“从国家的光伏补贴政策可以看出国家对光伏发展的引导和方向。第一个是光伏的发展从资源丰富的地区要向欠发达地区倾斜。第二是西部地区向中东部地区发展。第三是集中式向分布式方向发展。”

8月25-26日，首届全国用户侧储能细分市场开发与应用高层研讨会在江苏无锡太湖饭店召开。会议由江苏省电机工程学会、国网江苏省电力公司电力科学研究院、全国微电网与分布式电源并网标准化技术委员会、中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合主办。会议吸引了国内近400位学术和行业专家及企业高层代表参会。中国电科院新能源研究中心储能应用室主任杨波在会议上,就“分布式光伏的发展以及储能应用前景”发表了精彩演讲。

演讲全文如下：

杨波：大家好。因为我们中心一直在中电联争取户用光伏和储能的团标，我就讲讲分布式光伏的发展以及储能应用前景。

第一个是分布式光伏发展的现状和问题。我们中国光伏政策从2002年就开始送光明下乡、送电下乡。从2009年开始金太阳工程，但光伏真正发展从2013年6月份开始做度电补贴之后，就确立了标杆定价和分布式光伏度电4毛补贴，从此开始了比较快速的发展。国网公司从2012年开始对分布式光伏和分布式电源做了一些政策，2012年12月份和年初都制定了光伏接入的政策，当时是鼓励和接受分布式电源在电网的大量应用，是免费接入、免费检测、免费验收，在分布式光伏接入这块基本上都是免费工作。另外分布式光伏接入电网的费用和改造都是由电网公司承担。在2012年之前国家和电网公司在分布式电源的发展方面还有一些博弈，在这之后基本上是比较和谐的、统一的推动这个事情在发展。

从2015年开始，光伏和分布式光伏的发展超越德国成为全球第一光伏的装机大国。2016年、2017年还保持着快速增长，今年上半年1到7月份，24个GW，原来规划是“十三五”期间到2020年规划105GW光伏，但是今年装机到7月份已经达到102G，这个发展速度是非常快。但是105GW是国家能源局对2020年光伏规划最低限制，最高应该是150GW。2017年1-6月份增机是24GW，2016年大概是22个GW，同比增长了10%左右。其中光伏电站是17个GW，同比减少了16%，分布式光伏装机今年新增7GW，跟去年相比增长300%，分布式光伏的发展是非常快的，去年大概是两个GW左右。全国光伏总装机达到了102G，现在光伏电站增收减缓后，分布式光伏快速发展阶段今后包括到2020年期间，趋势肯定就是这样的，因为今后受集中式光伏电站有些指标控制，发展增速会越来越慢。

这是我们国内从2010年开始光伏的补贴情况。从2010年全市标杆电价是1.1元，上网电价是比较高的。从2013年6月份开始做了一些比较细则的补贴定价。全量上网的光伏电站分三类地区，一类地区、二类地区、三类地区制定了不同的上网标杆电价。一类地区是每年发电小时大于1600小时，主要是西北地区。二类地区是每年发电小时在1400小时到1600小时之间。三类地区是1200小时，应该是江浙苏南这一块。电价补贴政策还有自发自用这一块，每度电补贴四毛二，这几年有光伏补贴之后发展非常快，而且补贴政策也做了一些调整，调整的趋势很明显。一类地区下降幅度最快的9毛钱降到了6毛多，降了两毛五，下降的幅度是非常大的。三年多的时间降了两毛五，幅度接近30%。三类地区像江苏，从一块钱降到了八毛五，降了15%。分布式光伏自发自用补贴政策还是四毛二，曾经有说今年630之前分布式光伏补贴下降到0.35，最后补贴还是没有动。

从国家的光伏补贴政策可以看出一些国家对光伏发展引导和方向。第一个就是光伏今后的发展从资源丰富的地区要向欠发达地区倾斜。第二个是西部地区向中东部地区发展。第三个是集中式向分布式方向发展。所以可以看出来这一块补贴维持还是比较高的标准。

