2020年可能会是八十年代以来新增光伏装机规模首次出现下降的一年，海外疫情对光伏企业的影响将在第二、三季度集中显现。

　　全球疫情对光伏行业的影响在不断显现，对国内光伏龙头企业而言，占比极大的海外市场正为2020年业绩带来更多的不确定性。

　　新单签订放缓，项目开建存疑

　　“从新订单签订来看，现在签单的速度比以往正常的新订单签订的速度更慢，从执行来看的话，3月份目前还好，但是后面不确定性的风险是在增加的。”隆基股份投资者关系高级专员宋昊告诉第一财经，对海外订单比较充足的一线光伏企业而言，目前仍在执行二季度全球疫情爆发之前的订单，等到当前工程结束、对组件的需求减少之后，欧洲、美国等地区的新项目开建率还是有一些风险，具体的影响可能会在第二、三季度集中显现。

　　BNEF（彭博新能源财经）已将2020年全球光伏需求预测从121-152GW下调至108-143GW，2020年可能会是八十年代以来新增光伏装机规模首次出现下降的一年。CIC灼识咨询总监董筱磊对第一财经表示，从需求上来看，随着全球各地常规经济活动的减速和暂停，从资金链上对光伏行业的需求产生了影响，部分客户开始采取谨慎的观望态度，减少了市场对光伏产品的需求量。

　“美国有个别的分销商，针对分布式光伏项目有少量的订单取消，德国也有一些供应商已经发出预警，表示可能会有一定的风险。”宋昊说道，二三季度是非常重要的时间点，因为海外此前的隔离政策并不是非常严格，而之后的政策会不会加强、疫情恐慌会不会加剧，都需要在二季度进行观察和确认。

　　海外市场需求占全球光伏市场需求的约四分之三，对于隆基、晶澳等一线光伏企业而言，海外市场整体占据公司出货量60%以上的份额。例如晶澳科技2019年海外组件出货占比73.61%，并且海外业务占比有不断上升的趋势。因此海外疫情在接下来两个季度，可能会对这些公司在订单需求、运输、供应链、人力成本等方面造成较大影响。

　　宋昊指出，就像国内2月的人员隔离一样，接下来欧洲各个国家地区之间也会出现人员隔离导致的物流不畅和整体供应成本增加，此外，向海外出货的一些港口已经出现货物的堆积，清关速度也在下降。正泰新能源总裁陆川此前也表示：“如果疫情进一步恶化，欧洲进入全面在家办公的状态，我比较担心港口码头包括物流仓储操作员工无法正常工作，那么即便货发到欧洲，客户也不能正常提货。”

　　国内市场或迎价格竞争

　　相对于可能迎来艰难时期的一线企业而言，光伏行业的二线企业则已经开始面临困难，一些企业主要靠国内的市场或者一些短期订单，现在已经有一定的潜在压力，由于没有新订单，二三线企业的组件库存正在变大，并且正在向上游传导。

　　“比如说玻璃，因为终端需求有支撑，价格一直比较坚挺，但是最近玻璃整体的库存量在上升，已经开始调整降价，大概一次性超过10%。“宋昊说道。

　　光伏咨询机构PV InfoLink的价格调研也显示，海外疫情导致需求转弱，电池片、组件等辅材的价格下探。PV InfoLink表示，海外疫情仍未达高峰，市场悲观氛围蔓延，需求端的影响持续扩大，三月底组件端开始出现客户递延订单、甚至退单的消息，其中封锁中的印度以及疫情严重的欧洲尤其明显。由于4月的订单大多已在先前谈定，因此目前看来5月的订单量相比4月可能进一步转差，尽管后续疫情发展难料，但可以预见的是，由于海外需求转差，在Q2-Q3初始的海外需求空窗期将造成组件进一步跌价，后续组件价格的下跌将会转趋明显，包括价格高档持稳的美国市场也出现组件价格松动的情形。

