中國屋頂光伏市場調(diào)研報告

1、OFweekOFweek太陽能光伏網(wǎng)專業(yè)科技媒體SOFWG&K50iar.cTweeK.com中國屋頂光伏市場調(diào)研報告之一正在擬定的可再生能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃,將我國光伏發(fā)電裝機容量目標確定為,到2015年達到1000萬千瓦,到2020年達到5000萬千瓦。其中,光伏屋頂電站規(guī)模到2015年為300萬千瓦,到2020年為2500萬千瓦。與水電、核電和風電相比,太陽能光伏發(fā)電不受地域、資源條件、制造材料和遠距離輸電的限制,安全可靠,發(fā)展?jié)摿薮?是我國實現(xiàn)2020年非化石能源滿足全國15%能源需求、單位GDP二氧化碳比2005年減排40%-45%雙重目標的重要途徑。我國已是全球太陽能電池第一大

2、生產(chǎn)國,但高達95%的對國際市場依存度為產(chǎn)業(yè)發(fā)展埋下隱患。隨著國際市場的持續(xù)降溫,我國亟待加快啟動國內(nèi)光伏市場,以促進產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。金太陽和光電建筑這類與建筑結(jié)合、就地發(fā)電就地使用的發(fā)用電模式,是光伏電力最有效的利用方式,加快推動與建筑相結(jié)合的用戶側(cè)光伏系統(tǒng)并網(wǎng)市場,是快速、規(guī)?；瘑游覈夥袌龅年P鍵。一、光伏發(fā)電具諸多優(yōu)勢近10年世界光伏市場快速發(fā)展資料顯示，全球水能、風能和生物質(zhì)能經(jīng)濟可開發(fā)資源總量約8太瓦（TW,1太瓦=10八12千瓦）,而太陽能經(jīng)濟可開發(fā)資源高達600太瓦,是唯一能夠保證人類未來需求的能量來源;太陽能電池的制造材料硅在地殼中的含量高達26%,不存在資源短缺和耗盡問題;

3、光伏發(fā)電屬于固態(tài)發(fā)電,沒有轉(zhuǎn)動部件,發(fā)電不用水,能夠方便地與建筑結(jié)合,規(guī)模大小隨意,建設周期短,可以直接安裝在負荷中心,就地發(fā)電、就地使用;太陽能光伏發(fā)電無污染、零排放,不存在任何安全隱患,建設運行十分簡單,可以做到無人值守。據(jù)測算,每瓦單晶硅光伏發(fā)電系統(tǒng)全部環(huán)節(jié)總耗電為2.67千瓦時,可在壽命期內(nèi)發(fā)電39千瓦時,能量增值達15倍以上;光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)萬元增加值能耗為0.3噸標準煤左右,遠遠低于其他工業(yè)行業(yè),屬于高附加值行業(yè);此外,光伏是資金和技術密集型產(chǎn)業(yè),涉及基礎材料、電子信息裝備制造、城市建設、荒漠改造和利用、新農(nóng)村建設、國際貿(mào)易和海外出口等社會生產(chǎn)生活的諸多領域,光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展可以帶動大量

4、資金、技術和勞動投入,能為相關裝備制造和原材料工業(yè)創(chuàng)造很大的市場空間,能夠增加眾多高端就業(yè)機會,是重要的戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè),對經(jīng)濟發(fā)展和社會就業(yè)具有較強的拉動效應。正因如此,10年來世界光伏市場飛速發(fā)展,2000-2010年年均復合增長率達54.1%,在經(jīng)歷金融危機和西班牙政策突變的2009年,年新增裝機容量也比2008年增長24%。2010年世界太陽能光伏市場出現(xiàn)超常增長,年增長率超過100%。截至2010年底,全球光伏發(fā)電裝機容量達38.2吉瓦（GW1吉瓦=10億瓦）。（見圖表1）圖表1:2000年以來全球光伏發(fā)電裝機容量統(tǒng)計年安裝崑累計安裝崑資料來源:EPIA（歐洲光伏工業(yè)協(xié)會）、IEA（國

