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。

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。

在4月11日-12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，专家认为，光伏是十年来发电成本下降最快的可再生能源，且未来成本仍有持续下降空间。2021年我国实现光伏发电平价上网将是大概率事件，今年是光伏电站平价从示范趋向市场化的关键阶段，应进一步推动降低技术成本和非技术成本，充分发挥绿证等其他政策机制的作用。

据中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华介绍，2019年，在制造端，我国太阳能级多晶硅、硅片、电池片、组件产量均超过全球总产量的70%，拥有一批世界级的龙头企业，在全球光伏市场中具有全面的领先优势。在应用端，2019年新增装机30.1GW，虽然新增装机量再一次同比下降，但是新增和累计装机量仍继续保持全球第一。价格和成本方面，2019年国内光伏组件及系统价格已分别下降至每瓦1.75元和每瓦4.55元，同比分别下降12.5%和7.5%。其中，吉林白城、内蒙古达拉特旗、江苏泗洪领跑基地奖励项目的中标电价均接近或低于当地脱硫煤标杆电价。我国已经为光伏发电全面平价上网打下了较好的产业基础、技术基础和成本基础。

王勃华表示，“2021年我国光伏发电实现全面平价应该是一个大概率事件，今年是实现全面平价上网的承上启下之年，项目的有序申报、合理设计及按时开工，将对实现行业从竞价到平价的平稳过渡，健康和可持续发展起到至关重要的作用。”

国家发改委能源研究所可再生能源发展中心研究员时璟丽认为，我国光伏发电平价上网的实现路径，大致分三步走：2017-2018年是示范阶段，2019-2020年是规模推广阶段，在“十四五”初期将进入全面平价阶段，“明年我国光伏发电将具备全面平价或者大部分平价的条件。今年是光伏电站平价从示范趋向市场化的关键阶段。”

在规模化推进光伏无补贴平价上网阶段，我国出台了一系列支持政策。2019年1月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，提出2019年和2020年备案并开工建设的无补贴平价项目，可以享受20年购电协议、输配电价、全额保障性收购、出售绿证等8项支持政策措施。2019年5月，国家能源局发布了第一批风电、光伏发电平价上网项目清单，共168个项目，总规模14.78GW，开启了我国光伏发电的平价时代。

今年3月10日，国家能源局印发《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，要求各省级能源主管部门积极支持、优先推进无补贴平价上网光伏发电项目建设。各省需在4月底前向国家能源局报送项目信息，且要求项目应在2020年底前完成备案且开工建设，各省需要在落实接网、消纳等条件基础上组织实施平价上网项目。

“现在政策框架已非常明确，政策导向也很明显，我国光伏平价上网已经从政策解读即‘怎么做’转移到了‘如何做’上来。特别是在目前受到疫情的影响下，很多边界条件跟以往都有很大不同，需要认真考虑平价光伏电站的经济性、技术性等问题。”中国光伏行业协会副秘书长刘译阳说。

应该看到，国家能源局去年批复的14.78GW平价光伏项目中，约4.47GW计划在2019年底前并网，但由于未对平价项目并网时间给出严格的要求，部分项目存在需进一步落实土地、接入等问题，加上系统成本下降不及预期、企业积极性不高等原因，2019年的平价项目基本处于未开工状态，实际并网量不及预期。

时璟丽指出，目前在太阳能资源较好、具备接网和消纳条件的地区，光伏电站已具备去补贴条件，而降低技术成本和非技术成本是实现全面平价的两个抓手，缺一不可。

实现平价的关键在于降本。晶澳太阳能中国区高级技术经理于红伟表示，单晶PERC、半片技术、多主栅技术等将在2020年的市场中占据主流。组件功率的提升可以通过摊薄光伏平衡系统（BOS）成本来实现系统单位投资的降低。相对于单面组件来说，双面组件发电具有显著优势。PERC单晶组件在领跑者项目中的应用经得起实践的检验，高效单晶在光伏平价上网进程中起到了重要的推动作用。

