中国等国家厂家的竞争下，欧洲光伏企业也纷纷倒闭，产业前景评估中国等国家厂家的竞争下，欧洲光伏企业也纷纷倒闭，产业前景评估新闻背景百家号为提高光伏行业发展质量，加快补贴退坡，中国国家发改委、财政部、国家能源局上周末联合印发《关于2018年光伏发电有关事项的通知》。这份被称为“行业急刹”的光伏新政出台在行业内部引发震动，A股光伏股本周遭受重创。11名中国光伏企业家本周发布联名信 “强烈建议”给予已经合法批准开建的项目一定的缓冲期。信中说，“大家完全理解行业发展存在的问题与压力，但希望变革不要太激烈，怕行业承受不了”。厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强6日对《环球时报》记者表示，政府对于光伏产业的补贴肯定是不可持续的，因为补贴缺口太大，补贴理论上是要通过提高电价来偿付，目前德国就是这么做的，“本来德国光伏产业是全球第一，但现在也补贴不起了。”德新社报道称，近年来，德国等欧洲国家的光伏市场不断被超越。专家认为，欧洲在光伏领域的带头作用已经消失，这一方面是欧洲气候条件不利于光伏发电，已经到达发展瓶颈。另一方面，欧洲国家对光伏的补贴大量下降。2004年，德国率先推出可再生能源法案，西班牙、意大利等欧洲国家之后纷纷对太阳能发电进行大力扶持和推广。2010年，德国曾占全球太阳能市场的40%以上。但是，自2011年后，欧洲各国开始降低政府补贴，光伏市场出现萎缩。在中国等国家厂家的竞争下，欧洲光伏企业也纷纷倒闭，目前德国仅剩一家大型光伏企业——太阳能世界，而且也面临破产。德国光伏补贴开始于2004年，初始上网电价高达50欧分;2013年平均上网电价约为13欧分/千瓦时，2017年平均为11.7欧分/千瓦时。英国政府开始也以每千瓦时43便士的价格向光伏安装户回购电力，现在补贴已下降超过一半。希腊、瑞士、意大利等国家也纷纷大幅度下降补贴。相比之下，美国对于光伏产业的补贴还在继续。美国对于可再生能源的补贴主要有“投资税负减免”(ITC，减免投资者设备成本30%的赋税)和“产品税赋抵免”(PTC，每使用一度可再生能源发电可获得0.022美元的税赋抵免 )两种形式。2015年12月，美国国会决议将原定2016年底结束的太阳能投资减税优惠(ITC)延长5年，直至2021年底。国际组织“21世纪可再生能源策略网络”本周在纽约联合国总部发布的报告称，2017年全球太阳能光伏新增装机容量达到创纪录水平。与2016年相比，2017年太阳能光伏发电装机总量大增29%，达到98GW。2017年全球新增装机容量大于燃煤、天然气和核电净增装机容量之和。2018年这一数字有望突破106 GW。▲本文由百家号作者上传并发布，百家号仅提供信息发布平台。文章仅代表作者个人观点，不代表百度立场。未经作者许可，不得转载。新闻背景百家号最近更新：简介:环球时报子栏目，侧重突发国内外新闻、视频作者最新文章相关文章当前位置：>
中国建材集团收购德国光伏企业Avancis公司
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光伏行业媒体“PV&Magazine”4月23日报道，中国建材集团公司（CNBM）收购了德国太阳能企业Avancis公司的核心业务。Avancis公司是太阳能薄膜和铜铟硒（CIS）薄膜电池生产企业，在CIS技术方面居世界前列。根据收购协议，中方将保留Avancis品牌，并在德国Torgau市重启生产，原来生产企业中的<SPAN style="FONT-SIZE: 20 FONT-FAMILY: fangsong_gb个工作岗位将被保留。但此次并购的价格、交割时间以及其他条件尚未披露，交易尚需中国有关部门批准。