5、際能源機構(gòu)）、JPEA（日本太陽光發(fā)電協(xié)會）、SEIA（美國太陽能工業(yè)協(xié)會）從裝機容量的國家分布看,2004年前,日本是全球最大的光伏市場,美國位居第二;歐洲在2004年超過日本,并一直保持全球第一的位置。作為全球第一光伏大國,德國2010年底擁有超過17吉瓦的裝機容量。、我國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展飛速但對國際市場依存度過高埋隱患得益于歐洲市場的拉動,2004年后我國光伏產(chǎn)業(yè)飛速發(fā)展,連續(xù)5年年增長率超過100%,連續(xù)4年太陽能電池產(chǎn)量居世界第一,2010年光伏電池產(chǎn)量達10吉瓦,占世界總產(chǎn)量的50%。2009年以來,我國太陽能電池成本持續(xù)下降,國際競爭力增強。目前,晶體硅太陽能電池成本已經(jīng)接近1美元/

6、瓦,薄膜太陽電池的成本大約在0.75美元/瓦。目前,我國多晶硅生產(chǎn)企業(yè)的副產(chǎn)品回收利用率都已達到90%以上,先進多晶硅生產(chǎn)企業(yè)的綜合利用率甚至達到國際先進水平。2010年,我國多晶硅產(chǎn)品缺口比例約為47%,較上年的49.1%下降不多,較2007年以前的89%有了明顯下降。可以預見,今后1-2年內(nèi)我國多晶硅供求仍將處于緊張狀態(tài)。盡管產(chǎn)量最大、成本最低,由于應用市場啟動緩慢,我國95%以上的太陽能電池需出口到國外,對國際市場依存度過高,為我國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展埋下了隱患。從全球來看,太陽能電池需求的短期成長動力主要來自于各國政府對光伏產(chǎn)業(yè)的政策扶持和價格補貼,而這是我們無法控制的。一旦國外補貼政策發(fā)生變

7、動或?qū)嵤┵Q(mào)易保護,我國光伏產(chǎn)業(yè)將受到沉重打擊。而實際上,歐洲光伏市場的變化對我國光伏產(chǎn)業(yè)的影響正在逐步顯現(xiàn)。從2010年開始,德國、西班牙、法國、意大利等歐洲光伏應用大國紛紛下調(diào)對光伏發(fā)電的補貼,下調(diào)幅度在10%-30%不等。2011年以來,其政策調(diào)整幅度加大,德國在年初將光伏發(fā)電上網(wǎng)電價下調(diào)13%;意大利5月出臺新的太陽能補貼法案,決定將2011年的補貼下調(diào)30-40%,2012年再降20%左右,2013-2016年的每個季度再降6%;西班牙再次削減太陽能發(fā)電補貼;捷克政府則提出一系列針對其國內(nèi)泡沫式光伏電站投資的懲罰方案。歐洲光伏政策的調(diào)整,給我國光伏產(chǎn)業(yè)帶來陣陣寒意。今年上半年,國內(nèi)對國

8、際市場的光伏組件銷售出現(xiàn)供大于求局面,一些產(chǎn)品滯留在港口、碼頭和海上,一些歐洲客戶甚至要求降價或退貨。市場迅速從賣方市場轉(zhuǎn)變?yōu)橘I方市場,上半年國內(nèi)光伏產(chǎn)品生產(chǎn)企業(yè)忙于清理庫存。在組件降價的帶動下,行業(yè)各環(huán)節(jié)產(chǎn)品價格大幅下滑,毛利率下降。對于國內(nèi)光伏組件生產(chǎn)企業(yè)而言,今年二季度無疑是一段非常艱難的時期,但國內(nèi)也是全球排名前三位的光伏組件供應商尚德、英利和天合光能的出貨量仍均增長了近20%。其中,一直注重內(nèi)銷的英利集團上半年向國內(nèi)市場銷售了110兆瓦光伏組件,為其實現(xiàn)85.23億元銷售收入、11.6億元的利稅,打下了良好基礎。在過去的幾年,歐洲光伏市場一直占有世界80%以上的份額,據(jù)預測,2011

