时璟丽 国家发改委能源研究所可再生能源中心研究员
1、光伏发电还具备适度降电价空间
为什么2019年装机量比较少?主要是我们的补贴竞价项目、平价项目，预计并网的时间都较企业申报和预期时间有比较大的延迟或者滞后。2019年的竞价项目采用了新机制，所以政策讨论的时间比较长，7月份名单才公布，这使很多企业项目建设时间不足，另外前期准备工作不够，还有部分企业资金落实存在着一些困难。很多企业既有平价项目，又有竞价项目，将竞价项目往前排，也造成建设周期后排，因此明年装机量会有显著的增加。
大家更加关注2020年光伏发电政策，基本延续2019年的主要政策，包括强调消纳、土地场地等一些前置条件。根据2019年下半年的情况，以及对2020年上半年的预期，预计光伏发电还具备适度降电价和度电补贴的条件和空间。同时2020年作为“十三五”的最后一年，还将继续有补贴的竞价项目和户用光伏发电的项目，以及规模化的实施平价无补贴项目。
对于竞价机制，基本明确整体思路和框架不变，但是可以根据2019年实施情况做一些具体操纵和细节上小的调整，来保证政策的稳定性。
总体能够享受到电价补贴的项目，包括竞价项目以及光伏项目预期的规模，跟2019年大体相当，预测还是在3000万的规模。
2019年1月份出台的19号文件明确了平价项目，适用于2019年、2020年两年的项目，明确提出来八项重要的支持性的政策。5月份，国家能源局公布了2019年第一批平价项目名单，包括400多万千瓦风电项目、1400多万千瓦光伏项目，以及147万千瓦分布式市场化交易项目。
在5月份之后，很多地方和企业都在关注怎么没出第二批平价项目名单呢?根据18年国家能源局给东营平价项目的文件以及19年的19号文件规定，2019、2020两年窗口期，地方是可以持续性组织安排风光平价项目，可以上报国家能源局。如果不上报，只要持续组织安排也可以适用于1月份文件中的重要资质政策。
2、政策鼓励光伏行业高质量发展
在项目建设政策方面，除了上面提到的规模以外，还是更加强调推动光伏行业高质量发展，这其中，包括5项主要内容。一是接网消纳是项目建设的前置条件，首先要按照项目安排和建设年份;其次如果是同年份，肯定是平价项目优先，竞价项目在后。第二、重视土地、场地、屋顶的可利用性和合规性。第三是继续实施市场环境监测评价，就是红绿灯制度。第四是强化全额保障性收购制度实施。五是控制光伏发电限电率和限电量不超指标规定要求。从2019年前十个月的数据上来看，全国集中电站的弃光率是2.3%，所以无论是从全国总量，以及重点地区光伏发电的可利用率和限电率来看，都能够如期实现清洁能源消纳计划提出来的相应指标。
3、电价趋势是市场化
电价方面，近期重要的政策趋势是市场化，体现在四个方面。一是19年上半年将风电和光伏的标杆电价、下半年煤的标杆电价都改变了。风光是把标杆电价改为指导价，并且将指导价作为竞争配置项目的上限。同时对风光项目全面实施竞争配置确定项目的上网电价。刚才也提到，规模化的开展平价项目建设，对于新增的可再生能源发电项目肯定要结合体制改革电力市场建设，来逐步参与电力市场。
19年还有一个显著的变化是十月份，国家发改委颁布了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，确定,2020年1月1号开始，实施了十五年之久的煤电标杆电价和煤电机制也改为基准价+上下浮动的市场化价格机制。这个文件对可再生能源发电项目有什么影响呢?我们做了简要分析。2020年年底前并网的发电项目，以及在平价项目两年窗口期内安排的，也可能会延续到“十四五”初期建设的平价项目，实际的电价和补贴方式是没有变化的，但是其后安排和建设的项目，还要看后续的电价和补贴政策的调整情况。
