划，如何进行规模融资，扩大投资电站规模，以及降低融资成本，提升收益率。
澜晶如今的规模尚小，项目融资的平均成本在9%左右，我们希望进一步做大澜晶，尽快在香港上市，一方面拓宽股权融资渠道，另一方面通过规模化降低项目债权融资成本。
“531”后，我们怎样活下来的
“531”新政发布前，大家对补贴下降的趋势是了解并理解的。我此前公开发言，也是认为补贴应该下调，但是完全取消补贴是不行的，但是能源局最后还是选择了“硬着陆”的方式，新政确定2018年分布式光伏补贴指标10GW，上半年安装已经超出这个规模，实际意味着今年下半年分布式光伏电站没有补贴。
新政发布超出了我的意料，但我们很快做出了调整。6月2日，也就是新政发布的第二天，我在澜晶实业的公众号发文，向我的股东、合伙人谈我的观点。正如我的文章标题《眼前的黑，是黎明前的黑》，没有补贴造成了分布式光伏电站开发的现实困难，大部分原来能做的项目不能做了，但随着组件价格和其他成本的下降，在一些电价和光照资源比较好的地区，我们基本可以做到用户侧平价上网。
那时候我预计到2018年下半年组件价格可以降到1.8元/瓦，整个光伏系统成本有机会下降20-30%，跟现在的情况基本吻合。
我们把手头的项目按照收益率排序。首先剔除掉的是湖南、湖北，安徽南部，福建北部，广东西部、北部，山东小部分，东北大部分等这些电价不高，光照又较差的地区。其次再排除单瓦投资成本较高的项目，比如要换瓦的，要加固的，附加各种条件的，以及高压接入的。
低压接入项目是目前可以较大降低成本的一个方向。光伏电站低压接入在380伏，高压接入在10-35千伏。
低压接入可以省去一大笔一次性设备投资。相比低压接入，高压接入不仅需要配备变压器，还需要复杂的电气一次二次设备和光纤通讯费用，这些固定费用起码一百多万元起。为了降低摊到每瓦的费用，高压接入最起码3MW起做。
低压接入还可以省去部分EPC费用，过去我们的电站建设都是外包给外面的EPC公司，低压接入主要是一些1MW左右的小电站，相对简单，接入到合作企业已有变压器的下端口，需要添加的就是一个并网柜，我们找外面的公司设计一下，自己采购支架、电缆并网柜等所有的辅材，再找施工队安装就可以。
就这两方面，分布式电站每瓦成本至少就可以0.6-0.8元钱。其中省去的EPC费用大约在0.3元/瓦，省去的一次性设备投资在0.3-0.5元/瓦。
分布式电站难做，我们也降低给企业的电费折扣。一般情况是，我们在企业屋顶上投资建设分布式光伏电站，给企业供电，电价相比企业从电网购电会有折扣。“531”之前，分布式光伏电站效益不错，一般电价打75折，由于竞争激烈，折扣已经在向7折以下走了。
现在形势困难，我们也不得不得提高折扣。“531”后，澜晶给企业的电价折扣在8.5折到9折左右。
目前澜晶主要业务范围是江苏、浙江、安徽三省。浙江光照条件较差，年利用小时数大约在970小时左右，但是浙江对光伏支持力度大，省内有每度电0.1元的省补，部分市还有0.1元/度的市补，比如杭州、绍兴、嘉兴等地。
江苏没有省补，但是江苏的工商业电价要比浙江高0.1元左右，加上江苏光照也要好一些，所以江苏也是一个可以发掘项目的地区。安徽电价和浙江差不多，但是安徽北部光照可以达到1100小时，所以也具有开发的潜力。
“531”后，我们的实际开发工作加重了许多。去年我们开发了10MW，实际也就是两个电站。如今考虑降低成本，我们把公司主攻方向定为低压接入，这些主要是1MW左右的电站，要达到同样的开发规模，项目数要好几倍。
因为没有了补贴，我们必须更详细调研企业的用电历史数据，确保我们的电站9成以上发电量发自发用，尽可能压缩上网电量。在浙江，卖给企业的电价打完折在0.65元/度左右，上网执行燃煤标杆电价，只有三毛钱左右。
现在大部分的项目都不具有投资可行性。我们做的十几个项目是从两百多个项目中筛选出来的。当然，有些项目现在不能投资不代表将来不能投。如果明年有补贴了或者组件成本进一步下降，很多现在储备的项目就又可以启动了。
平价上网是个方向，但是至少现在很难。我们做得很辛苦。当然，正如我在告股东的信里所说，困难都是暂时的，我们已经看到平价上网的曙光了，坚持下去就是阳光明媚。(本文由澜晶新能源公司总裁刘文平讲述，无所不能记者沈小波整理、撰写。)
