据行业统计，2020年一季度，全国新增光伏发电装机395万千瓦，其中集中式光伏新增装机223万千瓦，分布式光伏新增装机172万千瓦。截止3月底，光伏发电累计装机达到2.08亿千瓦，其中集中式光伏1.44亿千瓦，分布式光伏6435万千瓦。从新增装机布局来看，华北、华南地区新增装机较多，分别达121和99万千瓦。

一季度光伏发电量528亿千瓦时，同比增长19.9%;全国光伏利用小时数248小时，同比增长8小时。东北地区光伏利用小时数最高，达350小时，同比下降9小时;华东地区利用小时数最低，达190小时，同比增长22小时。

2020年一季度光伏发电并网运行统计数据

注：1.*山西一季度分布式光伏新增核减10万千瓦;

2.以上统计不包括港澳台地区;

3.数据来源：国家可再生能源中心。

我国光伏发电行业在经历了2013-2017年的高歌猛进之后，在2018年经历了行业低谷，531政策的急刹车使得国内市场快速下滑、产品价格快速下降、企业盈利能力持续位于低位，行业发展热度骤降。各大光伏发电重点地区开始调整发展思路，行业整体格局生变。

光伏发电累计装机容量全国第一

2014年以来，随着国家光伏发电由西向东发展战略的推进，山东省光伏发电呈现出爆发式增长。据国家能源局统计数据显示，2014年，山东省累计装机容量仅60万千瓦，到2017年，全省光伏发电累计装机容量突破1000万千瓦，达到1052万千瓦。

2019年，山东省光伏发电累计装机容量已达到1619万千瓦，稳居全国第一。

从光伏发电市场结构来看，山东省光伏发电由光伏电站逐步向分布式发展。2018年，山东省分布式光伏累计装机容量为713万千瓦，首次超过光伏电站装机容量。截至2019年末，全省分布式光伏累计装机容量为942万千瓦，占光伏发电总装机容量的58.18%;光伏电站累计装机容量为677万千瓦，占光伏发电总装机容量的41.82%。

集中式光伏电站边缘化

2014年以来，山东省光伏新增装机容量发展迅速，到2017年，全省新增光伏装机容量到597万千瓦，创历史新高，2018年受531光伏新政等政策影响，光伏发电建设增速放缓，截至2019年末，山东省新增装机容量为258万千瓦，较上年持续下降，新增装机容量仅次于贵州，排名全国第二。

从具体新增装机容量市场结构来看，2015年以来，山东大力发展分布式光伏发电，2017年分布式发电新增装机容量首次超过光伏电站，随后保持领先地位。截至2019年末，山东省新增分布式装机容量为229万千瓦，占全部新增装机容量的88.76%。

光伏发电市场前景明朗

2018年9月，山东省人民政府关于印发《山东省新能源产业发展规划(2018-2028年)》，涵盖新能源汽车、核电、智能电网及储能、热泵、太阳能、风能、生物质能、氢能、可燃冰、海洋能等领域。

在太阳能产业方面，通知指出，立足现有太阳能资源优势和产业基础，发挥济南、青岛等市骨干企业的引领作用，坚持光伏产业和光热产业协同推进、坚持集中式、分布式相结合，积极推进“光伏+”综合开发利用，不断优化光伏发电发展模式，提高光伏发电质量和效益。力争到2022年，全省光伏发电装机容量达到1800万千瓦左右;到2028年，全省光伏发电装机容量达到2400万千瓦左右。

以上数据来源于前瞻产业研究院《中国光伏发电产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。

历史总是惊人的相似，但却从不是简单的重复。

2019年，光伏发电建设方案下发“慢半拍”，致使户用光伏市场正式启动顺延到6月份。2020年，光伏新政及配套政策均提前下发，但一场突如其来的疫情迟滞了市场的启动。

4月15日，国家能源局公布信息显示，2020年第一季度我国户用光伏市场建设进度仍然受到了疫情的影响，1-3月的户用光伏装机量远不及2019年6月以后的单月装机多。

数据显示，截至2020年3月底，全国累计纳入2020年国家财政补贴规模户用光伏项目装机容量为25.89万千瓦，其中1月、2月和3月新增装机容量分别为12.99、1.07和11.83万千瓦。

莫道浮云终蔽日，严冬过尽绽春蕾。随着国内的疫情处于可控状态，各地正在有序推进复工复产工作，户用光伏市场即将迎来需求的集中释放。

中央再释重磅信号

就在今天，中央又释放重磅利好。

首先，中共中央召开党外人士座谈会，他们赞同中共中央对统筹推进常态化疫情防控和加快恢复生产生活正常秩序的部署，并提到要加快推动复工复产，恢复经济社会发展活力，确保完成决战决胜脱贫攻坚任务等意见和建议。