Avancis公司首席技术官Franz&Karg表示，与中国建材集团的合作将给企业带来强有力的投资支持，帮助企业进一步发展其CIS技术；继公司在创下光伏薄膜组件转化率世界纪录之后，此次并购将成为公司发展中的另一重要里程碑。中国建材集团则表示，此次并购是其在亚欧扩展太阳能组件研发和生产能力计划的一部分。&& 此次并购正好发生在Avancis公司遭遇困境之际。一年前，Avancis公司宣布根据其重组计划关闭一处制造中心，并将研发中心从慕尼黑迁往Torgau；随后公司又宣布准备关闭Torgau附近的第二处工厂；去年9月，公司的光伏组件生产全面停产。其母公司Saint&Gobain为完全退出光伏行业决定出售Avancis。
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德国将放弃核能发电 全球光伏产业过大关
　　德国将在2022年前彻底放弃核能发电的消息，让紧张的中国光伏市场稍微松了一口气，但不安的情绪仍然在蔓延。
　　随着5月底无锡尚德公布2011年第一季度的财报，世界主要的光伏企业财报均宣告亮相，但人们发现，习惯了高歌猛进的新能源光伏企业，却在这一财季迎来了“跌声一片”，全球光伏行业无疑已经进入调整期。
　　看看这些光伏大佬们交出的成绩单吧——
　　今年第一财季，全球仅有5家光伏企业净营收超过5亿美元，却齐刷刷地都出现了环比下降，无锡尚德总净营收环比降7.2%，美国第一太阳能(First Solar)净营收环比下降6.9%，晶澳太阳能净营收环比降5.5%，英利绿色能源净营收环比降14.4%，天合光能净营收环比下降14.2%。
　　与此同时，国际研究机构IMS Research最新的全球光伏产业分析报告显示，全球光伏组件第一季度出货量下降了近10%，这是自2009年初以来的首次下降。全球光伏逆变器第一季度出货量也下跌至4GW(吉瓦，1吉瓦=100万千瓦)，比上季度下滑39%。
　　当然，这与光伏市场通常在第一季度迎来销售淡季有关，且光伏市场在度过了普遍供不应求的2010年后，受欧洲这个最主要的光伏市场政策变动的影响，光伏产品价格正在一路走低。
　　去年，光伏组件价格呈现先稳后升的态势，一直维持在1.5~2欧元/瓦，而今年一开年，价格便开始掉头急转直下。
　　根据行业网站Energy Trend6月1日公布的调查，目前光伏电池的平均成交价已经跌破每瓦0.9美元，最低甚至到每瓦0.8美元，且下游厂商要求降价的压力仍未停歇。
　　这不禁让人担心，2011年，光伏产业会再度上演2008年那悲情一幕吗？彼时，金融危机爆发，此前意气风发的中国光伏行业骤然陷入低谷，近30%的国内企业濒临破产，70%的企业停业、停产或限产，许多预计投资国内光伏企业的人开始持币观望……
　　供远大于求
　　说起此轮光伏市场的调整和下滑，很多人都把矛头指向了“该死的”欧洲光伏补贴下调，指向了组件售价的下降。
　　中国从2007年开始成为世界上最大的光伏电池制造国，而欧洲则是中国光伏产品最主要的市场，目前中国生产的光伏产品中，超过90%销往海外，其中绝大部分销往欧洲。
　　但是去年，欧洲主要光伏发电国家市场如德国、西班牙和意大利，都相继减少了对光伏发电的补贴和优惠政策。
　　当年增长最快的国家市场之一捷克更是提出了一系列针对其国内泡沫式光伏电站投资的“惩罚方案”，该方案包括征收26%的“太阳能税”。
　　到了今年3月份，去年最大的光伏需求增加国意大利突然放弃固有的光伏电价补贴机制，不再对电价补贴进行明确，这极大地提高了光伏电站建设的不确定性，引发市场对后市发展的恐慌。
