2017年国家发改委、财政部和能源局发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，同时中国绿色电力证书认购交易平台上线，开启了中国绿色电力交易时代的大门。

风电和光伏是可再生能源的主力军，发电量比重占到了新能源发电的85%以上。而中国绿色电力证书认购交易平台目前也只是统计了风电和光伏的绿电证书核发量，生物质发电和垃圾发电并没有统计在内，这预示着未来构建绿证体系的核心将是风电和光伏。

根据2019年的统计数据显示，可再生能源补贴缺口高达千亿，其中风电和光伏占了绝大部分的比重，推行绿证认购制度不但可以减少国家财政在可再生能源领域的补贴压力，也可以促进发电企业快速变现。

2019年国家能源局发布《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案》、国家发展改革委 、国家能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，无不在为光伏和风电去补贴铺路。

而近日，财政部、国家发改委、国家能源局就《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》以及《可再生能源电价附加补助资金管理办法》两份文件征求意见，也引起了业界的广泛关注。

按照征求意见稿，国家将不再发布可再生能源补贴目录，所有可再生能源项目通过国家可再生能源信息管理平台填报电价附加申请信息，并由电网企业根据财政部等部门确定的原则，依照项目类型、并网时间、技术水平等条件，确定符合电价附加的项目名单和补助资金拨付顺序。

尽管意见稿没有明确提出国家将减少可再生能源补贴，但是至少已经透露出政府针对可再生能源项目补贴将一步步收紧。通过构建绿证认购体系，激活社会绿色电力消费观念，消纳风电和光伏的发电量将成为趋势和主力。

随着风电和光伏建设成本的大幅度降低，再加上风力和太阳能都是大自然赋予的能量，风电场和光伏电站没有发电原料成本的担忧，未来光伏和风力的发电价格将会比肩火电，因此去除风电和光伏补贴将会提上议程。

如果风电和光伏实现全面平价上网，不再享受可再生能源补贴，那么国家针对可再生能源补贴的压力会大幅度减少，涉及到民生的生物质发电和垃圾发电将成为可再生能源补贴的重点对象。

很显然，未来国家针对新能源发电领域，将采取不同的政策区别对待。风电和光伏发电将会通过强制推行绿证制度消纳，而生物质发电和垃圾发电会在很长时期内享受可再生能源补贴。

根据伍德·麦肯齐(Wood Mackenzie)的数据，到2024年，光伏行业的年度运营和维护(O＆M)成本将突破90亿美元(82亿欧元)，高于2019年的约45亿美元。

　　预计全球累计光伏发电量将从2018年的约500 GW直流电(DC)增长到2024年的1,234 GW。中国，印度和美国将成为最大的市场。大量新容量的增加和当前已安装容量的使用时间的结合将带来运维成本的增加。

　　Wood Mackenzie说，定期的预防性维护和纠正性维修将分别带来O＆M总成本的35%和24%。逆变器更换成本通常占50兆瓦光伏发电场平均O＆M成本的12%至13%，到2024年将接近12亿美元。

　　该市场研究公司还计算出，基于平均规模为50兆瓦的光伏公园，计划外的维修可能会使光伏电站业主每年损失高达3,000美元/兆瓦。

　　Wood Mackenzie首席分析师Leila Garcia da Fonseca强调说，光伏技术极大地提高了技术人员的利用率。几年前，一名技术人员可以为20兆瓦的光伏提供服务，但现在已经增加到40兆瓦至60兆瓦。

　　分析师说：“随着资产所有者和运营商继续投资于先进的分析和O＆M专用软件，并从更耗时的基于电子表格的分析方法中转移出来，运营成本将降低，并且数据质量更高。但是，为旧设备获取昂贵的高级分析平台没有任何意义。”

财政部的一则官宣回复，将曾经被业内热烈讨论的补贴缺口问题，再次推上了舆论的制高点。

9月27日，财政部官网发布《财政部对十三届全国人大二次会议第9258号建议的答复》，其中明确了对于光伏存量项目的三个解决思路，一是拟放开目录管理，由电网企业确认符合补贴条件的项目，简化拨付流程；二是通过“绿证”交易和市场化交易等方式减少补贴需求；三是与税务部门保持沟通，进一步加强可再生能源电价附加征收力度，增加补贴资金收入。