　　陆川指出，以目前全球市场的情况，各公司发货谨慎，意味着组件的出货量有所下降，那么会倒过来推动上游电池和硅片的价格的压力，大家会更重视国内的市场，来抢国内的订单，这个时候价格竞争会有所提前。

　　而站在企业的角度，面对海外疫情可能导致的不利影响，宋昊认为，企业的成本控制水平是核心要素，在其他企业不赚钱的时候，能否继续保持盈利或者不亏损；此外要提高产品的竞争能力，即在市场不利的同等条件下，能不能把产品卖出去；最后还要看企业的财务健康水平，底子是不是足够厚。

　　董筱磊强调，在疫情情况下，光伏企业的订单下滑、成本上升，将会在短期内对行业造成一定的影响，这种影响会作用到各行各业，不过，“对于光伏行业这一主要面向企业的商业模式，短期内的影响将远小于面向终端消费者的商业模式。若疫情在短期内得到有效控制，对行业的影响将会得到较快缓解。”董筱磊说道。

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。

3月31日，国家发改委印发了《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（下简称《通知》），公布了集中式光伏、工商业分布式、户用分布式以及光伏扶贫项目的上网电价政策。

《通知》提出，对集中式光伏发电继续制定指导价。将纳入国家财政补贴范围的I~III类资源区新增集中式光伏电站指导价，分别确定为每千瓦时0.35元（含税，下同）、0.4元、0.49元。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。

2016-2020年新增集中式光伏电站电价

去年4月28日，在国家发改委下发的《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》中，集中式光伏电站标杆上网电价被改为指导价，并将纳入国家财政补贴范围的I~III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.40元（含税，下同）、0.45元、0.55元。

与一年前的电价相比，新发布的集中式光伏发电指导价中，I类资源区突破了0.4元/千瓦时，达到0.35元/千瓦时。与煤电相比，尽管处于I类资源区的省份煤电价格普遍较低，但是0.35元/千瓦时的光伏电价已经十分接近当地煤电价格。

以I类资源区的青海为例。按照2019年10月国家发改委印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》要求，燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，青海目前的煤电基准价为燃煤发电标杆上网电价的0.3247元/千瓦时，按照上浮不超过10%、下浮不超过15%的原则，青海目前的煤电价格在0.2760~0.3572元/千瓦时之间，已经能够触碰到当地煤电价格的上限。

目前，光伏I类资源区主要包括宁夏全省、青海（海西）、甘肃（嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌）、新疆（哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依）、内蒙古（呼和浩特、包头、乌海、鄂尔多斯、巴彦淖尔、乌兰察布、锡林郭勒）。

在青海之外I类资源区，宁夏、甘肃的燃煤标杆电价分别为0.2595元/千瓦时和0.3078元/千瓦时，内蒙古按照蒙西和蒙东燃煤标杆电价分别为0.2829元/千瓦时和0.3035元/千瓦时。按照上浮不超过10%计算煤电的上限价格，均比0.35元/千瓦时要低。

此外，《通知》还明确，纳入2020年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.05元；采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的所有工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.05元。

《通知》规定，纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。符合国家光伏扶贫项目相关管理规定的村级光伏扶贫电站（含联村电站）的上网电价保持不变。

国家发展改革委在研究制定政策过程中，通过多种形式，广泛、充分听取了相关部门、光伏发电企业、光伏制造企业以及行业协会和专家的意见建议，汇集了各方面智慧，凝聚了行业最大共识。《通知》的发布将有利于稳定行业预期，引导行业合理安排投资建设，促进光伏产业健康有序发展。

4月2日，国家发改委印发《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（以下简称《通知》）要求，工商业分布式光伏发电补贴标准和新增集中式光伏电站指导价均有所降低。这已经是8年内第六次下调光伏行业指导价。

业内人士表示，光伏行业正迎来 “低补贴”、 “去补贴”的新阶段，光伏企业单纯依靠补贴来实现发展的路子正越来越难走，未来光伏企业需要进一步降本增效，提高自身核心竞争力。