9、年歐洲光伏市場的份額將下滑到60%以下,2012年更將下滑到50%以下。世界光伏市場不會再像前10年那樣以年均40%以上的速度增長,增速可能降至20%-24%。面對歐洲各國補貼的削減和全球光伏市場形勢的變化,加快啟動國內(nèi)光伏市場是積極的應對措施,也是保證我國光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的必要條件。三、用戶側(cè)并網(wǎng)是快速、規(guī)模化啟動我國光伏市場的關鍵2008年以前,國內(nèi)光伏發(fā)電主要用于離網(wǎng)項目,市場規(guī)模很小。2009年,我國啟動“光電建筑”、“金太陽示范工程”和敦煌大型荒漠光伏電站招標等多個項目,市場得到飛速發(fā)展。截至2008年底,我國光伏發(fā)電裝機為140兆瓦（MW,1兆瓦=100萬瓦）,2009年底裝機容量

10、增至300兆瓦,2010年底達到890兆瓦。目前國際上并網(wǎng)發(fā)電占到總光伏市場的90%,而在并網(wǎng)光伏市場中,與建筑結(jié)合的用戶側(cè)并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)占90%以上,德國在輸電側(cè)大型并網(wǎng)發(fā)電僅占10%,美國僅占6%。德國和日本的“10萬屋頂計劃”及美國的“百萬屋頂計劃”主要都是在低壓用戶側(cè)并網(wǎng)的分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)。大型荒漠電站是在中壓輸電側(cè)并網(wǎng),屬于發(fā)電站模式。我國的荒漠大部分在西部,而負荷中心在東部,長距離輸電的條件在目前還不具備,就地消化也受到一定限制,于是就會有先加強電網(wǎng)建設,然后才能大規(guī)模建設光伏電站的結(jié)論。而長距離輸送電網(wǎng)建設非一朝一夕就能建好,荒漠電站在現(xiàn)階段快速啟動國內(nèi)光伏市場方面的作用比較有限

11、。在去年底財政部、科技部、住建部和國家能源局會同國家電網(wǎng)公司召開的“金太陽示范工程”會議上,財政部副部長張少春表示,金太陽示范工程和太陽能光電建筑應用示范工程重點支持大型工礦、商業(yè)企業(yè)以及公益性事業(yè)單位利用既有建筑建設光伏發(fā)電項目,在配電側(cè)并網(wǎng),所發(fā)電量主要由企業(yè)自己使用。這樣做,一是光伏發(fā)電時間是在用電峰值的白天,可直接在用電負荷中心全部就地消納,不需新建電網(wǎng)和長距離輸送,減少了接網(wǎng)費用和能量損耗;二是單個項目規(guī)模不大,發(fā)電量少,基本上可以實現(xiàn)自發(fā)自用,抵扣峰值用電,獲得較好的經(jīng)濟效益;三是項目不占用土地,審批過程簡單,投資主體靈活多樣,節(jié)能環(huán)保示范效果顯著,容易盡快形成規(guī)模?？梢?金太陽和

12、光電建筑這類就地發(fā)電就地使用的發(fā)用電模式,對于光伏電力而言是最有效的利用方式,可以形成規(guī)?；墓夥袌?有利于迅速拉動國內(nèi)光伏產(chǎn)業(yè)。有效推動用戶側(cè)并網(wǎng)市場,是快速、規(guī)模化啟動我國光伏市場的關鍵。二）中國屋頂光伏市場調(diào)研報告之二2009年,我國啟動“光電建筑”、“金太陽示范工程”和敦煌大型荒漠光伏電站招標等多個項目。截至2010年底,我國光伏發(fā)電裝機為890兆瓦（即89萬千瓦）,其中屋頂光伏電站裝機規(guī)模約30萬千瓦。在財政部、科技部、住建部和國家能源局等相關部門的推動下,近年來我國光伏發(fā)電市場,尤其是用戶側(cè)的屋頂光伏發(fā)電市場得到飛速發(fā)展。然而,在近兩年的示范過程中,用戶側(cè)光伏并網(wǎng)也遭遇到一些政策

