光伏产品市场高效化成趋势&单晶硅预计成本降低40%
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原标题：光伏产品市场高效化成趋势 单晶硅预计成本降低40%
　　中国经济网11月7日（记者 段丹峰）多晶硅与单晶硅哪家强?这是太阳能组件领域中的技术之争,却直接影响着行业发展趋势,近来成为产业热议的话题。在过去几年中,多晶硅产品借助成本优势,发展成为国内光伏应用市场的主流。但种种迹象表明,单晶硅产品正在孕育着极强的爆发力。　
　　产业乱象下的多晶硅之选　
　　“高转换效率是太阳能产业发展的唯一出路,如果不把效率提上去,产业就没有前途”,国内单晶硅片龙头隆基股份董事长钟宝申说。他分析说,太阳能能量密度低,光能的收集成本非常高,在太阳能电站成本中,玻璃、支架、背板、铝边框等这些传统材料占比非常大,而在上百年发展过程中,这些材料的成本下降幅度有限,因此太阳能要想在能源领域占比提高,就必须提高转化效率,减少收集成本。只有转化率提高,发电量提高,才能体现出光伏发电的经济性。　
　　中国科学院微电子研究所太阳能电池研发中心工程师李昊峰也表示,从技术层面讲,单晶硅组件由于其晶体结构单一、材料纯度高、内阻小、光电转换效率高,其工作温度低于多晶硅组件。所以同条件下,相同标称功率的单晶硅组件发电量更高,且单晶硅产品衰减速度低于多晶硅,其稳定性更高。　
　　此前,由中国金融租赁有限公司组织的一次大范围光伏电站质量调查结果显示,大约有30%建成3年以上的电站出现了不同程度的质量问题,甚至有建成不过3年的光伏电站的组件衰减率竟然高达68%。　
　　但是为什么目前市场上主流是多晶硅?钟宝申表示,一是单晶硅产品市场终端的推动力缺乏,导致业内认识不足,从表象上看单晶比多晶每W的建造成本要贵,但从每W的实际发电量上看单晶则不贵。。二是因为国内大多数电池厂商具有多晶铸锭产能,为拉动自己的产业链,主动销售多晶硅产品,渠道较宽。三是单晶硅片技术工艺要求高、生产周期长,只有极少数企业有库存,如发生年底抢装,单晶硅产品很难形成有效供给。。　
　　西北勘测设计研究院光电建筑设计分院院长肖斌表示,这就是中国新能源市场发展,特别是光伏市场发展的乱象,门槛低,质量标准不清晰,。部分电站建设者并不想真正持有电站,因此在利益的驱使下,压缩成本选择低质组件,这也就出现了部分低质电站。　
　　单晶硅预计未来成本降低30%　
　　单晶硅与多晶硅哪个贵?一位电站投资人士表示,投资电站看的是系统瓦指标,就是整个电站系统建完之后,换算成每瓦的造价是多少钱。因此目前综合建一个地面电站的所有成本来算,多晶还是要比单晶低一些,这也是他们选择多晶的主要原因。　
　　在电站初始投资,单晶为8.37元/W,多晶为8.22元/W。但是在电站寿命期总投资,单晶为13.57元/W,多晶为13.45元/W。　
　　“事实上,随着单晶硅技术的不断提高,我们在采用金刚线切割与连续加料提拉法后,单晶硅与多晶硅片的成本差在不断缩小,加之单晶硅高效组件还可以大幅降低系统BOS的成本,这些都将节省系统安装总成本。而多晶硅制造成本的下降空间却相对有限。”钟宝申说。　
　　隆基股份将从技术提高和生产速度两方面来降低成本,来进行研发和推广,预计未来非硅成本降低40%。　
　　从世界范围看,高效太阳能组件产品逐渐成为主流。今年3月21日,多年生产多晶产品的日本京瓷宣布新增单晶硅组件产品,以应对市场对高转换效率产品的需求;今年6月17日,特斯拉掌门人马斯克旗下另一家明星企业太阳城(Solarcity)宣布收购单晶组件制造商赛昂电力,并计划未来两年内在纽约建设年产1GW以上的组件产能。此外,全球N型单晶龙头企业Sunpower也在今年推出扩产计划,预计年产能将由目前的1.2GW提升至1.4GW、1.8GW;单晶电池厂商MissionSolar和全球最大的硅片供应商GCL也宣布了单晶产品的扩产计划。　
　　作为全球最大的太阳能单晶硅棒和硅片制造商,隆基股份在单晶硅片领域扎根多年。募投项目建成后,将有5―6GW的硅片产能公司单晶硅产品在全球市场占有率超过15%,进一步巩固全球最大单晶硅厂商地位。　
　　日前,隆基股份收购乐叶光伏85%股权,介入组件生产领域完善产业链,谋求建立强势品牌,加速高转换效率、高性价比的单晶硅组件在国内市场的推广应用。“我们做组件就是要传递一个信号,高功率组件以后在国内可以平价买到,建单晶电站成本不高收益更大。”钟宝申如是说。　
(责编：李楠桦、王静)
