光伏行业：2019惨淡经营 2020路在何方

北极星太阳能光伏网讯:一、2019期望太高：期待、失望和意外

在千呼万唤的煎熬中，2019年5月30日，国家能源局下发了《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）（俗称“530新政”）。相比2018年的“531政策”，“530新政”应该是革命性的变化，其发展方针是：财政部定补贴盘子、发改委定价格上限、能源局定竞争规则、企业定补贴强度、市场定建设规模、电网定消纳上限。其革命性表现在：一是改变计划经济模式，不再限制新增规模，而是确定补贴总额；二是制定竞补规则，由企业公开、公平、公正参与竞争，不再依靠关系资源竞争项目；三是全国范围内企业一起竞争，不再计划分配规模指标。

（来源：微信公众号“光伏人家”）

（一）期待

没有装机规模限制，仅有补贴总额限制，对中国的光伏行业而言，这是一次难得的市场化竞争配置项目操练。行业期待更多的项目报名并参与竞补，符合要求的项目规模应该远超过50GW。毕竟在2018年这种严峻的形势下，全年新增光伏装机都超过了44GW。

（二）失望

然而，期望越大，失望越大。7月11日，国家能源局正式公布了2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果，总装机容量约22.78GW。其中，普通光伏电站366个、装机容量18.12.GW；工商业分布式光伏发电项目3555个、装机容量4.67GW；同期发布的平价项目14.78GW，共计37.57GW。考虑到不确定因素，乐观预计2019年年内光伏项目新建成规模在30～40GW。

事实上，2019年前三季度统计的结果是国内新增装机仅仅16GW，同比下降54%。2019年国内市场惨淡经营已经毋庸置疑，好的政策执行的结果竟然不如2018年“531政策”的结果，令人唏嘘。

（三）意外

意外之一是总额如此之少的补贴竟然出现富余。偌大中国，2019年新增的光伏电站补贴预算区区30亿元。其中，7.5亿元专门用于不参与竞价的户用光伏（折合350万千瓦），留给补贴竞价项目的只有22.5亿元（不含光伏扶贫），最后竞补的结果竟然只用了17.5亿元，多出了5.5亿元，与往年欠补现象形成强烈反差。

意外之二是竞补项目分布失衡。贵州、山西、浙江位列前三，都突破200万千瓦，累计超过总补贴容量的40%。而河北、山东等光伏适用大省申报项目较少，有些省市甚至颗粒无收。

我们积极支持并主张平价上网及竞补规则，但为什么结果南辕北辙，以至于今不如昔呢？

二、2019惨淡经营：总结、追究和反思

2019年还未到年底，总结似乎尚早，但大局已定，国内市场失望大于希望，国外市场阳光大于阴霾，行业洗牌加速。

（一）总结

终端市场一方面新建规模大幅下滑，另一方面变成国有企业的天下，大型民营企业逐步退出市场，中小民企从“531政策”起已基本离场。一是看今年地面电站的竞补项目，国企进场力度加大，占比接近40%；二是即使是民营企业上报的项目，建成后很大比例也将由国有企业收购；三是民营企业存量电站大比例转让给国有企业，案例常见诸于媒体，反方向案例尚未发现；四是终端市场欠补严重，民营企业难以为继，必须卖电站以求生存，少数企业甚至进入失信名单，个别企业家甚至被刑事通缉。

EPC板块上国有建设企业牵头总承包，民营企业分包施工。一定规模以上的项目，一般由中央或地方国有建设性企业总承包，他们有经验、有实力兼具资金优势；民营建设企业大体分包施工责任，两者分工合作，国有企业赚取相对高利润，民营企业赚取劳动报酬。

上游制造业，由于技术迭代加快，全球竞争加剧，国有企业几乎全部退出，民营企业独占鳌头。但受“531政策”及2019年国内市场趋冷影响，上游制造业马太效应加快，强者越大，逆势扩张，并在全球布局，规模成本下降明显，竞争力加强；弱者越衰，二三线制造企业产能急剧萎缩，很多处于停产与半停产状态。

