近年来，随着“光伏+储能”成本的持续下降，使得越来越多的公用事业公司开始将电池储能系统添加到他们的发电组合中。据相关研究报告分析指出，自2012年以来，电池储能成本已下降76%，这使得“可再生能源+储能”，特别是“光伏+储能”成为一个经济上可行的方案。2018年的531新政更是将“光储结合”推向新的高潮。

光伏行业发展迅速

2007年以前，我国光伏市场处于示范阶段，行业整体发展程度低；2012年，欧美对中国光伏行业启动双反政策，国务院于2013年发布《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，正式开启我国光伏补贴时代，2013年实现累计装机16GW；在补贴政策的支持下，我国光伏产业技术快速发展，光伏电站标杆上网电价不断下调，，实现累计装机130GW，当年新增装机53GW。

2018年开始，由于光伏发电成本不断下降以及光伏补贴缺口的出现，度电补贴开始下调，531新政的到来加速了行业洗牌和技术降本进程，2018年我国光伏累计装机容量174GW，新增装机44GW，在全球110GW的新增装机中占比40%，冠居全球。

能源消纳亟待解决

然而，一方面我国新能源装机容量不断提升；另一方面，市场化机制的缺失使得新能源消纳成为新的问题。2018年12月，国家发改委、能源局发布的《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》提出，到2020年基本解决清洁能源消纳问题，并对风电、光伏、水电、核电提出对应的消纳目标。为缓解清洁能源消纳问题，本次通知提出重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购，保障工作视电源类型、区域差异而定。

“531”新政发布，光储结合成为新的热点

2018年5月31日，国家发展改革委下发了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》。该通知不仅收紧了光伏的补贴标准和指标，还明确了未来光伏产业发展的两大基调，即评价上网和无补贴。

该项通知的出台，是环节光伏产业当前面临的补贴缺口和弃光限电等突出矛盾的重要举措，有利于推动光伏产业从规模增长向高质量发展转变，但无疑也给光伏产业带来了不小的冲击和重创。在这样的大背景下，光伏企业纷纷把目光投向储能，并将光储结合作为未来光伏走向市场化的出路之一。

2018年光储累计装机规模达259.6MV

光储结合是光伏走向市场化的出路之一，目前，协鑫新能源、华能集团、鲁能集团、黄河水电等不少市场参与者已经在积极部署光储项目。截至2018年底，中国已投运的、与光伏相配套的储能项目的累计装机规模达到了259.6MW，占中国储能投运项目总规模的25.7%。2018年的光储项目规模相比2017年增长了41.4%，其原因在于黄河水电、鲁能集团、协合新能源等新能源企业对储能的理解和认识逐步加深，同时对储能为光伏电站带来的价值进一步认同，进而在集中式光伏电站中部署储能项目的力度增大。

弃光现象得到改善

政府一系列政策相继出台，弃光现象得到有效改善。根据国家能源局数据显示，自2015年以来，我国弃光率呈波动下降的趋势。弃光率从2016第一季度的13.84%高位，波动下降，至2018年第三季度，弃光率已经降至的2.87%。

以上数据来源参考前瞻产业研究院发布的《中国储能电站行业市场前瞻与投资规划分析报告》。

531新政就像一针催化剂，显著加速了光伏行业的风云跌宕，特别是对于中国的下游光伏发电市场。据统计，2018年531之前，全国重大电站交易，仅0.05GW。2018年531之后，全国重点电站交易11项，1.29GW。2019年一季度，也达到了0.516GW，前后交易量激增达到20倍、10倍。仔细观察卖家多数是民营光伏企业，那买家都是谁呢？2018年7成电站的买家都有国资央企背景，2019年一季度，除一项海外电站出售给国外资产公司外，也全部都是国资背景。

　　回顾这几年的电站交易历史，也可以看到很明显的趋势（如下图），下游光伏发电行业，集中度正在加速，主角也逐步开始了变化。

　　乍一看，怎么有点像春秋战国的剧情啊？这里就有一个疑问了，光伏电站到底应该谁来玩呢？谁会成为真正的霸主呢？华夏能源网前几日的一篇文章（“国”姓豪门是否适合迎娶“光伏发电”？）就曾经提出，国资集团不应该成为中国光伏电站市场的主体。虽然作者也提出了很多的依据和理由，但我认为还是有些牵强，特别是全文没有对电站交易的现实大背景进行剖析分析，脱离现实谈发展毫无意义。

　　要研究这些问题，我们还是要从回顾中国光伏电站的历史开始：

　　一、 回顾历史——中国光伏的理想与现实

　　一中国光伏发电历史

　　我国的光伏制造业，作为一个全球瞩目的战略行业，最早完全依托于海外市场，获得了非常快速的增长，但随着海外的双反与萎缩，行业逐步遇到困难。结合中国在国际上做出的减排承诺，中国逐步开启了自己的光伏发电市场。

