目前国内外太阳能光伏发电的现状和趋势

泰国政府宣布了对200MW屋顶光伏系统及800MW社区地面光伏电站FIT补贴率。这些系统接收FIT的时间为25年，而不是之间的10年时间，屋顶系统的最迟安装时间为今年的12月底完成。

泰国政府宣布计划将在安装装机容量为1GW光伏电站，其中200MW为屋顶光伏系统。

泰国补贴1GW光伏电站 关注东南亚市场机会

泰国国家能源政策委员已经批准将对装机容量1GW屋顶光伏系统及社区光伏电站提供FIT补贴，补贴的期限为25年，而不是之前的10年时间。

随着泰国在周二宣布此消息后，泰国太阳能目标将达到3GW，而泰国将对装机总量为100MW，单体容量为10KW以下的屋顶系统提供FIT补贴，并为装机总量为100MW，单体容量为10KW到250KW及250KW到1MW系统提供补贴。

小型系统的补贴为6.69泰铢（0.22美元）/千瓦，为期25年；中型光伏系统价格为6.55泰铢/千瓦，大型国内地面电站补贴额为6.16泰铢/千瓦。而若想获得补贴，屋顶系统的最迟安装期限为今年12月底。

泰国政府还宣布对800MW社区地面电站将提供不同的FIT补贴率。

泰国社区电站的FIT补贴时间也是25年，但是FIT补贴会出现递减。其中前三年为FIT补贴率为9.75泰铢/千瓦；第四年到第十年，FIT补贴率为6.5泰铢/千瓦。

泰国国家能源监管委员会正在起草此法律的执行规则。

希望我们的回答能对您有所帮助。

网电价按照每千瓦时1.10元执行2021年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.05元执行。

1、户用光伏，目前国家层面基本明确了，可以着手开始安装。

户用光伏2019年的总装机量为3.5GW+一个月安装量。

2、工商业光伏，从2018年6月1日到2019年6月30日之间并网的工商业分布式光伏目前政策没有明确的说法。

工商业光伏以及地面电站2019年的总补贴规模为22.5亿元，2019年的装机规模=22.5亿元÷度电补贴强度÷年利用小时数。

2019年4月30日，下午15点20，五一小长假的前夕，光伏人盼望的2019年光伏电价政策终于出台了！详情查看：发改价格〔2019〕761号《国家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》。

（二）新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资区指导价。市场竞争方式确定的价格在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以的部分，由当地省级电网结算高出部分由国家可再生能发展基金予以补贴。

（三）国家能主管部门已经批复的纳入财政补贴规模且已经确定项目业主，但尚未确定上网电价的集中式光伏电站（项目指标作废的除外），2019年6月30日（含）前并网的，上网电价按照《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能〔2018〕823号）规定执行7月1日（含）后并网的，上网电价按照本通知规定的指导价执行。

原标题：印度对中国光伏产品变脸,谁伤害最大？

1

印度政府变脸那么快？

前几日，环球时报原引印度《经济时报》近日报道称，根据知情人士透露，印度政府正在考虑对进口光伏组件征收7．5％的税，光伏设备最大的来源国是其邻国——中国。

7.5%的关税，对中国光伏产品不断降本增效过程中，视乎影响不大，中国光伏制造业松了一口气。

而印度政府部门公布的正式结果，一口气加增70%关税，尽管是临时200天措施，也让人难以置信。

业内机构认为，这些不是简单的独立事件，而是印度政府蓄谋已久的组合拳，即通过各类严格的关税、非关税毛利壁垒，限制国外产品进入印度，扶持本国光伏制造业的发展。印度新能源和可再生能源部此前便宣布对印度光伏制造业提供1100亿卢比的直接支持，计划在未来5年内新增10GW的光伏电池产能。

2

谁受伤害最大？

报道称已被授权的光伏项目不在征税之列，征税的对象是未来的招投标项目。如果征税成为现实，将会对部分开发商造成打击，因为进口税可能进一步抬高成本。去年大约有900个集装箱光伏组件被印海关拦在港口，这拖延了几个项目，给开发商造成了损失。

