彭澎：最新光伏政策及发展趋势

以下为主要内容：

彭澎：谢谢主持人，感谢主办方有这个机会让我们跟大家一起来交流一下最新的光伏政策以及未来政策的变化情况。

2018年是特殊年份，今年无论是光伏、风电，大家都感受到了，从能源局发布的最新政策来看，都在从固定补贴的时代逐步过渡到一个全面竞价、直至将来没有补贴的时代。在无补贴的情况下，未来如何保证光伏发电市场份额，我指的就是说你所发的电量和火电应该有一个怎样的竞争关系？并且光伏发电、风力发电的环境权益如何在市场经济中得到表现，是未来政策的重点。

其实，在座的主要是专业人士，今天我们重点说的是后面这个部分，就是把发电站以及电站运营的政策，因为很多政策专家，特别是传统火电电力专家，他对光伏还都停留在制造业跟项目开发没有区分的一个阶段。2017年是光伏装机的一个特别高的顶峰了，并且无论是资产规模还是现金流都在持续上涨，所以2017年也造就了股市上一大批明星企业。

在进入2018年之后，一方面叠加金融市场的振荡，另一方面，同时也有一些相应政策的波动，导致这个市场今年情况出现了新增装机比2017年肯定是有下滑，但即便是“5·31”新政之后，联盟对中国市场的政策也从来没有过动摇，依然维持在40GW以上，当时在6月份大家都是不太相信的。

从最新的数据显示，1—9月份光伏新增装机差不多达到34.5GW，相信今年全年能够完成40G的目标肯定是能够实现的。同时，在装机的结构上面大家能够看到，从2016、2017到现在来讲，分布式的比例在不断扩大，这是一个特别明显以及要在座的诸位投资方也好、其他一些单位也好要引起重视的方面。因为“十二五”末、“十三五”规划时，希望每年新增分布式和集中式能实现1：1的比例，可以说今年基本上达到了这个目标，以前主要是依靠大电站拉动这个市场的。

分布式和集中式1：1会造成什么样的投资结构呢？大的投资企业和小的投资企业将会共同的分享这个市场份额。很多咨询机构，以前可能协助投资人在当地做土地开发、项目开发，就觉得今年很难做，因为一旦竞价之后会压缩生存空间。但是，从分布式的角度来讲，因为地面电站的指标很难，要竞价，所以挤压了一大群的从业人员转向分布式市场的开发，这部分人在当地是有很强的政商关系，并且也很了解当地的情况，不再开发光伏地面路条了，全面的转向了屋顶的开发。但屋顶的开发现在普遍反映的一个困难依然是融资的问题，这就牵扯到后面电改的进程，一旦没有补贴，完全要依赖自己去收电费，而且完全要依赖你给供电方供电的稳定性，对于银行来讲是很难以接受的，因为中国企业的寿命4—5年已经很不错了，在有补贴的时代，对于分布式是有一个保底的，就是说如果用电户不买电了，还可以全额上网，现在如果全额上网就是脱硫脱销火电的电价，整个所能够做的资产的估值都比真实的资产估值要低很多，银行融资，比如说就融三成，万一不成你全额火电电价你也能还得起来我国的贷款，对于大家开发起来的完全靠自有资金难度是很大的。

所以，明年光伏市场能不能还能够达到40GW，有很多人问我，我们对此还是很有信心，就是40GW的可能性依然超过80%，但是对于分布式市场很大的一个问题就是说，后面新的政策，包括金融的配套能不能跟上？任何一个行业如果没有金融机构的支持，没有杠杆给用的话，完全靠自有资金是不太可能发展壮大的。

整个可再生能源分析有四个阶段：第一阶段，特许权招标，发现标杆电价之后大家都是一样了，并且标杆电价分年度下调，目前我们处在第三阶段，还是在竞价的模式，通过标杆电价基础上通过向下竞价来分配项目，在明年2019年或者2020年很快就会获得平价上网，就是说没有补贴，但是平价上网大家拿到的电价也不一定完全一样的，因为取决于你签的地区以及签的客户是否市场化的开发。后面的政策主要是为了去掉补贴，因此逐步退坡是一个大的趋势，实行老项目老办法、新项目新办法，对于金融机构来讲，非常担忧老项目未来还有没有第八批，这个补贴还会不会给我，这个是大家最担忧的，我们也反复跟他们强调，以前的项目已经拿到指标的是有保障的，肯定这个钱是有的，只不过可能会比较慢，新的项目就是市场化的了。

