國家發改委能源研究所研究員王斯成在第二屆光伏電站運維新思路研討會及培訓會議上做了精彩演講。“需要補貼的光伏市場可能會大大受限，平均每年大概也就30G，直到平價以後就不再需要補貼，平價光伏市場的開拓需要各方共同努力，需要政府和電網解決三座大山的問題、放開容配比是技術創新的問題。另外，新的政策，市場化交易+非水可再生能源電力配額+綠色證書制度+順價銷售，又能開啟一大塊市場，雖然要補貼，但是通過市場競爭方式解決補貼問題，再加上差異化的市場和出口市場等，發展前景還是很可觀的。”
去年的數據，中國的製造業世界第一，佔到全世界70%以上，各個產業來看都是如此，從光伏市場去年是超過50%，國家當年裝機達到53G，累計裝機超過1.3億千瓦，大大超出了原來的預期。從市場來看，分佈式去年是一個亮點，當年達到了20GW，戶用電源達到50萬套，雖然總量不多，去年戶用光伏的元年，全國光伏累計裝機超過1.3億。
從過去10年來看，整個光伏價格下降了90%，到2017年數據組件是3元，十年以前是36元。系統價格去年按照官方的數據，平均是7元，實際上比7元還要低，今年下降的比較厲害，今年報價是2元多一點，當然個別標書整個組件的價格甚至到1.6元、1.7元，系統造價基本上在6元以下，又有大幅度的削減，所以中國為世界光伏作出了巨大的貢獻。
我們要把這個定義搞清楚，除了普通的光伏電站以外，分佈式是這樣的，第一類，這是國家能源局的文件，建築光伏是不需要配額的，戶用電源和自發自用的項目也不需要配額，甭管多大，哪怕50MWd規模，只要是接入企業內網，也屬於自發自用，不需要配額。當然自發自用享受的是固定補貼，屋頂分佈式有的是全額上網的，享受標杆電價，自發自用的享受固定補貼，還有一個是分佈式光伏電站，就是我們說的“光伏+”，這部分是受配額限制的，這是5.31之前的政策。
“5.31”出來以後整個都變了，到底有哪些影響?第一，對普通電站。普通電站就是“5.31”之後併網的享受新電價，整個差了0.15元，2017年電價是0.65元、0.75元、0.85元，結果新公佈的電價是0.5元、0.6元、0.7元，這個影響是非常大的，大概整個收益差了25%，這個業內反映很大，但是能源局馬上恢復了“6.30”，630之前併網的仍然享受2017年的有0.15元的差價，這個對普通光伏電站影響不大，包括“光伏+”都是如此。對分佈式，對於原來不限額的現在將規模立刻砍到10GW左右，“5.31”之前併網的還是享受有國家補貼，“5.31”之後沒有了，這個直接影響到大概10GW的裝機，像戶用的開發商幾萬家，從事戶用光伏的就業人口有大約60萬人，已經備案或者是已經併網沒有備案的這種在建的項目影響非常大，大概是影響到10G，而且大家本來都寄希望於影響的人這麼多，整個量可能也就是2、3GW，希望國家能不能把這個口放一放，結果到現在看來不可能再放，分佈式的影響非常大。
另外,就是規模，普通電站沒有指標了，分佈式也沒有了，原來說分佈式不受配額限制，現在都不提了，現在上半年已經12GW了，下半年就沒有指標，整個電價下降當然已經沒有什麼針對性項目了，因為已經沒有項目了，雖然公佈了新的價格，但是沒有對應的項目，但是留了一個口子，就是如果不要國家補貼是可以各省自行安排建設，不要補貼是可以的，“5.31”出來以後整個形勢大變。
從統計來看，24GW上半年大概是一半一半，一半是普通電站，一半是分佈式，普通電站裡實際上有相當一部分有一半左右等於先建先得。另外，“領跑者計劃”+扶貧，加起來大概10G，因為下半年沒有指標了，一共大約34GW。國家有沒有可能把對分佈式放個口子，這個看來現在希望不大，因為一放有可能要超過10GW了，至少現在來看整個今年大概34GW，出口還有一部分，出口去年的量，按照協會統計的量是31點幾個GW，現在算起來2018年光伏市場的總量應該60多個將近70GW，下半年有沒有不要補貼的一些項目，現在都在建，我知道有些工商業屋頂項目還在繼續建，因為它不要補貼也能算過賬來，還有一部分有些人在做示範，不要補貼的示範。