加增高额关税，印度2018年的光伏电站建设成本抬升，势必抬高印度的光伏电价、而影响印度光伏投资商的积极性，一些前期工作已经做好项目面临延期建设。

建设需求量减少、中国组件出口印度腰斩将是事实。那么到底这一措施对中国光伏伤害有多大？

短期内，一季度是海外市场需求的淡季，仅印度和日本市场存在较强的需求，而由于标杆电价下调，一季度中国国内市场需求也相对较弱。由于本次公布结果到临时税率正式实施中间的窗口期很短，且不确定是否追溯，因此正式实施前突击进口的量不会太多。组件出口数据显示，目前印度是中国第一大组件出口市场，近期每月出口400－700MW左右。一旦70％的临时保障措施关税开始实施，中国组件将很难进入印度市场，从而制造业将面临阶段性需求下行的风险，一季度有可能成为全年需求的最低点。

印度加增关税结果，2018年组件需求减少5G是大概率事件，这对中国企业在马来西亚、越南办厂的出货量降形成直接冲击；这或许是印度愿意看到的，借此其为本国光伏制造业留时间。

中国主要光伏制造公司为回避上一轮欧盟与美国双反，在东南亚国家建设不少组件厂，已经被各个国家盯上。

3

印度光伏有何危机？

消纳

德国全国光伏装机过50G,占其国家发电装机总量的25%比例，而德国各界现在是天天担心光伏这个间隙性“坏孩子”对电网安全冲击的威胁、不敢肯定那天天气意外变化和造成电力系统闪崩。

印度全国现总装机330G，如果其达到德国水平，最大装机也是70G,况且其电网结构脆弱，消纳矛盾随时发生；而现在的印度开发如同中国第一阶段在西部大量装机一样，印度相比中国更脆弱的电网结构，已经出现类中国西部问题。

建设运营模式

印度每一个省如同一个国家，同样存在中国一样的土地落实、电网接入问题，协调的进程较复杂。

资金

印度在此方面优与中国，中国光伏教父施正荣得到的信息，印度这阶段光伏电站资金主要是世界银行体系支持，利率比中国低一半，也是印度光伏电价可低于中国主要原因，但世界银行多年支持，对印度光伏电站的建设成效已经有看法，这是印度总理莫迪底气越来越不足的原因。

4

德国式危机，是否重演？

印度事件，从光伏基本面角度，并不是孤立的，最大的事实是各个国家的电网消纳问题，并不是“人有多大胆，地有多大产”。

德国2009年对中国发起贸易保护措施，补贴量过大是一方面，从技术角度的原因，是德国电网已经受不了、这应该成为我们对一个国家及地区装机能力的重要预测准则，无论中国新疆、甘肃、还是德国、包括印度，重要事实摆在面前往往视而不见，包括安微省电网公司的风险告知。

光伏装机超过该国或一个地区总装机容量20%的时候，为保持电网的安全运行，新增装机将陡坡式下降，而光伏制造业以此为判断，合理安排产能，或能过德国版危机。

就阶段性看，美国几个方面因素的堆积，即将面临对中国光伏组件关税或就高不就低。

望采纳

（

对中国光伏伤害多大？

短期内，SOLARZOOM分析，一季度是海外市场需求的淡季，仅印度和日本市场存在较强的需求，而由于标杆电价下调，一季度中国国内市场需求也相对较弱。由于本次公布结果到临时税率正式实施中间的窗口期很短，且不确定是否追溯，因此正式实施前突击进口的量不会太多。组件出口数据显示，目前印度是中国第一大组件出口市场，近期每月出口400－700MW左右。一旦70％的临时保障措施关税开始实施，中国组件将很难进入印度市场，从而制造业将面临阶段性需求下行的风险，一季度有可能成为全年需求的最低点。

印度加增关税结果，2018年组件需求减少5G是大概率事件，这对中国企业在马来西亚、越南办厂的出货量降形成直接冲击；这或许是印度愿意看到的，借此其为本国光伏制造业留时间。

中国主要光伏制造公司为回避上一轮欧盟与美国双反，在东南亚国家建设不少组件厂，已经被各个国家盯上。）

“我现在手头有20亿元现金，账户里可动用资金200亿元，希望能投资光热发电项目。”2010年初，一家从事传统能源开发的跨国企业告诉中国科学院电工研究所人士，该所是国内太阳能光热发电研究的主导机构。

