会议中，时璟丽研究员强调，如果从明年开始实施的绿色证书制度能够切实推行的话，那么对可再生能源的可持续性将是一个极大的利好。

时璟丽介绍道，通常来说，绿证价格是通过市场机制来形成，但是也可以通过比如像英国的设定天花板价格的方式或者是惩罚性的价格来引导绿证的市场价格。所以对绿证进行了两种情景分析，一个是在实行绿证制度的情况下，全国范围内不分资源区在平均水平下实现风电在2020年上网侧达到平价上网。另一个情况是，2020年可再生能源附加补贴资金能够应收1100亿元，但国家补贴的需求是1800亿元，希望可以通过绿证制度把700亿元的缺口补齐。以上两种方案得出来的绿证价格相差0.01元，所以一个绿证（对应一度电）的价格范围基本就是8分钱到1毛钱。如果这样考虑的话，煤电需要加上1分多一点的购买绿证的成本，而光伏企业可以额外获得每度电8分到1毛的收益。这样情况下，一类资源区几乎所有省份在2020年可以达到平价上网的目标，二类资源在不同的地区与煤电的成本和价格也都是非常接近的。

也就是说，在第二种假设情景下，如果煤电企业拒绝购买绿证，那么或将有相关惩罚性措施等来强制推行该制度。

一、光伏发电发展形势

1、政策推动光伏发电市场繁荣

2015年：新增装机1513万千瓦，累计装机4318万千瓦，集中式占比86%；光伏上网电量392亿千瓦时，占比0.7%

2016年：1-5月新增装机1119万千瓦，累计装机5437万千瓦，发电量234亿千瓦时，占比1.03% ；2016年6月预期新增>1100万千瓦，抢装为主因，上半年新增装机中集中式大型电站占比约92%。

由此，2016年上半年的抢装中还是以大型地面电站为主。

2、光伏发电现状分析

限电比例增大

1-6月，全国光伏限电电量36.6亿千瓦时，比例12%；新疆、甘肃比例高，但考虑到上半年大型地面的装机数量占比达到了92%，预估限电范围不仅限新疆、甘肃等地，限电范围可能会有所扩大。

补贴资金需求不断增高

到2015年底累计补贴拖欠达400亿元，光伏为100亿元以上。如果根据现有补贴政策测算，在2020年当年资金需求为1800亿元，可再生能源电价附加应收为1100亿元，存在700亿元的缺口。十三五期间累计缺口为1500-2500亿元之间。

突出矛盾：可再生能源发展空间问题

近期能源和电力增速有限情况下，今年3月份国家能源局连发三个文件叫停或暂缓煤电建设，即使对煤电采取政策来减少装机，从1-5月份的数据看，化石能源发电新增装机（2350万千瓦）依然超过所有非化石能源新增装机（2180万千瓦，其中光伏新增1119万千瓦）。

机遇：电力体制改革进程

输配独立、交易中心、改革发用电计划、售电侧、电网公平接入。无论是分布式还是大型地面电站都要结合电改进行综合考虑。

政策和机制创新需求

十三五期间如果继续延续十二五的政策机制将会带来更多无法调和和解决的矛盾，故十三五期间需要对政策机制提出创新的发展路径，保障国家目标实现，满足可再生能源发展需要，推进电力市场化进程。

二、政策解析

1、政策方向

“十三五”目标：

• 可再生能源在能源消费中比重指标：全部和商品化可再生能源年利用量；商品化可再生能源在一次能源消费中的比重达到12%。

• 可再生能源发电：全部装机7.6亿千瓦，发电量2万亿千瓦时,占比25%；非水电可再生能源发电量在全社会总发电量中的比重提高到9%以上。

• 供热和燃料：替代化石能源1.5亿吨标准煤，占一次能源消费总量的3%。

• 技术进步：大型风机、多晶电池效率、智能能源网。

• 经济性：风电、光伏。

• 约束考核：各省市区能源占比、发电占比。

与既往的可再生能源规划相比，“十三五”可能出现的规划亮点在于对各个地区的能源占比、发电占比的目标提出了约束性的考核指标，目的是为可再生能源的发展争取空间。

“十三五”规划：

太阳能规划：征求意见

多项指标

• 规模：光伏发电装机~1.5亿千瓦（未确定），电量（含CSP)1700亿千瓦时

• 结构：装机占比和电量占比

• 技术创新和成本：效率、国产化率

重点工程

• 分布式光伏

• 光伏+：农、林、渔等

• 大型光伏电站：中西部以有效解决已有弃光为前提

• 领跑者计划

• 光伏扶贫

• 技术创新和配套服务体系

2、近期政策解析

“十三五”方向：光伏发电是可再生能源中最先颁布关于探索项目管理市场化政策的行业

• 光伏：竞争方式配置项目（除屋顶光伏和完全自发自用光伏系统外）；完善光伏发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见（2016年6月公布）

