日本光伏支持政策主要有可再生能源固定價格買取制度(FIT)、投資稅收減免(已到期)、地區補貼和綜合性政策等。

一、日本的可再生能源固定價格買取制度(FIT)政策

FIT計劃自2012年7月1日推出，最初的高補貼創造了數量巨大的認定項目。但項目低實現率的問題一直困擾著日本光伏產業。住宅市場項目落地比例約為80%，而在大型項目則只有20%左右。實現率低的原因包括：

1、沒有強制性的項目完成時間表;

2、未來FIT的不確定性和開發商期待系統成本繼續下降;

3、獲得用地權與將農地轉為工業用地都很困難;

4、由于電網容量限制，電網公司阻力增加

因此經濟產業省(METI)對FIT計劃進行了多次修改，旨在減少擱置項目所占份額(所謂的紙上項目)。修訂案在2016年5月通過議會，自2017年4月1日起正式生效，規定了更嚴格的審批程序和要求。盡管每三年進行一次法律審查，但FIT計劃至少將持續到2021年。

日本經產省所公布的2018年可再生能源FIT價格，光伏FIT如各界預期調降，幅度是各類可再生能源之最，僅高于陸上風電和既有設施利用項目的上網電價，但仍然是全球范圍內光伏最高電價。公告新并網的太陽能發電系統之FIT價格，以及直到2019年度的FIT費率計劃如下。


注：1)10kW以上系統FIT價格需另加稅金;10kW及以上容量系統補貼20年，不足10kW的光伏系統補貼10年。

2)PCS： power controlling system，電力輸出控制設備，如逆變器;

3) 雙重發電：指住宅型太陽能搭配住宅用燃料電池的發電設備;

在北海道電力公司，東北電力公司，北陸電力公司，中國電力公司，四國電力公司，九州電力公司和沖繩電力公司的轄區內強制安裝輸出控制設備。

而大型項目方面，自2017年日本修訂政策對2MW以上光伏項目進行招標以來，已在當年完成了第一次招標，并計劃在2018年進行2次。今年光伏招標中，企業要付一筆可退還的保證金500円/kW參與招標，失標者在招標結束后會收到保證金，中標者需要在兩周內加付5000円/kW的第二輪保證金之差額，項目在限期內并網運行后收回全部保證金。未能按照招標認定期限取得認證的項目將被取消，保證金也無法退還。

二、日本的光伏項目運作制度

1、入札制度



2、招標計劃

日本目前面臨的最大挑戰是核電機組恢復運行進程緩慢。彭博認為日本的核電比例到2030年僅能達到9%，遠遠不能達到安倍政府2015年計劃的20-22%預期。而在最新的發布的能源基本計劃中，日本政府依舊保持了核能發電量占全國總發電量20-22%的比例。

在核電已經不可能實現既定目標情況下，到底由可再生能源還是煤電、天然氣來補足核電的“虧空”是政府一個很棘手的選擇。從公布的16GW新火電站來看，政府選擇了煤電(太陽能也基本確定將高于規劃)。可能由于新能源的規模擴大，導致國家電力成本居高不下。但擴大煤電(碳排放強度0.82公斤/kWh)會導致日本的溫室氣體減排計劃(2030年比2013年下降21.9%)難以實現。

去年光伏招標的結果顯示日本光伏成本已經跌至加權平均價格19.64円(17美分)/kWh，雖仍數倍于國際最低光伏中標價格，但已經明顯低于2015年時的光伏成本(29円/千瓦時)。今年10kW-2MW非住宅型太陽能發電上網電價更是降到了18円/kWh。預計光伏將在2022年至2025年左右迎來下一次爆發期，屆時光伏電站成本優勢將大于煤電。

