1月21日，中國光伏行業協會2015回顧與2016展望研討會在北京舉辦，能豆君穿越滴水成冰的寒冬肉身到場參會，只為你帶來光伏行業2015年的一手數據與2016年的專業展望——從政策解析、行業趨勢到創新技術干貨滿滿。總體來說，筆者認為：雖然中國在2015年以累計裝機43GW超越德國成為全球光伏累計裝機量最大的國家，但面對補貼機制難持續、限電困局難解決等問題，2016年中國光伏行業的發展和全球裝機第一的地位會不會只是“看上去很美”？還需要畫一個問號。

光伏研討會干貨十足，沒到現場的童鞋們這會可虧大了。不過別擔心，筆者已經整理了會上嘉賓分享的精彩內容，下面我們就看看2015年光伏行業上下游發展情況如何以及2016年光伏行業將如何發展？

光伏行業下游整體情況

2015年中國光伏新增裝機15GW，連續三年新增裝機超過1000萬千瓦。

2015中國太陽能發電新增裝機創歷史新高，累計裝機約43GW，累計裝機容量已經躍居世界首位。

光伏應用主要以大型地面電站為主，但分布式比例已迅速提高。

2015年國家電網經營區光伏平均利用小時1200小時，同比去年下降55小時。

甘肅、青海等11個地區新增裝機超過100萬千瓦。

2015年全國累計光伏裝機容量超過100萬千瓦的省區達11個，西部地區主要建設集中式地面電站，中東部地區主要建設分布式電站，江蘇、浙江、山東、安徽分布式電站規模已超過100萬千瓦。

新疆、河北等6個省區光伏裝機繼續保持增長，2015年這6個省區新增容量均超過100萬千瓦。

截止2015年底，接入35千伏及以下電壓等級的光伏項目累計并網1363萬千瓦；接入的10千伏及以下電壓等級光伏項目累計并網容量473萬千瓦。

2015年底分布式裝機中，華東裝機比例最大達64%，301.7萬千瓦。

2015年全國棄光電量40億，發電量400億，棄光率約10%。其中國網公司調度范圍（不含蒙西）累計棄光電量46.5億千瓦時，棄光率12.62%，集中在西北地區的甘肅、青海、新疆、寧夏四省區。

光伏行業中上游發展情況

2015年多晶硅產量超過16.5萬噸，同比增長21%，行業呈現生產格局進一步明朗，產業集中度逐步提升產品價格持續下降，多數企業處于虧損狀態，成本已達全球領先水平，技術正在實現全面趕超。

產量超過100億片，產業集中度高，多晶市場需求旺盛，硅片產能擴張有限，價格先抑后揚，單晶拉棒向西北轉移。光伏協會統計的37家硅片企業中平均產能利用率為94%，26家企業平均利潤率約為7.7%。

電池片產量超過41GW，多晶仍未主流，單晶及多晶電池產業化效率分別達到19.5%和18.3%，高效電池技改或擴產速度加快。50家企業平均產能利用率85%，13家純電池片企業凈利潤率5%。單晶硅片價格下降使P型單晶電池成本下降明顯，已出現單晶報價接近多晶報價情形。

組件全年產量超過43GW，同比增長20.8%，產能利用率分化趨勢明顯，晶硅電池仍未主流，企業盈利能力顯著改觀，大多數企業盈利，前十名的企業利潤率多在兩位數。

產品價格呈現先抑后揚發展態勢，現半年企業盈利水平明顯改觀。

2012年收到美國和歐盟兩大主要市場貿易摩擦影響，當年度出口金額和數量明顯下滑。2013年后又受到美國第二次雙反調查和歐盟價格承諾限制，以及澳大利亞、印度和加拿大等市場貿易摩擦案件影響，出口持續低迷，企業虧損嚴重。2014年受美歐等國際市場復蘇利好影響和日本等亞洲市場快速增長帶動，我國光伏電池出口量回升，多數企業扭虧為盈。2015年全年出口預計145億美元。

2016展望

多家機構預測2016年全球光伏市場將繼續保持高速增長，其中彭博新能源財經預測2016年全球光伏將新增裝機64-68GW。

產業前景雖然一片光明，但限電、稅收、接入等非技術性因素卻不斷蠶食電站利潤。

非技術性因素仍將繼續蠶食電站利潤

在考慮20%限電2年的情況下，一類光照地區，電價需上升0.04RMB/kWh，二類廣招地區的電價需上升0.3RMB/Kwh。可再生能源補貼延遲2年不發放，導致投資收益相比預期科研預測下降0.5%，從而阻礙標桿電價的下降，預計會推升電價0.025RMB/Kwh；其他地方性贊助和產業投資所造成的電站投資成本提高，一般也會在0.2-0.3RMB/W之間，也影響了電站的降本路線，從而阻礙標桿價格和光伏平價電力目標的實現。

更低占用稅及城鎮土地使用稅等地稅影響提升光伏發電造價成本；假設耕地占用稅按10-20元/平米一次性繳納計算，尤其影響二類和三類地區的電站建設成本0.2-0.4RMB/W，平均需提高電價0.03RMB/kWh；在基于不考慮限電的情況下，相比砸減負耕地占用稅和城鎮土地使用稅的情況下，可再生能源補貼在十三五期間，凈增加了42億。

