根據政府規劃，太陽光電在2025年裝置容量將達20GW，其中，屋頂型占3GW，經濟部能源局表示，屋頂型太陽光電裝設步調快，屋頂型已達2.8GW，大概今、明年就會提前達標目標。 根據政府規劃，太陽光電在2025年裝置容量將達20GW，其中，3GW為屋頂型，17GW為地面型。能源局官員表示，屋頂型太陽光電大概今、明年就會提前達標，但是，地面型進度則稍稍落後，因涉及複合使用，權利關係人太多，需要花時間溝通。 官員說明，地面型漁電共生，漁民擔心搭了太陽光版後，會遮蔽魚塭、影響水質，進而影響產量，因此，能源局將會在嘉義、台南、高雄等地做示範案，預估年底前完成，透過示範案讓漁民安心。
官員表示，截至今年4月，屋頂型已達2.8GW，地面型0.4GW，預計太陽光電今年將增加1.5GW，太陽能總量將達4.3GW，預估在明年達到6.5GW。
他說，太陽光電占比將會略微調整，預估屋頂型占比將增加，地面型則是看權利關係人協調進度，能源局再做滾動式檢討。不過，總裝置容量不變，2025年仍為20GW。
美國上週原油庫存大降，降幅超出預期，加上大型油企因為預期風暴到來，減少墨西哥灣近3分之1的產量，國際油價週三（10日）大漲4.5%，來到1個多月來的高點。
《路透》報導，紐約西德州中級原油8月交割價上漲2.60美元，或4.5%，收每桶60.43美元。
布蘭特原油9月交割價上漲2.85美元，或4.4%，收每桶67.01美元。
美國能源資料協會（EIA）數據顯示，截至7月5日當週，美國原油庫存大減950萬桶，遠超分析師預估的減少310萬桶。
另一方面，由於預期有颶風將在墨西哥灣形成，大型石油公司在風暴來臨前減產、疏散員工，根據預測，本週末將會生成颶風。美國原油日產量有17%來自墨西哥灣。
德國商業銀行石油分析師費利茲（Carsten Fritsch）表示，庫存降幅遠超預期，幫助了油價提高。
原文刊於 《自由 时報》
新聞出處： https://ec.ltn.com.tw/article/breakingnews/2849213
如果說國內市場是中國光伏產業成長期的“助推器”，那麽歐洲市場毫無疑問是中國光伏產業萌芽期的“領路人”。20世紀90年代以前，光伏發電在全球範圍內都是“昂貴能源”的代表，不具備與傳統能源競爭的能力。2000年之後隨著歐洲在新能源技術開發、應用的逐步成熟，以及歐洲國家整體開始重視綠色能源的使用，光伏發展在歐洲逐步獲得政府重視，新能源政策逐步完善，光伏在歐洲市場開始啟動。
歐洲光伏市場的“崢嶸歲月”
2000年德國頒布《可再生能源法》（EEG），為德國光伏產業的快速發展奠定了堅實的法律基礎。2004年德國對《可再生能源法》進行首次修訂，大幅提高了光伏電站標桿電價的水平，收益率的突升使得資本湧入，帶動了德國光伏產業快速發展，並引領了全球光伏數十年。2000年至2012年，以德國、意大利、西班牙三國為代表的歐洲區域成為全球光伏裝機需求的核心地區。
OFweek產業研究院數據顯示，2010年全球光伏發電總裝機容量超過40GW，主要應用市場在德國、西班牙、日本、意大利，其中德國2010年新增裝機容量7GW；2011年全球新增光伏發電裝機容量超過30GW，比2010年新增13GW，至2011年底，全球光伏發電累計裝機容量達到71GW。截至2012年底，全球光伏發電累計裝機容量已超過100GW，歐洲裝機規模占全球總裝機規模的70%。其中，德國光伏電站累計裝機容量為32.41GW，占全球的31.73%，是全球累計裝機容量最大的國家；居第二位的是意大利，其光伏電站累計裝機容量為16.45GW，占全球的16.10%；居第三、四、五位的分別是美國、中國、日本，這三個國家光伏電站累計裝機容量在7GW左右，分別占7.07%、6.80%和6.49%。
