以5G、特高压为代表的新基建成为经济发展新风口，“绿色”发展口号下的清洁能源市场迎来新的发展机遇。

　　作为清洁能源市场的“尖子生”，光伏发电在能源转型过程中占据着不可或缺的地位。截至目前，包括河北、河南、山东、江苏、福建等地在内的多个省份已公布2020年重点项目建设名单，其中涉及光伏的重点项目达30多个。

　　《证券日报》记者调研江苏省内光伏企业了解到，面对经济转型升级带来的新机遇，光伏产业上市公司正全力克服疫情影响复工复产，复工率普遍已达80%，部分公司复工率达到90%。

　　光伏新动能领跑全球

　　中国是世界新能源发展最快的国家，短短十多年时间，完成了从新能源起步到世界第一的过程。

　　公开资料显示，2011年中国风电装机46GW，光伏装机仅2GW;与当时世界可再生能源的领头羊德国相比，同年的德国已经有风电装机29GW，光伏装机24GW。

　　在国内光伏上网电价调整带来的抢装效应、分布式市场加速扩大和印度等新兴市场快速崛起等多重因素带动下，我国光伏产业发展迅猛，产业规模稳步增长，全球竞争地位巩固。2018年，中国风电装机达到221GW，光伏装机约为176.1GW，而德国风电约为59.3GW和光伏45.4GW。

　　记者从中国光伏行业协会了解到，截至2019年底，全国光伏发电累计装机达204.3GW，连续五年位居全球首位。2019年全年，光伏新增装机量30.1GW，连续七年居全球首位。

　　在稳定国内市场发展的同时，一线光伏企业还加大拓宽产品开发与使用涉及的领域，不断拓展海外市场。

　　“2019年中国光伏产品硅片、电池片、组件的出口额达到207.8亿美元。”中国光伏行业协会相关人员在接受记者采访时透露。

　　疫情防控进入关键阶段，目前，国内新冠肺炎疫情得到了有效控制，但境外疫情形势却日趋严峻。光伏企业“走出去”是否受疫情波及?

　　爱康科技董事会秘书张静在接受记者采访时透露，目前公司在海外市场业务进展顺利，暂没有受到疫情影响。

　　同样在海外市场大放光彩的中利集团，相关负责人在接受记者采访时表示，目前公司组件订单饱满，泰国腾晖长单已经签到年底。从目前公司发货量上看美国的需求度和物流的安排情况及资金到位情况，没有受到影响甚至有所加快。

　　“经历了十几年的发展，中国光伏产业在全球已经确定了毫无争议的领头地位。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎在接受《证券日报》记者采访时表示，在可预见的未来，中国光伏产业仍将保持这一优势。

　　抢占经济转型升级风口

　　站在经济转型升级新风口，光伏产业如何能搭上“新基建”顺风车成为行业关注的焦点。

　　中国光伏行业协会分析认为，光伏发电在“新基建”概念中占据着不可或缺的地位，将在5G、特高压、充电桩、大数据中心等细分领域中发挥重要作用。

　　“升级改造的5G基站大部分需要新报装电，设备功耗大，耗电量将是4G基站的数倍。这时就需要光伏与其进行完美互补。”中国光伏行业协会相关人员在接受《证券日报》记者采访时表示，“5G+光伏”将成为完美搭档，一方面光伏发电可以为降低5G建设成本做好准备，重点解决5G耗电高的情况，另一方面5G作为通讯信号可以满足光伏设备所需要的信号传输以及运营需求。

　　我国的光伏行业风头正劲。不过消纳问题也日益凸显，西北地区的消纳形势严峻，弃光电量占全国的87%。伴随新基建“重头戏”特高压等产业链建设的推进，长期以来制约清洁能源发展的消纳难题有望得到进一步破解。

　　“2019年是光伏去补贴元年，随着竞价、平价上网政策的出台，企业间因非技术成本造成的差距逐渐缩小，在生产效率、产品品质、成本控制等方面的竞争日趋激烈。”业内人士在接受《证券日报》记者采访时透露。

　　国家能源局3月10日发布《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》。根据《2020年光伏发电项目建设方案》，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。方案同时提出要积极支持、优先推进无补贴平价上网光伏发电项目建设。

　　“今年我们国内市场工作重点70%在平价上网和竞价上网上。”腾晖电力常务副总裁方毅在接受《证券日报》记者采访时表示。

　　“2020年大概率就是光伏补贴的最后一年。”有光伏产业研究人员在接受《证券日报》记者采访时表示，随着行业的技术进步，产能的迭代升级，补贴逐渐退坡符合产业发展规律，零补贴时代的光伏产业市场竞争将更充分。

　　从补贴时代到平价时代，技术迭代带来的成本下降将逐步成为推动行业发展的关键驱动力，光伏企业开启新一轮“扩产”。据中国能源网消息，据不完全统计，近两个月来，20多家光伏企业陆续发布扩产计划。

　　“不同于以往的扩产，这一轮扩产中为了赢得先发优势，龙头企业大幅集中布局。”在彭澎看来，正常情况下，光伏产业的这一轮扩产市场是可以消化的。不过受疫情影响，海外市场方面还有待观察。

随着全球疫情持续蔓延，新冠肺炎确诊病例累计已超过30万。海外成为抗疫主战场，为了应对疫情，各国采取的封锁边境、交通等对光伏产业的供应链物流和新增项目安装的影响开始显现。

光伏們采访了欧美日韩中东等地区的光伏从业人员后获悉，当前海外市场的户用以及工商业分布式光伏开始出现一定幅度的削减和延迟，而中东、欧洲、美洲等大型地面电站已经出现普遍开始延期的情况。据PV-Tech最新报道，美国光伏协会(SEIA)担心COVID-19将有可能影响美国2020年光伏市场50%的劳动力，这意味二季度光伏安装的进度有可能大幅放缓。