　　中国光伏电站市场的正式启动，是从2010年的“金太阳工程”开始的，但真正爆发是2013年光伏标杆电价补贴政策出台后，中国光伏发电一跃位居世界首位，持续至今。2017年新增装机甚至达到了全球的54.7%。就算去年531新政下“光伏寒冬”，仍然达到了40%。

　　作者是2013年加入的光伏行业的，说到当时我对中国光伏发电市场的感受，可以用一个字来形容——“抢”。抢项目（路条）、抢屋顶、抢并网（630）、抢人才（开发人员、项目管理人员、技术人员）。

　　当时中国光伏电站开发投资的主力就是民营光伏制造集团，大家普遍的思路就是：我懂光伏我专业——我有产品和供应链优势——抢先开发投资电站——抢市场占有率、形成规模优势——电站资产上市证卷化——获取高额回报。

　　这样做的好处也是很明显的：1，按照测算投资光伏电站（加上国家补贴）可以获得长期稳定高额收益，优质项目甚至可以达到20%以上收益，如果利用金融杠杆，收益甚至可以更高。2，可以显著带动自身的组件、逆变器等的销售。3，可以做大自身资产和营业额。4，拓展业务领域、摆脱单一的制造业局限。

　　这样一举多得的事情当然要做了，一时间一个新的中国奇迹产生了，除了2014、2015年几乎每年都是100%左右的高速增长。多数传统光伏制造集团，包括地方新能源企业，都加入了这场竞赛。

　　二理想与现实的差距

　　人们常说，理想很丰满现实很骨感。“补贴拖欠”、“弃光限电”、“居高不下的非技术成本”成为光伏现实中的三座大山。

　　补贴拖欠

　　经过16、17年的电站建设高潮过后，出乎政府的预期的高速增长，导致补贴无法及时到位，据业内人士统计，国家累计拖欠光伏补贴超600亿元，其中光协鑫一家就拖欠总计高达62亿。补贴平均拖欠时间在1.5年-2年左右。

　　弃光限电

　　光伏由于其发电量的波动性，对于电网有较高的消纳调节峰谷的要求，但过去几年光伏电站集中区域，往往是我国电力基础薄弱区域，消纳调峰能力本来就弱，再加上地方对于火电的相应保护，就造成了西北五省弃光率居高不下，据统计2017年新疆、甘肃两省的弃光率分别达到21.6%和20.8%。弃光的部分，可都是电站的纯利啊！

　　居高不下的非技术成本

　　目前非技术成本已经占到总投资成本的20%以上，算到电价上面至少1毛钱。其中包括了土地成本，电网接入成本，财务成本等等。

　　土地成本，近年由于消纳、限电等因素，近年来光伏电站普遍转移到土地相对紧张的中东部地区，土地租金普遍达到1000元/亩以上。有的地方甚至还要一次性缴纳10年、甚至20年的土地租金，加上部分地区需要缴纳的2-10元/平米不等的土地税费。折算下来，一个占地300亩的10MW电站，每年土地相关支出就达到80 - 300万，20年下来就是1600万-6亿元。而10MW电站的年发电收益也仅仅是600万 - 800万，这将极大减少电站的收益水平。

　　电网接入费用，包括了接入审查及批复相关费用、送出线路建设成本、送出线路征地费用、汇集站升压站建设成本、改造扩容费用等，投资大约为0.1~0.5元/W，大型电站往往动辄上千万甚至上亿，而这些很多本该是由当地电网企业承担建设的，虽然电网也承诺将进行回购，但是从近年来实际情况上看，目前为止实际回购的比例是很低的。

　　资金成本，这个其实中国民营企业的普遍困难，相对国外2-3%的平均融资成本，国内的政策性贷款利率也可以达到3-5%，但实际上看大部分民营企业是很难享受到的，往往融资成本要达到10%左右。这对于资金密集型的行业，影响是十分巨大的。

　　虽然，国家对于降低非技术成本上，已经做出了巨大的努力，但是距离真正解决还有很长的路要走。

　　三座大山的存在，不仅直接降低了光伏电站收益水平和现金流，“补贴拖欠”、“弃光限电”、“土地税费”的不确定性，更是直接削弱了金融机构对于光伏的信心和电站资产化能力。不仅让企业融资变得更加困难，而且更是直接破灭了众多下游光伏企业战略构想中最重要的一环“电站资产上市、证券化”的战略设想。直接导致了众多涉足光伏下游业务的光伏制造企业，纷纷陷入现金流短缺的泥潭。

　　531新政，对于制造业的压力骤增，面对生存的压力，以及面对现实的冷静战略反思后，造就了531之后的电站易主频频。

　　二、 剖析解读——中国光伏发电的玩家角色定位与分析

　　通过历史的来龙去脉分析，我们终于了解，中国光伏电站历史变化的原因与背景，以及近年交易的现实背景，可以说中国光伏发电霸王易主的实乃现实之举。那么从理性的分析和未来展望看，未来光伏电站到底应该谁来玩呢？在这场游戏中，大家应该分饰什么角色呢？就让我们通过分析光电发电的本质来，推导答案吧。

