前言：630”始于2015年年底國家發改委下發的《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》。這份通知明確：2016年I類、II類資源區的地面光伏電站分別降低10分錢、7分錢，III類資源區降低2分錢，對于16年1月1日以后備案并納入年度規模管理的光伏發電項目，執行2016年光伏發電上網標桿電價。2016年以前備案并納入年度規模管理的光伏發電項目但于2016年6月30日以前仍未全部投運的，執行2016年上網標桿電價，因此，對于電站投資方來說，趕在時間節點前并網，獲取相對較高的電價，取得相對較高的投資收益。因此，2016年上半年出現了光伏電站大規模的搶裝，2016年上半年并網容量超過20GW，2016年三季度由于搶裝后市場出現真空，產品價格一度出現斷崖式下跌，四季度由于裝機需求改善，行業價格有所回暖。

去年底發改委下達了《國家發展改革委關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》，在今年6月30日之后，將I至III類資源區新建光伏電站的標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.65元、0.75元、0.85元，比2016年電價每千瓦時下調0.15元、0.13元、0.13元。此前市場普遍認為，6.30之前的搶裝將透支三季度的裝機需求，光伏產業鏈的價格或將跟去年三季度一樣出現深度調整，但今年觀測到價格信號有所不同。

有人說，今年的“630”有名無實，在現在的發展狀態來看，這一說法并不無道理。兔子君今天帶著大家了解下今年光伏搶裝前后的產業發展，與對未來的預期。

630并網情況

根據能源局數據，2017年上半年，全國光伏發電新增裝機達到24.4GW，同比增加9%，超過去年的上半年的高點，遠遠好于業內年初的預期。今年第一季度分布式光伏新增裝機2.43GW，與2016年同期相比增長151%，而集中式電站降23%。進入搶裝期的第二季度，業內人士統計，分布式光伏在四、五月的新增裝機占比分別達到44.7%和40.4%，前5個月新增裝機規模超4GW，不到半年時間完成了2016年全年的分布式光伏增長量，且6月仍有成倍增長。

從光伏組件價格波動來看，中國市場有部份原預定在630并網的專案確定延遲，電池片與組件需求向后延至7月，因此價格與訂單皆得以延伸，太陽能產業鏈各環節的價格本周也相對平穩。

多晶硅料價格在630后下降幅度好于預期

單晶多晶硅片價格保持穩定

電池片價格相對堅挺

組件價格保持穩定

虛假的630？為何630后產品價格與安裝量并未大幅度下跌？

此前業界普遍觀點認為，由于2016年國內光伏裝機容量呈爆發性增長，以及2017年6月30日之前的搶裝，將透支國內未來幾年的光伏裝機需求，國內光伏市場的增速將趨于平緩，國內光伏制造業或將面臨產能過剩的問題。但是，集中式電站仍然具有空間，根據國家能源局出臺《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》，對“十三五”期間2017-2020年的光伏發展規模進行了規劃，總計86.5GW，2017-2020年分年度光伏指標出爐，領跑者基地每年8GW，將進一步穩定光伏市場預期。

此外，光伏行業的應用市場還有很多方面可以挖掘，今年三季度跟去年三季度情況有所不同主要有以下原因：

第一，由于去年獲批的領跑者基地項目共計5.5GW，其中絕大部分的項目實際要求的主體完工日期是在今年的9.30號，由于領跑者基地項目的上網電價已經確定，因此，考慮到投資成本，這部分的裝機需求會在6.30之后才開始啟動；

