01
弱补贴及去补贴后，对光伏产业发展前景的分析和判断
目前，光伏处于由“补贴拖欠”引发、平价上网前的阶段性调整期。 基于以下理由，中长期看，产业发展长期向好的趋势并未改变，仍处于发展的“牛市”。
大力发展以光伏和风电为代表的可再生能源的理由并未改变， 且更为充分。
国家大力发展清洁和可再生能源的能源战略并未改变， 近期发布的一系列政策的针对性更强，更适合光伏产业长远发展的战略需要。
技术进步为产业下一更大规模地发展打下了基础。
度电成本快速下降， 为光伏与其他发电形式同台竞技创造了条件。
1、 产业发展的政策环境
1） 减少化石能源，特别是煤炭在一次能源中的消费比重，已是大趋所趋。电力行业是煤炭消费的大户，我国的资源禀赋为“多煤、缺水、贫油、少气”，但具有丰富的太阳能和风能资源， 要实现“两个” 替代，大力发展非水可再生能源已是不二的选择。
2010 年后，煤炭在我国一次能源中的消费比例以年均 1%左右的速度递减；另外，在电力消费结构中，近 3 年，火电占比在以年均 1%左右的速度递减；而光伏和风电占比在以年均 0.6%左右的速度增加。
总之， 要用战略眼光，看待以光伏、风电为代表的非水可再生能源，包括发展中出现的问题和阶段性调整。
2）按照中央“四个革命、一个合作”的总体要求，国家大力促进可再生能源发展的政策定位并未改变，但政策取向已由“补贴”为主，向针对性地“清障”为主转变，并开始注重促进可再生能源发展长效机制的建设。
近两年，针对弃光、非技术成本过高等行业发展中存在的突出问题，以及电力市场存在的体制和机制性障碍，国家出台了一系列针对性政策，例如： 2017 年 11 月，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》 (发改能源【2017】 1901 号)；2017 年 12 月，国家能源局发布了《关于建立市场环境监测评价机制引导光伏产业健康有序发展的通知》（国能发新能〔2017〕 79 号）；2018 年 9 月，国家发展改革委办公厅发布《可再生能源电力配额及考核办法》（第二次征求意见稿）（发改办能源〔2018〕 1109 号）； 2019 年 1 月，国家发展改革委 、国家能源局发布了《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）。
总体看，政策的实施效果已开展显现，例如：与 2017 年相比， 2018 年全国平均弃光率下降 2.8%；电力市场化交易的比例已接近 40%，并有效地降低了用电价格； 虽有波折， 部分地区或依靠一些创新、变通性做法， 分布式光伏“隔墙售电” 已开始突围。
2. 产业发展的技术支撑
1）经过 10 多年的发展，光伏设备制造技术和系统应用技术已有了质的飞跃，为光伏平价上网及产业可持续发展打下了较好的技术基础。
我国的光伏产业已形成完整的产业链， 自主创新能力在持续增强，并初步形成具有中国特色的标准和技术管理体系。
设备制造端，近几年，在降本需求、光伏领跑者制度及其他政策的协同作用下，电池和组件制造技术日新月异，组件效率在按年均 1%左右的幅度逐年提高；适合于不同类型和规模发电系统的光伏逆变器已形成系列，智能化水平也在不断提高，包括集中式、组串式和集散式逆变器，低压和中压逆变器。
系统应用端，目前，分布式（含户用）和集中式光伏电站，地面（含山地）、屋面、水面及其他应用场景的电站，各种光伏+形式的电站，均得到了不同程度的应用；双面发电、 1500V、跟踪系统的应用比例也在逐步提高；光伏支边和扶贫更是展现出独特的优势。 可以说， 光伏发电更大范围的应用空间已打开。
2）“531”新政后，国内市场出现萎缩，国际市场开始复苏， 部分地弥补了国内需求放缓造成的设备供需缺口，业内担心“需求放缓会迟滞产业技术进步”的情况并未发生。另外，国际市场准入门槛较高，助推了国内设备制造端产业集中度的提高，技术和综合实力强的企业已占得先机。可以预见，短期调整后，国内光伏新一波“行情”的技术水平会有明显提升。
中国有 9 个组件企业位列 2017 年、 2018 全球组件出货量前十名。 2017 年，前 10 企业全球市场占有率在 55%左右， 2018 年接近 70%。
过去几年，光伏在我国的快速扩张部分地挤占了本该更低成本、更高质量的发展空间，但世界范围内已开始享受我国光伏产业技术进步带来的红利，许多国家开始调高可再生能源的发展预期。
3. 光伏发电的度电成本
综合分析投资水平、利用小时数、预期 LCOE，目前， 我国部分地区已具备平价上网的条件，特别是分布式光伏。
02
弱补贴或去补贴后，对产业发展热点及路径的思考和判断
光伏平价或无补贴上网后，产业政策的发力点将转向降低非技术成本和改善营商环境方面，市场在项目资源配置方面的作用会突显，需求为导向的多样化发展趋势会愈发明显，以度电成本、售电价差为导向的产业发展路径会更加清晰。行业会实质性地进入更集约、更高质量的发展阶段。