2013年以後，隨著歐洲主流光伏市場補貼退坡，該地區增長潛力不再，中國、日本、美國三國接過了歐洲的接力棒成為主要增長區域。2014年中、日、美、英排名前四，均超越了德國、意大利、西班牙這些傳統歐洲光伏大國。其中，中國和日本的新增並網裝機容量超過了全球新增40GW中的一半。發展中國家南非和印度也開始崛起。2015年中、美、日與新興市場引領全球光伏發電的增長。2015年全球新增光伏裝機量為50GW，亞太國家占據了全球光伏市場59%的市場份額，已經連續三年排行第一。歐洲市場份額跌至18%。美洲光伏市場持續增長，美國、加拿大、智利處於行業領先。
近十幾年來歐洲光伏市場起起伏伏，但也主要集中在德國、西班牙、意大利、英國、法國、土耳其等國家。但根據荷蘭中央統計局（CBS）的數據，荷蘭的太陽能裝機容量在2018年增加了1.5GW至4.41GW，相比2017年增加了50%以上。包括2.3GW的個人屋頂光伏系統裝機量、0.44GW的大型太陽能電站，以及1.66GW的工商業屋頂電站系統。1.5GW的新增裝機量也讓荷蘭位居該年度歐洲第三位（僅次於德國、土耳其），全球第十位，並首次進階到“GW級太陽能俱樂部”。
究其原因，荷蘭境內太陽能園區的快速建設，是2018年荷蘭太陽能裝機容量大幅提升的最主要原因。截止2018年底荷蘭共有太陽能園區65個，遠超2017年的22個；太陽能園區發電量占荷蘭光伏發電裝機容量的比例也於2018年達到約20%，超過2017年的9%。
成績矚目的可再生能源支持計劃SDE+
與其他國家和地區類似，荷蘭光伏市場的發展也離不開政策的推動。早在2007年荷蘭政府便開始實施可再生能源補貼政策，對所有采用可再生能源的企業實施直接補貼以及減稅補貼。到2010年荷蘭電能消耗總量的近10%來自於可再生能源，為117.2億千瓦時。不過在所有可再生能源發電量中，太陽能發電只有6億千瓦時，僅占0.5%。究其原因，除了荷蘭適合風力發電的地理因素之外，更重要的是政府對太陽能發電的扶持力度不夠以及當時技術條件下太陽能發電成本較高。
從2011年開始，荷蘭政府調整政策，設置了總額15億歐元的補貼上限。這一調整的結果是風能的應用得到了更大的刺激。OFweek產業研究院數據顯示，2012年荷蘭風力發電總量約49.34億千瓦時，同比增長4%，約占可再生能源電力生產的40%。2012年荷蘭陸地和海上風電裝機容量分別為22.03億千瓦和2.28億千瓦。
而真正讓荷蘭光伏市場提速的是該國實施的可再生能源支持計劃SDE+，這是該國政府在達成其2020年減排目標滯後的情況下所作出的補救嘗試。2015年荷蘭政府受到了猛烈抨擊，原因是因為2014年的一份審查報告披露，該國能源結構中僅有少部分來自源於可再生能源。與之形成鮮明對比的是，電站用煤量的屢創新高。無獨有偶，同年6月荷蘭執法部門發現其政府也在履行《京都協議》中約定的有關減少排放二氧化碳、甲烷等導致溫室效應的氣體方面的承諾時打了折扣，因而要求其在2020年之前，逐步在1990年減排量的基礎上繼續減排25%。荷蘭政府之所以在2006-2013年未能完全實現減排目標的原因是補助不穩定，從而導致環保支出較少，使問題不斷升級。
SDE+計劃旨在激勵企業以盡可能低的成本生產更多的可再生能源，采取了申請最低補貼額度的項目最有可能獲得補貼的原則，以推動企業創新並降低成本，並實現荷蘭政府在2020年可再生能源比例占14%、2023年占16%的目標。2017年荷蘭可再生能源支持計劃SDE+預算達60億歐元，面向風能、太陽能、地熱能、水能和生物質能項目，最高補貼額度從2016年的每度0.15歐元降至0.13歐元。
而SDE+計劃帶來的影響顯而易見。2018年荷蘭可再生能源占電力結構比例由2017年的15%增至17%，可再生能源占總能源消耗結構比例也從6.6%上升到7.3%。其中2018年荷蘭光伏發電量從2017年的2.2 TWh增長到3.47 TWh，約占總用電量的3%。同比增長50%，風力發電量基本持平。
荷蘭光伏市場的未來走勢
在SDE+計劃的推動下，荷蘭光伏市場的發展舉世矚目。2018年荷蘭已經進入全球十大光伏市場行列。我們預計未來兩年會更進一步，到2020年荷蘭有望超越德國成為全球第五大光伏市場。