“領跑者計劃”，今年能夠併網的大概5個G。扶貧專項，這次理的比較清楚，答記者問，已經批覆的扶貧總量大概15GW，已經建成的10GW，大概今年還有5GW左右在繼續實施，總的目標大概說是15GW，280萬戶，實際上大概打不住，整個加起來要解決280萬貧困人口的話，大概18個GW，可能還有第二批，“十三五”應該還有第二批扶貧項目。
所以說，現在開拓平價市場，過去我們就只有一個市場，就是補貼市場，現在不要補貼，一這個市場到底有多大，當然這個需要大家共同努力，能不能有技術創新把電價水平降下來。另外政府和電網也需要解決一些問題，我們常說的“五座大山”，“五座大山”我們光伏業內是沒有辦法解決的，“五座大山”壓下來，不說補籤拖欠，那“四座大山”影響我們電價20%，我們現在電價平均6毛錢，20%，如果說合理的話，如果能夠“五座大山”搬移的話可能能降到4毛錢左右，影響還是相當大的。另外，新的政策措施，市場化交易、綠色證書、強制配額，這個我認為是開啟了另外一扇窗，我待會兒會詳細的來解釋。
“領跑者計劃”在“幾座大山”問題上解決得比較好，土地不要錢，要麼只有1元多錢，如果我們能控制在每平方米每年土地費用是不超過2元的話，我認為還是合理的，現在完全不一樣，有的最高的甚至收到6元/平方米，山東發的文是收到每年5元/平方米，而且有的是關門打狗，就是建成以後返過來向你再徵收，但是這個政府不大可能一刀切，因為土地有集體所有制的、有國家所有制的，像屋頂都是各自業主的，所以政府也不可能命令以後你就每平方米降到2元，所以這個可能還是需要市場來進行調節，這座大山是不太容易切的，除非像“領跑者計劃”政府一刀切，我就可以給你降到2元以下、1元多甚至不要錢。
電網接入，這個主要在電網公司，是不是能夠按照國家政策來執行，棄光限發，到底是不是因為安全的問題，還是因為利益之爭，利益之爭你就應該解決，如果是安全性問題，棄光是合理的，但是這種，能源局一位領導曾經寫過一個文章，他就說從運行數據看，沒有任何支撐，棄光限電是因為造成了電網安全和電網阻塞而進行的棄光限電，沒有這樣的數據支撐，就是說目前的棄光限電不是因為對電網造成了威脅而造成了棄光限電，而是利益之爭。如果說這樣子的話，政府就應該解決、電網就應該解決。融資成本，補貼拖欠，更是應該解決的問題。融資成本，當然政府說的也不算，銀行不會聽政府的，他有自己運行的原則。
所以非技術成本造成了現在，20%以上的電價成本，所以說這個是應該能夠解決才行。
補貼拖欠大家都知道，到2020年如果不採取任何措施要超過3000億，接網費用實際上國家是有文件的，關於減輕可再生能源負擔這個文件特別明確，電網企業負責投資建設接網工程，但是現在大部分接網工程是開發商來投資建設的，也說了，電網企業如果是開發商建設的，電網階級應該按照協議或者第三方評估的投資額在2018年底前完成回購，但是現在我看了一個消息，回購率只有5%，基本上還是壓在開發商頭上，包括新建項目，除了領跑者，領跑者是嚴格按照這個文件執行的，都是電網來進行建設的，但是普通電站就沒有這麼幸運了。這個問題如果按照國家的文件執行，每瓦9毛錢，每瓦將近1元錢，這個部分的成本如果能夠減下去的話這個還是相當可觀的。
