转眼已到四月中旬，新冠疫情以意想不到的趋势席卷海外绝大部分国家，长时间的防疫措施对全球经济的打击是非常明显的，世贸组织报告称，预计艰难全球贸易将暴跌13%-32%。其中尤其是北美和亚洲的出口会受到严重影响。

而集中了光伏硅片电池70%以产能上的中国，不可避免的已经受到了冲击，这一点将在2季度尤为明显。目前，随着欧美、东南亚和拉丁美洲地区的疫情扩散，分析机构普遍对二季度海外光伏市场持悲观预期，并且目前看来并没有明显迹象表明三季度和四季度会有市场反弹情况。

疫情爆发初期，各国大型光伏项目只是减缓开发进度、安装劳动力受影响，但是光伏們了解到，目前多个市场的项目开发暂停，虽然欧洲和越南地区有逐步解禁的消息，然而有限的航班、出入境的隔离期限措施以及许多潜在的因素影响，项目开发人士无法做出短期内商务出差的计划。

距离光伏們在三月下旬发布的采访海外光伏市场疫情影响初现：户用、分布式缩减，地面电站延期但并未停滞仅仅三周时间，疫情之下全球主要的光伏市场已经发生了巨大的变化。

欧洲疫情高峰将过，快速恢复指数排名靠前

在4月9日，SolarPower Europe举办的线上研讨会上，大部分发言人对太阳能行业从疫情中复原都颇具信心。SolarPower Europe执行顾问兼市场情报主管迈克尔.施梅拉(Michael Schmela)表示:“covid-19的影响遍及所有欧洲行业。在太阳能领域，我们将看到由于材料供应和欧洲封锁导致的需求放缓，光伏项目短期延迟。然而，从中长期来看，尤其是各个国家如果能够坚持在能源和气候方面的决心的情况下，该行业有望迅速复苏。就目前而言，我们必须确保欧洲的任何刺激方案都有利于清洁能源技术，成为光伏发电和可再生能源复苏的支柱，这将进一步创造就业机会，为欧洲带来巨大的经济和环境效益。”

已经有消息称，随着新冠肺炎死亡率和感染率的下降，欧洲一些国家开始制定旨在最终恢复正常社会生活的计划。其中西班牙、德国、奥地利、丹麦、捷克等国已相继表示将放宽因应对新冠疫情而采取的封闭措施。根据BBC在4月7日发布的“能够从新冠病毒疫情蔓延引发的经济危机中快速恢复国家排名”，德国、英国、法国、西班牙、意大利均排在前35名之内。

据西班牙最新消息，4月13日起政府已经恢复光伏电站的建设。在此之前，由于疫情爆发西班牙要求3月30日至4月9日之间取消或禁止一切非必要活动，这使得光伏项目的建设和光伏电站的运营陷入瘫痪。

现在，大型光伏开发商可以重启工地建设了，这对以大型项目为主的西班牙光伏市场意义重大。

西班牙以外，欧洲几个重要的光伏市场中，户用和大型地面电站明显受到了疫情的影响，工商业电站受到的影响略低于前两种类型。

以荷兰为例，光伏們了解到，荷兰今年有30-40%的光伏电站是户用屋顶和大型地面，其余全是工商业电站。“工商业电站的安装商还在陆续提货，不仅是荷兰，德国也是类似的情况。”某一线组件的欧洲销售表示。

必须注意的是，欧洲太阳能行业还面临着新的威胁，由于用电量下降带来的电价冲击，有可能对欧洲大规模的能源市价影响深远，对其发电厂收益引发连锁反应，可再生能源投资和项目发展可能变得更加举步维艰。

美国户用大减，地面安装量将减少2-5GW

虽然美国的新冠肺炎感染人数增长速度有放缓趋势，但是还没有达到峰值。《华盛顿邮报》援引消息人士的话报道称，特朗普正计划在5月1号前开始“复工复产”。疫情对美国的光伏市场的打击是全方位的，从就业人数到装机量，从户用到大型地面电站。

美国多家住宅太阳能安装商包括知名的Sunrun，Sungevity在内的企业纷纷裁员，美国知名组件企业SunPower 采取了多项措施节省运营成本并撤回了2020年财务指导。此外，加州的一些产能非常小的组件厂也已停产。

尽管如此，美国光伏电力市场的投资和交易并没有停止。宜家的所有者英格卡集团(Ingka Group)在收购了美国两个太阳能光伏项目49%的股份后，又收购了这两个光伏项目。这两个项目分别位于德克萨斯州和犹他州，装机容量为403MW，将成为美国最大的光伏项目之一。Light source BP在成功融资2.5亿美元开发得克萨斯州260MW光伏电站之后，近日又争取到了阿肯色州的一个132MW的光伏项目电力采购协议。

摩根大通和美国银行等机构以及表示，他们仍然对光伏项目有兴趣，并正在努力保证给与光伏行业足够的信心。

印度疫情危机即将爆发，东南亚只能“线上开发”越南

4月11日，印度新冠确诊人数日新增创新高达到了1226例。多位负责印度光伏市场的开发和销售人员向光伏們透露，由于印度的几个大城市包括新德里、班加罗尔、孟买等人口密集，尤其是贫民区，而新冠病毒给公共卫生带来了莫大的压力，目前印度全国处于“封锁”阶段，工商业停工，当地媒体担心疫情可能会由此从大城市扩散到医疗基础更薄弱的农村地区。

由于80%的印度太阳能行业都依赖从中国进口光伏产品，加之劳动力短缺，新冠疫情造成的中断将“重创”印度太阳能行业。

伍德麦肯兹预测，这一亚洲国家今年的太阳能项目开发量将减少2.9GW，较最初预期下降24.8％。下降意味着今年全年的新开发项目仅为8.9GW，较2019年新开发项目减少0.6GW。

不仅如此，在已经进行的项目中，印度光伏联盟(NSEFI)曾声称，因为疫情导致的中国推迟交货影响了大约4GW的项目进程。不过，“这一数字很有可能增加到5GW左右。因为印度的2020财政年度是到明年三月份，所以这些项目很有可能都会推迟到明年一季度再并网”，一位负责印度市场开发的业内人士这样说。已经有分析机构将印度二季度的组件需求调低至1GW，并表示三季度还要视疫情发展情况而定。

东南亚地区最能打的越南，在近日公布了新的FIT上网电价，这使得有一大批项目需要在2020年底之前并网，但是疫情的原因，项目进程无法加快速度，商务谈判也只能电话邮件往来，并不能解决重要的签约事宜。

