“5-31”光伏新政，一纸扇起千层浪，搅动着从业者的神经，也磨砺着投资商的筋骨。

近年来，我国光伏行业从技术研发到市场应用，再到成本控制，全产业链取得创新突破。截至2017年，我国光伏新增装机规模连续5年位居全球第一，累计装机规模连续3年位居全球第一。然而，频频出现的弃光和补贴资金缺口等问题，又冷敷着投资客过分狂热的头脑，提醒着从业者回归理性。

其实，光伏电价和补贴退坡，以及“年度指导规模管理”政策，自2014年就已经开始实施。光伏电站电价从2012年的1.15元/千瓦时，到2014年初次退坡——根据ⅰ、ⅱ、ⅲ类资源区分别调整为0.90、0.95、1.0元/千瓦时，再到“5˙31”光伏新政实施前的2018年初，已经分别调整为0.55、0.65、0.75元/千瓦时。光伏电站新建规模也从2004年到2016分别控制在14000兆瓦、17800兆瓦、18100兆瓦，到2017年至2020年间年均控制在21000兆瓦。

然而，这些早已实施的退坡和规模管理政策所针对的问题——弃光和补贴缺口问题并未得到根本解决。鉴于此，业界应该早有预判，后面的靴子迟早还会掉下来，只不过这次砸得更重、声音更响——“5˙31”新政痛下决心、快刀斩乱麻。

唯其决绝，方能“动心忍性，增益其所不能”。当前发展的重点就是要从扩大规模转到提质增效、推进技术进步上来，需要从更有利于健康可持续发展的角度，着力推进技术进步、降低发电成本、减少补贴依赖，优化发展规模，提高运行质量，推动行业有序发展、高质量发展。这是今年及今后一段时期光伏发电发展的基本思路。

了解了过去，才能理解现在和展望未来。我国光伏行业的发展，先后经历了成长起步、产业化发展、规模化发展、规模管理四个阶段；电价和补贴，从2012年出台标杆上网电价开始至今，先后经历了五轮退坡；规模管理，从2014年开始，也先后经历了五轮。本栏目就通过上述几个方面，简要梳理一下我国光伏行业发展的脉络，供广大读者参考。

我国光伏市场的四个发展阶段

2007年以前

成长起步阶段

累计装机：80兆瓦

这一时期基本上处于示范阶段，行业发展程度低，基本没有实现市场化运行。在光伏项目中，95%为离网项目，仅有5%实现并网。该阶段出现我国首座兆瓦级并网光伏电站，也是亚洲最大的并网光伏电站——深圳园博园1兆瓦光伏发电系统，为建筑并网项目；同时，还出现了国内首座直接高压并网的0.1兆瓦光伏电站——西藏羊八井光伏电站。另外，为解决7省区无电乡用电问题而建设的700多座光伏和风光互补电站，光伏装机15.5兆瓦，均为离网项目。

2007年至2010年

产业化阶段

累计装机：910兆瓦

本阶段国内光伏项目快速走向市场化，装机容量每年以100%以上速率增长，并网项目占比达到80%。光伏电站电价实施核准制，“内蒙古伊泰煤炭鄂尔多斯康巴什新区0.205兆瓦聚光并网光伏示范发电工程”等项目获得4元/千瓦时的核准电价。另外，实施了前两批“金太阳”和“光伏建筑”项目，再加上实施了两期地面光伏电站特许权招标，让分布式光伏市场和荒漠并网光伏电站兴旺起来。

2011年至2013年

规模化阶段

累计装机：19430兆瓦

此阶段出台了并网太阳能光伏发电项目标杆上网电价，将分布式光伏项目补贴从容量补贴转向电量补贴，并将光伏项目审批由核准制改为备案制，并网项目成为主流，离网项已经忽略不计。利好政策频出，装机总量和增速都快速提升，我国渐成为光伏大国。但同时，由于装机与负荷中心不匹配，国际国内市场不均衡，国内装备市场与应用市场不协调，光伏与调峰电源不配套，输送通道与光伏基地建设不同步等问题的存在，仍然制约着光伏行业的进一步发展。