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人 民 网 版 权 所 有 ，未 经 书 面 授 权 禁 止 使 用
Copyright &
by .cn. all rights reserved从政策规划、经济性、商业模式看分布式光伏未来走向
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　　2017年国内光伏市场持续爆发，前三季度全国新增光伏发电装机超过4300万千瓦，累计超过1.2亿千瓦;其中分布式新增超过1500万千瓦，累计超过2500万千瓦，新增装机占比达到36%，尤其是630之后占比增加更为显著;分布式光伏电量贡献：前三季度累计上网电量超过100亿千瓦时，9月份在全部光伏发电量中占比18%。
　　在10月26日-27日北极星太阳能光伏网主办的&第三届光伏电站质量高峰论坛&上，国家发展改革委能源研究所时璟丽就对分布式光伏政策趋势进行了详细解析。
　　分布式光伏超过100万千瓦省份有5个占比63%
　　就今年情况来看，国内分布式光伏发电市场呈现出一些典型特点。
　　首先近两年来，农业光伏、水上光伏、渔光互补、公路铁路沿线光伏等各类&光伏+&得以应用。2013年7月份，国务院出台24号文件时，那时想到的分布式光伏主要就是建筑光伏、屋顶光伏，没想到在短短三四年的时间内会出来这么多新概念和应用形式。尤其是今年，可以说业界形成了一个基本的共识，2017年分布式光伏是热点，民用建筑的屋顶光伏是一个热点中的亮点。仅国家电网数据，分布式光伏安装累计户数由2016年底的20.35万户增到2017年6月底的41.56万户。
　　其次，国内分布式光伏新增市场分布广泛与集中度高特征并存，除了西藏、港澳台以外，其他所有省市区都有一定的安装量。今年前三个季度，分布式光伏超过100万千瓦的省份有5个，占比63%，排名前十的省份占比达到了87%，基本上还是以东中部为主。排名前十的省份不仅分布式光伏市场量大，它们集中式光伏在新增市场中的占比也达到了55%，可以说无论是集中式光伏电站还是分布式光伏，山东、安徽、浙江、河南、河北、江西、江苏、湖北、湖南、吉林等省份都是比较热点的区域。
　　分布式光伏发展四大驱动因素
　　为什么排名靠前的这些省份体量会这么大呢?时璟丽在会上为我们总结了近期主要的一些驱动因素。
　　从内因来看，光伏发电技术不断进步，光伏组件和整个系统的价格、发电成本持续下降。另外，发展最好的几个省份，同时也是制造业比较发达的省份，比较贴近这样一个市场。
　　从外部政策来看，分布式光伏一直得到国家和地方政策的大力支持。从一开始国家政策更大力度推得就是分布式光伏，只不过是从今年开始推进效果得到了显著的体现。尤其是中东部地区，分布式光伏电价和度电补贴支持力度，涉及范围都很大。相对而言，最近一两年集中式电站则存在发展规模受控、电价不断退坡、部分地区限电，还有土地以及地方一些不合理收费等不稳定的因素。
　　从分布式光伏自身优势来看，除了屋顶光伏以外，还有更多灵活多样的应用形式，受限因素比较少。另外，分布式光伏受政策落实不到位的影响比较小，尤其是对于有一部分自发自用电量的，像一般工商业或者工业用户分布式光伏系统对补贴依赖程度较低，很多在目前光伏发电投资水平之下，很多项目可以不依赖补贴就能够达到有基本的盈利，所以这也是一个很重要的优势。
　　从分布式发展环境、民众意识以及市场来看，分布式光伏市场的范围和规模逐步的扩大，带来了示范效应，民众、投融资机构，包括保险机构对分布式的认识度有了显著的提升，他们的积极性与参与度也得到显著提升。分布式光伏无论是从商业模式还是运营模式来看，市场都在逐步走向成熟。
　　分布式光伏发电政策框架解读
　　分布式光伏发电政策框架基于2013年国务院颁布的24号文《促进光伏产业健康发展若干意见》，在这个文件之下，中央有关政府部门出台了几十项支持分布式发电发展的政策文件。
　　这些文件从规划、项目管理、并网、电价补贴、税收政策、市场化和商业模式等方面对分布式光伏作出了规定要求，下文将对上述各项作一一介绍。
　　从发展目标来看，&十三五&的光伏发电目标是一个导向性目标，不是约束性目标。根据规划，2020年光伏发电装机1.05亿千瓦(2017年7月已经达到)，分布式导向性目标为6000万千瓦。从规模管理来看，分布式光伏仍然是不受规模限制，所以至少从国家的发展导向来看，分布式光伏仍然是未来几年鼓励大力发展的领域。而且在去年年底和今年年初，国家发改委和能源局出台的一系列能源、电力、可再生能源、太阳能跟光伏发电规划中，屋顶分布式光伏利用是重点任务第一项，并且还强调了要推进各类分布式光伏的综合利用工程。
