光伏是高度全球化的行业。过去十余年，以晶科能源为代表的光伏企业不断推动技术创新，使得全球光伏发电成本下降了90%以上。光伏电价在越来越多的国家和地区已经低于传统燃煤电价，成为最具竞争力的电力产品。

晶科能源副总裁钱晶认为，面对国内经济正从高速度增长转向高质量发展，以及国际市场践行节能减排、实现巴黎协定的大国承诺双重推动下，“十四五”将是光伏产业的重要战略机遇期，光伏发电在我国能源结构中的占比将被大幅提升，实现每年超过50GW的装机量，逐步走向能源舞台的中央，成为我国能源结构里的主要组成部分。

相比其它清洁能源，光伏可以更好地进行分布式和嵌入式发展，与特高压、大数据园区、5G基站、新能源充电桩等都能有效结合，不断拓展发展的空间、载体和应用，为我国提供清洁、安全、高效、自主的能源保障，实现能源消费的升级。因此，光伏发电将在“十四五”期间迎来指数级成长的真正爆发期。

随着国家补贴退坡政策推行和行业技术不断进步，刺激新能源项目技术成本不断下降，加上行业内相互竞争，将加快推动新能源项目进入平价（低价）时代。

东方日升全球市场总监庄英宏认为，根据行业专家预计，2021年到2025年，光伏发电新增装机规模可以达到280GW到300GW，平均年度新增装机50GW。但年度新增装机规模需要经历平稳增长过程，发展时序上循序渐进、由低到高，“十四五”初期光伏年度新增装机规模保持在45GW-50GW，同时，光伏发电经济性方面有望实现突破。预计“十四五”末期，光伏发电将成为发电成本最低的新增可再生能源电力技术。

在庄英宏看来，光伏组件功率从400W到500W，再到600W，大跨步提升的背后是光伏行业在平价上网时代对度电成本的一次次突破。光伏发电平价上网之后，低度电成本和低电价的探索将是光伏行业“十四五”时期的新课题。

据了解，“十四五”期间青海省将打造两个“高原三峡”。创新“新能源+储能”模式，在资源富集地区实现规模化、集约化开发，到2025年，海南、海西基地建成规模分别超过2000万千瓦，实现清洁能源绿色跨越式发展。

大唐青海能源开发有限公司相关负责人在接受中国经济时报记者采访时认为，未来新能源的发展将呈现三个特点：新能源项目开发全面进入平价（低价）时代；新能源项目将实现跨越式发展；新能源发展方式由单一品种电源向多种电源品种综合能源发展转变。

“随着新能源项目技术进步和发展模式不断成熟，未来新能源发展将不再是风电、光伏等单一电源品种发展模式，而是将逐渐向风光储一体化、风光水储一体化等综合能源发展趋势转变，并逐渐走向‘网源荷储’、智能管控、智慧用能的发展道路。”大唐青海能源开发有限公司相关负责人说。

保利协鑫原副总裁吕锦标在接受中国经济时报记者采访时认为，“十四五”时期，我国应该坚定地提升光伏等可再生能源比重，引导能源投资更多地优化到可再生能源领域。此外，要加快解决补贴拖欠等历史遗留问题，把实现可再生能源发展目标的各项措施落到实处。

某光伏电站企业相关负责人在接受中国经济时报记者采访时表示，在光伏电站领域，国家的补贴拖欠仍然非常严重，“十四五”时期，光伏行业的发展，应该先发放拖欠的补贴，这样光伏企业才能有更多的钱投入到新项目里，否则，企业的现金流压力非常大，不利于行业的发展。

晋能科技总经理杨立友博士认为，光伏行业从高速发展到高质量发展，技术方面还需要很大的突破。在光伏产业链的各个环节，光伏效率因牵动着整个系统成本而最为重要，因而，成本与效率必须同时考虑。

此外，在杨立友看来，目前光伏系统端还有精细化的空间，应用端也有很多可改进的地方，例如施工、应用场景优化等。这需要全行业共同配合，从下游往上游推进，从系统端着眼，给行业制定更多、更好的标准，光伏行业未来才能拥有更显著的发展。

光伏是一场没有终点的马拉松。浙江正泰新能源有限公司总裁陆川表示，“十四五”期间，光伏要高质量发展，在产业链上应强调做精做强，而不是更全更大，虽然未来有很多不确定因素，但从历史的一些典型案例来看，行业发展需要的是全行业的协同智慧。此外，应更关注用户侧光伏应用及“光伏+”的挖掘。