　　一玩家定位与分析

　　参与玩家：大型光伏制造集团，地方新能源企业，国资能源集团，大型金融机构，地方投资者

　　业务领域：电站开发，电站投资，EPC建设，运营运维

　　二分析结论与未来展望

　　(1) 电站开发领域——随着电站由地面集中式为主，转为分布式为主，地方新能源企业将逐步崛起。

　　大型光伏制造集团：优势在于全国性开发网络，专业的光伏解决方案能力，对于开发利润要求不高，更希望借此拉动其产品销售。

　　地方新能源企业：优势在于区域开发网络，地方关系优势（业主、电网等），但未来去补贴化后，较低的开发利润空间，将限制其发展空间。

　　(2) 电站投资领域——从单一投资主体（民营光伏—→国资能源集团），逐步转换为多元化投资构成（国资、基金、企业自投等）

　　国资能源集团：拥有很低的资金成本、优势的电网关系、补贴获取能力、对于新能源持有的需求（任务），天然的电站投资者。

　　金融投资机构：随着去补贴化的进程加速，拥有大量低成本资金的大型金融投资机构，随着光伏电站收益稳定清晰、保障体系的完善，在未来将逐步成为电站投资持有的另一位重要主角，但现在由于电站还有很多不稳定的因素，金融基金方面仍然还有一定顾虑。

　　地方投资者：对于中小型电站、特别是工商业分布式电站，地方资本、屋顶业主的参与，将成为非常重要的补充。随着电站资产化、证券化进程，将逐步加大比重。

　　(3) EPC建设领域——专业！成本！实力！

　　EPC的利润会越来越薄，只有更专业、成本控制更好、更具实力的EPC企业才能生存，大型电建企业在国内具有天然优势，光伏制造出身EPC公司出路是走出去。

　　电力建设工程公司：拥有专业的建设施工队伍，专业电力建设经验，对于电力系统的熟悉，较好的供应链能力，随着未来光伏的普及化和专业化分工，将会成为光伏EPC的主角。

　　大型光伏制造集团：下属的EPC企业，拥有专业的光伏经验与光伏主要设备的供应链优势，加上主观意愿较强（拉动产品销售），也将在很长一段时间能成为该领域的主角。在海外优势将更加明显。

　　(4) 运营运维——规模化、专业化，将成为未来运营运维核心能力

　　大型光伏制造集团：拥有光伏专业优势和大规模存量电站运营经验优势的大型光伏制造集团下属运营运维公司，将成为未来电站运营主要力量，并会有很高的行业集中度。

　　地方新能源企业：通过在区域上的规模效应，占据一席之地。

　　通过上面的分析，我们可以很明显地看到，未来下游光伏电站市场的游戏角色将发生很大的变化。光伏制造集团将逐步退出电站投资领域，更多承担起电站服务的角色，特别是电站开发和运营运维领域。电站投资领域，将朝着国资能源集团和金融投资机构为主、地方企业、游资投资为补充的多元化发展。

　　三、 展望未来——中国光伏发电的和谐共赢之路

　　在竞争日益激烈的时代背景下，大而全、大而不精、通吃产业链，已经不适合时代的要求。只有充分做专、做精、贴近市场、做好差异化、细分化，才能为客户提供最好的服务，同时获得高额回报。

　　随着光伏暴利、粗犷发展时代的结束，中国光伏企业全产业链通吃的时代即将结束。爱康集团2006年从光伏制造起家获得斐然成绩，在2011年成功上市后，迅速进军光伏电站投资开发、EPC运维，光伏金融、智慧能源等领域，并取得骄人成绩，成为中国光伏行业全产业链布局的代表企业之一。但早上在2017年中国光伏发电最辉煌的时候，爱康就开始反思，发现全产业链扩张并不适合中国光伏的未来，特别是民营光伏企业。于是早在2017年就开始针对转型进行了一些列准备与布局，开始接触各大国资能源集团，协商电站出售与转型事宜，明确了“低负债、高流通、轻资产”的阶段性目标，并在此基础上形成并发布了聚焦“智造高效新能源”——专注高效智造、价值化服务、海外平台布局的企业新战略。

　　2018年531新政前20天，爱康先见性的与浙能签署了电站资产出售的战略框架协议，531之后不到3个月，行业还在一片恐慌之时，就率先与浙能签署正式的电站资产出售相关协议。这一切正是爱康提前布局，主动进行战略转型的结果。

　　目前中国下游光伏的风云变化，不仅是光伏企业的无奈求生之举，而更多的是理性、科学的主动战略转型。

　　国资能源集团，作为国家能源基石力量，无论从资本市场、还是能源管理调配的角度，中国光伏发电这个新生之树，在长成参天大树、遍布千家万户之前，都还需要他的悉心呵护。所谓能力越大、责任越大，希望国资能源集团能够勇敢担负起中国光伏发电、低碳中国的历史重任！

