中国光伏发电市场的前景的确很好。
中国政府的目标是，到2020年非化石能源占一次能源消费比重提高至15%，为满足这一目标，政府近年内还会从政策上大力支持风电、太阳能发展。经过中国政府与太阳能行业十余年的努力，光伏发电快速发展。2014年，中国光伏发电累计装机达到28吉瓦，仅次于德国的38吉瓦，居世界第二位；并网发电250亿千瓦时，相当于三峡的1/4的电量，与全球约第60位的国家全年的发电量相当。
中国光伏制造业稳稳占据了全球市场的半壁江山，近两年已经慢慢走出“双反”的阵痛，过剩产能正被逐步消化，产业集中度提高，技术进步与成本降低明显，涌现出一批世界领先的龙头企业。2012年到2015年，光伏组件成本平均每季度降低约3.7%，2014年中国前五大光伏制造企业组件产量超过15吉瓦。
目前中国太阳能行业的发展特征是：发展目标明确和政策支持有力，而且具备完成目标的生产能力。因此，如何经济有效地完成设定的目标，很大程度上取决于政府的路径规划及相关政策设计。2014年政府规划了14吉瓦的年度光伏装机目标，其中集中式6吉瓦，分布式8吉瓦。结果是集中式完成了8.55吉瓦，超额42.5%；而分布式仅仅完成了2.05吉瓦，为规划的25.6%。“集中热分布冷”的市场反应，说明目前的光伏政策或许需要修正。太阳能发电施工时间短，发展速度可以很快提升。
然而，中国太阳能发展还是面临许多困难。首先是收益问题，据测算，2014年中国西部集中式光伏收益率与德国同期光伏发电收益相当，而东部分布式收益则不到一半，这与目前太阳能发展“集中热分布冷”的实际情况相印证。西部集中式光伏日照小时数高，规模成本更低，虽然并网和送出成本高，但是成本基本上由电网承担。中东部分布式光伏则发展动力不足，需要更高的上网电价，或是更高的终端电价来提高分布式光伏的积极性（比较高的终端电价可以使分布式太阳能业主省下更多的钱）。分布式光伏还面临安装的物理限制，国外居民屋顶是分布式主要的安装形式，而中国城市住宅不具备这样的条件。
总的来说，中国光伏装机与发电比例与德国相比应该有20%～30%的差距，主要原因是集中式光伏由于地处西北部，距离市场太远，并网外送难度大和成本高；而分布式光伏虽然离市场近，并网也相对容易，但其发展又受到其他条件的限制。
进入2015年，中国太阳能发展的最大利好或将来自“配额制”政策的实施。事实上，配额制与上网电价政策并列为全球支持可再生能源发展的两大政策工具。目前政府的做法是将装机计划分到各个省市地区，与美国、日本、英国等国家的配额制有着比较大的差异。上述国家的配额制相对市场化，由发、供电企业承担责任，附加成本能够传导至消费端。而中国目前只是对各级政府进行责任分配，隐性要求地方政府额外提供优惠政策与补助，资金来源并未明确，也难以通过市场机制进行有效传导。因此，目前太阳能“配额制”虽然简单方便，但需要进一步修改，增加可操作性和降低成本。
政府如何保障太阳能的健康发展？首先是理顺价格和设计合适中国实际情况的发展机制，包括配额制、上网电价、地方补助以及电网与金融支持等的综合发展机制。政府可以通过试点，科学制定和试验更多形式的补贴，然后将成功模式向全国推广。其次，作为太阳能行业发展的重要风向标，光伏装机目标的制定应该更为细致合理，充分考虑到各地经济发展情况、电价与电网情况、光照资源禀赋以及能源结构等等。再次，基于中国分布式面临的限制条件，现阶段将发展重心放在经济性较强的集中式上可能更为实际些，这需要加紧建立外送通道，发展大规模远距离输送与消纳技术。最后，加快分布式发展模式研究和发展储能技术。中国太阳能行业前景宏大，一定能为中国实现清洁发展目标与减排承诺作出应有的贡献。
（作者系厦门大学能源经济协同创新中心主任）