　　作为欧洲最大的光伏分销商之一，福能集团(Fire Energy)的CEO刘佳勇告诉《第一财经日报》，从2009年到2010年，市场的状况一直都是安装商和下级分销商不断催货，厂商加工赶班生产都来不及，但是到了去年年末，公司开始出现库存堆积的情况，光伏市场已经进入买方市场时代。
　　令人担心的是，去年由于市场火爆，大多数光伏制造商都大规模地扩展了自己的生产能力，尽管业界人士大多看好光伏市场的远景发展，但却在一定时期内形成了“供远大于求”的实际局面。
　　国际光伏咨询公司Photon国际今年3月公布的一项电池制造商年度调查结果显示，太阳能电池产能将大幅上涨80%至67GW。
　　而IMS Research在5月公布的报告中则预计，2011年全球光伏装机容量约为21GW，而且，由于部分市场的光伏刺激政策减弱，IMS还调低了2012年的光伏市场预测。
　　来自一线的声音则更加悲观。英利绿色能源首席战略官王亦逾告诉本报记者，全球光伏市场可能会在未来18个月内都进入一个较为缓慢发展的调整期。
　　他预计2011年全球的光伏组件发货量，悲观一点估计可能只有17~18GW，乐观一点可能在20GW上下，将略低于去年全球大约21~22GW的发货量。
　　如果上述预测都成立，将意味着，光伏业界的实际需求与产能之间将有一个巨大的缺口，对于光伏制造商来说，2011年无疑将成为最为艰难的一年。
　　动荡中的希望
　　据索比太阳能网站报道，3月初，随着意大利光伏补贴政策出现变动，到达欧洲的部分中国光伏组件厂商产品遭到欧洲客户的集体退货，并且被要求降价30%以上。
　　事犹未了，国内即传来报道，当前的光伏低谷已经对二三线光伏企业带来致命打击。
　　“去年市场那么好，小公司也要等大公司卖不出货了才能卖得出去。”王亦逾认为，尽管今年的光伏市场整体供大于求，但如果将小公司的份额从总的市场供应中去掉，大品牌的厂家对于市场依然是供小于求的，而二三线的光伏企业日子则将变得非常艰难。
　　IMS此前发布市场分析报告时也预计，今年二季度出货量及价格都将持续下降，其中，来自中国二线供应商的晶硅组件价格下降最快。
　　当然，震荡的市场现状下，中国光伏业也并非完全无路可走。
　　中投顾问此前发布的《年中国太阳能光伏设备市场投资分析及前景预测报告》指出，光伏的未来市场在亚洲，而中国将成为全球光伏制造设备的一个主要增长动力。
　　据媒体报道，已经上报国务院的《“十二五”可再生能源发展规划》将2015年中国的光伏发电装机总量目标上调至10GW，较该规划初稿中的目标翻了一番，中国光伏产业大规模启动在即。
　　海外市场方面，德国关闭核电带来的正面效应也不应小觑。华宝证券报告指出，若德国核电发电总量完全以光伏发电取代，共需175GW光伏装机容量(假定光伏年发电800小时)，十年内平均每年为17.5GW；即便只有50%以光伏取代，也可以换来未来10年每年平均8.75GW的市场容量。
　　与此对照，2010年德国光伏新增装机容量约为7.4GW，仅德国市场一家，其核电站的逐步关闭，就已经为光伏产业留下广阔的市场空间。
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MuChong.com, All Rights Reserved. 小木虫 版权所有德国光伏行业面临重组前景 产能过剩问题突出
来源：新浪财经要闻
德国太阳能经济联邦协会日前公布的数据显示，2012年德国太阳能光伏发电量较2011年猛增45%。分析人士指出，产能过剩可能使德国光伏行业面临重组前景。
数据显示，2012年1月至11月，全德新增光伏装机容量7300兆瓦。截至2012年底，德国已安装130万套光伏发电设备，为约800万用户提供用电，占全国发电量的5%，这一比例3年来增长了4倍。