而以下兩組數據也從不同角度顯示出荷蘭光伏市場目前的良好發展勢頭。一個是在2019年3月12日至4月4日期間荷蘭申請資助的所有5376個可再生能源項目中，光伏項目逾5170個，申請額為29億歐元。另外一個是2019年5月中國光伏組件出口量達到5657.8MW，出口量前三的國家分別是荷蘭937.67MW、日本547.68MW、澳大利亞435.33MW。
但荷蘭光伏市場的前景真的會一帆風順嗎？有德國，西班牙，意大利的前車之鑒，我們的建議是需要謹慎看待。SDE+政策本身以及分配給它的大量預算主要是由於來自歐盟的壓力。最新的消息是面臨著加速可再生能源緩慢進展壓力的荷蘭將在2020年更新SDE +計劃。在未來幾年SDE+將轉變為SDE++，SDE ++階段的補貼將用於二氧化碳減排，這意味著更多的可再生能源將獲得撥款。在這樣的大環境下，太陽能光伏項目是否還能像現階段一樣在競價中占據主導地位，還有待觀察。
雖然隨著成本的大幅下降，全球光伏市場已經全面進入無補貼時代，但荷蘭太陽能產出低、土地價格昂貴等劣勢，以及民眾、開發商對於無補貼項目的接納程度，都決定著這一市場未來幾年的增長潛力究竟幾何。
儲能系統具有平抑光伏發電波動、跟蹤發電計劃出力，電量時移等作用，儲能系統與光伏電站聯合應用已經成為全球儲能發展的重要方向。與國外大量儲能項目與光伏電站共享站址實現多元化應用並獲得多重收益的模式相比，我國光伏加儲能的大部分項目仍以技術示範和模式驗證為主。如國電投黃河水電公司於2018年6月投資運營的青海共和多能互補驗證項目，采用磷酸鐵鋰電池、三元鋰電池、鋅溴液流電池和全釩液流電池，對儲能系統的電池特性、容量配比、系統匹配以及控制進行研究，並對水光儲互補協調運行模式進行了驗證;華能集團於2017年12月投運的青海格爾木直流側光伏電站儲能項目，采用鉛炭電池、磷酸鐵鋰電池，探索和應用了一種分布式直流側光伏儲能技術;由國網浙江省電力公司承擔的南麂島微網示範工程項目，采用磷酸鐵鋰電池和超級電容，該項目是全國建成的首個離網型兆瓦級智能電網項目，為離網型海島供電範本。
在這些示範項目的促動下，截至2018年底，中國已投運的、與光伏相配套的儲能項目(以下簡稱“光儲項目”)的累計裝機規模達到了259.6MW，占中國儲能投運項目總規模的25.7%。2018年的光儲項目規模相比2017年增長了41.4%，其原因在於黃河水電、魯能集團、協合新能源等新能源企業對儲能的理解和認識逐步加深，同時對儲能為光伏電站帶來的價值進一步認同，進而在集中式光伏電站中部署儲能項目的力度增大。
國內光儲項目按應用模式可分為集中式光儲和分布式光儲。集中式光儲主要是儲能與“三北”地區的大型光伏電站相結合，實現削峰填谷，跟蹤計劃出力，提供電網支撐和平抑波動等功能。分布式光儲的應用場景則相對多樣，包括偏遠地區儲能、工業儲能、海島儲能等，儲能主要用於節省用戶電費支出、參與需求響應、提高光伏自發自用水平、替代電纜鋪設/減少柴油發電等。
截止至2018年底，中國已投運的、與集中式光伏電站配套建設的儲能項目累計裝機規模達到145.1MW，占所有光儲項目總規模的55.9%，項目主要分布於青海，河北，甘肅，西藏等地區。其中，青海的累計投運規模最大，達到84.3MW，占比58.1%;其次是河北和甘肅，累計投運規模分別為22.0MW和17.0MW
從已投運的集中式光儲項目的應用類型上看，一類是多能互補類的示範驗證項目，包括青海魯能海西州多能互補集成優化國家示範工程，張北風光儲輸示範項目、甘肅玉門風光儲電網融合示範項目，寧夏吳忠國電電力太陽山風光儲發電項目等。
風光互補應用能夠綜合風力發電和太陽能發電的優勢，解決單獨使用風力發電或太陽能發電受季節和天氣等因素制約的問題，使得風力發電和太陽能發電形成互補，風光互補發電站的輸出功率較單獨的風力發電站或單獨的光伏發電站輸出功率更穩定，有利於提高供電的可靠性和資源的利用效率，更有利於電網接納。在風光的基礎上配置儲能，則能夠對風電、光伏進行進一步的優化和補償，最終提高發電的穩定性和連續性。
