近日，国际能源署光伏电力系统项目（IEA PVPS）和国际可再生能源署（IRENA）分别发布了关于光伏和可再生能源的相关报告和统计数据。IEA PVPS数据显示，2015年全球光伏新增装机量48.1GW至50GW，截至2015年末，全球累计装机量已达227GW。IRENA数据显示，2015全球新增装机量47GW，截止2015年末全球累计光伏装机量为222GW。而中国以15.13GW的新增装机量、43.18GW的累计装机容量成为了全球光伏发电装机容量最大引领世界的国家。根据《国家十三五太阳能规划2015-2020》（征求意见稿），十三五规划期间太阳能光伏电站累计装机量应达150GW，包括70GW分布式以及80GW集中式电站。
对此征求意见稿，发改委能源研究所研究员王斯成告诉《中国经济信息》记者：“这个规划还在征求意见阶段尚未公布，从国家现有的政策和国内的装机情况来看，要完成这个目标几乎不可能。我国光伏装机量虽然全球排名第一，但是我们的发展还存在很多问题需要政策支持，要想实现目标任重而道远。”
抢装潮背后的隐忧
4月22日，国家能源局发布数据，今年一季度，全国新增光伏发电装机容量714万千瓦。其中，光伏电站617万千瓦，分布式光伏97万千瓦。这意味着，今年第一季度的新增量，就达到2014年全年新增量（1060万千瓦）的近7成，2015年新增量（1513万千瓦）的近一半。
国家发改委能源研究所研究员王斯成在接受《中国经济信息》记者采访时表示，自2015年下半年以来，我国光伏行业受国家光伏电价补贴将于 2016年6月30日开始下调的影响，在抢装效应下市场景气度出现了超预期回升，导致2016上半年掀起了这一波抢装高潮。
针对本次上网电价下调，长城国瑞认为，本次电价下调对未来光伏电站的收益率略有影响，但总体并未改变光伏电站是一个较好的类固定收益品种的判断。
“虽然我国的光伏行业不管是从装机量还是组件产量，在全球市场都已处于绝对的领先地位，然而，我国的当前光伏市场仍然面临很多问题。”王斯成表示，“一是补贴资金先天不足。2015年以前可再生能源电价附加每度电征收1.5分，每年国家征收400亿元。如果按照2020年风电装机200GW，光伏为150GW的总量来计算，2016年-2020年每年的补贴资金至少需要1500亿元。目前的征收资金远远不够（每度电征收1.9分，全年征收600亿元）；二是补贴资金拖欠严重，截至2015年底，风电和光伏补贴拖欠资金已高达400亿元，最长拖欠周期为3年；三是西部弃光严重，2014年西部弃风弃光总量200亿度，2015年更为严重；四是火电与可再生能源争夺市场现象严重，2014年火电新增装机40GW，2015年火电新增装机63GW，都超过风电与光伏装机的总量。”
除此之外，根据国家能源局发布的第一季度光伏装机数据来看，其中分布式仅占光伏装机总量的13%。截至2015年，我国分布式装机总量为6.06GW，还有不到5年的时间，与《国家十三五太阳能规划2015-2020》（征求意见稿）所指出的70GW还很遥远。王斯成在采访中表示，“分布式在建造中，除了会遇到大型电站建造所遇到的问题之外，还有很多问题，例如，建筑屋顶不好找，与建筑业主的交易存在一定的风险。在现有的政策下只有等弃光太严重，大型电站无法再建，分布式才会得到发展。”
特高压与储能齐头并进
光伏规模化除了上游的大量装机外，最关键的还是下游的光伏应用。然而对于大部分光伏投资者来说，光伏发电所产生的电量有两种方式进行消纳：特高压输电和储能。