投資建設的匯集站、升壓站、線路以及間隔等，電網公司目前大多數情況下無償回購，造成了電站建設成本上升。按100MW體量的電站計算，該部分成本沉沒0.2RMB/W，預計影響電價，0.02RMB/kWh，故可快速模擬可再生能源補貼在十三五期間，凈增加28億。

積重難返的可再生能源基金

對于補貼遲發欠發和限電這兩個阻礙光伏行業發展的痛點，參會嘉賓也進行了深入分析。

能源局分管新能源發展人士在大會上表示：“目前可再生能源補貼模式不可持續，可再生能源基金缺口受多重因素影響難以簡單通過提高可再生能源附加來解決，未來補貼加速退坡、宏觀調控光伏裝機增速將是主要的調控方向。”

相關人士認為，補貼發放速度緩慢主要是因為基金缺口太大，各省之間由于稟賦差異，征收基金數額差距很大，因此需要全國各省全部將申請逐級報送后，由財政、發改委、能源局統一協調才能發放。第六批目錄發放雖會有所改善，但是基金缺口問題不解決仍是制約補貼發放速度的根本原因。

據發改委能源研究所測算，2015年可再生能源基金繼續缺口達400億元。盡管2016年初，可再生附加標準調高至1.9分/千瓦時，但據發改委能源研究所測算，按照現行征收標準，可再生能源附加能夠應收盡收的情況下，可再生能源基金將增加163億元左右，但由于2015年兩次煤電標桿電價下調導致可再生能源補貼需求增加149億元（標桿電價不變，火電標桿電價下調，導致可再生補貼支出增加），這意味著已經提高的征收標準為可再生基金帶來的凈增加僅有10億左右，僅能基本覆蓋增量補貼需求，而無法縮小存量缺口。

從長遠來看，假設到2020年風電發電量為4500億千瓦時，光伏發電量為1600億千瓦時，風電、光伏與煤電價差不斷減小，可再生附加應收盡收的情況下，可再生能源附加的需求為3.1分千瓦時左右，其中光伏占需求的40%。

為解決基金缺口，到場嘉賓提出了兩種方案，一是控制光伏裝機速度，繼續提高附加標準，降低標桿電價，延后補貼需求高峰到來的時間，利用時間差縮小可再生能源基金缺。二是由財政提供資金支持擬補基金缺口。

限電問題待解

據國網公司研究院人士在會上披露的2015年全國棄光電量的初步統計數據顯示：2015年全國棄光電量40億，總發電量400億，棄光率約10%。其中國網公司調度范圍（不含蒙西）累計棄光電量46.5億千瓦時，棄光率為12.62%，地區集中在西北地區的甘肅、青海、新疆、寧夏四省區。

發言嘉賓分析認為，用電需求放緩，新增裝機遠超用電需求是造成棄光的主要原因。2015年，全社會用電量同比增長0.5%，增速較上年降低3.6個百分點。截至2015年底，全國電源總裝機同比增長10.4%，超過用電需求增長9.9個百分點，新增用電需求已無法支撐各類電源快速增長，造成全國火電、核電、風電、太陽能利用小時分別下降410、437、172、35小時。

以限電最為嚴重是甘肅省為例：2010年到2015年期間，甘肅電源裝機增長111%，達4642萬千瓦，其中風電、光伏裝機1862萬千瓦。當地最大負荷不過為1303萬千瓦，而甘肅電源裝機是最大負荷的3.5倍，新能源裝機是最大負荷的1.4倍。而按電力系統規劃一般原則，電源裝機應是最大負荷的1.5-1.8倍左右，甘肅等地區電力嚴重過剩導致可再生能源就地消納基本無法實現 。

除了整體能源消費疲軟，部分地區火電直購電電量加大進一步擠占了新能源的市場空間。例如寧夏2015年四季度增加火電與大用戶直接電量交易，致使棄風比例激增。此外，供熱機組比重占比較高、自備電廠增速過快也影響系統調峰也是導致棄光棄風的因素之一。據統計，三北地區有7個省區的供熱機組占火電比重超70%。新疆自備電廠占裝機29%，2015年前11月利用小時數高出公用火電廠2874小時。

此外，特高壓建設滯后于光伏基地建設，導致外送線路遲緩也是棄光的原因之一。

所以目前集中在三北及西部地區的新能源裝機超出當地最小負荷，經濟新常態下，負荷快速增長的可能性較小。如通過特高壓送出，建設周期無法匹配。中東部地區用電缺口也逐漸縮小，利用小時大幅下降，接受外來電意愿比較低，協調外送通道難度更大。

前述國網公司研究院人士認為，"十三五"期間，我國能源基地化開發格局難以改變，解決我國新能源消納問題需要電源、負荷、電網三管齊下。在全面推動市場化電力市場改革的形式下，以市場化的思維破解新能源發展中遇到的困難。