直击光伏产业过去与未来：6期待和3建议

1月17日，由中国光伏行业协会主办的光伏行业2018年发展回顾与2019年形势展望研讨会在北京举行，对过去一年行业发展进行总结，为行业发展指引方向。

2018年，光伏产业继续保持增长态势，硅料、硅片、电池、组件等各环节产量均比上一年有所提升。在内外环境的推动下，光伏企业生产技术水平不断提升，模化生产的黑硅电池效率达到19．2％，使用PERC电池技术的单晶和多晶电池效率提升到21．8％和20．3％，较2018年提升0．5和0．3个百分点。同时，N型、异质结、半片、叠瓦、MBB、双面等电池组件技术和1500V系统技术开始规模化应用。

在产品价格继续下滑的情况下，受全球光伏市场继续增长、海外产能逐步释放的拉动，我国光伏产品出口继续增长。2018年1－11月，我国光伏产品出口额147亿美元，同比增长12．1％，其中硅片、电池片、组件出口量均同比大幅增长，组件前十个月出口量超过去年全年，预计2019年全年光伏产品出口额将超过155亿美元，同比增长6．9％，各环节出口量将再创新高。

2018年，光伏产业经历了又一次震荡，除了受国内市场调整影响外，从产业自身来看，产能阶段性、结构性供需失衡，产品结构单一，企业差异化不大，标准检测认证体系滞后等问题依然存在，急需光伏产业提升发展质量，加大技术研发力度，实施智能化和精细化管理，提高生产效率，降低生产成本。同时，也应积极探索能源互联网、储能、分布式发电交易等新兴技术和商业模式，探索差异化竞争的优势，推动和促进我国光伏产业持续健康发展。

2018是不平静的一年，光伏产业有3个关键词——531、平价上网、中美摩擦。531让我们经历了2013年来最大的政策环境变化，对国内市场影响巨大。在各方面形势压力下，光伏度电成本快速下降，距离平价上网越来越近。国际方面，由于中美贸易摩擦，我国从本土直接出口到美国的组件只有100MW，占总出口量的1％，影响较小。

根据中国光伏行业协会统计，光伏产业链各环节产量及增速如下

显然，531新政对硅料、硅片、组件产量的影响较为明显，下半年增速明显放缓。大企业凭借规模化优势和品牌效应，开工率都在70％以上，而一些小企业开工率不足50％。值得关注的是，电池片产量首次超过组件，高效电池片更是供不应求，专业化电池厂商开始崛起。正如硅片领域的协鑫、隆基、中环、晶科四巨头格局一样，电池片领域通威、爱旭、展宇、中来、阳光中科的产量都有明显提升。

根据中国光伏行业协会统计，2018年全国光伏新增装机43GW，同比下降18％，其中地面电站约23GW，同比下降31％，分布式约20GW，同比增长5％。从时间节点来看，531后，光伏企业仍保持了较高的装机热情，大约20GW地面电站（包括2017年普通电站和领跑者项目）和10GW分布式项目（包括扶贫）都是在531后完成的。

将目光投向海外，欧洲对我国长达5年的双反告一段落，出现恢复性增长，预计2019年装机规模有大幅提升。从地区分布来看，比过去更加分散，新兴市场（南美、中东、北非）更加多元化。在开拓海外市场的过程中，企业要加强自律，防止出现新一轮“双反”。目前，已经有26家企业在超过20个国家和地区新建产能，主要集中在越南。泰国和马来西亚等国家。除电池、组件外，硅片、逆变器、玻璃、背板等产能也开始向海外转移，产业配套能力逐渐增强。

展望2019，全球光伏市场前景乐观。我国明年的装机规模大约在35－45GW，维持相当体量市场没有问题。美国、印度、日本需求较为稳定，欧洲市场也有可能达到11GW规模，主要在西班牙、法国、荷兰、意大利等地。对新兴市场而言，澳大利亚、土耳其、墨西哥、埃及、韩国、中国台湾等市场也在加速。

去年光伏发电消纳情况较好，全国光伏发电设备利用小时数平均达到1210小时，比上年略有增加。东北电网有明显改善，利用率超过99％，基本不弃光，黑龙江、吉林和蒙东均超过最低保障性收购小时数；西北电网光伏利用率达到91．5％，其中甘肃利用小时数明显提高，接近二类地区最低保障性收购小时数，青海、宁夏利用率都超过95％，新疆光伏利用率则为84．5％。冀北、山西、蒙西的利用小时数有所下滑，开始低于保障性收购要求。

从需求来看，中东部仍是负荷中心，占全社会用电量60％以上。考虑到新增煤电建设受到严格控制，且2020年后东部地区煤电机组开始进入退役期，对我国能源转型而言无疑是难得的机遇。从中长期来看，预计到2025年，我国风电、光伏装机将达到4亿、6亿千瓦，前景广阔。同时，原则上不依靠国家补贴的项目不受开发规模限制，但这可能带来新能源无序发展，造成网源不协调等问题。

到2020年，按照光伏系统造价3．6元／W来计算，全国大部分地区光伏电站可实现无补贴平价上网。但对于新疆、宁夏、陕西、安徽、四川、贵州、湖南等地区，受资源条件、上网电价等限制，想实现无补贴平价上网还有一定难度，除非光伏系统造价降到以下水平

从中长期发展来看，新能源成本仍将进一步下探，化石能源因燃料价格波动及环保成本失去成本优势，加速新能源对化石能源的替代。其中，分布式新能源因成本低、消纳条件好、节约输配电投资、产品多样化等优势，将成为未来能源利用的主要方式。在新能源实现平价上网后，近零边际成本特性降低了资产风险，易于取得更高信用评级，降低融资成本。

在《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》中，对平价上网提出了一系列条件。在土地政策方面，由于缺乏后续奖惩机制，落实方面可能打一定折扣。另一方面，《通知》首次对平价项目核发绿证，首次提出电网与发电企业签订不少于20年固定电价售电合同，预计将取得良好效果。

土地、限电、补贴拖欠、电网接入、融资被称为限制光伏发展的五座大山，平价上网政策移走了两座半，降低了15％的度电成本。建议允许在橙色地区开展新的平价上网项目，增加应用规模，同时落实全额保障性收购、由电网企业负责升压站以外的配套电网工程等政策，放开容配比限制，提高三类资源区保障性收购小时数水平，尽可能降低非技术成本。

关于下一步光伏市场，有6个期待和3个建议

1、期待着2019年补贴光伏市场规模的出台

2、期待着对于补贴市场，2019年普通光伏电站分区电价水平和自发自用项目固定电价水平的出台；

3、期待着2019年“光伏扶贫”和“领跑者计划”专项规模的出台；

4、期待着“可再生能源电力配额制”的出合

5、期待着“分布式光伏管理办法＂的出台

6、期待着政府部门和电网继续搬移5座大山补贴拖欠、电网接入、土地成本、弃光限电和融资难；

7、建议对于光伏市场环境橙色区域，按照最高国能发新能［2017］31号文件规定的年度规划指导规模的50％安排平价项目

8、建议放开光伏－逆变器容配比，并将全国三类资源区的光伏保障性收购小时数分别提高到1800，1500和1200小时

9、建议全面放开“自发自用，余电上网的平价市场。

作者尹也泽