图片：美国光伏协会(SEIA)预警，COVID-19有可能直接影响美国2020年市场的50%的光伏劳动力。

根据BNEF的数据，2020年新增装机量超过GW级的市场将有22个，除中国外还有美国，印度，日本，荷兰，德国，澳大利亚，韩国，墨西哥，西班牙，巴西，台湾，越南，土耳其，法国，巴基斯坦，以色列，波兰，埃及，南非，乌克兰和智利。但是目前已经有超过5个以上的国家确诊病例过万。就几个疫情较为严重的国家和地区来讲：为防控疫情，欧洲各国包括(土耳其、乌克兰)陆续开始暂时封锁部分或全部边境;美国共有八个州宣布进入紧急状态;澳大利亚也封闭了国门;其他地区为防止疫情加剧恶化，防疫措施仍然没有放松。

图片：3月15日，在德国与波兰边境的德国城市阿尔贝克拍摄的正在边境执勤的波兰警察。来源：新华社

从海外市场的户用和分布式来看，除了疫情扩散及各国采取防疫措施使得重点市场装机预期下降之外，全球性的金融危机间接造就了当前的情况。中信博营销中心总裁容岗在接受光伏們采访时表示，“疫情对日本、韩国、台湾地区、澳洲、欧洲的分布式和户用影响最大，主要是因为这些国家分布式和户用占比高，且主要用个人的钱去投资。疫情和当前的金融风险会让个人投资人的心理尤为脆弱，而放弃或推迟投资计划。”

某一线光伏组件企业的欧洲销售也表示，“户用方面，整个欧洲肯定都会受到影响，西北欧 和东欧市场相对好一些，目前仍在持续提货，但是南欧情况较差。”

实际上，整体来看，尽管欧洲地区疫情严重，并且各企业也反馈出货势必会受到影响，但也并非极度悲观。国内某逆变器企业负责人告诉光伏們，“目前户用和分布式的逆变器出口受疫情影响明显，普遍调低了安装速度，但目前项目并未完全停止。巴西、澳大利亚等国家一方面因为疫情影响，另一方面因为经济下行导致的汇率差，也放缓了进货的频率。此外，尽管意大利的疫情尤为严重，但该地区经销商仍在持续提货”。

不过，在分布式项目之外，受供应链和人员流动限制影响，大型地面电站的项目在近期也开始出现延期。某一线组件厂的欧洲区销售在3月初时介绍道，“目前疫情主要影响欧洲居民的出行，工作和聚会活动，但是高速上的卡车货运还是照常，荷兰、西班牙等地的大型地面电站的都在按部就班的进行。”但是随着疫情的发展，“目前荷兰等地的大项目都暂停了，如果疫情继续扩散将损失严重”，该销售补充道。

德国一家光伏开发商也表示，“由于年初亚洲地区的生产能力不足，目前欧洲的光伏供应链出现了延迟，而现在欧盟又开始限制人员流动，安装工人开始短缺，对于我们的项目来说，这是双重负面影响。最让人担心的是，目前还不知道这些控制疫情的保护措施要持续到何年何月。”

另一方面，根据光伏們了解到的情况，与户用和分布式相比，虽然目前大型地面电站受到的影响相对较轻，但后续却存在延期并网、电价补贴降低以及违约责任等一系列风险。

图片：荷兰光伏协会Holland Solar建议政府延长2020年项目并网期限。

对此，多个国家的光伏协会预测到疫情对长期项目的影响。2月下旬，印度财政部宣布，新冠疫情导致的供应链中断，项目延期并网将列入不可抗力条款，开发商可以免除违约责任和罚款。印度光伏联盟(NSEFI)还声称，因为疫情导致的中国推迟交货影响了大约4GW的光伏项目进程。

3月19日前后，德国和荷兰的光伏协会相继呼吁政府将大型光伏电站的并网时间延期，否则光伏开发商将面临金额不等的罚款或附加费用。荷兰光伏协会强调，尽管光伏供应链中断，但是一些大型光伏电站的建设并没有因疫情爆发而完全中断。延长2020年项目的并网时间和继续办理项目许可，才能尽快让荷兰实现能源转型。

此外，中东地区的大型光伏招标也进行了延期。据了解，由于阿联酋限制公众集会的措施，吸引了48家国际能源巨头的阿布扎比Al-Dhafra 1.5GW光伏项目的开标时间被延期，阿布扎比能源部表示，这个项目的中标电价将创下新纪录，至少低于0.0159239美元/KWh。

从中国市场来看，目前境内新增本土病例已经基本清零，国内疫情对整个产业链的影响还在持续，但更多的只是物流上的影响。一季度因为疫情限制导致的延迟，将随着光伏政策的公布和全面复工而缓解，预计2020年中国市场的新增装机量在全球的占比将高于去年。

BNEF已将2020年全球光伏需求预测从121-152GW(2020年2月19日发布的第一季度全球光伏市场展望报告中的预测)下调至108-143GW。BNEF认为，中国的新政策会把2020年部分需求推至2021年，如此一来，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。

不过，PVInfolink表示，目前来看，欧洲的市场比较悲观，疫情对需求的影响较深，需求预计会下滑;美国市场当地分布式项目已有停工的现象，但大型电站的影响相对轻微。普遍认为项目会有延迟的情况，但可能不会延迟超过一个季度的时间，对美国市场年度组件需求暂时不做调整。第三、四季度是美国的旺季加上疫情可能好转，组件需求可能在这一时间段补上。全球的组件需求量下调至127.1GW，后续将随着疫情的发展进行调整和补充。

光伏們综合分析认为，全年的新增需求仍要视欧美地区疫情控制情况而定，如果能在二季度之前得到相对有效的控制，2020年全年需求仍可期。

自2015年光伏领跑者计划出台以来，在光伏领域频现国企身影，而五大发电集团凭借雄厚实力更是跻身光伏电站巨头。2020年作为“十三五”的收官之年，也是五大集团实现清洁能源转型的关键之年，五大集团又有哪些新动向？