一降再降

《通知》提出，降低工商业分布式光伏发电补贴标准。纳入2020年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.05元；采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的所有工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.05元。

除了降低补贴标准外，《通知》还降低了新增集中式光伏电站指导价：纳入国家财政补贴范围的I～III类资源区新增集中式光伏电站指导价，分别确定为每千瓦时0.35元、0.4元、0.49元。若指导价低于项目所在地燃煤发电基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价），则指导价按当地燃煤发电基准价执行。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。

与去年的政策相比，不同类型项目的补贴和电价下降幅度各有不同。其中，Ⅰ、Ⅱ类资源区的指导电价下降每千瓦时0.05元，Ⅲ类资源区的指导电价下降每千瓦时0.06元；自发自用、余电上网分布式的度电补贴则下降了每千瓦时0.05元；户用光伏项目的度电补贴下降了每千瓦时0.1元。

英利集团相关负责人向北京商报记者表示，“今年的光伏补贴政策基本符合业内预期，在政策引导下市场也正在为全面进入平价时代做准备。虽然受疫情影响，但光伏市场已经有序恢复，并正常开展各项工作”。

值得注意的是，此次并非国内光伏补贴首次退坡。据统计，三类资源区光伏标杆上网电价8年来共下调6次，降幅达6成，分布式光伏发电项目补贴共下调4次。业内人士预测，“十四五”初期国内光伏将大规模实现平价上网，届时光伏补贴政策也会正式退出历史舞台。

此前，财政部、国家发改委、国家能源局在《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》征求意见座谈会上曾提出，到2021年，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴。

扩张压力

作为国家出台的支持性政策，发电补贴对光伏行业的发展起到过极大促进作用。数据显示，2013-2015年，国内光伏年均新增装机达10GW以上，累计装机由2012年底的7GW增至43.18GW，并由此成为全球光伏发电装机容量最大的国家。

在补贴扶持下，不少光伏企业也在这一期间实现了快速发展。以协鑫集团旗下的保利协鑫为例，该公司2015-2017年收入分别为204.84亿元、220.24亿元、237.94亿元，逐年增长，且公司拥有人应占利润在这三年中均分别达到了20亿元左右。

随着光伏行业日益成熟，政府补贴开始逐步退坡。2018年5月31日，国家发改委、能源局、财政部联合发布的《关于2018年光伏发电有关事项的通知》提出，暂不下发普通电站指标、项目规模限制在10GW以内以及上网电价补贴每千瓦时降低0.05元。

在“531”新政实行后，包括保利协鑫在内的部分光伏企业开始感受到发展压力。2018年，保利协鑫的公司拥有人应占利润由19.26亿元大幅跌至亏损6.93亿元；2019年，在出售资产的情况下，保利协鑫的公司拥有人应占利润仍仅为亏损1.97亿元。

不过，也有一些光伏企业挺过了补贴退坡的压力，业绩仍保持增长。2019年，通威股份、中环股份、隆基股份等光伏企业营收均破100亿元，其中隆基股份还实现净利同比翻倍。

进入2020年，上述光伏企业几乎无一例外选择继续扩产。3月19日，通威股份发布公告称，计划于云南保山投资年产4万吨高纯晶硅项目，预计投资40亿元。3月23日，隆基股份也宣布将投资70.11亿元建设嘉兴年产5GW单晶组件项目、腾冲年产10GW单晶硅棒项目和西安航天基地一期年产7.5GW单晶电池项目。

经济学家宋清辉表示，作为能源行业的一大领域，光伏行业也讲求规模效应。对于身处其中的任何一家企业来说，如果不能比竞争对手跑更快，就会很容易丧失既有的优势，甚至会被挤出场外。而国信证券认为，2020年为国内最后一批新增光伏的补贴之年，国内市场或将迎来“终极抢装”。

然而，外部市场环境的变化，正给积极扩产的部分光伏企业努力带来新的压力。国家发展改革委价格监测中心监测显示，本轮成品油调价周期内（3月17日-3月30日）国际油价继续震荡下跌，伦敦布伦特、纽约WTI平均油价比上轮调价周期下降36.05%。