另一類是直接與集中式光伏電站相結合的儲能項目，包括黃河水電青海共和光儲項目、協合新能源西藏乃東光儲項目、北控清潔能源西藏羊易儲能電站項目等。此類項目主要集中於光照資源較為豐富、大型光伏電站較為集中的地區，如青海。在這類區域，晴朗天氣下光伏電站所發的“饅頭”發電曲線特性使得中午時段出現發電高峰，而線路無法接納所有光伏電站的高峰電量，進而導致棄光的發生。在棄光比例高的地區，對於一些上網電價高的光伏電站來說，安裝儲能將中午的棄電存儲起來，在非高峰時段送入電網，則能夠降低棄光損失，同時還能減少考核。
1.2.2分布式光儲項目
截至2018年底，中國已投運的、與光伏相結合的分布式儲能項目累計投運裝機規模為114.5MW，占所有光儲項目規模的44.1%。從應用場景來看，相對集中式光儲，分布式光儲項目的應用場景更為多元化，涉及工業領域、海島、偏遠地區、軍方等。
在上述應用場景中，偏遠地區的儲能規模占分布式光儲總規模的比例最高，為53.2%，主要分布在青海、西藏、甘肅等地區。這些地區主要通過儲能與分布式光伏發電站結合的方式，解決當地用電困難的問題。
其次是工業用戶微電網光儲項目，規模占比達到20.3%，主要應用於工業園區，一方面提升光伏的利用率，另一方面利用峰谷價差套利、降低需量電費，以及參與需求響應獲取額外收益。
海島儲能項目主要用於提升海島供電的可靠性與穩定性，保障島上居民的生產和生活，同時還可以降低海島對柴油發電的依賴，保護海島環境。
此外，還有一些場景中也有光儲系統的應用，包括校園微網，社區光儲、光儲式充電站等。其中，光儲式充電站是將分布式光伏發電站，儲能裝置和充電設施連接成一個微網，根據需求與公共電網智能互動，並可實現並網、離網兩種不同運行模式，儲能裝置不僅可以儲存光伏發電的電能，還能緩解充電樁大電流充電時對區域電網的沖擊。
根據清潔能源研究機構Mercom資本最新研究報告透露，2019年上半年，全球太陽能市場企業融資規模達到60億美元，較之去年同期的54億美元增長11%。
2019年第二季度，全球太陽能市場企業融資達到33億美元，涉及29筆交易，較之去年同期的29億美元增長12%。今年一季度融資為27億美元，涉及35筆交易。
上半年，全球太陽能行業風投（包括風險投資、私募股權和企業風投）較之去年同期的5.31億美元增長50%至7.99億美元。其中，第二季度全球風投達到6.22億美元，涉及交易16筆，較之去年同期的3.7億美元增長近68%，涉及交易15筆。
上半年，頂級風投/私募股權交易包括Renew Power募資3億美元，Avaada Energy募資1.44億美元，Yellow Door Energy募資6500萬美元，Spruce Finance募資5000萬美元，Oxford Photovoltaics募資4100萬美元，CleanMax Solar募資3900萬美元，BBOXX募資3100萬美元
根據Mercom資本統計，今年上半年，共有62家風投公司參與太陽能融資。
今年上半年，全球太陽能公共市場融資規模較之去年同期的12億美元下降20%至9.93億美元，涉及交易8筆，去年同期為12筆。今年二季度，公共市場融資交易共計5筆，規模達到7.46億美元，去年同期為11.4億美元，涉及交易8筆。
今年上半年公布的債務融資交易共計27筆，交易規模42億美元，去年同期為32筆，交易規模36億美元。其中，包括4筆太陽能資產證券化交易，累計規模5.98億美元。自2013年統計該項類別以來，全球太陽能資產證券化交易規模已經超過40億美元。
上半年，累計公布大型項目融資交易共計76項，累計規模90億美元，去年同期為98筆交易，累計規模80億美元（Top5交易見下圖）。公布的住宅和商用太陽能融資規模共計3.27億美元。
上半年，太陽能項目收購規模較之去年同期的11.3GW略有增長至11.6吉瓦。投資企業繼續成為太陽能資產的主要收購商，累計收購6.8吉瓦，占全球總規模的58%。