一位负责越南市场的开发人员告诉我们。“越南政府计划在4月15日开始逐步解封，实际上越南的项目还是挺赶时间的，但是我们所在城市没有解封，只能干着急，没法去跟客户谈判。”

菲律宾、马来西亚、新加坡、菲律宾、泰国等国家陆续宣布了半个月到一个月不等的“封城”措施，从一定程度上影响了光伏进出口供应链，光伏项目方面的开发也有不同程度的延期和取消。

经济堪忧的拉美，巴西无限期推迟系列光伏项目招标

拉美地区疫情防控不容乐观，根据世界银行12日发布的一份关于新冠肺炎疫情对拉丁美洲和加勒比地区经济影响的报告，预计2020年拉美和加勒比地区整体的国内生产总值将缩减4.6%。巴西、墨西哥、阿根廷排名前三。

疫情防控措施叠加经济下行，给拉美地区的光伏市场带来的影响是前所未有的。光伏需求已经下降，同时加上货币贬值（尤其是巴西），光伏系统的价格正在上涨。

巴西能源部已经在一项决议中宣布，将无限期推迟系列光伏项目招标（），包括可再生能源的招标（A-4）和不可再生能源的招标（A-6）。这使得原计划今年5月28日举行的A-4招标的近800个太阳能项目因而受挫，总的项目方案容量高达28.66GW。

中东大项目竞争激烈，非洲疫情可能叠加粮食危机

近日，沙特国家可再生能源项目(NREP)第二轮投标包括1.4GW的光伏发电厂和70MW的光伏发电设施，入围的企业包括沙特水电，丸红，道达尔等七家公司全是实力雄厚，融资能力超强的能源投资大户。毕竟之前的几个GW级的大项目已经一再刷新纪录，1.6美分/KWh的电价已经不会再让人跌破眼镜，而是感慨竞争之激烈，毕竟沙特第二轮光伏计划最初吸引了250名竞标者。而入围的还是那七个“老面孔”。疫情使得中东地区的大型光伏项目从整体进程还是有影响的，只是不像其他市场的影响那么严重。

而公共卫生环境堪忧的非洲地区，疫情已经开始扩散到了农村地区。雪上加霜的是，非洲部分地区正经历第二波蝗灾，而这一次的数量是几个月前第一波蝗虫的20倍之多。

蝗灾对埃塞俄比亚、埃及等地的粮食生产造成了严重的破坏，这可能导致非洲一些贫困国家或地区则需要食物紧急援助。

除了以上提到的市场，日本、韩国和澳大利亚因为疫情爆发初期就采取了严格的控制措施，目前光伏项目开发还在进行，只是略微减缓。比如东京地区的项目开发人员尽量采用在家办公的方式，除了要求业主、承包商等必须面对面签字的听证会之外，其他都在线上有序进行。而澳洲地区，大型项目一般都是地广人稀的郊外，开发过程相对受影响较小。

分析机构对日韩、澳洲地区的装机预测并没有像其他区域下调的那么多，以日本为例，PV infolink预测该市场全年组件需求在6.6W左右。于此同时，海外疫情带来的不确定性也让人们把目光更多地转回到了国内市场。4月14日国内两个开标价格已经让人们看到了市场竞争的惨烈，中核汇能海西州100MW光伏电站EPC中标候选人价格公布，河南中核五院报出了2.81元/W的价格，这是EPC价格首次突破3元/W大关，而华能枣阳新市200MWp地面光伏电站项目组件采购中标候选人公示，晶澳太阳能对405W以上的高效组件报出了1.59元/W的报价，据光伏們了解，在此次竞标中，最低的开标价格低至1.577元/W。

危机总是危险与机遇同行，随着澳大利亚、欧洲、美国等各国政府逐步做出针对新冠疫情的一系列减税，增加可再生能源使用补贴等，光伏市场的投资和电力交易有希望在疫情过后恢复活力。

光伏企业出售电站的根源在于资金紧张。光伏电站属于重资产，需要银行10-15年的长期融资。而一般民营企业的融资成本高，银行贷款利率普遍超过8%，有的甚至高达12%。 “减重瘦身”转型轻资产正成为民营光伏企业的普遍战略，正泰集团的“玩法”并不适用于每一家光伏企业。

　　正泰集团旗下上市公司正泰电器近日发布公告称，拟2.55亿元收购艾临科51%股权；全资子公司浙江正泰新能源开发有限公司（以下简称“正泰新能源”）拟1.81亿元收购顺风光电6个光伏电站项目公司100%股权。

　　从去年开始，大部分民企因资金链紧张、现金流受制、补贴不及时等因素，纷纷甩卖光伏电站。在此背景下，正泰的逆势收购格外引人关注。这也再度引发行业思考：民营企业在光伏产业链的优势到底在哪里？

　　光伏电站交易频繁

　　分析正泰集团的光伏业务战略不难发现，与大部分民营光伏企业围绕硅片、电池、组件等上游“做文章”不同，其在下游电站领域投入更多，且时有光伏电站交易的消息曝出。

　　2006年，正泰集团正式进入新能源产业。2016年末，正泰集团旗下上市公司正泰电器完成对正泰新能源的收购，着力发展光伏组件及电池片制造，光伏电站领域的投资、建设、运营，及海外工程总包等业务领域。其经营模式也从低压电器，转型为“低压电器+光伏新能源”双主业，与其他企业专注于光伏行业某一个环节不同，正泰集团选择的是全产业链模式。

　　“近两年无论光伏政策怎么跌宕起伏，似乎对正泰集团影响不大，不断曝出大手笔投资的消息。”一位业内人士称。公开资料显示，早在2017年底，正泰新能源就以5.439亿元出售甘肃、宁夏地区9个光伏电站部分股权；2018年7月，正泰新能源7.03 亿元收购隆基17个分布式光伏项目公司100%股权。 

　　正泰光伏电站投资的逻辑到底是什么？从正泰新能源总裁陆川的表态中或许能窥见一斑。“买电站、卖电站都在做。如果资产价格合适，我们先收进来，打包成自己的资产，之后有信心再卖掉。目前国有企业收购电站的回报率基本维持在7.5%左右，回报率达9%的光伏电站资产，其利润非常可观。” 

　　陆川的表态或从一个侧面印证了上述业内人士的判断：“正泰在光伏电站领域的布局，并不以长期持有为目的。”

　　全产业链和融资优势明显

　　从全行业来看，光伏产业链的上游占有大部分利润，发展空间相对广阔，而下游EPC等领域则利润微薄，竞争激烈。正泰却反其道而行之，发力下游电站领域，并取得了不错的利润收入。