　　分布式光伏发电项目备案，以北京为例，可以分为两种形式：
　　法人单位备案
　　地点：各区县发展改革委
　　资料：分布式光伏发电项目备案申请表;项目实施方案;项目单位营业执照;产权证明(项目单位为非产权人的，出具产权人与项目单位的合作协议书);施工合同或合作协议;法人委托书;被授权人员身份证复印件;其他应当提交的材料。
　　自然人备案
　　地点：区(县)电网企业代为登记
　　资料：分布式光伏发电项目备案申请表;项目实施方案;自然人身份证明;产权证明;施工合同或合作协议;其他应当提交的材料。
　　并网方面，对分布式光伏发电，电网企业提供接网方案和接网设施安装、并网验收和调试、电量计量、电费支付和补贴资金管理、代为备案(限自然人)等服务且服务免费。对于并网服务，国网、南网均出台了具体的实施细则。比如国网在2017年6月颁布《国家电网关于促进分布式电源并网管理工作的意见(修订版)》中明确了国网的分布式适用范围：10千伏及以下电压等级接入，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的分布式电源;10千伏电压等级接入且单个并网点总装机容量超过6兆瓦，年自发自用电量大于50%的分布式电源;35千伏电压等级接入，年自发自用电量大于50%的分布式电源。
　　税收政策方面，2013年7月和2016年7月财政部和国家税务总局颁布政策文件，对光伏发电实施增值税即征即退50%的政策，但存在有效期，两次政策文件的时限分别为年，年。当然，业内期盼这个能成为长效政策或至少能够持续延续，同等情况下与无增值税政策相比，成本相差2-4分/千瓦时。据时璟丽透露，增值税优惠政策有望能继续延续，在今年8月底，国家能源局等多个部委共同颁布了一个征求意见稿，即《关于减轻可再生能源领域涉企税费负担的通知》，通知中明确增值税即征即退延长至2020年12月31日。
　　该通知还同时对占用土地税费进行了明确规定：耕地占用税-光伏发电项目占用耕地，对光伏阵列不占压土地，不改变地表形态的部分，免征耕地占用税;城镇土地使用税-在城市、县城、建制镇、工矿区内使用土地建设光伏发电项目，由省级政府核定起征标准，未达建制镇规模以及不在建制镇规划内的土地上建设的，不征收土地使用税;达到起征标准的，对光伏阵列不占压土地，不改变地表形态的部分，免征城镇土地使用税;此外还规范了宜林地、草地等农用地的核定，规范耕地占用税、城镇土地使用税等土地税费以及森林植被、草原植被恢复费征收范围。
　　光伏电价方面，大型光伏电站从2011年开始一直实施标杆电价，分布式光伏从2013年开始实施度电补贴机制，当然分布式光伏可以在两种模式中进行选择，一种自发自用、余量上网模式，全部电价补贴0.42元/千瓦时;第二种是全额上网模式，光伏标杆电价(与集中电站电价和补贴发放管理模式完全一致);两种模式在项目投运时任选其一，其后可以单向调整(余量上网转向全额上网)一次。
　　发展至今，光伏标杆电价经过了几轮的调整，标杆电价调整的原则基于成本加上合理的利润，此外还要考虑光伏发电的发展规模来实施的这样一个补贴退坡机制。根据这两个原则来看，&十三五&期间，尤其是明年，无论是标杆电价还是分布式光伏的度电补贴，降价以及补贴退坡是一个很重要的趋势，并且是一个很大概率的事件。对此时璟丽希望能够采用相对缓和一些的退坡机制，比如可以学习德国两个月一调的模式。2020年之前光伏发电要实现在销售侧平价上网，在年之间上网侧平价上网的目标，补贴缓和退出可以保证产业实现一个持续平缓的发展。
　　除了中央电价政策以外，各地方也实施了很多分布式光伏地方性政策，大多数为度电补贴，少部分是投资补贴。地方补贴政策调整比较频繁，几乎每个月都有新增，每个月也有退出，对于光伏发电开发企业来说必须实时加以关注。
　　分布式光伏发电经济性。对于全国大部分省市区，分布式补贴0.42元/千瓦时从2013以后再没有做出相应调整，所以实际上，分布式发电的经济性优势已经明显高于集中式光伏电站。
　　尤其是自发自用余电上网模式经济性，要高于全额上网的模式。全国大部分地区分布式光伏发电的年保底收益(全额上网模式下)在700-1100元，一些东中部省份收益略低，但由于地方实施电价补贴政策，所以这些地区反倒成为分布式光伏市场主要地区。
　　分布式光伏发电不同模式下收益差异(来源：ERI/CNREC，2016.12)
　　各地区分布式光伏发电经济性(全额上网模式，按照70%的经营期系统效率)
　　(来源：《电力体制改革形势下的可再生能源电价机制研究》)
　　光伏发电平价上网的根本