再有一個，我們電網企業實際上很不容易，我們今天能發展到這麼大的市場跟電網支持是分不開的。但是有題寫問題還需要認真研究。如是不是每個站都必須配無功補償，是不是每個站都要配功率預測，我們在國外看了很多光伏電站，美國、德國、西班牙、日本，人家也沒有配這些東西，應該在你的升壓站裡配這些東西，但是要壓在每個站都這樣配是不是有必要，我不是說一定要裝或者一定不裝，至少應該它山之石可以功玉，至少借鑑一下人家怎麼做的。另外光伏電站融配比，國內要求不能超裝，超過了逆變器的功率就要拆掉，這個就更沒有道理了，國際上普遍都是這樣來做的為什麼中國就不能這樣做。
分佈式有很多問題，一個是光伏滲透率的問題，逆功率流的問題，我沒有看到任何一個有說服力的分析，另外二次接入是不是380度的接入，你要上百萬的投資來做二次系統，有沒有必要，這個也是壓在我們分佈式開發商頭上的負擔，令開發商很困惑，另外就是“淨電量計量”，咱們國家是禁止採用，既然我不要補貼，能不能享受“淨電量計量”，我可以不要補貼，但是你要我的發電量通通都能夠等於電網零售電價的價值?比如說我的用電電價大工業大概7毛錢，我如果說用了“淨電量計量”，我所有發電量都享受7毛錢的電價，不要補貼也是合算的，現在咱們國家是雙向計量，反送電的部分只能3毛多脫硫電價，而自發自用部分享受的是零售電價，但是“淨電量計量”就能夠使所有的光伏電量都是享受的7毛錢的電價，所以這個收益是大大不一樣的。這些問題電網公司能不能按淨用電量來結算，只要光伏的發電量小於一年的用電量，肯定你的光伏電站通通都是享受的高電價，這個是非常簡單的，而且也沒有交易成本。美國是42個州都是有淨電量計量法，就是允許採用“淨電量計量”，而且美國很多州都沒有補貼，就是按照這個政策推動了光伏的發展。
歐洲除了德國以外，其他國家也都是允許才用“淨電量計量”，包括日本，所以我們國家為什麼不行?國外都是允許的，我們國家不允許。實際上這個政策的執行有利於提高光伏開發商的收益，直接打開一片“自發自用”的平價市場。
技術創新也需要政府和電網的支持，為什麼?容配比的問題，容配比2010年以後國際上普遍都是採用這個辦法，因為可以大大提高收益，另外，比如原來一類地區國家原來限定的是等效利用小時數是1500，實際上這個放開以後增加20%就可以提高到1800，年發電小時數可以大大提高，度電成本成本立刻就可以下來，而且非常好的技術創新手段也已經寫進了IEC的標準，國內是不允許的。
實際上,假如說國家允許或者電網允許我們超裝，同樣要把保障性收購小時數提高上去，因為國家棄光限電標準是按照公佈的保障性小時數來的，現在公佈保障性收費小時數一類地區1500、二類地區1200左右，這個也要提高上去，一類地區要提高到1800、二類地區1500、三類地區1200，這樣我們的技術創新，你如果卡在仍然是1500、1200、1000的話，我沒有辦法，我能發1800你不讓我發也不行，所以這個是相輔相成的，首先你要放開，要允許我擴裝，第二，你要把標尺也要相應的提高，也只是最低的限度20%。實際上像國外、像美國這是1.4：1.0，前面光伏超裝40%在美國普遍都是這樣，這個電站我也去過。像SMA的，他甚至到1.6，經濟性最好的實際上是1.6：10，當然不同的地區不一樣，至少國外普遍接受的，就是超裝60%，就是10兆瓦的電站裝16兆瓦的光伏組件，這個是經濟性最好的、電價是最低的，這是SMA給的一個報告。
如果我們有“五座大山”不放開容配比是這樣一個邊界條件，如果我們去掉“五座大山”放開容配比另外一套邊界條件，當然這是最低。
現在咱們看一下財務的邊界條件，就是按照不同的邊界條件來做。
