光伏規模化需補政策短板

目前光伏的裝機量全球排名第一，然而在追求裝機數量的同時也要警惕其潛在問題并進行解決。

近日，國際能源署光伏電力系統項目（IEA PVPS）和國際可再生能源署（IRENA）分別發布了關于光伏和可再生能源的相關報告和統計數據。IEA PVPS數據顯示，2015年全球光伏新增裝機量48.1GW至50GW，截至2015年末，全球累計裝機量已達227GW。IRENA數據顯示，2015全球新增裝機量47GW，截止2015年末全球累計光伏裝機量為222GW。而中國以15.13GW的新增裝機量、43.18GW的累計裝機容量成為了全球光伏發電裝機容量最大引領世界的國家。根據《國家十三五太陽能規劃2015-2020》（征求意見稿），十三五規劃期間太陽能光伏電站累計裝機量應達150GW，包括70GW分布式以及80GW集中式電站。

對此征求意見稿，發改委能源研究所研究員王斯成告訴《中國經濟信息》記者：“這個規劃還在征求意見階段尚未公布，從國家現有的政策和國內的裝機情況來看，要完成這個目標幾乎不可能。我國光伏裝機量雖然全球排名第一，但是我們的發展還存在很多問題需要政策支持，要想實現目標任重而道遠。”

搶裝潮背后的隱憂

4月22日，國家能源局發布數據，今年一季度，全國新增光伏發電裝機容量714萬千瓦。其中，光伏電站617萬千瓦，分布式光伏97萬千瓦。這意味著，今年第一季度的新增量，就達到2014年全年新增量（1060萬千瓦）的近7成，2015年新增量（1513萬千瓦）的近一半。

國家發改委能源研究所研究員王斯成在接受《中國經濟信息》記者采訪時表示，自2015年下半年以來，我國光伏行業受國家光伏電價補貼將于 2016年6月30日開始下調的影響，在搶裝效應下市場景氣度出現了超預期回升，導致2016上半年掀起了這一波搶裝高潮。

針對本次上網電價下調，長城國瑞認為，本次電價下調對未來光伏電站的收益率略有影響，但總體并未改變光伏電站是一個較好的類固定收益品種的判斷。

“雖然我國的光伏行業不管是從裝機量還是組件產量，在全球市場都已處于絕對的領先地位，然而，我國的當前光伏市場仍然面臨很多問題。”王斯成表示，“一是補貼資金先天不足。2015年以前可再生能源電價附加每度電征收1.5分，每年國家征收400億元。如果按照2020年風電裝機200GW，光伏為150GW的總量來計算，2016年-2020年每年的補貼資金至少需要1500億元。目前的征收資金遠遠不夠（每度電征收1.9分，全年征收600億元）；二是補貼資金拖欠嚴重，截至2015年底，風電和光伏補貼拖欠資金已高達400億元，最長拖欠周期為3年；三是西部棄光嚴重，2014年西部棄風棄光總量200億度，2015年更為嚴重；四是火電與可再生能源爭奪市場現象嚴重，2014年火電新增裝機40GW，2015年火電新增裝機63GW，都超過風電與光伏裝機的總量。”

除此之外，根據國家能源局發布的第一季度光伏裝機數據來看，其中分布式僅占光伏裝機總量的13%。截至2015年，我國分布式裝機總量為6.06GW，還有不到5年的時間，與《國家十三五太陽能規劃2015-2020》（征求意見稿）所指出的70GW還很遙遠。王斯成在采訪中表示，“分布式在建造中，除了會遇到大型電站建造所遇到的問題之外，還有很多問題，例如，建筑屋頂不好找，與建筑業主的交易存在一定的風險。在現有的政策下只有等棄光太嚴重，大型電站無法再建，分布式才會得到發展。”