由于国内需求急剧萎缩，上游产品硅片、电池片、组件、逆变器等轮番降价，反而推升了国际市场的大需求。虽然受中美贸易摩擦严重影响，出口美国完全受阻，但挡不住发达国家能源转型和发展中国家能源普及的强大需求，一线制造企业转向以开发海外市场为主，海外销售产品数量大增。由于单价下滑，虽然总体收入增加，但利润率降低。二三线制造企业在海外市场起步较晚，大多难以承担前期投入，加快了马太效应节奏。

（二）追究

2019年光伏行业为何会如此令人失望，出乎意外？

一是时间紧张。5月28日出台竞价规则文件，竞价节点截止到7月1日，真正申报竞价项目时间大致为一个月。电站企业根本没有足够的时间去开发、评估和选择项目。项目源很多，但开发和评估项目需要一定的时间周期，一个月确实太匆忙。

二是电网接入受限。电站企业报送的项目，地方电网无法签批接入文件，或是因为时间太紧，无法走完流程；或是没有足够容量空间，开发商未及与地方电网沟通等。

三是地方主管不作为。一些地方主管部门态度消极，一方面没有积极配合落实“530新政”，不宣传、不推动、不鼓励；另一方面，对一些具备条件的项目不收件、不备案、不统计，甚至给予刁难。

原因还有很多，诸如融资问题、拖欠问题、资金链问题等等，不一一列举。

转眼又到了2019年年底，2020年征求意见稿尚未出台，很快就是元旦和春节，是否又要拖到下一个“530”？

（三）反思

一是时间。2020年的新规则可否在2019年年底前出台，3月底前公布竞补结果？元旦后，光伏开发商可加紧工作，有足够的时间走完2019年开发的项目，完成评估、接入审批和前期工作。

二是接入。国家主管部门可否安排电网企业年底前公布下年度各地区（甚至到各台区）用于光伏的可新增并网消纳的容量空间？如果国家主管部门无法做出这样的安排，地方主管部门能否安排地方电网细化并公布各台区可新增的容量空间？在2019年年底前公布出各台区的容量空间，将大大有利于电站企业项目选择和决策，降低前期开发成本。

三是分工。国家与地方主管部门进行明确的分工，给予地方政府和地方主管部门更大的积极性和责任。例如，财政预算由国家主管部门“切块”分给地方主管部门，由地方主管部门“切条”，分给光伏和风电等，进一步“切条”分给分布式、地面电站等。鼓励地方政府配套资金加大投入，由地方主管部门统筹。国家主管部门统计各省补贴强度和深度，表现优秀的下一年给予增加，表现较差的甚至于没用完补贴额度的，下一年给予减少。显然，这会刺激并发挥地方政府和地方主管部门的积极性，并完成相应的职责；国家主管部门也可从纷繁复杂的事务中解脱出来，完善规则、推动执行、事后检查等。

三、2020路在何方：并网、补贴和机制

举头望远，发达国家能源转型如火如荼，新能源发展势如破竹；欠发达国家能源供应不足，电力普及任重道远，新能源事业（尤其是光伏）作为解决电力普及的最佳途径，前景光明。反观国内光伏行业步履艰难，前途暗淡，路在何方？

顺着“530新政”，若政策机制不变，可以预见，2020年光伏新增装机规模应有所增加，但增幅有限，其他依然故我。

一是经过“530”后的竞补操作，开发商对规则更为熟悉，2019年后期开发的项目有了更多的时间评估和报告，报送地方主管部门的项目应大有增加，但补贴总额若仍为22.5亿元甚至减少，获得补贴的规模则难以超出30GW。考虑平价上网、户用与扶贫等项目，或能达到40-50GW。

二是电网接入愈发困难，一方面，各地光伏项目开发与电网容量比配置的信息、时间和空间都可能不对称，供求难以平衡；另一方面，电网更新升级及投资并不以新增新能源并网容量作为主要考量，供不应求将长期存在，电网接入始终是稀缺资源。

