需要补贴的光伏市场可能会大大受限，平均每年大概也就30G，直到平价以后就不再需要补贴，平价光伏市场的开拓需要各方共同努力，需要政府和电网解决三座大山的问题、放开容配比是技术创新的问题。另外，新的政策，市场化交易+非水可再生能源电力配额+绿色证书制度+顺价销售，又能开启一大块市场，虽然要补贴，但是通过市场竞争方式解决补贴问题，再加上差异化的市场和出口市场等，发展前景还是很可观的这是国家发改委能源研究所研究员王斯成在第二届光伏电站运维新思路研讨会及培训会议上做了精彩演讲。

去年的数据，中国的制造业世界第一，占到全世界70%以上，各个产业来看都是如此，从光伏市场去年是超过50%，国家当年装机达到53G，累计装机超过1.3亿千瓦，大大超出了原来的预期。从市场来看，分布式去年是一个亮点，当年达到了20GW，户用电源达到50万套，虽然总量不多，去年户用光伏的元年，全国光伏累计装机超过1.3亿。

从过去10年来看，整个光伏价格下降了90%，到2017年数据组件是3元，十年以前是36元。系统价格去年按照官方的数据，平均是7元，实际上比7元还要低，今年下降的比较厉害，今年报价是2元多一点，当然个别标书整个组件的价格甚至到1.6元、1.7元，系统造价基本上在6元以下，又有大幅度的削减，所以中国为世界光伏作出了巨大的贡献。

我们要把这个定义搞清楚，除了普通的光伏电站以外，分布式是这样的，第一类，这是国家能源局的文件，建筑光伏是不需要配额的，户用电源和自发自用的项目也不需要配额，甭管多大，哪怕50MWd规模，只要是接入企业内网，也属于自发自用，不需要配额。当然自发自用享受的是固定补贴，屋顶分布式有的是全额上网的，享受标杆电价，自发自用的享受固定补贴，还有一个是分布式光伏电站，就是我们说的“光伏+”，这部分是受配额限制的，这是5.31之前的政策。

“5.31”出来以后整个都变了，到底有哪些影响？第一，对普通电站。普通电站就是“5.31”之后并网的享受新电价，整个差了0.15元，2017年电价是0.65元、0.75元、0.85元，结果新公布的电价是0.5元、0.6元、0.7元，这个影响是非常大的，大概整个收益差了25%，这个业内反映很大，但是能源局马上恢复了“6.30”，630之前并网的仍然享受2017年的有0.15元的差价，这个对普通光伏电站影响不大，包括“光伏+”都是如此。对分布式，对于原来不限额的现在将规模立刻砍到10GW左右，“5.31”之前并网的还是享受有国家补贴，“5.31”之后没有了，这个直接影响到大概10GW的装机，像户用的开发商几万家，从事户用光伏的就业人口有大约60万人，已经备案或者是已经并网没有备案的这种在建的项目影响非常大，大概是影响到10G，而且大家本来都寄希望于影响的人这么多，整个量可能也就是2、3GW，希望国家能不能把这个口放一放，结果到现在看来不可能再放，分布式的影响非常大。

另外,就是规模，普通电站没有指标了，分布式也没有了，原来说分布式不受配额限制，现在都不提了，现在上半年已经12GW了，下半年就没有指标，整个电价下降当然已经没有什么针对性项目了，因为已经没有项目了，虽然公布了新的价格，但是没有对应的项目，但是留了一个口子，就是如果不要国家补贴是可以各省自行安排建设，不要补贴是可以的，“5.31”出来以后整个形势大变。

从统计来看，24GW上半年大概是一半一半，一半是普通电站，一半是分布式，普通电站里实际上有相当一部分有一半左右等于先建先得。另外，“领跑者计划”+扶贫，加起来大概10G，因为下半年没有指标了，一共大约34GW。国家有没有可能把对分布式放个口子，这个看来现在希望不大，因为一放有可能要超过10GW了，至少现在来看整个今年大概34GW，出口还有一部分，出口去年的量，按照协会统计的量是31点几个GW，现在算起来2018年光伏市场的总量应该60多个将近70GW，下半年有没有不要补贴的一些项目，现在都在建，我知道有些工商业屋顶项目还在继续建，因为它不要补贴也能算过账来，还有一部分有些人在做示范，不要补贴的示范。