“一方面，光伏发电实现平价需要全产业链的精细化技术提升，另一方面，降低土地、管理、接网、财务费用等非技术成本也至为关键。此外，还应充分发挥绿证等机制的作用，结合可再生能源电力消纳保障机制的实施和细化细则，完善绿证认购和交易机制。”时璟丽补充说。

“探索未来我国光伏发电全面无补贴阶段的市场化机制，一是开放项目开发市场；二是在消纳条件或空间有限，或土地资源条件有限的情况下，继续由国家或者地方对新增项目实施竞争配置；三是长效推进‘十三五’期间实施的一些机制，包括强化可再生能源电力消纳保障机制，逐年测算论证并公布各地区风、光等波动电源的新增消纳能力，延续光伏发电市场环境监测评价机制等。”时璟丽说。

近日，国网山东省电力公司发布《1-3月份山东省纳入2020年国家财政补贴规模户用光伏项目》，对2020年1-3月份新增的户用光伏项目进行了梳理，现将相关信息进行公布。 

在发布《山东省纳入2020年国家财政补贴规模户用光伏项目装机容量统计表》时，电力公司明确，纳入2020年国家财政补贴规模的项目范围为，依法依规建设、2020年1月1日（含）之后新建成并网的户用光伏项目。

索比光伏网在《户用补贴8分条件下2020年市场全解析》一文中强调： 

只有在2020年1月1日以后并网的，才能算作当年新增项目，纳入补贴范围。至于2019年11月、12月并网的项目，无法享受国家补贴。 

当时还有朋友表示担心，现在建设的户用光伏项目能不能拿到国家补贴；也有经销商反复追问，2019年11月、12月并网项目是否真的没有补贴，只能拿到煤电电价。从山东电力公司的公告看，上述问题的答案已非常清晰。

从山东省公开的1-3月户用光伏装机情况看，全省累计并网户用光伏5481户，规模合计9.7581771万千瓦（97.58MW），平均每户17.8kW. 其中，2月份受疫情影响，仅230户并网，3月份就恢复到1月份80%的水平，预计4月之后还将出现新的装机热潮，也为全国其他地区户用光伏发展做出表率。

以下是山东电力公司发布的户用项目统计信息：

日前，国家发改委正式下发2020年光伏指导电价文件，其中：户用光伏项目采用度电补贴，补贴标准为0.08元/kWh；“自发自用、余电上网”分布式光伏项目采用度电补贴，补贴上限为0.05元/kWh；集中电站、“全额上网”分布式光伏项目采用指导电价，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区的上网电价上限分别为为0.35元/kWh、0.4元/kWh、0.49元/kWh。

　　与2019年电价水平相比，电价下降幅度不同。其中，Ⅰ、Ⅱ类资源区的指导电价下降0.05元/kWh， Ⅲ类资源区的指导电价下降0.06元/kWh；自发自用、余电上网分布式的度电补贴下降了0.05元/kWh；户用光伏项目的度电补贴下降了0.1元/kWh。

　　根据国家能源局的文件，本次竞价仍然采用按“修正电价”排名的方式。“修正电价”越低的项目，排名越靠前。经过电价修正后可以看出，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。在此修正方法下，不同项目的申报电价，相对于指导电价的降幅如果相同，其竞争力相同。因此，补贴强度越高的地区，理论上电价下降空间越大。

　　以青海省Ⅱ类资源区项目为例，当地不仅太阳能资源好，而且电价下降空间大，在竞价中十分有优势。四川、辽宁、吉林、黑龙江、冀北、天津、北京、陕西Ⅱ类、广东、湖南等10个省、地区，由于度电补贴强度低，地面电站在2020年竞价中入围的概率比较低。

　　“自发自用、余电上网”分布式与集中电站一起竞价。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，造成两者的竞争优劣势差异。

　　分布式的度电补贴为0.05元/kWh，部分省份集中电站的度电补贴低于0.05元/kWh，则该地区分布式项目更有竞价有优势；而有的地区，集中电站的度电补贴超过0.05元/kWh，甚至超过户用0.08元/kWh的度电补贴，则集中电站竞争优势十分明显。