财政部强调，在当前形势下，暂无法提高电价附加征收标准。另外，国债具有强烈市场信号，在非特殊时期或遇到特殊困难情况下，不宜启用。这意味着，此前被市场寄予厚望的两条可行措施，也化为了泡影。

10月8日，财政部发布了《关于2019年中央政府性基金预算的说明》。数据显示，2019年可再生能源电价附加收入预算数为835亿元，比2018年执行数增加48.9亿元，增长6.2％。2019年可再生能源电价附加支出预算数为866.1亿元，比上年执行数增加27.22亿元，增长3.2％。

值得注意的是，在2019年可再生能源电价附加支出预算数中：中央本级支出预算数为780.1亿元，按项目类型分：风电366.65亿元，光伏351.05亿元，生物质62.41亿元。

然而，这对于近年爆发性增长的光伏行业来说却仅仅是杯水车薪。中国光伏行业协会统计数据显示，2018年，中国可再生能源补贴缺口已超过1400亿元。根据财政部统计，截至2017年底，光伏电价补贴缺口达到1000亿元，光伏每年所需补贴约901亿元。

十余年间不断滚存下来的巨大补贴缺口，成为光伏行业的一道坎。根据财政部的最新表态，可以预见的是，此前大力扶持新能源的财政补贴即将完成历史使命，光伏的下一个五年，要靠自身的竞争力取胜。

01由来已久的补贴"沉疴”

随着雾霾问题加剧，能源安全问题日益突出，光伏等新能源产业的发展迫在眉睫，由此也埋下了补贴问题的火种。

2006年，国家颁布《中华人民共和国可再生能源法》，大力支持并发展可再生能源。在执行过程中，确立了我国上网电费结算方式。

2013年对于中国光伏行业来说，是一个具有里程碑意义的年份。这一年，中国光伏应用市场开始真正启动，并一路狂飙。

2013年7月，国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》。一个月后，国家能源局发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，明确光伏补贴从金太阳“事前补贴”正式转为度电补贴。

具体而言，光伏的上网电价结算包含两部分：当地脱硫煤电价+可再生能源基金。而光伏补贴，实际上是“可再生能源基金”的另一种说法。它是根据国家的法律法规，从全国人民电费里面收取的，用之于全社会，本质上是很清晰的收支关系。依照可再生能源法，国家肩负着“直接收取”和“保障支付”的双重责任。

十余年过去，我国光伏新增装机和累计装机均已经领跑全球。受益补贴，从2013年到2018年，中国光伏行业新增装机分别为9.58GW、10.56GW、15.13GW、34.15GW、53.06GW、44.26GW，分别同比增长199.38%、10.23%、43.28%、125.71%、49.52%、-16.58%。

截至2019年4月底，已并网光伏达到1.81亿千瓦。但与之伴随的是，补贴缺口以燎原之势日益扩大，每年高达千亿之巨，大量的补贴不能及时到位，已经影响到企业的资金周转。不少光伏电站持有量较大的企业补贴拖欠数额已达数十亿元，导致民营企业纷纷出售手中电站资产，以改善现金流。

关于补贴缺口持续扩大的原因，国家应对气候变化战略研究和国际合作中心首任主任、中国能源研究会可再生能源专业委员会主任委员李俊峰认为，一是征收不到位，导致入不敷出；二是征收额度没有随可再生能源规模的扩大而提高。李俊峰指出，补贴来源是从可再生能源电价附加征收，每年应征收1000亿元，但是征收比例仅75%左右，年度欠收200多亿元，长此以往而造成了历史欠账，并多年累积、滚存而成为1000亿元的缺口。

同时，作为可再生能源补贴的唯一来源，可再生能源附加的额度没有按照可再生能源法的要求及时调整。可再生能源电价附加自2007年的0.1分/千瓦时、2012年调整为0.015元/千瓦时，到2016年提高至0.019元/千瓦时。随着产业规模的扩张，总补贴数额同步增长。2017年，新能源装机大幅增长，但没有相应提高附加费。

根据中电联数据，截止2018年6月底，中国光伏总装机容量为15606万kW，而进入前七批进入可再生能源补贴目录的光伏电站规模共计约50GW，仅占目前中国总装机规模的32%。