“领跑者计划”，今年能够并网的大概5个G。扶贫专项，这次理的比较清楚，答记者问，已经批复的扶贫总量大概15GW，已经建成的10GW，大概今年还有5GW左右在继续实施，总的目标大概说是15GW，280万户，实际上大概打不住，整个加起来要解决280万贫困人口的话，大概18个GW，可能还有第二批，“十三五”应该还有第二批扶贫项目。

所以说，现在开拓平价市场，过去我们就只有一个市场，就是补贴市场，现在不要补贴，一这个市场到底有多大，当然这个需要大家共同努力，能不能有技术创新把电价水平降下来。另外政府和电网也需要解决一些问题，我们常说的“五座大山”，“五座大山”我们光伏业内是没有办法解决的，“五座大山”压下来，不说补签拖欠，那“四座大山”影响我们电价20%，我们现在电价平均6毛钱，20%，如果说合理的话，如果能够“五座大山”搬移的话可能能降到4毛钱左右，影响还是相当大的。另外，新的政策措施，市场化交易、绿色证书、强制配额，这个我认为是开启了另外一扇窗，我待会儿会详细的来解释。

“领跑者计划”在“几座大山”问题上解决得比较好，土地不要钱，要么只有1元多钱，如果我们能控制在每平方米每年土地费用是不超过2元的话，我认为还是合理的，现在完全不一样，有的最高的甚至收到6元/平方米，山东发的文是收到每年5元/平方米，而且有的是关门打狗，就是建成以后返过来向你再征收，但是这个政府不大可能一刀切，因为土地有集体所有制的、有国家所有制的，像屋顶都是各自业主的，所以政府也不可能命令以后你就每平方米降到2元，所以这个可能还是需要市场来进行调节，这座大山是不太容易切的，除非像“领跑者计划”政府一刀切，我就可以给你降到2元以下、1元多甚至不要钱。

电网接入，这个主要在电网公司，是不是能够按照国家政策来执行，弃光限发，到底是不是因为安全的问题，还是因为利益之争，利益之争你就应该解决，如果是安全性问题，弃光是合理的，但是这种，能源局一位领导曾经写过一个文章，他就说从运行数据看，没有任何支撑，弃光限电是因为造成了电网安全和电网阻塞而进行的弃光限电，没有这样的数据支撑，就是说目前的弃光限电不是因为对电网造成了威胁而造成了弃光限电，而是利益之争。如果说这样子的话，政府就应该解决、电网就应该解决。融资成本，补贴拖欠，更是应该解决的问题。融资成本，当然政府说的也不算，银行不会听政府的，他有自己运行的原则。

所以非技术成本造成了现在，20%以上的电价成本，所以说这个是应该能够解决才行。

补贴拖欠大家都知道，到2020年如果不采取任何措施要超过3000亿，接网费用实际上国家是有文件的，关于减轻可再生能源负担这个文件特别明确，电网企业负责投资建设接网工程，但是现在大部分接网工程是开发商来投资建设的，也说了，电网企业如果是开发商建设的，电网阶级应该按照协议或者第三方评估的投资额在2018年底前完成回购，但是现在我看了一个消息，回购率只有5%，基本上还是压在开发商头上，包括新建项目，除了领跑者，领跑者是严格按照这个文件执行的，都是电网来进行建设的，但是普通电站就没有这么幸运了。这个问题如果按照国家的文件执行，每瓦9毛钱，每瓦将近1元钱，这个部分的成本如果能够减下去的话这个还是相当可观的。

