政策推动的中国光伏市场

2013，制造和应用同步扩大

无锡尚德的破产重整成为光伏行业2013年“收视率”最高的事件之一，但尚德剧情的演变对同行的心态并没有产生太大的影响。即使没有在尚德破产重组中胜出，英利丝毫没有改变其既定的发展战略，英利集团董事长苗连生在明确退出对无锡尚德收购竞争时表示，“会收购一些企业，已经考察了二、三十家产能在400-500MW的中小企业，并最终选择2-3家。”英利并不惧怕扩张，他们凭借3.2GW的出货量成为全球最大的光伏企业，2014年规划了更大的下游电站计划。

不止英利，中国一线光伏制造商，如天合光能、阿特斯、晶澳、晶科、昱辉、海润、大全等都走向扩产之路。制造商扩产的动力来自于全球市场的增长。从全球37GW的装机量看，亚太市场和北美市场的增速最大。

2013年8月下旬出台的《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》中规定的分布式发电0.42元/千瓦时的补贴，以及地面电站从0.9—1元/千瓦时的三类分区电价为未来两年左右的中国光伏发展设定了基调。电价政策的出台直接影响了下半年光伏电站的装机。甘肃某市光伏园区的负责人直接感受到了电价政策出台后的影响，“2013年3月15日，政府部门召集项目业主开会以推动光伏项目建设，领导表示电价即将调整，希望提前开工，但没人动工，直到10月份才大量开工。”最终，有一家企业没能按时建成而错过了1元的电价。

地面电站的争夺

受电价调整的影响，中国电力企业联合会统计的2013年最终并网量为11.3GW，超出了此前国家能源局所预计的10GW装机10%。新增装机的推动直接来源于西部地区，这些地区在2014年大都要下调电价，项目收益也受到直接影响。Solarbuzz统计数据，2013年甘肃并网量为2.34GW，新疆为1.72GW，青海为1.67GW。《PV-Tech PRO》记者不久前在甘肃采访时获悉，甘肃电网公司对3013年底并网项目的接入“非常宽容”。“有些电站只建成了一部分，也通过了甘肃电网的并网验收。”据相关人士透露，“甘肃本来就存在限电情况，新接入的项目很难满发，甚至有些项目90%的功率都要被限掉，建成了没法满发还不如年底先并一部分再接着建。”这位知情者还表示，“更重要的因素是甘肃在过去批了太多的路条，2014年甘肃的配额只有500MW，根本不够用，为了减少2014年的竞争程度，2013年便在可能的情况下接入更多的项目。”

2013年11月，国家能源局就2014年光伏发电装机规模征求了意见，为8GW分布式项目和4GW地面电站项目下发给各省的额度征求意见。在三个月后，国家能源局把2014年规划总额上调至14.05GW，其中分布式8GW，地面电站6.05GW，后者规模获得上调。这源于各省对地面电站配额的需求。东部某省发改委相关人员透露，“我们不知道分布式项目能完成多少，但至少地面电站可以保障。”在第一次征求意见后，各省发改委相关领导频繁前往北京去争取更多的地面项目配额，于是在2014年2月，国家能源局对十多个省份的地面电站配额上调了10MW左右。

当配额下发至各省、市、自治区后，各地区的操作也不同。如浙江，把分布式和地面都分解为更详细的指标给下面的地市;山东则把分布式指标分解下去，省发改委仍然对地面项目进行统一控制。在甘肃、新疆、青海等几个装机大省，仅有的指标更被各家项目业主紧紧盯住。在本文截稿前，尚未获得这几个省份的配额如何分解的细节。部分地市和项目业主在把精力放在获得配额的同时，也在另辟蹊径。新疆哈密地区发改委在2014年春节后就开始号召当地的业主尽快展开新项目的建设了。新疆哈密拥有1.25GW的光伏项目是国家能源局特批的，不占新疆配额，其中950MW归哈密地区发改委，300MW归建设兵团发改委。这是以风光互补的名义获批的，目前这1.25GW路条已经配置完毕。青海，黄河上游水电在共和建成了320MW光伏电站后，今年仍将建成数百兆瓦的电站，按照规划这个项目总装机达到1GW，而青海今年的配额只有500MW。不过不用担心，黄河上游水电在共和的项目为水光互补，并不占用青海的配额。

据相关人士透露，国家能源局为各省制定的配额是根据当地的电网接入条件以及其他相关因素综合制定的，这种不占配额的风光互补与水光互补项目可以更好的解决容纳问题。在甘肃，有企业试图寻找新的方式来避免配额的限制。一家企业申报了超过上百兆瓦的农业光伏项目，另一家企业试图通过结合沙漠的防沙治沙来跟国家能源局要一些特殊的政策。

国家能源局在对2014年建设规模征求意见时还特别指出，如果西北地区发生限电情况将调减当年建设规模，并停止批复下年度新增备案规模。《PV-Tech PRO》记者不久前在西北考察中发现，限电情况已经存在并且2014年难以有效的解决，部分地区的电力送出还将会更严峻。

分布式的迷茫

在地面电站份额被激烈竞争的背后，是分布式项目的8GW额度及其项目的不确定性。国家能源局为了实现目标，采取了一系列措施，先是发布《分布式光伏发电项目管理暂行办法》，为分布式项目给出了更明确的规定;另一方面，又联合国家开发银行给出了《支持分布式光伏发电金融服务的意见》，核心包括金融创新、建立地方投融资机构、统借统还等。为了打开分布式项目发展的突破口，国家能源局甚至设立了18个分布式光伏示范区，通过资源的集中调配来寻找分布式项目遇到的问题、瓶颈并找到相应的解决方案。

而近期关于2014年分布式的规模，一度有未获证实的传言，国家能源局保底完成4GW，有信心做到6GW。事实上，产业界对分布式项目缺乏信心已经很明显了。按照中国可再生能源专业委员会副理事长王斯成的分析，以自发自用为主的分布式项目，居民电价和大工业电价用户项目的收益明显要低于工商业电价用户的收益，前者的从盈利性上看没有吸引力。这也是18个示范区的项目普遍以工商业电价用户为主，而已经动工的少数项目往往是企业在自己屋顶上所实施的。

APEC低碳城镇联盟在2013年11月曾联合国家开发银行在河北、山东、江苏、浙江等省市进行调研，针对分布式项目所突出存在的问题，给出了两个主要的解决建议：建立统借统贷统还的融资平台以及代收代付的电费收费、支付平台。虽然国家能源局在与国家开发银行商定对分布式示范区进行金融支持，国开行总行也给出了顶层意见和方针，但在各分行具体实施时则遇到了各种不同的障碍。此外，国家能源局在要求申报分布式示范区时曾明确指出，每个示范区原则上支持一个业主统一投资建设，而事实上，部分示范区已经分裂为多个企业的多个项目，而山东某获批的示范区业主正计划将项目权转交给另一家大量持有光伏电站的企业。融资困难、找不到合适的屋顶、风险控制等都是分布式开发商需要解决的核心问题。