理性发展，预防限电
国家能源局年初开始就明确了国内光伏电站的发展方向，重点推广分布式项目，同时严格限制地面电站的额度， 其中一个重要原因就是避免行业非理性发展，出现大面积的限电问题。
光伏限电问题已经在甘肃地区出现，2014 年 7 月，国家能源局发布了《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》， 《报告》提出的六方面问题就包括“电源、电网建设配套衔接不够”、“存在弃风、弃光现象”、“电网企业办理接 入系统、并网验收工作不完善”等。
《报告》显示，截至 2013 年底，甘肃省发电总装机容量 3489.32 万千瓦，其中风电装机容量 702.81 万千瓦，居 全国第三位；光伏发电装机容量 429.84 万千瓦，同比增长 1025.24%，居全国第一位。但在快速发展的同时，甘 肃风电、光伏出现了就地消纳和送出困难。以甘肃河西电网为例，按照 2013 年底装机容量、消纳和送出能力分 析，输电通道无法满足已投产发电企业电量的外送需要，夏季最大受限容量 308-378 万千瓦，最大受限比例 26-31%；冬季最大受限容量 198-268 万千瓦,最大受限比例 18-24%。
根据甘肃省各发电企业弃风统计数据汇总，甘肃省 2013 年弃风电量 31.02 亿千瓦时，占全国弃风电量的 19.11%， 弃风率 20.65%；2013 年弃光电量约为 3.03 亿千瓦时，弃光率约为 13.78%。
能源局已经开始关注光伏电站大规模建设后可能产生的限电风险，并强调“对于甘肃、青海、新疆等光伏电站建 设规模较大的省区，如发生限电情况，将调减当年建设规模，并停止批复下年度新增备案规模。对于青海省海西 地区、甘肃省武威、张掖和金昌等地区，青海省和甘肃省能源主管部门安排新建项目时应关注弃光限电风险。”
西部电站规模快速增长与我国跨区输电能力不足是一个显著的矛盾，对于光伏电站，能源局提早明确发展重点， 限制西部电站额度，引导行业走向分布式。
从补贴资金角度限制地面电站规模
地面电站和分布式电站两者的运营模式不一样，前者发电量全部上网，后者鼓励自发自用，余额上网，两者执行 不同的电站补贴政策。
地面光伏电站目前上网执行分区域标杆电价，从 2014 年 1 月 1 日及以后投运的光伏电站项目，将全国分为三类 资源区,分别执行每千瓦时 0.9 元、0.95 元、1 元的电价标准，电价超过当地火电脱硫标杆电价的部分来自于财政 补贴，补贴的资金来源是可再生能源发展基金。
对分布式光伏发电项目，实行按照发电量进行电价补贴的政策,电价补贴标准为每千瓦时 0.42 元。
我们对不同类别的新能源电站其政府补贴、跨区域输电成本列表对比如下，我们可以发现分布式光伏电站的单位 额外成本处在较低的水平，应该纳入优先发展的序列，这也就是政策层面大力推动分布式发电的主要原因之一。
同时，分布式发电贴近用电负荷，并且符合智能配电、用电的发展方向，未来还将成为国内光伏发展的重要方向。
此外，今年能源系统大力度反腐也造成了光伏项目审批、建设的延迟，造成了今年我国光伏新增装机落实情况不 理想，呈现“小年”局面。
我们判断，2014 年国内新增装机可能与 2013 年基本持平，大约在 11 个 GW 左右。
展望 2015 年，国内市场预计将实现再次的大幅度增长，我们判断分布式项目的落地会有明显的提速，主要原因 包括：
1、 2014 年分布式投资的业主都在等政策，产业政策、地方补贴政策、金融政策的完善，希望在比较好的政策环 境下再去投资分布式。到目前为止，分布式新政已经出台，电力创新政策、金融政策也已经完善，2015 年投 资业主将开始真抓实干，不会像今年一样的等待时机；
2、 从 2014 年三季度开始，银行针对分布式的态度已经越来越明确，国开行、民生银行、招商银行等都开始积 极进入分布式项目的贷款。此外，部分保险机构也已经开始涉足分布式光伏电站的业务，行业需要的融资环 境已经开始建立起来；
3、 电改的推进也将为分布式创造有利条件，其中关键的是售电权的放开，分布式项目未来业务模式不仅仅局限 于针对屋顶业主的合同能源管理，还可以对外售电，项目发电长期稳定消纳的潜在风险进一步解除。
我们认为光伏必将是发展的重点，而其中的分布式也必将是政策支持的重点方向，2015 年行业将真正迎来项目 的快速推进。
