有落后的产业，必然有朝阳产业，国家发改委通过行政手段，鼓励新兴有前景的产业发展，还提供优惠政策支持。近日，国家发改委发布《产业结构调整指导目录（2019年本）》（以下简称《目录（2019年本）》）。《目录（2019年本）》共涉及48个行业，分三部分内容，分别是鼓励类、限制类、淘汰类。

在新能源大类中，太阳能热发电集热系统、太阳能光伏发电系统集成技术开发应用、逆变控制系统开发制造；氢能、风电与光伏发电互补系统技术开发与应用；太阳能建筑一体化组件设计与制造、光伏建筑一体化部品部件都被列入了第一类鼓励类中。

鼓励光伏应用、BIPV等产业

在国家发改委的名单中，鼓励类明确列入了光伏应用、BIPV等产业，正是我们做的项目。当前光伏行业发展遇到了瓶颈，严重依赖国家补贴，产品创新性不足，品牌溢价不高，从事光伏行业的经销商和安装商，利润较低，都是赚的辛苦钱，难于创新拓展新的产品和服务。

面对光伏产业的问题，国家发改委明确指出要发展光伏应用、BIPV等产业，指明了发展方向。特别是阳能热发电集热系统，在前在北方地区已经有了广泛的应用，既能发电，又能取暖，优化了家庭能源，变得更加低碳绿色清洁了。BIPV的前景是我们一致看好的，在城镇建筑中，植入我们的光伏发电，屋顶、幕墙、墙面、窗户都可以是能发电的材料，融入建筑材料的光伏，让我们的建筑更美。

光伏发电走入千家万户

有了国家的支持，光伏发电走入千家万户又近了一步，我们所见的屋顶都能装上光伏发电，政府、民众对光伏发电更加认可，推广了光伏发电的应用。

工商业屋顶是当前安装光伏发电的优质载体，屋顶面积大、消纳环境好、工商业电价较高、完成节能减排任务、隔热降温、加固屋顶等等，都是工商业屋顶安装光伏发电的动力。有了国家的推介，工商业老板们加深了对光伏的认识，主动安装光伏发电。国家项目比如大兴机场的光伏发电项目并网发电，也给普通人科普推介了光伏发电的好处，越来越多的人会跟风学习。

户用光伏是当前最火热的形式，拥有广泛的群众基础。国家鼓励支持的，能省电赚钱、节能减排、理财养老等好处的家庭小型光伏电站，正在走入千家万户。

近日，光伏产业迎来国家发改委、国家能源局等多部委密集发布的政策性文件支撑。

两部委发文完善

优先发电、优先购电体系

11月4日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》（以下简称《通知》），从五方面对完善优先发电、优先购电制度予以安排：

一是建立完善优先发电、优先购电制度意义重大；二是优先发电、优先购电计划需严格界定适用范围，科学编制；三是有效完善政策体系，切实执行优先发电、优先购电计划；四是细化工作程序，规范管理优先发电、优先购电计划；五是明确保障措施，加强事中事后监管。

《通知》表示，优先发电是实现风电、太阳能发电等清洁能源保障性收购，确保核电、大型水电等清洁能源按基荷满发和安全运行，促进调峰调频等调节性电源稳定运行的有效方式。

在清洁能源资源利用保障方面，《通知》要求，纳入规划的风能、太阳能发电，在消纳不受限地区按照资源条件对应的发电量全额安排计划；在消纳受限地区，按照全额保障性收购要求，结合当地实际安排计划，研究制定合理的解决措施，确保优先发电计划小时数逐年增加到合理水平。

风电、光伏发电等清洁能源纳入优先发电、优先购电体系，将有助于风电、光伏发电降低弃风率、弃光率，进而保障风电、光伏电站投资商的经济利益，提高相关市场主体投建新能源电源的市场积极性。

推动可再生能源建筑应用

写入《绿色行动方案》

无独有偶，11月5日国家发改委下发《绿色生活创建行动总体方案》（以下简称《绿色行动方案》）发改环资〔2019〕1696号的通知，再次与光伏发电形成正相关。

《绿色行动方案》从节约型机关创建行动、绿色家庭创建行动、绿色学校创建行动、绿色社区创建行动、绿色出行创建行动、绿色商场创建行动、绿色建筑创建行动，共7个方面做出全盘统筹和系统规划，将成为未来一段时间践行绿色发展理念的国家级行动纲领。

《绿色行动方案》不仅直接提及新能源车，明确要求县级以上党政机关更新公务用车时优先采购新能源汽车，直辖市、省会城市、计划单列市等人口100万以上城市推广节能和新能源车辆等，还在“绿色建筑创建行动”一节就推动可再生能源建筑应用做出细致安排，具体如下：

加强技术创新和集成应用，推动可再生能源建筑应用，推广新型绿色建造方式，提高绿色建材应用比例，积极引导超低能耗建筑建设。加强绿色建筑运行管理，定期开展运行评估，积极采用合同能源管理、合同节水管理，引导用户合理控制室内温度。

众所周知，户用光伏、工商业分布式光伏，搭载储能系统的智能微电网，是可再生能源发电在建筑领域证明成功可行的典范应用。同时，为了推动分布式发展，国家能源局今年启动了最具市场化意思的光伏管理新政，对户用光伏和工商业分布式采用单独的指标管理，成为推动光伏发电与建筑产业深度融合的又一举措。

利好工商业分布式及户用光伏

事实上，为了推动分布式光伏发展，加快光伏与建筑产业的融合，国家能源局、国家发改委、工信部等部委和地方各级政府自2013年以来加大了对分布式光伏的政策倾斜和扶持力度，一系列的优惠政策支持了分布式光伏在光伏总装机中的占比逐年提升。

