Solarbuzz新報告指出：2013年光伏需求將會同比增長7%，達(dá)31GW。中國將首次超過德國變成最大光伏市場。而亞洲也將變成需求最旺盛的大陸。中日印三國需求將占到全球需求的36%。2013年又將成為另外一個轉(zhuǎn)型之年，光伏業(yè)將適應(yīng)后歐洲市場的疲軟。

觀點

目前，光伏產(chǎn)業(yè)的總體趨勢在走下坡路，而其中電站開發(fā)環(huán)節(jié)的趨勢是上升的，2013年必將迎來光伏電站建設(shè)的一個春天。

分布式光伏發(fā)電是必然趨勢

當(dāng)前我國政策鼓勵方向是分布式光伏發(fā)電。分布式光伏發(fā)電是指區(qū)別于集中式光伏發(fā)電的建設(shè)方法，一般建在用戶側(cè)，所生產(chǎn)電力主要自用。具有容量小、電壓等級低、接近負(fù)荷、對電網(wǎng)影響小等特點，可以應(yīng)用在工業(yè)廠房、公共建筑以及居民屋頂上。分布式光伏發(fā)電充分利用了太陽能廣泛存在的特點，并且避免了集中建設(shè)的場地限制因素，具有建設(shè)靈活的特點。

按照我國的光照資源條件來講，西北部地區(qū)條件較好，適合建設(shè)集中的大型光伏電站，建設(shè)平均成本也更低，但是，現(xiàn)在國家出臺的政策都在鼓勵分布式光伏應(yīng)用，其原因何在？我們可以通過以下分析更清楚的了解原因。電力成本主要分為發(fā)電成本和輸配電成本兩大部分，發(fā)電成本就是通過發(fā)電廠把其他形式的能量轉(zhuǎn)變成電能產(chǎn)生的成本；輸配電成本就是把發(fā)出的電輸送到用戶端這一過程的設(shè)備投入、人員投入等成本。不同的能源形式的發(fā)電成本不同，經(jīng)過計算，光伏發(fā)電對平攤電網(wǎng)折舊成本的能力弱，平均到每度電上的輸配電成本非常高，幾乎是所有能源形式中最貴的。因此，雖然西部建設(shè)大型電站，發(fā)電成本已經(jīng)下降到了0.7元/度電的水平，但由于發(fā)電小時數(shù)少和輸配電成本的問題，光伏發(fā)電總的電力成本還是最高的。將來，隨著光伏技術(shù)的進(jìn)步，光伏發(fā)電成本將會繼續(xù)下降，但即使下降到發(fā)電成本不到總成本的一半，對綜合成本的下降也起不到太大的作用。再有，絕大多數(shù)能源形式都有非常強的規(guī)模效應(yīng)，而一塊光伏組件和一萬塊組件發(fā)電的基礎(chǔ)效率是差不多的。這樣看來，光伏發(fā)電可以說是天生的分布式能源。

再來做一個計算，在西部，1瓦光伏發(fā)電政府補貼0.7元，1瓦裝機可以發(fā)出1.5度電，也就是說1瓦裝機政府要補貼大約1元；而在東部，按最近的大型應(yīng)用示范項目來計算，1瓦電預(yù)計補貼0.4元，1瓦裝機只能發(fā)1度電，也就是說1瓦裝機政府只要補貼0.4元。通過比較，可明顯看出東西部補貼相差2倍多。從這個角度看，政府也會更傾向于支持分布式發(fā)電的發(fā)展。在東部，分布式光伏發(fā)電會有更廣闊的發(fā)展前景和更重大的經(jīng)濟(jì)意義。

國家政策調(diào)控光伏電站項目發(fā)展

通過近期光伏政策可以得知，2013年中國市場具有確定性高的較大增量。先來說金太陽工程示范項目。2012年第二期金太陽獲審批項目大約有2GW，預(yù)計在2013年年底前建設(shè)完成。加之金太陽一期的1.7GW延后至2013年上半年完成的項目，2013年的完工總量將會創(chuàng)下歷史新高。根據(jù)金太陽項目過去開發(fā)情況來看，首先存在屋頂難找，談判難做，以及由于業(yè)主會經(jīng)常參股，相互關(guān)系變得比較復(fù)雜等問題；其次是金太陽收電費模式上，一般采用合同能源管理模式，這樣的模式在收款的安全性上比較差，用戶有可能會違約；另外余電可能上網(wǎng)，但有補貼不到位的問題發(fā)生。這些問題給電站實際出售帶來困難，并且給業(yè)主的投資安全造成很大影響。因此，在過去的兩三年里，金太陽項目的實施情況并不理想，增速也不快。我們現(xiàn)在期待2013年分布式能源的國家配套政策上有更多改善，推動金太陽項目的開展，也對整個產(chǎn)業(yè)的發(fā)展起到積極地支持作用。