一分析人士指出，光伏产业发展过快导致产能过剩，而这将加速行业重组。据德国太阳能经济联邦协会介绍，去年一年间，德国光伏发电设备价格整体下降近一半，太阳能电池板价格下降60%。该协会初步估算，在过去数月，德国光伏行业已至少削减3万个工作岗位。新年伊始，太阳能光伏模块生产商第一太阳能设备公司关闭其在法兰克福的工厂。
为保证行业健康发展，德国政府运用调控政策为光伏行业降温。政府近年来多次下调光伏发电上网电价，通过压缩光伏发电盈利空间，控制光伏发电膨胀速度。
此外，在德国，可再生能源电价补贴由电力用户分摊，光伏发电量激增也将推高用户的分摊，这也不免影响光伏发电在德运用前景。
据公司财政和管理咨询商Goetzpartner预计，今后5年内，德国光伏发电设备生产商将缩减三分之二。在260家较大型企业中，可能仅有86家能够幸存。(新华社)
原标题：德国光伏行业面临重组前景 产能过剩问题突出
[此文系转载，来源于新浪财经要闻，版权归属原作者]
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发送验证码何继江：分布式光伏发展困境亟待关键政策破局
新华网北京7月11日电（张世祥）2015年中国以累计装机43GW超越德国成为全球光伏累计装机量最大的国家，其中大型地面电站贡献达到84%。
业内人士称，大型地面电站为主的中国光伏发展模式取得了巨大成绩，也面临严峻挑战。
正在负责“分布式光伏直接交易和主要政策研究”课题的负责人、清华大学能源互联网创新研究院政策研究室主任何继江博士认为，“弃光”问题已掣肘光伏行业发展，其深层次原因是现有政策不足以引导光伏项目就近建设。
据中国光伏行业协会发布的数据显示，2015年国家电网调度范围内弃光率12.62%，集中在西北地区的甘肃、青海、新疆和宁夏四省区，其中甘肃弃光率高达30.7%。
与此同时，“分布式光伏直接交易和主要政策研究”课题的另一专家、中关村新华新能源产业研究院副院长林玉认为，中国分布式光伏的发展明显滞后，挑战巨大。目前光伏装机中分布式光伏仅有16%，其中接入10千伏及以下电压等级的光伏项目累计并网容量仅473万千瓦，占总量1.1%。十三五规划中2020年分布式光伏发电累计装机规模是70吉瓦，占光伏总装机150吉瓦的46.7%,也就是说未来五年增量光伏中分布式光伏占比应超过63%。这个规划目标如何能够实现？
何继江对新华网表示，光伏发展的关键在于贴近市场就近建设，破解分布式光伏发展僵局的关键政策是要实现“就近建设、专业开发、直接交易”，并且制订新的适应分布式光伏的电价政策。
何继江还介绍，德国的分布式光伏发展对中国非常具有借鉴意义。德国并不是太阳能资源很丰富的国家。德国平均年日照时间约1500小时，光伏年平均发电时数仅为800多小时，并不是光照条件好的国家。但是，2015年度德国光伏发电量已经占到总发电量的6%。德国光伏装机总量40吉瓦，其中80%以上是分布式光伏，消纳基本没有问题。日中午，德国的太阳能生产峰值为23.1GW，瞬时功率高达全国电力需求的50.6%。中国东部地区的光照资源虽然不如西北地区，但比德国还是明显要好。
据国内某光伏企业实测，我国东部沿海省份年平均可发电小时数高于1100小时，省会城市中发电时数最少的为杭州986小时，最高的为天津1317小时。北京的光伏发电时数达到1214小时。从太阳光照资源的角度看，西藏、青海等地的光伏资源最好，然而从市场需求的角度分析，光伏资源最大的市场需求却在江苏、浙江、广东等经济发达地区。这些地区电力供应相对紧张，又面临能源消费总量指标的约束，更关键的是，这些地区的工商业电价较高。