10月29日，国家能源局新能源和可再生能源司副司长李创军在新闻发布会上介绍，2019年前三季度，全国光伏新增装机1599万千瓦，其中，光伏电站773万千瓦；分布式光伏826万千瓦。从中可见，分布式光伏装机量已超越集中式电站，成为光伏产业发展的重要支撑之一。

而在户用光伏领域，据国家能源局发布的9月、10月户用光伏信息显示，不含10月1日-31日的新增装机数据，纳入2019年国家财政补贴的户用光伏装机量已达427.74万千瓦。若以8月66.28万千瓦、9月92.03万千瓦的新增装机测算，截至10月31日并网截至期限，2019年户用光伏装机量将接近或甚至可能超出500万千瓦水平。

户用光伏大放异彩之时，“推动可再生能源建筑应用”写入中央“钦批”绿色行动七大方案，这对2020年仍将享受国家补贴的户用光伏构成利好叠加，将会进一步带动户用市场快速发展。

近几年，制造业的扩产几乎都放在电价、人力成本低廉的新疆、内蒙、四川等西部省份；

　　从近期各省发布的规划来看，未来几年，青海、四川、陕西、宁夏、新疆等西部省份规划了21GW的光伏基地；

　　光伏行业，要回归西部？

　　一、2013~2019，西部向东部转移！

　　1、光伏电站，一直在从西向东

　　2013年之前，中国一直执行全国统一的光伏标杆电价，分别是1.15元/kWh和1元/kWh。

　　在此情况下，太阳能资源丰富、建设条件好的西部省份，显然是光伏项目投资的优选区域！

　　我们从东部、西部各选取5个省份的装机数据作对比，就可以看得出来！

　　东部五省：山东、河北、河南、安徽、浙江

　　西部五省：青海、新疆、甘肃、内蒙古、宁夏

　　早在2013年底的时候，这十个省份的累计装机规模对比是如下图。

　　而根据国家能源局最新的数据，截止2019年9月底，这十个省份的累计装机规模对比是如下图。光伏项目在全国的分布更加均匀，而消纳能力差的西部五省，占比已经从78%下降到26%。

　　2、东部是光伏制造业重镇与此同时，东部的江苏、河北，作为光伏重镇，在行业中有不可动摇的地位。以江苏省为例，根据2017年7月的统计数据：

　　在工信部发布的符合《光伏制造行业规范条件》企业名单，共244家企业上榜，而江苏就有89家，占到36.5%！而且涵盖全产业链。江苏省是我国光伏产业完备程度最高、企业数量最多的省份。

图：江苏省各环节企业数量

　　说明：部分从事多环节企业统计多次

　　根据中国光伏行业协会的统计数据进行计算，2016年，江苏省的各环节产能和产量在全国遥遥领先。

　　多晶硅环节：产量7万吨，占全国的36%；

　　硅片环节：产量73.7亿片，占全国的46%；

　　电池片环节：产能25.8GW，产量22.6 GW，分别占全国的41%和44%；

　　组件环节：产能34GW，产量23.9 GW，分别占全国的48%和41%。

　　从上面的数据可以看出，江苏几乎占据了中国光伏制造业的半壁江山！

　　二、未来，光伏会回归西部吗？

　　1、制造业，首先回归西部

　　如今，每家光伏制造业都面临巨大的降本压力。西部低廉的电价、人工成本，对自动化程度日益提高的光伏行业，非常具有吸引力！下图是2018年初，王勃华秘书长在回顾2017年行业时做的一张图。彼时，部分耗电大的环节，已经转移到了西北、西南省份。

　　2019年，企业新增产能都放在西部这一现象愈加明显。

　　硅料环节，新疆一直是各企业的投资热点。保利协鑫、大全、新特、东方希望、等一线多晶硅企业的扩产都放在了新疆。永祥的扩产放在内蒙和四川。

　　硅片环节，晶科在四川、新疆大幅扩产；隆基在云南扩产，中环在内蒙扩产。

　　2、特高压，让电站回归西部成为可能！

　　西部太阳能资源丰富，青海、内蒙西部，满发小时数轻松达到1800小时以上，甚至可以达到2000小时以上；几乎是东部浙江省的二倍！前几年，一直受消纳限制，新增装机速度明显放缓。而从去年开始，特高压输电线路的修建，让这些省份重新开始做大型光伏基地的规划。

1）青海~河南特高压：3GW光伏！

　　青海至河南±800千伏特高压外送通道是全球首条100%清洁能源外送示范通道、全球首个千万千瓦级水光风多能互补示范工程。项目力争2019年底青海段输电线路全线贯通，计划2020年6月份试运行。特高压基地配套新能源项目一期建设规模交流侧光伏3GW、风电2GW，光伏项目预计2020年930并网。

　　2019年7月，生态环境部批复了《雅中～江西±800kV特高压直流输电工程环境影响报告书》，项目主要新建±800千伏送端换流站，站址位于四川省凉山州。而早在2019年5月，四川省能源局已经着手在川西的四个州开展光伏基地的规划，每个州安排1~3个基地，每个基地规模1GW以上，20GW以下（500平方公里折合20GW）。如此算来，四川省配套的光伏基地规模在4GW以上，甚至可以达到十几吉瓦以上。