三、日本的光伏項目裝機情況

1、歷史裝機情況

截至2017年底，日本累計裝機量已超過48GW，是僅次于中國和美國的第三大累計光伏裝機國，也是第4大新增裝機市場。

日本的國土面積只有中國的1/25，由于土地緊缺，日本光伏市場以住宅屋頂項目為主，屋頂項目占實際裝機容量50%以上。

日本光伏行業進入調整期，新建規模持續放緩。該國2017年新增裝機7.5GW，2018年預計6-9GW之間。平地資源短缺、限電風險、并網過程冗長復雜以及高昂的勞動力成本都使得地面電站項目發展緩慢。

下圖綜合幾家咨詢公司做的歷史裝機圖。
然后我們來看下FIT政策下的日本市場情況。

這個數據是METI季度公布的，7月的時候還看的是4月的，8月好像又更新了，可以發鏈接給大家去看https://www.FIT-portal.go.jp/PublicInfoSummary

圖中可以看出，在2017年9月底，METI公布在運項目總量達到36.8GWac，占比最高的系統為10-50kW(共11.8GWac運行中)。

至2017年底，METI因FIT法案修正，在84.5GW已核準項目中取消26萬個逾期建設項目的FIT，合計14.6GW。據RTS報告數據，仍有30GW左右項目需要在9個月寬限期內并網或者被撤銷FIT認證。

住宅項目運營率持續保持最高位，達到94%。

商業項目是這次撤銷重災區，撤銷項目容量約10GW。

超大型項目(2MW+)則仍保持最低的開工率。認定項目容量26GW，自2012年至今完成量只有不到4.7GW，預計將面臨大量項目認定過期被撤。

未建的35 GW包括長期未建項目以及新認證項目。

2、新增裝機預期

招標計劃的實際執行情況，基本算是相當不理想吧。

2017年10月，日本第一次太陽能招標，結果并不理想，中標價格高(均價19.64日元/kWh，天花板價格21日元/kWh)，參與投標企業少，500MW容量中僅有141MW招標成功，但可能只有41MW會建成運行，因為100MW項目中標企業未付第二輪保證金，項目面臨取消。日本吸引招標降本的失敗主要由于風險過高，并網、土地、售電和限期內未并網所面臨的項目撤銷與高額罰金。

中標企業

最近8月的招標結果卻更糟糕，由于出價高于上限價格，使得最終沒有項目獲得者。預計今年最后一次11月底的招標形勢也比較嚴峻。

3、光伏裝機分布情況

截至2017年9月，在36.8GWac全國累計裝機中，關東、九州、關西和中部四個主要區域總占比71%，累積容量達到26.3 GWac，裝機分別為8.9GWac，6.7GWac，5.4GWac和5.3 GWac。
在光伏容量已超電網飽和的五個地區：九州，東北，北海道，四國，北陸，由于新接入項目將面臨不受限的無補償限電風險，面臨更多的融資困難。

各地區單體項目容量普遍以10kW-1MW為主; 1-2MW規模項目主要集中在關東，九州和東北地區。

在光伏裝機量比較多的地區中，九州由于可再生電力占比嚴重過飽和，明年光伏和風電項目都面臨縮減。東北地區，雖然日照較少項目利潤較少，但預計近幾年不會發生棄電。由于：

1)東北地區的電力結構中，可再生能源占比低，棄電也會更少;

2)東北地區通過4.85GW輸電線路與東京電力區域相連。來自東京電力區域的需求可以吸收過剩的太陽能發電量。
四、日本的光伏項目的開發

2017年，日本TOP30太陽能開發商新增光伏項目容量4.7GW，比2016年和2015年前30名的累計容量分別高1.1GW和1,4GW，表明在兩年時間內，MW級市場實現了40%左右的增長。

其中，這些項目主要集中在北海道，九州的福岡和關東的茨城、關西的三重縣，這四個地區占比65%。

從市場趨勢來看，光+儲是未來的發展方向。

由于日本國土面積小、電力需求量大和地貌特征等因素，相比大規模光伏電站，屋頂光伏和分布式電站發展的更為迅猛。也因此日本采用激勵措施來鼓勵住宅采用儲能系統，以緩解大量涌入的分布式太陽能帶來的電網管理挑戰。