厦门大学中国能源政策经济研究院院长林伯强认为，目前低油价可能带动煤炭和天然气的价格下跌，这会削弱光伏等新能源行业的竞争力。此外，新冠肺炎疫情蔓延的多国，多为我国光伏产品的出口国，这也将是相关光伏企业需要面对的考验。

英利集团相关负责人则介绍称，原油价格下滑目前对光伏行业还没有产生非常显著影响。新冠肺炎疫情目前对于全球光伏项目施工进度都产生了一定的影响。随着全球疫情的不断扩散，今年光伏市场不确定性在加大。

加速洗牌

“补贴减少甚至取消，将加速产业升级，进一步淘汰落后产能并提高行业门槛。”英利集团相关负责人在接受北京商报记者采访时表示。

事实上，此前受补贴退坡影响，多家企业已经在加速变革。保利协鑫方面介绍称，基于企业自身发展进程及行业市场环境变化，保利协鑫正向轻资产转型，并在与市场的持续磨合中，升级为从资产经营逐步向资本经营及服务输出转型的发展战略。

根据公告，自2018年10月，保利协鑫已完成超过1.5GW的光伏电站出表，7个月内将总计回收近28亿元，同时降低债务约87.2亿元。所有已出售电站的财务状况将不再纳入保利协鑫的财务报表，一方面可降低保利协鑫账面折旧摊销费用，优化利润表；另一方面，也有效降低了保利协鑫负债率，优化了财务结构。

业内人士认为，企业想要盈利，下一步需要持续在技术层面突破，进一步降低度电成本，进而实现平价上网。

据了解，降低光伏电站的度电成本，最重要的是提高光伏系统的转换率，提高转换率则需要由硅片、电池片、组件等多个环节进行协同完成。目前，我国主流光伏产品光电转化率在20%左右。

从目前看，双玻技术是提高转化率的重要措施，且需求在不断加大。2020年，TestPV预计，全球双玻组件市场需求会有20-24GW 的需求。

“新的环境，新的挑战，2020年光伏行业具体走向情况尚不明朗，但提高性能，努力实现平价上网是对中国企业最重要的考验，在此过程中，一些企业可能会倒下，一些企业会坚持下来。”林伯强表示。

“随着技术进步和成本的下降，光伏发电已经成为极具竞争力的投资品和发电方式。英利一直致力于通过不断的技术创新及进步，提供适应市场的产品。未来英利也会继续依托5大国家级的实验室及平台，通过技术进步来提高业主的收益率，促进光伏行业的健康发展。”英利集团相关负责人称。

隆基股份在回复北京商报记者时称：“光伏行业要健康可持续发展，就必须直面补贴退坡或去补贴化，拥抱平价时代是每一个光伏企业向好发展的必然选择。未来将积极推动高效技术的普及与落地，引领光伏行业向高效、高可靠方向发展，不断提升光伏发电的价值增益。”

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局，国家电网有限公司、南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：

　　为充分发挥市场机制作用，引导光伏发电行业合理投资，推动光伏发电产业健康有序发展，现就2020年光伏发电上网电价政策有关问题通知如下。

　　一、对集中式光伏发电继续制定指导价。综合考虑2019年市场化竞价情况、技术进步等多方面因素，将纳入国家财政补贴范围的I～III类资源区新增集中式光伏电站指导价，分别确定为每千瓦时0.35元（含税，下同）、0.4元、0.49元。若指导价低于项目所在地燃煤发电基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价），则指导价按当地燃煤发电基准价执行。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。

　　二、降低工商业分布式光伏发电补贴标准。纳入2020年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.05元；采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的所有工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.05元。