　　上文曾经提到2020年甚至更提前一些，要实现光伏发电在销售侧的平价上网。那么光伏平价的根本在于什么?根本就在于光伏产业的技术进步以及产业升级。时璟丽在会上作了这样一个预测：这里将2017年到2023年分为两个阶段，每个阶段分别为三年，从分布式光伏发电成本以及电价需求来看，2020年一到三类地区差不多5毛到7毛就能达到比较明显的收益，2020年&2023年就是&十四五&中期，分布式光伏基本上可以达到4毛到5毛5的电价收益，这个可以保证比较好的经济性，可以说4毛到5毛5基本上就可以完全实现平价的目标。
　　补贴退坡和退出时间点的关键在于外部环境
　　2023年可以实现补贴完全退坡，甚至在上网侧完全退坡，但是补贴退坡和退出时间点的关键在于外部环境，尤其是对于分布式光伏来说，外部政策环境是最主要的。关键是要创新分布式光伏在配电测消纳以及市场交易的模式，细化分布式光伏补贴的标准，2020年前全面实现工业用户销售侧平价。
　　这里以北京为例做一个分析：
　　按照70%的总系统效率，考虑2017年下半年投资水平为6500元/千瓦，则电价需求为0.78元/千瓦时。
　　针对一般工商业用户来讲，如果其自发自用比例达到65%，考虑光伏发电替代电量执行平峰和高峰电价，则已经达到销售侧平价，不需要补贴;如果自发自用比例为33%，则度电补贴需求为0.21元/千瓦时，仅为目前补贴标准的一半。
　　针对民用电价的居民建筑、学校、医院等电力用户，如果自发自用比例达到100%，则度电补贴需求为0.30元/千瓦时，低于目前的补贴标准;由于这些用户光伏发电系统出力与用电需求在时间上的一致性差，自发自用比例一半较低，如果按照50%的自发自用比例，度电补贴需求为0.36元/千瓦时，现行补贴标准仍有下降空间;如果全部电量输送到电网，选择&全额上网&模式，实际收益为0.75元/千瓦时(2017年政策)，选择&燃煤标杆+度电补贴&模式，实际收益为0.78元/千瓦时。
　　如果考虑北京地方电价补贴(地方补贴政策为年并网发电的分布式光伏项目，补贴标准为0.3元/千瓦时，补贴持续5年)，则相当于增加整个经营期电价补贴0.075元/千瓦时(静态)、0.12元/千瓦时(动态)。
　　总体上来讲，在今年下半年和明年，达到一定的自发自用比例的工商业用户光伏已经具备退出补贴条件，工业用户光伏如果达到一定比例自发自用比例，可以大幅度降低度电补贴，民用电价光伏在部分地区也有少许降低补贴空间。
　　分布式光伏发电补贴政策建议隔墙卖电收益如何?
　　下一步对于分布式光伏发电的补贴政策调整，有可能按照用户类型区分调整分布式光伏的补贴额度，居民建筑光伏、其他分布式光伏区别对待，并且可能要结合其他的机制实时来调整补贴的方式额度。比如们今年实施自愿的绿色电力征收制度，如果明年能够把强制的绿色电力制度推进进来，并且分布式光伏能够纳入到这种强制的实施范围内，可能补贴退坡的速度可以稍微更快一些。
　　还有一点就是要提高分布式光伏自发自用的比例，如何提高?可能需要发挥分布式就地消纳的优势，为分布式光伏参与市场建立公平竞争的平台。实际上可以结合现在输配电改革和发售电放开。通俗来说就是隔墙卖电的形式，推进分布式光伏的转供电，这块需要创新一个电网服务费用的政策。为什么呢?因为按照现在十几个省市实施的输配电价核算制度，电压越低，输配电价越高，隔墙卖电时可能要加上2毛左右的输配电价。此外还要再付出政府性的基金和一些交流网的交叉补贴，实际上可能要增加差不多两三毛的相应输配电的费用以及支付的基金费用，那这样可能还不如直接卖给电网、全额上网。
　　创新分布式光伏应用商业模式
　　今年3月份，国家能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》征求意见稿，7个月过去了，还在征求意见阶段，没有正式公布。据时璟丽分析，这个文件出台难度太大了，因为这个文件把分布式发电都一揽子纳进去了，不单单是光伏，生物质能发电、天然气的分布式发电等等都包含在内，分布式范围比较大，又希望在全国范围内实施，因此可能在各方遇到的阻力更大一些。
　　在时璟丽看来，分布式光伏相对来说是最为成熟的，能否用分布式光伏作为试点，来探索分布式发电的模式，或者在中东部选择三五个省市来进行近期的试点，之后在进行相应范围的扩大，这样逐步来探索供电的相应模式。如果实施这个政策，将有助于扩大分布式光伏市场应用的规模和范围，这样就会使多种&光伏+&及其他应用模式，都可以扩大规模，各种新的形式都可以涌现。有可能2020年，尤其是&十四五&期间，分布式可以成为未来应用的最主流的模式。