13、和機制障礙,致使項目難以確定合理的上網(wǎng)方式和上網(wǎng)電價,導致示范工程進展緩慢。去除用戶側(cè)并網(wǎng)的約束性政策，創(chuàng)新管理機制,推動金太陽等光伏發(fā)電示范工程取得突破性進展，未來510年我國光伏產(chǎn)業(yè)將迎來“騰飛”式的發(fā)展。一、用戶側(cè)并網(wǎng)在安裝空間、技術和資金支持方面均不存在問題調(diào)研時,國家發(fā)展和改革委員會能源研究所研究員王斯成向新華社記者表示,在我國規(guī)模化推廣用戶側(cè)并網(wǎng)的光伏市場應考慮以下幾個關鍵因素:一是是否有足夠的安裝空間;二是技術上是否可行;三是在現(xiàn)行政策體制下是否有足夠的經(jīng)費支持;四是在現(xiàn)行的推廣模式下項目是否在經(jīng)濟上可行;五是是否有合適的能夠可持續(xù)發(fā)展的商業(yè)化運作模式;六是建成的光伏系統(tǒng)在用戶側(cè)

14、能否順利接入配電網(wǎng)。據(jù)2009年中國統(tǒng)計年鑒,我國現(xiàn)有建筑總面積410.2億平方米,屋頂面積178億平方米、南墻面積139億平方米,合計317億平方米。據(jù)住建部人居環(huán)境中心測算,實際可利用面積185.1億平方米。按照1平方米安裝60瓦光伏組件,則可安裝11.1億千瓦;即使只利用20%的可利用面積,安裝量也不少于2億千瓦。因此,安裝空間不存在問題。光伏發(fā)電系統(tǒng)在計費點（計費電表）用戶側(cè)并入電網(wǎng),稱作“用戶側(cè)”并網(wǎng)。當光伏穿透率（光伏裝機容量占峰值負荷比例）低時,不會有任何技術問題,美國將這一比例確定為15%,日本為20%。而當光伏穿透功率較大（如超過30%）,在白天負荷較小的情況下,有可能出現(xiàn)光

15、伏總功率高于總負荷,光伏電量則通過配電變壓器向初級高壓側(cè)反送電,被稱作“逆功率”,這會使配電網(wǎng)網(wǎng)壓升高,造成安全隱患。對此,可以采用無功調(diào)壓或安裝防逆流裝置來防止網(wǎng)壓升高,僅會損失部分光伏電量。因此,無論是低穿透率還是高穿透率,光伏在用戶側(cè)并網(wǎng)都不會造成安全隱患，用戶側(cè)光伏并網(wǎng)的電能質(zhì)量和安全性已經(jīng)有國際電工委員會（IEC）標準和國家GB標準,所有技術問題都有成熟的解決方案。2009年,我國啟動金太陽和屋頂項目近300兆瓦,2010年啟動400兆瓦,2011年將啟動約800兆瓦。去年底,財政部副部長張少春表示,2012年以后金太陽工程每年裝機將不少于1000兆瓦,這部分資金并不受每千瓦時電4厘

16、可再生能源電力附加資金的限制。按照1千瓦補貼10.8元（2010年補貼標準,今年已降為每千瓦9元）,1000兆瓦需要108億元。隨著光伏成本的下降（每年不低于8%的速度）,補貼資金將逐年減少,直到光伏成本達到用戶側(cè)“平價上網(wǎng)”（預計這一目標在2015年即可實現(xiàn)）。據(jù)記者了解,除了中央財政補貼,江蘇、浙江、山東和北京市等省市還出臺了扶植金太陽工程的地方性補貼政策,各界反映補貼資金不成問題。調(diào)研時,有關管理部門負責人、業(yè)內(nèi)專家、金太陽項目業(yè)主和設備提供商都表示,推廣用戶側(cè)并網(wǎng)光伏市場,在安裝空間、技術和資金支持方面都不存在問題,但由于存在諸多政策矛盾和機制障礙,旨在摸索和示范用戶側(cè)并網(wǎng)的金太陽工程

17、等與建筑相結(jié)合的光伏發(fā)電項目進展不如人意。二、阻礙用戶側(cè)并網(wǎng)推廣的政策矛盾一一光伏項目享受銷售電價還是脫硫燃煤機組標桿上網(wǎng)電價,按“負荷管理”方式還是電站方式進行管理2009年7月16日,財政部、科技部、國家能源局聯(lián)合發(fā)布金太陽示范工程的通知（財建2009397號）,通知指出“各地電網(wǎng)企業(yè)應積極支持并網(wǎng)光伏發(fā)電項目建設,提供并網(wǎng)條件。用戶側(cè)并網(wǎng)的光伏發(fā)電項目所發(fā)電量原則上自發(fā)自用,富余電量及并入公共電網(wǎng)的大型光伏發(fā)電項目所發(fā)電量均按國家核定的當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價全額收購”。同時明確規(guī)定,“利用工礦、商業(yè)企業(yè)以及公益性事業(yè)單位既有建筑等條件建設的用戶側(cè)光伏發(fā)電項目,單個項目裝機容量不低于