中国政府的目标是，到2020年非化石能源占一次能源消费比重提高至15%，为满足这一目标，政府近年内还会从政策上大力支持风电、太阳能发展。经过中国政府与太阳能行业十余年的努力，光伏发电快速发展。2014年，中国光伏发电累计装机达到28吉瓦，仅次于德国的38吉瓦，居世界第二位；并网发电250亿千瓦时，相当于三峡的1/4的电量，与全球约第60位的国家全年的发电量相当。
中国光伏制造业稳稳占据了全球市场的半壁江山，近两年已经慢慢走出“双反”的阵痛，过剩产能正被逐步消化，产业集中度提高，技术进步与成本降低明显，涌现出一批世界领先的龙头企业。2012年到2015年，光伏组件成本平均每季度降低约3.7%，2014年中国前五大光伏制造企业组件产量超过15吉瓦。
目前中国太阳能行业的发展特征是：发展目标明确和政策支持有力，而且具备完成目标的生产能力。因此，如何经济有效地完成设定的目标，很大程度上取决于政府的路径规划及相关政策设计。2014年政府规划了14吉瓦的年度光伏装机目标，其中集中式6吉瓦，分布式8吉瓦。结果是集中式完成了8.55吉瓦，超额42.5%；而分布式仅仅完成了2.05吉瓦，为规划的25.6%。“集中热分布冷”的市场反应，说明目前的光伏政策或许需要修正。太阳能发电施工时间短，发展速度可以很快提升。
然而，中国太阳能发展还是面临许多困难。首先是收益问题，据测算，2014年中国西部集中式光伏收益率与德国同期光伏发电收益相当，而东部分布式收益则不到一半，这与目前太阳能发展“集中热分布冷”的实际情况相印证。西部集中式光伏日照小时数高，规模成本更低，虽然并网和送出成本高，但是成本基本上由电网承担。中东部分布式光伏则发展动力不足，需要更高的上网电价，或是更高的终端电价来提高分布式光伏的积极性（比较高的终端电价可以使分布式太阳能业主省下更多的钱）。分布式光伏还面临安装的物理限制，国外居民屋顶是分布式主要的安装形式，而中国城市住宅不具备这样的条件。
总的来说，中国光伏装机与发电比例与德国相比应该有20%～30%的差距，主要原因是集中式光伏由于地处西北部，距离市场太远，并网外送难度大和成本高；而分布式光伏虽然离市场近，并网也相对容易，但其发展又受到其他条件的限制。
进入2015年，中国太阳能发展的最大利好或将来自“配额制”政策的实施。事实上，配额制与上网电价政策并列为全球支持可再生能源发展的两大政策工具。目前政府的做法是将装机计划分到各个省市地区，与美国、日本、英国等国家的配额制有着比较大的差异。上述国家的配额制相对市场化，由发、供电企业承担责任，附加成本能够传导至消费端。而中国目前只是对各级政府进行责任分配，隐性要求地方政府额外提供优惠政策与补助，资金来源并未明确，也难以通过市场机制进行有效传导。因此，目前太阳能“配额制”虽然简单方便，但需要进一步修改，增加可操作性和降低成本。
政府如何保障太阳能的健康发展？首先是理顺价格和设计合适中国实际情况的发展机制，包括配额制、上网电价、地方补助以及电网与金融支持等的综合发展机制。政府可以通过试点，科学制定和试验更多形式的补贴，然后将成功模式向全国推广。其次，作为太阳能行业发展的重要风向标，光伏装机目标的制定应该更为细致合理，充分考虑到各地经济发展情况、电价与电网情况、光照资源禀赋以及能源结构等等。再次，基于中国分布式面临的限制条件，现阶段将发展重心放在经济性较强的集中式上可能更为实际些，这需要加紧建立外送通道，发展大规模远距离输送与消纳技术。最后，加快分布式发展模式研究和发展储能技术。中国太阳能行业前景宏大，一定能为中国实现清洁发展目标与减排承诺作出应有的贡献。
（作者系厦门大学能源经济协同创新中心主任）
