根据国家能源局统计，截至2019年6月底，全国光伏累计装机量达到了185.59GW，其中集中式电站装机达到130.58GW，分布式光伏装机达到50.01GW。从2009年第一批特许权招标项目到现在，十年间，中国光伏产业已经彻底告别“两头在外”的尴尬局面，成为全球最大的光伏制造、应用市场。

　　从整个光伏产业链来看，电站运维排在最后一个环节，但这个环节对发电量影响不可小觑。我们知道，对电池、组件企业而言，提高1个百分点的发电效率难比登天，需要投入的技术研发成本动辄以亿为单位计量。但如果在运维环节存在不规范、不专业的操作，损失系统1-2%的发电量，可就太容易了。

　　索比光伏网调研结果表明，百兆瓦级光伏电站往往比较受重视，投资企业（多数为大型电力投资集团）会配备专门的运维人员，但如果项目体量较小，通常会承包给第三方公司。由于第三方的技术水平参差不齐，人员流动性大，在实际操作中很可能给业主造成不必要的损失。

　　专家表示，逆变器不仅是光伏系统的心脏，也是光伏系统的喉舌。如果光伏系统任何一部分出现故障，都会通过逆变器告诉运维工作者。从这个角度看，寻找一家拥有逆变器研发、生产经验的企业做运维，似乎是上上之选。

　　这是什么操作？

　　今年5月，笔者在江苏参观一个光伏项目时，注意到某台逆变器的噪音十分明显，箱体温度也高出不少。现场人员表示，由于电站规模较小，没有请专业的运维公司，这台逆变器几个月前出现故障，由于产品已经过保，为了省钱，他们找了山东某企业进行维修。目前系统已恢复发电，但噪音、发热等问题无法避免。

　　找第三方企业维修逆变器？笔者调查发现，该企业将出现故障的核心零部件（包括IGBT电容模块和采集板等）直接换成自己的产品，让逆变器恢复基本功能

　　今年7月，ABB宣布退出光伏业务，这是继艾默生、西门子、GE、施耐德等国际巨头先后发布关闭相关业务后的又一行业重磅。业内人士纷纷感慨：当逆变器企业离场，逆变器由谁维护？

　　国内一家知名逆变器企业技术人员表示，逆变器属于高度集成化产品，开放程度有限，各家企业都有自己的标准和设计，维修时没有统一的行业标准，擅自拆机、更换零部件可能导致发电不稳定，影响电能质量和电网安全，存在被限电的可能。如果维修单位工艺落后，还会出现防护等级不达标、寿命缩短等情况，给电气安全留下隐患。

　　不同于汽车维修，大多数零部件可以直接购买，逆变器的核心零部件很难在市场上买到，如果碰到企业自制件，寻找替代品也更加困难。此外，非专业人员对局部（如控制模块、功率模块、冷却模块）进行维修时，很容易‘牵一发而动全身’。该技术人员介绍。

　　为了验证这一说法，笔者又联系了多家企业进行核实。某分布式逆变器生产企业透露，他们从不会当着客户的面维修，即使已经过保，也遵循同样的原则，所有故障产品一律替换下来，运到总部统一处理。至于其他企业的逆变器，维修相当于重新设计系统，其成本不亚于零基础生产一台逆变器，根本没有价值，也无法提供任何保障。

　　另几家企业的态度也非常明确。无论网点维修、运回总部还是替换模块，无论在保还是过保，大家都不愿承担其他品牌逆变器的维修工作，更不愿让其他人用这种方式对待自己的产品。“就像你说的那样，这台逆变器散热存在很大问题，甚至有起火的风险。到时候大家看新闻，上头条的是我，不是他！”一位逆变器企业市场部负责人不满地说。