同是在5月8日，国务院发布了《应对新型冠状病毒感染肺炎疫情联防联控机制》，其中提到可以采取预约等方式开放影剧院等密闭式娱乐场所。

国家决策层传来这两则信息，对外释放了一个强烈信号，即此时疫情防控仍不能放松，但会尽力恢复正常的社会生产和生活活动。这可能意味着出于疫情防控需要，而进展缓慢的户用光伏市场建设或将提速，而受到压制的巨大市场需求将在短期得以集中释放。

对比过往数据不难发现， 6、7、8、9、10月，是户用光伏装机旺季。以2019年为例，新政下发后，6月、7月、8月、9月、10月的户用装机量分别达到47.41万千瓦、48.39万千瓦、66.28万千瓦、92.03万千瓦和101万千瓦。

四点暗示：户用光伏“井喷”在即

尽管今年户用市场受到疫情延搁，但政策提前下发为市场打好了“提前量”。总体而言，在疫情可控前提下，今年户用光伏料是受疫情影响最低的一个领域。

首先，政策发布时点早于预期。2019年光伏新政发布时间是5月30日，2020年光伏新政发布时间是在3月10日，政策发布时间提前了2个月零20天，这给了市场一个充分“消化”政策的缓冲期。

其次，户用光伏补贴额度优于预期，政策“加持”明显。2020年光伏建设方案显示，2020年光伏补贴总盘子为15亿元，户用光伏占到三分之一，为5亿元。同时，户用光伏指导电价也确定为0.08元/千瓦时。这一电价标准也符合业内预期。

相对于新冠疫情对整个中国制造业、基建行业带来的冲击，中国光伏行业协会副秘书长、户用光伏专委会秘书长刘译阳认为，相比之下，光伏产业受到的影响不算太大，多数企业已经及时复产复工。他还预计，2020年户用光伏新增装机预计可达6.5-7GW。

数据显示，纳入2019年补贴规模的户用项目总计5.3GW，比原定的3.5GW超出50%以上。而按照业内人士设定6-7GW的目标，2020年户用光伏仍将保持10%-30%左右的增速。

第三，经过前期市场培育，户用光伏市场日益理性、成熟。目前，经过2017、2018、2019年的市场教育，户用光伏市场已日渐理性和成熟。用户已完成了从排斥、拒绝、怀疑到认识、认可和接受的过渡期。同时，户用市场也从山东、安徽、江苏、浙江、河北、河南等几个装机大省向其他省、市、区全面扩展，“遍地开花”的效应正在显现。

对此，太阳能小编认为，相对于利好政策，实际上市场认知、市场教育更为重要。在市场认知空前提高的情况下，市场的增速是惊人的。这也是分布式光伏补贴达到0.42元/千瓦时，仍问津人者少的原因之一。

第四，组件成本大幅下降，用户的安装成本大幅降低。近年，随着技术进步，发电效率提高，户用光伏电站的安装成本更加亲民和接地气。目前，户用光伏电站也有着从“轻奢品”向家电之类的“耐消品”转变的趋势，市场认可和接受度逐渐提高。

种种迹象显示，随着国内疫情防控压力缓解，全面复工复产信号初现，户用光伏市场即将迎来久违的“放量”行情。

在位于山东省聊城市冠县万善乡宋村的华博70兆瓦农光互补扶贫电站，一排排蓝色的光伏板在阳光照射下闪闪发光，将光能源源不断地转化为电能。在光伏板下，千亩油用牡丹长势喜人，即将结籽。

　　“上面发电，下面兼顾农业生产，一地两用，阳光共享。”华博光伏电站负责人告诉记者，自2016年并网发电以来，电站累计上网电量3亿多千瓦时。今年，油用牡丹预计平均亩产400斤牡丹籽，亩均收入可达万元。目前，电站每年帮扶冠县2333户建档立卡贫困户，每户每年收益3000元，每年为贫困户增收700万元。

　　从山东省扶贫开发办获悉，近年来，山东积极利用农村荒地、荒坡或闲置屋顶等，因地制宜在光照条件较好的贫困地区开展光伏精准扶贫，通过“光伏+种养”的“农光互补”产业模式，为31万户贫困户送上了稳定增收的“阳光存折”。

　　日照市莒县龙山镇高疃村地处偏远山区，因经济薄弱，曾长期是个“空壳村”。去年，村里利用上级扶贫资金，建起一座20千瓦的光伏扶贫电站。“光伏电站当年建设当年见效，发电除自用外，送上电网还能赚钱，每年为村集体增收2万多元，并带动村民发展起了特色蓝莓产业。”国网日照莒县供电公司驻高疃村第一书记杜树超说，现在全村20户贫困户已全部脱贫，村居面貌也焕然一新。