三是地方主管部门依然缺乏积极性，也不承担相关责任。

我们坚持认为“530新政”是好的政策方向，但若执行机制存在缺陷，其未必能收获好的结果。我们期待在以下方面作出调整，2020年光伏行业将可期可待。

（一）并网

在我们近期发表的《目标冲突下的新能源并网消纳问题何解》一文中，我们认为在电网企业追求收入最大化的目标导向下，仅靠传统的行政手段予以协调，新能源并网消纳问题将时好时坏。

1.最优方案

国务院国资委按照中共中央、国务院2015年8月下发的《关于深化国有企业改革的指导意见》要求，重新定义电网企业的公益性质，改变电网企业的目标导向和约束机制。电网企业的目标不应以业务收入作为导向，而是应该调整为：降低输配成本、提高营运效率、增加新能源消纳总量和比例（包括直接并网、“自发自用”及“隔墙售电”等）、提升应急反应能力等。

同时，国家主管部门将新能源消纳额度和比例指标直接下达给电网企业，由电网企业根据各地电源及负荷布局，全国一盘棋最优化设计，规划未来的投资，提前公布各地区（甚至细化到各台区）下年度乃至往后五年的可新增并网消纳额度。

可以预见的是，电网企业将更加重视在内部降本增效，一方面采购供应将追求更经济更节约，而不太可能高成本内部采购；另一方面倾向于主辅分离，愿意将低效的辅业资产和企业剥离；此外，低成本的“自发自用”和“隔墙售电”等方式将备受鼓励。在外部则大力提升服务品质，积极推广并普及高效型的新能源并网消纳技术等。可以预见，该执行方案的结果是：电网效率和服务提升、寻租和利益交换减少、新能源消纳大幅改善等。

2.次优方案

不改变电网企业的企业属性，依然追求收入最大化。国家主管部门将新能源发展目标兑换为约束性的消纳指标，直接下达给电网企业并进行考核。由电网企业在全国范围内统筹安排，优化布局，做好输配接入升级的更新改造和投资，并提前发布各台区范围内新增新能源消纳容量，实现网源双方信息、时间和空间的对称，为新能源投资企业投资决策指航，各地电网需为符合接入标准的项目无条件并网消纳。这样安排的弊端主要是电网企业倾向于要求多增加输配电及接入的投资，间接推高未来的输配电成本，未来输配电降价空间或将收窄。

3.再次优方案

不改变电网企业目标函数，不改变国家主管部门下达指标途径，地方主管部门安排地方电网细化投资计划，并在年底前公布各台区可新增的容量空间，指导电站企业项目选择和决策，降低前期开发成本。虽然地方主管部门没有多少可利用的“抓手”，但考虑地方政府与地方电网责权存在交集，多沟通多协调，地方电网应能倾向配合。

（二）补贴

目前来看，新能源行业还不能完全交给市场。一是考虑到传统能源的负外部效应，即污染及碳排放等，在没有对传统能源征收环境费用之前，为示公平，新能源发展应该得到额外照顾，财政补贴只是其中之一，除了财政补贴，要求优先消纳、税收抵扣等都合情合理。二是站在能源发展的历史长河中，化石能源终将枯竭，人类未来的依仗必将是可再生能源，而可再生能源才刚刚起步，补贴是各国通行的规则和习惯做法。就新增补贴总额，我们建议增加到60亿-100亿元，也体现出中央政府能源转型和绿色发展的决心。

1.最优方案

根据光伏发展的规模、潜力、并网消纳、能源转型等因素，将补贴总额“切块”分给省级主管部门，鼓励各省配套增加补贴金额，各省主管部门根据各地自然禀赋、转型目标等各种条件和约束，再“切条”切给光伏和风电，光伏可进一步“切成”地面、分布式、户用、扶贫和光储等；风电可进一步“切成”集中式、分散式、海上和风储等。由省主管部门根据国家主管部门的竞补规则制定各省竞补办法和措施，通过竞争排序优选出可享受补贴的各类项目，各省主管部门将省内中标项目汇总报给国家主管部门。其好处是：其一，有利于调动地方政府积极性，多方筹措地方补贴资金，扩大新能源投资规模；其二，有利于各省因地制宜，根据地方特色和发展需要在新能源各板块进行调剂分配；其三，有利于地方竞补模式的创新，增加竞补模式的多样性，例如省内扶贫和户用竞补规则创新；其四，有利于减轻国家主管部门统筹的压力。