2014年至今

规模管理阶段

累计装机：130250兆瓦（截至2017年底）

由于补贴缺口和弃光问题的出现，我国自2014年起实行光伏标杆电价和补贴退坡以及“光伏发电年度指导规模管理”，而且逐年更加严格。同时，随着光伏电站标杆上网电价与并网时间的挂钩，各地连续几年掀起了抢装潮。我国开始在农村贫困地区开发分布式光伏产业。另外，为促进先进光伏技术产品应用和产业升级，“领跑者”计划进入公众视野。光伏应用从地面光伏电站转向分布式，分布式光伏迎来大爆发，2017年新增装机超过20000兆瓦，同比增加约400%。

光伏标杆电价及补贴退坡

2012年至2013年

2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、尚未核定价格的太阳能发电项目，上网电价统一核定为1.15元/千瓦时。2011年7月1日及以后核准，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能发电项目，除西藏仍按1.15元/千瓦时执行外，其余省份上网电价均按1.0元/千瓦时执行。

2014年

按照ⅰ、ⅱ、ⅲ类资源区，光伏电站标杆上网电价分别为0.90、0.95、1.0元/千瓦时。分布式光伏全电量电价补贴标准为0.42元/千瓦时；其中，分布式光伏自用有余上网的电量执行当地燃煤机组标杆上网电价。

2016年

按照ⅰ、ⅱ、ⅲ类资源区，光伏电站标杆上网电价分别降低0.10、0.07、0.02元/千瓦时，分别调整为0.80、0.88、0.98元/千瓦时。

2017年

按照ⅰ、ⅱ、ⅲ类资源区，光伏电站标杆上网电价分别降低0.15、0.13、0.13元/千瓦时，分别调整为0.65、0.75、0.85元/千瓦时。

2018年1月1日至5月31日

按照ⅰ、ⅱ、ⅲ类资源区，光伏电站标杆上网电价分别降低0.1元/千瓦时，分别调整为0.55、0.65、0.75元/千瓦时。采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏项目，全电量电价补贴标准降低0.05元/千瓦时，调整为0.37元/千瓦时。

2018年5月31日以后

光伏电站标杆上网电价统一降低0.05元/千瓦时，按照i、ii、iii类资源区分别调整为0.50、0.60、0.70元/千瓦时。采用“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏项目，全电量电价补贴标准降低0.05元，调整为0.32元/千瓦时。

▲注：1.自2016年开始，“全额上网”模式的分布式光伏项目按所在资源区光伏电站价格执行；2.未涉及光伏扶贫项目。

实施光伏发电年度指导规模管理

我国光伏产业在2013年呈爆发式增长，光伏企业在光资源丰富的西北等地区上马光伏电站的速度过快，导致弃光问题出现，并且出现可再生能源电价补贴缺口。因此，实行“光伏发电年度指导规模管理”势在必行。

2014年

14000兆瓦

全国新增备案总规模14000兆瓦，其中分布式8000兆瓦，占比约60%，光伏电站0兆瓦，占比约40%。对于甘肃、青海、新疆（含兵团）等光伏电站建设规模较大的省份，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。

2015年

17800兆瓦（不包含分布式等）

全国新增光伏电站建设规模17800兆瓦。对屋顶分布式光伏项目及全部自发自用的地面分布式光伏项目不限制建设规模。光伏扶贫试点省区（河北、山西、安徽、宁夏、青海和甘肃）安排专门规模用于光伏扶贫试点县的配套光伏电站建设。

2016年

18100兆瓦（不包含分布式等）

全国新增光伏电站建设规模18100兆瓦，其中普通光伏电站项目12兆瓦，光伏领跑技术基地规模5兆瓦。利用固定建筑物屋顶、墙面及附属场所建设的光伏项目以及全部自发自用的地面光伏电站项目不限制建设规模。

2017年至2020年

年均21000兆瓦（合计86兆瓦）

光伏电站新增计划装机规模为54兆瓦，领跑基地新增规模为32000兆瓦，年均新增装机规模将超过21000兆瓦。其中，北京、天津、上海、福建、重庆、西藏、海南7个省份，自行管理本区域“十三五”时期光伏电站建设规模，并有序建设；甘肃、新疆（含兵团）、宁夏暂不安排2017年至2020年的新增建设规模。

2018年

10000兆瓦（仅限于分布式）

暂不安排2018年普通光伏电站建设规模，安排10000兆瓦左右规模用于支持分布式光伏项目建设。有序推进光伏领跑基地建设，视光伏发电规模控制情况再行研究。

（注：未包括光伏扶贫项目。）

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