　　3）陕西~湖北特高压：3GW光伏！

　　2019年1月，国家发展改革委《关于陕北～湖北±800千伏特高压直流输电工程核准的批复》中明确，综合考虑通道电网电力平衡及调峰平衡、通道送电能力、新能源弃电率及火电利用小时等，拟配套火电8GW，新能源6GW。

　　根据《陕北～湖北特高压直流输电工程配套电源建设规划环境影响报告书》：

　　按照核准备案新能源装机分布情况，在新能源配套6GW方案下，可考虑风电3GW，光伏3GW。

　　4）宁夏~浙江、山东：2GW光伏！

　　2018年10月份，在最新的《宁夏回族自治区能源发展“十三五”规划（修订本）》中提出到2020年建成10GW的光伏项目。重点规划建设盐池、海原、同心、中卫、中宁、红寺堡、青铜峡、宁东、红墩子等10大光伏园区，以光伏产业发展带动其它领域投资增长，集中培育一批百亿元的龙头企业，使之成为宁夏产业发展、改革创新的排头兵。到2020年，争取光伏发电规模达到1000万千瓦以上，形成千亿光伏产业集群。而到2019年9月底，宁夏累计并网量是8.4GW，离规划尚有1.6GW的距离。

　　而国家能源局在2017年批复的宁夏~浙江的特高压外送通道中，配套了3.5GW的光伏项目。之前完成了部分指标的分配，预期仍有2GW指标的项目尚未建成或未分配。

　　5）准东、石河子基地：9.5GW光伏。

　　早在2016年，国家发改委批复的《新疆准东新能源基地建设方案》中，规划准东新能源基地中规划总规模为7.7GW，包括风电5.2GW、光电2.5GW。

　　其中，至少有1GW光伏项目是在2019年建成。

　　2019年8月，新疆石河子市出台清洁能源替代攻坚行动方案。提出到2020年底建成7GW光伏发电，清洁能源电力装机规模占比由4.26%调整至51.89%，清洁能源发电量占比由1.81%调整至25.74%；并明确了送出方案。

　　综上所述，青海3GW、陕西3GW、四川4GW+、宁夏2GW、新疆9.5GW，一共超过21.5GW以上。

　　未来，西部再次是不是会成为光伏项目投资的热土？

按照相关工作要求，国家能源局对各派出能源监管机构报来的2019年上半年电力辅助服务有关数据和情况进行了汇总分析。现将有关情况通报如下：

一、 电力辅助服务基本情况

2019年上半年，全国除西藏外31个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共4566家，装机容量共13.70亿千瓦，补偿费用共130.31亿元，占上网电费总额的1.47%（详见附件）。

从电力辅助服务补偿总费用来看，补偿费用最高的三个区域依次为南方、东北和西北区域，西北区域电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高，为3.27%，华中区域占比最低，为0.36%（见图1）。

图1 各区域电力辅助服务补偿费用情况

从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰补偿费用总额50.09亿元，占总补偿费用的38.44%；调频（西北区域调频为AGC（自动发电控制）加一次调频，其他区域调频为AGC）补偿费用总额27.01亿元，占总补偿费用的20.73%；备用补偿费用总额47.41亿元，占比36.38%；调压补偿费用5.51亿元，占比4.23%；其他补偿费用0.29亿元，占比0.22%（见图2）。

图2 电力辅助服务补偿费用构成

从分项电力辅助服务补偿费用来看，调峰、调频和备用补偿费用占总补偿费用的90%以上。其中，东北区域调峰补偿力度最大，西北区域调频补偿力度最大，南方区域备用补偿力度最大。总体来看，南方区域整体电力辅助服务补偿力度最大（见图3）。

图3 各区域各项电力辅助服务补偿费用情况

从电力辅助服务补偿费用来源来看，主要来自发电机组分摊费用，合计114.29亿元，占比为87.71%。其他还有，跨省区（网外）辅助服务补偿分摊费用合计0.36亿元，新机差额资金0.79亿元，考核等其他费用14.87亿元，无分摊减免费用（见图4）。

图4 电力辅助服务补偿费用来源

从能源类型的角度来看，电力辅助服务补偿费用的补偿与分摊费用对比如下（见图5）。广东调频辅助服务市场在2019年上半年补偿费用合计3.31亿元,图5未计入该部分费用，本报告除了图5外各处的补偿费用均已考虑了广东调频市场产生的费用。

图5 各类型机组电力辅助服务补偿分摊费用

截至2019年6月底，新疆、甘肃、山东、福建等近20个省（区、市、地区）的调峰市场已投入运行（含模拟运行、试运行），山东、山西、福建、广东等6个省（区、市、地区）的调频市场已投入运行（含模拟运行、试运行）。

2019年上半年，通过辅助服务市场产生的补偿费用共45.63亿元，其中通过调峰辅助服务市场产生的补偿费用共39.28亿元，市场月均补偿费用6350万元；通过调频辅助服务市场产生的补偿费用共6.36亿元，市场月均补偿费用2648万元。2019年一、二季度电力辅助服务补偿费用如图6所示，受供暖影响一季度调峰市场费用明显高于二季度。

图6 辅助服务补偿费用分季度变化情况

各地辅助服务市场的辅助服务提供方以火电为主，分摊方一般涵盖了各种电源类型，个别省份的外来电也参与了辅助服务费用的分摊。图7、图8分别为上半年调峰、调频辅助服务市场已结算运行的省（区、市、地区）市场启动月份的月均调峰、调频补偿费用。其中，调峰市场中辽宁月均费用最高，调频市场中广东月均费用最高。

