市场前景：2020年中国光伏电站将超150GW

2015年7月23日上午，由全国工商联新能源商会主办的“光伏丝绸之路机遇研讨会”在新疆乌鲁木齐召开。国家发改委能源研究所原研究员王斯成带来了《中国光伏产业发展趋势及电站质量提升分析》，他提出2020年光伏电站容量将超过150GW，这意味着今后每年的增长在20GW以上。以下是详细内容： 市场机遇良好，光伏行业发展前景广阔 面对规模化发展的新时代，发改委能源研究所在新闻发布会上发布了国家能源新的发展路线图(如下图)： 图中反映了3个峰值：2020年中国煤炭消费达到顶峰;2025年中国能源消费总量达到顶峰45亿吨标煤(化石能源比例仍然很高)，2030年中国二氧化碳排放达到顶峰(化石能源比例减小、可再生能源比例提高);2050年一次能源总量34亿吨标煤(上一版路线图的目标是50亿吨)，可再生能源占一次能源消费的60%，非化石能源电力占总电力需求的91%，电力消费比重从现在不到30%提高到60%。 为了满足国家能源转型战略，到2050年太阳能发电累计装机27亿kW(2014路线图20亿kW，其中5亿CSP)，其中20亿是光伏发电。 预计到2020年，中国光伏总装机要由100GW达到150-200GW。平均下来每年的装机达到20GW;2030年达到25GW，2030年以后，每年装机达到80GW。 2015年中国光伏市场预测 2015国家能源局文件提出： 总目标17.8GW，其中不包括自发自用和建筑光伏项目，也不包括能源局特批的基地项目(例如大同矿区光伏领跑者示范基地1GW);总目标包含1.5GW光伏扶贫项目; 屋顶分布式光伏和自发自用项目不受配额限制; 通过竞争方式配置项目资源。 预计2015年全国装机将突破20GW，除了四川、海南、重庆外，其它省配额已经全部完成备案，并已公示。 政策引导，优势凸显，分布式光伏发展利好 政策鼓励分布式 国能综新能[2014]406号文件《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》提出： 1)开发商可以自由选取“全部卖给电网，享受分区标杆电价”模式，或者“自发自用，余电上网”;避免了交易风险，不存在负荷不稳定和自用电比例问题。 2)规范合同能源管理; 3)因地制宜利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等建设就地消纳的分布式光伏电站; 4)允许分布式光伏发电项目向同一变电台区电力用户直接售电，电价由供用电双方协商，电网企业负责输电和电费结算; 5)对于“自发自用”和示范区内光伏项目配额指标不受限制; 6)电网接入和项目备案; 7)融资问题：探索售电收费权和项目资产抵押贷款。 政策调整后，分布式光伏具有充分的灵活性，鼓励在废弃的荒地荒山荒坡发展光伏农业、光伏林业、林光互补、渔光互补、农光互补。 分布式光伏需注意土地性质认证 四部委(农业部中央农办国土资源部国家工商总局)《关于加强对工商资本租赁农地监管和风险防范的意见》提出租赁的耕地只能搞农业，不能改变用途;要求坚持土地公有制性质不改变、耕地红线不突破、农民利益不受损三条底线，让农民成为土地流转和规模经营的积极参与者和真正受益者。国家林业局令(第35号)建设项目使用林地审核审批管理办法也加强了林地使用的审批。 分布式光伏发电的优势和问题 优势： 1、自发自用和建筑光伏不受配额限制; 2、补贴将及时到位，优于大型光伏电站; 3、各地对分布式光伏项目都有地方补贴，进一步提升了收益。 问题： 1、复杂性。商业模式、技术、匹配性问题，需要负荷分析。 2、审批麻烦、不规范。在市、县一级备案，各地不同程度存在备案难和并网难的问题。需要国家政策进一步规范。 分布式光伏启动并不理想，到今年上半年并网的分布式光伏大约1GW，需相关部门进一步解决制约问题。 超过50%的质量问题由部件引起 据统计，光伏电站出现的问题中，超过50%的质量问题是由设备和部件引起的;部件质量决定电站质量;另外近30%是设计问题(包括遮挡、直流线损、光伏整体匹配性等问题)。