从地面电站来涉及的话，现在几大政策中，土地并网、限电是对电站影响相应比较大的，还有一些比如说使用组件的一些质量，从农业用地什么的这些都是跟土地有关系的，我们就不再多说了，对于屋顶来说相对比较简单，因为你只要不涉及土地，只是跟用电户或者屋顶业主有一个商业性的谈判就不需要去搞动不动一个土地几十个章这么难，但是对于屋顶来讲现在结算是比较难的，如果用电户不交电费的话现在怎么办？当然最期待还是通过后面的电力体制改革能够解决这方面制度的问题。现在市场中确实是存在一些问题，需要市场和政府能够配合起来，怎么样的配合呢，就是“5·31”大家都非常痛苦，其实从去年甚至前年开始，很多企业在公开的发言中也提到了不要补贴，包括现在刚刚闭幕的苏州论坛也是说到了我们现在不要补贴也可以，让政府在制定政策的时候压力就非常大。你调电价的时候大家都不同意，公开发言中说不要补贴也是可以做到的。所以，政府和市场应该有一个比较好的配合，其中包括限电问题的一些解决，包括电站的质量、补贴的拖欠，限电问题和补贴拖欠这两个问题是政府需要努力的，能源局发布的相关政策，一个是保障小时数，待会儿我们会提到，一个就是尽可能的现在未来要把自备电厂的附加费征收上来了。另外，像融资问题、电站质量，这两个市场包括开发企业应该通过自身渠道来解决的，因为这两个，能源局是起不到什么特别强有力的推动的。电站资产的评估缺乏标准的数据，特别是市场的标准还不统一。前端如果把这些软环境做得更好的话，也会有助于大家在后端的融资，对银行或者银行为代表的金融机构，也会对光伏资产未来更加认可。电力市场平稳的话，其实在今年已经大大改善，这里总结了去年之前的一个情况，增长是比以前要高很多。

纵观整个市场来讲，我们觉得还是机遇与挑战共存。对于机遇，能源局装机还是非常硬性的需求，因为2020年15%指标要完成一次能源中的非化石能源比例，现在核电跟水电来讲，发展可以有一个准确的预测，但是由于水有可能是今年发的多、有可能发的少，不足的部分我相信还是靠非水的可再生能源资产顶上，意味着到2020年必须要有足够的可再生能源资产，你才有足够一年的时间来发出相应的电量。另外一块机会来自于电力体制改革，虽然电改推动起来依然是困难重重，但是大的方向其实还是不会变化，特别是中美贸易战现在如火如荼，如何通过制度创新，包括通过改革，来释放市场的活力，是一个大的主流的市场方向，而不仅仅是电力体制改革一方面的问题。其中包括直供电，包括新增配网，直接出售电力给用户。在去年到现在我们也做了绿色电力用户的指导手册，就是说你有三个途径，比如说现在能用好绿色电力，这部分高端用户，我们称之为电力市场中高端用户的需求怎么满足，也是电力市场中未来很重要的方面。

挑战，一个是低成本的融资，因为低成本的融资现在从今年的领跑者大家可以看到，去年的领跑者还有民营企业能够投出非常低的电价，大部分是设备制造企业，依托设备的优势，今年已经完全转向，大家在设备端采购的价格趋于相等之后，真正跟电价直接相关的是融资成本，有国有企业或者是超过80%的国有企业在领跑者中拿到了最终的项目所有权，因为他们的融资成本特别低。

这也是能源局在苏州会议上，本身我们是一个能源变革转型论坛，但是四个分论坛中会单独设置一个金融分论坛，希望跟金融机构有一个比较好的沟通，一方面希望他们设计的金融产品能够更加贴合光伏发电的特性。以前金融机构他合作的是水电跟火电，人家都有几十年的历史了，也很了解你的项目情况，现在过渡到风电跟光伏之后，一个是周期非常短，融资周期也很短，变化也非常快，所以对于金融机构来讲有一个适应的过程。另外一个挑战，就是竞争性的发电。未来电力市场竞争，还是会比较残酷，从现在的电力交易中心竞价结果就能看出来，没有上涨，全都是往下降，往下降的空间中，光伏的发电市场份额怎么来解决。

接下来重点介绍几个政策，未来三大政策的主流方向先给大家介绍一下：第一，降低补贴强度，中间这个黄色是核心的。对于前两天开的那个会，对于价格报给能源局有一些朋友寄予厚望，觉得明年有一个相应规模比较大的带补贴的光伏指标，我们觉得这种可能性也是比较低的。咱们现在财政压力这么大，包括电价又不能往上涨，煤价也这么贵，补贴本来就不够，所以如果再继续扩大需要补贴强度的光伏电力指标这种可能性是比较小的，政府压力实在是太大。第二，主要是要解决限电问题，特别是在电改的框架下，可再生能源的发电如何保障，以及它的环境属性应该如何变现，这个就是通过待会儿要介绍的配额制来实现的。第三，要解决补贴拖欠的问题，就是存量问题的解决方案。

这是我把不同问题下现在已经实行的政策以及未来要实行的政策给大家列出来了，刚才我已经介绍过了，就不再多说了。降低补贴强度我稍微再介绍一下，基本上遵循两个思路，一个思路就是地面大电站中，我就通过引入大企业，引入竞价机制，然后把这个补贴迅速降低，所以领跑者最低的投标电价在青海比当地的火电已经低了，东北白城比火电还高1分钱，所以对于这一项目它的现金流已经现金来源非常好了，它的补贴可能就占它现金流中可能5%都不到，2%左右，这是大的地面电站。分布式就开展分布式的市场化交易，所以在一个多月之前，能源局也给东营的项目有一个回函，因为东营分布式项目跟国家承诺，我不要国家一分钱补贴，自己去卖电。能源局的回函也说，具备开展这些项目的地区都可以开展这上面的工作。所以，根据集中地面电站和分布式特性的不同，也推出了不同的政策。