国家能源局年初开始就明确了国内光伏电站的发展方向，重点推广分布式项目，同时严格限制地面电站的额度， 其中一个重要原因就是避免行业非理性发展，出现大面积的限电问题。
光伏限电问题已经在甘肃地区出现，2014 年 7 月，国家能源局发布了《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》， 《报告》提出的六方面问题就包括“电源、电网建设配套衔接不够”、“存在弃风、弃光现象”、“电网企业办理接 入系统、并网验收工作不完善”等。
《报告》显示，截至 2013 年底，甘肃省发电总装机容量 3489.32 万千瓦，其中风电装机容量 702.81 万千瓦，居 全国第三位；光伏发电装机容量 429.84 万千瓦，同比增长 1025.24%，居全国第一位。但在快速发展的同时，甘 肃风电、光伏出现了就地消纳和送出困难。以甘肃河西电网为例，按照 2013 年底装机容量、消纳和送出能力分 析，输电通道无法满足已投产发电企业电量的外送需要，夏季最大受限容量 308-378 万千瓦，最大受限比例 26-31%；冬季最大受限容量 198-268 万千瓦,最大受限比例 18-24%。
根据甘肃省各发电企业弃风统计数据汇总，甘肃省 2013 年弃风电量 31.02 亿千瓦时，占全国弃风电量的 19.11%， 弃风率 20.65%；2013 年弃光电量约为 3.03 亿千瓦时，弃光率约为 13.78%。
能源局已经开始关注光伏电站大规模建设后可能产生的限电风险，并强调“对于甘肃、青海、新疆等光伏电站建 设规模较大的省区，如发生限电情况，将调减当年建设规模，并停止批复下年度新增备案规模。对于青海省海西 地区、甘肃省武威、张掖和金昌等地区，青海省和甘肃省能源主管部门安排新建项目时应关注弃光限电风险。”
西部电站规模快速增长与我国跨区输电能力不足是一个显著的矛盾，对于光伏电站，能源局提早明确发展重点， 限制西部电站额度，引导行业走向分布式。
从补贴资金角度限制地面电站规模
地面电站和分布式电站两者的运营模式不一样，前者发电量全部上网，后者鼓励自发自用，余额上网，两者执行 不同的电站补贴政策。
地面光伏电站目前上网执行分区域标杆电价，从 2014 年 1 月 1 日及以后投运的光伏电站项目，将全国分为三类 资源区,分别执行每千瓦时 0.9 元、0.95 元、1 元的电价标准，电价超过当地火电脱硫标杆电价的部分来自于财政 补贴，补贴的资金来源是可再生能源发展基金。
对分布式光伏发电项目，实行按照发电量进行电价补贴的政策,电价补贴标准为每千瓦时 0.42 元。
我们对不同类别的新能源电站其政府补贴、跨区域输电成本列表对比如下，我们可以发现分布式光伏电站的单位 额外成本处在较低的水平，应该纳入优先发展的序列，这也就是政策层面大力推动分布式发电的主要原因之一。
同时，分布式发电贴近用电负荷，并且符合智能配电、用电的发展方向，未来还将成为国内光伏发展的重要方向。
此外，今年能源系统大力度反腐也造成了光伏项目审批、建设的延迟，造成了今年我国光伏新增装机落实情况不 理想，呈现“小年”局面。
我们判断，2014 年国内新增装机可能与 2013 年基本持平，大约在 11 个 GW 左右。
展望 2015 年，国内市场预计将实现再次的大幅度增长，我们判断分布式项目的落地会有明显的提速，主要原因 包括：
1、 2014 年分布式投资的业主都在等政策，产业政策、地方补贴政策、金融政策的完善，希望在比较好的政策环 境下再去投资分布式。到目前为止，分布式新政已经出台，电力创新政策、金融政策也已经完善，2015 年投 资业主将开始真抓实干，不会像今年一样的等待时机；
2、 从 2014 年三季度开始，银行针对分布式的态度已经越来越明确，国开行、民生银行、招商银行等都开始积 极进入分布式项目的贷款。此外，部分保险机构也已经开始涉足分布式光伏电站的业务，行业需要的融资环 境已经开始建立起来；
3、 电改的推进也将为分布式创造有利条件，其中关键的是售电权的放开，分布式项目未来业务模式不仅仅局限 于针对屋顶业主的合同能源管理，还可以对外售电，项目发电长期稳定消纳的潜在风险进一步解除。
我们认为光伏必将是发展的重点，而其中的分布式也必将是政策支持的重点方向，2015 年行业将真正迎来项目 的快速推进。
