2018年5月29日，全球綠色能源與光伏金融峰會在上海浦東嘉里大酒店舉辦，會上國家可再生能源中心信息和系統分析部的副主任劉建東為我們做了中國光伏發電發展趨勢和展望為主題的演講。

以下為發言實錄：

大家上午好，我來自國家可再生能源中心，我們是國家能源主管部門的一個智庫。很高興和大家分享一下，我們1到4月份的光伏發展情況，還有我們在研究機構開展的一些研究。

大概三個部分，第一個是1到4月份的情況，第二個是政策的變化，第三個是我們對平價上網的研究。

這是1到4月份光伏發電的增長情況。上半年大家知道，增長非常快，新增了1100萬千瓦的新增裝機。但是和去年同比，其實1月份之后都是在下降的，如果把1月份，因為統計還是有一些時間的滯后性，如果放在去年年底并網，今年1到4月份同比，每個月增長相比去年都是下降的。

從裝機集中區來看，山東、江蘇、浙江、河南、河北、安徽這幾個省是1到4月份最集中的區域。分布式還是河南、浙江、山東、江蘇是最集中的區域。因為從今年上半年1至4月份來看，因此從過去的普遍增長轉變為熱點區域增長，區域的這種轉換也反映了行業的熱度和區域的廣度在縮減。

累計裝機來看，東部已經全面超越西部，當然總量上可能西部還是高一些，但是從排名來看，山東、江蘇、安徽、河北是排在前四名，而且像山東，基本上是一半對一半是集中和分布式，這個發展是很快的。

從限電來看，棄光率和棄光量是雙降，這是很可喜的變化，去年開始在國家一系列的政策出臺下，棄光現象明顯好轉，除了新疆和甘肅因為通道的因素之外，其他省都是在下降的。值得注意的是，山東和吉林在2月份出現了棄光，而且棄光率有攀升的現象。當然2月份是有春節的問題，但是也反映出了，我們如果負荷一旦有下降就會出現棄光的問題。

另外從戶用市場來看，從并網電壓等級來看，看區域的分布圖，6千瓦是我們在220伏并并網的一個的頻數最高的區域。380伏并網是16千瓦左右。從這個圖上也可以看出來，分布式還是戶用6千瓦，再大一點的16到20千瓦，這是概率上統計出來的，不是完全符合市場，但是這反映出一個趨勢。

以上是行業1到4月份的發展，下面介紹一下政策變化和我們的一些思考。今年上半年兩道政策，大家行業內都很清楚，一個是規模管理征求意見，我理解的關鍵詞是，一個是有序一個是從嚴。有序就是說，看這個圖，從2014年到2017年，柱狀圖是每年指標發放的構成，曲線，藍色的集中式的，紅色是分布式。可以看到，在2014、2015年指標和規模還是比較匹配的，但是到2016、2017年之后就開始出現了指標和發展規模的失衡。到2018年，肯定是要回歸，要有序。但是多少?因為我也不清楚，我也不是政策制定者，但是我預計應該裝機會到40個GW左右。因為領跑者和扶貧還是比較的明確的，40個GW左右，我們的初步估計。

另外是分布式發電項目管理辦法，我的理解一個是回歸一個是分類。分布式最初的定義就是自發自用，余電上網。在我們的容量上也有要求，在附屬物上也是以建筑物為主。后來我記得是2015年，分布式發展比較慢，出臺了很多的漁光互補、農光互補等等一系列的分布式的政策。現在來看就是要回歸本初，自發自用、余電上網為主，而且考慮到補貼的資金壓力，還是把戶用系統作為優先武裝

另外可再生能源電力配額及考核辦法，這在2016年就有非水可再生能源的指導意見，每年有政策發布。今年這個配額考核辦法出臺，我覺得是非常大的變化，承擔業務主體從過去的，大家討論的是火電企業，現在到電網企業，到配售電企業。這是一個非常大的變化。因為電網企業如果承擔責任，它有能力，而且也有這個通道來解決這個問題。另外一個是可再生能源電力證書制度，這個現在還不是很完善，是一個閉環的，而不是向外部市場公開的這么一個機制。但是我想還是先走先試再去完善，這樣一個過程。