　　展望中国光伏未来，国资大型能源集团、民营光伏制造企业、全国与地方性系统集成与运营服务商、中小型经销商、民间资本等，将充分发挥各自优势、弥补弱点，携手共迎中国光伏新辉煌！

日前，国家能源局发布2019年上半年光伏发电建设运行情况，截至2019年6月底，全国光伏发电累计装机同比增长20%，全国光伏发电量1067.3亿千瓦时，同比增长30%。在补贴新政落定后，我国光伏依然发展迅猛，今后的发展市场化导向更明显。

　　今年3921个项目取得补贴资格

　　今年5月，国家能源局启动了2019年光伏发电国家补贴竞价项目申报工作，并于7月份公布了2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果。截至7月1日，全国共有23个省份（吉林、黑龙江、福建、海南、云南、甘肃、新疆、西藏和新疆建设兵团未申报）组织4338个项目申报光伏发电国家补贴竞价。

　　2019年拟纳入国家竞价补贴范围的项目覆盖22个省份，共3921个项目。根据国家对光伏发电项目国家补贴竞价的规定，纳入国家补贴竞价范围项目名单只是取得了补贴资格，项目最终能否享受国家补贴，还要以是否按《通知》要求按期全容量建成并网为准。国家将根据项目条件落实和建设实施等实际情况，做好名单动态跟踪管理。对于逾期未全容量建成并网的，每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时；在申报投产所在季度后两个季度内仍未建成并网的，取消项目补贴资格。

　　光伏产业仍有巨大发展空间

　　自2009年第一个光伏特许权项目获批，距今整整十年。国家发改委能源研究所研究员王斯成在今年上半年的一次研讨会上表示，十年来，中国光伏仍取得了值得骄傲的成绩。从制造业来看，2018年中国光伏全产业链产品在全球市占率分别为：多晶硅占57.8%，硅片占89.6%，光伏电池占72.6%，组件占72%。从市场看，2018年国内市场新增装机44.3吉瓦(GW)，占全球市场的38.5%。从成本看，过去10年光伏组件、系统、和上网平均电价下降了90%以上。从产业规模看，年产值5000亿人民币，就业人口250万，2018年光伏装机占比9.2%，发电量占比全国发电量2.5%。

　　记者通过查阅资料发现，近年来光伏发展日趋理性，补贴逐年退坡，行业市场化导向明显。2013年，中国正式实行光伏电站分区域的标杆上网电价政策，并对分布式光伏发电项目实行电价补贴政策。同年规定，为尽早实现光伏平价上网，自2013年以后开始逐年下调标杆上网电价。经历四年的电价调整，2018年的标杆电价已分别下降38.89%、31.58%、25%（光伏扶贫项目并不在电价、补贴下调的范围内）。

　　工业和信息化部电子信息司副司长吴胜武在参加今年7月的研讨会时表示，在最终确定光伏政策后，预计国内需求将在下半年反弹， 2019年光伏新增装机容量可能超过40吉瓦(GW)。

　　业内人士分析，未来30年，全球太阳能光伏行业都将会有巨大的发展空间，各国可再生能源发展都将在能源总消费的占比中日益重要。降本增效成为光伏行业趋势，未来中国光伏产业全球竞争力将不断增强。

虽然储能的应用对于可再生能源电站的性能优化和安全运行大有裨益，但如果缺乏合理的机制和明确的投资回收渠道，可再生能源发电侧储能的推行必定困难重重。

日前，山东省能源局下发《关于做好我省平价上网项目电网接入工作的通知》，《通知》明确提出，鉴于山东省电网调峰压力较大的实际情况，鼓励较大规模的集中式光伏电站自主配备适当比例的储能设施，减少“弃光”风险。这意味着，山东省平价上网光伏项目将面临新的挑战。

那么，适当比例具体是多少？发电企业投资储能如何保障投资有效回收？又是否有具体的鼓励措施？

如何实施仍在探索

《通知》指出，电网企业要依据技术条件和当地消纳空间，对企业申请的光伏平价上网项目进行电网接入方案和消纳条件论证，对具备条件的项目出具电网接入和消纳的原则性意见。同时，要求山东省各市能源主管部门认真审核光伏平价上网项目有关材料（包括电网企业出具的接入和消纳的原则性意见），对具备相关条件的项目进行确认。电网企业根据各市确认的项目名单，按权限及时出具接入消纳批复意见。

可见，电网企业给出的接入消纳批复意见是光伏平价项目能否在山东落地的关键。

中国电力工程顾问集团华东电力设计院智慧能源研究室主任吴俊宏指出，可再生能源电站配备储能装置主要的作用之一便是提升可再生能源消纳能力。此外，还能够平抑电站出力波动、提高电站的调度能力。

根据《通知》，光伏发电企业是否配备储能实乃自主决定。但有开发企业向记者透露，虽然文件中是“鼓励”，但电网方面在给业主的接入消纳批复文件里则明确提出要配置20%的储能，“要建100MW的项目就得配置20MWH储能容量”。

