发改委能源研究所时璟丽：每个省市区光伏发电装机在五十万千瓦左右
2017-08-29 13:28:44
摘要：时璟丽表示，累计光伏发电的装机在7月底超过9000万千瓦，从分布上来看，今年前7个月市场排名前十的省份占比1 3左右，其中10个省份中有8个省份新增装机都超过100万千瓦。
以为下时璟丽发言文字实录：
各位光伏业界同仁、各位嘉宾大家上午好，首先感谢会议主办方邀请我来参加这样一个会议，给我们大家做一个交流，给我的题目是光伏发电的发展趋势和分析”实际上我拿到这个题目也觉得很难讲，为什么呢？我们能源研究所实际上对可再生能源的政策、包括这些经历及未来得发展做了很多的研究，但是确确实实很难判断的就是光伏发电，它的不确定性是非常大的，而且也看到最近几年变化也是非常之快的，国际机构很多做趋势分析的也都不断的，最多一年，甚至更多是每半年做一个趋势分析的调整。所以我也是尽可能的把我们最新的一些研究成果跟大家做一些分享和交流。
首先简要介绍一下最新的国内的光伏发电领域的市场发展趋势。
今年国内的光伏发电市场应该说是每个月都持续呈现一个爆发的状况，上半年新增装机2400万千瓦，7月份新增1200万千瓦，累计1-7个月新增3600万千瓦，已经超过2016年全年新增装机的数额，这也使7月底的时候国内光伏发电的装机超过1.14亿千瓦，这个数字超过了“十三五”可再生能源和太阳能发展规划中提出来的光伏发电的装机目标的下限。
从发电量上看，今年1-7月份光伏发电总的发电量超过了600亿千瓦时，这个数字也是跟2016年全年我们国家光伏总体发电量的数值基本上是相当的。在全社会用电量中的占比接近1.8%，1.8%是什么概念呢？2016年全球的光伏发电在全部发电量中的占比是达到了1.5%，今年全球肯定还要增加。所以我们今年国内光伏发电的发电量的占比实际上也就是刚刚超过全球占比的水平。并且全球在去年有17个国家它的光伏发电的电量占比是超过了2%，所以一方面从绝对量上看我们的装机已经是变为全球第一，并且新增速度也是非常快的。但是电量的数据预计在明年能够迈入十几个国家的大于2%发电量的俱乐部的行列中。所以说应该说我们的光伏发电清洁能源未来得市场空间从需求上来说应该是有很多的。
从集中电站和分布式发展来看，今年上半年集中电站新增超过1700万千瓦，7月份又新增600多万千瓦，这个数据跟去年7月份集中电站新增大约500万千瓦的数据大体上是相当的，今年7月份一下子又冲了一个1200万千瓦，相对于去年来说主要多在分布式光伏发电上，所以集中电站的特征应该说是630包括7月份的情况跟去年的市场是比较相近的及
累计光伏发电的装机在7月底超过9000万千瓦，从分布上来看，今年前7个月市场排名前十的省份占比1/3左右，其中10个省份中有8个省份新增装机都超过100万千瓦，另外两个也超过90万千瓦。同时我们还要看到其他21个省市区它今年前7个月的新增装机超过了900万千瓦，这也就意味着每一个省市区平均是四五十万千瓦的水平，所以实际上我们集中电站现在进入到一个阶段，应该说是在全国超过25个省市区进入到全面建设发展的阶段。
从分布式上来看，分布式是今年的热点，尤其6月份和7月份的新增装机的表现都是非常抢眼的，当然这也有很多政策性的因素，市场驱动但是市场对于政策的反馈所造成的这样一个情况。分布式今年上半年新增超过700万千瓦，7月份新增超过600万千瓦，使累计装机超过2300万千瓦，今年前7个月分布式新增市场排名前10的省份占比达到87%，可以对比一下集中式，所以说分布式今年的市场分布的集中度相对高一些，其中有4个省份新增装机都超过一百万千瓦，并且7月份新增装机比较多的省份主要集中在山东、安徽、浙江、江西、河南、河北这几个省份。
