平价迷雾：走到十字路口的光伏产业

　　国内光伏产业走到了关键的十字路口。平价脚步逼近，而平价落地却笼罩着多重不确定性迷雾。

　　“2013年至去年‘531新政’前，国内政策主要是围绕大力拓展国内市场。而新政之后，政策已经发生了根本性变化。今后的政策可能要瞄准加速平价和强化消纳。”

　　12月5日，在2019中国光伏行业年度大会暨创新发展论坛上，中国光伏行业协会（以下简写为“CPIA”）副理事长兼秘书长王勃华发表上述观点。

　　“531新政”被外界视为“光伏断奶”之举。国内光伏产业全面开启了由政策驱动向市场驱动的转型。到2021年，行业将全面进入无补贴时代。而今年则被视作“平价元年”。

　　平价风暴下，行业深陷寒冬。据CPIA统计，今年1-10月份，国内光伏新增装机量约为17.5GW，相比去年同期的38.2GW，下降54%。而对全年的装机量，业内给出25GW的预期。

　　光伏装机降速，一方面是行业因补贴资金缺口持续扩大，资金链紧张；而另一重因素是，电价、规模、竞价等政策市场启动晚，有效施工时间短，部分项目延期到明年。

　　“2019年，光伏产业进入到成年期了。”天合光能股份有限公司董事长高纪凡对《能源》杂志表示。他指出，相较于光伏行业以往忽冷忽热的情况，今年是行业比较正常的一年，不管是产品结构和企业市场定位的调整。

　　然而，即便步入成年，但面对日益逼近的平价脚步，行业依然充满焦虑。多重不确定性迷雾笼罩下，平价落地存疑。

　　首先是平价标准问题。现有的电力体制下，标杆上网电价以脱硫煤标杆电价为准，而现有的标杆上网电价机制也将于2020年改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。届时，光伏平价的标准是什么，又将有怎样的电力机制保证平价收益？

　　二是消纳问题。光伏等新能源与传统化石能源及旧有电力体制长期处在博弈状态，而在“十四五”时期，国家能否在顶层设计层面推动双方的正和共荣？

　　针对上述问题，业内人士寄希望于国内电力机制的改革，希望国家在顶层设计及配套环节上做一个合理规划。

　　同时，产业格局也因为平价风暴而被重新改写，竞争赛道由旧有的价格战转向价值创造。

　　迷雾重重

　　2019年，国内首次推出竞价机制，旨在推动光伏发电补贴退坡，助力平价上网。

　　根据CPIA统计，国内竞价项目地面电站已经接近平价，甚至低于脱硫煤标杆电价。如达拉特旗脱硫煤标杆电价为0.2829元，而其一、二、三期项目中标电价分别为0.26/KWh、0.27/KWh和0.28元//KWh。

　　但是，现有的平价项目大多是带着保护性质的示范项目，与真正市场化的平价还存在相当距离。

　　“每千瓦系统成本控制在4000元之内，基本可实现光伏平价上网，且年发电利用小时数不能少于1500小时。”中国电建西北勘测设计研究院新能源工程院设计所所长惠星分析称。

　　然而，平价上网落地面临着土地属性与成本、发电量、接入消纳等多重不确定性因素的困扰。在行业人士看来，更加根本性的问题还在于现有的电力体制能否适应光伏平价的发展。

　　根据最新规定，2020年1月1日起，国内将取消煤电价格联动机制，将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。到“十四五”期间，平价以后的电价依据如何确定，还是全面转向竞价。完全竞价之后，用什么样的体制机制去保障价格实施。

　　正泰新能源开发有限公司总裁陆川介绍，目前，在世界范围内，在电力自由交易的国家，基本上光伏电价是以PPA的方式签署确定，协议长达10-15年，更长的则有20年。但国内电网与光伏电站签订的PPA，大多是一年为期。

　　电能消纳是平价落地的另一重考验。2018年12月以来，国家发改委、能源局先后发布《清洁能源消纳行动计划（2018-2020）》、《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》等政策文件，高压推进清洁能源消纳。

　　“但是，目前还是没有讲清楚，保障性收购是不是直接送上网，还是需要参加交易。保障性收购在政策范围内是一个模糊地带。发电商不知道自己有多少电源被消耗掉，交易电价多少。”陆川表示。

　　制约消纳的一个重要因素是电能质量。目前，电能质量平衡的责任主要由电网承担。随着新能源接入量的增加，电网的平衡压力持续增加。

　　“世界范围内，光伏项目配套的储能平台，都是由发电商规划投资，中国大的方向也是在这方面走。在未来的可再生能源接入机制的顶层设计上，储能等都要明确规定。”陆川指出。

　　竞争升维

　　自“531新政”以来，光伏行业一片黯淡，行业开始了新一轮洗牌。一些不具竞争力的企业黯然退出光伏市场，过去曾以规模著称的企业则卖身国企自救。

　　如今，在诸多不确定因素的作用下，光伏产业从低收益、低风险走向低收益、高风险的边缘。竞争赛道由拼规模、速度和价格，转向质量和收益。

　　“规模上，我不认为平价时代会有爆发性增长。”高纪凡说。他测算，“十四五”期间，大概以50GW起步，每年能够保持10%左右的增长。

　　同时，他指出，光伏产业即将走入一个新的历史阶段——技术引领，跨界合作，协同发展，从价格竞争走向价值创造。

　　2019年光伏总建制造成本和投资成本下降到10年前的十分之一。背后的驱动力，主要来自产业不断创新带来的降本增效。同时伴随始终的，还有价格战阴影。

　　“我跑了几个海外的客户，大家投标的时候，大家把价格压得很低，其实，客户对我们的降价没有太大感知，反而搞得我们自己很难受。”高纪凡对本刊介绍。

　　事实上，多位业内人士均表示，在现有的技术条件下，降本增效的空间已经逼近极限。

　　“现在降本增效的潜力越来越小，未来，增效在产业发展中将占到更高比重。”王勃华指出，应该寻找更多的光伏增长点，拓展更多的应用场景。

　　此外，他指出，分布式光伏在成本和用电成本上，还有很好的下降预期。

　　在整体装机不太乐观的情况下，今年前三季度，分布式装机以8.26G，第一次同比超过了集中式7.73GW。

　　在增效上，光伏产业已经做出越来越多的探索，呈现出“光伏+”的发展趋势。如光伏+农业、牧业和渔业，光伏+制氢，光伏+旅游等。一些电站也在探索风光同场布置。

　　陆川甚至大胆畅想，“电有一天是不值钱的，（竞争力）取决于你的服务，给他（客户）一个好的服务就可以了。”

　　2016年，我国发布的能源生产和消费革命战略要求，2021-2030年，非化石能源占能源消费总量比重达到20%。光伏与风能一道，被视作加速能源转型的主要推动力。在这之前，光伏行业将要经历平价落地的考验和洗礼。