最近3-5年是國內光伏發電市場增長最快的時期。放眼2030年以及更長遠的2050年，光伏發電是發展潛力最大的可再生能源技術，光伏發電是戰略性可再生能源。

光伏發電發展形勢

根據2015年前三季度情況，光伏新增裝機990萬千瓦，累計裝機約3800萬千瓦，在2015年6月實現了2015年裝機3500萬千瓦的目標。從發電量貢獻看，2015年前三季度上網電量達到306億千瓦時，在全社會用電量中的占比仍較小，為0.74%，但增速快。

預計2015年光伏發電新增裝機可能超過1500萬千瓦，2015年初國家能源局頒布的光伏發電指導計劃中的裝機量為1780萬千瓦，9月又新增530萬千瓦，考慮到部分省區部分項目完成有難度，以及光伏發電項目在建情況，2015年新增裝機預期有可能高于1500千瓦。

在光伏發電快速發展形勢下，可再生能源發電面臨嚴峻的限電情況，215年風電限電一如既往，光伏限電比例大幅增加。從1-8月份的數據可以看出，光伏限電主要集中在甘肅和新疆，甘肅棄光比例達到了28%，新疆19%。9月，甘肅棄光比例達到33%，新疆則高達47%。2015全國累計棄光限電電量30億千瓦時，占光伏上網電量的10%，形勢嚴峻。

分布式光伏發電方面，在國務院2013年頒布《關于促進光伏產業健康發展若干意見》之后，中央和地方出臺了一系列政策，分布式光伏實現了快速增長。2015年前三個季度新增裝機158萬千瓦，累計裝機625萬千瓦。2014年增速以及2015年前三個季度年化增速分別達到78%和47%，增速很快。但從絕對量上來看，分布式光伏發展規模低于行業預期，根據規劃和政策目標，預期分布式光伏和大型電站各占半壁江山，但從發展形勢看，分布式光伏在國務院文件頒布后兩年多時間內，在政策的大力推進下，發展規模仍不盡如人意。

從分布上，分布式裝機前十名省區均為中東部用電負荷高，經濟較發達的地區，累計占全部裝機容量的2/3，江蘇、浙江排名第一、二，兩個省累計分布式光伏發電裝機容量占總容量的1/3。除了國家政策以外，地方投資和電價補貼政策是直接影響各地分布式光伏發展的主要因素，江蘇、浙江、山東、安徽、江西、河南、上海都出臺了地方性政策，廣東沒有地方性政策，完全依靠于國家政策，相對而言，2015年廣東分布式光伏發展就慢一些，可以看出分布式光伏發展跟地方性政策關聯性較強。

支持政策與補貼機制

2013年國務院頒布《關于促進光伏產業健康發展若干意見》之后，為促進光伏市場和產業持續健康發展，實現2015年光伏裝機3500萬千瓦的目標，2014-2015年，國家有關政府部門出臺了即時項政策措施。

在光伏市場促進政策方面，主要有六個方面的內容：一是項目管理，主體思路是簡政放權，無論大型電站還是分布式光伏發電，項目管理主要在地方政府，大型電站實行核準制，分布式光伏實行備案制，并對程序進行簡化，國家對光伏發電規模以及宏觀布局通過實施年度指導規模模式來實現。二是并網，賦予電網公司并網管理和服務方面的責任。三是價格財稅等方面的經濟激勵政策，包括電價、補貼和稅收。四是融資政策，國家政策性銀行先期啟動予以支持。五是培育商業模式，通過規模化應用示范區探索分布式光伏發展的額商業模式。六是擴大市場，主要國家行動有支持分布式電站、光伏扶貧、領跑者計劃、光伏農林牧業等。

2013年8月國家發改委出臺分資源區光伏發電標桿電價政策以及分布式光伏度電補貼政策。標桿政策是，根據各地太陽能資源條件和成本將全國分為三類太陽能電價地區，標桿上網電價分別為0.9、0.95、1元/千瓦時。此外對分布式光伏發電實行度電補貼政策，標準為0.42元/千瓦時。考慮到可再生能源發電發展情況和對補貼資金的需求，同期將可再生能源電價附加標準從0.8分/千瓦時提升至1.5分/千瓦時。除了全國統一的經濟激勵政策外，許多省市區也出臺了地方性的支持政策，到2015年8月，共有14個地方省市對分布式光伏發電給予電價或者投資補貼，其中10個為全省范圍，在部分省如浙江，除了省級支持政策外，一些地市也出臺了力度更大的電價或者是投資補貼政策。

根據可再生能源發展的實際情況，標桿電價政策和水平也在不斷調整，目前2016年風電和光伏發電調整方案在制定和討論中，近日業界討論的情況是，全國光伏發電標桿電價三類資源區分別下調為0.8、0.88、0.98元/千瓦時。四類資源區陸上風電標桿上網電價分別下調至0.47、0.50、0.54和0.6元/千瓦時，2018年下調為0.44、0.47、0.51和0.58元/千瓦時。

從補貼上來看，光伏發電電價補貼來源是在全國范圍內征收的可再生能源電價附加，附加從2006年開始征收，為1厘/千瓦時，經過四次調整到2013年9月份的1.5分/千瓦時。在2006-2014年實施的9年中，電價附加頒布了19期，共支付資金1282億元，其中2014年后四期支付了508億元，補貼的需求和補貼發放的數量呈現了快速上升趨勢。