(新華社)德國聯邦能源與水業協會日前發佈最新資料顯示, 德國2019年上半年可再生能源發電比例高達44%, 創下新的歷史紀錄。
資料顯示, 德國2019年上半年國內發電量為2900億千瓦時, 其中風能、太陽能、水力和生物質能等可再生能源的發電占比從去年同期的39%升至44%, 再創歷史新高。其中, 陸地風能發電量占總發電量的19%, 太陽能和生物質能各占8%, 離岸風能和水能各占4%, 其他占1%。
協會認為, 上半年的多風天氣是可再生能源發電比例創紀錄的主要原因。離岸風能發電量受此影響, 較去年同期大幅增長30%, 超過116億千瓦時。
協會主席斯特凡·卡普費雷爾表示, 儘管「這一時刻的紀錄喜人」, 但不能忽視德國能源轉型面臨的「結構性問題」。他認為必須要加速發展可再生能源, 才能完成能源轉型設定的目標。
按照德國政府最新的「能源轉型」計劃, 待2030年時, 德國可再生能源發電比例需達到65%, 碳排放量較1990年需減少55%。
近年來印度經濟高速增長，作為全球人口總數第二多國家，煤電是現階段印度電力的主要能源。經濟的發展帶動電力需求驟增，但印度一直存在供電不足和較為嚴重的環境汙染問題，可靠的發電和供電對於解決印度的電力匱乏和環境問題至關重要。
電力資源供應匱乏
印度對於電力的需求空間巨大，但電力基礎設施落後影響。根據IEA數據，2016年印度的電力需求量為1102 TWh，而到2040年，印度的用電需求量將超過3600 TWh。根據saubhagya數據，截至到2018年底，印度整體的電氣化率為96%，是全球前10大經濟體中唯一電力覆蓋率沒有達到100%的國家，部分地區電氣化水平依然不高，每到夏季，印度便開始全國範圍性的嚴重缺電。
2017-2018財年，印度公用事業75.69%的發電量來自於煤電。根據印度中央電力管理局(CEA)的數據顯示，以煤電為主的能源結構已經給印度帶來了嚴重的空氣汙染問題。同時，缺電嚴重的印度使得大部分國有汙水處理廠缺乏可靠的電力供應維持運轉，印度的水體汙染也比較嚴重。基於目前印度的生態環境和電力供應情況，大力發展可再生能源是印度的最優選擇。
二、印度光伏發電市場潛力巨大
光照資源優渥，中標電價低
據了解，印度擁有得天獨厚的光照條件和較低的度電成本。由於印度每年有250到300個晴天，在印度的大部分地區，太陽能發電日均輻射4.0-7.0 KWh/㎡，有效光照時間在1700h以上，光照的年輻射量大約為1600-2200 KWh/㎡。
近年來，印度光伏項目的招標價格屢創新低。2017年印度國家熱電公司(NTPC)在安德拉邦(Andhra Pradesh)250MW項目中，法國ENGIE子公司以3.15印度盧比/kWh(合0.049美元)中標，2018年7月在印度舉行的2GW跨邦傳輸系統並網光伏項目招標中，印度光伏電價達到最低點2.44印度盧比/kWh(合0.036美元)，這一切都表明光伏發電在印度越來越有競爭力。
較低的光伏系統造價和度電成本
印度的光伏系統造價處於較低水平。根據國際可再生能源機構（IRENA）數據顯示，2017年印度光伏的每KW加權造價成本為971美元，甚至要低於中國光伏電站的造價。擁有年輻射量1600-2200 KWh/㎡得天獨厚的光照條件和低成本光伏電站造價，使得印度實現了較低的度電成本，當地光伏發電的發展潛力巨大。
國家光伏政策持續推進
根據印度政府規劃，到2022年要實現可再生能源發電總量175GW，其中光伏裝機容量100GW，包括40GW屋頂光伏發電項目和60GW大中型光伏並網項目，總投資額約8000~10000億元。
為了實現光伏發展目標，印度政府采用多種措施鼓勵光伏發展，對國家關稅政策的修正包括：可再生能源責任規定（RGO）和可再生購買義務（RPO），要求國有配電公司到2022年購買光伏發電占比達8%，要求電站在新增裝機容量中可再生能源發電需占壹定比例，除了這些配額義務，還出臺了多個經濟激勵措施，如可行性缺口補助，資金和利息補貼，優惠財政和財政激勵政策。