解决质量问题主要是注意部件质量，把好质量关;另外注意设计合理性。 发挥市场作用促进光伏技术进步和产业升级，尽快淘汰落后产能，解决产能过剩、低价竞争、整体效益不能传递到制造业的问题。目前效益都在终端、项目端，招标都是制造业低价竞争，影响到产业健康发展。 领跑者计划推动技术创新 2015年1月29日，能源局发布“领跑者”计划标准(多晶硅组件效率≥16.5%，单晶硅组件效率≥17.0，薄膜组件效率≥10%，功率偏差不大于2%)。起初预计达到这一标准的厂家不到10家，现实结果是仅在CQC认证备案的光伏组件厂家就有23家，逆变器厂家40家(大同基地)。国家公益项目、示范项目要求采用领跑者产品。 低价竞争影响产业发展;高效产品、技术创新将成为主流 从成本来看，制造业做出了巨大贡献。在过去几年中，价格下降了90%左右(组件价格下降了86.4%，系统价格下降了86.7%，逆变器价格下降了90.5%，光伏电价下降了76.2%)。未来鼓励高效技术和产品，短期价格可能有所回升。 国家不急于降低电价，给技术创新留有利润空间，这是一个好现象。而且现在来说，每瓦多少钱的成本已经很难再下降。实际上，我们过去一直追求在初始投资、造价、组件价格上降低成本，注重每瓦多少钱，现在我们说，我们实际最终追求的目标应该是LOCE(度电成本)，每度电多少钱。 LCOE=寿命期成本/寿命期发电量(元/kWh) LCOE是全世界光伏电站经济性的考核指标，降低LCOE是我们提高效益所追求的目标。过去我们只注意成本，并没有注意发电量。光伏发电不同于其他火电水电，在同样资源条件下，火电水电等发电量是固定的。而光伏发电是存在技术创新的，同样资源条件下，光伏发电量可以提高10%、20%甚至30%，应用层面的技术创新是我们应该关注的，不应只关注造价，要盯住提高发电量。 降低电站度电成本(LCOE)的最新技术动态： 1、光伏-逆变器容量比PVIR(即“投入产出比”，目前是1：2，未来还可以更高，净收益提高至少10%); 2、带有“反向跟踪”技术的、高可靠、低成本的太阳跟踪器(投入产出比1：3，净收益提高20-30%)。美国Arizona州PhenixWBANNo.数据显示，不同跟踪方式全年太阳能收益也完全不同。与固定纬度角相比，单轴水平跟踪收益提高了23.1%;单轴跟踪倾纬度角提高了32.3%;双轴高精度跟踪提高了36.9%。高效电池的应用将进一步提升跟踪式光伏系统的效益。 3、分布式MPPT或组串逆变器(成本不变，发电量提高3%); 4、智能化运维：降低运行维护成本，减少故障发电损失(成本不变，发电量提高3%-5%); 5、提高电站能效比(PR)还有5%的提升空间(从75%提高到80%)。 总体来说，通过技术创新可以将光伏发电项目的净现金流再提升40%。 总结 四项利好： 1、中国已经是世界的光伏巨人;硅片产量占全球76%，电池60%，组件70%，完全有能力规模化发展光伏发电。 2、中国能源和环境压力迫使中国必须大力发展光伏发电，30年之内完成向高比例可再生能源的转型，前景乐观;常规能源为主转变为可再生能源为主。 3、光伏发电通过应用技术创新降低LCOE(度电成本)还有很大空间，有望2020年实现平价上网，为规模化发展奠定基础。 4、高比例波动性电力(装机≥50%，发电量≥30%)的实现在技术上是可行的。 四项障碍： 1、市场环境：补贴不到位(清理到第五批)，三角债严重制约产业健康发展。 2、外部条件：西部的电力送出通道和可再生能源优先，解决弃光问题;分布式发电的发展主要靠政策和制定游戏规则。 3、全产业链的良性发展：利益集中在末端，低价竞争不利于产业健康发展，必须加快优胜劣汰;组件的集中度不够，前16家产量占60%。 4、融资难：2015年全国光伏市场总投资规模1600亿元，融资问题如何解决?需要畅通的融资渠道。 (解决不好就谈不上规模化发展，也是光伏制造业和开发商无能为力的) 另外，质量问题、能效问题、可靠性问题、安全无问题、成本问题等等，是光伏开发商、制造企业的责任，需要所有光伏企业共同努力。