行业分析人士计算，由于新能源项目快速增加，在包括光伏在内的所有新能源项目纳入补贴后，2018年底的补贴缺口高达2088亿元。

反观火电行业，与光伏行业相比则是天差地别。公开资料显示，从2000年到2017年近20年间，国家共计为国内煤电脱硫脱硝补贴了超过2万亿元，现在每年超过1200亿元，近二十年来平均每年的补贴也在1000亿左右，并且火电的补贴直接转移到了电价中进行全社会分摊。

对此不少专家指出，光伏承担了国家能源改革转型、节能减排、城市空气改良、环境污染和雾霾问题解决的历史使命和根本责任，当清洁能源达到煤电的真实价格时，就应当大力支持和发展，每年500-1000亿的补贴是值得的。同时有专家表示，如果社会用电每度附加增加到3分钱，补贴将由此全部解决。

02“量”“价”难全的补贴政策

实际上，合理的补贴政策，应经得起补贴成本和环境收益的核算。但从成效方面看，对光伏行业的补贴收益有且只有环境效益。这也在潜移默化中，形成了光伏补贴政策改革的难解之题。

目前，中国光伏装机容量已跃居世界第一，仍在高速发展。根据中国光伏行业协会统计，2007-2017年，光伏组件和系统价格下降幅度达90%。如今我国光伏组件的生产成本已降至近2元/瓦，系统设备投资已降至近5元/瓦的全球领先水平。在近期公布的光伏领跑者项目中，已有企业报出了0.31元/千瓦时的最低申报电价，创下中国光伏投标电价最低记录，已经低于当地的标杆燃煤电价。

对于政府而言，虽然高额补贴驱动了高速发展，却导致了政策调整的相对滞后。由于政府和能源企业信息之间的高度不对称，传统的固定电价制度难以适应光伏发电成本瞬息万变的形势，间接造成了补贴缺口的扩大。

对于企业来说，价格和产量是其参与市场竞争、赢取市场份额的筹码。此前的固定上网电价政策是在“量价齐升“的背景下推动光伏行业发展，也正是因此，多数企业选择无穷扩张产能，到了竞争开放的环境中，“量”“价”则难全。这种实际发展状况也衍生出补贴问题以及“弃光”量居高不下的双重悲剧。

对此，国家开始采用上网电价竞标的方式对光伏进行补贴。相比之下，上网电价竞标制度以市场竞价的方式，真实的发现和还原光伏发电的成本，为大幅度降低补贴资金提供了现实可行的选择。

从市场环境角度，此前业内专家对解决光伏补贴缺口提出了一系列建议，包括扩大上网电价竞标项目范围；调整新增装机规模；将上网电价调整到位，使光伏的投资回报率回归市场平均状况；适当增收居民用电的可再生能源电价附加；考虑已光伏发电一定占比原则，制定合理的最低保障利用小时数，促进光伏参与电力市场交易；加快电力市场改革，释放光伏发电的竞争优势等等。

如今，财政部的态度已经较为明显，电价附加征收标准无法提升，国债方式绝不可行，已有资金相对固定，解决方式却依旧困难重重。根据之前的补贴政策，光伏标杆电价将每年下降一次，而据目前的光伏成本下降速度，业内测算，在2020年前后，光伏将可以实现平价上网，不再需要国家补贴。

总体而言，在当前的新形势下，光伏已经迈入发展壮大的阶段，曾经催生光伏发电高额补贴政策的历史因素已经发生变化。时移世易，对光伏补贴的指望应当适可而止，当下的光伏行业，自谋生路才是硬道理。

入秋的德令哈市，天高云淡、阳光灿烂，阳光下人们包裹得严严实实，生怕被强烈的紫外线灼伤。对能源行业来说，这光照反倒成了最好的资源。在青海省海西蒙古族藏族自治州德令哈市市郊，宽广的戈壁滩上分布着一片片银光闪闪的太阳能板，这里形成了一座“太阳岛”，将太阳能转化为热能，进而转化为电能。这里是中广核太阳能德令哈有限公司，每年发电两亿度，已经并入国家电网，也就意味着中国每个家庭使用的电都有可能是来自德令哈的“绿电”。

　　中国的太阳能光热发电产业及相关技术的发展起步于21世纪初。随着技术成熟，中国企业增强了“走出去”的信心。中企参与的迪拜700兆瓦光热发电项目，被称为“是世界上规模最大、技术最先进的光热发电站”。假以时日，光热发电相关产业有望成为继高铁之后，中国的又一张“国家名片”。