　　在《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》中主要提出来三种模式，第一种是转供电模式，即发电与电力用户直接电量交易，向电网支付过网费，自发自用及在10/20千伏电压等级接入且同一变电台区消纳，免收过网费，35/110千伏电压等级接入且同一变电台区消纳，过网费=本地区最高输配电价&电力用户所在电压等级输配电价;第二种是&电网代售电并代收电费&模式，分布式发电委托电网代售电，代售价格为&综合售电价格&过网费(含线损)，可以解决困扰分布式光伏发电&合同管理模式&向电力用户收电费难、合同执行难等问题，若按照征求意见稿中方案，过网费水平低;第三种是原&余量上网，电网收购&模式，但提高电网收购电价，分布式发电不参与市场化交易，电网收购，收购电价为&燃煤标杆电价+110千伏输配电价&。
　　未来如果上述模式推进顺利，在2020年之前分布式光伏能够全面实现市场化直接交易以及竞争的模式，进入到一个不依赖于补贴的市场化竞争模式之后，分布式光伏发电未来的发展潜力将会更广阔。2016年光伏系统成本将持续下降
目前制约光伏行业大规模发展的主要原因之一是其高昂的系统成本，因此光伏发电必须依靠补贴才能保证效益。近年来，作为光伏系统造价中占比最大的光伏组件受原材料成本下降、技术工艺升级等因素影响成本逐年下降。基于目前光伏组件的创新研发结果，光伏组件成本处于较为确定的成本下降通道之中。随着光伏系统成本的不断下降，即使在补贴未能及时到位的情况下，光伏发电的竞争力也将逐步提升，最终实现光伏平价上网的目标。
记者了解到，未来两年光伏安装成本预计将跌幅15％，由此将继续推动全球范围需求上涨。
据EnergyTrend最新报告显示，过去一年光伏成本大幅降低，且该趋势将延续。
EnergyTrend指出，2015年第三季度，美国公用事业所用的光伏系统平均安装成本降至1.38美元/瓦，相较2014年第三季度1.66元/瓦的价格，跌幅为17%左右。根据最新数据，新兴市场的太阳能安装量大幅提升，如印度、智利、菲律宾等地区已分别有827兆瓦、750兆瓦、134兆瓦的安装量，今后大量安装的趋势将更加明显。
随着全球范围内太阳能安装量的增加和新技术的进步，EnergyTrend预计光伏安装成本2016年会降至1.15美元/瓦，到2017年再下降15%，这将会使某些地区的度电成本下降至低于0.07美元/千瓦时，不过这也取决于当地的具体条件，如劳动力成本、日照时长和现有补贴。
由此可见，相较于化石燃料，尤其是煤炭，光伏的竞争力在日益增强。
记者了解到，2016年组件价格将受美国、中国、印度等国政策影响而持续缓跌。由于组件、逆变器以及相关原材料价格下滑，在同一跌幅走势下，2016年太阳能系统造价将降至1.15美元/瓦，由此带动全球需求向上攀升。同时，光伏电池转换效率的逐步提高也是一个关键的推动因素，组件电力输出功率将不断提高。2016年下半年，主流多晶硅产品输出功率有望实现265瓦，而单晶硅产品输出功率也将达到275-280瓦。预期年，印度、东南亚、中美洲和南美洲国家光伏产业都将出现迅猛增长。
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每日光伏市场参考
印度商工部反倾销局(DGAD)正式公告，将对中国大陆、台湾、马来西亚等地进口的太阳能电池展开反倾销调查。同时，欧盟对中国大陆的
联系我们：021- 服务邮箱：我国光伏发电成本变化分析
近年来，特别是“十二五”期间，我国光伏发电发展取得了可喜的成绩，光伏装机规模和发电量均快速增长，至2015年底，我国光伏发电累计装机容量达
到4318万千瓦(其中地面光伏电站为3712万千瓦，分布式光伏为606万千瓦)，并网容量4158万千瓦，年发电量383亿千瓦时，约占全球光伏装机
的1/5，并超过德国(光伏装机容量为3960万千瓦)成为世界光伏装机第一大国。预计2020年我国光伏装机容量将达到1.2～1.5亿千瓦，2030
年光伏装机将达4～5亿千瓦，以满足我国2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%、2030年比重达到20%的能源发展目标。我国光伏发电的快
速发展、装机规模的不断扩大，带动了光伏行业的技术进步和材料价格下降，也带来了光伏装机和发电成本的下降，将使我国光伏发电由最初的主要依赖政策补贴转
变为逐渐走向电力市场实现平价上网。
　　光伏电池组件效率持续提升、成本不断下降