　　如此说来，这种方式应该是非常不靠谱了。

随着风电、光伏等新能源并网装机规模的不断增多，消纳问题也日益凸显，电网为了保障整个电力系统的安全稳定运行，对新能源场站的考核也越来越严格。自2018年以来，山东、华东、新疆等地能源监管局陆续出台或调整了“两个细则”考核标准;2019年1月起西北开始按照新版“两个细则”进行考核，相比旧版考核力度更大、要求更严。

据国能日新相关负责人表示，“两个细则”考核的整体趋势就是越来越严格，一方面考核范围不断扩大，从最初的西北地区扩大至全国范围内，从2019年年中以后，考核已经在全国各个省份开始展开;另一方面，考核的电站类型也开始向分布式电站蔓延，基本上6MW以上的分布式项目在功率预测、AGC/AVC等信息化方面开始全方位的向集中式电站靠拢。

“以往行业对于‘两个细则’的关注点主要在西北几省，但随着考核范围的扩大以及分布式光伏装机的不断增长，南方区域的电站业主亟需重视起来。目前有些省份还没有出台两个细则的正式官方文件，但是对于细则中的一些细节方面，调度上会对电站提出要求。例如江苏有要求10MW以上分布式电站按集中式电站规划信息系统，软件、硬件标准一致。不同地区有不同的考核标准，但整体趋势上会越来越严。”上述人士表示。

国能日新产品总监范华云在今年7月份由中国光伏行业协会、光伏們主办的第三届分布式光伏嘉年华会议上提到，“分布式电站信息化的建设是必然趋势，这主要存在三个驱动因素，一是电网为保障安全稳定运行的现实需求，需要电站提供功率预测系统、综合自动化系统等信息保障;二是电站自身精细化管理的内在要求，从而更好的实现减耗增效;三是为未来的电力交易、虚拟电厂等打好基础，提高收益。”

对于电站业主而言，在当前补贴拖欠暂时无法有效解决、增量项目趋于平价的情况下，严格的考核也给场站带来更大的经济负担。根据西北能监局公布的青海电网2019年1、2月“两个细则”考核补偿结果来看，2019年1月(即新版“两个细则”实施的第一个月)青海省光伏电站缴纳的罚款高达1153万元，相较2018年12月的487万元上涨了一倍多。

上述人士表示，“新能源场站的考核罚款一直是比较严重的，尤其对于规模较大的电站，罚款金额会更多，因为各方面的考核因素对于规模越大的电站相对考核越难。西北地区由于集中式地面电站装机体量大，罚款更加严重一些。总的来说，风电场站的罚款会比光伏场站更多一些，因为风电的波动性更大。”

面对“两个细则”的考核，国能日新技术专家表示，只有通过不断优化预测技术，提升预测精度，才能真正减少考核，提升经济效益。除此之外，功率预测系统电力交易方面也体现出很高的应用价值和经济效益。

国能日新相关负责人表示，在当前新能源场站考核越来越严格的趋势下，新能源场站也面临着更大的挑战。“对于电站业主来讲，需要更加重视起电站的运维管理以及后服务，除了电站整体的管理需求外，也需要更多关注电网的一些要求。在考核越来越严格的情况下，我们更需要提出精细化的管理，无论是从运维人员上，还是从配备的自动化、信息化的平台上，都需要做到精细化，比如监控系统、两票制、实时工单、预警系统等等，通过线上和线下的结合，以信息化和自动化的方式实现电站更高效的运维。”

“另一方面，在电力市场交易化的大背景下，功率预测可以帮助电站实现更好的增收，通过精细化的预测技术，提高预测的精度，将多余的电量做综合的算法和评估，在后续的电力交易中提升收益。”

作为全球最大的光伏电站应用市场，超180GW规模的存量光伏电站将给光伏电站运维与后服务带来数百亿元的市场空间。同时，运维及后服务也是电站稳定、高质量运营及保障收益的关键，也是进入平价上网的关键因素之一。