急于寻找类似投资渠道的巨量资金还有很多，面对传统能源的日渐稀缺和央企不可撼动的垄断地位，新能源自然成为最理想的出口之一。而最近一段时间以来，继水电、风电、核电、光伏发电等投资热潮之后，光热发电渐渐升温，进入投资者和战略决策者的视野。

10月20日，位于内蒙古鄂尔多斯的50兆瓦槽式太阳能热发电特许权示范项目(下称50兆瓦热电项目)正式招标，这是全国首个太阳能商业化光热发电项目，预计最初年发电量为1.2亿千瓦时。业界寄望于借助该项目考量国内研发技术，探索符合国情的商业模式并带动市场规模化发展。

2007年颁布的《可再生能源中长期发展规划》指出，“十一五”期间，在甘肃敦煌和西藏拉萨建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、新疆等地建设太阳能热发电示范项目。到2020年，全国太阳能光伏电站总容量达到2000兆瓦，太阳能热发电总容量也将达到2000兆瓦。

但当下，光热发电的进展远远落后于光伏。“相对于光伏电价，光热电价依然很高，发改委和国家能源局对发展太阳能热发电一直有所顾虑。”参与鄂尔多斯项目可行性研究的知情人士告诉记者，“毕竟可再生能源基金有限，决策层还是更倾向于选择成本低廉的可再生能源先行发展。”

按照财政部今年4月制定的《可再生能源专项基金管理办法(初稿)》安排，基金将主要用于补贴电网企业接受可再生能源电量产生的财务费用，其来源是可再生能源电价附加收入和财政部专项资金。以目前每度4厘钱的可再生能源附加额度计算，基金总量每年约120亿元。

由于光热发电没有光伏、风电等新能源不稳定、不连续的缺陷，许多国家在未来能源规划中将其定位为电力的基础负荷。根据聚热方式，光热发电可分为槽式、塔式、碟式三种，槽式最具商业化可行性。

973(国家重点基础研究计划)太阳能热发电项目首席科学家、中国电气协会副理事长黄湘估算，到2020年，中国光热发电市场规模可达22.5万亿至30万亿元，热发电总量可占全年总发电量的30%－40%。

但是，也有悲观者。多家从事太阳能热发电设备制造的企业在接受记者采访时表示，热电市场前景虽好，规模化难度却很大，目前还只是“沙盘上的房子”。

七年延迟

鄂尔多斯50兆瓦热电项目早在2003年就开始酝酿，原定于2010年一季度招标，但电价方案一直悬而未决，导致招标时间一再拖延。

在2006年召开的中德科技论坛上，该项目被正式确定为中德合作项目。2007年，获发改委开展前期工作的同意复函。

随后，德国太阳千年公司(下称太阳千年)与内蒙古绿能新能源有限公司(下称绿能)合资建立内蒙古施德普太阳能开发有限公司(下称施德普)，专门从事该项目可行性研究报告和实施工作。其中，绿能占股75%，太阳千年占股25%。

绿能公司总经理薛际钢告诉记者，项目开始之初，太阳千年打算自己融资运作项目，但依中国相关规定，外资投资电力的比例不能超过25%。于是，太阳千年找到绿能作为合作伙伴。

按照2008年10月的项目可行性研究报告测算，该项目总成本约为18亿元，年均总发电量约为1.2亿千瓦时，以25年营运期计算，若要实现8%的资本金内部收益率，税后上网电价需达到2.26元/千瓦时。

“与国外的电价相比，我们还是低一些的。”薛际钢解释，即使比照当年发改委已批复的光伏电价，光热发电仍具有很大竞争优势。彼时，发改委对上海崇明岛光伏项目和内蒙古鄂尔多斯聚光光伏项目的批复电价均在4元/千瓦时以上。

难以预料的是，正当施德普以2.26元/千瓦时的上网电价将项目上报给发改委时，金融危机发生，光伏组件价格骤降，国内首个光伏并网发电示范项目——敦煌10兆瓦太阳能项目最终中标价仅为1.09元/千瓦时。