另外看看光伏成本的一些变化，我们所里从2009年开始做光伏，当时一个瓦的光伏成本是10块钱，非常高，再高是36块钱。为什么2009年国内要开始做光伏补贴政策?因为是国外对国内做反倾销，所以国内市场开始了光伏补贴政策。从那之后国内市场开始发展，国内的规模化生产也使成本大幅下降。2012年光伏组件成本到了8块钱，2014年到了接近4块钱左右，2017年光伏成本630之后到了2.5元左右，现在整个系统建设都在5.5元左右。整个系统建设一个千瓦的成本在5500元，下降的非常快。这带动了今后光伏在民用和社会上发展的一些经济性效益的变化。

这是光伏效率和成本的变化。最近几年开始光伏效率也在不停提升，2017年的市面上多晶效率达到了19%，单晶效率达到了20%。国家补贴里面要求到2020年，光伏转换效率达到23%。光伏效率提升意味着每个千瓦的投资成本下降，15%到19%提升了四个点，但是整个效率提升了30%。相对而言单位的投资成本下降了。可以想像到2020年，投资成本还会再下降，2009年大概每个千瓦的投资成本是10块钱，系统建设大概是2倍，每千瓦时2000元，2017年目前已经到了2.5元，整个系统成本是5500元下降幅度是比较惊人的。

回过头再看看光伏产品下降以及补贴导致用户收益的变化。一个是工商业主自己建设自己投资运维的系统，目前在江苏白天如果是峰谷电价折成等效用电一个千瓦的用户，用电可以到9毛钱左右，加上国家的补贴大概一度电能收益1.32元。一年江苏和无锡是1200小时略有上下，每年收益下降到1560元。投资成本按5500元算不到四年就能收回来。自有资金更低的话回收率是更高的，可能还不止这个数。如果利用成本可以把自有资本回收利率算得更高。第二种就是工商业用户第三方投资。以前都是按大概80%左右分，这样管理公司大概能收1326元左右。这个比例是要谈的。目前因为效率收益比较高，用户分成提的要求越来越高，可能15%用户已经不太满足了。按这个计算是四年多一点把成本收回来，这也是非常高的收益额。另外一个就是全价上网。可能合同管理说找一个用户，但是这家用户的投资运营情况不太好，跟你分成电价要找你收电费，我宁可少赚一点到时候要保持现金流回收款项比较顺。江苏属于三类地区就是八毛五，一年下来的收益给用户分10%大概一年收一个千瓦时910元，按这种情况，2016年可以收回了。还有一种就是户用光伏，也是六年左右收回。浙江已经开始启动户用光伏，在全省100万户的光伏，江苏这两年户用光伏发展非常快。分布式光伏投资的效率还是相当高的。第二个就算没有补贴投资，自建也是有相当的收益。还有就是关心补贴会不会取消。我觉得暂时不会取消，因为补贴如果做大幅变化会对整个产业造成比较大的影响，产能消纳和市场反应都非常大，所以补贴会下降，但是不会有快速的停止，这个不用太担心。

这是分布式光伏的装机变化。应该说2016年、2017年发展非常快，今年上半年装机是7个GW，全国跟去年相比增长了300%。而且按照“十三五”规划150GW，里面光伏装机60GW是做分布式光伏的，所以这块差额还是比较大。但是我们整个光伏缺口大概在50GW不到，今后三年按照国家规划来说重点发展就是分布式光伏。可能整个光伏发展每年是15GW的速度，但是分布式光伏要加13个GW每年，今后三年分布式光伏的发展绝对是光伏里面的重点。但是行业里判断以目前的收益率，2020年150GW的规划是完全挡不住的。有行业分析，按照目前每年40GW装机到2020年，应该可以达到250GW或者保守一点会到213GW。国家的规划是远远赶不上发展的。2006年国家规划光伏装机是1.8GW，2006年规划2020年光伏的发展是1.8GW，目前已经是102GW了。