　　电站占地360个足球场

　　“这里就是一个超级太阳能热水器。”中广核太阳能德令哈有限公司总经理助理尹航向记者形象地比喻。光热发电站占地2.46平方公里，相当于360多个标准足球场的面积，采用了槽式导热油集热技术路线，由太阳岛、热传及蒸汽发生系统、储热岛、发电岛四大部分组成。

　　记者看到的数不清的“镜子”实际上是“太阳岛”上的“集热器”，共25万片62万平方米。为最大限度利用光能，这些“镜子”可以像向日葵一样随着太阳的方向转动。如此，热量将源源不断地收集起来。

　　尹航介绍，德令哈项目配备了一套低成本、大容量、无污染的储能系统。他说：“光伏发电和风电都属于清洁能源，对环境友好，缺点是连续性差，遇到阴雨天就无法继续利用太阳能发电，因此对国家用电安全的影响较大。槽式光热发电项目可以利用熔融盐储罐来进行热储能，当光照不足时，存贮的热量可以继续发电，实现24小时连续稳定发电，对地区电网的稳定性起到极大的改善作用。”

　　据介绍，德令哈项目年发电量可达两亿度，与同等规模的火电厂相比，每年可节约标准煤6万吨，减少二氧化碳等气体排放14万吨，相当于植树造林4200亩。

国家首个光热发电项目

　　德令哈是蒙古语“金色的世界”的意思，这里地处青藏高原，太阳辐射强烈。德令哈光热发电项目拥有多个“第一”，它是国家能源局批准的首批20个光热示范项目中首个开工建设、并网投入运行的槽式光热发电项目，又是中国电力行业首个获得亚洲投资开发银行低息贷款支持的电站。

　　尹航此前在中广核新能源集团北京总部工作，去年4月来到青海。去年6月，该项目正式并网投用，中国由此成为第8个掌握大规模光热技术的国家。他对记者介绍，发展清洁能源是大趋势，国家在这方面正在进行不断尝试。目前世界的光热电站有90%以上集中在美国和西班牙等国家。他说：“德令哈项目成功运营后，可以为我国在设备生产制造、运行维护等方面提供经验，为更安全、经济地建设大规模光热电站，发展清洁能源奠定基础。”

　　下一张“中国名片”？

　　一般来说，太阳能光热发电有槽式、塔式、碟式（盘式）、菲涅尔式四种形式。中国的太阳能光热发电产业及相关技术的发展起步于21世纪初。2006年12月，国家“863”计划“太阳能热发电技术及系统示范”重点项目正式立项，其目标是研究塔式太阳能热发电关键技术，建立太阳能热发电实验系统和实验平台，探索高效能、大规模、低成本的商业化电站的技术路径，为我国太阳能热发电技术的研发奠定基础。

　　随着技术成熟，中国企业增加了“走出去”的信心。2018年4月13日，上海电气与ACWAPower公司在上海签订迪拜水电局光热四期700兆瓦电站项目总承包合同。该项目由三个装机为200兆瓦的槽式电站和一个装机为100兆瓦的塔式电站组成，总计700兆瓦，是目前世界上投资规模最大、装机容量最大、熔岩罐储热量最大的光热项目；同时，该项目100兆瓦熔盐塔式电站塔高设计为260米，为目前世界最高。能够拿下这一项目，充分说明了中国企业在这一领域的技术实力。中国国家领导人曾提到迪拜700兆瓦光热发电项目，盛赞它“是世界上规模最大、技术最先进的光热发电站”。

　　假以时日，光热发电相关产业有望成为继高铁之后，中国的又一张“国家名片”。

国家能源局山东能源监办发布关于修订《山东光伏电站并网运行管理实施细则（试行）》的通知，该通知修订分七条。

　　一、进一步明确细则适用范围对第二条进行修改，明确发电量全额自用、采取装设逆功率保护等措施确保不上网的集中式电站不纳入考核及分摊范围。

　　二、修订有功功率变化率考核相关条款 对第十条进行修改，取消 10 分钟有功功率变化考核项 目，明确因执行电力调度机构有功控制指令造成的超限不予考核，将月度累计考核量上限设定为全站当月上网电量的1%。