在陆川看来，未来，电动车等用电设备将越来越多，用电结构将发生根本改变，夜晚的用电高峰也将持续攀升，行业需要更加关注储能与光伏的结合，以及智慧电网技术的应用。储能、交直流耦合、倒送电等新技术的应用可以更加有利于平衡电网输出，通过不断拓宽和创新光伏的跨界融合促进光伏的稳健发展。最后希望相关政府部门之间加强协同、协调，来进一步有力推动行业可持续前进。

转眼2020年前三季度已经过去，光伏市场四季度的行情徐徐拉开大幕，随着海内外市场装机环境逐渐趋稳，光伏市场需求将迎来集中式的增长。

国内需求好于预期 四季度有望迎来旺季

受疫情影响，2020年上半年光伏市场需求出现一定程度的延迟。三季度，随着国内25.97GW光伏竞价项目和平价项目逐步落地，装机市场开始加速。然而，自7月初开始，硅料事故频发，供应紧张导致价格不断上涨并引发蝴蝶效应，给整体供应链价格带来大幅波动，最终体现在光伏组件端价格的剧烈上涨，这让前期签订的低价订单的企业盈利压力倍增，部分签署的低价订单不得不重新商榷价格，新订单签署也因价格的波动开始观望。尽管前三季度突发状况打乱了市场装机节奏，但依然好于预期。

据国家能源局数据显示，1-6月国内新增光伏装机11.52GW，同比增长1.1%；据媒体预计7-8月国内光伏新增装机规模为4.5GW，国内1—8月光伏新增装机预计约为16GW，较去年同期增长约7%。

根据北极星太阳能光伏网统计，自7月以来公开宣布开工消息的光伏电站规模超4.6GW，其中大部分项目的工期设定为8月底开工，11月底实现全容量并网，9成以上项目要求今年底前并网。并且，从整体节奏上看，涨价风波影响部分平价项目和民企项目向后延迟，竞价并网并未受到太大影响，因此预计四季度装机需求在10GW左右，有望迎来最旺单季。

海外市场逐渐复苏装机需求提速

今年影响海外市场装机需求的主要是疫情，尤其以二季度受到影响最为严重。其中，4月海外疫情处于最高峰。根据海关数据显示，1-4国内光伏出口环比下降27.1%；5月开始略有缓解，出口数量环比增长9%，较去年同期出口量基本持平。随着海外疫情陆续得到控制，出口需求开始增速，据分析机构估算，组件出口量自6月实现同比增速转正至+1.4%，7、8月保持了同比双位数增长(+18.3%/+16.5%)，海外市场呈现复苏迹象。

从光伏组件出口国家来看，前5个月，荷兰市场复苏较快，同比增长了44%；智利表现最为强劲，同比呈倍数增长；美国市场需求开始显现，重登出口排名前十榜单；新兴国家越南、希腊、巴基斯坦等国家需求在快速增长；印度需求大幅回落，澳大利亚需求自5月起开始加速，日本表现平稳。

四季度，海外光伏市场预期向好，多国装机市场需求提速。

荷兰：为光伏项目提供大额补贴，在最新一轮可再生能源SDE+激励计划中，共有3440兆瓦的太阳能项目入选，此次SDE+是春季的最后一轮补贴。11月24日即将启动下一次补贴政策，名为SDE++，预算为50亿欧元，可再生能源项目将继续提速。

越南：4月中旬政府敲定FIT2，36个项目(2.9GW)可享受新的上网电价，但需要在年底前并网；很多电站为享受更高补贴和执行较高电价政策，将抢在12月31日之前集中并网，四季度装机需求提速。

印度：BTI分析师称，第二季度印度太阳能产能增长乏力，但未来几个季度印度的太阳能项目建设将出现反弹；并预计下半年光伏装机容量将达到4720兆瓦，2020年的光伏总装机容量达5620兆瓦。

马来西亚：第二轮拍卖部分项目要求今年并网，加之政府推出的500MW屋顶光伏装机计划，光伏装机需求继续加码。

澳洲：虽然疫情影响了一些项目建设和并网的日程，但各州政府现已采取积极的措施支持光伏行业发展，综合州级可再生能源目标的推进情况，下年装机可能在3-4GW。

同时，交通银行金融研究中心高级研究员刘学智认为，疫情再次全球性大面积暴发的可能性较小，虽然可能存在局部阶段性反弹，但是三季度全球经济已经出现复苏，整体企稳向好态势不会改变。