　　一位熟悉正泰集团的业内人士对记者表示，正泰新能源可以在下游稳健前行的一个特殊优势是，其光伏业务是一条龙型，包括光伏组件、电池片制造、电站建造、运营等。“产业链+运维优势让正泰在光伏行业中占据上风，尤其是光伏电站运维业务，典型特点是轻资产、高资产收益率，使得正泰新能源颇具优势。”

　　除了全产业链优势，正泰集团敢于逆势操作的最重要原因是“不差钱”。资料显示，正泰电器9年来募资额约为83亿元，而分红总额则高达93.3亿元，分红远超从股市上募集的资金总额。

　　“在不少光伏企业遭遇融资难之际，正泰新能源的融资成本却普遍低于其他光伏企业。这或是受益于正泰集团在金融领域的布局。”一位不愿具名知情人士向记者透露。

　　陆川称，目前，央企收购光伏电站要求项目进入国家补贴目录，正泰手里进入目录的项目分散在不同地方。以收购顺风电站交易为例，这批项目全部进入了国家补贴目录，电费结算周期无异，项目几乎没有现金流压力。“原项目资产的贷款比例较高，贷款的利息达8.5%，收购后，我们和银行已洽谈好，利率降为5%，甚至更低。”

　　据业内人士分析，5%的贷款利率虽比央企融资的贷款利率3%高出两个点，但也颇具优势。据测算，顺风电站项目前三年的平均利润约为2300万元，前五年的平均利润约为2600万元，前十年的平均利润约为3000万元，未来资产的利润增长空间较大。

　　光伏企业“减重瘦身”成趋势

　　整体而言，近年来，主流光伏企业从上游向下游电站延伸的过程并不顺利。“协鑫、天合、英利等企业基本退出光伏电站开发；隆基、晶澳开发力度较差；阿特斯和东方日出开发规模小得可怜；只有晶科和正泰保持一定的开发规模。”业内人士说。

　　记者致电晶科电力，探寻其投资电站的战略规划，被告知近日公司IPO无条件过会，上市筹备阶段暂时不宜披露任何信息。

　　据了解，大量光伏企业出售电站的根源在于资金紧张。光伏电站属于重资产，需要银行10-15年的长期融资。而一般民营企业的融资成本高，银行贷款利率普遍超过8%，有的甚至高达12%，即便如此，也不一定能如愿获得贷款。

　　“民营企业近几年资金链紧张，‘减重瘦身’转型轻资产成为战略，预计光伏电站开发力度还会减弱。”上述业内人士认为，正泰集团的“玩法”并不适用其他光伏企业。从光伏“领跑者”电站中标企业的性质来看，2016年第二批光伏“领跑者”项目中，民营企业中标超50%；2018年第三批光伏“领跑者”项目中，民营企业仅占23%；去年最后一批光伏“领跑者”项目中，仅有正泰、晶科两家民营企业中标。

　　“众多民营光伏企业做‘减法’，属于主动转型资产轻量化。”一位不愿具名的水规总院专家对记者表示：“从目前光伏企业接连在上游领域扩产能来看，企业会以灵敏的嗅觉审时度势，不排除远期，光伏企业重新向产业链下游延伸的可能。”

　　在国家发改委能源研究所可再生能源中心研究员时璟丽看来，自2017年以来，特别是2018年和2019年，光伏行业上游扩产势头一直有增无减。光伏企业是否延伸至下游电站，是企业的市场行为和自主选择，毕竟制造业投资及收益模式与电站投资及收益模式差别很大。

在我国新冠疫情得到有效控制之际，欧美等国家的新冠疫情则大规模爆发，这也导致了国际光伏市场不断萎缩。据全球信息提供商IHS Markit预计，新冠疫情影响下，2020年新增装机将在120-140GW，比此前的预测下调10%。

此时，中国光伏产业却是风景独好！

2020年开年，我国光伏龙头企业们并没有因疫情而放下扩产的热情，以通威股份、隆基股份、晶澳科技等为代表的多家光伏巨头砸下超600亿资金对中上游产业进行扩产。

中国光伏也进入到有补贴的最后一年，企业申报、抢装热情高涨；加上无补贴项目的不断推进，2020年光伏新增装机或迎来逆势增长。

此外，随着“新基建”的提出以及各类资本对光伏产业虎视眈眈，我国光伏产业在2020年将继续全面领跑全球光伏产业，并有着令人期待的四大看点。

国内市场几大看点：

国补最后一年，竞价项目竞争激烈

近期，国家能源局及国家发改委下发了《2020年光伏发电项目建设有关事项的通知》及《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》，明确了2020年新建光伏发电项目补贴预算总额度为15亿元，其中5亿元用于户用光伏，10亿元用于补贴竞价项目。具体的电价补贴为户用8分，工商业5分，地面电站指导电价iii-i类资源区分别为0.49元、0.4元、0.35元。

相较于2019年的30亿补贴，2020年的光伏项目在补贴总额上缩减了一半。

事实上，国家主管部门已在多场合明确，2020年是有国家补贴的最后一年，从2021年开始，地面/工商业分布式光伏电站补贴将完全退出。

在此，相关部分表示将不会拖欠2019和2020年竞价项目的补贴。可以预见的是，今年光伏竞价项目的竞争将会更加激烈，这或许会形成有补贴项目的惨烈竞争潮 。同时，光伏扶贫项目作为一种特殊的存在，从2014年发端于安徽的扶贫模式在全国开始推广后，国内便掀起了一场光伏扶贫热。截止2020年，光伏扶贫项目仍然会继续，只要扶贫不结束，补贴就会依旧存在。

存量市场交易将成为产业发展新焦点

受新冠肺炎疫情的影响，对于国内光伏制造企业来说，上半年的大规模动工将难以实现，除部分国企央企有政策和施工优势外，中小企业在这方面其实是阻碍重重，较难推进。

在新增电站不尽如人意的情况下，此消彼长间，存量电站对于资本方来说将是一个很大的吸引力。而手续完备、发电量更有保障的优质电站资产，或将成为能源转型和配比要求驱使下的电力央企的首要选择。

可以预见，在明年无补贴的情况下，对于广积粮的资本方来讲，积累更多有补贴的电站资产，将会在未来形成更有竞争力的优势。存量市场的盘活，也将推动行业行业的健康发展。2020年，光伏的存量市场将会是一片向好发展。