以北京为例进行电价分析，实行峰谷电价，上午10点至下午3点间在1千伏以下接入的工商业用电适用峰段电价1.4元每千瓦时，目前光伏的度电成本已经低于这个数值，而这个时间段也正是光伏最主要的发电时段，何况国家还对分布式光伏有为期20年的0.42元的度电补贴，北京市还有补贴政策。如果工商业能够积极消纳光伏，北京市的分布式光伏就可能迎来爆发式发展。再对电动汽车充电价格进行分析。北京电力公司刚刚发布电动汽车充电峰谷电价，10点至15点该公司的公共充电桩含服务费的充电价格为1.8元/度，这个价格也明显高于光伏度电成本。如果采用光伏充电站方案，利用停车场顶棚的光伏，或屋顶光伏给电动汽车充电，光伏可以实现盈利。如果有合适的激励工商业消纳光伏的政策创新，将大大激发中东部电价较高地区分布式光伏的快速发展。
就近建设、专业开发、直接交易
当前国内分布式光伏该如何健康良性发展？对此何继江博士给出三条建议，他认为，首先要，就近建设、专业开发、直接交易。
其具体意义在于，目前分布式光伏的适用政策分为“全额上网”和“自发自用，余电上网”两种。现在的光伏项目当中，全额上网的比例远高于自发自用的比例。但全额上网并不能体现光伏与当地电力需求的匹配关系，当地电价情况与全额上网的电价无关。城市中大量分散式的屋顶更适合采用自发自用模式，然而业主和投资商却对此并不钟情。就价格而言，余电上网价格明显低于全额上网的价格。以北京为例，北京的光伏全额上网适用0.98元/度的价格，余额上网部分适用电价为脱硫燃煤电价加国家补贴。北京市脱硫燃煤电价为0.3515元/千瓦时，国家补贴 0.42元每千瓦时，合计0.7715元，远低于三类地区全额上网的电价0.98元。由于屋顶光伏必须定向于业主使用才能称作自发自用。现实中采用光伏开发商与业主签订购电协议的方式来适应自发自用的条款，由于部分业主购电的合同周期短或执行效力弱等原因，投资人往往不倾向于自发自用模式。对于业主而言，自发自用固然能起到减少电费开支的效果，但对大部分工商业企业和家庭来说，建设屋顶光伏会遇到设计安装、资金筹集、运营维护等很多方面的困难，这使很多业主感到畏惧而打消主意，这些因素都影响了城市分布式光伏的发展，导致大量屋顶资源白白闲置。
打破这个瓶颈的关键是鼓励专业化的公司介入，在电力需求旺盛的地区，对闲置的屋顶资源进行专业化开发，并与高电价的工商业用户进行直接交易，简称为“就近建设、专业开发，直接交易”。购售方自由签订双边合约，协商相应的交易量、价格、偏差结算条款等。电网公司为光伏电站提供接入电网和输配的服务，并收取过网费。电网对于分布式光伏直接交易的电量，提供并网和过网服务，收取过网费。对在1千伏以下并网的分布式光伏暂不收取过网费。对于10千伏接入和35千伏接入的分布式光伏，在已经明确输配电价的地区，按照不同电压等级的输配电价的差价确定过网费，在暂未明确输配电价的地区，按照当地的不同电压等级的销售电价的差价确定过网费。10千伏接入的光伏装机按照不超过现有10千伏母线容量的50%为限，超出此限的另行设计过网费标准。在北京地区，接入10千伏的光伏过网费按照不满1千伏的销售电价与10千伏的销售电价之间的差值来计算，也就是0.02元。对于接入35千伏变电站的光伏电站应积极配建智能管理体系，并通过电网公司调度和光伏电站的协调，在35千伏变电站范围内消纳，避免向上级变电站倒送潮流。对于试点区内分布式光伏出现向上级变电站送电的情况，可由电网公司和售电公司商议过网服务协议。
光伏在低压侧接入电网，需要电网提供电能质量管理、备用等服务，同时也对白天削减峰值容量、降低线损、低电压治理等具有贡献。电网公司是否向光伏电站收取综合服务费还需要根据具体案例进行研究，在电网公司等相关方提出明确方案前，可以暂免收取综合服务费。
何继江认为，电力体制改革的不断深入，各地已经涌现了大量售电公司，他们对于光伏的“就近建设，专业开发，直接交易”将起到有力支撑作用。