　　“棚上发电、棚下养殖”，实现土地高效利用。聊城市东阿县有14个驴场、84个养殖棚，棚顶面积3万多平方米。通过在养殖棚顶搭建3800多块光伏板，发电功率达到1000多千瓦，发电不耽误养驴，经济效益倍增。

　　“农光互补”实现产业扶贫、生态发展与清洁能源建设“多赢”。截至2019年底，山东已建成1.2万多个光伏扶贫电站项目，建设规模183万千瓦，累计上网电量57.8亿千瓦时，帮扶带动31.7万户建档立卡贫困户增收脱贫。

随着2020年国家能源局和发改委的新政发布，唤起了新的一波光伏发电热潮。地方支持政策也紧随其后相继出台，配套国家的支持政策，各地再为光伏发电的添柴加火，为推动节能减排、发展绿色能源贡献一份力量。

上海市

4月30日，上海市发改委发布《上海市2020年节能减排和应对气候变化重点工作安排的通知》，提出推进清洁能源项目建设，推进分布式光伏的规模化、多元化发展，推动陈家镇渔光互补等示范项目建设，年内新增光伏装机20万千瓦。

上海市明确指出了年内新增光伏装机20万千瓦，并推出了一系列的配套优惠政策，强化了政策执行力度。政策已出，我们得行动起来了。

河北省

4月24日，河北省人民政府办公厅公布《关于加快推动首都“两区”建设重点突破的意见》(以下简称《意见》)明确，到2020年，河北省可再生能源消费占终端能源消费比例须达到30%。通过实施风电三期、微电网、多能互补等可再生能源规模化开发工程，力争2020年底前实现风电装机规模1300万千瓦、光伏装机规模600万千瓦。

《意见》要求，加快发展新能源产业，以推动绿色产业发展加快突破。深入推进张家口可再生能源示范区建设，推动±500千伏多端柔性直流示范、张北—雄安新区1000千伏特高压交流输变电智能化输电通道工程建成投产，确保2020年底前实现向雄安新区、北京市输送清洁电力。推动尚义抽水蓄能电站、百兆瓦压缩空气储能项目全面开工。拓展“四方协作”机制，推动可再生能源多领域高比例应用，建成张北云计算基地绿色数据中心新能源微电网示范项目，可再生能源消费占终端能源消费比例达到30%。

宁夏

5月6日，宁夏回族自治区人民政府发布《关于加快培育氢能产业发展的指导意见》，《意见》将“开展氢能应用试点示范”列为重点任务之一，指出要“引导有条件的发电企业利用富余电能电解制氢，鼓励电力企业结合风光电技术进步、成本下降、电网消纳等情况，有效整合风电、光伏发电、低谷电力及可再生能源，支持采用合适的技术路线制氢”。

山东省

4月3日，山东省能源局发布《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，其中专门提出继续做好户用光伏管理服务。

新建户用光伏应依法依规办理备案等手续，落实各项建设条件，满足质量安全等国家/行业技术标准和要求。户用光伏业主应密切关注每月对外公布的全国户用光伏累计新增并网装机容量信息，当截至上月底的当年累计新增并网装机容量超过当年可安排的新增项目年度装机总量时，国家发布户用光伏信息时的当月最后一天为本年度可享受国家补贴政策的户用光伏并网截止时间。电网企业要积极做好户用光伏受理、代备案、并网接入及电费结算等工作，为群众提供便捷优质的服务。

江西省

3月26日，江西能源局发布《关于做好当前光伏发电项目建设有关工作的通知》，强调将严格按照江西省能源局近期更新的省级发电规划项目库进行管理，进入项目库的项目才可以申报2020年平价、竞价。

针对户用项目，江西省能源局请各级发改能源部门和电网企业密切配合做好项目，由电网企业代为受理项目备案信息，交相关部门按权限予以备案。项目建成后应及时申报补贴信息，确保应纳入国家补贴范围的项目全额纳入。

总结

类似山东、河北、江西、上海等光伏发电的大省市都已出台地方配套政策，扶持2020年光伏发电的发展，为服务承接今年各地的光伏项目开发和落地，指明了道路。特别是文件涉及相关单位各个部门，为调动各地资源服务光伏发电具有重大的意义。针对户用光伏项目，山东省江西省都明确提出了各地发改委能源部门和电网企业要以服务群众的姿态，积极做好户用光伏的受理、代备案、并网接入及电费结算，还有补贴申报的工作，为群众提供优质的服务。

