近日，國家發(fā)改委價格司和國家能源局就2019年如何調整光伏管理辦法組織了密集的政策討論。討論也釋放出新的信息：2019年的光伏發(fā)電，從指標、規(guī)模、電價到補貼，都將發(fā)生深刻的變化。作為業(yè)內人士如何解讀和預測這些變化?

從征求意見稿來看，國家能源局希望2019年國內光伏市場能夠穩(wěn)中求進。政府文件的措詞嚴謹，穩(wěn)中求進，可以理解為2019年的國內光伏裝機市場不低于2018年水平。2018年光伏裝機是43吉瓦。從現(xiàn)有的情況來看，2019年新增光伏裝機量包括2019年完全新增的指標、未建成的光伏領跑者項目和扶貧項目，以及歷年遺留的已建成但無指標項目。這個核算辦法跟很多企業(yè)對市場的預估會有不同，制造企業(yè)更關注出貨量，已經建成但是沒有指標的項目不在考慮范疇之內，但是這些項目也會納入2019年新增的規(guī)模中，所以統(tǒng)計口徑的不同也造成了大家對2019年市場預測的分歧。

新政競價的規(guī)則核心，是能源局要通過競價來控制補貼總額，以實現(xiàn)定量的補貼總額盡可能多地支撐項目。先由各省市組織項目申報的競爭，然后根據(jù)申報國家補貼上網電價對照標桿電價的下降額由高到低進行排序。舉例說，某項目的標桿電價是0.4元，申報的電價是0.3元，則是下降了0.1元，但如果申報電價是0.29元，那么就下降了0.11元，該項目的排序就會更靠前一些。因此，是按照降價的幅度進行排序，不完全是按照申報的電價的高低來排序。按照這種排序方法，要進入財政補貼名單，各省還會拼盡全力基于標桿電價往下競價。

另外，還是要結合其他相關政策來看，第一個是電價政策的文件，它明確了每季度電價要下調一分錢。另外，我們還要等待明確補貼分配的文件。之前有傳言，2019年項目的補貼將不再拖欠，財政把每年新增的可再生資源的附加費都拿來解決當年新增的項目，老項目暫時先放在那里，這對于企業(yè)現(xiàn)金流和核算收益非常重要。傳言是否成真，仍需等待政策明確。

安信電新首席分析師鄧永康

從2018第四季度到現(xiàn)在，盡管國內的電價政策和指標沒定下來，但海外市場的需求非常旺盛。國內產能規(guī)模排名前十的組件企業(yè)，2019年上半年訂單均已簽滿，甚至部分企業(yè)已開始簽第三和第四季度的訂單，且大部分訂單都是來自海外市場，這進一步驗證了在海外強勁需求的帶動下淡季不淡的事實。光伏“531”政策后，產業(yè)鏈價格下降了超過30%，海外市場的需求很快釋放出來。

中長期來看，海外多個市場已進入平價周期，隨著光伏發(fā)電成本的進一步降低，海外將會涌現(xiàn)越來越多的吉瓦級市場。海外很多區(qū)域是需求驅動型市場，就是因為發(fā)電成本低了，裝機意愿自然釋放出來。

由于需求旺盛，價格方面也出現(xiàn)小幅上漲。受春節(jié)因素影響，國內光伏制造企業(yè)出現(xiàn)減產甚至停產，而在海外旺盛需求的帶動下，光伏產業(yè)鏈價格進一步企穩(wěn)回升。伴隨海外需求的持續(xù)強勁以及國內第三季度旺季的到來，產業(yè)鏈相關環(huán)節(jié)價格有望維持堅挺，制造企業(yè)的業(yè)績有望持續(xù)超預期。

業(yè)內專家王淑娟

從目前釋放的信息來看，光伏電價政策將進行三個微調。

首先，由原來的調整3次變成調整2次。考慮到光伏項目分配完成應該在2019年第二季度，因此光伏標桿電價的調整，由原來的3次(二、三、四季度各一次)變成2次(三、四季度各一次)。因此，不同資源區(qū)的標桿電價變成：第一第二季度：0.4元/千瓦時、0.45元/千瓦時、0.55元/千瓦時;第三季度：0.39元/千瓦時、0.44元/千瓦時、0.54元/千瓦時;第四季度：0.38元/千瓦時、0.43元/千瓦時、0.53元/千瓦時。

其次，獲取電價時間節(jié)點依據(jù)發(fā)生變化。原政策是以獲得指標的時間確定電價，只要在四個季度內建成，就可以執(zhí)行當時的電價，這樣會導致很多項目故意拖到2020年并網，以尋求更低的成本。按照國家能源局討論的方案，為了引導盡量多的項目在2019年并網，新政策將以并網時間為節(jié)點，企業(yè)承諾在哪個季度并網，就按照哪個季度的電價為基準進行競標。

最后，并網順延電價降低更人性化?？紤]到企業(yè)獲得指標可能到第二季度末，要趕在2019年底并網，真正的項目實施時間只有半年(含冬季凍土期)，因此，盡管企業(yè)全力推進，但仍有些大型項目不可避免的會順延到2020年。考慮到這一情況，順延一個季度，電價降低1分錢;如果順延兩個季度，則降低5%。

與此同時，業(yè)內在三個關鍵問題上也存在爭議：

第一，戶用光伏指標到底給多少?

從補貼占用角度，不宜太多。戶用度電補貼為0.18元/千瓦時，且不競價、全年保持不變。補貼金額相對較高，所需補貼資金就較大。

有人提出戶用光伏指標為3吉瓦，按照1100小時考慮，則3吉瓦所需補貼金額為：3×0.18元×1100=5.94億元。如此，留給剩余項目的補貼金額僅有24億元。

從保證市場平穩(wěn)發(fā)展角度，不宜太少。2017年全國新增戶用光伏約35萬套，2018年約28萬套。按照10千瓦/套考慮，3吉瓦大約為30萬套。

第二，是否將工商業(yè)分布式光伏單列?

有人認為，工商業(yè)分布式光伏一般規(guī)模為6兆瓦以下，甚至1兆瓦以下;地面電站動輒50-100兆瓦，甚至更大。1兆瓦的小項目跟100兆瓦大項目放在一起，怎么競爭?

另外，工商業(yè)分布式光伏的度電補貼為0.1元/千瓦時，最大降幅為0.1元/千瓦時;而很多地區(qū)地面電站的度電補貼在0.15元/千瓦時以上，理論降幅可達0.15元/千瓦時以上。在以降幅大小進行排序的情況下，工商業(yè)分布式光伏沒有競爭優(yōu)勢。

基于以上理由，有觀點認為，應該讓工商業(yè)分布式光伏單獨競爭。

然而，如果單列的話，又產生了新問題。給工商業(yè)分布式光伏多大規(guī)模合適?工商業(yè)分布式光伏投資商肯定認為越大越好;地面電站投資商則認為應該少給一些。如何合理分割，值得商榷。

第三，存量建成無指標項目如何對待?

如果允許存量項目占用2019年的指標，肯定要大幅影響2019年新增規(guī)模。存量項目盡管投資很高，如果愿意以0.01元/千瓦時的補貼強度競價，卻不讓其占用指標，反而讓以0.07元/千瓦時補貼強度的新項目占用指標，是不是也不合理?因此，讓存量項目公平參與競爭理由似乎也很充分。