十一期间，国网武汉市黄陂区供电公司50多名员工依然在忙碌着，他们在黄陂刘家山风电场68至79基铁塔间，共架设了3.1公里导线。刘家山风电场110千伏上网线路工程是武汉市黄陂区供电公司建设的清洁能源并网线路工程，该工程是国内首批“一流风电场”试点项目。

国家发改委透露，结合各省级能源主管部门报送信息，2020年风电平价上网项目装机规模1139.67万千瓦、光伏发电平价上网项目装机规模3305.06万千瓦。初步测算，拟公布的2020年风电、光伏发电平价上网项目将拉动投资总额约2200亿元，并新增大量就业岗位，对于稳投资、稳增长、稳就业具有现实意义。

国网能源研究院发布的《中国新能源发电分析报告（2020）》显示，2019年我国新能源发电新增装机容量5610万kW，占全国新增装机容量的58%，连续三年超过火电新增装机。截至2019年底，中国新能源发电累计装机容量达到4.1亿kW，同比增长16%，占全国总装机容量的比重达到20.6%。

风电和光伏发电量均保持两位数增长

武汉黄陂刘家山风电场至黄陂长岭变电站110千伏上网线路工程是国内首批“一流风电场”试点项目，工程自2018年开工以来，从武汉最北部、海拔最高的刘家山村作为起点，新建铁塔106基，架设导线33公里，铁塔最低31米，最高处52米。建成后，风能转化为电能，每年将有约1亿度清洁电量传输到武汉黄陂110千伏长岭变电站并入黄陂大电网，进一步优化黄陂能源产业结构，助力地方经济绿色发展。像刘家山风电场这样的清洁能源项目，目前在全国遍地开花。

国家能源局日前公布数据显示，上半年，风电发电量2379亿千瓦时，同比增长10.9%；光伏发电量1278亿千瓦时，同比增长20%，均保持两位数增长。风电利用小时数较高的地区是云南、四川和广西；光伏利用小时数最高的是东北地区。

全国新能源消纳监测预警中心有关负责人介绍，新能源总体消纳利用水平也在提升，上半年风电和光伏利用率分别为96.1%、97.9%，同比分别提升0.8个、0.3个百分点。同时，风电和光伏开发布局持续优化。中东部及南方地区风电装机占全国风电装机比重30.8%，同比提升1.7个百分点；全国分布式光伏装机占光伏总装机比重31.1%，同比提升1.5个百分点。

中国光伏行业协会相关人员表示，展望下半年，在竞价、平价、户用等项目的多方驱动下，国内光伏市场将实现恢复性增长，并有望在今年四季度迎来装机高潮。多家分析机构则看好下半年风电市场行情，认为随着产业链复工复产的推进，各地项目开始施工，下半年装机量有望回暖上升。

根据国际能源署《世界能源展望2019》，新能源仍将是未来发电装机增长最快的电源类型。2018—2040年风电、光伏装机增速分别为5.6%、8.8%，发电年均增速分别为6.7%、9.9%，远超燃煤、气电、核电等发电类型。光伏发电在2035年前后成为全球装机规模最大的发电类型。全球新能源继续呈现大国领跑特征，主要集中在中国、欧洲、印度、美国、日本等国家和地区。

保持较大国际竞争优势

拥有可再生、永久性、零排放、绿色清洁、资源充足等特性的太阳能与风能，正成为中国近年来发展最快的产业之一。

《中国新能源发电分析报告（2020）》显示，2019年我国新能源发电装机持续快速增长，装机容量突破4亿kW。新能源发电量和占比持续“双升”，2019年我国新能源发电量达到6302亿kWh，同比增长16%，占全国总发电量的8.6%，同比提高0.8个百分点。

根据中国光伏行业协会提供的数据，2019年我国新增和累计光伏装机容量仍继续保持全球第一。2019年全年光伏发电量2242.6亿千瓦时，占我国全年总发电量的3.1%。来自国家能源局的数据显示，2019年全国风电发电量4057亿千瓦时，占全部发电量的5.5%。相关数据显示，2019年全球风力和太阳能发电量增长了15%，在全球四大光伏风能主要发展地区中，中国的增速最快，达到16%。

