2018年5月29日，全球绿色能源与光伏金融峰会在上海浦东嘉里大酒店举办，会上国家可再生能源中心信息和系统分析部的副主任刘建东为我们做了中国光伏发电发展趋势和展望为主题的演讲。
以下为发言实录：
大家上午好，我来自国家可再生能源中心，我们是国家能源主管部门的一个智库。很高兴和大家分享一下，我们1到4月份的光伏发展情况，还有我们在研究机构开展的一些研究。
大概三个部分，第一个是1到4月份的情况，第二个是政策的变化，第三个是我们对平价上网的研究。
这是1到4月份光伏发电的增长情况。上半年大家知道，增长非常快，新增了1100万千瓦的新增装机。但是和去年同比，其实1月份之后都是在下降的，如果把1月份，因为统计还是有一些时间的滞后性，如果放在去年年底并网，今年1到4月份同比，每个月增长相比去年都是下降的。
从装机集中区来看，山东、江苏、浙江、河南、河北、安徽这几个省是1到4月份最集中的区域。分布式还是河南、浙江、山东、江苏是最集中的区域。因为从今年上半年1至4月份来看，因此从过去的普遍增长转变为热点区域增长，区域的这种转换也反映了行业的热度和区域的广度在缩减。
累计装机来看，东部已经全面超越西部，当然总量上可能西部还是高一些，但是从排名来看，山东、江苏、安徽、河北是排在前四名，而且像山东，基本上是一半对一半是集中和分布式，这个发展是很快的。
从限电来看，弃光率和弃光量是双降，这是很可喜的变化，去年开始在国家一系列的政策出台下，弃光现象明显好转，除了新疆和甘肃因为通道的因素之外，其他省都是在下降的。值得注意的是，山东和吉林在2月份出现了弃光，而且弃光率有攀升的现象。当然2月份是有春节的问题，但是也反映出了，我们如果负荷一旦有下降就会出现弃光的问题。
另外从户用市场来看，从并网电压等级来看，看区域的分布图，6千瓦是我们在220伏并并网的一个的频数最高的区域。380伏并网是16千瓦左右。从这个图上也可以看出来，分布式还是户用6千瓦，再大一点的16到20千瓦，这是概率上统计出来的，不是完全符合市场，但是这反映出一个趋势。
以上是行业1到4月份的发展，下面介绍一下政策变化和我们的一些思考。今年上半年两道政策，大家行业内都很清楚，一个是规模管理征求意见，我理解的关键词是，一个是有序一个是从严。有序就是说，看这个图，从2014年到2017年，柱状图是每年指标发放的构成，曲线，蓝色的集中式的，红色是分布式。可以看到，在2014、2015年指标和规模还是比较匹配的，但是到2016、2017年之后就开始出现了指标和发展规模的失衡。到2018年，肯定是要回归，要有序。但是多少?因为我也不清楚，我也不是政策制定者，但是我预计应该装机会到40个GW左右。因为领跑者和扶贫还是比较的明确的，40个GW左右，我们的初步估计。
另外是分布式发电项目管理办法，我的理解一个是回归一个是分类。分布式最初的定义就是自发自用，余电上网。在我们的容量上也有要求，在附属物上也是以建筑物为主。后来我记得是2015年，分布式发展比较慢，出台了很多的渔光互补、农光互补等等一系列的分布式的政策。现在来看就是要回归本初，自发自用、余电上网为主，而且考虑到补贴的资金压力，还是把户用系统作为优先武装
另外可再生能源电力配额及考核办法，这在2016年就有非水可再生能源的指导意见，每年有政策发布。今年这个配额考核办法出台，我觉得是非常大的变化，承担业务主体从过去的，大家讨论的是火电企业，现在到电网企业，到配售电企业。这是一个非常大的变化。因为电网企业如果承担责任，它有能力，而且也有这个通道来解决这个问题。另外一个是可再生能源电力证书制度，这个现在还不是很完善，是一个闭环的，而不是向外部市场公开的这么一个机制。但是我想还是先走先试再去完善，这样一个过程。
配额制最大的好处是为可再生能源电力的市场空间提供了政策支持。