随着光伏行业的发展，不仅越来越多的传统能源投资企业，如华能，通过大量收购光伏项目转向光伏行业；一些石油企业也开始开展光伏等新能源业务。

1、全球石油巨头道达尔

早在2015年，中化道达尔加油站的光伏项目在无锡投入使用，成为国内首个油站光伏项目，目前已经安全运行4年多。该项目系统总装机容量为30千瓦，每年约发电3万度，可节约1.2万千克标准煤，年化收益率约为18%。

今年，道达尔集团和全球能源科技领军企业远景集团联手放了一个大招，二者联合成立了道达尔远景合资公司(TEESS)，计划在未来三年内，建设、运营超过一百万千瓦的分布式光伏绿色能源资产。

与此同时，中国的“两桶油”逐步在加油站开展分布式光伏发电项目。

2、中国石油的加油站光伏项目

2017年6月30日，中国石油山东销售淄博分公司、临淄王家庄加油站光伏发电项目投入运营。该站光伏发电系统安装在站房屋顶上，总装机容量达6.24kW，安装面积113平方米。

到2018年6月30日，该电站运行满一年“经过我们的测算，一年来共发电9987度，收益率在13%，这个数据我们还是比较满意的。”该项目负责人介绍。

“我们每个月用电在5000度左右，通过光伏发电每月能给我们提供给800多度电，而且都是白天的用电高峰期。我算了一下，一年下来，我们能够节省电费1500元左右。虽然看起来不是很多，但是我们不需要投入，仅仅是把闲置的屋顶提供给他们使用而且还给租赁费，我觉得这是一件大好事。” 临淄王家庄站经理贾继芳觉得光伏发电给加油站节省了费用是件好事。“有点遗憾的是，这次的光伏发电设备安装的比较少，发的电连我们加油站的正常使用都满足不了，更不用说外输了。”她期待安装更多的光伏发电设备，来满足加油站的使用。

3、中国石化的加油站光伏项目

近日，中国石化与正泰新能源首个项目正式开业，加油站屋顶变身光伏发电站。

该项目为杭州南环路加油站，位于杭州市滨江区南环路1568号，聚财路和南环路交叉口。加油站罩棚采用型钢罩棚，双列支柱形式。罩棚屋面采用彩钢瓦，总面积630 m2。本单元项目中共安装8串组件，每串配置285Wp多晶硅组件22片，共安装组件176片，总容量50.16kWp，配置50kW组串式逆变器1台，并网采用“自发自用余电上网”的方式接入电网。

在此之前，中国石化广东佛山石油也首次在小塘水上加油船试点安装光伏发电，发电量为44度/天。

随后，中国石化顺德大良加油站也引入光伏发电，每日发电量为80多度。

4、壳牌的加油站光伏项目

2018年，壳牌中国在河北、山东两省的五个加油站完成了光伏用电加油站项目的试点工作，实现了试点加油站用电自给自足，且余电可 “上网”被回购。

据壳牌中国介绍，使用分布式光伏发电后，壳牌唐山开平东环路加油站预计一年可发电1.4万度，实现二氧化碳减排3.8吨。

负责此次试点项目的壳牌中国工程经理余震华表示，由于加油站在安全、运营上有着较高的要求，光伏发电在加油站的推广一直受到制约。比如，在布置光伏电板时，必须充分考虑到潜在的漏电、火花风险等。在实际使用时，也必须提前设计好因天气、设备等原因导致无法供电的应对方案。

壳牌计划，2020年前，每年拟投资10亿-20亿美元用于新型发电和可再生能源。到2035年，公司计划将能源组合的净碳足迹减少约20%。2050年之前，实现所销售的能源产品净碳足迹减半。此次在分布式光伏发电上的布局试点，是壳牌未来能源发展方向。

据初步统计，全国至少有加油站13万座，即使有50%的加油站安装10kW的分布式式光伏系统，则全国将建成65万kW的分布式光伏项目！

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。

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。

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！