特高壓與儲能齊頭并進

光伏規模化除了上游的大量裝機外，最關鍵的還是下游的光伏應用。然而對于大部分光伏投資者來說，光伏發電所產生的電量有兩種方式進行消納：特高壓輸電和儲能。

對于特高壓來說，隨著我國特高壓建設進度的加快以及國家發改委《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》的正式施行，當前制約光伏電站發展的棄光問題有望得到一定程度的解決。“但從本質上來說，我國光伏棄光問題的根源還是地區間電力供求的不匹配，西北部太陽能、風能發電條件好，光伏裝機量大，但人口稀少、制造業缺乏的現狀導致了大量電力無法就地消納。”王斯成告訴《中國經濟信息》的記者，如果解決了火電推出的問題，光伏發電所產生的電量是完全可以消納的。

“棄光與電力運行機制相關，受各種利益關系的影響，可再生能源優先發電的政策難以全面落實。”在4月26日舉行的“2016中國光伏領袖高峰論壇”上，國家發改委價格司電價處負責人侯守禮表示，“我國正在大力推進電力價格改革，光伏發電作為新能源發電類型，一方面需要政府繼續扶持和鼓勵發展，另一方面從長遠的角度來看，也必將走向市場，參與市場競價。目前差價補貼的光伏發電補貼機制，存在與電力市場化改革難以銜接的實際問題，因此考慮將其改變為上網標桿電價由當地燃煤機組標桿上網電價或市場交易價格，與定額補貼兩部分組成。”

在儲能建設方面，目前大型儲能所采用的抽水蓄能電站在缺水干旱的西北部難以大規模實施，并且國家對儲能也沒有相應的政策扶持，只能等待現有儲能設備成本下降后逐步推廣“新能源+儲能”的新模式。在電力輸送通道方面，由于西北部與用電量需求大的東南部地區很遠，遠距離輸電的損耗以及輸電成本都相當高昂，現有的傳統輸電通道無法解決這一難題。

對于現階段我國西北部發電較嚴重的棄光問題，長城國瑞認為，需要從以下三個方面著手：首先，根據《可再生能源發電保障性收購辦法》，對一定額度的光伏發電量當地電網予以保障性收購，部分解決就地消納的問題；其次，引導民營資本大力進入儲能電站建設領域，提高儲能設備效率和降低單位儲能成本；再次，推動特高壓輸電通道建設，降低超遠距離輸電損耗和單位輸電成本。

在2016中國光伏領袖高峰論壇上，國家發改委價格司電價處負責人侯守禮同時透露，政府也在研究促進可再生能源就近消納、儲能發展的價格政策。這意味著儲能產業將會成為政府扶持的重要領域。

反送電享受標桿電價

在2016中國光伏領袖高峰論壇上，國家能源局新能源司副司長梁志鵬也表示，除了通過電力改革解決西部棄光限電問題，還希望使分布式光伏能夠直接與用戶進行交易，在輸電價格方面給予其更優惠的條件，推進中東部光伏的發展。

2013年，國家相關部委出臺相關政策，對分布式光伏發電項目按照0.42元/千瓦時進行補貼。因此，目前分布式光伏發電的上網模式分“自發自用，余電上網”、“全額上網”兩種模式。在“自發自用，余電上網”模式中，余電上網部分電價=當地脫硫煤電價+0.42元/千瓦時+地方補貼，其中，0.42元/千瓦時為國家補貼，連續補貼20年。而“全額上網”模式為，標桿電價 = 地方電網脫硫電價 +0.42元/千瓦時+ 差額，其中脫硫電價部分由電網支付，0.42元的度電補貼是國家對于分布式光伏項目的財政直補，而差額的部分則由地方政府補齊。

“目前國家對于反送電還一直堅持地方電網脫硫電價 +0.42元/千瓦時，這與國際上一致認為的反送電享受標桿電價不一致，也抑制了光伏投資者對分布式的積極性。”王斯成特別強調，“因為即便是屋頂很好，平常電價也很高，但是一到假期就休息。每年電工廠有將近三分之一的休息日，對于休息日，電工廠只能反送電，然而反送電的價值又非常低。如果反送電享受標桿電價，反正全部上網也是標桿電價，只要盡可能的自發自用，這樣賺的也越多，對于光伏投資者來說也就解決了后顧之憂。”

相信在未來，受益于政策推進、科技進步、商業模式創新等各方面的利好因素，我國光伏規模化能夠突破瓶頸，成功完成轉型升級實現最大收益。