图7 调峰市场月均补偿费用

图8 调频市场月均补偿费用

一、 各区域电力辅助服务规则执行情况

（一）各区域电力辅助服务补偿费用情况

各区域电力辅助服务分项补偿费用如图9所示，各项费用比例构成各有特点。

图9 各区域辅助服务分项补偿费用

（二）各区域电力辅助服务补偿费用来源情况

各区域电力辅助服务补偿费用主要来源于发电机组分摊费用，在其他费用来源上略有差异。华东区域的一部分费用来自网外跨区水电分摊落地省份的电力辅助服务费用；各区域调峰、调频交易结果纳入补偿分摊统计；东北、西北区域无新机差额款项。

（三）华北区域电力辅助服务补偿情况

图10 华北区域分省（地区）电力辅助服务补偿分项费用情况

（四）东北区域电力辅助服务补偿情况

图11 东北区域分省（地区）电力辅助服务补偿分项费用情况

（五）西北区域电力辅助服务补偿情况

图12 西北区域分省（地区）电力辅助服务补偿分项费用情况

（六）华东区域电力辅助服务补偿情况

图12 华东区域分省（市、区域）电力辅助服务补偿分项费用情况

（七）华中区域电力辅助服务补偿情况

图14 华中区域分省（市）辅助服务补偿分项费用情况

（八）南方区域电力辅助服务补偿情况

图15 南方区域分省（区）电力辅助服务补偿分项费用情况

附件：2019年上半年电力辅助服务补偿基本情况表

附件

2019年上半年电力辅助服务补偿基本情况统计表

单位：家、万千瓦、万元、%

在全球绿色发展理念的推动下，新能源得到快速发展，新能源电价也持续下降。目前，普遍欧洲国家的光伏发电成本已经低于任何其他电价，我国的风光电价也已步入平价时代，随着电价优势的不断凸显，新能源发电也将迅猛增长。

“未来五年，陆上风电会增长320GW，增长排名第二，太阳能增长更为迅猛，风光在今后的五年当中要占全球电力扩展的70%。”日前，在北京举行的“2019北京国际风能大会”上国际能源署高级分析师HeymiBAHAR表示。

公开数据显示，自2014年以来，我国家庭、商业建筑和工业中的分布式光伏系统几乎增加了两倍。到2050年，我国风能占比也将达到26%，太阳能达到18%，合计44%，几乎占据能源的半壁江山。

截至2019年上半年，我国风电发电量占比为6.3%，光伏占比为3%,风电占比约是光伏的2倍，但未来太阳能光伏发电增速预计将远超风能。

扶持政策和技术进步推动分布式发电快速增长

早在本世纪初，我国就探索发展分布式能源；2011年，国家能源局正式发布关于分散式接入风电开发的通知；2013年，我国首次明确了分布式光伏补贴年限为20年，度电补贴为0.42元。近年来，光伏电池和低风速风电机组技术也进步迅速，度电成本快速下降，到目前已步入平价时代，分布式发电在全国范围内形成了燎原之势。

正如HeymiBAHAR所言，十年以前中国分布式光伏基本上为0，但现在已经成为世界上增长很快的国家，2024年中国将成为世界上最大的分布式光伏国家。

2018年，我国集中式光伏新增装机同比下降30.7%，分布式光伏同比增长7.8%。在政策环境不利的条件下，分布式光伏仍强势发展，分布式新增光伏装机容量主要分布在华东、华北、华中地区，向高耗能地区逐渐转移。截至2019年6月底，全国集中式光伏发电装机同比增长16%，分布式光伏发电装机同比增长31%，分布式光伏增速远超集中式。2019年1-6月，全国风电新增装机909万千瓦，中东部和南方地区占比超过50%，主要原因是这些地区分散式风电项目发展快速。

国家发展改革委能源所可再生能源中心副主任赵勇强表示，我国分布式发电未来仍在中东部地区，这种向工商业密集地区发展的方向符合我国工商业电价高的特点，有利于分布式发电产生经济效益和规模经济效应。从国际经验来看，HeymiBAHAR也表示，分布式光伏发电真正的增长是来自于大型的商业和工业，因为它具有规模经济，商业式占到未来增长的2/3。

分布式发电迅速发展的优势是，除了减少输电成本和电网建设外，分布式光伏具有容易安装、维护成本低、准入门槛低等优势，分散式风电具备不占核准指标、不用新建升压站、占地面积小、建设周期短等优势。相比风电，光伏优势将更为突出。HeymiBAHAR认为，技术方面，分布式光伏是最好的，未来五年分布式光伏发电价格，可能会进一步下降15%-25%。到2024年，光伏增长的一半来自于分布式，分布式光伏发电会在未来几年之内翻一番。

尽管我国风光发展形势向好，且资源也极为丰富，但仍然落后领先国家。IEA分析显示，丹麦的风光发电量占比超过50%，西班牙占比约20%，德国超过20%，英国也将接近20%，此外，意大利、瑞典、澳大利亚占比达到10%以上，而中国的占比仅超过8%。除了我国能源逆向分布带来的远距离输电问题，缺乏更为有力、系统的政策和管理措施也是一个重要因素。

高效的放管服和政策措施是推进分布式发电的保障

我国弃风弃光现象长期以来较为突出，在风光发展早期，受国家政策的鼓励，西部地区投资建设了大量风光发电设施，但是由于电网建设相对滞后、难以就地消纳等问题，导致了弃风弃光现象，而许多地方即使有电网配套建设，也存在消纳问题。另外，长期以来，高耗能地区分布式发电发展缓慢。地方上缺乏有力的政策、规划和管理是一个重要因素。