新冠疫情给大多数制造业的复工及前路蒙上了一层薄雾之际，光伏产业在“十三五”收官之年的发展思路以及未来“十四五”的发展趋势，却是渐趋清晰。

　　随着今年3月10日，国家能源局下发《2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，4月2日，国家发改委发布《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》以及相关政策的陆续出台，我国2020年光伏产业政策已经明确，接下来就是何时干、怎么干的问题。

　　2020年光伏发电政策落地后，光伏产业于新的“五年计划”周期将怎样发展，有哪些新特点、新机遇，便吸引了更多业内人士的目光。

　　在光伏平价上网时代将正式开局的“十四五”，“无补贴、不限量”将造就产业新格局，光伏龙头企业厮杀、光伏电站存量资产交易、国资加码入场等或将成为新焦点。

　　光伏产业的新蓝图，正勾勒成型。

　　01“十三五”收官：补贴持续下调，连发三文蕴藏机遇

　　2020年光伏发电政策，既没有像业内专家预测的那样，在2019年末或2020年初发布；也没有像2019年那样，到了5月份才千呼万唤始出来，而是在新冠疫情防控期的3月和4月，陆续落地。

　　3月10日，国家能源局下发《2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，明确2020年度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，2020年竞价项目组织申报延期至6月15日。

　　此次通知的下发，给2020年光伏项目建设吃下了定心丸，并且针对新冠疫情对项目建设的影响做了预案。关于2019年竞价项目以及2020年新竞价项目的并网截止日期、补贴退坡时间等将在该文件下发之后，结合疫情控制情况研究后发文公布。

　　此前，有行业机构向主管部门建议并网截止日期延后一个季度。

　　这样一来，光伏企业有更多的时间来实现项目的并网，也增加了企业参与到新竞价项目的热情。根据以往经验并参考新冠疫情走势，预计2020年第三季度开始，光伏产业将迎来新一轮项目建设潮，并至少将持续到11月份。

　　在确定了2020年光伏项目建设及补贴规模的一个月后，国家发改委在4月2日正式下发2020年的光伏指导电价文件，备受关注的补贴价格也得以确定。

　　具体电价补贴政策为：户用光伏项目，采用度电补贴，补贴标准为0.08元/kWh；“自发自用、余电上网”分布式光伏项目，采用度电补贴，补贴上限为0.05元/kWh；集中电站、“全额上网”分布式光伏项目，采用指导电价，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区的上网电价上限分别为为0.35元/kWh、0.4元/kWh、0.49元/kWh。

　　通过与2019年光伏电价补贴政策对比，户用光伏项目的度电补贴下降了0.1元/kWh：自发自用、余电上网分布式的度电补贴下降了0.05元/kWh；Ⅰ、Ⅱ类资源区的指导电价下降0.05元/kWh，Ⅲ类资源区的指导电价下降0.06元/kWh。

　　可以看出，今年的光伏分布式发电和户用光伏项目补贴降幅均超过了50％，竞争力下降；Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区的指导电价下降有限，光伏集中电站竞争优势显现。

　　此外，国家能源局于4月3日发布的《关于发布〈2020年度风电投资监测预警结果〉和〈2019年度光伏发电市场环境监测评价结果〉的通知》显示，全国光伏发电市场中，仅有西藏为红色预警区域；Ⅰ类资源区的甘肃、新疆由红变橙；上海、海南、内蒙、山东等地区由橙变绿；Ⅲ类资源区的省份基本为绿色管理区域。

　　这样一来，占据先天资源优势的甘肃和新疆将参与到2020年光伏竞价项目之中；更多省份将可以自主推进光伏项目建设。可以预见的是，2020年光伏竞价项目竞争将更加激烈，国内光伏新增装机规模或将止住连续两年下跌的趋势，实现正增长。根据业内专家预测，2020年光伏新增装机或重新回到40GW的水平。

　　02“十四五”展望：以无补贴为基础，呈现四大趋势

　　2020年光伏政策落地以及“十三五”光伏规划提前三年完成，让光伏产业在与昨日挥手的同时，安心地站在新的十字路口畅享明日：产业在“十四五”的发展思路、规模等究竟几何。