18、300千瓦”。而同年7月24日國家電網(wǎng)公司發(fā)布的光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定（試行）（國家電網(wǎng)發(fā)展2009747號）卻明確規(guī)定,光伏發(fā)電裝機容量超過200千瓦的必須接入10千伏及以上電壓等級電網(wǎng)。此后,雖然該技術規(guī)定起草單位的評審專家解釋說,技術規(guī)定所要表達的是,只要光伏項目的單點接入容量不超過200千瓦,就允許在低壓400伏電網(wǎng)接入,而不是指整個項目的裝機容量;隨著示范的不斷推進,目前的金太陽工程項目發(fā)電容量動輒幾兆瓦,分散在廠礦各個屋頂上的光伏電池所發(fā)電量可以就近接入配電網(wǎng),為就近的用電設備供電,無需將整個項目所發(fā)電量集中上網(wǎng),但5月13日參加由財政部、國家能源局、科技部和住建部組織召開的“金

19、太陽示范工程座談會”的13個光伏發(fā)電集中應用示范開發(fā)區(qū),大多數(shù)都反映,由于該技術規(guī)定表述不清晰導致的理解偏差,當?shù)仉娏疽蠼鹛柟こ添椖考薪ㄉ龎赫?從發(fā)電側(cè)并網(wǎng),并以對待公共電站的方式來管理光伏發(fā)電項目。這就和金太陽工程的“用戶側(cè)”并網(wǎng)和“自發(fā)自用”,即允許用“抵消電量”的方式運行光伏系統(tǒng)的原則直接相抵觸。專家表示,金太陽和光電建筑項目的盈利要點是“用戶側(cè)并網(wǎng),抵消電網(wǎng)電量,自發(fā)自用”,抵消電量意味著光伏電量的價值等效于電網(wǎng)的零售電價。從“用戶側(cè)”并網(wǎng)轉(zhuǎn)變?yōu)椤鞍l(fā)電側(cè)”并網(wǎng),產(chǎn)生的最直接影響就是,將導致光伏電量的價值從用戶側(cè)的銷售電價,一下變成當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價,使項目的經(jīng)濟性完

20、全喪失。金太陽示范工程規(guī)定,國家對光伏項目初始投資給予50%的補貼。據(jù)王斯成測算,以2011年項目為例,我國光伏系統(tǒng)平均造價為1.5萬元/千瓦,國家補貼（今年的補貼標準是平均每瓦9元）后,初始投資為0.6萬元/千瓦,在保證稅后內(nèi)部收益率10%,年滿發(fā)1100小時情況下,合理電價是0.7元/千瓦時。我國很多?。ㄊ校┳?009年11月開始實施峰谷電價,地處東部的北京、上海、廣東、浙江等省市白天的商業(yè)和小工業(yè)用電電價平均為0.9525元/千瓦時（見圖表1）,遠高于0.7元/千瓦時，開發(fā)商可以盈利。而燃煤脫硫電價即使是在東部各省也僅在0.350.45元/千瓦時左右,最高的廣東省為0.49元/千瓦時,兩

21、者相差50%以上。如果執(zhí)行當?shù)厝济弘妰r,即便在西藏年滿發(fā)1963小時,項目內(nèi)部收益率也只有4.24%,西部其他省區(qū)和東部地區(qū)就更低了?？梢?金太陽工程和光電建筑項目若不能享受用戶側(cè)零售電價而以發(fā)電側(cè)燃煤脫硫電價并網(wǎng),則在經(jīng)濟上不可行。并且,與“自發(fā)自用”的自備電站相比,公共電站的建造成本要高很多,報批手續(xù)更復雜、報批時間更長。調(diào)研時,專家指出,在規(guī)定穿透率的情況下,用戶側(cè)并網(wǎng)的光伏系統(tǒng)應當按照“負荷管理”的原則執(zhí)行,屬于電網(wǎng)的不受控單元,其功率波動與負荷的波動在同一數(shù)量級,因此金太陽工程用戶側(cè)并網(wǎng)的光伏系統(tǒng)不應按照發(fā)電站進行管理,做到“只監(jiān)測、不調(diào)度”即可。并且,只要光伏穿透率不超過30%,有