中国的风电、光伏企业经过多年发展，已经具有相当的领先优势。今年5月，全球风能理事会（GWEC）发布的《全球风电市场—供应侧报告2019》显示，2019年全球风机制造商前十五强中，有八家中国企业。从2019年全球光伏企业的营业收入统计情况来看，中国企业占据前十中的七个席位。

从产业链来看，中国新能源居全球领导地位。中国新能源海外发展联盟透露，在光伏行业，中国是全球唯一具备从上游材料到中游组件再到下游电站投资能力的国家。中国企业拥有全球60%到70%的光伏产业链资源，是全球发展新能源必不可少的重要资源。此外，中国风电产业具有全球40%的产业链资源。

从技术创新来看，我国也保持着较大的国际竞争优势。2020年上半年，我国光伏行业电池片产量达到59GW，同比增长15.7%。其中，PERC黑硅多晶电池片平均转换效率达到20.6%，PERC单晶电池片平均转换效率为22.4%至22.5%，最高量产效率接近23%，皆属于全球领先水平。在风电行业，我国在大容量机组研发，长叶片、高塔架应用等方面也处于国际领先水平。电力规划设计总院近日发布的《中国能源发展报告2019》提到，要以“一带一路”沿线国家地区为重点，加快能源设施互联互通，抓好重大标志性合作项目，推动能源装备、技术和服务“走出去”。

在中国传统能源“减煤”“脱碳”的过程中，风能、太阳能等清洁能源正强势突起，中国经济增长方式向绿色低碳的转变，正推动着一场能源革命的进行。业内预计，“十四五”时期，中国可再生能源与传统能源的“较量”将迎来拐点。

作为世界第一大能源生产国和消费国，能源发展为中国经济社会发展和民生福祉改善提供了坚实的基础保障。但中国生态文明建设的加快推进，大幅削减各种污染物排放，有效防治水、土、大气污染，显著改善生态环境质量等，都要求能源与环境的绿色和谐发展。

2020年9月22日，中国国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话指出，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

官方数据显示，“十三五”以来，中国非化石能源消费比重正逐步提高。2019年，中国非化石能源占一次能源消费比重为15.3%，非化石能源发电装机容量占比为42%、非化石能源发电量占比为32.7%。

国家气候变化专家委员会副主任、清华大学低碳经济研究院院长何建坤日前对记者表示，现在中国非化石能源发电量占整个发电量的32%左右，到2030年，非化石能源发电量占比将达到45%-50%；2035年后，非化石能源发电量占比将超过化石能源。到2050年，中国将接近实现碳中和，所以非化石能源发电量占比将达到90%左右，电力系统将以非化石能源为基础。

业内人士认为，为了减少碳排放，优化环境和实现温控目标，“脱碳”将成为中国能源革命的有效路径。非化石能源将成为“十四五”能源增量的主体。

何建坤提出，中国现在还处于工业化和城镇化的发展阶段，随着经济社会的发展，能源消费还会不断增加。现在的能源结构是以煤炭、石油、天然气等化石能源为主，所以，能源消费增加也就意味着二氧化碳的排放会不断增长。要实现中国在2030年二氧化碳排放达到峰值的目标，新增能源需求必须主要依靠可再生能源和新能源来满足。

而加快推进能源革命，是一项复杂系统工程，面临着现实困难与挑战。水能、太阳能和风能的供能受日照、天气、季节等自然条件影响，能否稳定入网提供充足稳定持久安全的电力供应，成为能否替代传统能源的关键。

何建坤坦言，中国要在2030年前实现碳达峰，到2060年实现碳中和，只有短短的30年时间，要在比发达国家更短的时间内实现从碳达峰到碳中和，中国每年碳排放下降的速度和减排的力度要比发达国家大得多。

何建坤说，大量可再生能源上网为电网的安全稳定运行带来挑战。因此必须解决好风能、太阳能等新能源供电每天的高峰低谷调峰，以及季节性调峰，要发展智慧化的互联网，必须加强氢能、储能等技术手段的应用。

储能是可再生能源真正成为主流的必要条件。而这种储存必须足够可靠，否则无法取代目前只有化石燃料和核能才能提供的持续性电力供应。

“当前氢能、储能等技术手段有，但要系统解决技术障碍、降低成本还需要一个发展过程”，何建坤说。

全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院副院长李隽预期，“十四五”时期，中国能源转型将进入增量替代阶段，煤电“踩刹车”，清洁能源“踩油门”。2025至2035年，能源转型将进入存量替代阶段，煤电加速退出，清洁能源和电能将分别成为生产侧和消费侧的第一大能源。

