谁在制约中国光伏应用市场？
近几年，我国出台了一系列刺激国内光伏产业发展的政策措施，国内光伏市场在这些激励措施的引导下取得了一定的发展。但是，由于我国的特殊国情和光伏市场机制不健全，还存在着很多制约国内光伏市场发展壮大的因素。
一、我国光伏应用市场的发展现状
1.1、我国促进光伏应用市场发展的政策
目前，推广光伏发电己经被列入我国国家长期发展战略之中，政府也相应出台了很多与此相关的政策法规（参见表3-1），尤其从2011年开始光伏产业遇到发展困境后，更是进入光伏政策密集出台期，为我国拓展国内光伏市场创造了良好的政策环境。
1.2、我国光伏应用市场的发展现状
我国光伏市场曾经一度发展的十分缓慢，到2001年底，全国累计安装量只有23MW，主要是国际援助和国内扶贫项目。直到2002年，在政府的推动下才开始有了比较快的发展，之后连续几年的安装量都接近或超过lOMW。我国光伏市场的真正启动是在2009年，随着财政部支持的“金太阳”工程和国家能源局发起的敦煌lOMW光伏发电特许权招标项目，标志着我国光伏发电市场的发展开始进入快车道，2009年当年完成光伏发电装机容量约160MW，比过去30年安装量的总和还多。2011年，国家上网电价政策出台进一步推动了光伏发电市场的快速发展，当年新增装机达到2.SGWp，年安装量进入吉瓦级发展阶段。得益于2012年末出台的分布式光伏并网政策和2013年8月底出台的补贴政策，2013年我国新增装机约11.3吉瓦。截止到2013年底，国内累计光伏装机18.1吉瓦。
从2009年到2013年我国光伏装机容量的增长来看，我国光伏市场进入快速发展阶段，2009年至2013年的年均增长率达到200%，以往光伏市场严重落后于光伏产业发展的状况有了很大改变。从表3-2中可以看出，2009年，我国国内的光伏系统装机容量为160MW，只占我国光伏组件产量的4%02013年，我国的光伏组件生产量为26000MW，而年装机容量11300MW，己经占到总产量的43.4%。如表3-2所示：
从全球的角度看我国光伏组件产量仍然占据世界总产量的50%以上，但我国光伏市场目前仍落后于世界光伏的发展。如表3-3所示，2009年，我国光伏系统累计安装容量160MW，占世界总装机容量的2.2%。虽然近几年我国光伏市场发展速度加快，但相比较于欧美等国家我国光伏市场发展总体上仍显滞后，2013年，我国的光伏系统累计安装量为18.1GW，世界总装机容量为136.7GW，我国光伏装机仅占世界总量的13.2%o基于当前我国的能源紧张状况和环境保护压力，非常有必要继续扩大国内光伏市场规模，预计未来几年内我国都将是全球最重要的光伏应用市场之一。
在我国的光伏市场应用分布方面，2008年之前，我国光伏市场主要分布在离网光伏发电等方面，以独立发电系统为主，包括无电地区离网电站、户用电源、通信、太阳能路灯等，目前，我国己在西部地区建设了1000多座独立光伏电站，主要用于解决偏远地区居民的用电问题。而从2010年开始，大型光伏地面电站和分布式光伏成为我国光伏市场的主体。截止到2013年底，我国18.1GW的累计装机容量中，大型地面光伏电站约12.1吉瓦，占到总比例的66.8%，分布式光伏约6GW，占总比例的33.2%。我国光伏市场应用中大型地面电站占主流的发展模式不同于口本和欧洲各国，在口本和欧洲，分布式光伏通常占市场份额的85%以上。但随着2013年国家一系列支持分布式光伏发展的政策出台，分布式光伏也将成为今后我国光伏市场的发展重点。在“十二五”末所规划的35GWp装机容量中，有20GWp为分布式发电。另一方面，需要特别指出的是，在我国光伏装机容量迅速增长的同时，光伏电站并网的速度却跟不上装机容量的发展。截至2013年末，我国18.1GWp的光伏累计装机容量中，并网发电装机容量为14.79GWp，这就意味着有数吉瓦的己建光伏电站并未并入电网发电。