22、功無功調(diào)節(jié)、低電壓穿越等過高的技術要求都是不必要的。此外,應當設置合理的電網(wǎng)接入系統(tǒng)費用和入網(wǎng)檢測費用,對于用戶側(cè)并網(wǎng)光伏系統(tǒng)一般不應超過初始投資的5%。為了金太陽工程的順利實施,電網(wǎng)公司應盡快發(fā)布簡單、易行的用戶側(cè)電網(wǎng)接入標準和管理辦法,而且一定要下發(fā)到地方電力部門,使基層電力部門有章可循。三、突破用戶側(cè)并網(wǎng)的機制障礙一一國家宜修訂電力法，企業(yè)需引入合同能源管理方式創(chuàng)新商業(yè)運營模式,電力部門應創(chuàng)新受賣電機制金太陽和屋頂示范項目一般規(guī)模較小,大部分在幾百千瓦到幾兆瓦。相對而言,實行集中連片示范,形成規(guī)模效應,有利于進一步降低系統(tǒng)造價,也有利于電網(wǎng)集中管理。為此,我國在2010年底首批確定了北京

23、經(jīng)濟技術開發(fā)區(qū)等13個開發(fā)區(qū)作為“光伏發(fā)電集中應用示范區(qū)”,一期建設規(guī)模為170兆瓦。據(jù)初步統(tǒng)計,我國有100多個國家級經(jīng)濟技術開發(fā)區(qū)、高新技術開發(fā)區(qū),平均每個開發(fā)區(qū)面積都在幾十平方公里,可安裝光伏發(fā)電規(guī)模約在100兆瓦,這樣僅國家級開發(fā)區(qū)就可以實現(xiàn)1000萬千瓦裝機。加上數(shù)百個省級開發(fā)區(qū)和工業(yè)園區(qū),可裝機規(guī)模更大。據(jù)了解,在上述13個“光伏發(fā)電集中應用示范區(qū)”中,上海張江和深圳高新區(qū)有不少企業(yè)采取租賃方式,將屋頂租給有經(jīng)驗、有實力、專業(yè)化的大型能源企業(yè),進行集中建設光伏發(fā)電系統(tǒng),所節(jié)省的電費,按照雙方的約定共享收益。王斯成表示,金太陽示范工程的原則是“用戶側(cè)并網(wǎng)”和“自發(fā)自用”。如果是自己的

24、建筑,當然沒有問題,但如果光伏系統(tǒng)開發(fā)商和建筑本身不屬于同一單位,則會出現(xiàn)“為別人省電”和如何進行利益分配的問題。對此,合同能源管理的方式是很好的商業(yè)模式。光伏系統(tǒng)開發(fā)商與建筑所有者簽訂協(xié)議,建筑所有者將省下來的電費按照租賃光伏電源的方式支付給光伏開發(fā)商,而光伏開發(fā)商以租賃屋頂?shù)姆绞綄ㄖ姓呓o以適當補償,這對于雙方都是有利的,是一種“雙贏”的商業(yè)化模式,將有效解決開發(fā)區(qū)眾多業(yè)主很難集中成片示范的問題,而且有利于提高建設質(zhì)量,降低成本,推動規(guī)?；瘧眠M程。但在實際操作中,金太陽工程中的合同能源管理方式遭到了地方電力公司的質(zhì)疑。中新天津生態(tài)城的負責人反映,天津市電力公司明確表示,生態(tài)城中金太陽