秦海岩认为：目前地方政府管理机构职责不清，并网管理不够透明，致使风电并网缺乏约束力阻碍了我国风电发展。

丹麦能源署顾问PabloHevia-Koch先生认为:政府的合理规划是丹麦风光发展成功的一个重要原因。具体是：

一是设计风能地图。在八十年代的时候丹麦进行了最早的风能资源映射，绘制风能地图，带来非常准确的概念，能了解各地方的风能潜力。

二是专家组和地方政府因地制宜规划。丹麦能源署向地方选派专家，结合不同地区的风能资源特征城市建设特征进行规划。

三是要有明确的市场准入。准入规则应该公开透明，可以使开发得到保障，并确定其投资和建设可以获得许可，而不是充满风险。

四是理顺政府管理。不同主管部门出台各种规定，但有一个主管部门可以保证允许进行安装。这个部门在两个环节需要参与，开发商提出开发申请和环评。

同时，PabloHevia-Koch先生认为，中国发展分散式光伏稳定的政策和公开透明的鼓励过程比较重要。

德国能源署项目负责人CarolinSchenuit女士认为，在环评和公正听证会环节和丹麦相似，但是德国政治体系比较复杂，不像丹麦有一个主管部门可以决定，政府对在哪些地方可以发展可再生能源有争议，没有提供一站式服务，对选址有严格要求，对自然保护争议大，造成开发进度缓慢。

与上述国家有所不同，我国风光资源远离高消费地，西部通过特高压电网远距离输电存在输电成本高和并网技术问题，导致风光输送比例低、经济效益低。随着风光技术进步，发电效率不断提高，成本逐渐下降，中东部和南部地区发展分布式发电的经济效益逐渐突出。近期，中东部和南部的分布式发电开始升温，但是另一个问题逐渐暴露，这些地区农用地多，不像西部地区有很多沙地和荒漠等未利用地。根据政策规定，风光分布式发电项目不得占用永久基本农田，管理流程复杂，新的国土空间规划仍不清晰，成为分布式发电的新阻碍。

用地管理是制约风光发展的关键

我国政策禁止风光建设占用基本农田和草地的顾虑主要是，不减少耕地面积并保护生态。从使用面积上来看，风电建设使用面积较小，节省了电网建设和发电厂建设，且风光建设可以选择零星劣质土地或不规划耕地的公路和铁路周围。从生态保护上看，近一个世纪，全球荒漠化面积增长了一倍，而我国更是荒漠化和沙化面积高占比国家，主要受化石能源影响，风光的科学开发可以减缓化石能源对土地的侵害，保护土壤。

丹麦能源署顾问PabloHevia-Koch先生表示：丹麦有5700多个风机安装量达到4.4千瓦，而且5700多有3900在农田里，丹麦是具有农业生产优势的国家，将风机养护降到最小化，这样更优化土地使用，尤其是分散式风电，有灵活使用土地的优势，实现土地使用、农业生产及能源发展兼顾。同时表示，至少过去三四十年当中没有看到风机对农用地有很大的影响，包括天气、农业、食物和动物。

CarolinSchenuit介绍德国的情况表示：在农用地上可以有所豁免，但不包括高质量农用地。并表示没有听说过哪个粮食作物因为装了风机就减产，认为风电和光伏距离农作物较远，几乎没有影响或影响很小。

并网消纳应通过市场机制和系统方案解决

如果说我国东部地区人口密集度高、农用地占比高，而西部地区风光资源丰富、分布大面积的荒漠化土地，是属于我国的特殊国情，与德国和丹麦用地的资源环境还存在较大差异。那么，分布式发电并网问题则相对更具有普遍性。与集中式发电通过特高压远距离输电不同，我国分布式发电更侧重就地消纳，成本更低，并网竞争优势将越来越突出，并且未来可以实现通过储能应用加价格引导在高峰时段并网反送电起到调峰作用。

国际能源署高级分析师HeymiBAHAR认为：上网电价直接影响电网积极性，实时电价是比较好的解决方案。另外，发展分布式发电将增强自发自用、减少并网，并将余量并网，更多的分布式发电可以来平衡电力系统。

在政策保障上，丹麦能源署顾问PabloHevia-Koch认为：有一个专门负责来确保项目运作的机构很重要，保证实现一定的产能，能够降低输电的成本，又在输电的时候减少损失。

除此之外，分布式发电并网还有一个问题，就是其不稳定性造成并网后对电网带来冲击。逐渐成熟的微电网将是一个比较好的解决方案，微电网包括储能装置，分布式光伏和分散式风能通过储能装置实现电能储存后，可实现稳定并网。实际上，我国分布式发电未来主要在人口和工业聚集的高耗能地区，所发电量一般都难以满足本地区需求，从市县配电网等层面看，分散的电能对储能技术的需求相对不高。而电动汽车的普及，更是增加了许多低成本的储能装置，可以通过微电网实现负荷低谷期充电、高峰期向配电网返送电，减少电厂建设，平衡电网输电压力。

一、前三季度光伏新增装机15.99GW

　　根据国家能源局新闻发布会上公布的数据，2019年前三季度光伏新增装机15.99GW，其中光伏电站7.73GW，分布式光伏8.26GW。由此推算，第三季度单季度新增装机4.69GW，新增装机数据与中电联前期公布的数据接近，略低于年初预期。

