从今天开始，我们将和大家分享中国光伏发电从2010年到2018年，以及2018年之后的整个行业发展情况和趋势，通过对政策、技术演变、系统集成等方面的解读和分析，展示光伏的“昨天、今天、明天”。
从全球经济和社会发展来看，能源起到了决定性的作用。而能源发展，先后经历了柴薪时代、煤炭时代、油气时代、电气时代的演变过程。
从20世纪到现在，全球的能源体系都是以化石能源为主，化石能源在有力支撑经济社会快速发展的同时也带来了全球性的能源环境的问题。比如酸雨、臭氧层的破坏、温室气体的排放，包括最近比较厉害的雾霾，同时我们也看到随着化石能源储量的逐步降低，整个全球的能源危机也日益的逼近。
为了整个人类社会的健康可持续发展，全球各个国家积极行动起来了。此前在巴黎召开第21届联合国气候变化大会，193个国家一致同意通过巴黎协定，各个国家将以“自主贡献”的方式参与全球应对气候变化行动;各个国家计划在2025年实现在2005年基础上减排26%到28%的目标;中国也计划在2030年非化石能源占一次能源消费比重提高20%。
图1-全球能源消耗比例
我们看到，整个光伏行业的发展趋势是非常好的。2015年，全球的水能、太阳能和风能等可再生能源只占到全球能源消耗的10.1%;而按照BP全球能源展望，到2050年，全球139个国家的能源供给将全部来自于可再生能源，其中光伏的占比有望达到61.5%，从现在到2050年的30年当中，光伏将会一直引领全球的能源革命。
从全球近几年的电力装机增量来看，煤电已经呈现持续负增长的趋势，而生物质、光伏等清洁能源则呈现出持续的高位增长。随着光伏发电成本的进一步的下降，光伏将全面进入平价上网时代;同时，结合光伏、储能多能互补，未来30年光伏发电呈现出很好的发展趋势。
从2008年到2017年，我们称之为光伏发电的“昨天”。
2008年，国内并网商业化运行的项目开始启动，当年批复了八个项目，上网电价是4元/KWh;虽然国家补贴力度较大，但系统成本也较高，仅设备组件的价格就在20元/W以上。
2009年开始，国家财政部推出了金太阳工程，住建部推出了光伏建筑一体化的项目给到前置资金的补贴，在一定时间内使得光伏市场繁荣发展起来。
2011年国家正式确定了feed-intariffs上网电价的标杆电价政策，就是1.15元上网电价。从此开始，上网电价开始明确，国内的市场开始规模应用。
从2012年到2013年，国家包括国务院、国家发改委出台了一系列的政策，几十项的配套政策出台，更加促进了光伏市场的繁荣。
伴随着光伏成本的下降，从2016年我国进入到“十三五”期间，保障性收购的条款、补贴加快退坡，通过竞争招标进行定价，光伏系统成本开始呈现快速的下降。
2018年，国内平价上网项目已经开始出现，同时有些地区通过应用领跑基地和技术领跑基地的全面实施，光伏发电一只脚已经迈入平价。例如在青海应用领跑基地的投标中，价格甚至已经低于或者说达到了当地的脱硫燃煤电价。
从2011年到2018年，一类地区的上网电价一直呈现出下降的区域，从1.15元一路下调1元、0.9元、0.8元、0.55元......
同时，占光伏整体投资比重最大的光伏组件的价格与上网电价呈现出同样的下降趋势，2011年9.06元、2012年4.93元、2015的3.6元、2016年3.25元、2017年的3元、2018年底逼近2元......