25、示范工程的業(yè)主采用合同能源管理方式運營光伏發(fā)電系統(tǒng),就是在向屋頂所有者售電,而我國電力法規(guī)定,除了電力公司,任何機構(gòu)都不得向用戶出售電力。因此,光伏發(fā)電的電量只能賣給電力公司,而電力公司的收購按照天津市脫硫燃煤標桿上網(wǎng)電價結(jié)算。多位業(yè)內(nèi)人士指出,按照現(xiàn)行電力法,采用合同能源管理方式運營金太陽工程中的光伏發(fā)電系統(tǒng),確實有“違法”之嫌。為此,我國應對電力法進行適當修改,出臺包括用戶側(cè)并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)在內(nèi)的分布式能源管理辦法,改變以往的一些電力管理方法,允許大量分布式能源接入用戶側(cè),減少電損、增加供應。同時,為形成多贏的局面,金太陽工程的光伏發(fā)電系統(tǒng)運營商可以支付電力公司0.10-0.13元/千瓦時

26、的過網(wǎng)費,使電力公司能夠回收因售電量減少但基礎電網(wǎng)服務沒有減少而產(chǎn)生的成本。電網(wǎng)接入是金太陽示范工程和光電建筑能否順利實施的關鍵。只要能夠解決光伏系統(tǒng)用戶側(cè)并網(wǎng)和經(jīng)濟、可持續(xù)發(fā)展的商業(yè)化運作模式問題,光伏系統(tǒng)有望在我國出現(xiàn)爆發(fā)式的增長。修訂相關法律,調(diào)整有關政策,電力部門積極配合和服務,是促進金太陽工程順利實施,推動我國光伏產(chǎn)業(yè)快速、健康發(fā)展的關鍵。三)中國屋頂光伏市場調(diào)研報告之三我國是世界上太陽能資源最好的國家之一。經(jīng)過多年的快速發(fā)展,我國已形成較完整的光伏產(chǎn)業(yè)鏈,整體技術水平較高,發(fā)電成本已日益接近常規(guī)火電,具備了啟動國內(nèi)市場的良好條件。當制約快速發(fā)展的政策和機制被突破后，我國將迎來光伏發(fā)

27、電大規(guī)模利用的510年“黃金期”,一如五年來風電走過的發(fā)展歷程。但值得注意的是,從光伏生產(chǎn)大國走向光伏強國,我國還需做好兩方面的工作:一是要重視太陽能發(fā)電行業(yè)標準的制定,二是要加大技術研發(fā)投入和轉(zhuǎn)化力度,以提高我國光伏產(chǎn)業(yè)的核心競爭力,構(gòu)建我國新能源產(chǎn)業(yè)的國際競爭新優(yōu)勢。一、我國已具備大規(guī)模發(fā)展光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)的基礎1、太陽能資源豐富產(chǎn)業(yè)鏈完整、技術水平較高從資源條件看,我國太陽能資源豐富,大部分地區(qū)屬于二類以上資源豐富區(qū),在西部地區(qū)年滿發(fā)電小時數(shù)在1500以上,在東部地區(qū)平均年滿發(fā)電小時數(shù)可達到1100-1200小時,是世界上太陽能資源最好的國家之一。從應用潛力看,我國現(xiàn)有可利用建筑面積約180

28、億平方米,如利用10%就可以至少裝機1億千瓦,年發(fā)電量約1300億千瓦時。另外在西部太陽能資源豐富地區(qū),還有大量戈壁和荒漠,裝機潛力巨大。從產(chǎn)業(yè)基礎看,經(jīng)過多年的快速發(fā)展,我國已經(jīng)形成從硅材料提純、電池制備到組件生產(chǎn)比較完整的產(chǎn)業(yè)鏈,整體技術水平較高,2010年光伏電池產(chǎn)量達到1000萬千瓦,占全球的50%,居世界首位,預計到2012年總產(chǎn)量將突破1500萬千瓦,完全可以滿足國內(nèi)規(guī)?；瘧谩?、資源豐富地區(qū)光伏發(fā)電成本降至1元左右具備了啟動國內(nèi)市場的條件目前,在我國光資源豐富地區(qū)光伏發(fā)電成本已經(jīng)降到1元/千瓦時左右,具備了啟動國內(nèi)市場的良好條件。美國2006年公布的太陽能先導計劃(SAI)對光