地方政府各类的政策和举措，让我们感受到了地方对光伏发电的支持力度，有了明确的指导方案和时间表，我们一线的开发商、经销商和安装商更好的安排今年的光伏发电项目工作。可以预见，2020年的光伏发电势必有一波热潮，特别是户用光伏发展的黄金时期。

国际油价下跌对我国可再生能源发展带来一定冲击。但是，出于绿色和可持续发展考虑，我国以低碳和清洁能源替代传统化石能源的政策导向不会改变，其替代的过程很难被逆转。油价波动只是可再生能源产业投资过程中一个扰动因素，我们依然看好可再生能源产业的后续发展。

2020年继美股四次熔断之后，美国原油期货市场也上演了前所未有的一幕。即将到期的5月美国轻质原油期货价格暴跌约300%，收于每桶-37.63美元。这是原油期货价格自1983年在纽约商品交易所交易后首次跌入负数，意味着卖方需要付出代价，才能让买方从其手中拿走原油。超过300%的跌幅，不仅创造了原油期货1983年以来最大单日跌幅，也创造了即期原油期货史上首次跌为负值的纪录。

三重因素推低国际油价

短期利好中国经济发展

近期国际油价暴跌，主要源于以下三方面因素：一是受新冠肺炎疫情蔓延影响，全球经济衰退，能源消费需求萎缩，导致国际原油市场过剩和库存加剧。二是沙特和俄罗斯作为原油出口国，减产动力不足，近期达成的相关协议不及预期。三是在需求侧雪崩、存储无门的情况下，美国原油5月期货在4月21日到期，原油交易商纷纷甩货，导致美国轻质原油期货WTI价格一路下跌。

国际油价暴跌，短期来看对中国经济利大于弊。中国作为原材料进口大国，70%的原油依赖进口，国际油价下跌可以降低我国原油进口成本，市场预计全年降低进口成本700多亿美元。同时，国际油价下行，对制造业、交通运输业等来说，能源支出费用有望降低，并通过产业链传递到中下游企业，降低实体经济运行成本。加之中国疫情已经得到基本控制，逐步复工复产，油价暴跌有助于经济发展。同时，国际油价暴跌也将对能源行业造成一定冲击，石油企业的利润将大幅下降。我国油田勘探开发周期较长，前期的投资对后期的运营成本将产生较大影响。如果油价走低，甚至低于投资时的成本价，企业将会亏损。但总体上看，国际油价短期内对中国经济利大于弊。

低油价或减缓能源清洁化进程

但不会逆转能源结构调整大势

从长期来看，国际油价下降会冲击国内的油气勘探开采行业，未来油气对外依存度可能进一步提高，对我国能源供给安全带来一定隐患。更值得关注的是，国际油价暴跌可能导致我国可再生能源发展放缓，对中国可持续发展带来一定的负面影响。

油价下跌或将减缓中国能源结构优化的步伐。国务院在《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》中提出“降煤、稳油、增气，大力发展风电、太阳能、地热能等可再生能源”。近年来，中国在压缩煤电投资，以风电、光伏发电等可再生能源作为电力增量的战略支持下，2019年我国风电投资规模增长81%，光伏新增和累计装机容量继续保持全球第一，可再生能源在能源消费中占比不断提高。受此次疫情影响，我国经济增速放缓，能源消费将进入低增长甚至零增长区间，电力消费增幅收窄，抑制我国通过新增可再生能源发电来调整能源结构的进程；考虑石油价格和煤炭价格联动效应，且地方政府为了保增长、稳就业，或重启煤电投资或煤电实施满负荷运行，势必压缩可再生能源发展的空间。

在稳投资压力下部分地区可能放松环保要求，涉油、涉煤等高污染高排放环境审批或“松绑”。近年来，我国在“大气十条”“土十条”“水十条”相继出台、环保督察常态化等强有力措施下，初步扭转“一切向GDP看齐”的发展观。但近期深圳湾环评报告抄袭事件引起关注，在深圳市政府官网公示的一份有关深圳湾新航道疏浚项目的环评报告中，出现严重的抄袭造假问题，仅“湛江”两字就出现了35次，说明地方政府在稳投资压力下，加快项目上马而忽略环保要求。特别是在油价下跌、煤炭价格联动情况下，不排除加大涉油、涉煤等高污染高排放项目投资的可能性，会对我国来之不易的环境形势带来不利影响。