1. 项目选址
1） 以国家发展改革委和国家能源局发布《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）为标志，光伏平价上网时代已到来。
“19 号文” 从试点项目建设、优化投资环境、全额保障性收购、合理收益补偿、接网工程建设、市场化交易、输配电价及收费、上网项目建设、跨省跨区输电通道建设、金融支持、预警管理、能源消费总量考核支持机制等 12 个方面，全面地规定了促进平价上网的政策措施， 针对性较强，政策的实施效果还有待观察。
弱补贴期内， 光伏发电价格将实行“双轨制”。“双轨制”的实施， 部分地影响了企业和地方无补贴项目建设的积极性， 许多开发企业尚处于无所适从的“观望期”及“断奶”后的适应期。
2） 参照“燃煤标杆电价”的平价或低价项目，主要针对集中式光伏电站。文件中确定了此类项目的优选条件，即“资源优良、建设成本低、投资和市场条件好”，投资企业可参照上述条件及以往经验，确定可量化评估、具体的项目筛选条件。
I、Ⅱ类区中， 目前， 局部有限的区域已具备平价上网的条件。可优先选择“绿或橙色”、 年实际利用小时数在 1500h 以上的区域， 并通过比较不同区域内利用时数的差异及售电价差确定项目区域选择的优选顺序（注： 例如， 以 2017 年为例，蒙西较大同利用小时数高 4.6%，电价较大同低 13.5%， 比较而言， 优先选择大同；再如，大同较吉林利用小时数高 1.4%，电价低 16%， 优先选吉林）。
3） 以配售电价为参照的无国补项目，主要针对分布电源。文件中将此类项目的范围限于国家确定的市场化交易的试点项目，过于局限。 参照“19 号文”确定的条件，以售电价格的 0.9 为比较基准，加上部分地区适当的地补，按目前的建设成本测算，许多地区可实现无国补、用电侧平价上网。 全国范围看，此类项目更具备无补贴建设的条件，国家应鼓励此类项目的大范围建设。另外，对投资企业，文件中列出的“增量配电网、清洁能源消纳产业园区、局域网、新能源微电网”等可作为此类项目建设的优选区域。
2. 技术方向
太阳能资源无处不在，随着组件效率的持续提升和系统建设成本的不断下降，可经济地应用光伏发电的场景会不断增加。供电端和用电端应用场景的多样化，决定了多样化为光伏产业发展的必由之路。
3. 发展路径
平价或去补贴后的光伏，企业将有更大的自主权，“度电成本”与“销售电价”间的价差将成为企业选择项目建设地点和建设方案的主要依据。企业会在综合考虑各种影响因素后，按照价差由高到低的次序选择项目的建设地点和方案。
总体判断：如果“19 号文”真能落地，在试点基础上，能够推而广之，全国范围内，短中期内，分布式光伏更具优势。
03
光伏发电的风险防控
风险是指某种不幸或不利事件发生的可能性及其后果的组合。按上述解释，例如补贴拖欠、区域性弃光、非技术成本过高、融资贵等可预知、确定性较高的不利因素，无所谓风险，在投资决策时，就应该考虑到。从风险的角度，重点应考虑那些有一定不确定性的不利或不幸事件的防控。
过去十多年，光伏已遇到形形色色、各类表象形式的风险，为企业的风险防控积累了一定的经验。平价或无补贴后，还会出现一些新的风险表象形式，需要企业提前识别并做好预案。
1. 合规性风险
光伏发电的劣势在于占地面积大，且为波动、间歇性电源，受控程度低。光伏还是个新兴的产业，在土地利用方面，还存在一些法律方面的灰色地带或盲区，加之一些企业存在侥幸心理，打“擦边球”，带来一些土地利用方面的合规性风险，这方面风险规避不够， 对项目而言，会带来“毁灭”性打击。 无补贴后的光伏，多元化发展的趋势会更明显，这方面的风险会加大，特别是各类“光伏+”形式的发电项目。另外，随着光伏装机比例的提高，电力部门对光伏发电的要求和监管力度会加大，也会带来了新的风险和挑战。
2. 技术质量风险
过去十多年，产业快速扩张、粗放式发展，包括标准及检测技术跟不上产业发展的需要，导致为数不少、已投运电站出现这样或那样的问题，并成为产业健康发展的瓶颈问题之一。“531”新政后，电站交易进入活跃期，质量不透明或存在较大风险已成为光伏电站交易的“拌脚石”。
弱补贴或去补贴后，“抢装、抢建”引发的质量风险会逐步减少，出于降本目的引发的风险将提高，需注意防控，特别在以下两个方面，一是未经充分验证或确认的技术应用带来的风险，包括设备制造、集统集成、跨界整合技术；二是选用低成本、可靠性差的材料或器件所带来的风险。
3.其他风险
离不开大的市场环境，光伏行业同样面临“契约精神”不够的问题，由此导致项目建设中途夭折、“三角债”高起，包括“关门打狗”的现象已屡见不鲜。去补贴后，市场将起主导作用，产业多样化发展格局会更加明显，也会带来一些新的或加剧原有的风险，如：站址问题造成的短命电站， 税费优惠“中途变卦”等。
