中国粉体网讯 补贴被砍、消纳困难、配额难产，2018年的中国光伏行业面临重重挑战，参与市场竞争已成必由之路
突来“新政”
5月31日，光伏行业迎来急刹车。国家发改委、财政部、国家能源局联合下发《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（以下简称“通知”）。通知自发文之日（5月31日）开始实行，没有留出任何缓冲期。
根据新政，2018年将暂不安排普通光伏电站建设规模指标，并禁止各地安排需国家补贴的普通光伏电站建设。分布式光伏项目今年安排建设规模为10GW。
按照中国目前的管理体系，国家能源局负责制定年度光伏发电建设规模，各省（自治区、直辖市）发改委（能源局）负责安排项目。享受国家补贴资金的新增光伏发电项目的备案总规模原则上不得超过国家下达的规模指标，超出规模指标的项目不享受补贴。
除了限制2018年新增补贴规模，三部委还进一步降低了光伏电价补贴标准。
2013年出台的光伏分区上网电价政策和分布式发电补贴政策，曾极大地提高企业投资光伏电站的积极性。按照该政策，全国根据不同的太阳能资源禀赋被分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区，上网电价分别为0.9元/千瓦时、0.95元/千瓦时、1元/千瓦时，上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过可再生能源发展基金进行补贴。对分布式光伏发电，则按照全电量补贴的政策，以0.42 元/千瓦时的标准进行补贴。
“通知”发出后，三类资源区的标杆上网电价分别降至0.5、0.6和0.7元/千瓦时。分布式光伏项目补贴则跌降至0.32元/千瓦时。
这也是中国在不到一年时间内对光伏补贴标准的连续第二次下调。2017年12月，分布式度电补贴刚刚从0.42元/千瓦时降至0.37元/千瓦时。
“我们对补贴退坡早有心理准备，但新政来得太突然，并且是一刀切，没有给大家留缓冲的时间。”广东省太阳能协会人士告诉南方能源观察记者。
控规模、降补贴意味着光伏的发展思路已经发生改变，光伏行业迫切需要摆脱补贴依赖，从单纯扩大规模转向依靠技术进步，实现行业高质量发展。
“补贴最终要退出，这也是补贴的基本原则，中国的手脚慢了，早点退出更好，否则对新增的光伏项目影响比较大。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示。
在产业链下游，分布式光伏项目受新政影响最大。因为目前中国新增的光伏装机主要为分布式项目，布局正由西部地区向中东部地区转移。仅2017年一年，分布式光伏发电就新增19.44GW，相当于过去三年分布式新增装机的总和。今年一季度分布式新增装机规模达到7.685GW，同比增长217%，占新增光伏发电装机的79.6%。过快增长的装机，几乎已经提前用完了全年的指标规模。
“断奶”余波
新政冲击之下，有部分投资者和业主正处于观望状态。
“新政出台以后，有客户立即取消订单，有的客户提出要降价”，广东永光新能源有限公司董事总经理孙韵琳博士对eo记者表示。该公司主要为光伏电站提供项目咨询、设计和检测评估及项目验收等服务。
光伏电站市场需求出现明显下滑。根据中国光伏行业协会秘书长王勃华预测，2018年新增光伏装机预计在30—35GW左右，降幅超过43%。
由于下游需求锐减，去年开始扩张的中上游企业面临产能过剩风险。中国有色金属工业协会硅业分会统计，到2018年，国内多晶硅产能将达到43.3万吨/年，同比增长57%，并且大部分新增量都集中在三季度以后。而2017年国内多晶硅全年产量为24.2万吨。
赛迪智库的预测报告指出，光伏新增市场规模增速将会放缓甚至下滑，上下游各产业链环节产品价格都将进一步下探，企业将会承受较大的价格压力。
中国光伏行业协会秘书长王勃华在2018第三届世纪光伏大会上表示，目前扩产的势头还是很猛烈，2011年盲目扩产引发的产能过剩潮警示业内，大家还是要理性一些。
失控的装机规模
中国光伏发电装机提前了两年三个月就已经完成2020年的“十三五”规划目标—105GW。截至到2018年4月底，国内光伏发电装机已经超过140GW。