日本在儲能領域的目標極具野心，預計在2020年之前日本儲能市場容量占全球50%。

分布式：除了常規的家庭和商戶儲能補貼(BTM storage)，中央政府和地方政府也還實施零能耗房屋改造的家庭提供一定補貼，目前能占到整個電池零售價格40-50%。

大型電站：日本要求公用事業太陽能獨立發電廠裝備一定比例的電池來穩定電力輸出，隨著日本第五次電力市場化改革的進程，2017年全面開放零售市場，建立了一個實時市場。交易市場隨之開始運營，預測到2020年會像美國和德國那樣將實時市場進行運營。能源服務商可以售電給電池儲能系統，電池儲能可以提供輔助服務。

日本目前15個光伏+儲能大型太陽能項目中，在運的有9個，在北海道和鹿兒島，在建的6個儲能項目中全部在北海道，預計在2019-2020年左右開始運作。

五、日本未來光伏市場的預測

可以結合下面兩張圖來對未來的細節預測進行判斷。


我們更傾向于認同RTS的看法，今年日本裝機預計在7GW附近，明年搶裝期結束，地面電站受困于土地、限電、并網等阻力，發展緩慢，市場持續收縮。

六、提問與解答：

1、提問： 日本光伏電站建造成本多少?與國內有那些差異?

解答： 目前，日本屋頂EPC成本在$1.6/W，地面電站大約$1.4/W, 可能是全球范圍內的最高價格了。

中國屋頂EPC各省不盡相同，常見的大概6-7元/W, 地面電站531之前在4.5-5.5元/W, 531之后降到4元左右。

可見，日本的電站建造成本差不多是國內的2倍。與國內最大的不同是，由于人工成本高，并網過程冗長復雜，平地資源短缺昂貴且有多種限制，地面光伏電站的發展并不是很迅速，屋頂電站卻由于不存在用地問題，成為日本發展最好的光伏細分市場。

2、提問： 還請主持人講解下日本目前的電力結構，火電風電光伏核電占比。

解答：這是去年日本實際的電力結構，日本政府計劃2030年將實現的電力結構和彭博作出的預測。日本在福島核泄漏之后以氣電和火電為基荷，并大力發展水電、光伏和生物質發電。

日本三年修一次能源計劃，今年7月新修的中長期能源計劃中，日本政府依舊保持了核能發電量占全國總發電量20-22%的比例。不過預計無法實現，由火電和光伏等可再生能源取代(圖來自彭博)。

3、提問：日本分布式用戶，目前是否存在部分用戶把原來裝的組件去掉(因為收回成本了但是功率低)，換成新的高功率組件，情況是否普遍。

解答：FIT實施后，即2012年以后的項目中這種情況應該非常少，因為組件功率都是項目申報的時候就備案了的，記得是在申請瓦數的+3%到-20%的區間才允許，更換設備在日本屬于新建電站了。而原來的FIT價格非常高，現在的比較低，而且考慮到2次投資成本，更換并不劃算。

但2012年以前是沒有FIT計劃的，參與當時余電上網計劃的很多電站中很多將在2019年退役，預計這些項目中很多將更換成光儲系統，也將推進光儲技術在日本的應用。

4、提問：金剛線切割技術就是從日本起源的，中國再堅持了多年砂漿之后也改為金剛線，請問主持人，后續還有什么再日本比較普遍的技術有可能傳入中國后取代中國目前普遍應用的技術?