平价上网即将成为常态

随着全面平价的渐行渐近，“竞价”与“平价”共存的局面也将逐步消失。

2020年作为国家政策补贴的最后1年，无补贴项目在今年将不会呈现特别爆发式的增长。

主要源于当前，大多数企业都在争抢有补贴的建设指标，趁着最后的时限，国家还能补一点，企业也希望能多争取一份收益。

同样在国家政策上也是从企业的角度去考虑，国家发改委能源研究所原研究员王斯成曾表示：“如果可以先报竞价，企业就可以拿手上的项目先去试一下，拿不到补贴可以再去做平价。这在操作上也更加顺畅。”

对于无补贴项目而言，更多只是作为企业当前平价上网的探路。事实上，早在2019年起，就已经开始了平价政策的试水，但由于有补贴的影响，平价项目的发展并不是很顺利，预计2020年同样也不会有较大规模的增长，大部分企业还是将现有精力放在有补贴和光伏扶贫项目上，但今年的在平价项目上的持续试水，将会为明年大规模生产建设做好充足准备。

龙头疯狂扩张的背后，隐忧如何解？

对于近期光伏产业龙头企业的疯狂扩张，有专家也提出了存在产能过剩的隐忧。

2020年伊始，众多光伏企业接连公布了扩产计划。以通威股份、隆基股份、晶澳科技、中环股份等企业为首，不惧新冠疫情的爆发和国际能源市场的震荡，投下了超600亿资金用于扩产。这些企业均是光伏上中下游细分领域的龙头企业，并且一些超级巨头更开始了全产业链布局。

在疫情全球蔓延的趋势下，除中国以外的世界其他国家，正似乎处于抗疫的胶着战中。2020年市场前景尚不明朗。据行业记者了解，光伏海外项目从3月中旬开始便受到疫情明显的影响，许多大型项目延期招标。以国内光伏组件生产企业方面为例，原本是海外出货量高峰的二季度，今年受海外疫情的影响，需求预计会显著下降，若后续疫情仍得不到有效控制，预计三季度也会受到影响。

无独有偶，近日IHS Markit下调了全球光伏新增装机规模至105GW，同比下降16%。其表示，2020年上半年完成的几乎所有大型项目都将受到一定程度的影响，屋顶安装也将被暂停。新冠肺炎疫情还将严重打击2020年下半年新项目的规划和启动。

而由于国内企业的大幅扩产潮流之下，势必会带来产能过剩，新增产能销往何处？

疫情对光伏企业的影响将会在今年二、三季度集中展现，特别是占比较大的海外市场需求转差，给今年光伏企业的业绩带来不确定性。今年的国内市场将成为光伏企业的“主战场”。大家势必会抢食国内的一小块蛋糕。当前，企业或将以降价争夺国内市场，从而加剧光伏行业国内市场的竞争。

核心提示 新冠肺炎疫情给今年我国新能源发展和消纳带来了一定的挑战。项目建设延迟、国外疫情加速蔓延等不利因素不会改变我国新能源发展的大趋势。相关部门需要适时优化调整有关政策措施，为稳定新能源行业发展提供坚实保障。

受疫情影响，新能源行业面临大考

2019年，我国对新能源相关政策做了较大的调整，全年全国光伏发电新增装机仅3010万千瓦，相比2017年、2018年新增装机分别下降了53%、34%。今年以来，新能源发电支持政策陆续出台，项目平价能力进一步提高，还有一部分去年的项目顺延至今年投产，这使得社会各界对今年新能源装机快速增长充满了期待。

然而，突如其来的新冠肺炎疫情对我国新能源发电项目建设和并网进度造成了一定影响。从项目建设情况来看，受疫情影响，新能源企业复工复产面临原材料产量不足、关键设备供应不上等状况，新能源项目建设相对滞后。1～2月，国家电网经营区域新能源累计新增装机412万千瓦，同比降低38%，特别是2月份，风电和光伏发电新增装机仅分别为13万千瓦、65万千瓦。

另一方面，随着全球疫情形势日益严峻，部分零部件供应紧张状况逐步加剧。例如涉及风机叶片生产的聚氯乙烯原材料及风机轴承、齿轮箱等部件的进出口开始受限，预计此影响可能持续到今年上半年甚至第三季度。从政策层面来看，受疫情影响，3月初发布的《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》对今年平价项目、竞价项目的申报时间进行了调整，均比预期延后了1个半月左右。这可能导致今年大部分新增项目难以在下半年建成投产。

疫情不但影响了新能源项目建设和并网进度，还将对新能源运行消纳、补贴支付、降本增效等方面带来影响。

从消纳方面来看，全社会用电量增长不仅影响本地消纳，还制约跨省跨区电量交易和输送，是影响新能源消纳的关键因素。在今年一季度用电量增速放缓的情况下，新能源消纳面临较大挑战。

从补贴方面来看，目前从终端用户用电量中征收电价附加是我国可再生能源补贴资金的主要来源，但用电量增速下降导致补贴资金征收与补贴需求不足的矛盾仍然突出。根据财政部等部门年初出台的《关于印发〈可再生能源电价附加资金管理办法〉的通知》要求，今年将把除七批补助目录之外的、符合“十三五”规划的可再生能源项目逐步纳入补贴清单。如果按照今年用电量平均增速及最大可能征收电量的范围测算，今年征收补贴资金规模约930亿元左右，比去年提高了30亿元左右。这些增量资金仍不能满足进入补贴清单存量项目的补贴需求，也对目前可再生能源补贴缺口问题解决帮助较小。

从成本方面来看，疫情对新能源项目实现平价上网带来较大挑战。风电、光伏发电电价调整政策、平价上网政策对2020年以后新能源平价上网提出了具体要求，其中明确了陆上风电要实现发电侧全面的平价上网。目前，部分资源较好地区的优质项目基本能够满足平价上网条件，但仍有一些项目难以达到要求。疫情还导致硅料、硅片、玻璃等原材料，以及齿轮箱、发电机、逆变器等核心设备供应紧张，短期内推高了风机、光伏组件的制造成本。此外，疫情对无人或少人值班工作模式提出新的需求，后续新能源场站将配置更多的远程集控系统、基于5G的工业互联网平台、智能运维等软硬件设施。这部分新增投入对降低新能源电站建设和运营成本也形成新的压力。