• 光热：竞争性比选，示范项目推进

• 其他尚未明确

2016年6月发布的《2016年光伏发电建设实施方案》分析

亮点：

• 切合电力市场化方向：体现电源侧的合理竞争和优化配置

• 通过竞争发现上网电价，合理降低度电补贴强度

难点：

• 光伏发电产业技术进步迅速，且影响成本和电价的外围因素（接网限电、土地费用、补贴滞后、金融条件、地方政策）多变复杂，电价调整的频度和水平很难及时跟踪实际成本和需求

• 在部分地区，存在企业一手甚至多手转让项目的逐利空间

• 从理论和机制上，竞争性可以较为及时跟踪行业发展形势，综合反映光伏发电技术情况、非技术性因素以及各地区和不同项目的差异情况，得到相对合适的上网电价，降低光伏发电度电补贴强度

关键：组织主体在地方政府，需要系统性设计，一方面需要避免开发企业为争取项目的恶性竞争，另一方面也需要避免在当前地方发展光伏发电、补贴国家买单政策环境下虚假竞争、投标、比选情况的出现。

光伏年度指导规模

近期政策解析——目标引导制度

目标：为可再生能源应用提供持续的增长空间

原则依据：建立明确的可再生能源开发利用目标，根据各地区资源状况和能源消费水平，依据全国总量目标，制定各省（区、市）能源消费总量中的可再生能源比重目标和全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标。

电网责任：对电网企业等规定非水电可再生能源电量最低比重指标。

建立新机制：建立绿色证书制度，证书可通过证书交易平台按照市场机制进行交易。

发电企业责任（政策亮点）：对权益火电发电装机超过500万千瓦的发电投资企业的可再生能源电力投资和生产情况监测评价 2020年除专门非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上，可通过证书交易完成占比目标的要求。

各省市区和电网企业非水可再生能源电力消纳指标

• 年度指标分解和考核

发电企业非水可再生能源电力消纳指标

• 范围：完成指标和被考核范围

• 确定比例基数

• 年度指标确定和考核

政策方向解析——落实发电企业责任和建立绿色证书机制

为了落实2017-2020年指标确定分解以及进行滚动式的考核，2016年4月国家能源局推出了建立燃煤火电机组承担非水可再生能源发电配额指标和考核机制征求意见稿，目前该政策还未正式颁布。如果该政策可以顺利实施，对于落实目标引导制度以及为可再生能源提供的发展空间上将具有极大的意义。

责任主体：燃煤发电企业(含自备)

指标：按燃煤火电机组计非水可再生能源发电量与火电发电量比例：2020 ≥15%年度分解考核指标

实现途径：自建非水可再生能源项目；购买可再生能源电力绿色证书

考核监管：按年度监督考核未达到指标要求，责令规定期限完成；逾期仍未完成，取消发电业务许可证

近期政策解析——全额保障性收购制度

为缓解和解决风光非技术性限电问题以及电价政策执行效力问题（“量”和“价”），向电力市场化过渡打基础，国家能源局于2016年3月推出全额保障性收购制度，该政策的落实重点在于区域确定和保障性小时数的确定。

从小时数来看，各地区光伏确定的小时数都比较高，基本上Ⅰ类地区2000-1500小时，Ⅱ类地区是在1400-1300小时，保障小时数的设定基本与光伏发电标杆电价设计时使用的小时数相一致，甚至还略高。

• 电网企业根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，全额收购规划范围内可再生能源发电项目的上网电量。不存在限制可再生能源发电情况的地区，电网企业应根据其资源条件保障可再生能源并网发电项目发电量全额收购。

• 年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。两部分电量均享有优先发电权 国家核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数并予以公布。

• 保障性收购电量范围内，因电网调度安排导致的可再生能源限发电量视为可再生能源优先发电权或优先发电合同自动转让至系统内优先级较低的其他机组，由相应机组承担对可再生能源并网发电项目的补偿费用。

• 保障性收购电量范围内的可再生能源优先发电权不得主动通过市场交易转让。

2016年6月公布了风光保障性小时数

• 考虑电力系统消纳能力、标杆电价覆盖区域、成本加合理利润

• 对部分风光限电地区规定保障性小时数

• 适时调整

• 重点落实

政策方向——电价和补贴

• 风电光伏电价水平持续下降，新原则：风光随发展规模调整电价水平（风光）

• 全额保障性收购制度如实施后，电价政策和机制调整（风光）

• 输配电改革后，固定标杆电价如何结合市场化实施，逐步转为度电补贴或市场溢价（可再生能源电力） ，将进入多种电价政策并行的形态

• 绿色证书实施后，电价政策和机制调整（可再生能源电力），降低补贴资金总需求，可再生能源发电将通过绿色证书获得一定的收益，可以降低对补贴资金的总需求，对于光伏的经济效应也将是非常明显的