当前，我国可再生能源产业正由装机规模高速增长向高比例消纳时代迈进，风电、光电也从过去的“微不足道”变为“举足轻重”。业内专家学者纷纷表示，大规模、高比例新能源并网必将对电力系统特性带来显著影响，而通过构建广泛互联的新一代电力系统、升级新能源涉网技术来支撑电网电压、频率稳定成为趋势。

装机快速增长

给电力系统带来挑战

据统计，截至2019年底，我国可再生能源发电装机达7.94亿千瓦，同比增长9%，占全部电力装机的39.5%，其中，水电、风电、太阳能发电、生物质发电装机规模均为世界第一。“目前，新能源已成为主力电源之一。截至2019年6月底，国网经营区新能源累计装机3.2亿千瓦，是2008年的38倍，占全网总装机21%，成为全网第二大电源。”国网国调中心原副总工程师裴哲义在9月22日人力资源和社会保障部主办、中国水力发电工程学会承办的“风光水电力扶贫及生态修复高级研修班（第二期）”上预测，2035年新能源装机将达13.8亿千瓦。根据目前新能源实际运行特性，预计日最大功率波动可达6亿千瓦，是目前华东电网最大负荷的2倍，对电网实时平衡能力带来巨大挑战。

中国电科院新能源研究中心总工程师迟永宁也曾公开表示，大规模新能源并网给电网运行与控制带来一系列新的系统问题与挑战，如系统惯量、频率调节能力降低，系统电压调控能力减弱，故障与震荡特性发生重大变化。

在裴哲义看来，高渗透率新能源还改变了电力系统基础特性，新能源快速发展带来电力系统高度电子化，对以交流技术为基础的电力系统分析理论提出了挑战。

电力基础设施

对清洁转型支撑不足

据了解，新能源发电在时间维度上具有季节性、时段性的波动和随机特点，在地域上又受限于资源分布不均衡，需要多资源互补、跨地域互补，目前我国能源电力基础设施建设还难以实现多能互补、时空互济、协调运行要求。而且，我国可再生资源与负荷逆向分布，其中，风能、太阳能资源集中在“三北”地区，水能资源集中在西南地区，用电负荷集中在华北、华东、华中、华南地区，占全国用电量80%以上。这决定了西部北部大量清洁能源需要输送到东中部消纳，对电网输送能力提出了更高要求。

“目前电力基础设施对清洁转型的支撑能力还有待进一步提升，新能源高渗透率电力系统控制技术亟待提高。”裴哲义表示，由于新能源发电的波动性和随机性，特别是分布式发电的“弱调度”特点，高渗透率电力系统运行控制难度加大，需要研究多资源、多目标、多约束的协调控制技术。

在调节能力方面的挑战是，新能源大量替代常规火电，导致电力系统动态调节能力严重不足，电压支撑“空心化”严重，存在频率、电压崩溃风险。同时，风电的“弱转动惯量”和光伏的“零转动惯量”导致电力系统等值转动惯量大幅降低，电力系统作为旋转惯量系统，由于抗扰动能力下降，易发生稳定破坏。

此外，现有国家相关标准对常规火电、水电机组一次调频调压性能都有明确规定，但对新能源机组一次调频调压性能未做要求，因此，风电、光伏电站并不参与系统调频调压。

紧抓可再生能源

跨流域跨区域互补特性

可再生能源在时间维度上具有明显的季节性和时段性，并具有区域内水风光互补、跨流域水电互补、跨区域风光互补特性，因此，通过广泛互联的新一代电力系统，可实现全网发供用多能互补、时空互济、友好包容。裴哲义认为：“通过资源模拟分析，西北地区相同容量的风电、光伏互补后，日发电出力最大波动范围减少10-15%。”

解决高比例可再生能源消纳问题，除多能互补外，提升新能源涉网技术水平是保障电网安全运行的必要条件。为此，国网近年来持续提升新能源调度技术水平，研发建立风电机组、风电场、光伏发电单元、光伏电站的详细仿真模型，构建新能源发电并网接入电力系统的仿真分析平台；研发风电场实时监测系统，实现对风电场资源和运行信息的实时监测；开发风电场综合监控系统、有功和无功控制系统、综合自动化系统；研发适用于平原、丘陵、山地等地形及高原山地、温带海洋性/大陆性、亚热带季风等多种气候类型的风电功率预测系统。