位于低压侧的分布式光伏应调高余电上网电价
何继江的第二个建议为，位于低压侧的分布式光伏应调高余电上网电价。对此，他解释称，分布式光伏是在低压侧并网。目前分布式光伏的余电上网的定价与本省市的煤电价格绑定。然而这种定价方式忽略了分布式光伏的一个重要特性，即分布式光伏在10千伏以下接入，或35千伏接入，因其接近用户，因而输配成本很低。火电厂发电上网总是接入高压电网，然后再经输电网络和配电网络到用户。分布式光伏比火电并网所产生的系统成本要低很多，但目前定价策略没有体现这一特点。
在电力体制改革深入到市场化定价实现之前，建议对光伏直接调高余电上网电价，即在现有煤电标杆电价基础上加上输配电价。北京市的输配电价尚未公布，目前可暂时借用最具可比性的深圳市已公布的输配电价。深圳市2016年10千伏的输配电价为0.1802元。建议北京市在10千伏以下接入的光伏的余电上网电价调整为0.2，共计0.5317元。北京明确输配电价后可对其重新核定，其它地区可参照该原则确定低压侧并网电价。
国家给分布式光伏的度电补贴和地方性的补贴继续保留。比如，国家的0.42元的度电补贴。随着光伏成本的不断下降，这部分补贴可以降低，从而有效减少国家的财政补贴压力。但在国家对煤电收取碳税之前，这个补贴不应该完全取消。
分布式光伏有必要试行峰谷电价
何继江博士给出的第三个政策建议是“分布式光伏有必要试行峰谷电价”。他认为，目前光伏并网的价格政策还有一个缺点是没有体现根据负荷需求调节电价的市场原则。白天是负荷高峰期，大部分地区目前实行用电侧峰谷电价。光伏在白天发电，能够缓解白天的负荷压力，应当给予鼓励。在目前现货市场尚未运作的情况下，建议实施发电侧峰谷电价。
目前，我国部分地区的小水电运用市场原则设计峰谷和丰枯电价，这对分布式光伏的定价机制有明显借鉴作用。以广东北部某市为例，小水电可以选择固定综合价，或者峰谷价，一年只能选择一次。实际上小水电基本都采纳峰谷电价。小水电综合价为0.4282元，峰谷电价的峰谷比为1.5:1，丰枯电价的丰枯比2:1。小水电丰水期峰期电价0.4469元,谷期电价0.2234元。小水电枯水期峰期电价0.6703元，谷期电价0.3352元。这种定价策略体现了根据负荷调节电价的市场原则。
北京市采用电度电价采用尖峰、高峰、平段和低谷四个价格。夏季光伏发电早于凌晨7点，此时是低谷时段，以后经历了平段、高峰时段和尖峰时段。将政策建议二中所设计的光伏发电标杆电价作为平段时段，设计高倍率和低倍率两种方案测算峰谷电价，高倍率方案中高峰电价以1.5倍度测算，尖峰电价以1.6倍度测算，低谷电价以0.5倍度测算。低倍率方案中高峰电价以1.3倍率，尖峰电价以1.4倍率，低谷电价以0.7倍率测算结果见下图。
在这个方案中，高倍率方案下10：00至15：00点之间，光伏上网价格为0.7679元每千瓦时，在低倍率方案，价格为0.6912元每千瓦时。
这个政策可以考虑以暂定实施5年左右，随着未来分布式光伏规模的增加、负荷特性的变化，以及电力现货市场的建设，该项政策最终将被现货市场所消化。
何继江博士认为，如果采用这三项政策方案，有以下四个明显的作用。其一，此电价政策有利于未来集中式光伏与分布式光伏统一为度电补贴政策，同时又以市场化的方式鼓励分布式光伏就近建设。第二，此电价政策实现低压侧分布式光伏并网价格高于高压侧光伏并网价格，能有效鼓励分布式光伏就近建设。第三，此电价政策有利于未来逐步降低分布式光伏的补贴，减少国家财政补贴压力。第四、峰谷电价的设计有利于各类市场主体了解现货市场的运行特征，同时有利于未来到现货市场的平滑过渡。
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