但国家层面与地方政府之间对于光伏发电的规划并不协调，尤其是在光伏电站审批权下放后，更增加了能源主管部门管控光伏发电规模的难度，而规模失控正是造成光伏补贴缺口逐年拉大的主要原因。
“‘十二五’期间，光伏发电规划从最初的5GW上调至10GW，再到15GW，最后又从21GW调整至35GW，没有哪一个行业的五年规划变化如此之大，总量目标根本没有控制。”孟宪淦表示。
扩张始于2013年。为应对欧美对进口光伏产品展开“反倾销反补贴”调查而导致的海外市场萎缩，国内产能无处释放，2013年6月召开的国务院常务会议提出了6项支持光伏产业发展的措施，从政策引导、全额收购光伏发电量、完善电价政策、提供融资支持、鼓励技术研发、鼓励兼并重组方面支持光伏行业走出困境。
在固定电价刺激下，大批光伏企业及其他传统行业进入光伏电站建设领域。德勤在2013年12月发布的《中国清洁技术行业调查报告》显示，那时国内“排队”的光伏项目就达到130GW，比国家“十二五”目标还要超出3倍之多。
但针对光伏的补贴资金（可再生能源发展基金）只有一个来源，即可再生能源电价附加费，由电网企业向用户征收。目前的征收标准已经过五次调整，为1.9分钱/千瓦时。
固定电价的设定与光伏成本下降的速度不同步，使两者之间迅速形成了巨大盈利空间，更进一步点燃了市场的投资热情，加剧光伏发电规模走向失控。尤其是分布式光伏发电补贴四年未下调，直至2017年才进行第一次调整，从0.42元/千瓦时降至0.37元/千瓦时，降幅只有11.9%。同一时期，占光伏电站总成本60%的多晶硅组件价格则一路下跌，从2013年的3.9元/瓦降至2018年的2.4元/瓦，降幅达到38.5%。单晶硅组件价格也已降至2.5元/瓦，降幅为37.8%。这也是近两年分布式光伏爆发式增长的重要原因之一。
光伏规模失控带来巨大的补贴缺口，已经成为制约光伏发展的突出问题。国家能源局公布的数据显示，截至2017年底，累计可再生能源发电补贴缺口总计达到1127亿元，其中光伏补贴缺口455亿元。新增10GW分布式光伏，则意味着每年需要增加补贴40亿元，补贴20年需要800亿元。
规模控制之难
尽管国家能源局自2014年起实施光伏发电年度指导规模管理，但能源主管部门与地方政府利益并不一致，导致规模管理政策难以落实。
部分地方政府为了鼓励投资开发，执行“先建先得”政策，即具备开工条件的光伏（分布式）地面电站项目可以先开工建设，按并网先后顺序纳入年度规模指标。
安徽省在2016年发布《关于完善“先建先得”分布式光伏电站建设管理的通知》，明确提出“项目建成后，按照并网先后顺序，滚动纳入国家安排我省的年度建设规模。”这使得当地在建光伏规模远超过年度指标。2016年安徽新增装机容量达到2.44GW，而当年指标仅有0.5GW。
东北财经大学学者王立国、鞠蕾在“光伏产业产能过剩根源与对策找寻”一文中认为，“光伏产业是被企业和地方政府推着走的，能源主管部门被迫接招，没有站在指导和调控的层面引导产业可持续发展。”
在现有能源管理体制中，国家发改委和能源局分别负责规划环节中的总量平衡和发展规划，建设环节的光伏电站审批权已经下放至省级发改委。这种监管模式下，各部门协调能力并不强，而且中央层面与地方层面在步调上难以保持一致。
消纳问题难解
作为实现中国碳减排承诺，实现2020年非化石能源消费比重（15%）目标的重要手段，发展光伏发电仍将是未来中国的低碳战略重点。但从可再生能源发展的角度来看，过分注重装机规模也可能带来很严重的副作用。如果光伏发展不重视国家与地方政府之间的规划衔接，协调与电网、调峰电源、消纳市场的发展，很容易陷入困境。
光照资源丰富的西北地区是中国光伏发电装机最集中的地区，西北五省区的光伏发电装机占全国的四成。但该地区也是弃光率最为严峻的地区。
由于电源建设与电网规划脱节，当地消纳能力有限，在电网规划尚未落实的情况下，大规模光伏电站投产以后出现并网困难的问题。国家能源局数据显示，2016年西北五省区（陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆）平均弃光率高达19.81%，相当于近五分之一的光伏发电量被浪费。
