光伏行业近况和政策探讨0910

光伏行业近况和政策探讨0910

摘要

近年来，中国政府对光伏行业的发展提出了多项政策措施，旨在促进该行业向着高质量、可持续的方向发展。其中，技术要求和产能控制成为了调控的重点，意在通过提高产业标准和鼓励市场化、技术创新来避免过度建设和降低风险。政策倡导利用市场机制和设定合理的准入门槛，同时对光伏行业的招标过程提出改进意见，希望通过行业协会、政府部门和企业三方的合作，解决价格竞争激烈和质量问题。此外，政策也着重于提高分布式光伏的接入和利用效率，积极探索价格形成机制，并强调了绿色电价和差价合约在未来电力市场中的重要作用。面对新提出的分布式管理办法，政策关注点在于确保不同类型的分布式光伏项目能够获得合理收益，并考虑其在绿色低碳转型中的关键角色。总的来说，政府正致力于推动光伏行业的健康发展，通过技术创新、合理政策引导和市场机制改革，平衡风电与光伏的发展，满足国家碳减排目标，实现经济与环境的双赢。

问答

问：针对最新光伏行业的变化，国家政策层面对其产能和技术有哪些具体要求？

答：在国家政策层面上，对光伏产能提出了新的技术要求，并指出当前国内光伏行业正处于新一轮调整的大背景下，不仅能源发展需解决供给、应对消费和实现转型降碳，还要以新技术为主要发展方向。

问：如何看待光伏行业当前面临的产能过剩及招标价格问题？

答：当前光伏行业产能过剩和招标价格过低的现象受到了关注，通过市场化的市场行为、加强准入门槛、改进融资渠道等方式进行调节，并强调必须通过自由资本运作来降低风险，避免将风险转嫁给其他领域投资者。

问：从宏观角度来看，国家是如何调控光伏产能的？

答：国家主要依赖市场化的方式调控光伏产能，通过准入门槛和融资渠道来进行管控，特别是在中央高层对于发展质量和节能减排方面的重视程度不断提高。

问：针对光伏行业招标价格过低引发的问题，目前有何解决方案或建议？

答：为解决这一问题，提出了采用两部制开标和合理均价的方案，并鼓励行业协会发布价格指数以及对某些确定性技术方向提供政策性支持。此外，政府部门应积极配合，严格执行产品质量标准，打击组件功率虚标现象，同时优化营商环境以降低光伏项目的非技术成本。

问：国资委是否会直接对五大六小发电企业提出降低项目风险、提高收益率的要求？

答：国资委可能会根据全寿命周期的角度对发电企业的项目提出共同的要求，但具体是否执行一刀切政策仍需进一步讨论。在不同层级的企业间，可能会因地制宜地做出相应调整。

问：今年对于分布式能源市场的态度和展望是怎样的？

答：今年来，多项关于分布式能源的政策相继出炉，明确了积极接纳并推广分布式能源的决心，尤其提出到2025年分布式能源将实现大规模接入，总量达到5亿千瓦的目标。同时，在具体的交易规则和价格形成机制方面也在积极探索中，比如山东等地发布的推动分布式光伏高质量发展的指导意见，其中涉及到了关于余电上网部分如何结算等问题。

问：面对全面推动分布式光伏的发展，下一步应如何推进分布式能源的入市进程？

答：尽管政策环境正在不断变化和完善，我们应保持积极发展的基调，在当前的基础上更进一步推进分布式能源入市工作。对于分布式能源的价格形成机制，需要综合考虑多种方案，例如直接参与市场化交易、采用聚合商模式参与以及通过差别化定价等手段来保障其合理回报，同时也要注意加强对分布式能源管理办法的研究与完善。

问：中共中央国务院最新的绿色发展战略文件如何看待分布式光伏的发展？

答：根据中共中央国务院系统性落实三中全会精神的第一份全面部署文件，明确提出要积极稳妥推进能源绿色低碳转型，其中特别强调了积极发展分布式光伏的重要性，并没有体现任何约束性的政策导向。

问：分布式光伏的管理办法目前处于何种状态？何时能够出台相关政策？

答：分布式光伏的管理办法仍在新一轮征求意见过程中，预计会在年内推出，具体实施方案可能会对分布式能源进行分类管理，不仅考虑新老划分问题，还会根据不同类型的分布式能源设定相应的比例及价格标准，这包括是否纳入绿色电价形成机制中的考量。

