十四五”是光伏和风电全面进入平价时代的开局5年，是承前启后、继往开来的5年，非常关键。

建议“十四五”期间新增电力装机均为清洁电力，燃煤电厂的存量装机需要让出发电量，逐步向调节机组过渡，以保证清洁能源电力的先发、满发。

其一，对于集中式光伏电站，逐步建立全国统一的电力市场，使我国超高压电网真正发挥作用，为在我国西部建设高比例可再生能源发电基地扫清障碍。

其二，加快电价改革和实时电价体系的建设，要有利于燃煤电厂由基荷电力向调节电力过渡，要有利于激励光伏系统提高自身调节能力，加速集中光伏电站站内储能和分布式储能市场的发展。

其三，进一步放开现有政策，如：对于集中式光伏电站，放开 光伏发电系统“光伏-逆变器容配比”，提高光伏电站的“保障性收购小时数”，使得光伏发电成本的快速下降；对于分布式光伏，要放开规模限制，不得以“消纳能力有限”为由拒绝分布式光伏项目立项。开放配电网的经营权，做到“输配分离”（现在已经做到“厂网分离”），推进“净零电耗建筑”、“智能家居”和光伏“微电网”的示范和推广。

国际能源署，国际可再生能源署，美国风能/太阳能行业协会，欧盟委员会等国际研究机构研究报告的结论都不约而同地指出：

未来世界的能源和电力结构是高比例可再生能源，甚至是100%可再生能源结构。

高比例可再生能源结构中，光伏的占比是最高的，普遍认为光伏发电装机将超过全球总装机的50%。

自2006年中国《可再生能源法》实施以来，我国光伏产业的发展取得了举世瞩目的成就。光伏也将成为全球最主要的电力来源。

一、中国光伏全球领先

1、从产业规模看

2007年起连续多年世界第一，中国产量的全球平均占比超过70%，当前我国光伏组件的产能大约150GW，就业人数250万，全产业链年产值高达5000亿元人民币，出口超200亿美元。

2、从成本下降看

10年内组件价格和系统成本均下降了90%以上，2008年，中国光伏组件价格25元/Wp，系统造价50元/W，光伏上网电价4元/kWh，2019年底，高效组件的平均售价低于2.0元/Wp，系统平均造价低于4.0元/W，国家公布的光伏上网电价0.4-0.55元/kWh，为光伏发电在中国乃至世界实现平价上网做出了重要贡献。

3、从技术水平看

产业化技术处于全球领先水平，天合，隆基，晶科，汉能等领军企业多次在光伏组件效率上打破世界纪录，各种高效电池技术均已在我国实现规模化生产。制造装备的国产化率超过95%，少量国外生产的高端设备也属于公有知识产权，全产业链不存在任何技术障碍。

4、从市场开发看

我国光伏发电新增装机自2013年开始，连续7年全球第一，累计装机规模自2015年开始，连续5年位居世界首位，2019年当年装机30.1GW，占全球装机的四分之一；到2019年底，中国光伏累计装机达到205GW，占到全国电力装机的10.2%，发电量达到2240亿千瓦时，占全国总发电量的3.1%，在我国能源转型的道路上迈出了坚实的一步。

二、产业发展仍存障碍

就中国而言，迫于能源供给和温室气体减排的压力，能源转型势在必行。如何推动中国能源和电力转型是中国电力改革最终要解决的问题。

1、国家目标

2020年中国非化石能源占一次能源消费比重达到15%，2030年达到20%；到2030年，中国将于2030年左右，使二氧化碳排放达到峰值，并争取尽早实现。

2、 发展路线图

国家可再生能源中心依据国家能源转型要求，2018年发布了研究报告“中国可再生能源展望2018”，提出：

到2050年，中国可再生能源在一次能源消费中的占比达到60%以上，在电力消费的比重达到90%；电力在一次能源消费中的比例从现在的不到30%提高到60%以上。

报告中提出的保守目标为：

光伏装机需要从现在的9.2%上升到2050年的38.3%，发电量从现在的2.5%上升到19.3%。光伏装机到2050年将超过20亿千瓦，即2021-2050平均每年光伏装机6000万千瓦。

3、中国光伏的发展有成本优势

光伏发电2021年在中国西部一类资源区可以做到0.25元/kWh以下，东部三类资源区可以做到0.35元/kWh以下，与常规火电相比较，具有很强的竞争优势；

未来10年之内，一类资源区光伏成本将降到0.1元/kWh，三类资源区降到0.2元/kWh，2030年之后光伏将成为世界上最便宜的电力。

4、不稳定出力的两种解决方案

然而，光伏也具有不连续、不稳定的特点，可以用集中式光伏电站方式、分布式光伏两种解决方案。

1）集中式光伏电站

凡接入10kV及以上公共电网，所发电量全部卖给电网的均属于集中式光伏电站。当电网接入高比例集中式光伏电站时，要求电网具有很强的调节能力，用于应对光伏的波动性和间歇性。

当前存在的问题有：

中国具有世界上最强大的电网，电网架构远远优于北欧和美国，但是却没有利用好，未能实现像美国和北欧那样顺畅的功率传输；

火电的灵活性改造进展缓慢，现有机组调节性能差，最低负荷能力仅能达到50%；个别省区新能源装机比例高，调节能力不足。

对于火电机组由基荷电力向调节电力的转变，还缺乏相应的电价体系和鼓励机制；

国内对于互补电源结构还没有统一规划和部署；

电网侧储能和光伏电站站内储能目前仅有零星示范。

2）分布式光伏

分布式发电系统是在负荷侧安装的发电系统。从2021年开始，对于全国所有用电户，用光伏的电都要比用电网的电便宜，分布式光伏的规模化发展具有显而易见的商业驱动力。

与分布式光伏相结合的分布式储能市场潜力巨大。一方面是因为分布式 光伏发电的成本大大低于电网的零售电价，价差足以支持安装储能。另一方面，安装储能之后，分布式光伏系统不但具备了很强的调节能力，可以实现100%渗透率，而且通过与电网互动，削峰填谷，还能够实现收益最大化。

目前的问题是：

国家尚未对分布式光伏项目的建设规模全面放开，也还没有像日本“净零能耗建筑”和德国“智能家居”那样类似的政府计划；

配电网经营权尚未开放，电力交易市场和实时电价体系尚未建立，不利于光伏微电网项目的开展，也不利于分布式储能市场的启动。

总之，分布式光伏的规模化发展不存在技术障碍，更多的是管理和利益平衡的问题。
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