对此，记者也向山东电网公司致电求证。电网方面明确回应，并无强制规定。但对于如何鼓励和引导企业配备储能装置，山东电网也指出，尚在探索之中，暂无明确措施。

重蹈青海覆辙？

鼓励或要求可再生能源发电企业配备储能其实早有先例。

2017年，青海省发改委就印发了《青海省2017年度风电开发建设方案》，明确提出2017年青海规划的330万千瓦风电项目，各项目按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模33万千瓦。

《方案》一经发布，就引发行业热议。业内专家、企业纷纷表示，以当前电网的管理和技术水平，完全可通过调度和需求侧响应等方式应对限电问题，不需要以配套储能的方式解决限电，更不应以此为由将配套储能的成本转嫁给开发企业。

一翻争议过后，迫于多方压力，《方案》中提出的配套储能建设要求实质上也并未真正推行。

“为什么青海后来不再推了，就是因为整件事情的背后并没有很好的内在逻辑，为什么要让可再生能源电站的投资方去投资储能？投资后的收益如何保证？”对此，吴俊宏表示，虽然储能的应用对于可再生能源电站的性能优化和安全运行大有助益，但如果缺乏合理的机制和明确的投资回收逻辑，可再生能源发电侧储能的推行必定困难重重。

缺乏成熟市场机制

今年2月，新疆自治区发改委下发了《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》。其中特别指出，鼓励光伏电站合理配置储能系统，储能电站原则上按照光伏电站装机容量20%配置。《通知》还指出，配置储能电站的光伏项目，原则上增加100小时计划电量。

吴俊宏认为，从技术角度讲，应用场景明确，大有用武之地。但从商业角度，目前还没有明确的投资回收模式。

今年初，西北能监局曾对国内首座规模最大的商业化光储电站华能青海格尔木时代新能源光伏储能电站项目进行调研。该项目光伏电站装机50兆瓦，储能系统功率按光伏电站功率的30%配置，采用15MW/18MWH锂电池储能系统。调研结果显示，其储能项目的投资回收期约为15年，全寿命周期内暂无法实现盈利。

“现在可再生能源电站其实没有任何动力去投资储能，发出的电要么被电网全额收购，要么是在保障利用小时数之内进行收购。”吴俊宏指出，随着电改的不断深入，收购可再生能源电力的主体将不再局限于电网企业。“在市场环境下，只要有交易就会涉及到电价的高低，甚至涉及到有没有人买你发出的电。如果发电侧有了储能，对发电主体参与电力交易而言便多了一种选择，可以将冗余的电存在储能系统当中，等电价高的时候再卖出去。当然，这一切都必须建立在成熟的市场模式下，而现在，我们并没有达到这一点。”

一、引言

2019年是光伏、风电行业挑战与机遇并行的一年。可再生能源发电行业一直以来便是政策敏感的行业，光伏和风电更是对补贴政策有着高度依赖。在补贴退坡、鼓励平价的趋势下，光伏、风电企业在利润空间上将持续面临挑战，但2019年国家出台的一系列配套政策也让我们在严峻挑战的背后看到了行业的曙光。本文将就2019年相关政策所带来的机遇进行梳理和介绍。

二、平价、低价项目蓄势待发

从2018年的531新政开始，光伏、风电行业面临的现实挑战不断增加：新增项目补贴规模限缩、竞争性配置补贴措施出台、光伏项目标杆上网电价降低、风电项目上网电价由标杆电价转变为指导价等等。但我们也看到，在这些看似对投资者不太友好的政策的另一面，是国家陆续出台的对平价、低价上网项目的鼓励性措施。

2019年1月7日，国家发改委与国家能源局下发了《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》(发改能源〔2019〕19号)，对光伏、风电项目开发建设中投资者关注的指标、地价等问题提供了明确的政策支持。比如明确指出平价上网项目和低价上网项目将不受年度建设规模限制，并且在土地利用及土地相关收费方面也应对平价、低价上网项目予以支持，在发电量和全额保障性收购上给予平价、低价项目优先地位，执行固定电价收购政策，为平价、低价项目创新金融支持方式等。

2019年5月28日，国家能源局发布《关于2019年风电、 光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能〔2019〕49号)再次强调优先推进平价上网项目建设，除了要求优先保障平价上网项目的电力送出和消纳，也明确提出各省级能源主管部门应优化投资环境，为投资者减负。其附件《2019年风电项目建设工作方案》明确指出，对于存量风电项目，鼓励各类在核准有效期内的风电项目自愿转为平价上网项目，并执行有关平价上网项目的支持政策，例如在建设配套电力送出工程的进度安排和消纳方面予以优先保障等;对于新建风电项目，为平价上网风电项目提供最优先次序的电网消纳能力配置。

