近年，中國光伏市場發展非常迅猛，從2013年起，中國成為全球最大的光伏市場，市場容量快速增長。中國的光伏市場在快速發展的同時，也凸顯出一些問題。下面談談中國當前光伏市場模型及限制因素。

　　中國當前光伏市場的基本模型：確認裝機地點，解決融資問題，進行光伏工程，完成并網驗收，發電收益運營，政府補貼結算。整個模型的核心依然是收益與風險的博弈。

　　1.確認裝機地點

　　對于分布式光伏發電，主要涉及到建筑物屋頂問題。

　　對于商用分布式光伏發電業務，存在工商屋頂產權不清晰，以及企業破產或效益不好拒交電費的風險。而民用分布式光伏業務不存在上述問題，但受制于前期投資較大，回收期較長，民眾的環保意識不強等因素，因此市場的啟動過程比較緩慢。

　　對于地面光伏發電，主要涉及到土地問題。

　　目前國家對于光伏征地沒有進行統一管理和有效引導，導致有些地方政府坐地起價，胡亂征稅，直接影響投資電站的收益，制約了光伏市場的發展;另外，在全國范圍內，光伏電站用地土地稅存在征收標準混亂，有的地方每平米不足一元，有的地區每平米十幾元不等，各地價格差異很大。

　　2.解決融資問題

　　最初光伏市場火爆，大家都想進入光伏行業分一杯羹，借助金融工具和杠桿，追求規模效應，從而進行投資賺錢，結果導致很多問題。現在經過反復地試錯、糾錯，市場開始慢慢地變得理性和成熟。

　　目前光伏融資主要需要依靠金融機構，包括政策性銀行，商業銀行，保險，基金、信托等。以運行良好的電站資產作抵押，或資產證券化，都具有可行性。

　　如果自有資本進入，先開發規模適當的項目，首先實現穩定的現金流，然后在后續項目開發中增加項目規模和融資規模，漸進式放大資金杠桿比例，這樣可以將風險降至最低。

　　3.光伏電站工程

　　談到光伏電站工程，主要涉及三方面：設備質量、成本結構以及技術因素。

　　光伏電站設備主要包括光伏組件、逆變器、匯流箱、平衡系統、配件等，其中比較重要的是光伏組件和逆變器。

　　設備質量最常見的問題：組件的質量問題包括熱斑、蝸牛紋及功率衰減等和光伏產品的電氣問題，比如：連接器發生熔斷、接線盒內部短路、熔化。另外，施工當中所存在問題，比如線槽進水和絕緣表層被破壞等。

　　關于光伏成本方面，只有成本降低，并且與傳統能源發電相比，顯示出競爭力，光伏市場才能實現規模化擴大發展。

　　另外，國內光伏行業產能過剩，導致惡性競爭。雖然造成資源浪費，但一定程度上，也促進了價格的合理性回歸，對價格的降落起到一定作用。

　　以近兩年為例，建設投資成本從過去的10-11元/瓦持續下降到目前7元/瓦左右，光伏設備、工程成本變得透明，并且成本下降趨勢清晰可見。

　　根據中國有色金屬工業協會硅業分會統計，今年上半年，我國國內多晶硅產量為7.78萬噸，同比增加21.4%，均價同比卻下滑20%以上，超過電池組件的價格10~15%的降幅。

　　另外，來自美、韓、德三國的多晶硅的低價沖擊，今年前五個月累計進口均價為19.75美元/千克。

　　逆變器價格也出現下滑，IHS資料顯示，今年一季度，國內集中式逆變器每瓦單價在0.20元-0.28元之間，而組串式逆變器的每瓦單價在0.40元-0.50元不等。

　　對于技術方面，太陽能發電能與煤發電競爭，關健在于提高光電轉換率的技術開發及規模化應用。光伏發電一直被詬病兩點：原材料即99.9999%純度的硅片成本昂貴，幾乎占生產成本的70%;以及生產造成大量四氯化硅，這對環境有污染很大。如果能夠從技術上解決這兩大問題，光伏發電就會成為真正的綠色能源。

　　另外，今年上半年中國光伏行業提出新的技術概念：1500V電壓。而目前電站及光伏組件、逆變器、匯流箱及線纜等都是基于直流端1000V的電壓要求設計和制造。1500V電壓技術成為新趨勢，可以節約平衡系統，從而達到降低系統成本。從技術方面，1500V電壓沒有瓶頸，但需要整個市場各個環節的配套發展，形成有效的生態系統。