　　三、设定光伏电站功率预测考核量上限对第十二条进行修改，将光伏电站功率预测考核的各子项月度累计考核总量上限设定为全站当月上网电量的1%。

　　四、设定动态无功补偿及AVC考核量上限 对第十四条进行修改，将动态无功补偿及 AVC 考核的 各子项月度累计考核总量上限设定为全站当月上网电量的1%，将第（一）款站内动态无功补偿装置未投运考核量由全站当月上网电量的2%修改为 1%。

　　五、修订AGC考核条款对第十五条进行修改，取消AGC测试考核项目，新增电网负旋备不足情况下AGC指令执行情况考核项目。

　　六、修订继保、自动化、通信、信息报送考核条款对第十七条进行修改，取消第（一）款电量采集装置、 时钟监测装置及第（三）款电能量信息、时钟监测信息考核 项目。将第十六、十七、十八、十九条各子项月度累计考核总 量上限设定为全站当月上网电量的 1%。

　　七、修订免考原则对第二十一条进行修改，将免考申请条件由“技术支持 系统主站原因造成光伏电站无法上报数据导致的考核或误 考核”改为“因电网原因所致外送受阻、检修停运、数据传输错误等造成的考核”。为迎接祖国70周年大庆，积极响应省、市应急管理部门“在各行业领域、各生产经营单位扎实开展安全生产专项整治行动，确保国庆期间安全生产形势持续稳定。”要求，9月18日，安迅运维公司在龙湖天恩光伏电站组织开展《2019年安全专项系列活动》，通过应急演练活动，全面检验安迅运维团队危机处理能力和检查消防及防护设备的性能状态的同时，提高全员思想站位，紧绷安全之弦不放松，全力保障当前稳定的生产形势。

10月11日，中共中央政治局常委、国务院总理、国家能源委员会主任李克强主持召开国家能源委员会会议，研究进一步落实能源安全新战略，审议通过推动能源高质量发展实施意见，部署今冬明春保暖保供工作。

中共中央政治局常委、国务院副总理、国家能源委员会副主任韩正出席。

会上，发展改革委、能源局作了汇报，能源委成员单位发了言。李克强说，近年来，我国能源发展取得新成就，为经济社会发展起到了基础支撑作用。我国仍是发展中国家，推动现代化建设，保障能源供给是长期战略任务。面对国际能源供需格局深度调整、能源领域新形势新挑战，必须坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，贯彻党中央、国务院部署，推动能源消费、供给、技术、体制革命和国际合作，以能源高质量发展为经济社会持续健康发展提供坚实保障。

李克强指出，要立足我国基本国情和发展阶段，多元发展能源供给，提高能源安全保障水平。根据我国以煤为主的能源资源禀赋，科学规划煤炭开发布局，加快输煤输电大通道建设，推动煤炭安全绿色开采和煤电清洁高效发展，有效开发利用煤层气。加大国内油气勘探开发力度，促进增储上产，提高油气自给能力。深化开放共赢、多元化国际油气合作。增强油气安全储备和应急保障能力。发展水电、风电、光电等可再生能源，提高清洁能源消纳水平。聚焦短板，推进能源重大工程建设。

李克强说，我国是能源消费大国，节能潜力巨大。要大力推动重化工业、交通、建筑等重点领域节能改造，促进通用设备能效提升。提高终端用能电力比重，促进铁路“以电代油”，实施港口岸电、空港陆电改造。倡导绿色生活方式和消费文化，推广应用节能产品。

李克强指出，技术创新和体制机制创新是能源高质量发展的重要推动力。要加快能源开发利用关键技术和重大装备攻关，探索先进储能、氢能等商业化路径，依托互联网发展能源新产业新业态新模式。深入推进能源领域市场化改革，放宽油气勘探开发和油气管网、液化天然气（LNG）接收站、储气调峰设施投资建设以及配售电业务市场准入，鼓励各类社会资本积极参与。对标国际先进水平进一步缩短企业获得电力的时间。推动建立主要由市场决定能源价格的机制。优化能源市场监管，落实安全生产责任。

李克强说，能源关系民生冷暖。北方取暖季节即将到来，要切实抓好保暖保供工作，从实际出发，宜电则电、宜气则气、宜煤则煤。做实做细天然气产储运销统筹协调，多渠道保障气源供应。对今年北方重点地区新增的“煤改气”用户，要落实好气源安排，坚持以气定改。突出做好东北三省供暖用煤保障。多措并举，确保人民群众温暖过冬。

