近日，國家發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年的光伏發電，從指標、規模、電價到補貼，都將發生深刻的變化。作為業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中求進。政府文件的措詞嚴謹，穩中求進，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對市場的預估會有不同，制造企業更關注出貨量，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年新增的規模中，所以統計口徑的不同也造成了大家對2019年市場預測的分歧。

新政競價的規則核心，是能源局要通過競價來控制補貼總額，以實現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，這對于企業現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。國內產能規模排名前十的組件企業，2019年上半年訂單均已簽滿，甚至部分企業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，隨著光伏發電成本的進一步降低，海外將會涌現越來越多的吉瓦級市場。海外很多區域是需求驅動型市場，就是因為發電成本低了，裝機意愿自然釋放出來。

由于需求旺盛，價格方面也出現小幅上漲。受春節因素影響，國內光伏制造企業出現減產甚至停產，而在海外旺盛需求的帶動下，光伏產業鏈價格進一步企穩回升。伴隨海外需求的持續強勁以及國內第三季度旺季的到來，產業鏈相關環節價格有望維持堅挺，制造企業的業績有望持續超預期。

業內專家王淑娟

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，獲取電價時間節點依據發生變化。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點，企業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。考慮到企業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。

從保證市場平穩發展角度，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，是否將工商業分布式光伏單列?

有人認為，工商業分布式光伏一般規模為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，工商業分布式光伏沒有競爭優勢。

基于以上理由，有觀點認為，應該讓工商業分布式光伏單獨競爭。

然而，如果單列的話，又產生了新問題。給工商業分布式光伏多大規模合適?工商業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。