時璟麗認為，從政府召開的座談會傳達的信號來看基本會延續2019年主要的政策，包括強調消納，還有土地場地這樣的前置條件，另外根據今年下半年的情況以及明年上半年的預期，預計光伏發電還是具備適度降一些電價和度電補貼的條件和空間。同時2020年作為“十三五”的最后一年，還將繼續安排有補貼的競價項目和戶用光伏項目以及實施平價無補貼的項目。

由于2019年部分競價項目轉至2020年并網，再加上今年安排的第一批風光平價項目大部分將在明年建設和并網。這樣風光競價、平價項目的接網問題有可能在明年產生疊加。希望光伏開發企業如果有條件盡可能將建設時間提前，以在并網時間上爭取主動。

競價項目：基本思路不變，延續“五個思路”和“六定機制”

對于競價機制，在前兩周召開的2020年光伏發電建設討論座談會上，主管部門基本明確整體思路和框架不變，但是可能會根據2019年實施情況做具體操作和細節上小的調整，總體上將保證政策的穩定性。

“五個思路”和“六定機制”仍然是延續今年上半年出臺的政策。相較2019年30億元的量入為出補貼規模，2020年規模會有相應的減少，但是總體能夠享受到電價補貼的項目，包括競價項目以及戶用光伏項目預期規模，與2019年政策預期規模大體相當，即3000萬千瓦左右。

平價項目：風光平價項目地方可以持續性組織安排

2019年5月，國家能源局公布了第一批平價項目名單。很多地方和企業都在關注后續項目申報和名單問題。根據平價無補貼項目政策，在2019、2020年兩年的窗口期內風光平價項目地方是可以持續組織安排。 在項目建設政策方面，除了支持戶用、競價和平價項目外，更加強調推動光伏行業高質量發展，至少體現在五個方面。

一是接網消納是項目建設的前置條件，首先要按照項目安排和建設的年份，其次如果是同年份，平價項目優先，競價項目在后。二是重視土地、場地、屋頂的可利用性和合規性。三是繼續實施市場環境監測評價。四是強化全額保障性收購制度實施。五是控制光伏發電限電率和限電量不超清潔能源消納指標規定要求。

從今年前十個月的數據來看，全國集中式電站的棄光率是2.3%，無論是從全國的總量以及重點地區的光伏發電可利用率和限電率來看都能夠如期的實現清潔能源消納計劃提出來的相應指標。

電價制定更加市場化

2019年電價政策的趨勢是市場化：風光標桿電價機制改為了指導價機制，指導價作為競爭配置項目的上限。對于風光的項目要全面實施競爭配置確定項目的上網電價。規模化的開展平價的項目建設，對于新增的可再生能源發電項目要結合體制改革電力市場建設來逐步參與電力的市場。

還有一個電價機制的變化是10月國家發改委出臺了《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，從2020年1月1號開始實施了十五年之久的煤電標桿電價和煤電聯動機制改為了基準價+上下浮動的市場化價格機制。分析機制調整對可再生能源發電項目影響，2020年年底前并網的發電項目，以及在平兩年窗口期內安排的但可能會延續到“十四五”初期并網的平價項目，實際的電價和補貼方式是沒有變化的，但是其后安排和建設的項目，還要看后續的電價和補貼政策的調整情況。

從具體的電價水平來看，2019年光伏指導價平均度電補貼是0.14元/千瓦時，競價平均度電補貼是0.071元/千瓦時。分布式光伏指導價度電補貼是0.1元/千瓦時，競價平均度電補貼是0.04元/千瓦時，2020年對這兩類項目將繼續實施地方競價、全國統一排序的機制，預期競價后的度電補貼水平還會有下降，當然具體要視行業成本變化和企業報項目情況。

對于戶用光伏，不僅存在適度降低補貼標準的空間，也存在著必須降低的必要性，在量入為出的原則下，如果單位補貼價格過高，可支持的市場規模總量就會減小，因此對于戶用光伏需要重點考慮量價之間的關系。 目前在太陽能資源比較好，具備接網和消納條件的地區集中電站和分布式電站可以實現去補貼的，根據測算，如果初始投資降到3.8-4元/瓦，全國大部分地區具備完全去補貼條件。

分布式光伏的工商業用戶自發比例達到30%，大工業用戶達到70%，也可以做到完全不依賴補貼。對于戶用，按照2019年同等條件、同等的回收期等，再考慮2020年可能的初始投資下降的因素，預計大部分地區的戶用光伏發電補貼需求可以從2019年的0.18元/千瓦時下降0.1元/千瓦時左右。

根據前10個月情況和市場預期，預計風電和光伏在11月份和12月份，即年底前能夠實現累計裝機雙突破兩億千瓦。考慮項目儲備和政策調整因素，2020年預期主要可再生能源發電裝機都會有較大規模的增加。

“十四五”展望：光伏+儲能將成為重要新業態之一

在時璟麗看來，“十四五”可再生能源電價補貼退出，在技術發展、商業模式、融入電力市場、經濟性以及關鍵政策機制和設計階段還面臨著不小的挑戰。

“十四五”是一個可再生能源進入后補貼的時代，也是可再生能源更多從應用模式、商業模式、體制機制上直接融入電力系統的時期，更是為實現高比例可再生能源系統打下重要的基礎的關鍵階段。所以“十四五”時期，應用潛力大的商業模式，也就是可再生能源的市場化交易，必須盡快找到解決之道并付諸實施，尤其是要突破過網費這一主要障礙。 預期“十四五”期間光伏加儲能可能成為重要的新業態之一。

“十四五”后期，光伏將可能成為低價電源，儲能成本屆時較大幅度降低，根據國內研究機構結果，有可能降一半左右，再結合終端的價格機制改革以及現貨電力市場建設，光伏+儲能作為新業態可能進入快速增長期。 后補貼時代可再生能源框架建議 關于光伏等可再生能源電力參與電力市場，建議存量項目與新增的項目要分開，新增的項目會有多種方式并存，市場如果處于一個非理性競爭的階段，風電和光伏沒有參與非理性的競爭的必要，同時跨省區可再生能源參與交易可以先行試點示范。

關于規劃經濟政策和機制，在“十四五”擺脫電價和補貼依賴后，風光敞口發展難以為繼，但是也不能僅僅考慮年度電力系統消納波動化可再生能源的能力。建議以滾動的至少五年的年度電力需求預期消納能力預測為前提，作為風光規劃和管理政策設計和調整的基礎。 2020年之后的光伏市場規模，更多取決于國家的規劃和相關的政策。11月已經正式啟動可再生能源發展“十四五”規劃研究工作，研究完成后進入規劃文本編制對于光伏發電來說，發展的定位、條件、目標和發展模式等都是規劃研究以及后續規劃中相關的重要內容。

單就發展規模來說，至少要達到底線目標，也就是必須要實現2030年非化石能源在一次能源占比中20%，非化石能源電力在全社會用電量占比達到50%的目標。 所以即使考慮“十四五”、“十五五”線性增長的實現目標的路徑，可再生能源電量占比需要從2018年的26.5%增長到2025年的33%左右。按此測算，“十四五”期間風電新增裝機需要在1-1.5億千瓦、光伏發電2-3億千瓦的規模。我們建議具體政策手段、機制的設計以及重點地區和項目建設圍繞著實現這樣的目標來進行相應的安排。