　　三、降低户用分布式光伏发电补贴标准。纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。

　　四、符合国家光伏扶贫项目相关管理规定的村级光伏扶贫电站（含联村电站）的上网电价保持不变。

　　五、鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏产业发展。

　　本通知自2020年6月1日起执行。

国家发展改革委

2020年3月31日

2019年前三季度分布式光伏撑起了装机的“半壁江山”，其中户用装机占据了很大的比重，随着2019年10月户用指标告罄，第四季度分布式装机很快便被“打回原形”。2020年多位专家表示，除户用市场之外，分布式装机恐怕不容乐观。

政策不明朗便是原因之一，2019年分布式光伏与集中式光伏一同竞价，相较之下不具竞争优势，而平价分布式目前没有可作为依据的政策。

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，而该方案并未直接给出户用光伏补贴强度及分布式规模。

对此，王斯成老师曾在线上直播时表示质疑，王老师认为，“自发自用，余电上网”的分布式光伏是目前平价时代的最优选择，但却面临着政策缺失，无据可依的窘境，严重阻碍了分布式光伏发电的发展。

值得注意的是，虽然国家发改委尚未明确2020年分布式补贴强度，但部分地区已经提前下发补贴政策。

2020年3月31日，西安发改委发布关于申报2019年度光伏补贴资金的通知，据通知显示，2019年1月31日至2020年1月31日期间在西安市辖区内首次申领和延续的分布式发电项目(含光伏扶贫项目)，且全部使用市内企业生产的组件，组件转换率达到光伏“领跑者”先进技术标准的，符合国家、行业或地方建设质量标准的项目，从并网时算起，给予投资人0.25元度补贴。

对于屋顶光伏电站项目，按照装机容量给予屋顶产权人10万元/兆瓦一次性补贴、同一屋顶产权人补贴不超过100万元。

据北极星太阳能光伏网不完全统计，东部地区共有10个市级、1个县级政府出台了可以领取补贴的政策，目前政策还在有效期之内，涉及湖北、江苏、广东、山西、浙江、海南、安徽等地，且补贴强度均超过0.1元/kWh，深圳市政府给予的补贴强度甚至高达0.4元/kWh，浙江乐清市、江苏扬中市也给出了0.3元/kWh的补贴标准。

由此表可以看出，东部许多城市对分布式光伏的支持并不只是嘴上说说，而是愿意拿出真金白银。还有一些地方政府虽然没有正式下发补贴资金，但也以其他白纸黑字明确表示支持分布式发展的“望梅止渴”，这里便不再一一列举了。

当然，市一级的政策支持对于庞大的分布式光伏产业来说终究不免扬汤止沸，如王斯成老师所说，中央政策的缺失，仍旧是分布式光伏发展的重大障碍，我们也都在盼望着，怕它不来，也怕它硬来。

2017年首次下调分布式光伏度电补贴，从最初的0.42元/kWh下调至0.37元/kWh；2018年光伏行业“急刹车”，将分布式光伏度电补贴标准调整为0.32元/kWh；2019年又将工商业分布式与户用分布式光伏补贴标准分别调整为0.10元/kWh和0.18元/kWh，2020年，我们还在默默等待。

疫情全球蔓延带来的供过于求，让国际原油价格短期内难以走出低谷，国际石油公司纷纷压减投资，中国的国有石油公司如何应对，成为业内关注的焦点。

中国三大国有石油公司不约而同地在上周举行的2019年业绩公布电话会上表示，将缩减开支，以应对疫情带来的低油价风险，中国石油还宣布将加大对新能源的布局，推动化石能源与新能源全面融合发展的低碳能源生态圈建设。

国务院发展研究中心资源与环境政策研究所能源政策研究室主任洪涛在接受中国经济时报记者采访时坦言，低油价对中国经济总体上利好，降低了全社会尤其是产业发展的能源成本，关联油价的天然气也将随之降价，有利于中国天然气发展，具有环保红利，但低油价或在一定程度上拉低交通领域电气化的发展速度。同时还将对石油公司的上游开发产生不利影响，直接影响投资意愿与投资强度，特别是中国石油受到的冲击可能更大。