第二，光伏扶貧項目也將為裝機需求提供支撐；

第三，今年的產業鏈各環節的庫存都低于去年。

第四，美國201法案帶來的出口需求旺盛因素疊加影響

未來展望

17-20年光伏電站指標86.5GW，光伏發展空間巨大

國家能源局出臺《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》規劃顯示：

1）17-20年光伏電站累計規模86.5GW，年均指標規模21.6GW，每年包含8GW領跑者項目，其中17年指標22.4GW。

2）不限規模的分布式光伏發電項目、村及扶貧電站以及跨省區輸電通道配套電站不受此次指標的限制。

3）北京、上海、天津、福建、重慶、西藏、海南等7個省區自行管理電站建設規模；新疆、甘肅、寧夏不新增建設規模，限電好轉后另行研究確定。

4）提前使用2017年指標超50MW的的省份17年指標全部用于光伏扶貧電站。

分布式爆發，海外市場形成支點

2017-2020年年均光伏電站指標21.6GW，另外分布式及村級扶貧項目不限指標。考慮到屋頂分布式2017年迎來真正的爆發以及戶用光伏的風起云涌之勢，2017-2020年每年合計新增整機規模超30GW是大概率事件。

全球來看，

1）美日歐高點已過，但全球占比已經顯著降低，未來每年新增裝機合計維持在25-30GW，相對穩定；

2）印度市場到2022年計劃累計裝機100GW，16年底僅10GW，未來每年平均新增裝機在15GW以上，2017-2020年有望逐步從10GW增長至20GW；

3）新興市場，中東、南美、非洲、亞太等地區增長迅速，被給予厚望。從2017年1-5月，新興市場組件出口比例已經占到國內組件出口總量的46%。根據各機構預測，新興市場2017-2018年新增裝機將分別達到12、20GW，增長迅速。

4）考慮到中國市場每年新增30GW以上的規模托底，全球每年新增裝機繼續保持增長。預計2017-2019年，全球新增裝機將分別達到85、90GW以上（2016年75GW）。在2020年光伏達到全年平價上網之前的關鍵時期，行業空間仍然較大。

光伏成本下降是行業發展關鍵，

棄光限電問題仍待解決，

儲能有助于解決光伏瓶頸問題

在最近的8年里，光伏組件的市場價格從每瓦36元下降到現在3.5~3.8元左右，下降了86.4%；并網光伏系統價格從每瓦60元降到每瓦7~8元，下降了86.7%。近5年來，光伏發電成本已從每千瓦時超過2元下降至約0.8元，綠色的貴族發電早已不斷向平價電力時代轉換。

國家發改委能源研究所研究員王斯成告訴記者，到2020年，平均用電價格可能會達到0.7元/每千瓦時，而光伏的度電成本已經低于這一水平。因此，對于屋頂光伏，只要光伏發電比用電網的電價便宜，就不再需要國家補貼，用電側的平價上網就能實現。

能源局數據顯示，一季度全國棄光限電約19億千瓦時，其中甘肅、新疆和寧夏最高，分別為甘肅8.4億千瓦時，棄光率39%；新疆7.6億千瓦時，棄光率52%；寧夏2.1億千瓦時，棄光率20%。此外，內蒙古、青海、河北等地也因逐步增加的新能源裝機占比成為限電高危地區，搶裝無疑再度增加了棄光限電的可能性。根據《方案》要求，甘肅、新疆、云南雖然已經停止或暫緩發放指標，但內蒙古、青海、河北等限電高危省份的指標卻仍在發放，未來地面電站的限電形勢將進一步加劇

解決棄光限電問題，無疑需要依靠三方面，一是消納，二是輸送，三是存儲。在合理布局光伏電站建設的基礎上，東、西、中部統籌推進；在此基礎上，持續完善光伏發電并網條件，配套電網建設，通過建設跨區輸電通道，將電力過剩地區的能源有效轉移；同等重要的是，提升儲能能力，利用儲能系統，破解光伏發電不連續、不穩定、不可控等問題；不可或缺的一點就是可再生能源電力配額制，只有科學安排調峰、調頻、儲能配套能力，使電力系統的運行機制、資源配置、運行區域為滿足比例目標而進行強制性調整，確保可再生能源電力的市場消納，為可再生能源的持續性發展提供制度性保障。