图2-2011年-2018年光伏上网电价及光伏组件价格演化
从第二批应用领跑基地和第三批应用领跑基地电价的竞价幅度来看，电价的降已经远远超过了系统的降幅，的幅度非常大。比如说在2015年第一批领跑基地，包括2016年第二批领跑基地，整个电价降额达到了42%，但是组件价格降幅只有10%。
这里可以看到，从传统的光伏电站投资和系统集成角度来看，上网电价下降的幅度其实远远超过成本下降的幅度，由此对于系统集成和解决方案提出了更高的要求。
我国光伏电站系统解决方案的发展，可以总结为四个时代。
2009年到2014年，是中国光伏电站的“探索时代“，在这一时期光伏电站组件是以多晶为主，设备选型比较单调;逆变器则是以集中式逆变器为主，追求一次性的投资最低。
2015年到2017年，可以称为“成长时代”。在这一时期，单晶的比重逐步的上升，从7%、15%到28%;同时，在上网标杆电价不断降低的影响下，组串式和集散式的解决方案开始被大量应用。谈到单晶的比重的提升，主要推动力来自于隆基股份。在2015年之前，单晶的价格远远高于多晶，单晶系统的发电优势无法得到体现;隆基通过持续的技术升级和产品研发，不断降低单晶的生产成本和销售价格，推动高效产品的大面积普及应用。目前，单晶和多晶的价格基本上实现了持平的状态。
2018年到2020年，中国的光伏电站的发展包括解决方案进入到了“平价时代”。这三年当中，平价的探索和实践将会成为行业的主旋律，市场不再一味的追求最低的投资，而是转向度电成本的最集约化。在平价时代，包括跟踪支架、双面组件(PERC包括P型PERC、N型PERC)将迎来全面的发展，光伏的度电成本将迎来全面下降，与上网电价实现真正的接轨。
2020年开始，光伏系统解决方案将会进入“电网友好型时代”。这一时期，匹配整个电网的输出和消纳，光伏电站将不再是独立存在的个体，多能互补、光伏+储能、能源互联网、虚拟电厂将会迎来全面融合和持续发展。
目前，光伏系统解决方案的设计端，都是投资商找到通过设计院将不同厂家的组件、支架、电缆、逆变器，汇流箱、箱变等产品进行集成，从而形成了一套解决方案。这样的设计模式，其中存在一些不可避免的问题。
首先，设计人员对光伏电站各种设备的优势和具体的特性不够了解。从去年开始，双面组件开始大范围的应用，隆基、天合、晶科、英利、晶澳这些一线的组件企业，在双面组件从研发端和应用端进行了大量的研究，比如隆基就在全国建立了14个实证电站，通过发对发电数据的全面追踪和详细分析，对各种气候、光照条件下双面组件与平单、跟踪、固定支架和不同逆变器匹配的系统发电增益进行追踪，积累了丰富的数据资源。而这些优势，是设计院不具备的。
其次，各个光伏设备之间一直没有深度的技术融合，无法发挥各个设备的最大优势。组件、逆变器、支架等设备厂家都是独自进行各自产品的研发和生产，对于设备间如何实现新技术的高效匹配没有系统化的思维，由此限制了新技术、新设备优势不能完全体现和发挥。
再次，设计费用越来越低和并网时间的约束，影响了设计单位对于最佳设计结果和方案的深入研究的积极性不高。目前，类似应用领跑基地这种单体规模超过100兆瓦的项目，招标设计费1瓦不到两分钱，有的甚至只有一分钱左右。
最后，系统解决方案的设计中，对项目整个全生命周期的度电成本考虑其实不是很足，缺乏整体逻辑思路。
在过去几年中，光伏电站在解决方案的设计中相对来讲是比较粗线条的。与此同时，在2010年到2017年的七年中，光伏行业的发展也出现了一些问题。
2011-2017年国家电网调度范围内新能源累计装机容量
第一个方面，国内新能源装机发展速度是非常快，风电、光伏的增长率非常快，但因为用电需求的增长放缓，在成消纳市场的容量不足，从而引发了弃光、弃风的问题。