这一突然的变化直接导致发改委否决了施德普的方案。此后，施德普将电价降至1.8元/千瓦时，仍因电价过高未获许可。

“核准电价与火电上网价之间的差价，需要政府埋单。”鄂尔多斯项目科研工作负责人姜丝拉夫表示，内蒙古火电上网价是0.285元/千瓦时，二者差价接近每千瓦时2元。照此计算，国家每年需财政补贴约2亿元，25年就是50亿元。

接近国家能源局人士向记者表示，一个项目的补贴政府能够承受，但一旦形成示范，各地纷纷效仿蜂拥而上，决策层担心应付不过来。此外，光伏上网电价经特许权招标后一降再降，决策部门有意效仿。

2010年3月25日，国家能源局再次下发《关于建设内蒙古太阳能热发电示范项目的复函》，决定改以特许权招标方式建设该项目，通过公开招标选择投资者和确定上网电价，并要求电站设备和部件按价值折算的本地化率需达到60%以上。

可这一复函并没有让鄂尔多斯项目马上启动。“之前的价格都是按照设备、部件进口价格计算，中国由于没有一个样本可供借鉴，本地化能力还有待考察。”薛际钢说。

就在绿能为实现本地化率要求进行前期考察的同时，光伏发电市场的竞争愈发激烈。8月，国家第二批大型光伏电站特许权项目开标，13个项目的上网电价均低于1元/千瓦时。远超预期的普遍低价让发改委和国家能源局倍感为难(详见2010年第18期“光电低价搏杀”)。

受此牵连，国家能源局内部曾一度传出消息，50兆瓦热电项目特许权招标无限期推迟。

“在企业层面，光热发电市场早就启动，但若迟迟没有一个商业化项目推出，企业在捕捉到政府的无作为后，很有可能掉转航向，这个市场也就没法培育了。”一位太阳能设备制造商对记者说。

9月，国家能源局召集意向投资商和相关设备提供商连续召开内部会议。一个半月后，50兆瓦热电项目终于在筹备七年之后发出招标公告，招标项目总投资商，期限为三个月，至12月20日止。开标时间定在2011年1月20日，项目建设周期30个月。

发改委摇摆

七年来，上网电价一直影响着发改委的态度，它犹如悬在政策制定者头顶上的一柄利剑，即使项目现已开标，这一担忧仍未散去。

“对待这个项目，发改委和国家能源局一直很谨慎，很认真，很操心。”接近发改委人士对记者透露。

5月10日，在“十二五”战略性新兴产业发展重点咨询研究项目之新能源产业课题组项目会议上，光热发电作为重点被要求详细陈述。

记者了解到，对于光热发电，发改委的初衷是比照光伏发电做法，先核准一两个项目启动市场，而后通过特许权招标摸索出标杆上网电价，并借此拉动产业朝规模化发展。这也是鄂尔多斯项目起初走核准程序申报的原因。

但光伏发电上网电价的骤降和可再生能源基金的捉襟见肘让发改委左右为难。上述接近发改委人士表示，一方面，电价到底核准在什么位置上才合理，发改委一直无法给出定论。国内没有可资借鉴的示范性项目，产业链也不成熟完整，致使发改委既无参照标准也无法准确计算，“政府也不知道该定多少，自然就不敢批，批得是否合理他们心里没数。”

另一方面，光伏上网电价下降幅度颇大，支持光热的补贴可以两倍作用于光伏，“所以决定先发展光伏，等电价能降得比较多的时候，再上光热。毕竟这些补贴最后都要摊到用户身上，结果就是提电价，这也会给发改委带来很多争议”。

3月，发改委提出了特许权招标方式和60%的本地化率要求，希望借此降低光热电价。

有专家指出，光热发电站建设成本直接影响热电并网价格。如果每千瓦单位造价降至1万元以下，上网电价就可降到1元/千瓦时以内，并逐渐接近现行每千瓦时0.51元至0.61元的风电标杆电价。

一度，发改委曾希望与欧盟开展合作。记者获悉，8月，国家能源局新能源司副司长史立山等人，在参加完布鲁塞尔能源会议后特地前往西班牙实地考察光热发电项目。

在此前后，史多次与欧盟接触，希望欧盟以赠款或贴息贷款的形式大力支持这个中德政府的合作项目，目的就是减少中方支付的成本费用，降低电价以便尽快启动项目。

“欧盟没有答应，不然可能还会走核准电价方式。”知情人士透露，直到此项目发出招标公告前半个月，发改委还在做最后努力，但始终没有谈成，“各种方式行不通之后就只能招标了”。