再有一个，我们电网企业实际上很不容易，我们今天能发展到这么大的市场跟电网支持是分不开的。但是有题写问题还需要认真研究。如是不是每个站都必须配无功补偿，是不是每个站都要配功率预测，我们在国外看了很多光伏电站，美国、德国、西班牙、日本，人家也没有配这些东西，应该在你的升压站里配这些东西，但是要压在每个站都这样配是不是有必要，我不是说一定要装或者一定不装，至少应该它山之石可以功玉，至少借鉴一下人家怎么做的。另外光伏电站融配比，国内要求不能超装，超过了逆变器的功率就要拆掉，这个就更没有道理了，国际上普遍都是这样来做的为什么中国就不能这样做。

分布式有很多问题，一个是光伏渗透率的问题，逆功率流的问题，我没有看到任何一个有说服力的分析，另外二次接入是不是380度的接入，你要上百万的投资来做二次系统，有没有必要，这个也是压在我们分布式开发商头上的负担，令开发商很困惑，另外就是“净电量计量”，咱们国家是禁止采用，既然我不要补贴，能不能享受“净电量计量”，我可以不要补贴，但是你要我的发电量通通都能够等于电网零售电价的价值？比如说我的用电电价大工业大概7毛钱，我如果说用了“净电量计量”，我所有发电量都享受7毛钱的电价，不要补贴也是合算的，现在咱们国家是双向计量，反送电的部分只能3毛多脱硫电价，而自发自用部分享受的是零售电价，但是“净电量计量”就能够使所有的光伏电量都是享受的7毛钱的电价，所以这个收益是大大不一样的。这些问题电网公司能不能按净用电量来结算，只要光伏的发电量小于一年的用电量，肯定你的光伏电站通通都是享受的高电价，这个是非常简单的，而且也没有交易成本。美国是42个州都是有净电量计量法，就是允许采用“净电量计量”，而且美国很多州都没有补贴，就是按照这个政策推动了光伏的发展。

欧洲除了德国以外，其他国家也都是允许才用“净电量计量”，包括日本，所以我们国家为什么不行？国外都是允许的，我们国家不允许。实际上这个政策的执行有利于提高光伏开发商的收益，直接打开一片“自发自用”的平价市场。

技术创新也需要政府和电网的支持，为什么？容配比的问题，容配比2010年以后国际上普遍都是采用这个办法，因为可以大大提高收益，另外，比如原来一类地区国家原来限定的是等效利用小时数是1500，实际上这个放开以后增加20%就可以提高到1800，年发电小时数可以大大提高，度电成本成本立刻就可以下来，而且非常好的技术创新手段也已经写进了IEC的标准，国内是不允许的。

实际上,假如说国家允许或者电网允许我们超装，同样要把保障性收购小时数提高上去，因为国家弃光限电标准是按照公布的保障性小时数来的，现在公布保障性收费小时数一类地区1500、二类地区1200左右，这个也要提高上去，一类地区要提高到1800、二类地区1500、三类地区1200，这样我们的技术创新，你如果卡在仍然是1500、1200、1000的话，我没有办法，我能发1800你不让我发也不行，所以这个是相辅相成的，首先你要放开，要允许我扩装，第二，你要把标尺也要相应的提高，也只是最低的限度20%。实际上像国外、像美国这是1.4：1.0，前面光伏超装40%在美国普遍都是这样，这个电站我也去过。像SMA的，他甚至到1.6，经济性最好的实际上是1.6：10，当然不同的地区不一样，至少国外普遍接受的，就是超装60%，就是10兆瓦的电站装16兆瓦的光伏组件，这个是经济性最好的、电价是最低的，这是SMA给的一个报告。

如果我们有“五座大山”不放开容配比是这样一个边界条件，如果我们去掉“五座大山”放开容配比另外一套边界条件，当然这是最低。

现在咱们看一下财务的边界条件，就是按照不同的边界条件来做。

最后我就看结论，你如果有“五座大山”，不放开容配比，如果做到内部收益率10%，就是合理的收益比例、一个项目的话，实际的合理电价在三类资源区分别应该到7毛、8毛甚至1元钱，当然有的地方有“一座大山”，有的地方有“两座大山”，我是极端情况“五座大山”都压下来。如果我们能够去掉“五座大山”，容配比能够放开的话，实际上我们的合理电价同样10%的内部收益率，我们就可以做到3毛5到5毛5，这样就有一大批的市场能够达到平价，至少是在用电侧。