解答：其實我技術方面的不太清楚，不過覺得要需要關注的可能是半導體技術，現在電池片的Topcon技術也是從半導體領域過來的。

5、提問：日本市場，后續還存在爆發的可能性嗎，畢竟火爆了這么多年。

解答：原本預計在日本，光伏電站成本將在2022年至2025年左右優于煤電，不過考慮到531對產業鏈價格影響，現在可能提前到2021-2023年，屆時將迎來下一次爆發期。

6、提問：不知道主持人是否有近三年中國組件出口日本的數據，是否可以分享，謝謝。

解答：在2016和2017年，中國組件對日本出口量分別為5217MW和4845MW，出口金額分別為25.9億和20.4億美元。今年上半年，出口數量為2311MW，出口金額達到8.6億美元。可以發現是逐年遞減的。

7、提問：我們的戶用分布式，中國531后基本沒有補貼了，日本的補貼政策如何?有可能會和中國一樣取消嗎?

解答：日本的光伏補貼也是分國補和地方補貼的，我給大家推薦一個網站：http://smarthouse-web.jp/2018/07/02/0111674/

主要留意有更新日期的部分。

8、提問：新進日本市場的中國廠商，會面臨如何的問題?

解答：日本客戶忠誠度比較高，也喜愛國貨，進入的難度會比較大，門檻比較高，不過最挑剔的客戶也能給出最好的價格，似乎可以從代工開始積累客戶和口碑。

9、提問：賽拉弗在日本的占比如何，有什么比較大的項目嗎，有沒有疊瓦組件的資料或者群主辛苦你組織一次疊瓦論壇，謝謝?

解答：中國企業出口日本的集中度不高，賽拉弗大概排在10位左右，有參與些大型電站項目。另外，疊瓦論壇群主好像是要組織的。

10、提問：日本當地客戶對中國制造的反饋，是否還有日本組件制造企業?中國企業是否有在日本設廠?當地市場價格?

解答：日本客戶這么多年應該很了解中國制造的優劣了，而且他們的驗收標準也比較嚴格。日本是有當地產能的，這是8月新發布的，2018年度第1四半期(2018年4月～6月)國內和海外產量占比。

值得一提的是，中國制造的占比在明顯提升，對比 2017H1和2018H1的海關數據可以發現，去年上半年中對日出貨量最多的京瓷已在今年被中國廠商擠到了第4名，晶澳、阿特斯、晶科列位其上。

據我所知，在日本建廠的中國廠商就兩家，一家在福島，一家在鹿爾島。

11、提問：截止18年6月30日，日本一共裝機多少容量，因為日本國土面積比較小，估計地方利用的差不多了，還有多少容量可裝機?

解答：截至2017年底，日本累計裝機量已超過48GW，是僅次于中國和美國的第三大累計光伏裝機國，也是第4大新增裝機市場。日本土地確實不大夠用，現在很多企業已經打農地、水面、林地的主意了，但附近居民一般都持強烈反對態度，認為對生態和安全造成了一定程度破壞。

題外話，關于印度：

印度的政策，我認為大家不要僅僅站在光伏行業的角度看，印度人的野心很大。

印度的光伏政策是莫迪政府“印度制造”計劃的一部分，目的在于復制東亞其他國家走過的道路，通過關稅等各種手段，用龐大的市場逼迫制造業向印度本土轉移。我看不少大咖已經在討論到印度建廠的事宜，還有朋友可以提供“一攬子建廠解決方案”的，這已經是順著印度人指好的路往前走了。沒辦法，這是陽謀。

印度的光伏政策的大方向是一定的，靴子一定會落地，區別僅僅是落地過程中的反復的次數。

印度最大的太陽能企業是Adani，他們的老板和穆迪是老鄉，很多印度太陽能政策，都是Adani在推動，但是Adani主要是電池和組件生產制造，為了自己能賺錢，當然期望穆迪給予關稅保護支持，然而處在終端的EPC企業可不這么想，safeguard出臺，他們的采購價格被迫提高，利潤自然沒了，于是這批力量又反向給政府施壓去要求取消Safeguard，這么一來一回，反復博弈，遭殃的是印度電池片企業，本來就沒有競爭力，被政策這么變來變去，開開停停，最后這些從歐美高價進口的設備還沒賺到錢就被淘汰了。