三、建立消纳保障机制，解决消纳问题

2019年5月10日，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807号)(简称“《消纳保障机制》”)，为解决可再生能源的消纳问题提供了相应的实施机制，也标志着行业内期盼已久的可再生能源配额制终于落地。以往，虽然《可再生能源法》规定我国实行可再生能源发电全额保障性收购的制度，但是由于缺乏配套制度等问题，光伏、风电消纳问题一直没有得到很好的解决，但是《消纳保障机制》的出台为解决长久以来的送出和消纳问题提供了制度保证。在度电成本难以迅速降低的情况下，由于补贴退坡的政策，可能会导致光伏、风电企业在利润上的空间被压缩，但是在《消纳保障机制》制度下，光伏、风电被火电这样的传统发电企业挤压市场份额的情况将得到相当大程度的改善，消纳问题得到解决将会使得限电的情况有所改善，促使光伏、风电企业从依靠补贴获得收益转变为依靠市场获得收益，有助于促进能源市场的转型和光伏、风电行业的可持续发展。

《消纳保障机制》相关制度的落实有待于各省级能源主管部门进一步具体措施的颁布，不过《消纳保障机制》也通过明确责任主体、设定奖惩措施的方式为相关制度的落实提供了一定程度的保证。比如，其明确要求以省为单位，设定最低消纳责任权重和激励性消纳责任权重，并明确消纳责任权重的落实责任由各省级能源主管部门承担，确定由售电企业和电力用户协同承担消纳责任。履行消纳责任将成为市场主体的义务，未履行消纳责任的市场主体将被要求整改，未按期整改者也将被予以惩戒。而对超额完成消纳责任的区域则将予以一定优待措施。

四、融资支持

前文提到的《关于2019年风电、 光伏发电项目建设有关事项的通知》明确指出为平价、低价项目创新金融支持方式、合理安排信贷资金规模，这将有助于平价、低价项目企业降低融资成本。除此之外，在发行资产支持证券(“ABS”)方面，证监会在2019年4月19日发布了《资产证券化监管问答(三)》(简称“问答(三)”)。问答(三)虽然对允许发行未来经营收入类资产证券化产品的领域进行了限缩，但是其明确了电力行业发行的未来经营收入类资产证券化产品属于明确允许发行的范围之内。换言之，问答(三)为以电费收费权为基础资产的ABS的发行进行了正名、提供了支持依据。这一举措释放出的信号，将有助于发电企业未来发行电费收费权ABS。

五、结语

2019年是国家加大力度推行补贴退坡、平价上网的一年，短期会给光伏、风电行业投资者带来阵痛，但长远来看有益于行业的可持续发展和加快能源结构转型，实现风电、光伏行业的高质量发展。虽然政策变化给整个行业带来了挑战，但国家鼓励光伏、风电行业健康持续发展的大方向并没有改变。投资者如果能够紧跟改革的步伐，仍然可以依托政策红利，实现自身的发展。

在政策的支持和补贴下，光伏行业迎来了高速发展，但是也带来了一些乱象，平价对于规范行业发展是好事，同时可以促进技术进步以及管理的提升。

平价上网方案的总体思路，概括起来就是，最新的部件结合最优化的系统和设计，在部件端、系统端和设计端实现完美的结合。

光伏电站是一个20年以上生命周期的产品，在降本的同时，也应考虑如何保证品质。

“平价时代，才能更好地促进整个产业链的提升”“现在看来平价也许是挑战，但将来一定是更大的机会、更大的发展”“希望能与上下游企业一起，共同推动平价上网”……

随着今年以来一系列政策的出台，光伏行业平价上网的“脚步”越来越近。在近日举行的“2019能源思享汇”论坛上，谈起即将到来的平价上网时代，经历过“531新政”洗礼的光伏产业链上下游企业底气十足、信心满满。

光伏高质量发展需摆脱补贴依赖

在中国可再生能源学会原副理事长孟宪淦看来，光伏平价上网势在必行。“2010年，全国光伏补贴额度只有7.9亿元，占整个可再生能源补贴的4%，到2017年，光伏补贴的需求已经达到530亿元，占比提升到34%。以此推算，到2025年，我国可再生能源的补贴总需求将达到3万亿元，其中光伏会占到1.8万亿元，这对社会是一个很大的负担。”

除了补贴资金压力，在多位与会嘉宾看来，整个光伏产业的健康高质量发展也需要无补贴的竞争市场。

“一个行业若总是靠国家的补贴是走不远的，通过全产业链的努力实现平价上网，对整个产业发展更有利。”浙江省新能源投资集团股份有限公司董事长吴荣辉说。

中广核国际融资租赁有限公司总经理赵峰对此表示认同：“在政策的支持和补贴下，光伏行业迎来了高速发展，但是也带来了一些乱象，而平价对于规范行业发展是好事，同时可以促进技术进步以及管理的提升。”

事实上，从前两年的“领跑者”计划开始，光伏电站就已经抛出了较低的价格，竞争格局初步显现。今年7月，国家能源局公布的《2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果》中，I类资源区普通光伏电站平均电价降幅为0.0719元/千瓦时，最低电价已降至0.2795元/千瓦时。