配额制今天单拿出来说，因为配额制影响的不单纯是可再生能源，对所有的售电公司甚至火电企业也会有一些影响。配额制优先解决消纳的问题，早期有一些朋友或者老师分析要同时解决限电问题，补贴拖欠钱还会给你，可能晚两年，你要被限电就什么都没有了，配额制重点解决限电问题之后，在第二版，这个有可能要变，我们也拭目以待。截至到现在最新的征求意见稿，承担责任的主体就是上面这六个，这里面国家电网和南方电网、三大电网其实更兼具的是监督者的角色，配额任务就是售电量乘以各省的配额指标，对于我们现在约等于99%的发的可再生能源电力，包括分布式光伏、生物质具备证书的电力，99%里面都是先卖给电网，都是全额上网的，只有分布式一点点电网是有一部分直接卖给用户。把这个电力卖给电网的时候，电网付给脱硫脱销火电电价的那一刻，这个证书就给电网了，所以早期这个证书的交易量不会很大、价格也不会很高，因为保持价格平稳也是能源局主要的工作，在早期为了让大家尽可能都纳入到这个体系中来，我相信这个目标制定的不会说特别严格，第一稿跟第二稿也出现了一些调整，还是通过设置这些目标能够打开可再生能源西电东送的市场，因为区域性的电力市场格局也逐渐明朗了，就是说西部电力富余，东部老是保护自己当地的发电企业，并不想开放这个市场。从图上来看，能够依靠自身完成可再生能源配额的，往往是大家印象中的那些限电比较严重的地区，新疆、宁夏、甘肃，那是因为全社会用电量的基数非常低，反观江苏包括山东、浙江沿海这几个省份，要想依靠自身完成这个是很难的，他们唯一的选择就是从外地采购可再生能源电量，这也是一个解决西部限电很重要的抓手，就是现在想依靠完全调度的强制命令来解决这个问题难度是比较大的，与其这样的话不如我设计一个配额制，通过用户的需求来引导电力的角度，这也是一个市场化的措施。

除了配额制之外其余的一个重点政策就是去年分布式市场交易试点以及解决弃风弃光弃水问题的一个通知，分布式市场化交易这块，其实截至到现在已经有1年了，但是还没有一个项目能够落地，也可以看到这个有多困难，阻力有多大。其中已经上报了30多个试点，唯一一个目前启动起来的就是东营，东营在今年年底，如果是山东省物价局能够把它的输配电价合一个比较合理的价格，东营的项目很快就可以行动起来。对于现在大家纠结的一个焦点，主要是分布式发电肯定就是隔墙售电，给隔壁用电，确实走了电网，过网费是多少，包括收取电费的这些核心的利益纠纷，或者是利弊谈判，是当前难以推行的一个关键因素。

分布式市场化交易这个通知比较大的亮点，他把什么叫分布式给重新明确了一个定义，因为以前发改委的定义，这是在2013年两个版本中主要定义发电的容量，电网主要是定义电压等级，在市场化交易统治中，既定了电压等级、又定了容量，并且把这个容量放大至50兆瓦以后，其实很多老的风电项目，因为风电项目大部分是50兆左右的，都可以符合这个要求了，就是说将来都有可能具备自己卖电的资格，而且电压等级也高到了110千伏，这样意味着你可以找到更多的大用户。

试点通知，这里面核心的几个关键点，我们也为大家总结出来了，包括交易平台如何建设，调度机构如何负责，交易电量，以及它的三种交易模式。三种交易模式，第一种是我们比较希望能够在市场中看到的，就是你找用电户，你付电网过网费，还是由电网代收，这样就解决了你的收款问题。对于你的融资也好，对于你未来这个项目大规模的铺开也好，这点都是非常关键的。现在谈判的焦点也是存在这个方面，今年现在已经10月底了，我们看一下接下来两个月这个市场会不会有相应的一些突破。

除了这个之外，弃风弃光弃水的实施意见，除了配额之外还有相应的考核，并且也提出了辅助服务的补偿。因为在以前，这点都不是很提倡的，但是最后为了适应市场发展，建立可再生能源消纳机制，而且要总结东北电力辅助服务的经验，完善这个机制。通过最后这么多的措施，我们相信在2019—2020年是一个政策实现转变很重要的一年，就是你基本上闭着眼睛开发，主要是考虑到指标有没有、当地光照条件怎么样这么一个项目开发模式，会过渡到更精细的管理模式。我们这边也配合这个市场成立了投融资的平台，可以帮助很多项目实现比较好的融资，所以大家如果有这方面的需要可以在会后联系。

这个是我们的电话，如果诸位老师，包括在座的诸位企业有相应的需要也可以跟我们联系。谢谢！