我还是按照高的比较，按照目前的水平，组件是1.9元，如果系统造价做到5元，如果我们做到极限，我们组件能够做到1.5元/瓦，系统做到4元每瓦，我们合理电价就应该在2毛到4毛。至少一二类地区所有的普通光伏电站，包括全国所有的用户侧用电，都可以不要补贴了，我们肯定是能够达到这样一个水平的，就是说边界条件定了以后，这就是一个简单的数学问题。这是王淑娟整理的各地的电网电价数据，先看发电侧，国家脱硫上网电价大概3毛6，在用电侧从5毛多，居民用电最低的到工商业用电，10千伏接入的的电价都在0.7远/kWh，我们把“五座大山”拿掉，2元的组件价格、5元的系统成本，我们也可以在用电侧达到平价。如果说我们努力做到最低价，所有的用电侧都是可以达到不要补贴的，这是非常显而易见的。

光伏业内如果说开拓平价光伏市场，光伏业内我们需要做的，我们把成本售价降到2元以下，系统降到5元以下，我们把利用小时数，通过扩装，这样一个创新手段就可以做到1800、1500、1200，国家、政府部门和电网也需要回答几个问题，补贴能不能不拖欠？能不能电网接入按照国家的政策执行？弃光率能不能控制在5%以下？土地成本、贷款，就是融资成本是不是能够进一步降低，能不能放开容配比，而且把相应的保障小时数提高，最低只提高到20%，其实我们还可以更高，当然我们就不说了。

一、二、三、六这几项，至少是政府和电网义不容辞的责任，这个才有可能给我们开启一扇窗。当然还有一些差异化的市场，像这是云南的刘祖明教授，他做的非常成功的，他做的直接把交流电提水的解决方案全部给毙掉了，因为现在光伏组件非常便宜，在高山地区很多无电的村庄他们是需要灌溉用水、需要人畜饮水，过去都是拉交流电非常不方便，而且电费非常贵，有的现在有交流电的拉上去的，因为电费很贵，所以老百姓也是申请来用光伏水泵，光伏水泵一次投资以后再也没有费用了，而且他做的功率很大，原来我们的光伏水泵做几千瓦，人畜饮水，现在真正解决了灌溉用水，这是做的非常成功。现在已经做到国外，亚洲开发银行马上下个月在云南要组织各个发展中国家到那儿去做培训，打开了一大片的市场，现在供不应求。

像太阳能路灯。我们大家都知道，原来“亮起来工程”，北京市农村，光是北京15万套，现在都趴在那儿了，根本就没有发挥作用，一次投资以后，几年以后蓄电池一坏就没人管了，三年保修期以后，现在不一样了，第一，LED他的可靠性提高非常多，达到5万小时，他的光效比普通的提高了3倍，所以说原来一个45瓦的低压大灯至少要配100—150瓦的光伏组件，现在只需要装15瓦LED，50瓦光伏组件，亮度一样，整个成本都下来了，所以说这是随着技术创新，像现在LED包括锂电池，现在再不用铅酸电池了，原来铅酸电池3—5年就坏了，现在锂电池可以到2000次，整个寿命可以延长到8年，而且都是智能化，一个手机上可以实时监控1万盏以上的太阳能路灯，所以一下进入了商业化的阶段，1000多元一套灯，使用8年，经济上完全可以PK掉交流的路灯，而且没有电费的问题，就把太阳能路灯一下子推向了商业化市场，所以这个公司做的非常好，现在在国外也做的非常多，现在在国内也是，“5.31”之后的业务量提高了30%，随着技术进步，原来我们认为不行的，这个市场就没有办法解决，几年蓄电池一坏，政府没有人承担，现在不一样了，现在1000多元可以持续点燃8年，一下子商业化的市场迅速推开，这个就是一个差异化的市场。我们原来就是做这个的，觉得这个没戏，几年以后蓄电池一坏，可是现在人家真正的商业化市场了，根本不要国家补贴的，像光伏水泵、像这个完全用不着。