因此，在业内看来，全面实现平价上网指日可待。“光伏需要一个没有补贴的市场，如今这个市场很快就要到来。我认为2020年很可能是光伏平价上网的开端，使光伏发电真正走向市场化。”孟宪淦进一步指出。

最优度电成本目标倒逼技术创新

正因此，当前光伏产业链上下游企业正积极通过各种方式降本增效，迎接平价时代。

“从电站设计角度来看，今年发生了一个非常大的变化，原来业主、设计院追求发电量的最大化，目前大家更多追求最优度电成本。”上能电气股份有限公司解决方案事业部总经理王跃林说。

最优度电成本的背后是新产品、新技术的广泛应用。记者了解到，目前，双面组件、固定可调支架、高效逆变器、智能运维以及跟踪系统等逐渐成为大型地面应用的主流方向，在降低度电成本上，新产品、新技术的应用效果也初步显现。

以逆变器应用为例，“无论是集中式还是分布式，都朝着1500V、大功率方向发展，随着2019年上半年平价、竞价上网政策的实施，全球应用比较普遍的1500V组串逆变器在中国也有了大规模发展。”王跃林说，“目前我们接触的2019年下半年的项目，约有一半会考虑1500V系统，到2020年，国内1500V系统的应用占比会达到80%甚至90%以上。”

除了硬件生产商以外，一些企业也推出包括逆变器选型、通讯系统、智能运维等在内的一体化解决方案，以降低设备和系统成本。另外，一些企业也表示将在“光伏+”持续努力，包括光伏的各种应用，期待能够拓展更多商业模式以及进行产品方面的创新。

“平价上网方案的总体思路，概括起来就是，最新的部件结合最优化的系统和设计，在部件端、系统端和设计端实现完美的结合。”阳光电源股份有限公司光储事业部解决方案总监唐杰指出。

勿以牺牲电站品质换取成本降低

不过，面对当前层出不穷的降本方式，爱士惟新能源技术（江苏）有限公司产品技术副总裁吴生闻也表达了自己的担忧：“光伏在走向平价之前，降本是一个永恒不变的主题，但在降本的同时，也应考虑如何保证品质。现在很多厂家降低成本是通过牺牲元器件品质或者把元器件容量用到极致的途径，这样很可能导致产品寿命的大幅缩短。”

对此，杜邦中国集团有限公司上海分公司营销总监陈宇彤也表达了相同看法：“就目前来看，成本降低的同时，很多材料的失效也大大提前，甚至在一些关键材料上，很多产品的表现并不像声称的那么好，不能达到原来设定的度电成本模型的标准。我们把初始投资的很多问题推给后期运维，而运维又没有得到足够的支持，可想而知大批电站经过5年的运行后会发生什么。”

在吴生闻看来，光伏电站是一个20年以上生命周期的产品，如果未来产品失效率高，不仅会带来较高的运维成本，故障还会造成很大的发电量损失，导致生命周期内的度电成本较高。“眼前通过商务模型计算，大家都可以走下去，但要长久走下去，必须重视品质的管控。”

中国的光伏行业正迎来快速发展期，或将在“十四五”期间扮演重要角色。国家能源局党组书记、局长章建华透露，“十四五”期间要在推进清洁低碳转型上要有新成效，加快散煤治理、清洁高效发展煤电，既持续壮大清洁产能、清洁能源产业。

章建华是在8月31日举行的“落实总书记视察黄河公司重要指示三周年学习交流会暨中国能源发展高层论坛”上作出上述表示，他同时指出，国家电投作为行业的龙头企业，要坚持绿色发展、持续推进光伏发电降本增效，带动产业升级，努力为打造世界一流的清洁能源做文章。

论坛由国家能源局指导，国家电力投资集团有限公司(以下简称“国家电投”)、中国企业评价协会主办。

2016年至今，国家电投党组全力打造全新的光伏产业，把国家电投建设成为光伏核心技术的创造者、光伏完整产业链的集成者、光伏产业的领跑者。截至7月，国家电投光伏发电装机达1686万千瓦，光伏装机规模、发电量稳居世界第一。

青海省已经成为中国清洁能源的示范地，中国光伏国家电投旗下黄河公司支撑了青海绿电7、9、15天的100%清洁能源的供电计划，研发的电子级多晶硅产品质量达到国际先进水平，打破了国际垄断，填补了国内空白。青海省能源局副局长独金萍透露，青海的清洁能源总装机占比达到88%，稳居全国第一，集中式并网的光伏电站装机容量为962万千瓦，也在全国处于领先地位。