对于特高压来说，随着我国特高压建设进度的加快以及国家发改委《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的正式施行，当前制约光伏电站发展的弃光问题有望得到一定程度的解决。“但从本质上来说，我国光伏弃光问题的根源还是地区间电力供求的不匹配，西北部太阳能、风能发电条件好，光伏装机量大，但人口稀少、制造业缺乏的现状导致了大量电力无法就地消纳。”王斯成告诉《中国经济信息》的记者，如果解决了火电推出的问题，光伏发电所产生的电量是完全可以消纳的。
“弃光与电力运行机制相关，受各种利益关系的影响，可再生能源优先发电的政策难以全面落实。”在4月26日举行的“2016中国光伏领袖高峰论坛”上，国家发改委价格司电价处负责人侯守礼表示，“我国正在大力推进电力价格改革，光伏发电作为新能源发电类型，一方面需要政府继续扶持和鼓励发展，另一方面从长远的角度来看，也必将走向市场，参与市场竞价。目前差价补贴的光伏发电补贴机制，存在与电力市场化改革难以衔接的实际问题，因此考虑将其改变为上网标杆电价由当地燃煤机组标杆上网电价或市场交易价格，与定额补贴两部分组成。”
在储能建设方面，目前大型储能所采用的抽水蓄能电站在缺水干旱的西北部难以大规模实施，并且国家对储能也没有相应的政策扶持，只能等待现有储能设备成本下降后逐步推广“新能源+储能”的新模式。在电力输送通道方面，由于西北部与用电量需求大的东南部地区很远，远距离输电的损耗以及输电成本都相当高昂，现有的传统输电通道无法解决这一难题。
对于现阶段我国西北部发电较严重的弃光问题，长城国瑞认为，需要从以下三个方面着手：首先，根据《可再生能源发电保障性收购办法》，对一定额度的光伏发电量当地电网予以保障性收购，部分解决就地消纳的问题；其次，引导民营资本大力进入储能电站建设领域，提高储能设备效率和降低单位储能成本；再次，推动特高压输电通道建设，降低超远距离输电损耗和单位输电成本。
在2016中国光伏领袖高峰论坛上，国家发改委价格司电价处负责人侯守礼同时透露，政府也在研究促进可再生能源就近消纳、储能发展的价格政策。这意味着储能产业将会成为政府扶持的重要领域。
反送电享受标杆电价
在2016中国光伏领袖高峰论坛上，国家能源局新能源司副司长梁志鹏也表示，除了通过电力改革解决西部弃光限电问题，还希望使分布式光伏能够直接与用户进行交易，在输电价格方面给予其更优惠的条件，推进中东部光伏的发展。
2013年，国家相关部委出台相关政策，对分布式光伏发电项目按照0.42元/千瓦时进行补贴。因此，目前分布式光伏发电的上网模式分“自发自用，余电上网”、“全额上网”两种模式。在“自发自用，余电上网”模式中，余电上网部分电价=当地脱硫煤电价+0.42元/千瓦时+地方补贴，其中，0.42元/千瓦时为国家补贴，连续补贴20年。而“全额上网”模式为，标杆电价 = 地方电网脱硫电价 +0.42元/千瓦时+ 差额，其中脱硫电价部分由电网支付，0.42元的度电补贴是国家对于分布式光伏项目的财政直补，而差额的部分则由地方政府补齐。
“目前国家对于反送电还一直坚持地方电网脱硫电价 +0.42元/千瓦时，这与国际上一致认为的反送电享受标杆电价不一致，也抑制了光伏投资者对分布式的积极性。”王斯成特别强调，“因为即便是屋顶很好，平常电价也很高，但是一到假期就休息。每年电工厂有将近三分之一的休息日，对于休息日，电工厂只能反送电，然而反送电的价值又非常低。如果反送电享受标杆电价，反正全部上网也是标杆电价，只要尽可能的自发自用，这样赚的也越多，对于光伏投资者来说也就解决了后顾之忧。”
相信在未来，受益于政策推进、科技进步、商业模式创新等各方面的利好因素，我国光伏规模化能够突破瓶颈，成功完成转型升级实现最大收益。