　　第三季度装机以分布式光伏为主，户用分布式成最大亮点。2019年第三季度国内新增光伏装机4.59GW，其中分布式光伏3.68GW(占比80.17%)，地面电站仅0.91GW(占比19.83%)，分布式光伏占绝大部分。其中，户用分布式光伏贡献了较大的增量，第三季度新增分布式光伏2.067GW，占全部装机的45.03%。户用分布式光伏增长较快的主要原因包括初始投资成本大幅下降(6-7元/W降至3.5-4元/W)、金融支持力度提升(以地方性银行为主，部分可以做到0首付)以及基于补贴调降预期的抢装效应等。

　　地面电站装机较低(第三季度环比减少79.41%)是装机量低于预期的主要原因。2019年上半年处于新政制定阶段，构成2019年新增需求主体的平价和竞价项目名单分别于2019年5月、7月公布，由于政策下发较晚，主要地面项目三季度基本处于前期准备阶段，未能形成有效并网装机。

　　二、四季度将迎来需求高峰

　　根据申报的预计投产时间，平价项目中预计有4.75GW于2019年底前并网。我们梳理了2019年22.79GW的竞价项目，其中投资主体为央企、国企和大型民企的项目超过11GW，与此前智汇光伏预估的10GW已开工的竞价项目基本吻合，这部分项目将是四季度装机的主力军。加上四季度本身也是海外市场的旺季，因此四季度将迎来需求高峰，产业链供需将显著改善。而近期的硅料、PERC电池片价格止跌回暖以及单晶硅片价格保持不变也初步反映了需求的提升。加上光伏扶贫、存量的示范项目、特高压项目等，四季度国内新增装机15GW以上，全年新增装 30-35GW。

　　三、2020年上半年仍有需求

　　部分竞价项目递延，2020年上半年需求不悲观。由于竞价项目要求于2019年底前并网，每延后一个季度补贴降低0.01元/kWh(延后超过两个季度取消补贴资格)，因此剩余11GW主体资质欠佳的竞价项目中有部分项目较大概率将递延至2020年上半年完成。户用光伏市场已初步发展成熟，待年底或2020年初政策明确后抢装仍将继续，将在2020年上半年完成大部分的装机(户用光伏逐月上报，年度总量控制)。加上计划于2020年630前并网的1.5GW领跑者奖励指标项目、存量的示范项目、特高压项目等，2020年上半年国内需求并不悲观。海外市场，从历史经验看一季度一般是全年的次高峰，而平价上网带来的内生性需求也仍在持续。

世界就极端气候和碳排放对环境的威胁正在采取行动，各国正将注意力转向可再生能源。

　　到2024年，短短5年内，预计全球可再生能源使用量将增长50%，风能和水电项目的建设速度也很快。

　　这一预测来自国际能源署(IEA)，该机构在其最新报告中宣布，可负担的成本将促使全球太阳能发电能力在未来五年内增长到600GW。

　　该报告预测，到2023年，所有可再生平台的清洁能源产量将增加1.3TW。

　　近几个月来，气候行动和气候变化一直是全球媒体关注的焦点，其中包括16岁的气候活动人士格里塔·腾贝格(Greta Thunberg)在联合国气候行动峰会(United Nations Climate action Summit)上发表的激动人心的演讲，以及Extinction Rebellion等组织在世界各地发起的抗议活动。

　　但根据国际能源署的报告，可再生能源迅速崛起的主要原因是太阳能、风能和水力发电技术相关的成本下降。

　　到2024年，仅太阳能发电一项的成本就有望下降15%，这将促使更多的家庭和企业安装太阳能电池板。

　　这意味着，到2023年，可再生能源的使用量将超过天然气和其他能源，占全球总用电量的30%。

　　美国和欧洲的太阳能和水电、风电项目的大量增加构成了IEA预测的基础，但可再生能源的真正驱动因素可能会让一些人感到意外。

　　中国在可再生能源利用方面处于领先地位——预计中国将成为可再生能源革命的主要领导者，占全球扩张的40%以上。

　　根据荷兰PBL环境评估机构(PBL NEAA)的数据，2017年，中国的二氧化碳排放量占全球的28.3%，并且是其他有害温室气体排放的主要贡献者。

　　但中国在龙阳峡大坝也有大型太阳能发电厂(400万块电池板产生850MW电力输出)，在腾格里沙漠中还有世界上最大的太阳能发电厂，装机容量1500MW。

　　另外，国际能源署的数据显示，逾60%的太阳能电池板产自中国。

　　该机构预测，未来5年，中国将新增438GW的清洁能源，在绿色能源产量方面将超过欧盟。

　　到2040年，煤炭在全球总能源中所占比例预计将从27%降至22%。

29日，国家能源局新闻发布会公布了前三季度光伏发电新增装机数据——截至2019年9月底，光伏发电装机1.90亿千瓦，三季度光伏新增仅4.6GW，前三季度累计16GW，创四年内新低。一时业内哗然，说好的40GW、45GW呢？因此有人断言，2019年30GW将是“一大关”。为何会有如此之大落差，2020年光伏的走势又将如何？

　　政策迟缓落地成主因

　   在2018年，甚至2019年年中，业界对2019年的装机量相对持有较为乐观的预期，预估40GW左右。国家能源局在对《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）进行解读时预估2019年“光伏发电项目建设规模在5000万千瓦左右，预计年内可建成并网的装机容量在4000~4500万千瓦左右，能够保障光伏发电产业发展合理规模，实现光伏发电产业稳中求进”。