建议出台相关支持政策，稳定行业发展预期

新能源作为我国能源转型的重量力量，未来还将加快发展。虽然疫情对今年新能源发展和消纳可能带来一定影响，但不会改变新能源发展的大趋势。根据国家发展改革委、国家能源局2016年印发的《能源生产和消费革命战略（2016～2030）》，2030年、2050年我国非化石能源占一次能源消费比重将达到20%和50%。据此测算，2030年、2050年我国新能源装机将分别达到约12亿千瓦、28亿千瓦，占全国电源总装机的比重将提升至40%、53%，逐步实现由“替代电源”向“主力电源”转变的跨越式发展。

为确保我国新能源健康、平稳、可持续发展，长期来看，需要建立促进新能源发展和消纳的长效机制，充分调动各方资源力量，构建协同、联动、有序的发展格局。短期来看，当务之急是建立与疫情相适应的新能源政策措施体系，在国外市场受阻情况下大力开拓国内新能源市场，稳定行业发展预期。具体而言，建议在消纳目标、享受补贴电价的并网时限、非技术成本等方面调整或出台相关政策，给予支持。

一是优化调整不同地区的消纳目标。《清洁能源消纳行动计划（2018～2020年）》要求2020年风电、光伏发电利用率95%以上，并且明确了甘肃、河北、新疆等重点省份的消纳考核目标。考虑到不同地区受国内外疫情影响的程度不同，建议根据最新边界条件的变化，滚动测算新能源消纳能力，优化调整不同地区的消纳目标。

二是适当延长享受补贴电价政策的并网时间。2019年出台的风电上网电价政策要求2018年前核准但2020年年底前仍未并网的项目不再享受当时核准的电价；光伏竞争性配置政策要求每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时。考虑到疫情对项目进度的影响，对于之前遗留的核准在建项目，建议适当延长3个月以上的享受补贴电价政策的并网时间。

三是降低新能源发电项目开发的非技术成本。非技术成本在新能源发电项目开发建设成本中占比一般达到20%左右，有些项目甚至超过30%。降低非技术成本对当前缓解项目资金压力具有重要作用。建议进一步完善降低非技术成本的相关政策，对项目开发涉及的土地税费出台严格征收规定，优化税收政策，进一步减免增值税和所得税。同时，加强金融机构对项目开发的金融支持，在项目贷款、投融资方面给予优惠政策。

光伏企业出售电站的根源在于资金紧张。光伏电站属于重资产，需要银行10-15年的长期融资。而一般民营企业的融资成本高，银行贷款利率普遍超过8%，有的甚至高达12%。 “减重瘦身”转型轻资产正成为民营光伏企业的普遍战略，正泰集团的“玩法”并不适用于每一家光伏企业。

正泰集团旗下上市公司正泰电器近日发布公告称，拟2.55亿元收购艾临科51%股权；全资子公司浙江正泰新能源开发有限公司(以下简称“正泰新能源”)拟1.81亿元收购顺风光电6个光伏电站项目公司100%股权。

从去年开始，大部分民企因资金链紧张、现金流受制、补贴不及时等因素，纷纷甩卖光伏电站。在此背景下，正泰的逆势收购格外引人关注。这也再度引发行业思考：民营企业在光伏产业链的优势到底在哪里？

光伏电站交易频繁

分析正泰集团的光伏业务战略不难发现，与大部分民营光伏企业围绕硅片、电池、组件等上游“做文章”不同，其在下游电站领域投入更多，且时有光伏电站交易的消息曝出。

2006年，正泰集团正式进入新能源产业。2016年末，正泰集团旗下上市公司正泰电器完成对正泰新能源的收购，着力发展光伏组件及电池片制造，光伏电站领域的投资、建设、运营，及海外工程总包等业务领域。其经营模式也从低压电器，转型为“低压电器+光伏新能源”双主业，与其他企业专注于光伏行业某一个环节不同，正泰集团选择的是全产业链模式。

“近两年无论光伏政策怎么跌宕起伏，似乎对正泰集团影响不大，不断曝出大手笔投资的消息。”一位业内人士称。公开资料显示，早在2017年底，正泰新能源就以5.439亿元出售甘肃、宁夏地区9个光伏电站部分股权；2018年7月，正泰新能源7.03 亿元收购隆基17个分布式光伏项目公司100%股权。

正泰光伏电站投资的逻辑到底是什么？从正泰新能源总裁陆川的表态中或许能窥见一斑。“买电站、卖电站都在做。如果资产价格合适，我们先收进来，打包成自己的资产，之后有信心再卖掉。目前国有企业收购电站的回报率基本维持在7.5%左右，回报率达9%的光伏电站资产，其利润非常可观。”

陆川的表态或从一个侧面印证了上述业内人士的判断：“正泰在光伏电站领域的布局，并不以长期持有为目的。”

全产业链和融资优势明显

从全行业来看，光伏产业链的上游占有大部分利润，发展空间相对广阔，而下游EPC等领域则利润微薄，竞争激烈。正泰却反其道而行之，发力下游电站领域，并取得了不错的利润收入。

一位熟悉正泰集团的业内人士对记者表示，正泰新能源可以在下游稳健前行的一个特殊优势是，其光伏业务是一条龙型，包括光伏组件、电池片制造、电站建造、运营等。“产业链+运维优势让正泰在光伏行业中占据上风，尤其是光伏电站运维业务，典型特点是轻资产、高资产收益率，使得正泰新能源颇具优势。”

除了全产业链优势，正泰集团敢于逆势操作的最重要原因是“不差钱”。资料显示，正泰电器9年来募资额约为83亿元，而分红总额则高达93.3亿元，分红远超从股市上募集的资金总额。

“在不少光伏企业遭遇融资难之际，正泰新能源的融资成本却普遍低于其他光伏企业。这或是受益于正泰集团在金融领域的布局。”一位不愿具名知情人士向记者透露。

陆川称，目前，央企收购光伏电站要求项目进入国家补贴目录，正泰手里进入目录的项目分散在不同地方。以收购顺风电站交易为例，这批项目全部进入了国家补贴目录，电费结算周期无异，项目几乎没有现金流压力。“原项目资产的贷款比例较高，贷款的利息达8.5%，收购后，我们和银行已洽谈好，利率降为5%，甚至更低。”

据业内人士分析，5%的贷款利率虽比央企融资的贷款利率3%高出两个点，但也颇具优势。据测算，顺风电站项目前三年的平均利润约为2300万元，前五年的平均利润约为2600万元，前十年的平均利润约为3000万元，未来资产的利润增长空间较大。