最後我就看結論，你如果有“五座大山”，不放開容配比，如果做到內部收益率10%，就是合理的收益比例、一個項目的話，實際的合理電價在三類資源區分別應該到7毛、8毛甚至1元錢，當然有的地方有“一座大山”，有的地方有“兩座大山”，我是極端情況“五座大山”都壓下來。如果我們能夠去掉“五座大山”，容配比能夠放開的話，實際上我們的合理電價同樣10%的內部收益率，我們就可以做到3毛5到5毛5，這樣就有一大批的市場能夠達到平價，至少是在用電側。
我還是按照高的比較，按照目前的水平，組件是1.9元，如果系統造價做到5元，如果我們做到極限，我們組件能夠做到1.5元/瓦，系統做到4元每瓦，我們合理電價就應該在2毛到4毛。至少一二類地區所有的普通光伏電站，包括全國所有的用戶側用電，都可以不要補貼了，我們肯定是能夠達到這樣一個水平的，就是說邊界條件定了以後，這就是一個簡單的數學問題。這是王淑娟整理的各地的電網電價數據，先看發電側，國家脫硫上網電價大概3毛6，在用電側從5毛多，居民用電最低的到工商業用電，10千伏接入的的電價都在0.7遠/kWh，我們把“五座大山”拿掉，2元的組件價格、5元的系統成本，我們也可以在用電側達到平價。如果說我們努力做到最低價，所有的用電側都是可以達到不要補貼的，這是非常顯而易見的。
光伏業內如果說開拓平價光伏市場，光伏業內我們需要做的，我們把成本售價降到2元以下，系統降到5元以下，我們把利用小時數，通過擴裝，這樣一個創新手段就可以做到1800、1500、1200，國家、政府部門和電網也需要回答幾個問題，補貼能不能不拖欠?能不能電網接入按照國家的政策執行?棄光率能不能控制在5%以下?土地成本、貸款，就是融資成本是不是能夠進一步降低，能不能放開容配比，而且把相應的保障小時數提高，最低只提高到20%，其實我們還可以更高，當然我們就不說了。
一、二、三、六這幾項，至少是政府和電網義不容辭的責任，這個才有可能給我們開啟一扇窗。當然還有一些差異化的市場，像這是雲南的劉祖明教授，他做的非常成功的，他做的直接把交流電提水的解決方案全部給斃掉了，因為現在光伏組件非常便宜，在高山地區很多無電的村莊他們是需要灌溉用水、需要人畜飲水，過去都是拉交流電非常不方便，而且電費非常貴，有的現在有交流電的拉上去的，因為電費很貴，所以老百姓也是申請來用光伏水泵，光伏水泵一次投資以後再也沒有費用了，而且他做的功率很大，原來我們的光伏水泵做幾千瓦，人畜飲水，現在真正解決了灌溉用水，這是做的非常成功。現在已經做到國外，亞洲開發銀行馬上下個月在雲南要組織各個發展中國家到那兒去做培訓，打開了一大片的市場，現在供不應求。
像太陽能路燈。我們大家都知道，原來“亮起來工程”，北京市農村，光是北京15萬套，現在都趴在那兒了，根本就沒有發揮作用，一次投資以後，幾年以後蓄電池一壞就沒人管了，三年保修期以後，現在不一樣了，第一，LED他的可靠性提高非常多，達到5萬小時，他的光效比普通的提高了3倍，所以說原來一個45瓦的低壓大燈至少要配100—150瓦的光伏組件，現在只需要裝15瓦LED，50瓦光伏組件，亮度一樣，整個成本都下來了，所以說這是隨著技術創新，像現在LED包括鋰電池，現在再不用鉛酸電池了，原來鉛酸電池3—5年就壞了，現在鋰電池可以到2000次，整個壽命可以延長到8年，而且都是智能化，一個手機上可以實時監控1萬盞以上的太陽能路燈，所以一下進入了商業化的階段，1000多元一套燈，使用8年，經濟上完全可以PK掉交流的路燈，而且沒有電費的問題，就把太陽能路燈一下子推向了商業化市場，所以這個公司做的非常好，現在在國外也做的非常多，現在在國內也是，“5.31”之後的業務量提高了30%，隨著技術進步，原來我們認為不行的，這個市場就沒有辦法解決，幾年蓄電池一壞，政府沒有人承擔，現在不一樣了，現在1000多元可以持續點燃8年，一下子商業化的市場迅速推開，這個就是一個差異化的市場。我們原來就是做這個的，覺得這個沒戲，幾年以後蓄電池一壞，可是現在人家真正的商業化市場了，根本不要國家補貼的，像光伏水泵、像這個完全用不著。