　　太阳能光伏发电系统的核心是太阳能电池，又称光伏电池。近年来，中国太阳能电池与组件规模迅速扩大的同时，产业化太阳能电池与组件效率也大幅提
升，太阳能电池每年绝对效率平均提升0.3%左右。2014年，高效多晶太阳能电池产业化平均效率达17.5%以上，2014年底最高测试值已达
20.76%；单晶太阳能电池产业效率达19%以上，效率已达到或超过国际平均水平。2015年底，我国多晶及单晶太阳能电池产业化平均效率分别达到
18.3%和19.5%。
　　伴随着太阳能电池效率持续提升，太阳能电池组件成本也在大幅下降。2007年我国太阳能电池组件价格为每瓦约4.8美元(36元)，2010年
底我国太阳能电池的平均成本为每瓦1.2～1.4美元，2014年底每瓦降至0.62美元(3.8元)以下，7年时间成本下降到了原来的1/10(见下
图)，光伏组件成本已在年间大幅下降。2015年，我国晶硅组件平均价格为0.568美元/瓦，光伏制造商单晶硅太阳能电池组件的直接
制造成本约0.5美元/瓦，多晶硅太阳能电池组件成本已降至0.48美元/瓦以下。
　　同样条件下，美国平均每瓦组件的制造成本为0.68～0.70美元，受制造成本影响，目前全球光伏产业也逐渐向少数国家和地区集中，中国大陆、
台湾地区、马来西亚、美国是当今全球排在前四位的主要光伏制造产业集中地。预计未来3～5年，中国晶体硅太阳能电池成本将下降至每瓦0.4美元左右
　　光伏发电系统单位建设成本持续下降
　　已建地面光伏电站初始投资的大小占光伏电站总成本的大部分，土地费用等占整体建设及运行维护的成本一般不大，暂不考虑其影响。光伏电站初始投资
大致可分为光伏组件、并网逆变器、配电设备及电缆、电站建设安装等成本，其中光伏组件投资成本占初始投资的50%～60%。因此，光伏电池组件效率的提
升、制造工艺的进步以及原材料价格下降等因素都会导致未来光伏发电成本的下降。有关测算表明，光伏组件效率提升1%，约相当于光伏发电系统价格下降
17%。伴随着太阳能电池效率的持续提升和组件成本的大幅下降，再加上“十二五”期间光伏发电装机快速增加产生的规模化效应和光伏发电产业链的逐渐完善等
因素，不仅光伏组件价格下降，逆变器价格也大幅下滑，因此，近年我国光伏电站单位千瓦投资也在不断下降。鉴于我国在年期间，电池组件成
本下降了近10倍，太阳能电池效率提升了1.4%，与之相应，2014年底我国光伏发电相比于2007年成本下降了10倍以上。我国地面光伏电站单位千瓦
综合造价近年呈逐年下降的趋势，并网光伏发电站平均单位千瓦动态投资由2009年的20000元左右降至2012年底的10000元左右，2013年光伏
电站单位造价水平降至元/千瓦，2015年光伏电站单位造价水平基本在元/千瓦范围内波动。
　　地面光伏电站度电成本主要受寿命期内光伏发电总成本和总发电量的影响。在未考虑光伏电力输送成本及其他电网服务成本的前提下，根据已建典型项
目，测算2015年并网光伏度电成本平均水平为0.7元/千瓦时(含税)。分布式光伏发电的建设成本与地面电站的建设成本构成相近，初始投资亦占分布式光
伏电站总成本的一大部分，只在建设地点、装机规模和发电用途上会有差别。分布式光伏电站建设成本与地面光伏电站成本的变化趋势相同，近年来呈下降趋势。但
由于分布式光伏电站土地费用占整体建设及运行维护的成本比地面电站稍高，且由于分布式光伏发电的建设选址特殊，占用场地的属性以及后期设备运维方式等问题
需具体协调解决，给分布式光伏发电的发展带来了不确定性。因此，分布式光伏发电的建设成本略高于地面光伏电站建设成本。2015年，根据典型项目测算的我
国分布式光伏发电建设成本约为元/千瓦，度电成本约为0.8元/千瓦时(含税)。
　　未来光伏发电建设成本变化趋势分析
　　根据目前发展趋势，业内预计到2020年，中国晶体硅太阳能光伏组件价格将下降至每瓦0.4美元左右(仍低于IEA预测的国际平均价格水
平)，2020年之后到2030年，光伏组件的售出价格下降幅度可能低于组件成本下降幅度。尽管如此，由于光伏发电技术的发展进步，高效电池或其他新型电
池的研发和普及，带来转换效率的提升和使用寿命的延长，将会导致太阳能光伏发电成本的进一步下降。届时，太阳能光伏组件的成本占电站总成本的比例也将显着
下降，同时，投资贷款利率在“十三五”期间也可能处于下行通道中。综合各种有利光伏电站价格下降的因素，我国地面光伏电站单位造价水平分析和未来预测结果
见表1，预计我国2020年光伏电站单位造价水平将降至元/千瓦，2030年将进一步降至元/千瓦，我国地面光伏电
站单位造价水平在2030年前总体上呈下降趋势。