二、制约我国光伏应用市场发展的因素
2.1、光伏发电成本高
由于我国光伏产业产能过剩、产品出口欧美市场受阻、技术进步等原因，近几年光伏发电系统建设成本一直呈大幅下降趋势（如表3-4和图3-2。目前我国光伏发电的初始投资成本大约为10000元/千瓦，光伏发电成本约为0.8元/度，这种成本虽然己经低得接近极限且建立在光伏全行业全线亏损的基础之上。但是在发电成本方面，光伏发电与水电，核电和风电等其他新能源形式相比没有优势可言，与传统的火电比较更是相去甚远。在初始投资成本方面，也仅比核电低。因此，光伏发电之所以没有在我们生活中得到普遍应用，归根结底就是由于成本高。详见表3-5
光伏发电的初始投资成本高，超出我国多数家庭的承受能力，对我国分布式光伏推广的制约作用尤其明显。以三口之家用电量为例，建一座发电容量8千瓦光伏电站就足够口常用电，初始投资成本是8万元。如果按照目前一个家庭每年电费开销3000元计算，一个8千瓦光伏电站自发自用收回成本至少20年以上，如果再加上0.42元/瓦的补贴，实际回收期限也在10年以上，而且这种计算基于理想状态，并未考虑到维修和零部件更换等细节。投资额高且回收期长使得中国普通民众肯定不愿一次性为自己十几年的电费买单。
2.2、居民用电的电价低
目前我国居民用电的平均售价为0.57元/度，电价偏低，使得民众没有安装分布式光伏系统的积极性。与光伏发电相比，居民购买电网电力划算得多。
发达市场经济国家的居民电价随着最近二三十年能源价格的上升而逐渐上涨。例如英国2013年居民电价为21.2美分/度，和2000年电价相比，上涨了两倍多。美国也是如此，2000年全国居民用电价格平均为8.2美分/度，到2013年时平均电价己经上升到18美分/度，涨幅也较大。相比之下，我国电价在2000-2013年间，仅从每度0.335元上涨到0.57元。
分布式光伏发展的终极目标是走进千家万户。而由于我国居民电价既低于工商业电价，也低于平均电价，使得我国很难在民用光伏市场方面取得突破。和我国不同的是，外国居民电价一般是工业电价的1.5倍至2倍，居民安装分布式光伏很积极，这些国家开拓民用光伏市场比我国要容易的多。
低电价是我国推广分布式光伏发电的致命软肋，因为光伏发电项目的竞争力总是以现有电价作为对比依据，电价越低，光伏发电就显得越昂贵，离平价上网就越远，这也是同样的光伏发电成本在不同的国家推广难度却大不一样的原因。
低电价对我国分布式光伏应用市场拓展的另一个影响是国家扶持政策单一。我国目前的光伏政策局限于上网电价模式，政府对用户自发自用部分给予一定额度补贴，余量上网部分高价收购。市场的拓展严重依赖国家补贴，不是靠市场自发力量。美国、口本和欧洲一些国家由于居民电价高，可以采用一系列多元化和创新的扶持政策，使得民用光伏光伏市场增长迅速。而同样的政策在我国由于居民用电的电价低不可能被推广。
2.3、分布式光伏投资者面临诸多障碍
按照国家发改委2013年8月30口发出的《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》规定，分布式光伏发电项目的电价补贴标准为0.42元/千瓦时，补贴标准的执行期限原则上为20年。按此补贴额度计算，多数省市分布式光伏电站的投资回报率理论上可以达到12%一15%，投资回报率很可观。但投资者的投资热情并没有被激发出来，分布式光伏电站的建设数量少之又少，丝毫看不到大规模开发的迹象。其中的一个原因在于分布式电站的投资额大，投资者的收益无保障，面临着诸多投资障碍。