2.次优方案

由国家主管部门根据新能源发展的目标和方向，将补贴总额先“切条”，即进行风电、光伏甚至更细的划分，再“切块”给地方主管部门，鼓励各省配套增加各“条条”的补贴金额。

3.再次优方案

现有模式下，由国家主管部门制定全国范围内统一的竞补规则，并根据各地的自然禀赋和上网电价等差异，进行了一定的系数调整。各项目业主在成本收益测算和评估后，进行补贴报价，在全国范围内排序。最后进入国家补贴名单的项目，项目业主前期测算应有正常利润，显然地方政府不会再二次补贴；没有进入国家名单的项目，地方政府也无从补贴，也无法再行订立省内竞补规则。在全国大一统的竞补规则下，地方政府无法形成补贴机制，同时，地方主管部门只是起一个传递作用，即收集材料汇总报给国家主管部门，地方主管部门无权无责，也没有积极性，这就可以解释为什么上报项目总体偏少，一些省份在2019年竞补项目上几乎全省覆没。

新增电站的补贴问题可以解决得更好，存量电站的补贴问题依然困扰整个行业，导致大比例的民营电站企业变卖家产，少数破产倒闭，个别企业家甚至失信成为刑事通缉对象，这一由来已久的问题是否有解，财政部相关官员基本无法给出满意的答案。

（三）机制

就新增光伏项目而言，影响投资者决策的因素很多，包括土地租金税费、建设运维成本、资金使用成本等，关键还是并网消纳和补贴问题。这两个关键问题解决好，光伏电站收益稳定，电站本身即可变成准金融产品，资金和融资问题也就迎刃而解。

1.最优机制

最优并网方案+最优补贴方案。核心点是国务院国资委能否按照中共中央和国务院《关于深化国有企业改革的指导意见》的要求对电网企业进行划分和定位。中央文件出台四年多了，迄今为止，国资委在划分中央企业类别上无所作为，这间接影响了中国新能源行业的发展。这些负面的直接影响，包括历年来的“弃风、弃电、弃水、甚至弃核”、输配电成本偏高、新能源并网消纳比例偏低等；间接影响包括由此引起的终端电力成本偏高导致国家经济竞争力不足、污染和高碳排放高居不下，及群众的身体健康状况下滑等。

2.次优机制

次优并网方案+最优补贴方案。核心点是国家主管部门能否将国家新能源发展的目标兑换为消纳指标直接下达给电网企业，将新能源补贴总额“切块”分给各省主管部门，鼓励各省配套增加补贴金额。其结果是，新能源发展得到更多的补贴资金，并网消纳问题得以解决，新能源发展的规模将大大扩大，有助于加快能源转型的步伐。

3.再次优机制

再次优并网方案+最优补贴机制。核心点是权力和责任都交给地方主管部门，地方主管部门安排地方电网细化，并提前公布各台区可新增的容量空间，同时地方主管部门可争取更多的国家补贴和地方补贴，用于本地的新能源发展。国家主管部门对各地竞补规则、执行情况、资金使用、并网消纳等进行指导、考核和奖励。

四、2020寄语

发达国家可再生能源起步较早，行业发展比较健康，经验表明，新能源公共政策的设计、路径和执行至关重要。中国新能源政策有其特殊性，一是涉及到多个中央政府部门，各自追求的目标不一，协调兼容目标有难度；二是中国地域广阔，各地资源禀赋有差异，需因地制宜；三是政府管理层级较多，中央、省级、地市、县级、乡镇及村委，虽然是四级政府，但有六级管理，政策传导和执行极有可能各有解释，甚至会南辕北辙；四是涉及企业主体复杂，有独占型的电网企业、国家级的电力集团、地方国有电力集团、各类规模不一的民营企业，各自追求目标利益最大化而互相制约和限制，国家能源转型目标就会在各种纠缠中打折。鉴于中国国情的特点和政策环境的复杂性，公共政策需要简单，才有利于贯彻执行；需要统一规则，更需要发挥地方的主动性和创造性，责权利才能在各级归位。