国家电投：夯实光伏霸主地位 2020年计划新增装机5GW

2019年，国家电投清洁能源装机占比超过50%，在五大发电集团中率先实现能源结构从传统火电为主转变为绿色电力为主。

在光伏领域，国家电投是名副其实的电站巨无霸，2019年其光伏累计装机量达1929万千瓦，领跑全球。

2020年，国家电投持续加码光伏。年初，在国家电投一届二次职代会暨2020年度工作会议上，国家电投总经理、党组副书记江毅表示，2020年集团将力争实现新增光伏装机超500万千瓦，探索“光伏+”产业发展新模式，年内落实1-2个标志性项目，选树光伏电站运营标杆并推广。

前不久，国家电投党组发布"关于十九届中央第三轮巡视整改进展情况的通报"，通报明确提出计划到2025年光伏发电装机45GW。

华能光伏组合拳：接盘电站、合资建厂

尽管光伏装机规模与国家电投仍有差距，但华能近年来在光伏领域频下大棋，接盘电站、合资建厂，堪称国企进军光伏的样本。

去年轰动业内的华能&协鑫收购案最终以华能出资10.8亿收购协鑫294MW落幕，但这仅是起步阶段，业内人士表示华能与协鑫未来的电站交易或成GW级别。

接盘优质电站显然不足以支撑华能的光伏版图，前不久林洋能源公告，华能集团江苏分公司将与林洋能源成立合资公司，双方计划在2020年至2022年每年开发不少于50万千瓦，累计开发不少于150万千瓦光伏电站。

大唐 ：竞平价时代的后起之秀

在五大发电集团中，大唐进军光伏稍晚。在错过了领跑者项目后，大唐积极抓住光伏竞、平价项目机遇。据不完全统计，去年大唐斩获了500MW平价项目、617MW竞价项目。今年开年以来，大唐备案的光伏项目已经超过1.7GW。

进入3月份，大唐在光伏棋盘继续落子，11日，吉林省松原市与大唐吉林发电有限公司签约大唐20万千瓦光伏发电项目，总投资10亿元。不久前，江苏大唐吕四港100MWp光伏平价上网试点项目EPC总承包公开招标。

国家能源集团：追风逐日

2017年国电与神华重组成国家能源集团后，其在新能源的优势凸显，长期稳居全球最大风电运营商之位。

今年2月份，国家能源集团控股公司国电电力内蒙古公司与包头稀土高新区管委会签订协议，将开发建设规模容量为1000mw-2000mw的风光储一体化清洁能源示范项目，总投资140亿元。

前不久，国家能源集团下属龙源电力与莆田市政府签订了《新能源开发项目一期投资合作协议书》，根据协议，双方将分期分批开发建设新能源资源项目，包括支持开展100万千瓦光伏发电、200万千瓦海上风电等新能源项目前期工作，以及开发建设分布式光伏发电、漂浮式海上风电技术研发中心、智能运维中心、园区能源互联网等有关项目，一期投资金额为100亿元。

华电：重在参与

在五大发电集团中，华电在光伏领域的存在感相对较低，其清洁能源类型主要以水电为主。2017年华电集团装机容量为14827.27万千瓦，太阳能发电280.614万千瓦，占比不足2%。

据统计，在光伏领跑者项目中，华电共拿下420MW规模。今年一月份，华电控股公司国电南京自动化承接的4个光伏竞价项目全部实现并网发电。 

2019年竞价政策落地推迟导致光伏整体装机进度不及预期， 2020年可再生能源相关政策相继加快落地。继3月10日《2020年光伏发电建设管理方案》发布之后， 3月16日，《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，纳入该次补贴的风电项目需于2019年12月底前全部机组完成并网，光伏发电项目需于2017年7月底前全部机组完成并网（光伏“领跑者”基地项目、 2019 年光伏竟价项目并网时间可延长至2019年12月底）， 生物质发电项目于2018年1月底前全部机组完成并网。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，已双突破200GW 关口，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%。

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， 与已纳入前七批目录的项目容量相比，有64GW 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，此次累计可申请光伏项目的总规模接近 84GW。

风电可申请补贴项目已覆盖至2019年底，为2021年全面进入平价时代做准备。2019年底全国风电装机容量210.1GW，符合申报要求区间内并网的风电项目尚有92.7GW可申请进入补贴目录，所占比例高达45%。

在最新补贴文件下发后，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84GW，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。

风电补贴固定电价经历了从2014年开始的固定电价0.51~0.61元/kWh，一直下降至今年的指导价0.29~0.47元/kWh，部分地区已低于所在地燃煤标杆电价。经过多年的发展，风电市场竞争力不断增强，第一批不依赖补贴的4.5GW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。 2021年起陆上风电将完全平价，补贴政策也将退出陆上风电历史舞台，更加市场化的平价政策将引领行业发展。

此次可再生能源补贴申报流程的启动给等待补贴的业主带来希望的同时，也面临着不少未知因素。 由于早期挤压存量较大，以及光伏装机在2016~2017年迎来高峰期，风电可申请区间时间跨度长， 此次可再生能源可申请补贴项目总容量十分庞大，可再生能源电价附加基金可覆盖比例或将有所下降，此外新的申请流程和审核标准也带来了一些不确定性。

多年来，在高额补贴政策的驱动下，我国创造了世界上前所未有的光伏产业发展速度，光伏技术达到了全球领先，形成了完整的具有国际竞争力的光伏产业链，光伏发电产业得到快速发展，在推动能源转型中发挥了重要作用。

截至2019年9月底，光伏发电累计装机规模190190MW，其中集中式光伏发电装机131490MW，占比69.14%。光伏发电新增装机规模连续5年全球第一，累计装机规模连续3年位居全球第一。2019年前三季度，全国光伏发电量达到1715亿千瓦时。

但另一方面，由于近年来经济下行导致电力需求大幅下降，加之省级电力市场壁垒尚未打破，电网外送通道建设滞后等原因，导致弃光限电现象层出不穷，再加上可再生能源补贴资金长期拖欠，导致不少企业遭遇了融资难、资金链断裂等多重困境，面临停业、破产的危险。