据悉，国网在“三北”各省（区）已安装30套新能源AGC（自动发电控制）、AVC（电网自动电压无功控制）系统，实现新能源通道能力充分利用、发电空间规范分配、无功电压稳定控制。“国网还组织开发了新能源测算工具。”裴哲义介绍，按季度滚动开展经营区新能源消纳测算，确定新能源利用率总体目标、新增装机布局等，并向国家能源局报告相关情况，得到认可。目前国网正在完善并试点部署水电消纳能力计算评估工具，开展水电消纳能力和弃水专题分析。

近期，国网公布了第三批可再生能源发电补贴项目清单，至此，国网区域共有3811万千瓦项目经多轮闯关，正式纳入补贴清单，但与补贴发放密切相关的各区域“合理利用小时数”和执行细则至今尚未公布。

“合理利用小时数”首次出现在今年1月财政部发布的财建4号文《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》和财建5号文《可再生能源电价附加补助资金管理办法》中，是相关部门综合考虑多种情况，计算出来的地区合理的满发小时数。

在没有公布合理小时数的情况下，应付补贴额度应如何计算？未来的补贴覆盖率又该如何预测？业内一致反映，需监管部门给出清晰释义。

政策初衷 为可再生能源参与电力市场铺垫

此前，我国对可再生能源项目的电价补贴由三部委发布目录确权，上述两份文件对可再生能源补贴制度产生了重大影响。针对新增项目，明确了以收定支、新老划断、新增不新欠的产生方式；针对存量项目，为2016年以后并网项目打开了补贴确权路径；针对所有含补贴项目，明确了仅有合理利用小时部分存在补贴，超额电量部分没有补贴的原则。

补贴确权从目录到清单，为何将“合理利用小时数”作为确认补贴发放的测算标准？某能源研究机构不愿具名的业内专家告诉记者：“为推动现货试点地区可再生能源全量参与市场，按照‘价补分离’思路制定合理利用小时数，即合理利用小时数以内，发放固定补贴；合理利用小时数以外不予补贴。”

在易渡(武汉)咨询服务有限公司负责人宋燕华看来，“合理利用小时数，意味着‘电价打折’，以前发一度电就有一度电的补贴，现在只有一部分电量有补贴。在电力市场化改革和补贴退坡大背景下，合理利用小时数出台已成必然，顺势而为是发电侧的本分，但相关部门应尽快明确合理利用小时数水平和执行方式。”

上述专家表示认同，可再生能源参与市场化交易大势所趋。“未来可再生能源的超额收益更多来自于参与市场竞争，对可再生能源发电预测准确率提出了更高的要求。”

合理划定 避免政策形成反向激励

上述业内人士表示，合理利用小时数与国家发改委、国家能源局《国家发展改革委国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》中的“保障收购小时数”并不是一个概念。“合理利用小时数主要与补贴发放相关，保障利用小时数主要与可再生能源发电是否参与市场相关。”

此前有传言称，国家发改委拟将一、二、三类资源区合理利用小时数明确为1600、1350和1100小时，记者为此求证了相关部门和研究机构，双方均表示，目前尚未确定合理利用小时数具体数值，正在对合理利用小时进行核定和测算，未来可能在量化测算的基础上发布各区域的合理利用小时数。

合理利用小时数应如何划定？光伏行业协会某业内人士表示，如果一个地区所有光伏电站都执行同样的利用小时数，显然不公平。

以光伏电站为例，部分电站使用双面发电组件、跟踪支架等先进技术，可以在不增加组件、逆变器数量的前提下，提升系统发电量，增加利用小时数。“如果采用‘一刀切’的利用小时数，或将打击光伏企业研发、应用高效技术的意愿，不利于产业技术进步和度电成本下降。政策的目的，是要促进技术进步、效率提升，而不是反激励。”

宋燕华表示认同，在存量项目股权转让中，无论按照经营期累计还是年度目标控制，超过合理利用小时数部分电量将不存在补贴，发电小时数更高的项目无法取得高回报。“某种意义上说是在鼓励‘后进’，发电小时数接近合理利用小时数而造价更低的项目更具投资吸引力和收益确定性。”

科学执行 处理历史欠账需出台细则

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎曾表示，合理小时数的确定，将为新能源电站的持有方造成较大的资金压力，新的补贴政策可能对新能源项目评估、交易，以及未来的估值计算产生影响。