另外，新的政策，非常清楚，國家剛剛下發的，積極推進電力化市場交易，這裡面非常明顯的信號，是跟原來的文件不一樣的，第一，市場化交易要和清潔能源配額制結合，而且全體電力用戶承擔配額消納的，這個是跟原來不一樣的，原來文件可不是這樣寫的。再有一個，他的整個定價機制不談補貼了，就是一個基礎電價+浮動電價，也就是說有可能他是一個順價銷售的概念。第二個，直接進入順價銷售了。比如我一年用2000度電，有200度電給我配額，配額的是你必須買風電或光伏發電，這個價格是多少呢?價格比如說規定，每度電再增加3毛錢，我200度電一年只增加60元，這樣的概念，直接把補貼的問題也解決了、消納的問題也解決了，所以這個給出了信號。所以這個給我很大的希望。原來的不行，原來的市場化交易試點還是擺脫不了補貼，補貼由電網墊付。現在國家等於說你報上來的試點，你如果不要補貼就做，如果還是要補貼也是沒法做。所以新的電價是不談補貼的，直接就是談順價銷售的問題，所以這個就把這個問題解決了，擺脫開補貼的糾纏。
另外，像這個文件，可再生能源電力配額徵求意見稿，可再生能源電力價格，給了非水的可再生能源配額，非水就是風電、光電，這個是配到各處的，你必須要按照配額來執行，但是這個文件又沒有說補貼的問題，只解決消納，沒有補貼，不解決補貼的問題，這個也是不行。所以說，一定要按照新的政策，假如說我分析的對，就是不但解決了消納問題，強制配額，另外一個，順價銷售，就能夠解決補貼問題，所以我對這個還是非常期待，當然最後出來是不是這樣子我不知道，而且通過電力交易中心他是500萬千瓦的用戶，你就進入電力中心交易，500萬千瓦/年，我可以跟別人進行討價還價了，電力交易中心實際上中國各個省都已經成立了，所以已經有了這樣一個條件來進行市場化交易，所以我對這個政策期待很大。
從國家的長遠目標來看是這樣的，2035年，這是能源所給國家能源局提的一個目標，2035年實現人均1000瓦，倒推過來，2035是15億千瓦的話，2030年10億，2025年5億，2020年2.5億，按照這個，實際上我們每年的平均裝機是不小於50G，2020—2025每年平均裝機50G，2026甚至更多，到2035平均每年裝機1億千瓦。長遠來看，中國能源轉型這樣的目標是一定會促進光伏有更大的發展，就是說前途是非常光明的。
結論，需要補貼的光伏市場可能會大大受限，平均每年大概也就30G，直到平價以後就不再需要補貼了;平價光伏市場需要政府和電網解決三座大山的問題、解決容配比的問題，如果能夠解決得好就是60%的市場都有可能不再需要國家補貼，這個問題如果解決得好。另外，新的政策，市場化交易+可再生能源電力配額+非水可再生能源電力配額+綠色證書制度+順價銷售，又能開啟一大塊市場，雖然要補貼，但是通過市場競爭方式解決補貼問題，而且有一個電力配額制，一下子又能開啟相當大的政策市場，還有差異化的市場等等。
其實還有一個，出口市場。出口市場去年是31G，以前都沒有超過31G，最多28G，今年我估計比去年還要高，35—40G，加上今年的35G，一共今年仍然是有70幾個G，跟去年是持平的，所以今年並不悲觀。再有，補貼的市場30G，今後幾年，平價的市場不知道有多少，新的政策強制化電力配額的市場化交易的市場，還有一個差異化的市場，整個這五大市場我認為每年50GW應該是以後在最近兩三年仍然能夠回到這樣一個市場的規模，儘管補貼的市場是大大壓縮了，但是其他的市場對我們又敞開了。
謝謝大家!
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