从光伏发电未来发展的总体趋势上来看，无论是全球的能源转型的形势提出来的要求，还是我们国家制订的2020、2030年的非化石能源的目标以及我们能源革命的转型战略，都要求我们光伏发电它发展的大的方向、未来得需求以及我们国家的、国内光伏产业发展的情况都表明我们这个未来得大方向是明确的。这里面的图是三年前国内很多机构共同研究提出来的2050中国太阳能发展路线图中的结果，它其中就涉及到了技术、产业、市场规模、产品经济性、政策措施很多的方面。我在前两天准备发言材料的时候发现，如果我们不看时间轴、时间点的话，实际上之前两三年做的这样一个趋势预测跟国内现有的情况匹配度还是够的，但是差距在哪儿？差距在发展阶段的时间点，不确定性很大。并且从现在的情况上来看，很多时间点是得到了一个大大的削减。
从技术产业方向上来看，在近期可见的范围内，指的是未来五年左右的时间，金硅电池仍然是光伏发电的主流，并且单晶的市场规模也是不断的扩大。另外还有很多新型的电池，包括新类型的电池还有研究方面热一些的（铬）电池，这样技术发展和应用的潜力是比较大的，并且有些新能源电池已经得到了应用。底下的四个蓝色框是去年一季度的时候，一年半以前我们给国家能源局新能源司所做的中国风电太阳能平价上网路线图中光伏发电自身的技术进步可能能够得到的一些，所能带来的技术进步的潜力及成本下降潜力的结果。
从效率提升方面，我们过去的三年时间内，光伏电池、晶硅电池，无论单晶还是多晶，它的组件效率，效率提升的百分点基本上每年年均在0.3个百分点左右，预计未来三到五年内还要保持这样一个绝对效率的提升。另外近期技术进步，晶硅电池里面的进步主要是在硅料的价格下降，以及硅利用率还有很多新的不能说是新的，相对比较先进的生产技术规模化的应用方面。当时我们做这个研究的时候很多都是，很多技术没有得到一个商业化或者规模化的应用，但实际上在去年下半年光伏领跑基地项目中，很多开发企业都把相应的新的产品和技术，先进技术的产品应用到领跑技术基地中来。所以这一块仍然是我们在近三到五年内技术的发展方向。
从市场规模预期上来看，应该说光伏发电目前已经是新增规模最大的电源，2016年从全球的各类电源新增装机的数量上来看，光伏发电首次是排名为第一，并且如果我们把中国的情况跟国内去年光伏发电新增装机量是非常大的，把这部分数据完全抛去的话，光伏发电仍然是2016年新增装机规模最大的，很多光伏机构在预期，未来新增装机每年可以达到八千万以上，今年我们国家的量可能会非常大，因为今年有可能能够冲到一亿千瓦新增装机的规模。国际能源所它每年都在更新它中期的市场报告，都是预期未来五年的结果，它即将发布的报告也提出来了，到未来五年，全球光伏发电新增装机的规模可以达到5亿千瓦，这样到2020年累计装机可以达到8亿千瓦的规模。
对于国内的市场，因为今年的新增量大大超出预期，因为今年我们对集中电站部分估计还是比较准的，但是对于分布式确确实实年初的预计今年能够新增分布式一千万千瓦左右，从现在来看分布式超过两千千瓦甚至可能更高一些。所以今年国内的光伏发电的市场规模将是非常大的，但是从明年到2020年后续三年的市场规模主要还是存在着一定的不确定性。国家能源局在一个月前刚刚公布了《可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》，其中明确光伏电站新增规模2017-2020年是8600万千瓦，对于光伏还是敞口规模管理的模式。从今年国内无论是集中还是分布式爆发增长的情况上来看，应该说是目前光伏发电行业还是走到了一个政策，基本上是靠市场驱动的模式之下。当然因为这个市场驱动是在一个国家政策的平台基础之上的，所以政策调整及政策落实的情况，市场可能会有很大的反馈。这个反馈正反馈或者负反馈情况都有可能出现，所以后续市场规模是存在比较大的不确定性的，但是我们预期每年两千万或者三千万千瓦的新增装机基本上还是能够得到保障的。
从应用形式上看，无论国内还是国际，应该说最近几年新的应用模式不断的涌现，各种应用类型都得到了迅速的发展，如图这是过去几年全球整个光伏发电市场新增规模的应用类型的占比，应该说随着一定成本的显著下降，集中光伏电站市场的占比规模在过去几年是持续增加的，但是如果我们考虑整个的全球市场每年新增市场的绝对量也是在迅速的上升，所以实际上分布式的运用它的绝对量是比较大的。比如去年全球分布式应用新增的光伏发电市场达到接近两千万千瓦装机的规模。