记者了解到，为遏制光热电价过高，发改委还特意在招标书中加设了一道“特别条款”——此次投标电价不得高于国家已核准的光伏电价。目前，在已核准的光伏上网电价中，最高价为1.15元/千瓦时。

这一“特别条款”源于9月国家能源局组织召开的一次内部协调会。华电、中广核、大唐、华能、国电等七八家意向投资商和五六家设备供应商均出席会议，会上，中广核、大唐、国电均表示1.15元以下的电价可以做，其他未表态企业也没有当场反映此价格过低。

薛际钢告诉记者，据此前去各设备厂家询价的结果看，1.5元/千瓦时左右的电价比较合适，但发改委仍然认为太高。“我毕竟是询价，并没有谈到规模化生产后的成本问题，也许大企业去谈1.15元的价格就没有什么问题。”

事实上，担心电价过高之余，发改委对可能产生的超低电价也心存忌惮。记者获悉，为避免招标过程中出现恶性竞争，此次评标先审技术方案，待其合格后再审价格标，电价约占考量因素的七成左右。

沙盘上的房子

筹备七年终上马，政府释放出的这个积极信号让投身其中者欢欣鼓舞。

863太阳能热发电项目总体组组长、中科院电工所研究员王志峰表示，50兆瓦热电项目不仅将引起光热发电行业的觉醒，也将引发整个热发电产业链的觉醒，包括电力企业、设备制造企业、银行、投资商等，光热发电有望成为下一个新能源投资的蓝海。

不少声音则认为“过于仓促”，新能源产业的发展过程一般从技术研发起步，经试验示范成功后再步入商业化推广阶段。

目前，国内仅限于研发工作，试验示范项目虽在建设但结果尚未可知，加之国家没有出台有针对性的扶持政策，不足以支撑这个装机容量不算小的商业化项目。

一位从事光热研究利用的央企负责人在接受记者采访时表示，“我们现在的自主研发有点不计成本，只是为了自主知识产权，成本却没降下来。商业化运行方面，规范、管理、维护等标准体系和盈利模式，以及财务、融资、建设、产业链体系、政策管理等一整套链条都没有形成，还没有做到商业化的可能性。”

不容忽视的事实是，热电产业链上的核心技术，如系统集成，集热管、聚光镜等，仍掌握在国外企业手中，若不能解决将严重阻碍市场规模化发展，这也是发改委要求50兆瓦热电项目本地化率的重要原因。

50兆瓦热电项目的前期本地化调研结果并不乐观。系统集成方面，目前只有中航空港和华电工程两家企业在建设完整的发电试验系统，由于还没实际应用，并不能证明其完整性、成熟性、可靠性，这成为一个令人担心的问题。

集热管部分，虽有北京市太阳能研究所、皇明太阳能、深圳唯真太阳能等多家企业从事自主研发，但眼下只是样品产出阶段，没有工程验证，量产能力和品质如何不得而知。

聚光镜部分，镜面产品弯曲精度和反射率最主要依靠先进的设备做保证。据了解，浙江大明玻璃从国外引进的世界第三条生产线还在运输过程中，年底若完成安装，明年或可供货。倘若不能按期供货，目前国内没有其他可提供满足国外同等技术水平要求产品的生产商。

可国外企业至今都不希望将其技术转移给中国，即使用市场份额交换也不乐意。中国光伏产业的迅速规模化，肇始于国外企业将光伏设备制造产业全部转移至中国，光热发电领域却还没有这样的机会。

据悉，西班牙最大的太阳能企业阿本戈集团(Abengoa Solar)，进驻中国已有四五年，一直希望能在中国独立运作项目，而不肯与中国本土企业进行技术合作。

前述央企负责人表示，光热发电的核心技术由国外大企业垄断，既没有污染压力，回报也丰厚，如集热管的利润可达200%－300%，国外企业没有动力转移。“我们曾和西门子、阿本戈等大企业谈合作，承诺可以帮他们在中国拿项目，但要求有技术合作，但这些企业都不愿意技术换项目。”