王勇、肖捷和国家能源委员会成员单位以及部分能源企业负责人等参加会议。

随着我国可再生能源的快速发展壮大，如今光伏、风电都已经成了老百姓生活中耳熟能详的事物，但提起光热发电，了解的人可能就没有多少了。

　　迪拜时间9月19日，一座占地面积44平方公里，全球迄今为止规模最大的光伏光热太阳能发电项目打破了沉寂已久的迪拜沙漠。这座由中国企业承建的950兆瓦光热光伏混合发电项目的首台槽式集热器当日组装成功。该项目建成后，每年不仅为迪拜32万多家住户提供清洁电力，还将减少160万吨的碳排放量。

　　同在9月19日这一天，中电建青海共和50兆瓦熔盐塔式光热发电项目、鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程50兆瓦光热发电项目成功并网发电，为助推我国能源转型再添新样本。自2005年发展至今，我国光热发电产业从无到有，已经具备了相当的产能规模，规模效应逐渐显现，对产业的结构优化和成本的降低产生了积极的影响。

　　什么是光热发电？

　　说起太阳能热利用，其实大家并不陌生，遍布中国屋顶的太阳能热水器就是太阳能低热应用的一个典型场景，而太阳能热发电则是太阳能高热应用的一种方式。

　　太阳能发电主要有光伏和光热两种形式，光伏利用硅电板将太阳能直接转换为电能；光热则将太阳能转化为热能，利用热能产生过热蒸汽推动机组发电。光热发电和火力发电的原理基本相同，后端技术设备一模一样，不同的是前者利用太阳能搜集热量，后者是利用燃烧煤、天然气等获取热量。

　　我国发展光热发电的潜力十分巨大。资料显示，从太阳能资源、土地情况、水资源等条件来看，青海省德令哈、格尔木地区，甘肃省酒泉、张掖地区，内蒙古阿拉善盟、巴彦淖尔地区，新疆哈密、吐鲁番地区等均具备支撑建设千万千瓦级太阳能热发电项目优越资源条件，具备建设条件的商业化光热发电项目装机容量达235.3吉瓦。

　有了光伏、风电，为什么还要发展光热？

　　与其他可再生能源相比，光热发电是目前唯一有望替代火电作为基础电力的清洁能源形式，解决了新能源领域的“最大难题”——能量储存，从而实现了电力输出“连续、稳定、可控”，而且直接输出交流电，并网友好。

　　中国工程热物理学会副理事长、北京工业大学传热强化与过程节能教育部重点实验室主任马重芳说，在储能领域，目前基本上都是用化学储能（蓄电池），做不到“大规模、长寿命、低成本”。光热发电的“熔盐储热”是一种物理储能的方法，通过数以万吨计的高温熔盐可以储存数以百万千瓦时的能量。

　　同时，光热发电虽然是新能源技术，但是与传统产业紧密结合，产业辐射力强。中国华电工程（集团）有限公司总工程师黄湘说，光热电站的原材料主要为玻璃（镜面）、钢铁（支架）、混凝土（储罐）、化工材料（熔盐）等，其发展过程中可以消化钢铁、玻璃、水泥等过剩产能，成为经济发展的新方向、新支点、新动力。

　　我国已掌握多项核心技术

　　虽然光热发电在我国发展的历史并不短，但直到2016年，国家能源局启动首批20个光热发电示范项目，装机规模总量达1.35吉瓦，这才正式开启了我国光热发电的商业化进程，并带动了一批材料、设备制造以及电站建设企业快速发展。

　　截至目前，首批示范项目共有4个项目建成投产，并网运行的光热发电项目累计装机量达到320兆瓦。预计今年年底前，我国有望再并网4个项目，新增装机250兆瓦左右。

　　“虽然我国光热发电起步较晚，但部分技术已经走在国际前列。”电力规划设计总院副院长孙锐告诉记者，通过首批示范项目，带动了相关企业自主创新，突破了多项核心技术，并形成了完整的产业链，目前设备国产化率超过90%。

　　据统计，截至2018年底，我国具有槽式玻璃反射镜生产线6条，槽式真空吸热管生产线10条，机械传动箱生产线5条，液压传动生产线2条，导热油生产线3条，熔融盐生产线3条，定日镜生产线5条，槽式集热器生产线3条，塔式吸热器生产线3条。