2019年，三大国有石油公司增储上产成效明显，中国最大的油气生产商中国石油原油产量止跌回升，天然气产量创五年来最高增幅。年报显示，2019年中国石油油气当量产量15.61亿桶，同比增长4.6%，作为公司盈利主体地位的勘探与生产板块实现经营利润960.97亿元，同比增长30.7%，而油气单位操作成本12.11美元/桶，同比下降1.6%。中国石化年报称，公司全年油气当量产量458.92百万桶，其中，境内原油产量249.43百万桶，天然气产量10477.8亿立方英尺，同比增长7.2%。

以上游勘探开采业务为主的中国海油，大力压缩成本也已取得积极成效，2019年年报显示，中国海油主要桶油成本同比下降2.0%至29.78美元/桶油当量，使得公司在2019年国际油价同比降逾超过一成的情况下，净利逆势同比提升15.9%至610.5亿元。

尽管如此，中国海油董事长汪东进依然在业绩公布电话会上表示，将调整和优化勘探开发的生产计划，包括资本性支出的压减，以及油气生产成本的进一步压减。在此之前，中国石化已表示，公司将把非生产性支出在年初预算的基础上下调20%。

最近几年国有石油公司大力推进的提质增效行动，已取得积极进展，生产成本持续下降，客观上增强了石油公司应对低油价风险的能力，但与当前30美元/桶以下的国际油价相比，国内石油公司的上游勘探开采成本依然面临较大压力。

上海钢联能化副总裁廖娜在接受中国经济时报记者采访时指出，当前国内增储上产面临的最大挑战是低油价，考虑到国内的地质条件，低油价下增储上产没有经济性，但从保障国家能源安全的角度出发，需要继续推进，但应适当调整实施节奏和方式，此时更应当购买低价的原油充实战略储备。

2019年以来，国内的三大国有石油公司纷纷制定并落实以增储上产为主要目标的“七年行动计划”。业内普遍认为，考虑到中国石油和天然气不断攀升的对外依存度，为保障国家能源安全，这一规划短期内或将不会大幅调整，石油公司需要通过产业链分担低油价的压力。

中国经济时报记者对三大国有石油公司历年发布的年报梳理后发现，上游勘探开采、中游炼化和下游销售板块的利润随着国际油价的波动变化，当国际油价较高时，上游利润可观，而中游和下游利润有限，国际油价较低时，中游和下游利润要优于上游，石油公司的整体利润虽有波动，但相对平稳。

廖娜指出，历史上国际油价已经经过多轮起伏，一体化是国际石油公司应对风险的最好途径，可以通过产业链分担风险。低油价下，中国的石油企业应抓住两头，一方面增加上游原油供应，除了国内的增储上产外，还应当鼓励条件允许的企业，以全球炼化中心转移和满足国内供给为目标，利用低油价进行海外优质油气资产并购;另一方面，建立基金，鼓励企业发展下游精细化工产品的核心技术，抢跑未来的终端。

洪涛分析说，中国目前的经济刺激政策和热火朝天的“新基建”，大多数与石油天然气并无直接相关性，即便“新经济”“新基建”可以拉动中国经济短暂恢复，也不会对石油消费有太大拉动效应，至少年内达不到疫情之前的水平，因此国有石油公司短期的经营将面临较大压力。

中国石化在年报中表示，将聚焦全产业链系统优化，着力拓市场、防风险、抓机遇，尽最大努力减少新冠肺炎疫情和油价大幅下跌带来的负面影响，力争实现较好的经营业绩。受新冠肺炎疫情的影响，公司2020年生产经营计划目前正在动态调整中。

疫情下的低油价，正在加速中国石油布局非油业务的步伐。中国石油董事长戴厚良在2019年业绩公布电话会上透露，将进一步加大光伏发电和风能的规模，进行全面布局。在“十四五”期间，公司将在做好油气业务、大力发展天然气的同时，启动新能源专项规划的制定等有关工作并加以实施。下一步，将积极推动化石能源与新能源全面融合发展的低碳能源生态圈建设，为公司打造有国际竞争力的综合性能源公司奠定坚实基础。