而曾经炙手可热的电站资产却成为了企业手中的烫手山芋，民营电站企业纷纷在资本市场游走，寻找对手方交易电站资产。然而面对光伏产业政策不确定性、电站企业错综复杂的“三角债”和巨大的应收账款等问题，给有意收购光伏电站资产的潜在投资机构带来了很大的困扰，望“电站”却步。

光伏补贴政策的现状和发展

(一)我国光伏补贴政策的更迭和发展

2005年，《中华人民共和国可再生能源法》首次规定设立“可再生能源发展基金”对以风电和光伏发电为主的可再生能源发电进行上网电价补贴，并在全国销售电价中征收可再生能源电价附加，以补贴可再生能源发电项目上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的差额。截至2019年，可再生能源电价附加征收标准为每千瓦时1.9分。光伏补贴政策是光伏产业政策中最重要的部分，对光伏产业的发展起到了重要的促进作用，其发展包括以下几个阶段：

1、核准定价

在光伏发电发展初期，为促进国家战略产业的发展，引领清洁能源发展的方向，国家采取了核准定价制度。即，依据项目的建设成本和生产周期，在保证合理盈利的原则下制定一个固定的上网价格。核准定价尽管没有体现合理的市场特点，但是对我国光伏产业的开局起到了重要作用。2008年7月，国家发改委将上海崇明岛前卫村1MW、内蒙古鄂尔多斯205KW聚光光伏电站上网电价核定为每千瓦时4元。

2、特许权招标竞价

2009年-2010年，为了促进光伏电站的建设，采取了特许权招标方式加强光伏电站建设管理工作。经过公开招标，两批光伏电站特许权项目落地，特许经营期均为25年。其中，2009年甘肃敦煌光伏特许权项目中标价格为每千瓦时1.09元，2010年13个共280MW的光伏电站特许权项目中标价格区间为每千瓦时0.7288-0.9907元。截至2010年底，全国集中式光伏发电累计装机容量860MW。

3、已被叫停清算的“金太阳示范工程”

2009年-2012年，国家开展“金太阳示范工程”，从可再生能源专项资金中安排一定资金，支持光伏关键技术产业化。财政资金为正在经历资金匮乏寒冬的光伏行业提供了出路。但是，在工程的推进过程中，出现了卖指标、骗取高额补贴、产品质量差等一系列问题。2013年5月初，财政部发布通知对金太阳项目清算，对未及时完工的项目收回预拨资金。“金太阳示范工程”就此退出舞台。尽管如此，在多重政策激励下，光伏发电行业在这几年中仍得到了迅猛的发展。截至2013年底，全国集中式光伏发电累计装机容量达到16317MW，比2010年增长了18倍。

4、“上网标杆电价”阶段

2011年，我国光伏制造业遭遇欧美“双反”调查，出口量迅速下降，在严峻形势下，为加大国内光伏产品的需求，推进大型光伏电站建设，我国首次出台“上网标杆电价政策”，即享受中央财政资金补贴的光伏发电项目，在20年补贴期限内执行全国统一的固定标杆上网电价，光伏发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，国家给予补贴。即“国家补贴金额=上网标杆电价-当地燃煤机组标杆上网电价”。2011年年底之前和之后投产的光伏上网电价分别为每千瓦时1.15元和1元。2013年发布的全国三类太阳能资源区相应的上网电价为每千瓦时0.9元、0.95元和1元。经过多次调整，2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价，每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元，Ⅰ类地区的上网电价比2011年下降了52%。

5、“上网指导价”取代标杆电价

为引导新能源投资回归理性，推动光伏发电产业健康可持续发展，2019年4月，国家发改委将集中式光伏电站上网标杆电价改为指导价，将纳入国家财政补贴范围的三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、0.45元、0.55元。至此，执行了8年的上网标杆电价成为了历史。

6、平价上网项目试点(新建电站)

“十三五”以来，我国光伏产业技术水平不断提高，电站建设成本持续降低，电力消纳状况好转，项目的经济性稳步提升。2019年1月，国家发布文件，在资源优良、建设成本低、消纳市场有保障、投资和市场条件好的地区，开展无补贴平价(低价)上网项目。针对平价上网项目，国家发改委、国家能源局出台了支持政策：一是，优化项目投资环境，在土地利用及土地相关收费方面予以支持等。二是，各级地方政府可以出台一定时期内的补贴政策，仅享受地方补贴的项目视为平价上网项目。三是，电网企业应确保平价上网项目和低价上网项目所发电量全额上网。四是，鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿等。

7、国家补贴竞价机制(新建电站)

为了减少光伏行业发展对国家补贴的依赖，节约补贴资金，在推进建设平价上网项目试点的同时，国家发改委、能源局也推出了对需国家补贴的项目的竞争配置机制。优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目，形成“省内竞价+国家排序”的竞争性规则，由地方通过招标等竞争性配置方式组织项目，国家根据补贴额度通过排序确定补贴名单。但是，纳入国家补贴竞价范围项目名单只是取得了补贴资格，最终能否享受国家补贴，还要看项目是否按要求按期全容量建成并网。2019年是实行光伏发电补贴竞价工作的第一年。2019年5月，竞价项目申报工作启动，7月11日，国家能源局正式发布竞价结果。具体竞价项目申请流程可参见国家能源局发布的《2019年光伏发电项目建设工作方案》。

8、未来向全面平价发展

随着光伏发电技术进步，国家政策调控的推进，光伏行业市场化导向更明确、补贴退坡信号更清晰、消纳能力落实更强化，发电建设管理机制更加清晰。在“十四五”初期光伏发电将逐步全面实现平价。

对于未来新建光伏发电项目，可以分为三种类别进行相关补贴申请：

平价项目，即不占用国家补贴的项目为平价项目，主要由地方审批，地方可以发放补贴，国家不限制规模;