2018年531以来，民营企业出售存量光伏电站换取现金流，国有企业购买光伏电站提高资产中清洁能源比例，共同促使市场上项目交易量明显增加。

然而，由于补贴资金存在较大的缺口，三部委的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》中，对补贴缺口的解决方案    ，将直接影响到存量光伏电站的估值。

一、大规模的光伏电站转让

1、9月：晶科出售70MW光伏电站

根据“天眼查”信息，

9月24日，晶科电力向中核山东出售“肥城天辰安临站镇20MW荒山光伏电站项目”，并完成股权转移。

9月29日，晶科电力向中核山东出售“宁夏晶科光伏发电有限公司一期50MW并网光伏电站项目”，并完成股权转移。

截至2018年12月末，晶科电力已在浙江、江苏、河北、安徽、宁夏、青海等20多个省份建成了光伏电站，并网装机容量约3.09GW。

同时，根据财政部2018年下发的《第七批可再生能源电价附加资金补助目录（可再生能源发电项目）》，上述两个项目均在第七批目录之内，项目编号分别为：PPC1408370983001 和PPC1608640181001。

2、7月：爱康科技计划出售约500MW光伏电站

7月23日，爱康科技曾发布公告表示，公司及全资子公司无锡爱康电力与华东新华能源投资有限公司签署了《股权收购意向协议》，华东新能拟受让无锡爱康电力51%的股权，成为无锡爱康电力的控股股东，进而取得无锡爱康电力直接或间接持有的多个光伏发电项目的控制权。

据了解，此次爱康科技与华东新能的交易标的主要是由其子公司苏州中康电力持有的光伏电站资产，交易规模约为500MW。

3、6月：协鑫计划出售全部电站给华能

6月4日，保利协鑫与保利新能源联合发布公告称：

保利协鑫之全资子公司杰泰环球有限公司(“杰泰”)与中华人民共和国国有企业中国华能集团有限公司之附属公司中国华能集团香港有限公司(“潜在买方”)订立合作意向协议。内容有关可能出售协鑫新能源只股本中9727594875股普通股，相当于本联合公告日期协鑫新能源只全部已发行股份约51%。

杰泰为保利协鑫全资附属公司，拥有协鑫新能源的62.28%权益。此交易一旦完成，将实现通过出售母公司的方式出售协鑫新能源全部的光伏项目。

根据协鑫新能源最新的公告，华能已完成对协鑫新能源的初步尽职调查。协鑫新能源就华能尽调过程中提出的进一步问题进行答复并商讨上述问题的解决方案，并无进一步进展。

4、3~5月：1717MW的电站交易

3月21日，江山控股有限公司与新华电力发展投资有限公司订立协议，出售霍林郭勒项目公司30MW光伏电站的全部股权。

3月28日，江山控股有限公司与中广核太阳能开发有限公司订立协议，出售樟树30MW光伏电站项目公司的全部股权。

3月28日，协鑫新能源向五凌电力（国电投在湘二级单位）出售新安协鑫、汝州协鑫及江陵协鑫的55%股权三个共计280MW光伏项目55%的股权。

4月25日，顺风清洁能源发布公告称，公司正与若干潜在投资者就可能出售共300MW左右太阳能电站的交易进行初步磋商。

4月29日，江山控股有限公司与国投电力控股股份有限公司订立协议，出售湖州祥暉100MW光伏项目全部股权。

5月23日，协鑫新能源向上海榕耀新能源公司（云南能投控股）出售共计977MW电站70%的股权。

二、补贴政策变化或将影响电站估值

目前，进入前七批目录的项目，补贴虽然会有拖欠，但基本能发放；未进入目录的项目，至今未拿到任何补贴。因此，

进入前七批目录的项目，成为电站交易的抢手货，买家给的价格也相对偏高；

而未进入目录的项目，则很难卖出，即使有意向买家，给价也偏低。

然而，值得注意的是：三部委的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》中提出：

国家不再发布我在算能源电价附加目录，未进入所有项目通过国家可再生能源信息管理平台申报电价附加信息，即对所有未进入目录的项目进行“确权”。电网定期向社会公布符合补助条件的项目清单，并在三部委备案。确权之后，电网按照既定原则，依照项目类型、并网时间等，确定补贴资金拨付顺序。

这些项目确权之后，将跟前七批项目一起等待补贴。那问题就来了：

目前，我国每年能收上来的可再生能源附加大概800多亿（详见2019年，财政部866亿可再生能源补贴预算及分配计划）；截止2020年底并网的有补贴项目，每年形成的补贴缺口应该超过700亿。