　　早在2019年，我国“十四五”能源发展规划制定已经提上日程。根据《能源生产和消费革命战略(2016—2030)》与党的十九大报告要求,“十四五”期间，光伏、风电、生物质能、地热能等能源系统的分布式应用、创新发展将成为我国应对气候变化、保障能源安全的重要内容。

　　多方信息汇总显示，2021年光伏补贴将正式归零，产业进入到无补贴时代。这也意味着“十四五”光伏规划，将建立在无补贴的基础之上，光伏产业将正式进入到纯市场化竞争的新阶段。

　　四大趋势研判：

　　装机规模上，“十四五”光伏规划将吸取“十三五”对总装机预计不足的经验，并根据2020年实际装机水平以及平价上网的趋势提出新的发展目标。

　　2016年11月7日，国家能源局发布电力发展“十三五”规划(2016-2020年)，其中要求到2020年，太阳能发电装机达到1.05亿千瓦以上，其中光伏发电1.05亿千瓦以上、光热发电500万千瓦。

　　实际上，截至2017年底，我国光伏装机就已经达到了1.3亿千瓦，提前三年完成“十三五”规划；截止至2019年底，我国光伏发电装机更是达到了2.04亿千瓦；待2020年结束，整个“十三五”总装机将实现比原计划翻番。

　　那么“十四五”光伏总装机将达到多少？国家发改委能源研究所研究员王斯成在《光伏发电“十四五”规划畅想》中指出，未来30年光伏装机平均将达到50GW。那么按此计算，整个“十四五”期间，光伏新增装机将达到2.5亿千瓦，总装机累计或将达到5亿千瓦！

　　在如此巨大的市场前景下，光伏企业在经历2018年531新政短暂的低迷后，开启了疯狂的扩超模式，并逐渐形成了强者恒强的竞争局面。在“十四五”期间，光伏寡头格局将逐渐形成。

　　以2020年第一季度为例，通威股份、隆基股份、晶澳科技、中环股份等光伏企业在开年3个月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。

　　在光伏产业全面进入竞争下半场的“十四五”，光伏巨头企业间的竞争将更加激烈，一场大象间的赛跑在所难免，光伏“寡头时代”将更近一步。

　　“十四五”期间，光伏电站存量资产交易也将成为产业发展的新焦点之一。

　　根据统计，截至目前，中国存量光伏电站规模已经超过200GW，其中超过60GW光伏电站进入了补贴目录中，约140GW的光伏电站补贴被拖欠。这些电站大多数掌握在民企手中，且有补贴的遭遇补贴拖欠，无补贴的走标杆电价，因此这些光伏资产成为了企业的包袱。

　　存量电站的体量巨大、民企出手意愿强烈，但成交量并不尽如人意。根据统计，在2019年，光伏电站出售超4GW，仅占总体量的2％。

　　在“十四五”期间，光伏存量资产相对于新项目的补贴劣势消除，且有着区块链、能源物联网等新技术和平台的交易辅助，光伏资产的流通将标准化并大大提速。

　　此外，在能源转型和配比要求驱使，“十四五”期间，能源电力国企将以直接投建项目或间接收购光伏资产等形式，加码进入到光伏产业。

　　资料显示，从2018年掀起的光伏电站出售潮中，接盘者大多为国资背景的能源电力企业。他们拥有强大的现金流，有着新能源发电配比的需求，因此成为了光伏资产的流入方向。

　　另一方面，许多能源电力国企直接拿钱投入到光伏新建项目中，且出手大方。根据统计，从2019年至今，以华能集团、国电投集团为代表的能源央企总计投建超10GW光伏新建项目，投资额近400亿元。

　　在“十四五”期间，光伏产业将用5年时间，在产业头部企业和国资的带领下，或再造一个近20年的装机总量，并逐渐打开光伏电站交易的千亿级大市场。光伏产业在“十四五”将实现量和质上的双飞跃。