一季度将尽，新能源在平价上网的最后过渡中经历考验。面对即将到来的平价上网，新能源产业还需要哪些应对之策？未来的“后平价”时代，行业还面临哪些机遇和挑战？

日前，由特变电工新疆新能源股份有限公司主办的2020“风光无限，平价定乾坤”云端研讨会顺利举行。平价，已经成为现阶段当之无愧的关键词。

无补贴也要有支持

“2021年以后，达到平价就不会有国家补贴了，到时候我们的光伏要怎么做？怎么样才能有钱赚？对于全额上网项目，我做了简单的测算，Ⅰ类资源区的合理电价必须要做到0.25元/kWh以下才行，Ⅱ类资源区0.30元/kWh以下，Ⅲ类资源区也要到0.35元/kWh以下。”针对平价以后的市场，国家发展和改革委员会能源研究所原研究员王斯成心有担忧。“按照中国光伏行业协会刚刚发布的中国光伏产业发展路线图，即便到了2025年前后，三类资源区的集中式光伏电站度电成本均达不到这样的水平。所以，必须要有相应的政策辅助，没有补贴不代表没有支持政策。”

有效的支持政策有哪些呢？王斯成建议，首先，应当放开“光伏逆变器容配比”。按照现行的《GB50797-2012：光伏发电站设计规范》，所谓容配比，指光伏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。目前，国内光伏电站要求的容配比标准多为1：1，但从实际应用以及国际实践情况来看，系统最优的容配比往往都大于1：1。“在美国，部分地区的最优容配比可以达到1.4：1，如果我们可以达到这样达到水平，甚至是只放宽到1.2：1，度电成本就会很明显地降下来。”

“此外，建议取消收购小时数的上限限制，保证光伏系统‘先发、满发’，这样，Ⅰ类资源区的年发电小时数甚至会超过2000小时。”王斯成强调，一旦发生“弃光”，要及时给予企业相应的补偿，“这一点更要严格执行”。

同时，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩也指出，政策支持更要“具体问题具体分析”。“按照现在的政策，已经申请过补贴的项目如果2020年底前不并网以后就不能领取补贴了。现在还存在很多不确定性，特别是在海外，风电建设的很多原材料又依赖进口，所以从稳增长、促经济的角度我们也希望政策上有一定的宽限。这也同样有利于风电产业走向平价以后可以健康发展。”

靠政策更要靠市场

在政策支持的同时，王斯成也强调，新能源发展至今，更需要充分发挥市场作用。“比如，要逐步建立全国统一的电力市场，使我国超高压输电通道真正发挥作用，为在我国西部建设高比例可再生能源发电基地扫清障碍；要加快电价改革和分时电价体系的建设，促进光伏电站站内储能的发展。”

以光伏电站的站内储能为例，王斯成认为，高渗透率的储能应用必须伴随电力市场分时电价的完善。“有充分的电力市场化交易和分时电价体系就会有利润空间，也就有安装站内储能的内生动力和积极性。此前，有一些省份出台过一些强制性配置光伏站内储能的政策要求，但最终都不了了之。在这个环节，肯定不能靠政策强制，要做的是给企业利润空间，要靠市场化、商业化的手段去启动和推广。”

技术要创新 产品得过硬

除外部环境的激励，行业也将“后平价”时代的发展聚焦于自身实力的提升。

“在即将到来的‘十四五’，我们更应该关注行业内是否存在颠覆性的产品以及可能的影响。”水电水利规划设计总院新能源部副主任王霁雪表示，依靠技术和产品的创新升级，才能让中国的新能源产业持续发展并在国际市场上保持竞争力。

特变电工新疆新能源股份有限公司总经理张建新深有同感。“目前，新能源正处于实现平价上网的关键期，面临着电网消纳空间限制、电网协同稳定性不足等问题。同时，传统扩产降本的竞争模式已转向技术制胜的博弈。要实现未来风电、光伏高比例部署，技术创新、迭代无疑是非常关键的。”