2018年6月，印度政府上修國家可再生能源裝機目標，提升至227GW，預計光伏項目將超過100GW。
IRENA在報告中指出，安裝和維護成本是阻礙可再生能源大規模商業化應用的主要因素，鑒於該行業成本下降趨勢已經確定，在沒有任何經濟援助的情況下，陸上風能和太陽能發電已經比任何低成本化石燃料替代品還要便宜和清潔。
即便是和現存在運中的燃煤電站相比，新的太陽能和風能發電設施的安裝成本優勢仍然十分顯著。分析師指出，陸上風能和太陽能的電力成本將從2020年持續低於任何化石燃料，毋庸置疑將是全球實現“脫碳”目標的最大功臣。
IRENA數據顯示，全球某些地區的陸上風能和太陽能發電成本僅為0.04美元/千瓦時，而智利、墨西哥、秘魯、沙特、阿聯酋的太陽能發電拍賣價還曾創下歷史新低的0.03美元/千瓦時。2018年，集中式太陽能發電的全球加權平均成本同比下降26%，生物質能下降14%，光伏發電和陸上風電下降13%，水電下降12%，地熱和海上風電下降1%。
IRENA預計，2020年全球陸上風電的平均成本將再下降8%達到0.045美元/千瓦時，光伏發電的平均成本將再下降13%達到0.048美元/千瓦時。此外，2020年全球將有超過3/4的陸上風電、1/5的光伏發電的價格低於最便宜的新型燃煤、石油和天然氣發電成本。
另據IRENA統計，去年全球可再生能源行業從業人員達到1100萬人，比2017年增加6%，這進壹步證明該行業在全球經濟和能源結構中的作用日益關鍵。就業主要集中在中國、美國、巴西和歐洲等國，其中亞洲國家占全球可再生能源就業市場的60%，而太陽能仍是全球可再生能源行業的最大“雇主”。
根據報告顯示，歐洲的新太陽能裝置將在未來3年內翻一番，達到約20吉瓦/年的水平，到2024年，該地區的總裝機容量將超過250吉瓦。
德國將繼續成為美洲最大的太陽能光伏市場，2019年至2024年間將安裝21吉瓦。西班牙將緊隨其後，近20吉瓦主要是公用事業規模的產能。在此期間，共有7個歐洲國家將安裝至少5吉瓦，而18個將安裝超過1吉瓦。
“太陽能光伏發電是在歐洲成長迅速對電力行業低碳化的背景下。幾個歐盟成員國已經承諾100%可再生能源或零碳電力目標，而歐盟正在討論到2050年采用經濟範圍的凈零排放目標。超過170GW的天然氣，煤炭和核能力將是到2040年將從市場上流離失所。到2040年，太陽能光伏發電的份額將從今天的4%上升到13%。
競爭性拍賣已取代上網電價作為歐洲最受歡迎的太陽能光伏采購手段。到2018年底，已經批準了24吉瓦的容量，另外還有十幾個市場確認了47吉瓦。根據歐盟關於國家對可再生能源的援助準則，技術中立采購正變得越來越普遍，太陽能越來越多地暴露於與其他可再生能源技術的直接競爭
光伏與建築的相互需要
隨著競價機制的推行和首批平價上網項目的實施，光伏平價上網時代正在加速到來，這將促進應用市場的進壹步變革。
“在平價時代，受限於土地及消納等問題，光伏由西部集中式地面電站向東部分布式的轉換成為必然趨勢。”中國光伏行業協會秘書長王勃華表示。
據該協會統計，目前的分布式光伏項目中，光伏+建築項目占到了80%左右，總裝機超過13GW。
光伏行业经过多年快速发展，西部光伏电站市场已经阶段性饱和，而主要电力需求却在东部，新的光伏市场一定是东部的分布式光伏市场，而分布式光伏可用的最大场景是建筑物的外立面，‘光伏+建筑’是光伏发展的必然选择。”
據住房與城鄉建設部數據，我國建築能耗約占全社會總能耗的30%以上，推動建築節能已勢在必行。
有建築專家表示，將光伏等綠色能源與建築緊密結合，改變了建築物只能消耗能源的歷史，使得建築物具有了生產能源的能力。
而去年光伏政策的調整，也無意中成為了推動“光伏+建築”爆發的導火索，特別是隨著六部委明確智能光伏建築的應用方向後，“光伏+建築”市場更是快速升溫。有人預計，未來這一市場的規模將超千億元，巨大的商機令人期待。
因此，與光伏建築結合的產品和技術，正在成為許多光伏企業積極開發的熱點。