(一)能源結構調整推動光伏產業發展

光伏發電是利用半導體光電效應將光直接轉化為電能：太陽光照在半導體p-n結上，形成空穴-電子對，在p-n結內建電場的作用下，空穴由n 區流向p區， 電子由p區流向n區，接通電路后形成電流。光伏發電全產業鏈能耗僅1.3千瓦時/瓦左右，是最潔凈的發電過程。

光伏產業主要環節包括多晶硅料提純、拉棒/鑄錠、切片、電池片環節和封裝制成組件環節。多晶硅料通過鑄錠或者拉棒形成硅錠或者硅棒，再經由切片形成多晶、單晶硅片進而組成太陽能電池最終封裝成組件。

全球光伏產業早期由歐洲開始興起，作為傳統制造大國，我國光伏電池、組件產能受歐洲需求帶動快速擴張，而國內光伏產品需求相對疲軟。2010年國內全年太陽能電池產量達9GW，而全國新增光伏裝機規模僅500MW，電池產品絕大部分出口至海外，國內下游太陽能市場需求較弱。

2011年以來，歐債危機和美國金融危機導致國際市場上組件和電池的價格急速下跌。大批歐美廠商由于其產品價格過高在與國內廠商的競爭中失利，紛紛停產或倒閉，引發歐美地區對中國光伏產品的“雙反”調查。 我國組件、電池片等出口受到嚴重影響。

為鼓勵國內光伏市場發展，調整我國能源結構，減少環境污染，降低對化石類一次能源依賴，2013年以來政府加大對光伏行業扶持力度，在國家、省以及地方政府層面推出多項粗剪光伏產業發展政策。

2013年起，我國裝機容量迅速提升。2016 年，我國光伏發電新增裝機34GW， 全國累計裝機容量達77GW，連續三年新增裝機量全球第一，并首次超越德國成為全球光伏累計裝機規模最大的國家。

2016年3月國家能源局發布《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》(下稱《指導意見》)，明確2020年，除專門的非化石能源生產企業外，各發電企業非水電可再生能源發電量應達到全部發電量的9%以上。同年4 月，能源局下發通知，要求2020 年各燃煤發電企業承擔的非水可再生能源發電量配額與火電發電量的比重應達到15%以上。光伏作為非水可再生能源重要構成，將在保障2020 年實現非化石能源占一次能源消費比重達到15%這一能源發展戰略目標中承擔重要角色。

至2016年底，我國已成為為全球重要光伏材料以及設備產地和市場。2016 年我國新增裝機34.54GW，全球占比達45%;我國多晶硅產量19.4萬噸，全球占比達52%;硅片產量63GW，全 球占比達91%;電池片產量49GW，全球占比達71%;組件產量53GW，全球占比達74%。

2017年7月，能源局發布《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》，對2017-2020年光伏行業發展做出指引，地面集中式電站(包括領跑者項目)將維持年均20-23GW 的新增裝機，分布式項目采用備案制，不受指標約束。另外，包括北京、上海、天津在內的7 個省(區、市)集中式電站、不限建設規模的分布式光伏、村級扶貧電站及跨省跨區輸電通道配套光伏電站均不在規劃20-23GW 的裝機規模中。


相關報告：智研咨詢網發布的《2018-2024年中國光伏市場深度調查及未來前景預測報告》

(二)就近消納、節省用地，分布式電站發展迅速

分布式電站指10千伏以下接入，單點規模低于6MW，利用建筑屋頂及附屬場地建設的用戶側光伏發電設施。由于其一般靠近用電負荷，負荷曲線與光伏出力特點相匹配，不受棄光問題影響且受到國家政策的傾斜鼓勵，近幾年裝機容量增長相當迅速。2016年，我國分布式光伏新增裝機4.24GW，累計裝機近10GW;2017 年上半年我國分布式新增裝機達7.11GW，遠超去年全年分布式新增裝機水平。


2013-2017年我國分布式電站新增裝機

《電力行業“十三五”規劃》提出至2020年分布式累計裝機規模達60GW。截止2016年底，分布式光伏累計裝機僅10GW，意味著未來幾年分布式年均12GW的新增裝機規模。相對于地面集中電站的補貼下調，自發自用分布式光伏項目仍維持0.42元/kWh 的補貼電價且不受規模指標的限制同樣將推動分布式光伏的發展。地方扶持政策疊加靠近用電負荷，光伏建設將向消納情況好的中東部轉移。

中東部地區經濟增長迅速，是我國用電負荷集中區，而我國集中式地面電站大都分布在遠離用電負荷的三北地區，面臨電力遠距離送出的問題。在中東部地區發展分布式電站能夠充分消納新能源所發電量，各級地方政府推出多項鼓勵政策支持當地分布式電站發展。

“自發自用、余電上網”模式下分布式電站收益率更高。分布式電站按照補貼模式可以分為“自發自用、余電上網”和“全額上網”模式，已選擇“自發自用、余電上網”模式的分布式電站可以變更為“全額上網”模式。“自發自用”模式下，自用部分電量獲得0.42元/kWh國家補貼以及地方補貼，上網部分電量按照當地脫硫火電上網電價出售給電網，同時享受0.42元/kWh度電補貼以及地方補貼;“全額上網”模式按照三類光照資源區，執行全國統一標桿上網電價。

對一個裝機規模為5.25MW的工商業分布式電站做投資收益率測算，基本假設。

在屋頂為企業自有、不考慮支付租金的情況下，采用“自發自用”模式下， 按照100%自用比例，電站收入包括節省的按照工商業用戶電價計算的電費以及度電補貼(~1.3 元/kWh),電站內部收益率可達到16.79%。采用“全額上網”模式，電站收入為標桿上網電價(0.85 元/kWh)結算的電費收入， 電站收益率為8.5%。“自發自用”模式下收益率超過“全額上網”模式。


分布式電站盈利能力受到電站投資商認可，裝機規模增長迅速。2016 年全年以及2017 年上半年，我國分布式光伏新增裝機分別達到4.3GW、7.1GW。截止2017 年6 月，江蘇、安徽、浙江三省分布式電站累計裝機規模達到5.7GW，占全國分布式電站比重超過50%。中東部地區已成分布式電站發展重點區域。


用戶側平價上網已實現，進一步拓寬增長空間。我國電價分類包括電網公司向電力用戶收取的銷售電價及從發電廠收購電價收取的發電側上網電價。用戶側銷售電價分為一般工商業電價、大工業電價及居民和農業售電電價三大類，并按照不同電壓等級征收電費。其中居民及社會用電由于存在交叉補貼， 電價最低，均價在0.5 元/kWh，大工業電價次之，均價在0.6~0.9 元/kWh， 而一般工商業用戶電價在1 元/kWh。目前光伏發電度電成本已下降至0.6 元/kWh，考慮目前工商業用電及大工業用戶用電占全社會用電量比重超過80%，目前光伏發電已經基本實現用戶側平價上網。

部分地區工業用戶與工商業用戶電價(單位：元/kWh)


2016年工商業屋頂分布式的市場潛力已經超過200GW，至2040年有望接近300GW。截至2016年底，工商業分布式累計安裝量達到6.4GW，預計至2030年有望達到125GW。