光伏企业“减重瘦身”成趋势

整体而言，近年来，主流光伏企业从上游向下游电站延伸的过程并不顺利。“协鑫、天合、英利等企业基本退出光伏电站开发；隆基、晶澳开发力度较差；阿特斯和东方日出开发规模小得可怜；只有晶科和正泰保持一定的开发规模。”业内人士说。

记者致电晶科电力，探寻其投资电站的战略规划，被告知近日公司IPO无条件过会，上市筹备阶段暂时不宜披露任何信息。

据了解，大量光伏企业出售电站的根源在于资金紧张。光伏电站属于重资产，需要银行10-15年的长期融资。而一般民营企业的融资成本高，银行贷款利率普遍超过8%，有的甚至高达12%，即便如此，也不一定能如愿获得贷款。

“民营企业近几年资金链紧张，‘减重瘦身’转型轻资产成为战略，预计光伏电站开发力度还会减弱。”上述业内人士认为，正泰集团的“玩法”并不适用其他光伏企业。从光伏“领跑者”电站中标企业的性质来看，2016年第二批光伏“领跑者”项目中，民营企业中标超50%；2018年第三批光伏“领跑者”项目中，民营企业仅占23%；去年最后一批光伏“领跑者”项目中，仅有正泰、晶科两家民营企业中标。

“众多民营光伏企业做‘减法’，属于主动转型资产轻量化。”一位不愿具名的水规总院专家对记者表示：“从目前光伏企业接连在上游领域扩产能来看，企业会以灵敏的嗅觉审时度势，不排除远期，光伏企业重新向产业链下游延伸的可能。”

在国家发改委能源研究所可再生能源中心研究员时璟丽看来，自2017年以来，特别是2018年和2019年，光伏行业上游扩产势头一直有增无减。光伏企业是否延伸至下游电站，是企业的市场行为和自主选择，毕竟制造业投资及收益模式与电站投资及收益模式差别很大。

4月10日，国家能源局发布了关于《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》公开征求意见的公告。

2017年以来，在原国务院法制办、司法部的指导下，国家发展改革委、国家能源局组织成立了专家组和工作专班对《中华人民共和国能源法（送审稿）》修改稿进一步修改完善，形成新的《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》。

本次《能源法（征求意见意见稿）》，共包含11章117条，涵盖能源战略和规划，能源开发与加工转换、能源供应与使用、能源市场、能源安全、科技进步、国际合作、监督管理和法律责任等，对适用范围、战略和体系、结构优化等方方面面做出了规定。

《能源法》的修订几易其稿，自2007年12月首次对外公开征求意见以来，一直处于修订、送审、纳入立法计划、继续修订的进程中。国内能源供需和内外环境与2007年相比已发生诸多变化，对于能源大国而言，多项能源业务也需要从法律层面得到确认和保障。

《能源法》征求意见将立法的进程向前迈进了一步。

北京领航智库、能源观察认真研读征求意见稿，从法律条文上可以发现能源管理政策和产业趋势的多处新变化。

1、调能源结构：优先发展可再生能源

在调结构的战略下，可再生能源纳入优先发展的序列。优先发展可再生能源，安全高效发展核电，提高非化石能源比重，推动化石能源的清洁高效利用和低碳化发展。

2.强推配额制：行政推动、市场交易并用

征求意见稿将“可再生能源消纳保障制度”写入法律条款。规定各省、自治区、直辖市社会用电量中消纳可再生能源发电量的最低比重指标。供电、售电企业以及参与市场化交易的电力用户应当完成所在区域最低比重指标。

在强制约束的同时，国家鼓励采取绿证交易等方式，完成配额考核目标。“未完成消纳可再生能源发电量最低比重的市场主体，可以通过市场化交易方式向超额完成的市场主体购买额度履行义务。”

3.新能源发电补贴：将适时调整

国务院有关部门根据交易情况相应调整可再生能源发电补贴政策。

4.可再生能源红利：优先上网、保障性收购

国家实行可再生能源发电优先上网和依照规划的发电保障性收购制度。

国家将可再生能源列为能源发展的优先领域，并将可再生能源开发利用中长期总量目标以及一次能源消费中可再生能源比重目标，列为国家规划和年度计划的约束性目标。

5.化石能源开发：清洁高效，合理开发

在化石能源开发上，国家加强煤炭、石油和天然气等化石能源的勘查，对化石能源实行合理开发。促进煤炭清洁高效利用，适当发展煤制燃料和化工原料；石油、天然气开发坚持陆上与海上并重，加快海上油气田开发；化天然气利用结构，提高天然气在一次能源消费中的比重；发展清洁、安全、高效火力发电以及相关技术。

6.能源普遍服务：将获得补偿

征求意见稿提出，承担电力等能源供应的企业应当按照国家有关规定履行相应的普遍服务义务。

能源普遍服务补偿的具体办法，由国务院能源主管部门会同国务院财政部门、价格主管部门等有关部门制定，报国务院批准后公布施行。

7.推动能源市场交易：建立独立市场交易机构

国家推动建立功能完善、独立运营、规范运行的能源市场交易机构或交易平台，鼓励发展各种有效的交易方式和交易品种。

8.能源安全战略升级：纳入国家战略

国家统筹协调能源安全，将能源安全战略纳入国家安全战略，优化能源布局，加强能源安全储备和调峰设施建设，增强能源供给保障和应急调节能力，完善能源安全和应急制度，全面提升能源安全保障能力。

9.助力可再生能源并网：发展智能电网和储能技术

储能技术写入《能源法》，在推进可再生能源并网消纳的政策要求下，预计储能将获得更多支持。

10.能源价格管理：市场定价+垄断监管结合

能源价格管理原则未变。能源领域的竞争性环节主要由市场形成价格，自然垄断环节价格由价格主管部门管理。政府制定能源价格的权限和范围以中央和地方定价目录为依据。

打破1:1的硬性限制，意味着同样的逆变器容量可以安装更多的组件，现在组件价格不断下探，允许一定的“超配”是实实在在地为光伏降本。

“按照原计划，《光伏发电站设计规范（征求意见稿）》要在3月份再进行一次各方意见的汇总和调整，现在由于疫情原因耽搁下来，目前还没有明确的进度，但是已基本完成了意见的搜集整理。”去年9月，住房和城乡建设部发布通知，针对《光伏发电站设计规范（征求意见稿）》面向社会公开征求意见。作为《征求意见稿》编写的重要参与者，上海电力设计院新能源公司副总经理冯云岗一直关注着业内对此次修订《光伏发电站设计规范》的反馈。

冯云岗日前告诉记者，在众多意见和建议中，“容配比”问题一直是大家关注的焦点。

“选择现在这个时间段放宽容配比，主要是基于光伏正在走向平价的关键节点，降本的要求日益迫切。”