问：对于分布式光伏发电，您认为其是否会影响收益率并可能导致需求下滑？

答：是的，我们担忧即使制定了差价合约定价区间等入市方式后，分布式光伏发电因不再保证收购可能会增加气垫，导致收益率下降进而需求下滑。

问：您如何看待当前能源转型与光伏发展的脉络中分布式光伏发电的重要性？

答：在当前能源转型和光伏发展中，分布式光伏发电不可或缺，仅依赖大基地或集中式项目不足以推进能源转型。

问：为了保证分布式光伏项目的合理收益，具体应该怎么做？

答：首先要尽可能地给予其市场保障，同时还需要降低非技术成本，例如要探索通过多种渠道确保分布式开发业主和企业的合理收益。

问：您如何看待当前从组件制造业前端利润未充分传导至分布式电力消费者的现状？

答：我认为这主要是由于中间环节存在较高的非技术成本，如运营维护费用等。因此，需要找到更有效的方式来疏导和降低成本，确保分布式电力的消费者能够获得合理收益。

问：根据政策变化以及国内面临的限制，您预测未来几年国内光伏行业的后续需求增长趋势如何？

答：虽然面临政策调整和局限性，但从长远来看，光伏行业发展依然具有很大的市场潜力。国家层面要求应对气候变化和实现碳中和目标，这将推动风电和光伏产业共同发展，并可能带来更大的发展空间。不过，实际需求的量化还需结合经济增速、能源消费需求等因素综合考量。

问：今年国内光伏装机中的互用光伏出现同比下降的原因是什么？

答：主要原因是由于全额收购的互用光伏资产面临入市时可能存在政策不确定性风险，导致终端企业降低收购意愿或采取观望态度，进而影响了前端开发进度。

问：对于互用光伏下降的现象，在后续几个月能否恢复增长？

答：恢复增长的可能性取决于政策的早日出台。如果政策能尽快落地并提供明确的未来经济展望，将有利于市场恢复速度加快。

问：如果政策未有新进展，互用光伏是否会延续当前状态？

答：如果没有新的政策出台，可能会延续前八个月的情况，即因政策落地不足导致开发企业和资产收购的不确定性增大。

问：国内光伏装机能否在未来二十年内达到30%的比例？

答：根据目前的预测，若维持每年约250GW的装机规模，二十年后可以达到大约30%的电力消费比例，但这只是峰值预期之一，并受多种因素影响。

问：国内光伏渗透率何时能突破30%？

答：目前预测，到2030年，中国光伏在整个电力消费中的占比有望达到10%，而要实现超过30%的目标，则还需考虑储能技术和氢能等因素的发展以及电力系统的具体运行模式。

问：2007年出台的电网全额收购管理办法与之前的哪些措施有关联？

答：该办法与我们在2006年提出的马亚全额收购以及2009年提出的全额保障性收购都有一定相关性。

问：全额保障性收购监管办法的主要作用是什么？

答：监管办法的作用在于确保政策的完整性及规律性行为得以落实，并非创造出新的要求或规范机制，而是通过对现有实践的监督和指导来推进全额保障性收购的科学落地。

问：全额保障性收购中，电力的具体收购过程是由谁负责的？

答：全额保障性收购的收购过程主要分为两部分，一部分是保量保价的部分，这部分由电网及相关市场主体负责；另一部分则是剩余部分参与市场化交易，形成价格追溯。

问：对于原网荷储一体化项目的全额保障性收购是否有所弱化？

答：并不是所有原网荷储项目都会弱化全额保障性收购的力度。其项目初期规划决定了更多地围绕本地的复合、多元协同，而非仅依赖消纳火电项目，因此这类项目的全额保障方式可能有所不同。

问：原网荷储一体化项目能否参与市场的交易，特别是在非高比例消纳新能源的情况下？

答：原网荷储一体化项目并不排除参与市场化交易的可能性，特别是当其中一部分电量因复合的波动而无法自行消纳时，可以通过反充放电的方式进入市场交易。

问：对于新型储能，如何解决其目前利用率低的问题？

答：针对储能利用率低的问题，一方面可通过让新型储能参与调度运行，符合调度条件时便参与进来；另一方面，研究建立健全新型车价格形成机制是一个较好的策略，有助于促进抽水蓄能和新型储能的发展。

问：如何看待新型储能纳入电价形成机制以及对终端消费电价的影响？

答：形成价格机制对于新型储能的大规模推广是有利的，但也可能导致终端消费电价有所上升。因此，最终解决方案应该是从容量电价和容量市场的角度推进新型储能的发展，并鼓励储能进入容量市场，确保公平竞争。

问：国家是否会取消强制性配置储能的政策？

答：国家层面从未提出过强制配置储能，强制配置主要是由地方政府提出的。随着市场条件的变化和技术进步，如果市场选择允许，原有的强制配置可能会逐渐过渡到市场化的选择。

问：关于未来核电的发展规划及态度是什么？

答：发改委和国家层面的态度是积极加强核电建设，认为核电的经济性和技术优势并不构成主要阻碍因素。尽管如此，在考虑进一步发展核电的同时，也要密切关注未来核电成本与新能源加储能系统成本之间的对比，以及技术更新对布局和经济性的影响。