由于居民用电的电价低，我国发展分布式光伏系统集中于工商业密集地区。目前我国工商业用电电价约为1～1.5元/千瓦时，在这些地区发展分布式光伏系统虽然划算，但面临着以下问题。首先，在光伏系统25年的运营周期内无法确定电站所发电量有多少卖给企业，有多少卖给电网。卖给企业比卖给电网划算，但卖给电网却比卖给企业有保障，电站的收益无法确定。再者如果系统所发电量除了用户自用外，多余部分卖给电网只能得到脱硫标杆电价，约为0.4～0.5元/千瓦时，再加上0.42元/千瓦时的补贴，收益被大幅拉低；如果把电卖给企业就变成一种商业行为，除了售价必须低于工商业用电价格外，投资者还要面临用户经营不善或缺乏诚信引起的支付风险。其次在光伏系统25年的运行周期内，可能会面临用电客户频繁更换的问题。据《中国中小企业人力资源管理白皮书》调查显示，中国中小企业平均寿命仅2.5年，集团企业的平均寿命仅7至8年。最后由于光伏系统发电量受天气影响大。缺乏庞大储能设备的情况下，遇到连续的阴雨天气如果光伏系统连续发电量不能满足工商业用户的用电需求，用户可能会面临今天用光伏发电明天用电网供电的尴尬，是否会引起用户的逆反心理也是投资者需要考虑的。
我国居民用电电价低，光伏发电在民用市场没有吸引力。如果在国家度电补贴基础上，地方政府再给予一定额度的度电补贴或政府对安装光伏系统的用户初始投资给予一定比例补贴，使民用光伏系统变得一样有利可图时。基于我国的特殊国情，同样面临着很多问题。
在城市，人们多数是居住在十几层、二十几层的居民楼里，楼顶空间大部分被排水空调系统、太阳能热水系统等附属物业设施占据，真正能用来光伏发电的空间很有限。投资者需要花费大量人力物力来寻找闲置楼顶，无形中增加了建设成本。即便找到了合适的楼顶，因其属于公用面积，想在楼顶上安装光伏发电系统需要得到全体业主的一致同意。国家电网在受理分布式电站项目申请时，也要求申请人必须提供居民身份证、房产证等材料；占用公共面积的要提供其他业主、物业、居委会的同意证明。所以，想要在我国城市居民楼顶建设光伏电站，不管建设者是业主还是第三方，对他的公关能力要求都非常高。
在我国农村，虽然屋顶资源丰富且每户农民对自家屋顶做主，但面临的问题可能更多。用电量少、电网基础设施较差、农民负担不起高额的初始投资等。用电量少导致装机规模受限；电网基础设施差导致需要增加额外的大量投资；农民无力负担，而如果引进外部投资，则屋顶分散于每一户，管理成本会很高。
实际上，投资者遇到和将遇到的投资障碍远不止以上列举的这些，还有很多障碍是投资者无法控制或无法预期、国家政策也难以解决的。
2.4、光伏并网的技术和体制问题
现在我国己建成的大型地面光伏电站普遍面临着并网难问题。一个原因在于大型地面光伏电站主要在我国西部荒漠地区建设。这些地区远离电力负荷中心，经济不发达，工业和人口数量少，用电量不多，水电、风电己经无法消纳。因此常常需要远距离的输电才能把光伏电力运送到负荷中心。但由于当地的电网基础设施极度不完善，为了并网，很多光伏电站的建设者不得不增加额外的投入，花费巨资购买安装并网设备，甚至建设输电线路和变电站，数额不菲的并网成本降低了电站建设的经济性。己经并网的光伏电站由于受到电网接纳能力等因素的制约，导致限电现象时有发生，再加上补贴发放不及时，己经建成的光伏电站很多处于闲置状态；还有一个原因在于电网公司繁琐的并网流程，光伏电站的建设者至少要花掉半年到一年的时间，光伏电站才能并网。而且各地电网公司会不断变换要求，也让光伏电站的成本在预料之外层层累加。由于电网公司决定着光伏电站是否能够并网，所以不管电网公司的要求是否合理，光伏电站都必须满足。