当然，对光伏、风能发电等可再生能源发展的中长期前景，也不应悲观。油价下跌不会对我国可再生能源发展造成巨大影响。首先，我国推动绿色发展，以低碳和清洁能源替代传统化石能源的政策导向不会改变。其次，石油主要应用于交通和化工等领域，在发电行业使用极少，国际原油价格下降不会形成其对其他发电燃料的替代。再次，近年来光伏和风能发电设备价格迅速下降，基本具备平价上网的条件，这一价格优势不会因为石油价格下降而发生根本改变。此外，随着货币政策边际宽松、利率持续下行，有助于企业扩大对风电、光伏等领域的投资。目前光伏的度电成本在全球来看已经具备很强的竞争力，整个产业进入了高速渗透期，这一过程不会因为油价的波动而改变。

使用成本优势下降

新能源汽车推广进程或放缓

新能源汽车产业或将受到打击。原油价格下跌，将打乱新能源汽车推广的逻辑。新能源汽车与传统燃油汽车相比，除具有较好的生态效益外，一直以相对较低的使用成本受到市场认可，以中小型家用车对比来看，当油价在8元/升，百公里成本约48元，电动汽车百公里耗电20千瓦时，取居民用电和商业用电中位数每千瓦时0.75元，百公里成本约15元，这就是电动汽车使用成本是燃油车1/3说法的由来；当油价在5.5元/升时，汽油车百公里成本将下降至33元，仅是电动车成本的两倍多一点。

叠加考虑电池技术未有突破、价格居高不下，政府对新能源汽车的补贴逐步“退坡”，新能源汽车推广或迎来一定挑战。在供给侧，汽车厂商对新能源汽车领域的投资意愿、技术研发动力都将降低；在需求侧，消费者购置新能源汽车的动力也将降低；在消费侧，汽油车用车成本大幅降低，将会增加燃油车出行次数，城市大气质量会受到严重影响。

综上所述，若油价长期处于低位，我国新能源汽车推广将放缓，给未来城市大气污染治理带来一定的压力。当然，也要看到，即使国际油价下跌，新能源汽车相比燃油车仍然具有较高的经济性。

国际油价下跌对我国可再生能源发展带来一定冲击。但是，出于绿色和可持续发展考虑，我国以低碳和清洁能源替代传统化石能源的政策导向不会改变，其替代的过程很难被逆转。油价波动只是可再生能源产业投资过程中一个扰动因素，我们依然看好可再生能源产业的后续发展。

2020年继美股四次熔断之后，美国原油期货市场也上演了前所未有的一幕。即将到期的5月美国轻质原油期货价格暴跌约300%，收于每桶-37.63美元。这是原油期货价格自1983年在纽约商品交易所交易后首次跌入负数，意味着卖方需要付出代价，才能让买方从其手中拿走原油。超过300%的跌幅，不仅创造了原油期货1983年以来最大单日跌幅，也创造了即期原油期货史上首次跌为负值的纪录。

三重因素推低国际油价，短期利好中国经济发展

近期国际油价暴跌，主要源于以下三方面因素：一是受新冠肺炎疫情蔓延影响，全球经济衰退，能源消费需求萎缩，导致国际原油市场过剩和库存加剧。二是沙特和俄罗斯作为原油出口国，减产动力不足，近期达成的相关协议不及预期。三是在需求侧雪崩、存储无门的情况下，美国原油5月期货在4月21日到期，原油交易商纷纷甩货，导致美国轻质原油期货WTI价格一路下跌。

国际油价暴跌，短期来看对中国经济利大于弊。中国作为原材料进口大国，70%的原油依赖进口，国际油价下跌可以降低我国原油进口成本，市场预计全年降低进口成本700多亿美元。同时，国际油价下行，对制造业、交通运输业等来说，能源支出费用有望降低，并通过产业链传递到中下游企业，降低实体经济运行成本。加之中国疫情已经得到基本控制，逐步复工复产，油价暴跌有助于经济发展。同时，国际油价暴跌也将对能源行业造成一定冲击，石油企业的利润将大幅下降。我国油田勘探开发周期较长，前期的投资对后期的运营成本将产生较大影响。如果油价走低，甚至低于投资时的成本价，企业将会亏损。但总体上看，国际油价短期内对中国经济利大于弊。

低油价或减缓能源结构清洁化进程，但不会逆转能源结构调整趋势

从长期来看，国际油价下降会冲击国内的油气勘探开采行业，未来油气对外依存度可能进一步提高，对我国能源供给安全带来一定隐患。更值得关注的是，国际油价暴跌可能导致我国可再生能源发展放缓，对中国可持续发展带来一定的负面影响。