2015年以來，關于可再生能源發電補貼，行業內部和社會各界都有很多討論和爭議。這里從補貼需求角度進行了測算，如果未來可再生能源電價補貼仍全部來源于可再生能源電價附加，考慮2020年風電裝機2.2億千瓦，光伏裝機1.2億千瓦，按照當前煤電、風電、光伏價差不動的情況，"十三五"期間電價附加需要調整為2.5分/千瓦時。如果可再生能源發電規模再增加，則電價補貼需求更大。

補貼問題是當前光伏發電發展面臨的嚴峻問題之一。在1.5分/千瓦時的可再生能源電價附加水平下，補貼資金的總量不夠，未來面臨資金持續性的挑戰，對于光伏發電開發企業以及再向往上追溯到制造企業，補貼資金發放延遲極大地影響了行業的持續發展，如2013年8月之后并網的發電項目很少拿到補貼（只有部分分布式項目獲得了補貼），。資金持續性挑戰可能是長期的，可能得解決途徑需要多方面探索，如提升可再生能源電價附加標準，適度調高1.5分/千瓦時的可再生能源電價附加水平，但也存在時機問題，如可以借助近期煤電價格即將下行的空間，將其中一部分給予增加可再生電價附加，2015年年3月煤電標桿電價下行2分/千瓦時的空間直接傳導到消費側，這一次希望有一定的空間給予可再生能源電價附加。

另外擴充可再生能源基金的資金來源渠道也非常重要，財政安排一定的資金，對資金缺口進行補充。此外還可考慮通過環境稅、碳交易、化石能源的稅費形式提升化石能源的成本，碳交易已經提上了日程，其他可能的稅費等措施在"十三五"期間全面實施的難度較大，從影響規模看，即使這些措施開始實施，但"十三五"期間對化石能源成本提升的幅度是有限的，不會對可再生能源補貼需求造成特別大的影響。

從解決近期光伏發電補貼問題的措施看，首先是項目獲得補缺資格的認定問題，日前國家能源局頒布了《關于實行可再生能源發電項目信息化管理的通知》，總體思路是通過信息化的管理，將來替代目錄資格的審核，即對于可再生能源發電項目，在國家指導規模范圍內，經過正常的核準或備案、建設驗收、并網售電，就自動獲得補貼資格。如能夠將資金持續性問題和補貼資格認定問題解決，補貼資金發放延遲問題就自然而然得到解決。

發展環境與新形勢

放眼全球，未來光伏發電需求增加是趨勢。要啟動和規模化發展太陽能發電市場，都或多或少地存在不確定性因素。2014年11月，我國政府宣布了到2030年非化石能源占比達到20%的目標。在分析各項非化石能源可能達成的規模以及優勢和限制因素之后，得出的結論是，實現目標的關鍵在于風光，緣由是相對其他非化石能源，風光的制約因素較少，此外政策機制還可以顯著影響風光發展節奏。從需求看，要實現2030年20%的目標，到2030年至少要達到4-5億千瓦風電裝機規模以及至少4億千瓦太陽能發電裝機規模。

但是近期發展形勢又異常嚴峻。2015年前三個季度GDP同比增長是6.9%，電力消費同比增長0.8%，電力需求增長有限，影響了近期可再生能源發電發展空間，面臨電力消費增速放緩的情況下如何實現能源轉型的問題，如何跨過最為關鍵的"十三五"這五年，這也是"十三五"規劃研究中面臨的難點。

另一方面，目前也面臨著很好的機遇，最重要的是電力體制改革方案持續推進，電力體制改革方案和相應的配套政策為可再生能源發電包括光伏發電發展提供了新的政策機制基礎和平臺，許多政策和機制可以依據電力市場化目標進行全新的設計。

解決問題與路徑

對于大型光伏電站，近期要解決規模化發展與電力消納之間的矛盾。毋庸置疑的是，光伏發電市場發展不能單純以裝機多少為標準，而應以電力的貢獻量標準，光伏裝機目標從1億千瓦提升到1.2億千瓦，再提升到1.5億千瓦，發電量的貢獻也應有相應比例的比例，如果發電量數值沒有相應的提升，則存在資源的浪費。同時，合適的光伏發電發展規模也需要兼顧制造業和整個產業鏈的健康發展。

對于分布式光伏，近期重點是解決制約分布式光伏發展的商業模式和投融資模式的問題，結合電改可以在售電環節機制進行相應創新，如直接交易模式。另外，在"十三五"期間，要啟動民用建筑分布式光伏市場，雖然經濟性會略差，但是實現光伏發電目標，需要適時啟動這一分布式光伏的重要市場。

對于光伏產業發展，技術進步、降低度電成本是長期挑戰。我國政府在2014年頒布的《能源發展行動計劃》中提出了2020年度電成本目標，即在2020年實現光伏發電銷售側平價上網，這一目標實現的可能性較大。光伏發電成本經濟性挑戰仍然是存在，尤其是制造業，尚需整個行業共同推進。

（本文根據時璟麗在10月27日中國光伏行業協會主辦的"2015年光伏發電并網創新發展研討會"發言等整理。）