• 地方经济激励政策的作用

三、光伏发电成本下降潜力研究

技术进步和产业升级是促进光伏成本下降最主要因素

过去五年光伏发电成本降低了约60%

• 工商业应用光伏电站平准化成本为大型光伏电站的1.15

• 民用光伏系统成本平准化为大型光伏电站的1.5倍

目的：给各方关于光伏发电成本给予正确认识；分析光伏发电平价上网目标实现的可能性

内容：未来五年成本下降的潜力，以及成本下降的关键环节 实现平价的路径、时间点和条件

方法：重点在于技术进步和产业升级带来的成本变化分析 未考虑限电、补贴拖欠、不合理土地政策等带来的影响国内财务评价方法 2015-2020年

方式：行业协会和多家光伏制造企业支持；滚动研究；近期到中长期

光伏组件

过去五年我国光伏组件价格下降了约70%（2007-2015年降低了约90%）

晶体硅组件成本构成中，硅料及辅材是主要构成，合计占比71%。组件效率、硅利用率、设备折旧因素对组件成本也有明显影响。

组件转换效率的提升是降低组件成本的最大驱动力，其次是辅材成本的降低（包括金属浆料、封装玻璃、EVA、背板、边框、切割线等）。硅利用率的改善也将对组件成本的降低起到重要作用。

组件成本变化因素：

效率提升：“十三五”期间，预计晶体硅组件每年可维持0.2-0.5个百分点的绝对效率的提升 按“领跑者”计划晶体硅组件光电转换效率对应峰值功率表，60片156mm×156mm多晶硅电池片效率每增加一个百分点，峰值功率相应提升15Wp。按2015年多晶硅电池组件平均价格3.8元/Wp计算，相当于每峰瓦价格下降0.21元。按照常规p型多晶硅组件，电池组件每峰瓦价格可有0.4~0.75元的下降空间。

硅料价格下降：按照2015年每峰瓦组件硅料成本0.68元计算，随着硅利用率的提高以及硅料价格和加工费用的降低，每峰瓦组件硅料成本可下降0.3元 。

提高硅利用率：主流割技术多线切割，预计2020年硅片厚度可达到120μm左右，有20μm左右的降低空间。金刚石线切割，具有更低的切割损失，硅片厚度预计可达到100μm左右，未来预计可规模推广。

其他生产技术：如银用量降低，银浆的单片电池用量可能降低至0.25g/电池；铸锭炉尺寸可持续改善，更大尺寸的铸锭炉仍在研发中，单炉尺寸将可能达到1200kg以上；通过细化栅线改进丝网印刷技术等，都是降低组件成本的可能方式。

组件成本变化趋势：随着光伏电池效率的提升和工艺改进，预计光伏组件价格到2018年、2020年可分别降到3元/Wp和2.7元/Wp。

平衡部件价格影响因素和成本降低空间

逆变器系统

•向智能化过渡，组串式与集中式逆变器可能共存，成本下降空间明显

•技术发展将会影响到电缆线径规格的变化从而大幅度降低线缆及铺设的成本

•部分企业开始推出采用SiC和GaN功率模块的光伏逆变器产品。碳化硅内阻很小，可以节省母线电容

•2015年，大型光伏电站，预计到2020年有0.1-0.15元/瓦的下降空间（基于2015年光伏逆变器价格0.2-0.3元/瓦）

光伏电站通信和监控

 •产业逐渐由卖产品向卖服务转型，大幅度降低通信和监控的初始投资，同时提升电站效率，预计到2020年初始投资下降0.2~0.4元/瓦

 •其它设备成本随着电子技术的提高和材料的改进，也会有一定的成本下降空间，预计到2020年有0.1~0.2元/瓦的下降空间

光伏支架

 •受金属价格影响，价格下降空间不明显

运维

 •智能化程度提高，预计到2020年全寿命期运维成本将保持占到初始费用1.5%

集中式光伏电站投资下降潜力

储能的并网光伏系统初投资预计到2020年可在2015年基础上下降约30%， 达到6元/瓦左右。

金融政策影响 

“十三五”期间的五年期及以上基准贷款利率总体下调幅度可能在1-1.5个百分点

分布式光伏成本下降空间更大

平衡部件：技术向着高穿透水平、低发电成本的方向发展。2015年分布式光伏电站光伏逆变器价格在400-500元/千瓦，随着技术进步，成本仍有下降空间，基本上与集中式电站相同，预计到2020年下降到200-300元/千瓦

融资：分布式光伏比较难获得社会资本的融资支持。由于分布式光伏的收益风险大于集中式电站，融资成本相对高于集中电站。考虑到影响分布式光伏收益的风险因素较多，在考虑分布式光伏成本的贷款利息时，按照高于大型集中电站的贷款利率15%测算

发电小时数：分布式光伏受安装屋面倾角以及周围建筑物等因素的影响，发电小时数一般少于集中式电站（测算时按照同地区低于100小时）

投资成本：分布式光伏所用的组件、安装支架等部件的材料和规格与大型电站基本相同，价格也没有什么差别，逆变器等平衡部件虽然与大型电站略有不同，但价格差别不大，核算分布式光伏投资成本时与大型电站相同

光伏发电成本和价格需求下降潜力

光伏发电平价路径