油价下跌或将减缓中国能源结构优化的步伐。国务院在《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》中提出“降煤、稳油、增气，大力发展风电、太阳能、地热能等可再生能源”。近年来，中国在压缩煤电投资，以风电、光伏发电等可再生能源作为电力增量的战略支持下，2019年我国风电投资规模增长81%，光伏新增和累计装机容量继续保持全球第一，可再生能源在能源消费中占比不断提高。受此次疫情影响，我国经济增速放缓，能源消费将进入低增长甚至零增长区间，电力消费增幅收窄，抑制我国通过新增可再生能源发电来调整能源结构的进程；考虑石油价格和煤炭价格联动效应，且地方政府为了保增长、稳就业，或重启煤电投资或煤电实施满负荷运行，势必压缩可再生能源发展的空间。

在稳投资压力下部分地区可能放松环保要求，涉油、涉煤等高污染高排放环境审批或“松绑”。近年来，我国在“大气十条”“土十条”“水十条”相继出台、环保督察常态化等强有力措施下，初步扭转“一切向GDP看齐”的发展观。但近期深圳湾环评报告抄袭事件引起关注，在深圳市政府官网公示的一份有关深圳湾新航道疏浚项目的环评报告中，出现严重的抄袭造假问题，仅“湛江”两字就出现了35次，说明地方政府在稳投资压力下，加快项目上马而忽略环保要求。特别是在油价下跌、煤炭价格联动情况下，不排除加大涉油、涉煤等高污染高排放项目投资的可能性，会对我国来之不易的环境形势带来不利影响。

当然，对光伏、风能发电等可再生能源发展的中长期前景，也不应悲观。油价下跌不会对我国可再生能源发展造成巨大影响。首先，我国推动绿色发展，以低碳和清洁能源替代传统化石能源的政策导向不会改变。其次，石油主要应用于交通和化工等领域，在发电行业使用极少，国际原油价格下降不会形成其对其他发电燃料的替代。再次，近年来光伏和风能发电设备价格迅速下降，基本具备平价上网的条件，这一价格优势不会因为石油价格下降而发生根本改变。此外，随着货币政策边际宽松、利率持续下行，有助于企业扩大对风电、光伏等领域的投资。目前光伏的度电成本在全球来看已经具备很强的竞争力，整个产业进入了高速渗透期，这一过程不会因为油价的波动而改变。

使用成本优势下降，新能源汽车推广进程或放缓

新能源汽车产业或将受到打击。原油价格下跌，将打乱新能源汽车推广的逻辑。新能源汽车与传统燃油汽车相比，除具有较好的生态效益外，一直以相对较低的使用成本受到市场认可，以中小型家用车对比来看，当油价在8元/升，百公里成本约48元，电动汽车百公里耗电20千瓦时，取居民用电和商业用电中位数每千瓦时0.75元，百公里成本约15元，这就是电动汽车使用成本是燃油车1/3说法的由来；当油价在5.5元/升时，汽油车百公里成本将下降至33元，仅是电动车成本的两倍多一点。

叠加考虑电池技术未有突破、价格居高不下，政府对新能源汽车的补贴逐步“退坡”，新能源汽车推广或迎来一定挑战。在供给侧，汽车厂商对新能源汽车领域的投资意愿、技术研发动力都将降低；在需求侧，消费者购置新能源汽车的动力也将降低；在消费侧，汽油车用车成本大幅降低，将会增加燃油车出行次数，城市大气质量会受到严重影响。

综上所述，若油价长期处于低位，我国新能源汽车推广将放缓，给未来城市大气污染治理带来一定的压力。当然，也要看到，即使国际油价下跌，新能源汽车相比燃油车仍然具有较高的经济性。

日前，财政部拟推合理利用小时数核定可再生能源项目补贴额度的相关情况引起了行业热议，光伏們了解到，近期相关部门正在就该政策的细节问题进行进一步的研究。但该政策的具体细则仍未明确，目前将价格主管部门核定历年标杆上网时采用的小时数作为“合理利用小时数”仅是该政策当前的初步设想。

那么事关单个项目补贴额度确定方法的“合理利用小时数”究竟如何核定才算“合理”？如果参照核定光伏标杆上网电价时采用的1100、1350、1600，很显然，大部分光伏电站的有效利用小时数远高于这个阈值。

普通项目：“合理利用小时数”不可取下限

抛开投资企业的收益损失来说，以1100、1350、1600作为合理小时数计算补贴，相当于为了节省补贴资金，硬生生把光照资源强这一发展光伏的禀赋优势人为的压缩至光照的下限数值，这是极为不合理的。

2016年之前，光伏电站扎堆西北地区，这些地区大部分为Ⅰ类、Ⅱ类资源区，转移至中东部之后，投资重点也以Ⅲ类资源区中山东、河北、安徽等光照资源好的地区为主。很显然，光照资源丰富是降低度电成本、满足项目收益率的前置条件之一。