从具体电价水平来看，19年光伏指导价水平平均度电补贴是0.14元，7月份竞价出来的平均度电补贴是0.071元钱。分布式光伏，19年指导价水平度电补贴是0.1元，竞价的平均度电补贴水平是0.04元,2020年对这两类项目将继续实施竞价。
户用光伏不仅存在适度降低补贴标准的空间，也存在着必须得降低的必要性。因为光伏发电有补贴项目的支持原则就是量入为出，所以如果单位补贴价格过高，支持的市场规模的总量就会减小，所以对于户用重点还是考虑量价之间的关系。
我们总说现在进入平价上网时代，实际上对于集中电量的分布式电站，目前在太阳能资源比较好，具备接网和消纳条件的地区而言，部分光伏电站是可以去补贴的。我们做了一个测算，如果初始投资降到4块钱，或者3.8元，全国大部分省市都是具备完全补贴的条件的。
对于分布式光伏，在目前情况下，工商业用户自发比例达到30%，大工业用户达到70%，也可以做到完全不依赖补贴。对于户用是按照2019年的同等条件、同等回收期等，考虑2020年可能的初始投资下降因素，预计大部分地区的民用、户用光伏发电的补贴需求，可以从0.18元下降到0.1元左右，也是可以与19年投资收益基本相当。
从市场预期上来看，预计在19年年底，风电和光伏都能够实现双突破两亿千瓦，累计装机都超过2亿千瓦。前面也分析了2020年预期的政策的情况，由此可以分析2020年市场。预期各类可再生能源发电规模都会有比较大的增加，风电和生物质发电电价适用期。光伏：2019年部分竞价项目转至2020年并网，再加上第一批19年安排的风光平价项目可能也是大部分在2020年建设和并网。这样风光竞价平价项目，尤其是接网，有可能在2020年产生一个鲜明的叠加，希望光伏开发企业尽可能往前赶一下的时间，因为越往后，比如三季度，到四季度，接网问题可能会比较严峻一些。
4、光伏加储能可能成为重要的新业态
再展望一下2020年之后的“十四五”期间。“十四五”可再生能源电价补贴会退出，在技术进一步融入电力市场，以及关键政策机制和设计，还是面临着不小的挑战。
“十四五”期间光伏可再生能源发展的定位，可以用三句话概括：它既是一个可再生能源进入后补贴的时代，也是可再生能源更多从应用模式、商业模式、体制机制上直接融入电力系统的时期，更是为实现高比例可再生能源系统打下重要基础的关键阶段。所以“十四五”时期，我们应用潜力大的商业模式，也就是可再生能源的市场化交易，必须尽快找到解决之道并实施。其中的障碍主要在电网这一块。
再有一个是“十四五”期间，光伏加储能可能成为重要的新业态之一。因为在“十四五”后期，光伏可能会成为低价电源，储能成本在十四五末期或者后半段，有可能基于现在成本降低一半。结合终端价格改革以及发电侧的电力市场建设，十四五模式的新业态和规模可能进入到一个快速增长期。
对储能国家也出台不少政策，从市场准入政策上来看，储能方面并不希望再走持续性的补贴之路，而是希望通过市场化模式来促进商业模式的建立和市场的健康发展。
最后做一个2020年之后的市场展望。2020年光伏市场的规模，更多的取决于国家规划和相关政策。规划研究已经正式启动，预计在2020明年1季度结束的时候完成，相应的启动规划正式编制工作。对于光伏发电来说，发展的定位、条件、目标和发展模式等都是规划研究以及后续规划中的重要内容。对于“十四五”期间的规模，个人觉得还是有一个底线目标，就是必须要实现2030年非化石能源在一次能源占比达到20%，非化石能源电力在全社会用电量占比达到50%的目标。所以即使考虑“十四五”的限性增长，也意味着可再生能源电量占比，需要从2018年的26.5%增长到2025年的33%左右，意味着可再生能源电量占比需要从2018年的26.5%，增长到2020年的三分之一左右，这也就意味着“十四五”期间风电新增装机达到1到1.5亿千瓦，光伏达到2-3亿千瓦的规模。后面的具体政策手段、机制的设计以及重点布局，需要围绕着实现这样的目标进行相应的安排。