未来得发展方向，我们在过去几年提出了各种光伏+的概念，未来发展方向是各种光伏+与其他产业实现更好的融合，同时多种电源，能源融合的、综合的应用系统将在能源负荷或者电力负荷离终端近的地方发生更大的作用。
再有一个应用形式也就是说趋势，近几年国内国际也提出来了很多新型的商业模式，比如说美国在2013年提出来的共享太阳能的模式，这个模式经过几年的发展应该说是现在在美国它的装机规模差不多接近一百万千瓦，美国可再生能源实验室预期在2020年共享太阳能模式在美国分布式光伏的新增装机中要占到差不多1/3-1/2的市场份额。另外美国纽约州也提出来对于分布式能源利用云平台建立能源的大的数据平台和管理模式，共享商业模式。
从成本下降上来看，应该说全球在10-15年，光伏发电成本降低了差不多60%，在16年到现在接近一年半的时间，成本降低的比例差不多达到20%，除了成本的下降以外，电站的下降更为显著，主要是因为光伏发电的成本竞争力逐渐增强了之后，很多国家，全球30多个国家都采用招标的形式进行光伏发电项目的安排，并且招标电价也是不断创出新低，在一些国家比如是智利光伏发电已经成为价格最低的电源，不但低于其他的可再生能源的发电也低于化石能源的发电，在更多国家跟化石能源想相比实现了平价，典型的是阿联酋，加上下级的电价奖励是2.42美分的典型。还有一个是德国，德国的太阳能资源不是很好，它的太阳能资源总体上相当于我们国家三类资源区的水平，比较好的也就相当于我们国家山西南部、河北南部、山东这样相对比较好的，它的资源比较差的也是跟南方的资源相对比较差的省份差不多。德国的光伏发电的招标电价现在已经进行了8轮，持续走低。去年12月份最后一次它的光伏招标的电价低于7欧分/千瓦时，今年4月份达到6.5欧分/千瓦时左右，今年7月份最新招标达到5.66欧分/千瓦时。也就是持续走低的情况。
从我们国家跟国外比的情况，底下的图是今年6月份的报告中针对2016年全球光伏发电成本化相比的结果，从相比上来看我们国家的平等化成本与国外相比还是略偏低的水平因为招标电价创出新低的项目很多都是依据特别好的资源条件，当然太阳能资源条件是一个先天的因素我们没有办法来做，但是虽然我们国家的光伏发电平等化成本跟国外相比属于中偏下的水平，但实际上我们的电价水平包括标杆电价以及我们的招标电价和国外相比，我们的电价水平近期是偏高的。至少有3个方面主要的因素：
1、标杆电价政策的调整的方式，可能导致市场供需结构的变化。有一个典型是今年上半年，今年的情况我们国内的光伏电池的组件，同类型的组件价格是高于德国组件水平的，所以德国专家跟我们交流也一直在说，你们的政策调整还是相对慢了一些，所以比较高的电价，市场攻击的情况，水平已经逐渐高于国际了。
1、标杆电价政策的调整的方式，可能导致市场供需结构的变化。有一个典型是今年上半年，今年的情况我们国内的光伏电池的组件，同类型的组件价格是高于德国组件水平的，所以德国专家跟我们交流也一直在说，你们的政策调整还是相对慢了一些，所以比较高的电价，市场攻击的情况，水平已经逐渐高于国际了。
2、土地还有一些地方不合理的非技术成本存在或者是比较高水平的存在。
3、税收、贷款、并网的，无论是税率、贷款利率或者并网的投资相应的水平，加在开发商上面成本也是比国外相比偏高的。
这张图也是对阿布扎比和中国一类地区的典型项目做了一个相应的对比，阿布扎比2.92美分合2毛钱，它做到有很多条件的，比如他们的太阳能资源比我们好差不多1/6，他们的投资规模特别大一个项目规模达到117万千瓦，几乎跟我们去年最大的，比较大的光伏领导技术基地一个基地的规模相当的，这样它单位的都是水平尤其后期的年运维费用能够大大的降低。另外它的土地费用、并网费用都由政府来承担，并且政府对它是免税的，财务成本因为规模非常大，所以采用了不同的融资渠道，最高的利率都是低于2.5%。在这样的情况下它实现了3美分/度电的电价水平。同样的情况下我们国家现在需要茶托达到5毛5左右/度电的水平，如果我们能够享受同样的信贷税收和土地并网的部分，即使运维、经营期还是按照国内的情况，我们的电价可以降到低于4毛钱/度。所以实现光伏发电“十三五”规划中也提出来了2020年光伏发电在销售侧要实现平价上网，它的根本还是在于技术进步，即使按照现在的条件应该说到2020年我们光伏发电的电价需求水平可以达到4毛5分钱左右/度电的水平，基本上达到“十三五”规划中提出来的“成本降低”的目标。到2030年可以降到差不多3毛/度电的水平，这是基于目前政策的条件，当然不合理的土地的费用和过高的并网费用还是没有考虑的。