根据《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）征求意见稿》，国家能源局提出，到2020年要将全国弃光率降低到5%以下。这项任务并不轻松。
国务院研究室综合经济司原司长范必曾撰文指出，由于太阳能发电具有间歇性的特点，大规模集中开发给电网调度运行增加了困难。即便通过特高压线路将风电、光电输送到1000多公里以外的华东和华中地区，由于线损和变损，使得电网购买这些新能源电力极不经济。
受端省份出于保护省内发电企业利益等考虑，对于增加外来可再生能源电力空间也并不积极。
配额制缺位
固定电价政策只解决了可再生能源成本补偿问题，并没有解决可再生能源的市场需求。而且可再生能源消纳涉及电网、发电企业、受端省份，不同主体之间的利益关系难以协调。可再生能源领域的顶层法律设计《可再生能源法》已于2006年正式实施，但作为核心内容的配额制至今缺位。
设计中的可再生能源配额制具有强制性。它规定各省可再生能源电力消费的比重指标，并将这些指标进一步向承担配额义务的市场主体（如电网企业、配售电企业和大型终端用户等）进行分配。而用户则可通过购买可再生能源电力证书（REC）作为其履行义务的证明。
今年3月，国家能源局公布的《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》体现了上面这种思路。
不过在今年“两会”上，政府工作报告中提出“大幅降低企业非税负担”，明确“要降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。”
在降电价的大背景下，配额制的出台和执行充满变数。林伯强认为，配额制确实能够解决弃光问题，但它实质上等于涨电价。现在政府希望增加下游行业的竞争力，对涨电价会心存顾虑。
任东明在《可再生能源配额制政策研究》中指出，固定电价政策和配额制政策都面临超出常规能源发电成本部分的分摊问题，一般来说，高出的这部分成本以补贴形式由政府或电网公司直接支付，最终还是要以电费附加或税收形式转移给消费者。
可再生能源消纳问题实质就是价格问题，林伯强对南方能源观察表示，发展清洁能源的成本是依靠电价上涨来解决的，德国可再生能源的发展速度之所以慢下来，就是因为终端电价太贵，大家不买单了。
德国在2000年制定《可再生能源法》，计划到2010年可再生电力将占全国电力供应的12%，2020年达到20%。这一方案保证了光伏发电接入电网的权利，同时确定了固定电价制度，通过收取可再生能源附加费的形式对光伏发电的高成本进行分摊。在这一方案中，可再生能源所增加的成本能够通过电价转嫁至终端消费者。
在政策驱动下，随着光伏大规模并网，可再生能源附加费不断增加，进而导致终端电价持续上涨。2000—2013 年，德国平均居民电价从13.64 欧分/ 千瓦时上升到29.19 欧分/ 千瓦时，同期企业用电价格从6.04 欧分/ 千瓦时上涨到14.87 欧分/ 千瓦时。
配额制并非是解决可再生能源消纳问题的完美良药，政策成本问题将是政策制定者不得不考虑的问题。
回归市场？
国家能源局在解答“531新政”相关问题时表示，“通知”将有利于激发企业发展内生动力，从依靠国家政策向更多依靠市场转变，加速淘汰落后产能，倒逼产业技术进步，遏制企业非理性扩张，促进行业资源向优质企业集中。
在经历了初期的恐慌之后，业内对于光伏未来发展的态度也更趋于冷静。
“根据广东的电价水平，在零补贴的情况下，光伏组件价格降到2元/Wp以下，珠三角地区就初步具备投资条件，我们预计年底晶硅组件价格能降到1.8—2元/Wp，” 孙韵琳认为。
技术成本已经不再成为光伏发展的主要制约因素，国家能源局新能源和可再生能源司副司长李创军曾公开表示，技术进步使光伏发电成本以令人意想不到的速度降低：从2007年到2017年，光伏发电度电成本累计下降了约90%，光伏发电有望在二至三年内实现平价上网。
行业内甚至存在更为乐观的估计。在“531”新政出台前的四天，通威集团董事局主席刘汉元在第十二届国际太阳能光伏与智慧能源（上海）展览会上表示，随着技术的迭代和规模效应的提升，相信明后年，全国大部分光伏上网电价就可实现与煤炭上网电价持平的状态。
光伏发展一味求快求规模的时代可能已经过去。孟宪淦认为，光伏发电“需要在全国电力一盘棋里找到自己的位置。”（中国粉体网编辑整理/茜茜）