配額制最大的好處是為可再生能源電力的市場空間提供了政策支持。

現在光伏發電還是有，三座大山也好，四座大山也好，總之現在補貼缺口比較大，棄光限電比較嚴重，成本比較高，市場機制還不健全。從這四類作為出發點，解決這四類問題，國家能源局也出臺了一系列的政策。補貼是我們單位測算的，到2017年底是1000億左右的缺口，2017年的補貼資金大約占了可再生能源基金的40%，壓力是非常大的。另外一個是電價退坡，大家都很清楚，從2014年的9毛下降到現在的5毛5，已經下降了39%。去年年底發布的分布式補貼降低5分錢，退坡機制肯定是要延續走下去，直到完全退出。

所以從這個角度來講，光伏的發展，從四個方面來講，政府要營造一個良好的環境，發揮市場的作用，促進平價上網。一個是非技術成本，大家知道在電站加強，土地成本、接入成本，還有一些隱性的成本，非常大。如果這一塊降下來，電價會往下減幾分錢。另外是通過競爭來推動技術進步，一個是領跑者，還有指標競價。第三個是通過配額制來推動市場規模，配額存在，形成一個市場，有市場有需求，自然會形成一個供需的均衡，這樣就形成了真正的可再生能源光伏的市場。

另外是電力市場化，電改也正在推進，不管效果怎么樣，但是我們已經看到了分布式市場化交易，參與市場化交易，這都是為可再生能源的電力進一步市場化提供很好的發展環境。我們對發電成本影響因素做了分析，四個方面，一個是成本的下降，發電量的，利率的，補貼拖欠的。從斜率上看，發電量對IRR影響最大。如果資源好，限電少，而且系統設計的容配比也高，那么對IRR影響還是非常大。光伏還是要在技術上向前發展。

這是領跑者做的一個分析，可以看到紅色的圓圈是中標電價，這邊的四分圖是投標的分布。從中標來看，基本上都是低價中標的。青海，已經低于火電，另外內蒙和白城已經接近于火電價格。但是中間這個線是中位線，可以看到集中度還是集中在5毛多、4毛多的位置，說明領先企業和大多數企業，還是有一些差距。我們的平價上網要再往前走，這也是要再努力的方向。

領跑者計劃不多說了，它在接入在土地都有很多優惠條件。所以它的成本，電價比較低。這是資源比較，有的通過效率通過容配比的提高，對整個收益率有所提高。雖然在整體的條件下，資源是一千小時，成本是六塊錢。但是運營期，我們測算電價是按20年測算，投資商是按25年的運營期計算。

從國際上看，大家都知道近兩年德國、阿布扎比、美國招標價格都非常低，我們還有點高，但是也不能完全像他們說的這么夸張，低到這個程度。因為阿布扎比有獎勵電價，墨西哥有綠證，這個還是有差距，但是差距并不大。我們已經接近于墨西哥的招標電價，加上綠證價格的話。

市場化交易這一塊，大家都很清楚，三種模式。但是我想，因為分布式交易，各地的差異性大，也沒有辦法做統計分析。但是按照下面的圖來看，自發自用余電上網的模式肯定是最好的模式。

分布式交易里面還有一個過網費的標準確定問題，這是一個制約性的而且不確定的問題。過網費在核算里面，有評估的不透明性在里面，很難做到很嚴謹很清楚。

從發電成本和電價目標，我們十三五提出來到2020年電價下降一半以上，基本上是一類地區降到4毛5，二類地區4毛7分5，三類地區5毛，目前來看就已經實現了這個目標。

從研究成本的方式來看，分結構來看，還是要效益提升，先進技術應用，組件的效率提升，已有的硅材料、硅工藝改進，降成本是我們最主要的手段。電站優化設計方面，在運維的智能化程度提高，成本下降，還是在2020年之前還是有望。作為做研究，保守一點來看，2020恩年用戶側平價是沒有問題，但是2022年在一類區域、二類區域完全可以實現平價，發電側的平價。如果政策，配額制，其他的配套政策能夠推動的話，三類資源區完全用戶側平價也是非常大的可能。

最后，十三五期間的一個政策是，以招標電價為主，退坡，到最后的退出。從分布式的市場化交易，然后我們的配額和綠證，實現成本下降，這是十三五主要要做的工作。十四五就是要通過招標方式，實現長期的項目選擇。另外我們推動市場化交易，現貨市場、中長期市場協議，完全進入電力市場協議。最后分布式也是完全退出，參與電力市場交易。