“不管谁中标，详细设计国内做不了，光场安装、维护国内也做不了。”一位不愿具名的业内人士对记者说，“希望最后中标的投资人能和国外公司联手做，这样成功的几率会更大。”

央企入场

“国家就想把电价控制在一定范围内，但他们对热发电不大了解，一系列问题他们认为都是小事，可以在具体项目上自己去解决。”参与鄂尔多斯项目全过程的黄湘对记者表示，他不认同发改委设置的1.15元/千瓦时电价上限。

黄湘认为，“对于第一个或者前若干个项目，不应在电价上提太多要求，不能只想着做一个价格特别低的，而要做一个好的，不能只看着价格来。”

而更为不利的是，耗时多年的鄂尔多斯项目在其开始阶段便已面临多重额外成本。据了解，在辗转数年之后，这一项目的前期勘探考察、方案咨询费用已高达3000万元，这一费用需要中标人埋单。

此外，该项目选址鄂尔多斯杭锦旗巴拉贡镇，占地约需1.95平方公里，土地成本约4000万元－5000万元，“这是块可以发展农田牧场的土地，价格较高，选择地点不大合理。其实几十块钱一亩甚至白送的土地有很多，更适合热电站建设。”

光热发电只适合阳光年辐射量在2000千瓦时/平方米以上地区，且土地坡度不能超过3%，该项目年用水量约15万方，与火电基本一致。但项目地水源不足，只能做空冷(空气冷却)，不仅导致电能转换率可能下降1%，也抬高了投资成本，以上述电价来进行消化并不合理。

而价格上限的严苛要求可能导致的结果是，资金实力小、融资能力和抗风险能力弱的民营企业被拒之门外，实力雄厚又有节能减排压力的央企再次集体登场。记者了解到，截至11月中旬，中广核、大唐、国电、中节能和阿本戈已购买标书，央企占八成。

“每个发电集团对新能源都非常看好。”一位五大电力巨头负责人对记者直言，“为了增加可再生能源份额，大家都非常努力。”

目前，五大发电集团都有各自的太阳能光热发电小型示范项目。有分析人士指出，这些企业可能通过今后扩大规模的方式，大幅度压低投标电价，以求先拿下 50兆瓦热电项目。原因不言自明，光热发电规模越大，每千瓦时电价成本越低，拿下的项目可以作为未来更大容量电站的一部分，先以低电价中标，再将成本分摊到后续建设项目中。

也有媒体报道称，各大电力集团已开始在光热发电领域圈地。国内适宜发展光热发电的土地资源有限，“谁先上项目，土地就给谁，大家自然蜂拥而上，并预留大量后续扩建土地。”

三年前，五大发电集团中只有华电跟随中科院做示范性项目，而最近半年来，约300万千瓦热电项目已完成项目建议书，几大电力巨头更私下里运作了部分未公开项目。国电集团吐鲁番光热发电项目人士曾表示，其项目仅为100千瓦，但圈地达几千亩，目的正是为了将来大规模扩张。

光伏发电已经出现的央企超低价垄断局面似乎又将要在光热发电领域上演。结果是，如果热电低电价持续，无法提高投资回报率，将无法吸引更多社会资本参与，也将会影响到有针对性的补贴政策出台。

“政府对太阳能热电项目的认知度还不够，对市场前景也不那么了解。”前述热电设备制造商表示，热电项目要能够长期稳定地完善下去，必须得到有针对性的政策支持，这样银行融资才会相应跟进。

决策层有矛盾之处，像超白玻璃是生产光热发电所需聚光镜的基本原料，但玻璃制造已被工信部划为淘汰落后产能的重点领域，银行“一刀切”地停止对玻璃制造业放贷，这也势必影响到光热发电所需的上游原料的生产。

2010年8月，美国能源基金会曾委托上海中科清洁能源技术发展中心，对中国光热发电市场进行调研。调研结论是，中国对可再生能源的扶持力度呈现与重视程度的正相关，虽然扶持政策种类较齐全，但存在跟风上政策现象，不具备长期性和稳定性。

“今天这个能源热，政策就一窝蜂地来；明天那个能源热，这边的政策就忽然不见了，全跑到那个领域。这会让投资者看不到稳定的市场回报。”上述调研主管龚思源对记者说。