图2 2010-2017年甘肃电源装机及最大用电负荷情况
以甘肃为例，2010年到2017年装机量增长达到了122%，比同期用电侧的负荷增长高出了94个百分点;截止到2017年底，全部装机规模达到了4995万千瓦，但最大负荷只有1959万千瓦，装机规模达到了最大负荷的2.9倍，新能源的装机规模是最大负荷的1.1倍。受制于容量限制，电网无法全面解决新能源电力的送出和消纳，就会造成弃风、弃光的现象。
图3 国内外电源结构情况
同时，由于新能源的波动性和间歇性，要求系统匹配一定灵活性的电源。我国电源结构中，火电占比达到了67%，抽水蓄能、燃气这一类的柔性灵活的调节电源比重仅为6%，三北地区不足4%;而国际上新能源占比较高的国家，例如西班牙、葡萄牙，灵活调配电源装机是新能源的1.5到2倍。
第二个方面，系统调峰比较困难、新能源送出线路建设滞后和跨省调配壁垒的问题。
图4 东北三省供热中期供热机组总最小技术出力与平均最小负荷
我国北方冀北、吉林等11个省区截止2017年底，供热机组的占比已经超过50%，每年到了冬季供热机组的最小技术出力已经高于最低的负荷，由此带来了电网调峰比较困难，无法接纳和消纳新能源的能力。
图5 光伏发电“鸭子曲线”
同时，光伏发电的高渗透率带来了鸭子曲线的问题，也给电网消纳带来比较的冲击。白天的发电量超过用电量，但在傍晚太阳能发电停止的时候，电力需求急剧上升，白天发电无法消纳，晚上用电需求无法满足，造成了甘肃、新疆、内蒙、陕西等地的高弃光率。
去年，陕西全年弃光率是13.04%，这里面主要的一个问题是什么?当地没有消纳，同时也送不出去。整个电网项目核准滞后于新能源项目，新能源富集地区不同的程度都存在跨省、跨区通道能力不足的问题。
目前，哈密到郑州，酒泉到湖南，内蒙古通辽扎鲁特旗到山东，光伏电站项目已经相继投产，但配套电源和相关电网工程滞后，目前难以达到额定的送电能力。例如弃光率达到13%的陕西榆林地区，当地消纳能力有限同时送不出去，关中第二条750通道在2019年的上半年投运虽然在一定程度上会缓解弃光的情况，但榆林到湖北武汉的±800kV直流特高压线路要到2022年才能投运，造成在一段时间内榆林的新能源的送出依然会存在较大的问题。
图6 我国特高压网架
另外，市场机制不完善，各省间壁垒比较突出，新能源跨省、跨区消纳机制不完善。我国电力长期都是按照省域进行平衡，没有特殊政策的前提下发电量都是以本省消纳为主。特别是在当前经济增速放缓，产能过剩的情况下，出于对本省发电企业利益保护的需要，各省消纳包括新能源在内的外省电力接纳的意愿普遍都不强，省与省之间的壁垒日益凸显，甚至有个别省份提出限价限量的要求。
第三个方面就是发电侧普遍没有峰谷的电价，无法反映发电侧供给边际成本的优势。同时促进新能源消纳的用电测灵活机制基本是空白，不利于提高负荷侧调峰能力。
图7 日负荷对比曲线
目前，一些地区陆续出台了针对特定用户的用电侧峰谷电价政策来改善负荷侧的峰谷特性，但没有考虑大规模新能源接入之后系统运行特点的一些变化，缺乏针对新能源运行的灵活电价。
同时，高比例的分布式能源给配电网带来了很大的困难。随着分布式光伏包括储能、微电网的发展，配电网从无源网逐步发展成为了有源网，配电网的运维管理更加复杂，对整个负荷预测的精度不断的下降，配电网的电压控制难度不断增加，增加了继电保护装置的复杂性，降低了配电网电能质量的水平，这也是为什么电网公司不愿意去接纳这些新能源的一些原因。
从光伏发电的“昨天“和“今天”来看，对于即将到来的“明天”，可以做出以下三个方面的大胆的设想。
第一个设想，光伏电站招标的形式将从设备单独采购转变为整合型的解决方案采购;