分布式光伏主要在我国东部地区发展，电网基础设施相比西部地区好很多，不需要建设者在电力设施上投资，国家电网公司也出台了支持分布式光伏并网的政策，但并网难的问题依然存在。居民在向国网营业厅递交分布式光伏项目接入申请时，碰到了各种各样的问题，比如自然人是否需要项目核准、对施工单位的资质要求等，导致并网申请不被通过，打击了居民的积极性。
电网公司“为难”光伏并网的原因首先在于技术问题。由于光伏发电受季节、天气、环境和昼夜更替的影响，具有连续性和稳定性差的缺点，再加上我国电网等基础设施建设落后，光伏发电大规模并网会妨碍电网的正常调度，对电网的安全和稳定运行构成威胁。
与技术问题相比，更重要的原因在于光伏并网损害了电网公司的利益。站在电网企业的角度，接纳光伏发电对其没有任何好处：第一，光伏自发自用一度电将直接导致电网减少一度电的收入。第二，电网公司为了收购光伏电力还要投入大量的基础建设，耗费巨额资金。第三，我国煤炭产业产能过剩，火力发电富足。而且进入2013年以来，煤炭价格呈下降趋势，火力发电成本大幅降低。除了节能减排这一个理由外，电网实在不愿意放着质优价廉的火力发电不要，而去接受并网成本高、毛病又多的光伏发电。
当前，电网企业对分布式光伏的“友好”态度主要是迫于国家政策压力，也因为分布式发电装机数量少，不成气候，电网企业暂时的支持不会对它的根本利益构成威胁。如果将来分布式光伏大规模应用，电网企业的利益仍然得不到顾及，相信它们对待分布式光伏的态度会马上发生转变。
国家电网不支持光伏并网的深层次原因在于我国的电力体制。在我国，电网垄断了从输电到售电端的所有环节，电网既是向发电厂购买电力的唯一买家，又是向用户售电的唯一卖方。这种垂直一体化的垄断，从根本上阻碍了光伏和其他新能源电力的发展。
2.5、支持光伏发电的政策措施不健全
发电成本高和并网难一直是阻碍国内光伏市场开发的两大难题。于是政府一方面通过制定价格补贴来破除光伏发电的高价“瓶颈”，缩短投资者的投资回收期；另一方面通过出台并网政策来支持光伏发电并网。国家政策的制定和执行情况决定着光伏市场的规模。目前我国的光伏发电扶持政策还不健全，在操作机制上也存在一定问题。
扶持政策不健全一是体现在当前对分布式光伏应用的扶持以度电补贴政策为主，投资补贴政策还没有出台，缺乏对住户、工商业企业安装光伏系统的初始投资补贴、长期低息贷款优惠或税收减免优惠等相关政策。由于光伏发电的初始投资额较高，基于我国目前的人均收入水平，只有减少个人初始投资才能调动其安装热情，而我国目前的光伏政策并未涉及。扶持政策不健全还体现在没有出台针对大型光伏电站的并网政策，大型光伏电站的并网流程依旧繁琐、漫长。
国家电网公司在2012年10月26口发布了《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》，简化了6兆瓦以下的分布式光伏电站的并网流程，理论上解决了分布式光伏的并网问题。和补贴政策一样，这项政策也仅是《意见》，缺乏法律法规保障其执行。