竞价项目，即需补贴的集中式光伏发电项目参加补贴竞价，采取申报电价由低到高排序，直至当年补贴预算用尽

扶贫项目，单独专项管理，占用扶贫资金，不占用国家竞价补贴规模。

光伏补贴政策对投资集中式光伏电站的影响

(一)补贴退坡对投资的影响

1、补贴政策的不确定性给投资决策带来影响

光伏产业受到国家多个部位、省市主管部门的“多头”监管，导致政策下沉滞后，企业在投资过程中与各机构的沟通成本较大，补贴政策的不确定性给投资决策带来一定的影响。

2、尚未纳入国家补贴目录的项目，应收补贴款的收回存在不确定性。

截至2019年9月底，我国集中式光伏发电装机容量为131490MW，而进入前七批可再生能源补贴目录的光伏电站规模共计约50000MW，仅占目前中国总装机规模的38%，而且只有2016年3月底前并网的光伏项目，才能获得补贴发放的资格。目前，光伏发电项目普遍面临3年以上的财政补贴拖欠，几百万甚至几十亿的应收账款躺在财务报表中，直接影响项目现金流，进而影响项目收益率。

另据媒体报道，财政部正在酝酿新的补贴政策，有可能不再实施第八批可再生能源补贴目录的申报,将有另外的方案。因此，尚未纳入补贴目录的项目，存在遭遇补贴短期无法获取的风险，可能导致项目盈利能力受到影响。

3、补贴金额退坡，对项目收益产生影响

2011年-2019年间，光伏上网标杆电价从每千瓦时1.15元降低到最低0.4元，下降比例超过65%。然而光伏项目的投资成本、运营成本、融资成本之和下降空间有限。据测算，如果计入补贴，光伏电站的内部收益率(IRR)可以达到8%-12%，去除补贴后预计会低于8%，所以在目前建设成本不能有效降低的情况下，补贴对于光伏发电企业的效益影响巨大。

4、地方级补贴取消，对项目收益产生影响。

各地方政府及相关部门会根据地方情况，给予光伏发电项目一定的补贴。比如，某市的光伏发电项目电价批复文件中，明确载明了接网、线路补贴金额，但根据财政部2018年6月11日下发的通知，可再生能源接网工程项目等不再通过可再生能源电价附加补助资金给予补贴，相关补贴纳入所在省输配电价回收，由国家发改委在核定输配电价时一并考虑。如果未来地方级的补贴全面取消，将在一定程度上影响光伏项目的收益。

(二)“抢装潮”、规模化大发展给投资带来的影响

1、质量隐患影响光伏电站未来收益

由于2016年6月30日前，国内光伏上网电价调整的时间节点集中在年中，光伏电站项目为了赶上补贴政策，急于赶在630之前建成并网，导致从项目立项到并网通常都在抢工期，涌现了很多施工质量问题，对后期电站运营带来了较大的困扰。

2015年，某第三方检测机构曾对32个省市的425个光伏电站所用组建进行检测，发现有30%建成3年的电站出现了不同程度的质量问题，有些电站设备衰减率上升到68%。杜邦光伏材料市场部经理付波曾表示，“以我国西部地区20兆瓦作用的地面光伏电站来计算，如果组件寿命能够达到25年，那么投资的内部收益率可以达到升值高于11%;如果组件寿命只有10年，那么收益率会锐减至4.8%;如果组件质量出现问题，同时功率衰减加速，从正常的每年0.8%增加到5%，那么收益率就只剩下2%”。

2、建设施工期间的合规瑕疵对项目收益产生影响

由于抢工期，普遍存在“未取得批准而先行建设”、“未取得备案即开工”等的情况，可能导致未来面临行政罚款，影响补贴申请或者影响收益。另外，一些项目还因为赶工期，尚未办理可能导致罚款、停产后果的手续或文件，可能影响项目收益，最终导致融资主体不适格，失去发债等融资方式。

3、光伏发电项目面临融资路径少、成本高的困难

由于前期投入大，国家补贴拖延，导致光伏发电企业资金困难。而在电站建设和运营初期就具备完备资质、符合通用标准的项目比较少，因此融资路径有限。

目前采取较多的融资方式，主要包括银行借款、信托借款、融资租赁等。据统计，投资公司建设期融资成本一般在9-12%，运营期融资租赁成本大约8-12%，稳定期金融成本大约在6-8%。资金成本上调1%的情况下，资本金收益率将下降0.81%。如何寻找合适的融资方式获得较低成本的资金，是光伏发电企业未来面临的问题。另外，投资机构还需要面对项目资产抵押情况复杂的情形。

(三)电力市场化改革对上网电价的影响

随着电力市场化改革的推进，上网电价、补贴将受到外部因素以及供需关系影响。光伏补助标准，是根据上网电价、脱硫燃煤机组标杆电价等因素确定。而2019年9月26日国务院常务会议决定，从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，对于尚未进入市场进行交易的燃煤发电电量，将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的准市场化机制。由此我们看到，随着国家电力市场化改革的推进，未来，光伏发电上网价格将受到市场供需的影响，进一步影响发电企业的收益。

(四)平价时代后，对项目建设和运营的要求提高

我国光伏技术成本十年内下降了90%，未来下降的空间有限，能否在新建平价上网项目中具有竞争优势，核心在于降低非技术成本。光伏非技术成本主要包括初始投资、土地租金和税费、电网接入费用、人力成本、交易成本、前期开发费用、各种摊派以及融资成本等。现在的光伏发电项目普遍存在税费较高的情况，尤其在土地费用、融资成本和并网成本、税费成本这四个部分尤为突出。

光伏补贴退坡后，对投资集中式光伏电站的对策和建议

光伏行业正在从拼规模、拼速度向拼质量、拼技术进行转变，投资机构仍然可以在光伏板块寻找到良好的电站资产、合适的投资机遇。结合前文中探讨的投资集中式光伏电站时面临的困境，为了降低投资风险，确保稳定的投资收益，我们对光伏补贴退坡后投资集中式光伏电站项目，提出几点对策和建议：