现在光伏发电还是有，三座大山也好，四座大山也好，总之现在补贴缺口比较大，弃光限电比较严重，成本比较高，市场机制还不健全。从这四类作为出发点，解决这四类问题，国家能源局也出台了一系列的政策。补贴是我们单位测算的，到2017年底是1000亿左右的缺口，2017年的补贴资金大约占了可再生能源基金的40%，压力是非常大的。另外一个是电价退坡，大家都很清楚，从2014年的9毛下降到现在的5毛5，已经下降了39%。去年年底发布的分布式补贴降低5分钱，退坡机制肯定是要延续走下去，直到完全退出。
所以从这个角度来讲，光伏的发展，从四个方面来讲，政府要营造一个良好的环境，发挥市场的作用，促进平价上网。一个是非技术成本，大家知道在电站加强，土地成本、接入成本，还有一些隐性的成本，非常大。如果这一块降下来，电价会往下减几分钱。另外是通过竞争来推动技术进步，一个是领跑者，还有指标竞价。第三个是通过配额制来推动市场规模，配额存在，形成一个市场，有市场有需求，自然会形成一个供需的均衡，这样就形成了真正的可再生能源光伏的市场。
另外是电力市场化，电改也正在推进，不管效果怎么样，但是我们已经看到了分布式市场化交易，参与市场化交易，这都是为可再生能源的电力进一步市场化提供很好的发展环境。我们对发电成本影响因素做了分析，四个方面，一个是成本的下降，发电量的，利率的，补贴拖欠的。从斜率上看，发电量对IRR影响最大。如果资源好，限电少，而且系统设计的容配比也高，那么对IRR影响还是非常大。光伏还是要在技术上向前发展。
这是领跑者做的一个分析，可以看到红色的圆圈是中标电价，这边的四分图是投标的分布。从中标来看，基本上都是低价中标的。青海，已经低于火电，另外内蒙和白城已经接近于火电价格。但是中间这个线是中位线，可以看到集中度还是集中在5毛多、4毛多的位置，说明领先企业和大多数企业，还是有一些差距。我们的平价上网要再往前走，这也是要再努力的方向。
领跑者计划不多说了，它在接入在土地都有很多优惠条件。所以它的成本，电价比较低。这是资源比较，有的通过效率通过容配比的提高，对整个收益率有所提高。虽然在整体的条件下，资源是一千小时，成本是六块钱。但是运营期，我们测算电价是按20年测算，投资商是按25年的运营期计算。
从国际上看，大家都知道近两年德国、阿布扎比、美国招标价格都非常低，我们还有点高，但是也不能完全像他们说的这么夸张，低到这个程度。因为阿布扎比有奖励电价，墨西哥有绿证，这个还是有差距，但是差距并不大。我们已经接近于墨西哥的招标电价，加上绿证价格的话。
市场化交易这一块，大家都很清楚，三种模式。但是我想，因为分布式交易，各地的差异性大，也没有办法做统计分析。但是按照下面的图来看，自发自用余电上网的模式肯定是最好的模式。
分布式交易里面还有一个过网费的标准确定问题，这是一个制约性的而且不确定的问题。过网费在核算里面，有评估的不透明性在里面，很难做到很严谨很清楚。
从发电成本和电价目标，我们十三五提出来到2020年电价下降一半以上，基本上是一类地区降到4毛5，二类地区4毛7分5，三类地区5毛，目前来看就已经实现了这个目标。
从研究成本的方式来看，分结构来看，还是要效益提升，先进技术应用，组件的效率提升，已有的硅材料、硅工艺改进，降成本是我们最主要的手段。电站优化设计方面，在运维的智能化程度提高，成本下降，还是在2020年之前还是有望。作为做研究，保守一点来看，2020恩年用户侧平价是没有问题，但是2022年在一类区域、二类区域完全可以实现平价，发电侧的平价。如果政策，配额制，其他的配套政策能够推动的话，三类资源区完全用户侧平价也是非常大的可能。
最后，十三五期间的一个政策是，以招标电价为主，退坡，到最后的退出。从分布式的市场化交易，然后我们的配额和绿证，实现成本下降，这是十三五主要要做的工作。十四五就是要通过招标方式，实现长期的项目选择。另外我们推动市场化交易，现货市场、中长期市场协议，完全进入电力市场协议。最后分布式也是完全退出，参与电力市场交易。