实现平价在于技术进步，我们一直说光伏发电这些年电价水平在下降，国家发改委每年公布政策也再说，我们要补贴的退坡和退出，时间点也是在于外部的环境，比如今年7月份的时候全国梅电标杆电价普遍全国涨了1分多钱的水平，但是我们又通过电改要推出电力市场的竞价，总体来看电力市场的竞价对光伏发电从发电侧的平价上网迎来了更大的挑战。
可再生能源政策政策实施方面主要是困扰光伏发电企业最多的一个是限电，集中限电还有一个是补贴拖欠，到底什么时候能够解决，今年装机这么大的话，实际上对于解决这个问题难度增加的更多了。
再有其他的一些政策的环境也需要解决；如果说从光伏发电的补贴退出的路径我们也是在上个月做了一个相应的研究，主要是从发电侧来考虑，也就是说如果我们常规电源的电价水平，如果还维持比较低的低位的情况，而我们即使实施绿色证书的价格也很难在利用两三年的时间达到比较理想的，比如一毛钱左右/度电的位置情况来看，我们光伏发电补贴从发电侧在2020年实现完全退出难度还是比较大的。或者是强制绿证能够比较好的推出，或者是实施比较有效的，在控制土地、屋顶的成本，在增值税还有贷款优惠、所得税方面推出一些优惠政策，实际上我们在2022-2023年，有可塞大部分地区实现光伏发电补贴的完全退出。
具体建议：1、要持续实施以竞争方式激励光伏发电降低成本
2、尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书的强制交易。
3、清除光伏发电政策实施障碍，使光伏发电电价和补贴水平及时反映成本。
4、要创新分布式光伏发电配电侧消纳和市场的交易模式，保证在2020年全面实现一般工商业和工业用户销售侧的平价。
实际上分布式光伏应该说可以说是具备提前实现平价的条件，一会儿北京市环保衷心的孙主任会就北京市的政策做详细的介绍，我这儿就不做具体分析了。总体上我们拿北京市做案例，即使不考虑北京市补贴的地方性的补贴政策，目前如果分布式光伏它的自发自用率比较高的情况下，一般工商业用户和工业用户它已经可以具备补贴退出或者至少是补贴大大下降的条件。
所以对于分布式来说，如何提高它的自发自用的比例，或者在自发自用比例不够高的情况下，如何结合现有电改的形势来推进它能够实施这样一个转供电，发挥它在配电网方面能够满足电力需求的作用，这一方面能够提高地方性、局部地区电网的清洁能源的比例，另外一块也是可以实现补贴更快速的下降及相应的退出。
相应的分布式光伏发电转应用的模式在去年的光伏发电“十三五”规划中相应的提出，3月份国家能源局开始征求了意见，可能还有一定的阻力，所以政策没有公布，如果实施这样一个政策将有助于扩大光伏发电的应用规模和范围。目前的思路还是提出来了三种模式：1、转供电模式；2、电网代售电并且收取电费模式；3、余量上网电网收购模式，但提高电网收购电价。初步思路是降低配电范围内不合理的过网费，建议采用本地区的最高的收费电价，减去电力用户电压等级的收费电价。
如图这是以安徽大工业用户为例对于现有的光伏发电三种收益模式及能源局正规意见稿中的三种收益模式进行了相应的比较。从这里来看，至少前两种模式如果能够实现转供电，相应的分布式光伏它的市场规模、市场的应用范围以及它相应的成本竞争力将会有一个很显著的下降，这个也是在分布式光伏13年就开始国家推动，真正的市场爆发是从今年开始起来之后，至少持续到2020年甚至以后这样的情况之下我们能够更快的推进峰值光伏进入到纯市场化应用模式的一个很重要的途径。
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