另外，新的政策，非常清楚，国家刚刚下发的，积极推进电力化市场交易，这里面非常明显的信号，是跟原来的文件不一样的，第一，市场化交易要和清洁能源配额制结合，而且全体电力用户承担配额消纳的，这个是跟原来不一样的，原来文件可不是这样写的。再有一个，他的整个定价机制不谈补贴了，就是一个基础电价+浮动电价，也就是说有可能他是一个顺价销售的概念。第二个，直接进入顺价销售了。比如我一年用2000度电，有200度电给我配额，配额的是你必须买风电或光伏发电，这个价格是多少呢？价格比如说规定，每度电再增加3毛钱，我200度电一年只增加60元，这样的概念，直接把补贴的问题也解决了、消纳的问题也解决了，所以这个给出了信号。所以这个给我很大的希望。原来的不行，原来的市场化交易试点还是摆脱不了补贴，补贴由电网垫付。现在国家等于说你报上来的试点，你如果不要补贴就做，如果还是要补贴也是没法做。所以新的电价是不谈补贴的，直接就是谈顺价销售的问题，所以这个就把这个问题解决了，摆脱开补贴的纠缠。

另外，像这个文件，可再生能源电力配额征求意见稿，可再生能源电力价格，给了非水的可再生能源配额，非水就是风电、光电，这个是配到各处的，你必须要按照配额来执行，但是这个文件又没有说补贴的问题，只解决消纳，没有补贴，不解决补贴的问题，这个也是不行。所以说，一定要按照新的政策，假如说我分析的对，就是不但解决了消纳问题，强制配额，另外一个，顺价销售，就能够解决补贴问题，所以我对这个还是非常期待，当然最后出来是不是这样子我不知道，而且通过电力交易中心他是500万千瓦的用户，你就进入电力中心交易，500万千瓦/年，我可以跟别人进行讨价还价了，电力交易中心实际上中国各个省都已经成立了，所以已经有了这样一个条件来进行市场化交易，所以我对这个政策期待很大。

从国家的长远目标来看是这样的，2035年，这是能源所给国家能源局提的一个目标，2035年实现人均1000瓦，倒推过来，2035是15亿千瓦的话，2030年10亿，2025年5亿，2020年2.5亿，按照这个，实际上我们每年的平均装机是不小于50G，2020—2025每年平均装机50G，2026甚至更多，到2035平均每年装机1亿千瓦。长远来看，中国能源转型这样的目标是一定会促进光伏有更大的发展，就是说前途是非常光明的。

结论，需要补贴的光伏市场可能会大大受限，平均每年大概也就30G，直到平价以后就不再需要补贴了；平价光伏市场需要政府和电网解决三座大山的问题、解决容配比的问题，如果能够解决得好就是60%的市场都有可能不再需要国家补贴，这个问题如果解决得好。另外，新的政策，市场化交易+可再生能源电力配额+非水可再生能源电力配额+绿色证书制度+顺价销售，又能开启一大块市场，虽然要补贴，但是通过市场竞争方式解决补贴问题，而且有一个电力配额制，一下子又能开启相当大的政策市场，还有差异化的市场等等。

其实还有一个，出口市场。出口市场去年是31G，以前都没有超过31G，最多28G，今年我估计比去年还要高，35—40G，加上今年的35G，一共今年仍然是有70几个G，跟去年是持平的，所以今年并不悲观。再有，补贴的市场30G，今后几年，平价的市场不知道有多少，新的政策强制化电力配额的市场化交易的市场，还有一个差异化的市场，整个这五大市场我认为每年50GW应该是以后在最近两三年仍然能够回到这样一个市场的规模，尽管补贴的市场是大大压缩了，但是其他的市场对我们又敞开了。