(一)跟踪和研究政策，建立沟通机制，降低政策风险

首先，投资机构应积极跟踪政策变化，保持与政府相关部门的沟通渠道，研究光伏政策变化、电力市场化改革的发展趋势，以及对拟投资项目未来收益的影响，并研究对策积极应对。

其次，针对尚未进入补贴名录的项目，督促项目公司按照申报条件，及时与当地政府深入沟通，按照国家可再生能源信息管理中心的要求，填报补贴名录的申请。

第三，新建平价项目，应深入研究地方的补贴政策要点，与当地政府、能源局、财政局等进行沟通，积极申请地方政府补贴。据悉，某项目未进入第七批国家可再生能源补贴目录，但是通过积极争取获得了所在省份的批文，项目上网电价执行光伏标杆电价加每千瓦时0.1元的省内补贴，且补贴3年。

(二)加强调研、评估、尽职调查工作，降低或有风险

首先，针对2016年及以前建成并网的集中式光伏电站，应加强对关键设备的质量、衰减情况，施工质量进行重点评估，全面开展尽职调查工作。其次，对影响光伏电站收益的两大指标，内部收益率及度电成本进行测算和评估，服务投资决策。第三、着重对光伏项目资产抵押、或有债务进行风险排查。第四，对发现的问题和潜在的风险进行充分沟通，争取在投资完成前整改，降低或有风险。

(三)加强项目合规建设，积极尝试新的融资方式

首先，在投资推进的过程中，加强项目公司和项目本身的合规风险排查和合规工作督导，确保项目主体满足融资主体的要求。针对赶工期时期普遍发生的“未批先建”、“未备案即开工”等瑕疵应在投资前期尽快解决，以免进一步影响项目融资、发债、资产注入上市公司的能力或资格。

其次，深入与金融机构的合作，尝试开展发行绿色债券、应收账款资产证券化等新的融资方式。可以参考中国华能在2017年11月发行的首单可再生能源电费补贴资产证券化产品，项目注册金额50亿元，首期发型规模为5.3亿元，期限36个月，评级机构给予项目AAA评级，发行票面为5.50%，该项目基础资产即是华能集团下属风电、光伏等新能源企业可再生能源补贴资金，募集资金则用于补充新能源企业现金流。

(四)对于新建项目，尽量降低非技术成本

随着光伏组件技术成本的下降，如今非技术成本的情况决定了项目未来的收益。在电站投资过程中，注重对电站资产非技术成本的研究，包括土地使用成本，土地使用税，耕地占用税等。在投后应对该成本细致化的管控，积极协调当地政府、电网公司，降低土地税费、租金以及电网接入成本。

(五)对电力消纳、外送保障、配套设施的建设情况进行评估

在选择电站资产时应充分考虑周边配套设置、电力交易机制、电网接入情况等。研究电站周边是否有建好的升压站、线路等，选址尽量靠近负荷中心或者特高压通道换流站周边。尤其关注项目地附近特高压直流外送通道开工建设情况等。只有限电问题逐步解决，才能降低未来电站的送出成本，确保未来收益长期稳定。

提起光伏电站，大多数人脑海中呈现的还是那茫茫戈壁滩上一排排整齐的光伏板，但是随着光伏需求的增加和装机量的增长，尤其是在华北、华中这些用电负荷中心，土地资源有限，电站建设逐渐向山地发展，但即使这样光伏电站用地还是十分紧张。

在此背景下，水上光伏电站逐渐成为热点话题。水上光伏，顾名思义，不占用土地资源，是通过建设水上基台将光伏组件漂浮在水面，水体可以对光伏组件起到冷却作用，从而获得更高的发电量。其中，作为水上光伏的一种模式，水上发电水下养殖的渔光互补还可达到“1+1大于2”的效果，不仅可以带动当地经济发展，太阳能电池板还可以减少水面蒸发量，抑制藻类繁殖，保护水资源。

就前景而言，我国水上光伏未来潜力巨大。数据显示，我国大陆海岸线长1.8万公里，包括渤海、黄海、东海和南海的近海总面积470多万平方公里，其中理论上可发展水上光伏的海洋面积约为71万平方公里，按照千分之一的比例转化，可安装海上光伏71GW。

不过值得重视的是，渔光互补虽然好处虽多，但是建设前期准备工作也很复杂，电站选址前要勘察工程地质情况，明确土地使用权状况，合理评价地质构造及地震效应，还要获得规划部门、国土部门、林业部门、文物局、环保部门、水利部门等部门的相关协议。

此外，在水上电站建设中，由于水气和水气中的盐分对组件的危害非常大，高湿、水面波动频繁会使光伏组件产生PID效应，并出现隐裂问题。经过实践证明，双玻组件是最适合水上电站的，由于双玻组件透水率几乎为零，可以避免水汽进入组件诱发EVA胶膜水解，不会出现PID效应，不会脱层，隐裂也比普通组件少，从而可在水面高湿、高盐雾、强UV的苛刻环境中长期稳定工作。

渔光互补由于基础造价较高，初始投资也会明显高于普通项目，但渔光互补等漂浮式光伏电站的度电成本其实比地面电站更具优化潜力。据悉，作为“领跑者”项目之一的安徽淮南顾桥18MW漂浮电站项目经过2年运行，其发电量比陆上电站发电量高出13%左右，度电成本更低。

新冠肺炎疫情走势进入新阶段，海外累计确诊病例数超过国内，海外成为抗疫主战场。这对高度依赖海外市场的中国光伏制造业带来一定影响。

全球排名前十的多家组件厂商表示，在海外疫情的冲击下，光伏产品出口或出现一定减少或放缓，尤其是重点疫区市场，如意大利、韩国将受到较大影响，具体数据仍需根据疫情走势来评估。