当前中国正处在“十三五”收官，“十四五”开篇的时期，十二届全国政协副主席马培华指出，受到各种现实条件影响，现阶段还是要进一步扩大清洁煤发电的技术，但要进一步面对空间问题、环境问题、发展问题，应该进一步把握住“一带一路”的机遇，从多能综合加快转型国际合作等各个方面着手，切实推进能源“十四五”的发展，可以从三个方面关注“十四五”时期的能源发展。一是多能综合，优化配置，光、风、水等清洁能源的生产与消费；二是积极推动交通领域的能源革命，实现油气转变；三是国际合作，坚持以扩大开放为重要的途径。

2019年是中国提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略的五周年。五年来，我国能源转型深入推进，清洁低碳发展步伐加快，清洁能源消费占比提高6.6个百分点，非化石能源消费比重提升到14.3%，天然气消费比重达到7.8%，能源供给质量不断提高，累计退出煤炭落后产能8.1亿吨，天然气产供主要体系建设有序开展，可再生能源装机突破7亿千瓦。

国家发改委能源研究所副所长王仲颖认为，减煤、控油、增气，跨越式发展可再生能源，“十四五”是关键期，也是能源转型的转折点，可再生能源跨越式发展的基础期。

国家电投建设“世界一流光伏产业宣言”在会议期间发布，计划到2025年，国家电投将建设装机规模最大、核心技术突出、行业全面引领的“世界一流光伏产业”。到2025年，新增光伏发电装机2800万千瓦，装机总量达到4500万千瓦，保持世界第一光伏装机规模。在供给侧，实现光伏与核、火、水、风等多能互补、电网友好发展。在需求侧，实现光伏与氢能、储能、储热等相关能源转化延伸，推动规模化替代化石能源。

王仲颖指出，“十四五”要建立生态能源体系，也就是清洁低碳安全高效能源体系，要做能源结构和绿色电力的大文章，其中电力绿色化是建立生态能源体系、推动经济高质量发展的一个利器。还要推动“三化”，即终端电气化、行业智能化、电力绿色化。

章建华表示，能源领域的智能化、去中心化态势凸显，以新能源和信息技术深度融合为特征的能源革命正在推动人类社会进入全新的能源体系。“十四五”将是我国开启全面建设社会主义现代化国家新征程的第一步，在能源产业发展的具体过程当中，要力争做到“四个新”。

一是在保障能源安全上要有新做法。紧紧围绕我国能源安全的薄弱环节，大力推进能源领域补短板的工作。加快油气勘探开发的力度，努力将国内的石油产量稳定在2亿吨。加快天然气产供储销体系建设，提高油气储备能力。统筹电源开发和外输通道的建设，增强电力需求侧响应。加强调峰电源的建设，提升电力安全的保障能力。

二是在推进清洁低碳转型上要有新成效。务实应对气候变化的新形势，牵手对外承诺，科学谋划适应我国国情和发展阶段的能源发展战略。加快散煤治理、清洁高效发展煤电，即持续壮大清洁产能、清洁能源产业。

三是在关键技术攻关上有新突破。紧跟世界能源科技发展的大势，集中力量突破一批卡脖子的技术装备。加快部署储能、氢能等战略性前沿技术的攻关，努力在新一轮能源科技革命当中占得先机。

四是在深化能源体制机制的改革上有新进展。继续深化电力体制改革，推动形成反映市场供需关系的机制，引导供需两侧自然互动。实时响应机制，持续优化市场环境。激活民间活力，加快发展模式创新，推动能源高质量发展。

近日，山东能源局下发《关于做好我省平价上网项目电网接入工作的通知》，文件中指出：

　　1）平价上网项目，只要土地和消纳没问题，由各市自行组织（编者：意思是，国家能源局、山东省能源局不会再集中申报）；

　　2）同等条件下，优先支持平价上网分布式项目。

　　3）鼓励较大规模的集中式光伏电站自主配备适当比例的储能设施，减少弃光风险。

受中国光伏竞价政策驱动及电网消纳等综合因素影响，国内光伏电站资产交易市场呈现爆发性增长，受金融大环境的影响，传统的融资方式向光伏项目自融、直融发展，而现有存量光伏电站资产交易过程中，技术风险、认证风险、财务移交风险都影响了光伏资产交易市场的快速发展。追溯难、认证难、授权难、分拆难成为了光伏资产交易无法回避的痛点。

在日益增加的光伏电站融资需求、交易需求背景下，2019年8月30日，新能博安科技（北京）有限公司及光伏們联合主办的“ 2019光伏资产交易研讨会 ”将在山东省潍坊市召开，共同探讨光伏电站投资趋势、商业模式、金融工具及质量控制等诸多业内热点话题。

参加此次会议的支持机构有山东省太阳能行业协会、TUV莱茵、鉴衡认证、中企华、兴华、和信会计师事务所等。新能链将联合光伏們一起为电站业主方与投资人之间搭建起光伏电站资产交易的桥梁，推动光伏资产快速、高效的流通。届时，欢迎更多业内同仁莅临指导、交流。

时间：2019年8月30日

地点：山东潍坊紫京国际大酒店

主办单位：新能链

联合主办：光伏們

指导单位：山东省太阳能行业协会

议程安排：