分布式光伏的快速发展形成了地区局部性的高渗透率，它会带来什么问题?第一个是电能质量的问题。第二个是功率因素和配置的问题，会降低整个系统的功率因素。第三个是电压的问题，主要还是风光，会对电压造成越线，对配网造成一些安全性的影响。另外就是配网的供电能力不足导致了一些设备利用下降。其实在集中式光伏里面做光伏电站的发展要配套输电网络。为什么电力公司可能会有一些顾虑?可以想像，以前好多电场利用小时在6000小时，配套风电厂的输电利用小时一年是2000多小时。现在配套建设光伏电站的利用小时可能就在1000多小时，输电利用小时是非常低的，配网里面今后有同样的问题。我可能要投资配套更多配网的容量。目前我们接触了一些光伏扶贫电站，扶贫电站里面的末端已经出现电压抬升问题。国内光伏发展趋势和国外的补贴趋势是一样的，他们面临的问题今后我们也会面临，需要用同样的处理方法。

储能技术相关介绍我就不说了，前面专家都说了，看看储能在分布式光伏的解决方案。德国目前有关政策像分布式光伏户用储能应该是德国和澳大利亚做的最好，这两个启动非常快，家庭光伏储能市场发展非常快。上网电价远小于用户的消费电价，所以自发自用减少上网电量，所以要配储能。第二个是就地消纳平衡对电网的影响以及相应电网改造需求。政府在这方面出发做了一些补贴。第三个是储能的价格下降是内在机制。投资收益上升了，光伏和储能配套已经有了一些效益，所以德国也出了相关的补贴政策，澳大利亚也出了一些用户储能政策。日本也是做了一个计划，对商业领域工厂做7790万美元分布式储能的激励政策，包括美国、加拿大都有一些相关的政策。

分布式光伏配储能今后面临的技术问题需要有一些必要性，从经济上说储能还有大量的下降空间。现在储能的电池成本在快速下降，2010年做储能锂电是600现在已经到了2000一千瓦时，下降了50%以上，包括铅炭也是在下降，液流也是下降明显。另外，动力电池产能释放会导致供求关系的变化。我们行业里面预测，今年2017年整个动力电池投产产能达到170GWh，这个产能就是做50万辆动力大巴加上500万辆乘用车，但是目前需求大概是在40GW，产能结构性过剩。产能过剩今后就会导致需要在其他地方找一些出口。动力电池产能新的出口一个是电力储能还有就是备用电源。做一些经济分析最好回到经济层面。工商业自建自筹的自发用电如果是配储能解决短时的用电高峰负荷，大概配30%的功率三个小时左右就可以了。第一种类型也可以有五年左右的收获。第二种就是配锂电，大概到7年、6年、8年左右能收回来。按照这个结构来说，目前的收益率包括目前储能价格都还有下降空间。我觉得分布式光伏加储能在经济上可以接受，分布式光伏加储能一直是国家努力的方向，国家一直在鼓励。从2015年开始出台鼓励微电网、能源互联网消费都是在鼓励分布式光伏、分布式能源就地消纳、就地消费、就地生产的就地平衡工作，储能发展围绕这方面是一个很好的解决方案。

所以我最后结论就是，德国光伏的今天就是中国光伏的明天，他们面临的问题和治理的解决方案就是我们中国光伏以后要面对的问题和要采用的一些方案。光伏补贴和宏观政策趋势肯定是这样的，到2033年肯定是一种方案。国内光伏的发展主要是不受指标限制的分布式光伏为主，户用光伏将快速发展。光伏规模化效应和技术提升将继续导致发电成本下降，动力电池价格仍有下降空间，产能扩张需开辟新的应用市场。光储深度融合是消纳高渗透分布式光伏的可行途径。

(本文根据会议录音整理，未经本人审核)