中国是全球最大光伏产品制造国及出口国，装机量、发电量已连续多年位列全球首位。作为光伏产业链的最终产品，组件出口量代表了中国光伏“走出去”的程度。

从历年组件出口情况看，受欧美“双反”影响，中国组件出口在本国总产量的占比，从2012年的78％降至2016年的40％，出口量多年维持在20GW左右。

但随着成本下降以及新兴市场的涌现，中国组件出口自2017年开始稳步增长。

数据统计，至2019年，中国组件出口量已达66.6 GW，占总产量约67.5％，同比增长18.2％；组件出口额达173.1亿美元，占硅片、电池片、组件总出口总额的83.3％，超过2018年全年光伏产品出口总额。

据中国光伏行业协会统计，2019年，中国组件出口国排名前十的有荷兰、日本、越南、印度、澳大利亚、巴西、西班牙、墨西哥、乌克兰、德国，共占总出口量的70.2％。

目前疫情比较严重的国家也是中国组件出口集中的主要地区。意大利是除中国外确诊总数最多的国家。

“按照国外疫情发展进程，如果不能进行有效控制，70％依赖出口的中国光伏行业，会受到不小影响。”PGO光伏绿色生态合作组织秘书长周元表示，国内疫情已基本控制，光伏企业积极复工复产，项目申报工作有序开展，国家政策符合业内预期，但如何应对爆发的海外疫情，值得关注。

海外疫情对光伏项目的影响，主要表现在下游需求减少或放缓，以及项目推进、融资、物流等环节。

全球最大光伏组件供应商晶科能源表示，日韩市场的一些项目会延后，意大利分销市场会受到较大影响，但由于海外疫情形势并未进入稳定控制阶段，还很难评估中国光伏行业遭受的冲击有多大。

晶科能源去年组件出货量达到14.3 GW，同比增长25.6％，今年维持18-20 GW出货目标。财报显示，晶科能源2018年海外销售占比已达73.6％。

全球第二大组件商晶澳科技旗下组件子公司晶澳太阳能表示，疫情对海外需求后续的影响需根据扩散情况，保持高度关注。2019年，晶澳科技组件销售子公司晶澳太阳能的海外销售占比超过60％。

除下游需求受疫情影响出现减少或放缓外，上游原辅材供应紧张也为制造企业带来了难题。

例如，组件生产所需的接线盒、包材等产品，因供应商停摆出现价格波动频繁，且由于物流运输不畅，常难以及时供给组件厂商。

据天合光能常务副总裁印荣方介绍，由于组件材料供应商年后未及时复工，以及物流上存在挑战，该公司在组件材料的供应上遇到了较大困难，后续协调解决了辅料企业的复工问题以及上游供应问题。

一位龙头组件厂商的管理人员表示，若全球总体出货量规模收缩，也将对制造上游原材料产量造成挤压，这或为组件商带来材料成本下降空间，一定程度上补偿总体出货量收缩的影响。

近期，沙特阿拉伯和俄罗斯向市场注入大量石油，油价已跌破30美元/桶大关。这种价格暴跌可能对全球向清洁能源转型升级产生深远影响。

传统逻辑认为，低油价对可再生能源来说是个坏消息。首先，这意味着较低的汽油和燃料价格，使得电动汽车和生物燃料的竞争力下降。还意味着，一些石油公司可能会转而专注于天然气生产，并压低价格，降低太阳能和风能作为电力来源的竞争力。与此同时，油价暴跌对石油巨头和政府的经济影响也会对可再生能源造成威胁。如果政府和石油巨头被迫削减开支，可再生能源的投资和补贴很可能是最先被削减的对象之一。

据国际能源机构负责人法蒂赫·比罗尔（Fatih Birol）表示，油价暴跌肯定会对清洁能源转型的需求构成下行压力。与此同时，由于经济放缓，彭博新能源财经(BNEF)预期全球太阳能需求将大幅降低。

尽管可再生能源投资在过去10年里一直在迅速攀升，但到2018年，投资增速已经开始放缓。考虑到这些因素，油价暴跌极有可能对全球能源转型产生短期的负面影响。

然而，从长期来看，最近的油价暴跌可能会加快清洁能源的使用。在过去几年里，市场一直处在倡导ESG投资大趋势下，可再生能源的竞争力越来越强，一些不可再生能源项目因担心投资陷入困境而难以获得批准。如今，随着油价跌破30美元/桶，石油和天然气项目不再能获得比清洁能源项目更高的回报。

值得注意的是，在可行的清洁能源解决方案被提出之前，石油需求和价格将会反弹，新的项目无疑是需要的。但6年来的第二次油价暴跌突显了市场的波动性，以及可再生能源解决方案所带来的稳定价值。随着全球目光从化石燃料转向清洁能源，清洁能源的竞争日益激烈。石油巨头和政府正在加倍努力，以实现能源投资的多元化。

新加坡总理李显龙14日在脸书上称，此次新冠疫情对全球经济的影响可能已超过2008年的金融危机。而欧美各国疫情正进入爆发扩散阶段，股市汇市暴跌，人心躁动宛若末日。

　　从近些天与一些光伏企业的沟通来看，欧美市场尚未出现订单减缓或毁约情况，但笔者在《欧美疫情扩散，今年全球光伏需求或将锐减》一文中对市况发展的担心，却日益有可能成为现实。

　　局势其实已足够明朗，这不是黑天鹅，也不会有侥幸，此时甚至都已不再是未雨绸缪的问题，而是到了要赶紧着手应对的时候。

　　一句话，光伏的整个外需面临重大危机，急需内需出手应急救市。

　　此时救市，如能搭上即将轰轰烈烈启动的“新基建”这趟列车，无疑是最好的选择，这更容易被宏观面及相关各方接纳。

　　作为宏观面救市的最大应手之一，“新基建”虽非针对疫情，却因疫情更显及时。但作为科技型新兴产业之一的光伏及新能源行业，似乎却被此次以科技为重心的大规模基建投资所忽略，实在令人遗憾。

　　这或许也说明，政策制定者要么是对光伏行业局势的判断还比较乐观，要么就是海外疫情发展太快还来不及考虑对光伏业将带来怎样的冲击。

　　所以，在救市之前，可能还要先要回答两个问题。其一，光伏能否以及如何借势“新基建”?其二，该从产业链哪个环节着手?

