地方政府和企业如何应对光伏新政

文 | 彭澎

作者系中国新能源电力投融资联盟秘书长

光伏规模管理模式的大转型势必带动市场整个结构的调整。无论是各级能源主管单位，还是企业都将重新适应这种新的发展模式。

光伏行业在经历高速增长已经从特许权招标电价、固定上网电价走到了全面竞价的时代。

其实早在2017年国家能源局就已开始鼓励地方政府通过竞价分配普通地面指标，但各地政府普遍希望保护本地标杆电价，因此电价下调非常有限，整个2017年创出5300万的新增规模。随着补贴拖欠总额的迅速上升，导致2018年的531政策出台，当年没有新增的普通地面指标。在经历这些变化之后，市场上参与各方也逐渐清醒地意识到，必须通过竞价来降低补贴强度，尽快甩掉补贴来保证行业的长远发展。特别是一些光伏行业头部公司主动要求降低标杆上网电价，进行全面竞价。

2019年一开年，国家能源局在多方研究的基础上提出了“稳中求进”的总体目标，光伏规模管理的要点总结为五句话：财政部定补贴规模、发改委定补贴上限、能源局定竞争规则、企业定补贴强度、市场定建设规模。国家能源局将不再设定全年补贴装机规模，而是根据申报电价，在一定的年度补贴总规模下，由市场本身确定补贴装机规模。以电价为核心，通过市场竞争放大增量规模，平均补贴强度越低，可安排新增规模越大；在补贴总额固定的情况下，实现补贴降得越多，规模给的越大。这种管理模式的大转型势必带动市场整个结构的调整，无论是各级能源主管单位，还是电网企业、开发企业、金融机构都将重新适应这种新的发展模式。

过去的指标分配模式，是国家能源局根据限电情况、消纳条件、各省上报的规模等因素给各省下达当年的光伏建设指标。现在新的分配模式下，国家能源局已经转变为一个“拍卖行”，通过制定拍卖规则，要各省能源主管部门和各省开发企业组队自己来竞价，大家各凭电价的降低争取排名，进而获得最终指标。

地方政府需关注的要点

这次政策调整之后，各省能源主管部门会感受到较大的压力，从过去自主分配省内指标变成了一个教练兼领队，带领本省的开发企业进行全国大比武。工作量陡然加大，特别是各省都有去煤、提高可再生能源比例这些任务在身，每个省份还是希望能尽量增大本省的可再生能源发电量，从省级到市县一级主管部门恐怕都要动员起来。当项目管理进一步下沉到市县一级的地方政府时，每个项目如果能获得领跑者项目的待遇，通过更低的土地成本、更低的并网成本来降低补贴强度，更有助于在竞争中胜出，所以需要地方政府同开发企业一起努力。

由于对并网时间需要做出承诺，并且电价将随着延期而降低，所以在选择开发企业保障并网时间需要地方政府高度注意。海外市场的火爆造成目前组件供销两旺。在上网电价锁定的前提下，开发企业对设备价格有承受上限，一旦超过，宁愿废弃项目也不可能赔钱建设。这种情况，省级政府在制定政策时要借鉴领跑者的经验，不要强压企业使用某种类型的组件。很多领跑者的设备要求很细，采购时间又很集中，导致市场无货或者价格极高，出现临时更换设备或者延期并网的情况。在当前这样充分竞争的条件下，应允许普通组件和高效组件及各种类型组件同台竞争。市场监管是设定组件质量标准，只要组件质量合格，应允许投资人自行选择。如同买车，有买高档车跑专车的，也有买普通车跑快车的，还有买二手车跑运输的。

保障项目顺利并网方面，电价一方面随着时间推移而降低，标杆电价计划从三季度开始每季度下降0.01元，另外延期两个季度还不能并网的项目将取消指标，这种指标浪费的话，会对本省去争取2020年指标会造成一定的影响，希望各省在这方面也加强监督。

开发企业需关注的要点

开发企业作为上场竞争的运动员，练好内功，也就是成本控制能力是第一位。开发企业需要通过几个方面来实现度电成本下降。

一，提高技术实力，包括发电设备的配置，例如多大比例的跟踪支架，是否使用一些膜技术来降低度电成本；二，提高融资能力，无论是建设期的融资还是经营期的融资，都需要降低融资成本。很多企业认为EPC垫资建设期，那么对建设期融资就不关注了，但是EPC的成本都将计入到建设成本中，因此EPC的融资成本能够降低，也对降低整个项目成本有帮助；三，报项目要量力而行，上文也已提到，各省会加强并网的监督，现在国家政策未最后敲定如何惩罚报了项目而退出的企业，但对企业还是有些负面影响，所以希望企业量力而行；四，企业在报价时应充分考虑组件供应等波动因素，注意并网时间，这次采购周期将比较接近，很有可能造成设备价格波动，与其强上项目，不如等待平价项目模式成熟。光伏开发暴利时代已经结束，未来就是稳定收益，如果平价能符合企业的收益率，还是平价项目自主性、可操作性更强一点。

电网将扮演更重要的角色

过去，在可再生能源总量较少的时代，并网虽然也很重要，但是排序要落后于指标的获取等，之前项目先拿到指标，再去协调并网等事宜。但新的政策下，并网和消纳条件成为项目竞价的先决条件。红色区域是不能参与指标竞争的，另外地方政府也要与地方电网协调并网和消纳。但可再生能源发展到目前的阶段，在整个电源结构中占比原来越高，在接入空间逐渐缩小的情况下电网还要保证可再生能源的发电小时数，消纳和并网难度已经与日俱增。

同时电网还面临分布式光伏对其电力市场的分流，部分省份的电网已经出现针对分布式的博弈，暂停了第三方投资的屋顶光伏项目，由于这些做法与国家政策相悖，因此电力监管部门及时出手，纠正了地方电网的行为。但分布式发电市场化交易在过去的一年半中，没有什么进展，可见阻力之大。

可再生能源在可预见的未来势必成本更低，如果电网采取消极姿态对待可再生能源，会导致很多自建的离网项目，这些项目仍然连接大电网作为依靠，届时如果遍地开花，电网也难以管理。未来可再生能源如何更好的融入电网，在符合商业合作的前提下，与电网共同分享可再生能源带来商业利益是两边长远、良好合作的基础。希望电网能以开放的心态接纳可再生能源尤其是分布式电源，电网提供更好的服务，可再生能源也可以为这些服务支付相应的费用。电力市场将逐步的市场化，仅靠政府政令，难以驱动电网的积极性，最终共赢的模式才是双方的出路。