　　表1预测成本高于国际能源署(IEA)预测的国际平均价格，与国际光伏市场相比，该成本仍有较大的下降空间。IEA的光伏产业价格分析预测见表
2，IEA基于国际光伏电池组件产业链价格下降和组件效率提升的预测结果为：2020年国际光伏电站初始投资平均价格将下降至元/千
瓦，2030年将下降至元/千瓦。
　　对于分布式光伏，综合以上有利因素，在未考虑电力输送成本及其他电网服务成本的前提下，保守估计2020年分布式光伏发电单位造价水平在
元/千瓦，2030年单位造价水平在元/千瓦，仍略高于地面光伏电站。伴随着组件效率的不断提高，逆变器及组件价格
的持续降低趋势，以及未来发展模式创新、规模效应等，分布式光伏发电系统总造价在上述预测基础上仍存在下降空间。
　　光伏发电上网电价及未来走势分析
　　近年来我国光伏发电发展取得的巨大成绩也主要得益于国家和地区对于太阳能发电的大力支持和补贴政策。2013年，国家发改委发布了《关于发挥价
格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知(发改价格[号)》，提出根据各地太阳能资源条件和建设成本，相应制定光伏电站标杆上网电价，Ⅰ
类地区实行0.9元/千瓦时的上网电价，Ⅱ类地区为0.95元/千瓦时，Ⅲ类地区为1元/千瓦时。光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价(含
脱硫等环保电价)的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴，对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税)。光伏
发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。国家将根据光伏发电发展规模、发电成本变化情况等因素，逐步调减光伏电站标杆
上网电价和分布式光伏发电电价补贴标准。随之，除国家补贴外，各省、市(区、县)为鼓励光伏发电行业的发展，也纷纷对区域内的光伏发电项目出台政策扶持，
但政策期限一般截至2015年，目前光伏投资企业还在期待各省能继续出台光伏发展扶持政策。
　　日，国家发改委又发布了《调整陆上风电光伏发电上网标杆电价政策》，自2016年起，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区光伏发电标杆
电价将分别降低10分钱、7分钱、2分钱。同时规定，利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目，在符合条件的情况下允许变更为“全额上网”模
式，“全额上网”项目的发电量由电网企业按照当地光伏电站上网标杆电价收购。按照最新政策，2016年全国光伏电站标杆上网电价将调整为：Ⅰ类资源区上网
电价从现行的0.9元/千瓦时下调为0.80元/千瓦时，Ⅱ类资源区由现行的0.95元/千瓦时下调为0.88元/千瓦时，Ⅲ类资源区由现行的1.0元
/千瓦时下调为0.98元/千瓦时。此次电价政策调整，主要是为在“十三五”末落实光伏发电平价上网的目标，实现国家《能源发展战略行动计划》中提出的
“到2020年光伏发电与电网销售电价相当”的要求。
　　以2016年为开端，中国光伏发电补贴正式进入了下降通道，未来度电补贴可能会逐渐减少。分析原因，第一，我国光伏发电已具备一定的竞争力。第
二，为实现低碳减排目标，可再生能源发展的力度会持续不衰，至2020年光伏装机规模可能达到1.5亿千瓦。随着光伏发电装机规模的日益增加，补贴额度也
在不断提高，而长期的高额补贴难以维持，补贴缺口会逐渐增加。第三，补贴作为一种支持和促进政策，在产业发展初期是十分有利和必要的，但若长期过分依赖财
政补贴，则不利于行业技术和管理各方面的进步。因此，为降低成本，减轻财政负担，促进光伏技术进步，提高光伏发电市场竞争力，保持中国光伏行业的持续和健
康发展，光伏发电必然要逐渐脱离补贴，走进电力竞争市场。根据目前测算，2020年地面光伏电站Ⅲ类资源区对应的发电成本电价分别达到0.63元/千瓦
时、0.70元/千瓦时、0.80元/千瓦时，预计Ⅰ类资源区、Ⅱ类资源区2020年基本可以实现发电侧平价上网的目标，Ⅲ类资源区2025年可以实现发
电侧平价上网的目标，2025年可以实现Ⅰ类资源区、Ⅱ类资源区用户侧的平价上网。
　　影响光伏发电价格下降的外部因素分析
　　实际上，光伏平价上网时间表的确定，是综合因素作用的结果，既要考虑内因，也要考虑外因。内因主要指上述光伏组件转化效率的提高和材料成本的下