再看补贴政策，一是国家如何保证补贴资金来源。光伏补贴资金主要来自可再生能源电价附加，国家财政拨款占较小比重。2013年7月15口，国务院发布的《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》中指出，到2015年中国光伏总装机容量要达到3500万千瓦（35GW）以上。截止到2013年底，我国光伏累计装机量约为18.1GW，每年可发电1100亿一1200亿度，按照0.42元/度的补贴计算，相应需要400多亿元补贴。若完成35GW的装机量则年发电可达到2000-2500亿度，每年需要的补贴为840w～1050亿元。按照2013年9月25口起开始执行的每度电1.5分钱的可再生能源电价附加标准（之前是0.8分）和2013年全社会用电量53223亿千瓦时计算，电价附加收入仅为800亿元。需要指出的是电价附加的征收不是只为光伏设立的，是为可再生能源，算上风能、生物质能等，真正能留给光伏行业的款项非常少（如图3-3）。而且电价附加仅对除居民生活和农业生产以外的其他用电征收。目前光伏补贴资金己经出现缺口，到了2015年，资金缺口只会更大。二是政府如何保证补贴资金公平、足额、按时、持久发放。补贴拖欠问题在我国己建成的大型地面光伏电站中普遍存在，可以说由来己久。大型地面光伏电站的建设和运行需要占用大量资金，补贴不到位，电站所发电量卖给电网只能得到0.4～0.5元的脱硫销售电价，所得资金甚至连偿还贷款利息和维护电站口常运行都不够。投资者不仅无法通过建设光伏电站获利，还很有可能出现亏损。这种状况无疑会影响其他投资者建设光伏电站的积极性。
此外，并网政策和补贴政策的执行效果也可以从2013年我国分布式光伏装机情况中看出一斑，2013年我国分布式光伏装机量为3GW，其中绝大部分来自于2012年己经获批的“金太阳”示范项目，真正基于度电补贴模式的项目不过几百兆瓦，且这些项目大都未并网。
2.6、技术标准和认证制度不健全
光伏发电项目具有投资巨大、项目建成后运行时间长、运行环境恶劣，且项目运行与生产和生活紧密相关的特点。因此，保证质量是光伏发电项目的关键，是光伏应用和光伏产业发展的前提。保证光伏产品质量和光伏电站安全稳定运行需要完善的产品标准和严格的认证制度。标准和认证的缺失容易导致光伏产品质量参差不齐、系统运行不稳定、发电效率低等问题，进而影响行业声誉，打击民众投资建设光伏发电项目的热情，最终阻碍光伏市场的有序发展。
一直以来，我国光伏产业链各环节都面临着标准缺失问题，从光伏原、辅材料的规范到光伏电池、组件的产品性能测试，以及应用终端的电站建设等，都处于部分乃至全部标准缺失状态。同时，我国目前己经实际执行的光伏标准缺乏强制性、权威性，很多标准没有得到执行。此外，受制于我国每年出版标准数的限制，国家标准的出版速度也难以满足快速发展的市场需求，导致产业中某些领域存在标准不适用或者根本无标可依的情况，急需加强标准的制修订工作。
强制认证是国际通行做法，严格的认证体系能够为光伏应用保驾护航，而我国还没有正式开展光伏领域的相关认证工作，己经开展的认证权威性不足。导致国内很多企业的光伏产品需要拿到国外认证，增加了产品成本。而缺乏认证的光伏产品难以获得市场认可，销售受限。
目前我国光伏应用市场开发还处于初级阶段，未来随着市场规模扩大，标准和认证缺失对市场开发的制约作用会越发显现。
2.7、光伏专业人才缺乏
虽然目前我国己有几所大学开设了光伏专业，相关的研究机构也正在培养光伏的专业人才，但由于光伏产业是新兴的技术密集型产业，发展时间短，成长速度快，缺乏对产业及相关学科的深入认识，人才培养的方案、条件及师资等均不完善，导致光伏研发、设计、生产、工程建设等方面的人才数量和质量难以满足我国光伏企业的需求。人才缺乏使得相当多的光伏企业缺乏自主创新能力和自主技术，整体研发和大生产技术与国际先进水平相比尚有一定差距。部分企业只能到处挖人，人力资源成本增加。
另一方面，我国缺乏相应的职业学校、技工学校进行光伏发电相关的职业和技能培训，目前光伏发电从业人员的数量和专业素质难以保证。而面向普通老百姓的宣传、教育、普及光伏发电基本知识的培训也尚未开展。