　　但是随着三个季度过去，16GW的总量与能源局最低的预估标准40GW还相差24GW，要在最后的一个季度完成24GW几乎不可能。

　　而造成此种结果的原因，某公司相关负责人认为政策迟缓落地是主因。由于政策的迟迟不落地，让国内的光伏人顾虑重重，毕竟经过“531新政”的洗礼之后， “一朝被蛇咬十年怕井绳”成为光伏人的普遍心理。并且由于政策不落地，人们惦记的补贴额度、规模大小、竞价标准等没有明确的官方说法——即使面对项目，也不敢动工。

　　平价优先影响竞价项目

　　“新政会在一月份落地……”“新政会在二月份落地……”“新政会在三月份落地”……五月末，几乎光伏人较为关注的政策基本全部落地，但随着相关流程的落实到位，留给大家的施工时间最多只有半年，但由于地域差异，个别地区的施工期可能更短，留给光伏人的施工期较为紧迫。

　　而平价项目优先于竞价项目申报的举措，在一定程度上影响了竞价项目的申报。国家发改委能源研究所研究员王斯成曾认为，“这样很可能造成消纳空间被平价项目占据，由此导致补贴项目没有足够的消纳空间，项目单位也会犹豫不决，反而造成30亿补贴的浪费，这样并不利于光伏产业的发展”。而现实也的确证实了王斯成的说法，竞价项目并未如预期中的爆发，随之将剩余补贴用到户用补贴当中成为了较为强烈的呼声。对此，有人认为今年的平价项目“推得急，实际情况还达不到如此程度”。

　　当然，补贴这一老问题仍是制约光伏发展的重要因素之一，虽然对于2019年的补贴政策有了明确的规定，但是以往的“欠补”，让部分人和企业“底子薄，心里没底”。

　　2020年政策早落地成为关键

　　在平价上网的最前夕，2020年我国光伏装机量会达到多少，成为部分人讨论的话题。

　　“如果2020年政策早落地，那么2020年很可能会强于2019年。”虽然有人预测2020年相关政策较之2019年不会有更多的变化，基本会按照2019年相关政策进行，以稳定的政策延续性保障光伏更好发展。但是在正式文件没有下发之前，该种说法也只是猜测，并不能作为重要的参考。

　　“如果能够保持2019年政策的稳定性，并且在2020年1月前下发，那么对于整个光伏行业来说就是利好。”一业内资深人士表示。

　　根据非官方消息，2019年前三季度国内光伏新增装机量出现四年以内最低，但是出口量却呈现增长。而其主要原因除了海外个别市场的爆发外，海外相对稳定的政策也让企业保持相对较强的信心，出走海外成为较好的选择方式之一。

　　当然，2020年光伏总体发展依旧与补贴落实有着较为紧密的关系。虽然前段时间媒体曝出有关补贴的相关政策，但是对于拖欠的补贴何时到位依旧没有明确的说法。但是在该政策没有正式公布之前，人们还是对其有一定的期待。“不管给不给，首先要给大家一个明确的说法，而不是不声不响，这样会严重影响大家的信心。”该负责人强调。

能源革命是我国当前的重大国策之一，其核心是能源的清洁化。我国能源禀赋特征是，富煤贫油少气，风能和太阳能不但资源丰富，也是业内公认的清洁程度高的能源，因此，近年来，风光在政策支持下得到迅猛发展，成为新能源发展的主力。

在全球以绿色低碳发展成为共识的背景下，我国肩负更大的减排任务，清洁能源在深度和广度上都将出现新的发展局面。IEA预测，到2024年，全球可再生能源将增长50%，太阳能光伏和风能将在未来五年占全球发电能力扩张的70%，分布式光伏发电的增长将达到和陆上风电一样的增长速度，而中国的分布式光伏发电能力将成为世界最大的增长点。

但是，我国近年风光发展虽然迅猛，发电占比却不高，且整体呈现增速下降趋势。

国发能研院、绿能智库认为，我国风光电价长期高于煤价是导致其占比低的重要因素之一，近期的补贴退坡使得行业发展更为疲软，但是不久的将来随着成本快速下降将扭转目前电价不利局面，绿证的推广也使得补贴对行业影响逐渐削弱。实际上，在大多数国家，分布式太阳能发电成本已经低于零售电价。

高输电成本是造成我国风光电价高的一个重要因素之一。和许多风光大国可以实现就地消纳不同，我国风光资源丰富地远离高消费地的逆向分布特有国情才是影响我国风光发展的关键，远距离运输增加了输电成本。虽然我国从2010年后大规模发展特高压实现了集中式发电的远距离运输，但是，电网输送能力有限，加上光伏上网电价下调、补贴资金拖欠等因素，致使近期光伏装机大幅减少。另外，随着技术的进步，就地消纳的发电效率逐渐提高，发展分布式发电优势凸显，因此，中东部和南部地区装机明显增长。但这些地区土地资源稀缺，农用地占比高，用地成了分布式面临的新难题。未来，我国风光发展必然是集中式和分布式兼顾，那么，并网和用地成了制约风光发展的关键。

风光发电占比低且增速呈下降趋势

IEA分析显示，丹麦的风光占比超过50%，西班牙风光占比约20%，德国后来居上成为风光占比第2位的国家，超过20%，英国也将接近20%。此外，意大利、瑞典、澳大利亚风光占比达到10%以上，而中国的风光占比仅超过5%。

从2012-2018年，我国太阳能发电量从36亿千瓦时增长至1775亿千瓦时，平均每年增长高达8.3倍。太阳能发电量占比从0.1%到2.5%，占比逐渐加大。而发电量增幅（比上年增长）从414%降低到50%，总体呈现减弱态势。2019年上半年，全口径并网太阳能发电量为1063亿千瓦时，同比增长29%，增幅减弱趋势明显。