为此，据张建新介绍，特变电工新能源正在加大技术研发投入，从而推动新技术和新产品应用，降低光伏、风电系统的技术成本。“例如，在光伏发电领域，特变电工新能源开发了目前行业内大功率228kW组串式逆变器，LCOE降低3%以上；在智能运维方面，我们开发了TB-eCloud云平台，电站应用可提升运维效率10%，提升发电量2%，降低度电成本4%。

目前已接入光伏、风电项目容量超200万千瓦。”“归根结底，平价上网不是光伏、风电发展的终点，而是一个全新的起点。我们需要顺应时势而变，克服发展中的困难，真正进入高比例可再生能源新时代。”张建新说。

3月27日，中共中央政治局召开会议，会上指出，要加大宏观政策调节和实施力度。要抓紧研究提出积极应对的一揽子宏观政策措施，积极的财政政策要更加积极有为，稳健的货币政策要更加灵活适度，适当提高财政赤字率。

这一信号被证券行业专家解读为利好，有经济学博士认为“光伏欠补大概率会一次性下发”。得出这一结论的原因不难理解，疫情形势逐渐明朗，经济亟待回复，内需急需拉动，补贴的下发无疑可增加相关企业及业主的资金流动性，有利于企业再投资和个人消费。

尽管这一结论尚属猜测，但也可以分析下，截至目前，到底有多少光伏项目还没拿到补贴？可再生能源补贴覆盖规模是怎样的？

上上周，《关于开展可再生能源发电补贴项目清单有关工作的通知》正式印发，明确可再生能源项目进入财政补贴目录的条件。

根据《通知》内容所示，纳入该次补贴的光伏发电项目需要于2017年7月底前全部机组完成并网(光伏“领跑者”基地项目、2019 年光伏竞价项目并网时间可延长至 2019年12月底)。首批名单将于4月30日前完成审核，6月30日前进行发放。

该次首批补贴清单项目是前七批目录之外的存量可再生能源项目，即通俗所称的“第八批”目录。此次目录由电网公司主导，就各自经营范围形成补贴清单并上报相关部门，补贴不再由财政部统一发放。

可再生能源发电补贴项目的规模缺口较大，风电覆盖进度快于光伏。2019 年底全国光伏累计装机容量达到204.3GW，风电装机容量为210.1GW，而前七批纳入可再生能源补贴目录的光伏项目容量仅为47.3GW，风电项目容量117.3GW，占装机总容量的比例分别为 23%和 56%。

而此次可再生能源发电可申报项目总容量空间十分可观，光伏风电合计超 170GW。截至2017年7月，全国并网光伏113GW，减去此前已纳入前七批目录的项目容量，还有约65GW 可以申请补贴。此外还有2019年底前并网的12GW的领跑者和8GW的竞价项目，此次也可以申请进入补贴清单。

因此，此次累计可申请光伏项目的总规模约85GW。

那么在最新补贴文件下发之后，截止 2019 年的光伏、风电项目补贴落实情况如下：

光伏：总装机 204.3GW，进入前七批补贴目录 47.3GW，占总装机 23%，此次可申报补贴清单项目85GW，占总装机 41%，剩余未解决补贴来源项目73GW，占总装机36%。

风电：总装机 210.1GW，进入前七批补贴目录 117.3GW，占总装机 56%，此次可申报补贴清单项目 92.4GW，占总装机44%。2020 年可再生能源补贴水平继续下降，向平价时代过渡。

光伏补贴固定电价经历了 从 2013 年开始的固定电价 0.9~1元/kWh，一直下降至今年的指导价 0.35~0.49 元 /kWh，已经与燃煤标杆电价相差无几。经过多年的发展，光伏市场竞争力不断增强， 第一批不依赖补贴的14.8GW平价项目名单也于2019年5月发布，而第二批项目根据刚刚发布的政策，在今年 4 月底前进行上报。未来平价项目将成为光伏市场的主 流，市场化政策也将取代补贴政策成为行业发展的指南针。