　　一

　　那么，光伏如何借势“新基建”?

　　面对内外交困，投资拉动需求已成共识。不过，此次“新基建”之所以以科技为重心，正是要摒弃过去那种盲目大规模上项目的粗放做法，而寄望于科技项目的投资，在应急托市的同时，拉动市场需求和科技创新的可持续发展。

　　因此，简单圈地搞几个大型基地甚或返回西部大搞地面电站的做法，肯定行不通，何况光伏下游市场此前的补贴拖欠、消纳难等问题至今都未彻底解决。

　　即便目前正在大干快上的平价项目基地建设，恐怕也并非良策。此类项目虽不涉及补贴，且有并网和消纳承诺为立项前提，但消纳难题迟早会出现，原因你懂的。

　　实际上，随着近十多年各国大力推广，那种建个电站往电网卖电或自用的模式——无论是大型集中电站还是家庭或商业屋顶的分布式电站，在不少先发展市场已开始显现饱和迹象。

　　越来越便宜的光伏价格，正加速这一趋势。

　　就比如国内市场，这两年每年都要为了多少吉瓦的年度盘子展开各种明里讨论和暗里博弈。或许也说明，光伏应用的规模化，早就不再是个资金问题，而是个空间问题。

　　几年前笔者曾玩笑作文预言，光伏应用也将类似抗战一样，将分为 “ 战略推广、战略相持、战略反攻 ” 三个阶段。

 　此前的直接建电站模式，在战略推广阶段当然最有效，却也略显粗放。当我们抬头看路的时候才发现，现如今几乎所有能源都已经在放下身段去争夺和取悦终端消费者了，我们却还在到处占地盘只管建不管用，自然越来越没市场。

　　二

　　为何平价后的国内光伏应用并没有出现期望中的星辰大海?其原因也许多种多样，但归结起来可能就一个——不方便。

　　比如对于政策和管理方，蛋糕就这么大分配起来“不方便”，钱不归我管花起来“不方便”，项目涉及面多管理和安全“不方便”……。

　　比如对于项目投资方，找到合适场地“不方便”，并网“不方便”，消纳“不方便”，拿到钱“不方便”……。

　　比如对于应用方，屋顶可能漏水、系统可能漏电、板子可能被风吹倒这些安全“不方便”，我要用电你却下雨使用起来“不方便”，我好好一个建筑你贴几块板子那么难看美观“不方便”……。

　　这些种种“不方便”，在战略推广期也很显见，只不过在补贴和政治正确的双重激励下，并不那么突出，或者并非矛盾焦点。但随着平价来临，这些“账”，自然就会有人算。

　　或许，这恰恰正是光伏应用进入战略相持阶段的标志之一，需要解决这些“不方便”。不仅如此，还要在“更方便”上着力，要像取悦你媳妇儿一样去取悦和满足你的应用方。

　　在这个阶段，光伏就不再是简单地建成电站，而是要想法设法融入到用能方的应用系统中去，要查漏补缺地发现和创造终端用能需求，要与用能需求更契合，要让其“更方便”。

　　这是一种“需求+光伏”的模式，而不是此前一些强行的“光伏+”模式。两者的最大不同，在于出发点几乎完全相左。

　　这样的“+光伏”，更易被接纳;这样的“+光伏”，市场也更宏大;这样的“+光伏”，也更具现实价值。

　　这样的“+光伏”，才正是政策更需长远着力的方向。在光伏外需市场明显可能出现巨大反转的背景下，对于政策制定者和行业管理部门而言，这更不啻为既考虑短期又兼顾长远的最好救市应手。

　　这既是光伏参与的“新基建”，也是光伏应用的“新基建”。这样的“+光伏”，可以涉及的领域其实很多。

　　比如建筑、通讯、新能源汽车、智慧交通、智能城市、制氢、制热等等。而此次“新基建”包含的5G通讯、特高压、高铁、轨道交通、新能源汽车充电桩、大数据中心、人工智能、工业互联网等诸多领域，也几乎都具备+光伏的可行性。

　　目前所欠缺的，也许仅仅只是一些政策的引导和鼓励。

　　三

　　这也正是第二个需要回答的问题，光伏救市从哪里入手?

　　想来多数光伏人或者干过光伏的人都了解，这个行业最活跃的时期，正是国内光伏应用从地面市场向分布式市场转型及其后的那些日子，那也是整个行业中小企业最多最具活力的日子，姑且不说他们对于光伏应用走进千山万水装遍千家万户的功绩，仅仅是其所创造的就业、税收以及GDP规模，恐怕也是行业历史上少见的。

　　说得难听点，就那几个基地和大企业，能创造多少就业?能让整个行业爆发出如此顽强的生存力和创新活力?

　　也许，平常时期这些也不是什么问题，但现在是什么时候?不仅宏观经济下行压力巨大，又遭逢大疫更是雪上加霜，这个时候什么最重要?当然是首先要保就业和保民生。

　　而创新地借势“新基建”，更有科技含量地激活整个应用市场，促进其间大量中小企业的发展和繁荣，正是救市的关键节点。道理很简单，从来没有一个消费端萧条的行业能够拥有持续的繁华。

　　这不仅是盘活市场的最好应手，还是应用模式和竞争态势的真正市场化转型，更是长远繁荣这一行业的根本之策。

　　疫情对今年光伏应用市场的影响，显然已没法乐观，一季度国内市场几乎颗粒无收，眼看二、三季度海外市场也要被废，行业整体需求面临断崖式下跌的巨大危机。

　　当此时刻，还请为光伏业补上一张“新基建”的车票。