在此情况下，保障了优先发放的项目补贴之后，剩下的项目补贴如何处理？

目前的状况是1~7批基本足额发放（虽然会有拖欠），但未进入前七批的一点没有。所有项目确权之后，在先保障优先项目之后，剩下的项目补贴如何发？其实有两个方案：

1）1~7批获得较大比例的补贴，之外的获得较小的比例，实现所有项目，每度电被拖欠的金额基本项目。此方案，对老项目有利。

2）非优先级项目的补贴全部等比例发放。如此，由于早期项目补贴金额高，相同比例，被拖欠的金额高。此方案，对新项目有利。

无论哪种方案，都要解决非常大的缺口，而绿证可能是一个重要的选择方案。即暂时未拿到补贴的项目，未来可能要进入绿证交易市场。

目前，我国实行的是自愿绿证。“中国绿色电力证书认购交易平台”的信息显示，成交量非常低。2021年开始可能要实行强制绿证，以解决补贴缺口，为市场化交易提供保障。

无论哪种方案，对于存量项目的估值必将产生影响。这是电站交易者们需要特别注意的！

近日，国家能源局发布《关于下达2019年煤电行业淘汰落后产能目标任务的通知》（下称《通知》）。《通知》提出，为持续深化供给侧结构性改革，推进煤电行业高质量发展，煤电行业本年度淘汰落后产能目标任务为866.4万千瓦。

《通知》明确，河北、山西、山东、内蒙古、辽宁等18个省份及地区的煤电落后产能淘汰计划容量合计866.4万千瓦。其中，广东省的计划容量为226.7万千瓦，占比约26.17%；河南省的计划容量为160.8千瓦，占比约18.56%；新疆及新疆生产建设兵团的计划容量合计143.05万千瓦，占比约16.51%。

煤电淘汰正在进行

无独有偶，从山东省电力企业协会获悉，日前，国家发改委、国家能源局印发了《关于加大政策支持力度进一步推进煤电联营工作的通知》（发改能源〔2019〕1556号）。

文件表示：新规划建设煤矿、电厂项目优先实施煤电联营，在运煤矿、电厂因地制宜、因企制宜加快推进煤电联营，鼓励大型动力煤煤炭企业和火电企业加快实施煤电联营。支持在运燃煤电厂和煤矿突破区域、行业、所有制界限，通过资产重组、股权交易等途径实施煤电一体化、煤电交叉持股。

煤电的生存状况堪忧，正在通过重组、联营或者破产的方式，退出该行业。煤电的退出可谓大势所趋，当前节能减排全民行动，煤电遇到经营困难，退出是环境使然。

央企国企进军光伏行业

2019年6月5日，铁塔能源有限公司注册成立，中国铁塔股份有限公司100%持股。标示着央企中国铁塔进军光伏产业。

中海油所属中海石油（中国）有限公司，正式成立全资子公司中海油融风能源有限公司（简称融风公司），再次进军光伏行业。

6月初，华能集团宣称将收购国内最大新能源民企协鑫集团旗下的光伏电站上市公司协鑫新能源51％的股份。

兴业太阳能6月5日发布公告，公司大股东将变更为水发集团（香港）控股有限公司，持股比例为66．92％。后者属于水发能源集团有限公司，是山东省属国企水发集团有限公司的全资子公司。与以往投资项目不同，国企开始直接收购现成的项目。

国资如此密集操作可能与近期国资委印发的《关于印发＜国务院国资委授权放权清单（2019年版）＞的通知》。有关。此外，在能源转型加压背景下，国有发电集团也面临巨大的转型的压力。

可再生能源前景广阔

相比煤电行业正在进行的淘汰，国企央企陆续进入可再生能源行业，特别是光伏行业。有了国企央企的投资加入，光伏行业的市场规模会更加壮大，会创造更多的商业机会。

煤电淘汰、进入光伏行业等，充分说明了大势所趋。国家正在把节能减排任务安排给各个企业，国企央企身负发展清洁能源的重任，势必要大力发展可再生能源，完成节能减排任务。同时减排任务也会陆续到民企身上，到时候发展工商业分布式光伏，就成为企业刚需。

此消彼长，光伏行业等可再生能源能获得更多的市场发展空间，普通光伏人也能在这一场变革中，获得更多发展机遇。