光伏們采访了解了不同资源区光伏电站的实际发电小时数，从下表可以发现，即使位于同一类资源区，不同光伏电站的发电小时数差别也非常大。像部分投资重点地区的Ⅱ类资源区，例如晋北、陕北等，有效利用小时数都可以达到1600小时左右。如果必须按照1100、1350、1600来核算补贴，那么这些地区剩下的光照就被白白浪费了。

备注：上表数据为已并网光伏电站的实际发电小时数，Ⅰ类资源区部分光伏电站受限电以及电力交易影响，故实际发电小时数略低。

所以，即使必须要按照某一小时数作为补贴发放的上限依据，那也需要根据大部分光伏电站的有效利用小时数进行评估，而不能取一个重点发展区域的下限值作为基数。

另一方面，各省份提高光伏电量参与市场交易的比例正成为常态，本就不能被保障收购的光伏电量，不仅要为了发电权牺牲收益，如果按照目前较低的合理利用小时数结算补贴，无疑是雪上加霜。

实际上，国家能源局规定的最低保障小时数在西北大部分省份并不能完全执行。光伏們了解到，西北地区如新疆等弃光率较为严重的地区都出台了各地的执行标准，远低于国家规定的最低保障小时数。

对于这些地区的光伏电站业主来说，被迫参与市场交易实际上是牺牲降低售电电价来获取发电权。某光伏电站业主告诉光伏們，他们位于青海、新疆等地的光伏电站的收益中有六七成都来自于参与电力市场交易所得，因交易形式的不同，让价幅度也大不相同，“青海电站的平均让价约为0.15元/度，按照0.2277元/度的燃煤标杆电价，实际上每度电平均能收到7分钱左右的售电收益，新疆也差不多。”

对于这些项目来说，换取发电权的最后一丝希望是，虽然发出来的电量价格很低，但还可以获得不补贴。补贴拖欠已经重挫了投资企业，如果这部分补贴范围再被调低，那无异于将企业拉向“死亡之谷”。

竞价及领跑者项目不设限

跟踪系统、双面组件、1500V以及超配是业内目前较为公认的可以直接提高发电量的技术手段。应用这些技术的光伏电站在合理利用小时数制度下将最为受限，尤其是2019年的竞价项目以及光伏领跑者项目。

光伏們在《财政部拟推“合理利用小时数”发放补贴，某100MW光伏电站收益预估缩水8%》一文中举的例子来说，2018年青海某领跑者项目在测算时，考虑未来限电情况好转以及利用各种高效技术与提高容配比等手段，将年利用小时数的边界条件定到了2000小时以上。

与Ⅰ类资源的1600小时相差了1/4。如果按照目前合理小时数的方式来执行，这个项目多发的400小时，只能拿到0.2277元/千瓦时的结算电价。

从2019年开始，我国光伏电价实行全面竞价制度，并且取得了非常明显的效果。根据统计数据，2019年普通光伏电站竞价项目平均补贴强度降到了6-7分/瓦左右，通过市场化的方式充分发挥了补贴资金的价值，推动了光伏发电补贴退坡。

此外，参与竞价的项目所需的补贴都是贴着项目的收益率底限进行申报的，这意味着，大部分项目竞价之后的电价刚刚满足收益率要求。如果再按照一个人为的固定数值来加以限制，是一种人为的先进技术“逆淘汰”。

此外，领跑者项目应该算是竞价制度的示范者，不仅要为降低补贴需求做好示范，同时还要求采用满足效果要求、市价较高的产品。为了满足收益率要求，大部分的项目都需要采用跟踪或者双面、超配等技术来提高发电量。而在三批领跑者项目的带动下，也加快了光伏产品技术迭代更新，推动了度电成本的快速下降。

以2019年新增项目、三批领跑者为代表竞价的项目，本身已经大幅的降低了补贴需求额度，光伏們认为不应该再为补贴资金不足承担克扣发电小时数的责任。

不能人为的设置度电成本下降的“拦路虎”

换个角度来看中国的光伏产业，众所周知，全球的光伏电价最低值几乎都率先出现在国外市场。中东地区丰富的光照资源、廉价的土地以及极低的融资成本等优势是我国光伏产业无法比拟的。既然在这些非技术成本上降不下来，那可以通过技术来优化的部分是不是可以调整一下？

在美国光伏市场，跟踪系统的应用比例超过80%，超配更是几乎海外市场都认可的，甚至1500V产品也是在海外市场推起来之后才在国内开始应用的……这些能直接增发电量、降低度电成本的技术为何国内如此排斥？或者说相关部门需要牺牲光伏发电的度电成本来达到降低补贴需求的目标？这并不合理。