所谓容配比，通常指光伏电站中逆变器所连接的光伏组件的功率之和与逆变器的额定容量比。按照现行2012年版的设计规范，光伏发电系统中逆变器的配置容量应与光伏方阵的安装容量相匹配，逆变器允许的最大直流输人功率应不小于其对应的光伏方阵的实际最大直流输出功率。换言之，容配比不应超过1:1，因此，行业内也将容配比超过1:1的情况称为“超配”。而在去年9月发布的《光伏发电站设计规范（征求意见稿）》中则写明：光伏发电系统中光伏方阵与逆变器之间的容量配比应综合考虑光伏方阵的安装类型、场地条件、太阳能资源、各项损耗等因素，经技术经济比较后确定。同时，针对不同的地区，规定Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类太阳能资源地区的容配比分别不宜超过1.2:1、1.4:1和1.8:1。

“选择现在这个时间段放宽容配比，主要是基于光伏正在走向平价的关键节点，降本的要求日益迫切。”冯云岗表示，“打破1:1的硬性限制，意味着同样的逆变器容量可以安装更多的组件，现在组件价格不断下探，允许一定的‘超配’就是实实在在降本。”

“以容配比放宽到1.2：1计算，电站的年等效利用小时数就可以从1:1情况下的1500小时提高到1800小时，发电量也可以提升20%，而增加的仅仅是光伏组件投资，目前组件的成本已经大幅度下降。”据国家发改委能源研究所原研究员王斯成测算，当年等效利用小时数提高到1800小时，2021年光伏发电成本就可以下降到约0.18元/千瓦时，大大提升竞争力。

“如果光伏可以同样调整为以交流额定功率来定义装机容量，会更加科学合理。”

容配比的放开可以让降本增效立竿见影，但标准的修订却是“牵一发而动全身”。

“最直接的问题，一旦‘超配’，就意味着组件的安装量要增加，那么土地问题要如何解决，在目前光伏用地的政策条件下，这是一个很大的挑战。”不仅如此，阳光电源光储事业部副总裁张显立还指出，容配比的调整还涉及到电站如何参与“弃光”考核的问题。

“现在的考核机制下，弃光率的红线是5%。如果组件的实际安装量扩大20%，进行‘超配’，很多电站可能都面临弃光率超过5%的问题，这也是为什么很多地方不敢轻易‘超配’的重要原因。实际上，我们降低弃光水平，归根结底还是希望光伏发电能够具有更好的经济性。现在很多开发商因为怕触碰弃光考核的红线而避免‘超配’，实际上是牺牲了电站的整体收益，这会产生一系列的连锁反应。”张显立称。

在王斯成看来，其中的关键问题在于对光伏电站装机容量的定义应当适时作出调整。“目前，我国对光伏电站装机容量的定义普遍是按照直流侧也就是光伏组件的标称功率总和来确定的。但像火电、水电、核电、风电等其他发电形式，其实都是按照交流发电单元的额定功率来定义装机容量的。如果光伏可以同样调整为以交流额定功率来定义装机容量，会更加科学合理。”

“的确，如果以交流侧作为标准，像土地、考核标准等一系列问题都会得到解决。所以，在本次修订标准中，我们也提出了‘额定容量’的概念，即光伏发电站中安装的逆变器的额定有功功率之和。”冯云岗表示，在光伏行业发展初期，由于组件价格居高，直流侧成本在整个电站建设成本中占比颇大，“而且当时行业发展并不成熟，甚至还没有出现组串式逆变器，大家还没有意识到后续可能出现的问题，所以既然组件成本占了大头，也就渐渐习惯以直流侧作为标准去衡量。但现在，光伏行业的整体形势发生巨大变化，也应对标准进行相应调整。”

“逆变器企业推动容配比放开的动力在于必须帮助全行业把度电成本降下来，才能让光伏在电力市场上真正具备竞争力。”

随着去年光伏行业进入竞价并逐步向平价过渡，冯云岗表示，已经有越来越多的电站在设计阶段就开始考虑“超配”问题。“各地差距比较大，有的业主认可度高一些，在我们设计的电站中还是有一部分的容配比开始做到1.5：1，甚至更高一点。”

在容配比慢慢松绑的过程中，张显立也指出，逆变器生产企业更像是在“割肉”。“如果单纯从逆变器生产商的角度说，1兆瓦逆变器配500千瓦组件我才高兴，谁不愿意多出货呢。但立足长远发展，逆变器企业推动容配比放开的动力在于，必须帮助全行业把度电成本降下来，才能让光伏在电力市场上真正具备竞争力，光伏企业也才能继续发展下去。”

“可能从单个项目上看，出货是少了，但容配比如果放开，行业的经济性更好，项目的盈利能力更强，投资商就会更加看好光伏行业，可做的项目就会变多，这对于逆变器行业而言也是一个巨大的市场空间。”同时，冯云岗也指出，放眼国际市场，“超配”已经成为光伏电站的常态。中国光伏企业也要有过硬的产品去适应国际竞争，所以无论从产品还是标准上，都要加快与国际接轨的步伐。

记者从近日举行的“2020年平价光伏电站开发及技术方案线上研讨会”上获悉，今年是我国光伏发电实现全面平价上网的承上启下之年，目前各地纷纷研究和出台新政策、新措施加快推进平价上网。专家认为，尽管在土地、税费、消纳空间等方面仍存在挑战，但技术的持续创新将推动成本进一步下降，规模化集中开发、竞争优选配置、加快外送通道布局等多项措施也将发挥重要作用，我国光伏发电全面平价上网将加速推进。

光伏技术创新和方案优化助力平价上网

近年来，我国光伏发电规模持续扩大，技术水平不断提高，开发建设成本快速下降，为实现平价上网创造了条件。根据中国光伏行业协会的数据，2019年，我国地面光伏系统的初始全投资成本降至每瓦4.55元左右，较2018年下降7.5%。其中，组件约占投资成本的38.5%，占比较2018年下降1.5个百分点；非技术成本约占17.6%（不包含融资成本），较2018年上升0.8个百分点。

中国光伏行业协会指出，随着技术进步、降本增效，组件价格将持续下降，在总投资成本中的占比也将降低。接网、土地、项目前期开发费用、融资成本等非技术成本因不同区域、不同项目而差别较大，降低非技术成本有助于加快推动光伏发电平价上网。