降等，外因主要是指光伏发电有关配套政策的进展程度，包括光伏能否及时接入电网、弃光限电问题的解决、光伏补贴能否及时到位、税收及光伏发电用地政策如何
执行等有关外部因素。虽然光伏产业发展潜力巨大，目前盈利状况尚好，但据有关测算，弃光限电、税收、接入等非技术性外部因素却在侵蚀着光伏电站的利润。
　　弃光限电。2015年西北地区的弃光限电成为近两年来影响光伏发电行业发展的突出问题之一，也影响了光伏项目的收益率和行业投资热情。据有关统
计数据，2015年全国弃光电量40亿千瓦时，总发电量400亿千瓦时，弃光率约10%。弃光限电地区主要集中在西北地区的甘肃、青海、新疆、宁夏四省
区，详见表3。据有关测算结果：在考虑20%限电2年的情况下，Ⅰ类光照地区电价需上升4分钱，Ⅱ类地区电价需上升得更多。
　　补贴拖欠。若可再生能源补贴延迟2年不发放，投资收益相比预期也会下降，预计会推升电价2.5分钱。可再生能源基金补贴迟发、欠发或发放速度缓
慢主要是因为基金缺口太大，各省之间由于禀赋差异，征收基金数额差距很大，因此需要全国各省全部将申请逐级报送后，由财政、发改委、能源局统一协调才能发
放。第六批目录发放虽会有所改善，但是基金缺口问题不解决仍是制约补贴发放速度的根本原因。
　　土地使用税等。耕地占用税及城镇土地使用税等提升了光伏发电造价成本。假设耕地占用税按10～20元/平方米一次性缴纳计算，影响Ⅱ类和Ⅲ类地
区的电站建设成本0.2～0.4元/瓦，平均需提高电价3分钱。当前从地面光伏电站建设的整体成本来看，土地费用占整体建设及运行维护的成本不大，但由于
局部地区对光伏电站建设及后期运行的土地政策波动较大，有时会显着提高地面光伏电站的建设或投运后的运维成本。近年来，运行维护费、土地税务等因素对光伏
发电成本的影响也有逐年增加的趋势。其他地方性赞助和产业投资所造成的电站投资成本提高，一般也会在0.2～0.3元/瓦之间，也影响了电站成本的降低，
影响到光伏平价上网目标的实现。
　　接入工程。由光伏项目开发商投资建设的汇集站、升压站、线路以及间隔等，目前多数由电网公司无偿回购，也造成了电站建设成本上升。装机100兆
瓦的电站该部分沉没成本约为0.2元/瓦，预计影响电价2分/千瓦时。上述外部不利因素组合可能导致光伏发电电价每千瓦时上升4～10分钱，单位装机成本
增加200～800元，对于实现光伏发电平价上网的目标不利，也会降低光伏发电投资者的开发和投资热情。
　　近年来，我国光伏发电产业发展迅速，光伏电池组件效率持续提升，材料成本不断下降，地面光伏电站和分布式光伏系统建设成本和度电价格也不断下
降，为我国光伏发电实现大规模发展打下了基础。随着技术进步和规模化效应的显现，“十三五”期间乃至2030年前，我国光伏发电系统建设成本和度电价格总
体上仍呈下降趋势，预计2025年前我国光伏发电可实现发电侧平价上网的发展目标。
　　同时，弃光限电、土地税费、接入及送出工程滞后等外部不利因素却在推高光伏发电的价格，侵蚀着光伏发电的利润，不利于光伏发电持续健康发展，阻碍了光伏发电平价上网目标的实现，也影响了光伏发电的投资热情，应重点关注和解决这些问题。
　　造成弃光限电的原因，首先是用电需求放缓，新增装机远超用电需求增加。2015年全社会用电量同比仅增长0.5%，而全国电源总装机仍维持
10.4%的高增长率，电力需求市场无法支撑电源快速增长的供应。除了整体能源消费疲软，2015年火电装机容量为99021万千瓦，占比65.7%，火
电装机已显着过剩，不但自身利用小时数下降了410小时，也挤占了新能源的市场空间。此外，供热机组占比较高、自备电厂增速过快影响系统调峰也是导致弃光
的因素之一。另外，新能源外送通道建设远滞后于光伏基地电源建设，也是造成弃光的原因之一。目前集中在三北及西部地区的新能源装机超出了当地最大负荷，我
国经济发展新常态下，当地负荷快速增长的可能性较小，同时中东部地区用电缺口也逐渐缩小，利用小时大幅下降，接受外来电意愿变低。在我国负荷中心和能源基
地不匹配的资源禀赋和社会经济发展格局已经形成的现状下，解决新能源消纳问题需要电源、负荷、电网三管齐下，协调电源和电网同步建成是基本要求，并在坚持
可再生能源优先发电权的前提下，推进电力体制改革进行需求侧管理，以市场化的思维破解新能源发展中遇到的困难。对于土地税费问题，国家如果出台光伏电站用
地政策，光伏电站成本将会明朗化，这将会极大地促进光伏电站的发展。
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