从2010年至2018年，我国风能发电量从497亿千瓦时增至3660亿千瓦时，平均年增幅为0.83倍。风能发电占比从1.2%增至5.2%，发电量增幅（比上年增长）则从78%降到了20%，尽管2016年出现了反弹，但整体发电量增幅呈下降趋势。2019年上半年，全口径并网风能发电量为2145亿千瓦时，同比增长11.5%，增幅减弱趋势明显。

我国风光资源丰富，但发电占比不高的一个主要原因是，我国风光资源丰富地在西部和西北部地区，远离高耗能的南部和中东部地区，因此，需要将资源丰富地区风能转化为电能运输至高消费地区。而风能发电占比高的欧洲国家，更多是就地消纳，不需要远距离运输。

远距离输电受成本技术制约

我国的风光远距离集中式电站输电通过特高压电网实现，面临两个问题。

一是特高压投资成本高。公开资料显示，酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程，线路长度2386千米，工程投资253.37亿元，平均约10公里需投资额1亿元。扎鲁特—青州±800千伏特高压直流输电工程，线路长度1228千米，工程投资208亿元，平均约6公里需投资一亿元，受建设条件等因素影响，单位投资成本更高。

二是风光的不稳定性造成并网困难。光伏、风能等作为不稳定电源在并网的同时会对电网造成冲击，受技术制约，并网容量受限。

因此，特高压作为风光远距离运输的解决方案，不仅成本高，而且存在技术瓶颈使风光并网容量受限，成为弃风弃光的一个主要原因。

高耗能地区用地受政策约束

高耗能地区主要分布在南部和中东部，人多地少，土地资源稀缺。虽然资源丰富程度不及西部，影响发电效率，但是却可避免特高压电网的缺陷。没有大面积荒地沙地建光伏和风能电站，却可见缝插针，利用各种空间发展分布式发电，例如：渔光互补，工商业屋顶光伏，分散式风能。也有利于民间资本介入解决融资难问题，实现就地消纳。且无人机技术和信息化通讯技术将对分布式发电的维护难问题带来新的解决方案。

近期，我国风光新增装机容量逐步开始向中东部和南部高耗能地区转移，这些地区风光发电项目与煤电相比，成本差距较小，市场需求高。但同时却遭遇了另一个难题：用地难。中东部和南部地区一般是人口密集区，农用地占比高，而农用地是禁止同时另作他用的，成为发展风光的另一个障碍，且用地成本也明显比西部高得多。

并网用地问题的展望

国发能研院、绿能智库对该问题的展望如下：

海上风光发电迅速发展有望缓解用电紧张。到2030年，我国中东部地区最大用电负荷将达到约9.7亿千瓦，需采取集中远距离输送与分布式就地消纳并举来满足用电需求，其中，受入电力流超过3.6亿千瓦，陆上分布式电源开发潜力仅有1.7亿千瓦，还剩余4.4亿千瓦缺口。我国东南部多地区临海，海上风电资源丰富，就地消纳方便。2018年，我国海上风电总装机445万千瓦，在建647万千瓦，成为世界第三大海上风电国家，海上风电将持续呈现高速发展态势。我国海上风电预计可以在未来5年内实现平价上网，有望缓解高耗能地区用地难带来的用电紧张。

风光用地需因地制宜。禁止农用地进行风光建设，主要顾虑是：一是保障农用地面积不减少，二是不能对周围生态环境造成影响。事实上，相对电网建设用地和交通用地，风光建设相对占地要小的多，分布式发电更是要利用小面积的闲散土地或农用价值低的土地。光伏可实现互补发展，增强土地利用效率，而风能可通过建设大功率风电设施减少建设密度，从而节约土地。

从另一个角度看，高耗能地区发展风光可以实现更多社会价值。

一是改良土壤。一个世纪以来，全球沙漠化土地面积增长了一倍多，主要受化石能源影响。我国是煤炭大国，也是世界上荒漠化、沙化面积高占比国家，发展清洁能源有利于缓解气候变暖，改良土壤。也就是说，风光占用闲置和劣质农用地，却可以保护优质农用地退化，并可能改良已经退化的土地变为农用地。

二是节省电网建设用地。风光小范围用地的同时，也减少了更多的电网建设用地。

因此，因地制宜在高耗能地区推进分布式发电，在保障农用地不受影响的条件下，既可以实现清洁能源发展，也可以改良土壤，若合理规划，甚至增加农用地面积。

国家已出台政策推进分布式发电发展，例如：《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》，将农业大棚、鱼塘等列入分布式项目。对占地少却能提高地方清洁能源占比、同时也减少电网建设的风光项目，值得未来政策积极探索。

推进并网技术研究。新能源并网对电网产生消极影响，直接限制了新能源的发展，影响了新能源的并网容量。我国未来的并网技术在直流输电技术、并网方式、智能化控制技术以及调度技术这四个方面的研究与开发需要进行强化。2019年8月31日，国网冀北电力公司在国家风光储输示范电站完成了国内外首次区域电网中的故障过程的真实重现，并且完成了真实电网故障下的虚拟同步机功能测试，为我国风光新能源设备的并网功能测试提供了最有力的技术支撑。我国应继续加强并网技术研究，助力我国清洁能源占比快速提高。

利用氢能实现能源转化。随着氢能的发展，风光资源丰富地难以并网的风光电能，可以在低谷时段转化为氢能，在用电高峰期用氢能发电，不仅充分利用了风光资源，也将间歇性和波动性大的风光电能转为稳定的氢能发电，减少并网时对电网的冲击，缓解了技术处理难度。