再來說太陽能光伏建筑應(yīng)用示范項目，這類項目政策規(guī)定自發(fā)自用平價上網(wǎng)，補貼金額有望為度電0.4~0.6元。據(jù)推測，這項補貼政策在20年內(nèi)每度電補貼0.4元的可能性大。因為這是為比現(xiàn)有電價更低而做出的補貼，如果是0.6元就沒有任何意義了。這樣看來，太陽能光伏建筑應(yīng)用示范項目真正的市場爆發(fā)期可能會在2014年以后，預(yù)計未來三年，每年分別增加2GW、5GW、8GW，共計15GW。這樣的預(yù)測是因為，投資商看不清2013年政策的落實情況，還在觀望，不大可能真正投錢；另外三年內(nèi)并網(wǎng)的項目補貼都為0.4元的話，投資商也并不急于投資。再有預(yù)計未來三年組件的價格是下降的，只要手里有項目，晚建可能成本會更低。因此，這類示范項目對市場的拉動作用更多應(yīng)體現(xiàn)在后兩年。太陽能光伏建筑應(yīng)用示范項目還存在這樣的問題，就是這類項目通常比較小，兩萬平方米廠房只能做600kW的小項目，單位成本實際上很高。如果涉及到并網(wǎng)環(huán)節(jié)，成本問題更明顯。一般來說并網(wǎng)成本是按項目的個數(shù)而不是瓦數(shù)計算的，即使一個小項目接到電網(wǎng)的平攤成本以及附加成本也會非常高，這導(dǎo)致業(yè)主自己運營的話非常不劃算，第三方投資是唯一可實行的方案。但是，同樣存在與金太陽項目類似的收電費的違約風(fēng)險。經(jīng)過測算這類應(yīng)用示范項目的收益率遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于金太陽項目，金太陽項目可以用高收益率來降低風(fēng)險，而這類應(yīng)用示范項目卻沒應(yīng)對風(fēng)險的能力。

關(guān)于地面大型電站項目，預(yù)計其安裝量2012年與2013年差不多，2012年4GW，2013年5GW，更準(zhǔn)確的信息要到更晚的時候才知道。其中存在幾個問題，一是電站試用期不明確；二是現(xiàn)在設(shè)備協(xié)議是一年一簽；三是國家雖然規(guī)定補貼1元1度電，但不明確享受年限，缺乏連續(xù)保障。

就大型地面電站項目、太陽能光伏建筑應(yīng)用示范項目和金太陽工程示范項目的風(fēng)險和收益進(jìn)行分析，從理論上講，大型電站的收益率為17%，這個數(shù)值是按照光伏發(fā)電量充足，政府補貼到位來計算的。金太陽收益率更高一點，在江蘇，如果自己建設(shè)自己運營的話，能達(dá)到19%~20%，政府補貼也是真正能到位的。對于太陽能光伏建筑應(yīng)用示范項目，有人說收益率為2.1%，實際上應(yīng)該沒有那么低，如果這么低肯定不能獲得貸款?？偟膩碇v，大型地面電站項目收益率適中、風(fēng)險可控，金太陽項目收益率更高、風(fēng)險也高，太陽能光伏建筑應(yīng)用示范項目收益率低、風(fēng)險高。因此，如果想推動太陽能光伏建筑應(yīng)用示范項目的建設(shè)，就要看國家出臺什么樣的政策來改善低收益高風(fēng)險的狀況。只有通過政府主導(dǎo)的商業(yè)模式創(chuàng)新才有可能創(chuàng)造一個合理的風(fēng)險收益一體化體系。這就要求政府在制定規(guī)則上做出調(diào)整，而調(diào)整并非一朝一夕的事情。

下游電站開發(fā)總體形勢樂觀

光伏電站建設(shè)中存在的很多問題都在不斷改善，一整個光伏產(chǎn)業(yè)鏈已經(jīng)形成。以前我們只有組件生產(chǎn)占據(jù)明顯優(yōu)勢，其他環(huán)節(jié)不成熟，到現(xiàn)在，各個環(huán)節(jié)均已成熟。二投資風(fēng)險在下降，逐漸得到控制，因而融資能力強的大型央企等更愿意出錢或持有電站。三退出機制開始形成。

在分布式光伏應(yīng)用項目上改善更加明顯。國家電網(wǎng)公司做出了針對單個并網(wǎng)點裝機容量在6兆瓦以下，且接入電壓在10千伏以下的光伏項目，將減免包括調(diào)試、檢測等在內(nèi)的服務(wù)費用。同時，滿足上述條件的光伏電站接入電網(wǎng)的投資將由國家電網(wǎng)負(fù)責(zé)，也即免去接入費。這給小項目節(jié)省了很多資金。但是有人認(rèn)為這會降低國家電網(wǎng)公司的積極性，在落實上堪憂。到目前為止，國家電網(wǎng)公司雖然做了內(nèi)部的交流學(xué)習(xí)，但并沒有市縣級電網(wǎng)公司把可再生能源接入納入考核指標(biāo)的。所以即使政策使并網(wǎng)問題有所改善，但解決的過程是艱難的?？傊覈鴷罅ν茝V分布式光伏的應(yīng)用，但是整體狀況并不會快速緩解。

2013年，我國有可能成為全球最大的光伏市場。在我國和日本快速增長的同時，歐洲很多國家，尤其是德國和意大利在快速下滑。因此，2013年全球光伏市場增速依然低迷，維持在2012年的水平。但對于我國下游電站開發(fā)商來說，2013年應(yīng)該是春天，一個開始收到回報、美麗的春季。