借用行业某人士的精彩评价，“有效利用小时数是你能挣多少钱；保障小时数是你能够拿到多少救命钱；合理利用小时数是准备给你多少钱”，建议主管部门可以谨慎决定合理利用小时的核定，不能总是以光伏发展超出了规划为由人为推高度电成本，增加企业负担，毕竟当前，能活下来都很难了。

新冠肺炎蔓延全球，给分布式能源项目带来了短期延误和一些麻烦，但一些从业者与其他行业持不同观点，他们认为分布式储能和其他系统的需求将保持稳定，甚至从长远将会有所增长。

储能项目短期受阻

在美国，新冠病毒的传播造成了大规模经济动荡，特别是能源部门正面临需求下降、供应链中断以及监管可能停滞的情况，当地储能行业也感受到了疫情的影响。

美国在三月份对储能协会175名成员进行的民意调查结果显示，有62％的受访者表示正遭遇储能项目被延误，44%的人认为会受到一个月的短期影响，而37％预计延误将持续六个月或更长时间，还有一部分人则无法预估项目到底会停滞多久。

项目延误原因来自多方因素

报道认为，规划进行中的储能项目面临多方面的挑战，例如项目组件设施的转运被延迟、并可能导致供应中断，出行限制导致项目负责人无法到现场勘查、电工和安装人员可能无法进入房屋，无法与客户直接联系，经济动荡可能会减缓支出，以及政府许可机构关闭导致项目进度的延误等等。

多种因素将刺激分布式储能需求

但有专家认为，疫情的爆发以及各国为防止疫情扩散而实施的一系列限制措施，可能会激发人们对可以提供弹性和自发自用的分布式供电系统的热情。为可再生能源开发商提供支持的Holland & Hart公司负责人Ashley Wald表示：当人们被隔离时会更加深刻体会到现有系统的局限性。新型冠状病毒正在告诉我们欠缺什么，客户在这种疫情期间仍将寻求可持续使用且更智能的技术。从长远来看，储能项目中断实际上可能会推高全国各地对分布式储能以及太阳能的需求。

此外，在用户侧储能市场中，有些储能企业担心由于整个经济范围内的影响会大大降低终端用户的需求。这些储能企业原本将使用储能技术来帮助客户降低用能成本、支援可再生能源发电、改善电能质量、作为野火和暴风雨的后备电源等。

美国在进入飓风和野火季节时，政府和公共事业机构会将储能系统纳入后备电源，以防止关键医疗设施电源系统中断。但是当前储能项目的延误将影响电网的可靠性和恢复能力，这将预示着直接经济损失和重大风险。

“无论是野火还是飓风或大停电，往往在发生这些事件之后，总是会产生更多的户用光伏和储能需求，特别是人民对电网持续运行失去信心之后。” Navigant Research高级研究分析师Alex Eller说。他认为从长远来看，项目中断实际上可能会推高整个美国各地对分布式储能以及太阳能的需求，但这种需求不会在一两个月内激增。

以加利福尼亚州为例，当地正密切关注分布式储能、为2020年“野火”季节做准备。相关官员表示，受疫情影响可能存在供应链或经济中断，但另一方面政府正在采取激励措施以促进经济活动和清洁能源领域发展。如1月份加利福尼亚州公用事业委员会为发电激励计划（SGIP）提供了为期五年、每年1.66亿美元的激励奖金，重点为倾向于公共安全电源关闭的客户建立电池储能系统提供支持。

企业和研究机构持乐观态度

工商业光伏和储能供应商REC Solar公司的首席工程师Sam Booth表示，这种中断对储能项目的影响可能取决于项目所处的阶段，那些即将并网的项目可能受影响更大。致力于开发清洁能源的Station A公司的首席执行官Kevin Berkemeyer也同意加州对分布式储能的需求很大这一观点。

Navigant 的分析师Eller还说，一旦从疫情大流行的影响中恢复过来，分布式储能和可再生资源的需求也可能会更大，因为它们比传统的发电厂更自动化，而公用事业和监管机构在这种情况下可能会寻求较少人工干预的方式，因此覆盖广泛且数字化的分布式电网会具有很大的价值。

Wood Mackenzie全球储能团队的首席分析师Rory McCarthy表示：“在可再生能源发电增长背景下，储能部署将会继续获得指数级增长。” 他表示疫情造成的经济动荡也可能影响储能项目、可能提高储能安装成本，2020年全球储能装机较原来的预期有所下调，但也可能创造新的纪录达到12.6GWh。

另外储能企业Renewance公司的销售和服务副总裁David Mauer认为，由于储能电池价格仍在下降，多地推出更多鼓励建设储能的政策，可再生能源+储能项目也会越来越多。