29、伏發(fā)電達到平價上網(wǎng)的預測最激進,認為到2015年光伏電價將低于10美分/千瓦時,相當于0.7元/千瓦時;德意志銀行經(jīng)過細致的成本測OFWG&K50iar.cTweeK.com太陽能躲網(wǎng)中國傾先的點陽能光伏普業(yè)媒炷算,預計光伏電價到2015年可達到15美分/千瓦時,相當于1元/千瓦時;2009年日本政府發(fā)布的新光伏發(fā)展路線圖預測,2017年光伏電價達到14日元/千瓦時,相當于1元/千瓦時,2025達到7日元/千瓦時，相當于0.5元/千瓦時。歐洲光伏工業(yè)協(xié)會2009年12月發(fā)布的“Setfor2020”認為,到2020年光伏將在76%的發(fā)電市場達到可競爭。根據(jù)國際上的預測,光伏發(fā)電的電價將在201

30、5年左右達到1元/千瓦時（15美分/千瓦時）以下,與用戶側(cè)的銷售電價相一致,實現(xiàn)“自發(fā)自用”平價上網(wǎng)。2009年,我國光伏上網(wǎng)電價為1.5元/千瓦時,平均火電上網(wǎng)電價為0.34元/千瓦時。按照光伏電價以后每年下降8%,火電電價每年上漲6%測算,到2015年火電電價將上漲到0.48元/千瓦時,光伏電價下降到0.91元/千瓦時,光伏發(fā)電首先在配電側(cè)達到平價上網(wǎng);2020年火電電價上漲到0.65元/千瓦時,光伏電價下降到0.60元/千瓦時,光伏發(fā)電在發(fā)電側(cè)達到平價上網(wǎng)。（見圖表2）圖表2:未來10年我國光伏電價和常規(guī)電價走勢預測充試電F駕軌匝E資料來源:CREIA（中國資源綜合利用協(xié)會可再生能源專業(yè)

31、委員會）3、2020年我國太陽能發(fā)電可望達到50吉瓦年均遞增2吉瓦截至2010年底,我國太陽能發(fā)電累計裝機容量為890兆瓦。我國正在制定的“十二五”新能源專項規(guī)劃確定,“十二五”末太陽能發(fā)電裝機容量將達到1000萬千瓦,比此前的規(guī)劃翻了一番;到2020年,裝機容量將達到5000萬千瓦。業(yè)界認為,2020年我國5000萬千瓦的太陽能發(fā)電目標是合適的。歐洲光伏工業(yè)協(xié)會預測,2020年歐洲光伏裝機的基本發(fā)展模式為100吉瓦,加速發(fā)展模式為200吉瓦,理想發(fā)展模式為400吉瓦,分別占歐洲電力總需求的4%、6%和12%;美國太陽能工業(yè)協(xié)會宣布,美國到2020年光伏裝機將達到300吉瓦,占全部電力需求的1

32、0%;日本計劃2020年光伏裝機容量達到28吉瓦,2030年為56吉瓦;印度計劃到2020年光伏發(fā)電裝機達到20吉瓦。二、從光伏生產(chǎn)大國走向光伏強國我國需注意兩個問題隨著光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)技術不斷進步、成本不斷下降,國內(nèi)大規(guī)模應用的時機已經(jīng)成熟。我國宜緊緊抓住目前的產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略機遇期,加快啟動國內(nèi)光伏發(fā)電市場,形成國際國內(nèi)協(xié)同拉動,提高我國光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)的國際競爭力,從光伏生產(chǎn)大國走向光伏強國。而要實現(xiàn)這個目標,我國在突破相關政策和機制障礙后,還需注意以下兩方面的問題。1、重視太陽能發(fā)電行業(yè)標準的制定構(gòu)建新能源產(chǎn)業(yè)國際競爭新優(yōu)勢調(diào)研時，多位專家表示，我國光伏行業(yè)對IEC（國際電工委員會，負責有關電工、電子領域的國際標準化工作）的參與度不夠。王斯成表示,雖然我國光伏電池產(chǎn)量世界第一,在工程應用方面也做了很多工作,但使用的相關標準都是國外的。以前,我國光伏行業(yè)在IEC中只有兩個代表席位,并且?guī)缀鯖]有參加過IEC的標準制定活動。2011年5月,中國負責舉辦IECTC82年會,我國代表席位增加到12人,但在深度參與IEC國際標準的制定和參與標準草案的討論上還存在許多障礙,如標準草案下載