光伏平价时代的“降本”，主要途径有通过功率提升降低BOS成本，或发电量增加摊薄度电成本。河北能源工程设计有限公司提出“优化每一分成本、提升每一度发电”的理念，实施重点包括：降低光伏发电初始投资和度电成本；优化电站设备选型，提高设备的可靠度，减少电站故障；提高电站设计的合理性，降低后期电站运维管理和技改投入；降低电站非技术成本的投入；提高对发电量预测的可靠度；设置项目投资预警机制，对项目实施各阶段各环节进行成本把控，满足电站收益率要求。据河北能源工程设计有限公司副总经理董晓青介绍，当前1500V系统、大方阵、高超配已成为平价上网项目的主流技术。

“尽管如此，但现实中仍存在一些影响平价上网的困难和不利因素，包括设备价格尤其是组件价格的不确定性，接入系统费用占比不降反升现象，土地、项目跑办或其他隐形费用等不可控以及为追求降低成本偷工减料、施工质量难以保证等。”董晓青说。

中国电建西北勘测设计研究院新能源工程院资源与总图所所长惠星表示，“根据有关测算，山东、内蒙古、山西、广东、广西、辽宁、吉林、黑龙江、陕西三类、云南这些区域是目前2020年平价项目发展潜力比较大的区域。”对于未来“十四五”期间的光伏平价基地建设，她建议倡导规模化集中开发，结合外送通道布局以保障消纳，坚持竞争优选配置以保证技术进步和行业可持续发展，提升技术能力适应高质量发展，以及提升管理能力，包括建立综合能源平台以提高需求侧响应能力和能源利用效率，建立绿证交易平台和调峰补偿机制，加大光伏在电力消费中的占比等。

各地创新举措推动光伏平价上网

近年来，各地在推进光伏平价上网实践中不断发现问题，总结经验，提出多种有针对性的政策和措施，也将有力促进我国光伏发电早日实现全面平价上网。

吉林电力勘测设计院新能源部主任李钦伟表示，下一步推动光伏平价上网要注意与电网协调发展。在制定“十四五”规划过程中，要把生态红线等因素都考虑进去，并重新梳理全省资源量和可开发量，再配套调整电网网架的规划，在“十四五”期间将整个新能源发展同电网网架协调统一起来。另外，吉林发展新能源竞争比较大，单纯做风电平价或者光伏平价去申报项目相对都比较难，因此可考虑在平价项目的基础上融入一些创新发展，比如前几年的“光伏+”、现在的“新能源+储能”、以及风电制氢、光伏制氢、光伏供热等，将有积极促进作用。

“我们则是通过多维度的把控方式，力求项目尽早开工、尽早建成，而且尽可能降低光伏平价项目的非技术成本。”陕西省能源局新能源处副处长郭廷波介绍，“今年陕西出台的平价光伏项目申报政策有三个亮点：一是出于稳投资、促进度和降低非技术成本考虑，要求企业落实20%的资本金；二是提高集中度和进行规模化开发，规定项目规模要在5万千瓦以上且不超过20万千瓦；三是规定了光伏项目开工时间、建成时间及相应标志，比如明确项目开工的标志是10%的支架基础施工。”

“下一步为推进平价光伏电站项目建设，陕西将着力推动从陕北往华东区域的外送通道建设，协调各方降低光伏的两税和两费等非技术成本，推进农光互补、牧光互补、渔光互补等光伏融合发展，开展平价光伏的竞争优选，以及配套出台‘光伏+储能’的一些政策措施或强制措施以降低弃光限电。”郭廷波说。

2020年光伏上网指导价及补贴标准于日前落地。

3月31日，国家发展改革委印发《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》，从今年6月1日起，I-III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别为每千瓦时0.35元(含税，下同)、0.4元、0.49元；“自发自用、余电上网”模式的工商业分布式光伏项目补贴标准为每千瓦时0.05元；户用分布式光伏补贴标准调整为每千瓦时0.08元。

相较于2019年的光伏上网电价和补贴政策，今年I-III类资源区指导价分别每千瓦时下调0.05元、0.05元、0.06元，降幅分别为12.5%、11.1%和10.9%。“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏项目的补贴标准每千瓦时下调0.05元，降幅为50%；户用分布式光伏补贴标准下调0.1元，降幅为55.5%。

回首12年前的2008年，国家发改委分批次核准4个项目，核准电价为4元/千瓦时，这是我国首次明确提出光伏上网电价。十余年间，从4元到0.35元，光伏上网电价降幅达91%，平价时代似乎近在迟尺。

2008年，国家发改委发布关于内蒙古鄂尔多斯、上海崇明太阳能光伏电站上网电价的批复，核定上网电价为每千瓦时4元，成为我国商业光伏电站的开端。

2013年，国家发改委发布关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知，实行分区标杆上网电价政策，并根据年等效利用小时数将全国划分为三类太阳能资源区。其中年等效利用小时数大于1600小时为一类资源区，1400-1600小时之间为二类资源区，1200-1400小时之间为三类资源区。

2018年，光伏电价共降低两次，其中令整个行业为之一颤的531政策将标杆电价和分布式补贴统一下调0.05元之后，还规定2018年仅安排10GW分布式光伏规模，且截止点提前至5月31日，此外各地不得安排需国家补贴的普通电站，这一政策下发后引发行业洗牌加速。

2020年，光伏上网电价新政出台，Ⅲ类资源区指导电价降幅最大，且与Ⅱ类资源区相差0.09元，相比之下，Ⅱ类资源区与Ⅰ类资源区电价差距更小，相差0.05元。另据三部委消息，2020年将会是光伏发电享有补贴的最后一年，而补贴结束意味着平价上网时代的到来。

在业内人士看来，这些降幅基本符合预期。粤开证券分析师韩晨认为，此次公布的电价调整方案与第二版征求意见稿基本相符，从2019年的竞价结果可以看到，目前的指导价还有一定的利润空间，当然这部分也会在后续竞价中给予投资企业更大的腾挪空间。

“由于2020年指导电价的降幅不同，导致Ⅲ类资源区的项目相对更有竞争优势。”智汇光伏创始人王淑娟认为，同一地区资源基本相同，分布式和集中电站的补贴强度不同，大部分地区集中电站的补贴更有优势，今年分布式项目劣势较为明显。

另据最新信息显示，截至一季度，包括青海、河北、内蒙古、上海、天津、重庆、江西、安徽、重庆、贵州、陕西、宁夏、河南在内的13个省(区)陆续已出台了2020年光伏平价、竞价的相关通知，多达25GW的项目备案正浮出水面。