第二方面，在设备采购过程当中，会从价格驱动向价值驱动进行转变;
第三个方面就是产品从最低价中标向度电成本最低价中标结合产品价格综合来进行评标。
从国家层面来看，2019年有补贴的光伏地面电站的规模应该不会超过27GW，其中很大一部分用于解决存量的已建成太阳能光伏电站。平价上网从2019年到2020年会逐渐进入大规模的建设进程，结合当地的光照资源条件和上网电价，海南、青海、四川、山西、陕北地区、山东、蒙东、青海这些地方会率先成为各个电站投资商进行平价上网申报和投资的重点区域。
可以预见的是，在2019年1月9日国家发改委正式出台平价上网的政策发布之后，国内各个地方平价上网项目将会陆续续上马。平价上网不占指标的同时，备案，审批权限也会逐渐下放到省里，目前新疆石河子地区以及辽宁地区的平价光伏项目已经开启省级发改部门审批的进程。
在投资环境方面，国家要求地方政府对于平价上网基地的项目禁止收取资源费，不得要求配套固定资产的投资，同时鼓励给予地方性的一些补贴。目前，这些政策已经在开始在之前谈到的几个平价基地中开始落实。
在金融支持上，政策中提出了要求国开行、四大行、信贷资金、创新金融服务来提供金融支持。但企业与银行对接中，金融优惠的支持落地还存在较大的难度。相对于民企低成本资金获取资金能力较弱，央企能够争取到更多的低利率、低成本的资金。因此，在未来几年中，国内平价基地主流投资商还是以央企和地方的国有企业为主。
目前，绿色地区、消纳能力和送出条件很不错的区域，可以自行开展平价上网项目;橙色地区和红色地区，一事一议来进行开展;在指标上，不再受年度指标的限制。综合来看，2019年国家预估实施的光伏电站建设规模预计为45GW左右，其中平价基地渐成主流。
在保障收益这一块，政策中也提出要求电网确保全额上网，落实配套电网工程，核定可转让的优先发电的一些计划，同时对于收益补偿也提出了出售绿证获得收益。
光伏发电全面进入到平价上网之后，更加高规格、高性能的产品的应用无疑将会得到进一步的增强。在2018年并网的应用领跑基地当中，高效晶硅组件全面进行了大规模的应用，其中60片的组件在2015年是255W的规格，而在2018年应用领跑基地中已经用到了315W的规格，技术领跑基地当中双面单晶组件整个的正面的效率已经达到20.66%，功率也达到了345W。
平价基地的上网电价比较低，与当地的脱硫燃煤电价作为标杆，因此对系统成本的下降和解决解决方案效率的提升提出了硬性的要求。通过高效产品的应用，在单块组件的瓦数越来越高的同时，电缆、支架等设备的用量、占地面积和BOS成本都进一步的降低，系统投资成本也会同步降低。
在系统解决方案的核心设备选型中，双面半片组件、叠瓦组件会取代单面组件，将逐渐成为市场的主流。在支架方面，伴随着支架材料的研发、自身价格的下降速度以及高功率组件的应用，跟踪支架在未来2年后的市场比重将全面提升。隆基在铜川实施的光伏发电技术领跑项目，跟踪支架的占比已经达到30%。同时，智能逆变器(箱变、1500V系统)的应用、直流测整个容配比进一步的放大，也将对度电成本下降带来积极的影响。
同时，提升整个调频调压的能力和电网安全稳定运行水平的逆电器结合虚拟同步机，在未来大多数的光伏电站里面一定会得到规模化的应用;此外，线上、线下结合的智能运维，如无人机的巡查、智能清扫设备也会进行大规模的使用。
此外，人工智能也有望在光伏电站当中得到大规模的应用，结合人工智能技术进行大数据挖掘，整个光伏电站发电量的数据储存和分析将会达到TW级这样的水平。
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