在如何执行的问题上，财建4号文的官方解读中表示，单个项目补贴资金额度根据国家发改委核定电价时采用的年利用小时数和补贴年限确定。达到补贴资金额度的项目不再享受国家补贴，但仍可按照燃煤发电上网基准价与电网企业进行结算，获得更多收益。

宋燕华表示：“‘达到补贴资金额度的项目不再享受国家补贴’这句话存在两种理解：一是按照累计额度控制，二是按照年度额度控制补贴规模。两种模式项目投资回报会存在显著差异。但不论采取哪种补贴控制模式，超过合理利用小时数之后的电量发还是不发，也将成为一个问题。”

此外，设计施工阶段即存在组件超配的电站、建成并网后通过技改提升系统容配比的项目，如何适应新规尚存疑虑。从目前各地补贴对账情况来看，未来补贴会采取怎样的确认方式，尚无官方确定口径。

“部分省份的新能源发电企业已经接到对账通知，第八批项目首次取得补贴指日可待，合理利用小时数具体细则尽早提上日程，发电侧才好及时调整发展策略。”一位不愿具名的新能源发电企业相关负责人告诉记者。

近期，国网公布了第三批可再生能源发电补贴项目清单，至此，国网区域共有3811万千瓦项目经多轮闯关，正式纳入补贴清单，但与补贴发放密切相关的各区域“合理利用小时数”和执行细则至今尚未公布。

“合理利用小时数”首次出现在今年1月财政部发布的财建4号文《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》和财建5号文《可再生能源电价附加补助资金管理办法》中，是相关部门综合考虑多种情况，计算出来的地区合理的满发小时数。

在没有公布合理小时数的情况下，应付补贴额度应如何计算？未来的补贴覆盖率又该如何预测？业内一致反映，需监管部门给出清晰释义。

政策初衷 为可再生能源参与电力市场铺垫

此前，我国对可再生能源项目的电价补贴由三部委发布目录确权，上述两份文件对可再生能源补贴制度产生了重大影响。针对新增项目，明确了以收定支、新老划断、新增不新欠的产生方式；针对存量项目，为2016年以后并网项目打开了补贴确权路径；针对所有含补贴项目，明确了仅有合理利用小时部分存在补贴，超额电量部分没有补贴的原则。

补贴确权从目录到清单，为何将“合理利用小时数”作为确认补贴发放的测算标准？某能源研究机构不愿具名的业内专家告诉记者：“为推动现货试点地区可再生能源全量参与市场，按照‘价补分离’思路制定合理利用小时数，即合理利用小时数以内，发放固定补贴；合理利用小时数以外不予补贴。”

在易渡(武汉)咨询服务有限公司负责人宋燕华看来，“合理利用小时数，意味着‘电价打折’，以前发一度电就有一度电的补贴，现在只有一部分电量有补贴。在电力市场化改革和补贴退坡大背景下，合理利用小时数出台已成必然，顺势而为是发电侧的本分，但相关部门应尽快明确合理利用小时数水平和执行方式。”

上述专家表示认同，可再生能源参与市场化交易大势所趋。“未来可再生能源的超额收益更多来自于参与市场竞争，对可再生能源发电预测准确率提出了更高的要求。”

合理划定 避免政策形成反向激励

上述业内人士表示，合理利用小时数与国家发改委、国家能源局《国家发展改革委国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》中的“保障收购小时数”并不是一个概念。“合理利用小时数主要与补贴发放相关，保障利用小时数主要与可再生能源发电是否参与市场相关。”

此前有传言称，国家发改委拟将一、二、三类资源区合理利用小时数明确为1600、1350和1100小时，记者为此求证了相关部门和研究机构，双方均表示，目前尚未确定合理利用小时数具体数值，正在对合理利用小时进行核定和测算，未来可能在量化测算的基础上发布各区域的合理利用小时数。

合理利用小时数应如何划定？光伏行业协会某业内人士表示，如果一个地区所有光伏电站都执行同样的利用小时数，显然不公平。

以光伏电站为例，部分电站使用双面发电组件、跟踪支架等先进技术，可以在不增加组件、逆变器数量的前提下，提升系统发电量，增加利用小时数。“如果采用‘一刀切’的利用小时数，或将打击光伏企业研发、应用高效技术的意愿，不利于产业技术进步和度电成本下降。政策的目的，是要促进技术进步、效率提升，而不是反激励。”