　　4.并網驗收

　　對于集中式光伏發電而言，存在以下問題：由于新能源發電富集區域(例如甘肅、新疆等)，電力市場規模小，導致光伏發電運輸、消納不太順暢，從而產生連鎖反應的并網問題。

　　為解決新能源的送出問題，國家也在積極興建特高壓直流輸電工程。

　　對于分布式發電而言，存在以下問題：分布式光伏發電對配電網電壓形態、網損、電壓閃變、諧波、短路電流、有功及無功潮流、電路元件的熱負荷、暫態穩定、動態穩定、頻率控制等方面特性會產生影響。

　　分布式的快速發展，對于電網的容納能力極具考驗，由于光伏發電受光照影響，尤其發電峰值時，接入電網的光伏電源可能使饋線負荷節點電壓被抬高，甚至超上限;另外，光伏發電注入功率會使配電網繼電保護范圍縮小，不能有效地保護整體線路，甚至在其他并聯分支故障時，引起繼電保護誤動作。對于光伏發電受光照情況影響而產生發電間歇性，可以通過前端的光伏發電預測系統，經過一定的算法，預先介入，進行調整。

　　隨著分布式光伏發電接入點增多，運維方面遭遇挑戰，當接入分布式光伏電站的配電網停電檢修時，如光伏電站孤島運行，向系統倒送電，會引起人身、設備安全事故。

　　5.發電收益運營

　　對于分布式光伏發電而言：自發自用的消納比例非常關鍵，經過計算，自發自用比例超過70%，分布式發電才能有吸引力;如果分布式光伏發電的自發自用比例不高，光伏發電是虧錢的。目前傳統能源電價大約0.5元每千瓦時，加上補貼差不多0.9元每千瓦時。

　　對于集中式光伏發電而言：主要是受開發布局不合理、配套電網建設不同步等因素影響，導致光伏電站消納矛盾突出，存在棄光限電的風險。

　　2015年1~6月全國累計光伏發電量190億千瓦時，棄光電量約18億千瓦時，棄光率近10%。棄光主要發生在甘肅和新疆地區，甘肅省棄光電量11.4億千瓦時，棄光率28%，新疆棄光電量5.41億千瓦時，棄光率19%，對于光伏電站發生限電情況時，就意味著預期收益降低。例如：某地區配額只有60%，那么意味著剩下的40%的電量和收入就浪費掉;另一方面，國家補貼電費如果不能及時到賬，就會造成企業的財務成本較高，對現金流會產生影響。

　　6.政府補貼結算

　　2009年，財政部、能源局聯手推“金太陽”工程，實行“前端補貼”，國內光伏電站規模化起步，但在發展過程中出現電站建設和運行中的質量問題，無法保障光伏電站的整體效果，造成國家補貼被浪費等問題。

　　2013年光伏上網標桿電價出臺，按實際發電量進行補貼，光伏電站發展漸趨有序，形成實際發電量為王，不再以裝機容量作為計算口徑。

　　目前光伏電站補貼面臨兩個難題：資金缺口和補貼流程周期過長。

　　關于資金缺口問題，目前我國可再生能源補貼的資金來源為兩部分：財政部針對可再生能源發展專項撥款基金(80億~100億元)和全國征收的可再生能源電價附加費進行基金擴容。

　　可再生能源電價附加費從最初每度電只征收4厘，2012年增加到8厘，到2013年9月每度電再加7厘，征收標準提高到每度電1.5分，但是資金缺口依然巨大。

　　光伏行業協會秘書長王勃華介紹，現階段很難實現可再生能源補貼應收盡收，2014年應收補貼約為700億元，實際上繳400億元左右，征收上來的320億元。

　　關于補貼流程問題，光伏電站獲取補貼需從地方財政、價格、能源部門開始進行初審，最后財政部、國家發改委、國家能源局進行審批，審批完后進入目錄，中央財政再撥付至地方財政，企業拿到補貼的周期過長。

　　這兩個問題導致，如果光伏電站沒有及時拿到補貼，就會拖欠供應商貨款，供應商進一步擠壓上一級供應商，最后形成三角債務，對整個產業鏈產生不良影響。

　　綜上所述，中國當前的光伏市場處于快速發展階段，頂層設計需要進行有效引導，光伏行業需要進行自身梳理，逐漸形成良性的生態系統環境。