我們分析了光伏531新政一年來，國內光伏行業(yè)政策環(huán)境的變化。德國光伏的發(fā)展一直走在歐洲乃至世界的前列，對中國光伏的發(fā)展有很好的參考和借鑒價值。在交能網(wǎng)過去的《電力市場建設與新能源消納》當中，為大家介紹過德國新能源消納的市場機制。今天我們在這里從中德兩國光伏發(fā)展的現(xiàn)狀出發(fā)，探索未來轉型的趨勢。

裝機

一直以來，IEA對光伏裝機的預測是趨于保守的，實際的增長情況超出了預期（上圖黑色實線代表實際發(fā)展情況，其他為各年的預測情況）。

德國太陽能光伏發(fā)電裝機累計容量（單位：MW）（上圖中數(shù)字間“.”為千位分隔符）

中國太陽能光伏發(fā)電裝機累計容量（單位：GW）

2018年，受政策影響，國內光伏新增裝機下滑至44GW，同比下降17%，但仍居全球首位。未來兩年是進入平價上網(wǎng)時代的關鍵期，企業(yè)面臨補貼拖欠、非技術成本居高不下等壓力，但電力改革不斷深入、棄光限電問題逐步改善等推動光伏發(fā)電環(huán)境不斷優(yōu)化。預計2019、2020年國內新增光伏市場將保持一定規(guī)模，且將在資源良好、電價較高地區(qū)出現(xiàn)平價項目?！笆奈濉逼陂g不依賴補貼將使光伏擺脫總量控制束縛，新增裝機市場將穩(wěn)步上升。預計2019年光伏新增裝機量約為40GW，與2018年基本持平，繼續(xù)位居全球首位，累計裝機有望超過210GW，位居全球首位。

從裝機的分類來看，在德國新建大型地面電站的比例正在收縮，中小型和分布式項目的開發(fā)正在回升。與此相反的是，2018年，我國的分布式發(fā)電成為發(fā)展重點，新增裝機規(guī)模占新增裝機市場的47.3%，大型地面電站占比52.7%。預計2019年，大型地面電站的裝機量占比有所回升至54%，主要有領跑基地、部分外送通道配套電源、部分存量電站及平價示范項目；分布式光伏發(fā)電項目裝機量預計占比仍將保持在較高水平。2020年之后，電力消納在西北部地區(qū)得到較大緩解，光伏發(fā)電實現(xiàn)發(fā)電側平價，同時在特高壓輸電建設、電改、光伏+等驅動下，集中式光伏電站有可能呈現(xiàn)新一輪發(fā)展熱潮。

德國新建光伏項目分類情況

不同類型光伏應用市場變化趨勢

成本

光伏電站的發(fā)電成本與生命周期內的總投入和電能產(chǎn)量有關，主要因素包含：

1.用于建設和安裝設備的購置投資

2.融資條件（股本回報率，利息，到期日）

3.使用期間的運營成本（保險，維護，維修）

4.輻照情況

5.生命周期和折舊情況

在德國，光伏電站的年運營成本約為投資成本的1％，相對較低，同時當前的低利率也有利于控制融資成本。當下光伏組件的價格幾乎是光伏電站投資成本的一半，這也是大型電廠增加的原因。

德國10~100kW的屋頂光伏建成所需的均價（橙色為組件價格）

我國地面光伏系統(tǒng)的初始投資主要由組件、逆變器、支架、電纜、一次設備、二次設備等關鍵設備成本，以及土地費用、電網(wǎng)接入、建安、管理費用等部分構成。其中，一次設備包含箱變、主變、開關柜、升壓站（50MW,110KV）等設備，二次設備包括監(jiān)控、通信等設備;一次性土地費用包括首年租金以及植被恢復；電網(wǎng)接入成本僅含送出50MW,110KV，10KM的對側改造；管理費用包括前期管理、勘察、設計以及招投標等費用。建安費用主要為人工費用，下降空間不大。但組件、逆變器等關鍵設備成本隨著技術進步和規(guī)?；б?，仍有一定下降空間。接網(wǎng)、土地、項目前期開發(fā)費用、融資成本等屬于非技術成本，因不同區(qū)域、不同項目差別較大，降低非技術成本有助于加快推動光伏發(fā)電平價上網(wǎng)。

2018年，我國地面光伏系統(tǒng)的初始全投資成本為4.92元/W左右，較2017年下降1.83元/W。其中，組件約占投資成本的40%，非技術成本約占17%（不包含融資成本）。隨著技術進步，降本增效，組件價格將持續(xù)降低，在總投資成本中的占比也將減少，其他成本雖有下降趨勢但其降幅不大。預計到2019年全投資成本可下降至4.50元/W，2020年可下降至4.18元/W。

我國地面光伏系統(tǒng)的初始投資變化趨勢

電站運維是太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)運行維護的簡稱，是以系統(tǒng)安全為基礎，通過預防性維護、周期性維護以及定期的設備性能測試等手段，科學合理的對電站進行管理，以保障整個電站光伏發(fā)電系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定、高效運行，從而保證投資者的收益回報,也是電站交易、再融資的基礎。2018年分布式光伏系統(tǒng)運維成本為0.06元/W/年，集中式地面電站為0.05元/W/年。預計未來幾年地面光伏電站以及分布式系統(tǒng)的運維成本將持續(xù)保持在這個水平并略有下降。

我國光伏系統(tǒng)的運維成本變化趨勢

市場機制、補貼與價格

德國建立了新能源市場競價和政府補貼相結合的市場化消納機制。電力市場實際是邊際成本的競爭，新能源由于其發(fā)電邊際成本低，在市場競爭中具有絕對優(yōu)勢，新能源參與市場可以實現(xiàn)優(yōu)先發(fā)電。由于風電、光伏發(fā)電功率一般只能天前預測，即當天預測次日的發(fā)電曲線，因此國外新能源發(fā)達國家通常采用日前、日內電力現(xiàn)貨市場消納新能源。新能源按照0電價參與競價（不足部分由政府補貼），以保障優(yōu)先上網(wǎng)。當新能源出力高時，電力市場的出清電價下降，甚至出現(xiàn)負電價，受電價影響，水電、火電、燃油燃氣發(fā)電等盡可能降低出力；當新能源出力低時，電力市場出清價大幅上漲，刺激各類靈活電源盡最大能力發(fā)出電力。

德國有1000余家綜合能源服務商，都面臨市場機制的挑戰(zhàn)，拿出了新產(chǎn)品做出應對，也通過例如“虛擬發(fā)電廠”這類策略，促進新能源的消納。