宋燕华表示认同，在存量项目股权转让中，无论按照经营期累计还是年度目标控制，超过合理利用小时数部分电量将不存在补贴，发电小时数更高的项目无法取得高回报。“某种意义上说是在鼓励‘后进’，发电小时数接近合理利用小时数而造价更低的项目更具投资吸引力和收益确定性。”

科学执行 处理历史欠账需出台细则

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎曾表示，合理小时数的确定，将为新能源电站的持有方造成较大的资金压力，新的补贴政策可能对新能源项目评估、交易，以及未来的估值计算产生影响。

在如何执行的问题上，财建4号文的官方解读中表示，单个项目补贴资金额度根据国家发改委核定电价时采用的年利用小时数和补贴年限确定。达到补贴资金额度的项目不再享受国家补贴，但仍可按照燃煤发电上网基准价与电网企业进行结算，获得更多收益。

宋燕华表示：“‘达到补贴资金额度的项目不再享受国家补贴’这句话存在两种理解：一是按照累计额度控制，二是按照年度额度控制补贴规模。两种模式项目投资回报会存在显著差异。但不论采取哪种补贴控制模式，超过合理利用小时数之后的电量发还是不发，也将成为一个问题。”

此外，设计施工阶段即存在组件超配的电站、建成并网后通过技改提升系统容配比的项目，如何适应新规尚存疑虑。从目前各地补贴对账情况来看，未来补贴会采取怎样的确认方式，尚无官方确定口径。

“部分省份的新能源发电企业已经接到对账通知，第八批项目首次取得补贴指日可待，合理利用小时数具体细则尽早提上日程，发电侧才好及时调整发展策略。”一位不愿具名的新能源发电企业相关负责人告诉记者。

国际评级机构惠誉近日发布的最新预测报告显示，未来10年间，全球可再生能源电力新增装机规模将超过1.4太瓦，占全球电力新增装机总量的2/3。其中，光伏的贡献将超过风电，成为引领可再生能源电力发展的重要力量。

根据惠誉的报告，截至目前，全球可再生能源电力累计装机容量约为1.3太瓦。未来10年，全球可再生能源电力发展将不断提速，预计到2029年，可再生能源电力累计装机量将较目前的规模翻番，达到2.7太瓦以上。

在各类可再生能源电源中，光伏的表现最值得期待。惠誉预测，2020—2029年期间，全球可再生能源电力的发展将主要依靠光伏拉动，光伏发电装机增速将超过风电，贡献全球可再生能源电力新增装机总量的55%，达到770吉瓦。

惠誉在报告中指出：“从2021年开始，全球光伏新增装机规模就将超过风电，并逐渐拉开差距，成为可再生能源电力增长新的‘领头羊’。未来10年，全球光伏发电新增装机规模将以9.8%的速度增长，相比之下，风电产业则增长缓慢，平均增速为7.2%。”

据了解，虽然风电起步较早，但由于光伏具有太阳能资源获取方便、易布局、易选址、可有效和农业等产业结合发展的优势，近年来，世界上大部分国家和地区都将发展光伏作为促进本土可再生能源发展的着力点。

“各国都大力支持部署更多光伏发电项目。不管是小型家用屋顶光伏系统，还是由公用事业单位负责建设的大型地面电站，全球光伏发电潜在装机容量分布广泛。”负责上述研究报告的惠誉分析师表示，“同时，随着光伏发电成本的持续下降，全球对光伏项目的投资将不断加大，进一步推升了光伏发电装机规模。”

从地域来看，亚太地区将是全球可再生能源电力新增装机的主力。惠誉认为，未来10年，亚太地区的可再生能源电力新增装机容量将达805吉瓦，占全球新增总量的58%左右。其中，尤以中国的表现最令人期待。报告预计，中国未来10年将贡献508吉瓦的新增可再生能源电力装机，在全球新增装机总量中的占比超过30%。在惠誉看来，中国一直在推动可再生能源发电成本的降低，即将实现可再生能源平价上网，在电力服务均等化持续推进的情况下，中国可再生能源电力的发展前景十分值得期待。

值得注意的是，随着全球可再生能源电力装机的不断增长，传统能源发电市场的需求却陷入了疲软。根据惠誉的统计，截至目前，全球共取消了363个发电项目，涉及装机规模总计326吉瓦，其中不少都是燃煤发电项目。

惠誉指出，随着可再生能源电力的市场竞争力日益增强，取消化石燃料发电项目将给予各国重新分配有限资金的机会。