2019年7月11日，國家能源局綜合司發布了《關于公布2019年光伏發電項目國家補貼競價結果的通知》(國能綜通新能〔2019〕59號)，擬將22個省(區、市)的3921個項目納入2019年國家競價補貼范圍，總裝機容量2278.8642萬千瓦，其中普通光伏電站366個、裝機容量1812.3316萬千瓦，工商業分布式光伏發電項目3555個、裝機容量466.5326萬千瓦。

隨后，國家可再生能源信息管理中心介紹了2019年光伏發電項目國家補貼競價工作總體情況。據測算，2019年度補貼需求約17億元，預計年內可建成并網的裝機容量在4000~4500萬千瓦左右。

本文將從項目分布情況、電價與補貼、市場前景預測三個角度，全面解析本次競價結果，并回答讀者提出的問題。

項目分布情況


貴州省總規模最高，可以說是意料之外，又在情理之中。當地燃煤標桿電價0.3515元/kWh，補貼力度高達0.1985元/kWh，下降空間巨大，入選也相對容易。不過，考慮當地的實際光照情況，達到1000h等效利用小時數都有些困難，實際的收益情況不可盲目樂觀。

除貴州外，山西、寧夏也有較大規模的地面電站入選2019年競價項目。這兩個省的光照條件都比較好，煤電價格低，補貼力度大。同時，山西作為清潔能源外送的重要省份，在發展光伏產業、實現清潔能源轉型方面可謂不遺余力。第三批光伏領跑者項目中，山西獨占三席(大同、壽陽、長治)，目前進展也較為順利。

對那些計劃在寧夏投資建設光伏項目的企業，筆者特別提示，需留意限電風險，避免被強制要求參與交易。

工商業分布式中，全額上網項目規模不大，主要還是收益率更高的自發自用、余電上網項目。這其中，浙江省一騎絕塵，分布式裝機規模超過150萬千瓦，與地方政府大力支持光伏產業、電網公司積極配合有很大關系。不出意外的話，浙江可能成為今年分布式裝機第一大省，山東反而落在后面。

事實上，除山東外，安徽、河南等省份的入選規模也比較少，讓很多人感到意外。公開的原因是，上述省份累計裝機規模較大，消納有一定壓力。但在筆者看來，除個別地區確實存在滲透率過高影響電網安全，以及光伏發電量超過消納能力、造成反送電等情況外，大多數地區在消納方面仍有潛力待開發。

在此，特向主管部門提出建議，在鼓勵分布式光伏發展、電力交易試點時，也要兼顧地方電網公司的利益，爭取他們對光伏產業的支持。

電價與補貼

此次共4338個項目申報光伏發電國家補貼競價，總裝機容量為2455.8979萬千瓦，最終擬納入國家競價補貼范圍的項目共3921個，總裝機容量2278.8642萬千瓦，規模占比約為92.8%，除個別項目申報電價超過對應類型指導價、重復申報、為2019年以前并網項目申報補貼、關鍵性支持文件不完備等問題外，只要通過省級競爭，基本都能入選，電價降幅很小的也不例外。

從國家能源局公布的《擬納入2019年光伏發電國家競價補貼范圍項目名單》看：

最低申報電價為寧夏中衛(一類資源區)某100MW光伏電站，申報電價為0.2795元/kWh;最高申報電價為廣東省部分自發自用、余電上網工商業分布式項目，報出了0.553元/kWh的電價，在當地燃煤電價(0.453元/kWh)基礎上加了0.1元光伏補貼，并未降價。此外，亦有部分光伏電站和全額上網工商業分布式項目報出0.55元/kWh的電價，也是一分錢沒降。

最低修正電價為山西太原(三類資源區)某100MW光伏電站，申報電價0.357元/kWh，修正電價為0.207元/kWh，印證了筆者之前“部分光照較好但位于三類資源區的項目更容易入選”的判斷。該項目電價比一類資源區指導電價還低，與當地燃煤標桿電價只差0.025元/kWh，這種情況屬實不多見。最高修正電價為0.4元/kWh，也就是按指導電價直接上報。索比光伏網認為，沒降價也能入選，只能說他們的運氣太好，明年應該沒人敢這么做了。

此前在電價申報階段，南方某省能源局新能源處領導反復勸相關企業降低補貼需求，避免“關鍵性支持文件浪費”現象，現在看來，其他地區的領導比他更謹慎，最終導致22.5億元的光伏補貼沒能用完。對此，一位資深專家評論稱，“豪賭也不是每次都輸。”

從補貼力度看，各資源區、各類項目都有只需要很少補貼的項目。具體情況如下：

各地區光伏項目最低補貼需求表 (單位：元/kWh)

對于0.0001元/kWh的補貼，筆者能想到的唯一理由是，業主希望給電站拿到合法的身份，進入國家認可的補貼目錄。要知道，一個10MW光伏電站，按照這一標準，全年發電量補貼只有1100元，對收益不會產生什么影響，更多是象征意義。

不知道，明年再實施補貼競價時，會是怎樣一番景象?

市場前景預測

關于2019年國內光伏新增裝機規模，筆者預測如下：

綜上，2019年新增光伏發電并網規模可能在35-40GW之間，略低于主管部門的預期，差距主要在于平價項目中2019年并網規模和競價項目中的普通光伏電站部分。從經濟性角度，明年組價價格可能出現較大幅度下滑，對電價的影響遠大于0.02元/kWh.如果當地沒有降電價以外的懲罰，普通電站會等一段時間，獲取更高收益。而對于自發自用、余電上網類分布式項目，早一天并網就能早一天向用電企業收取電費，因此他們普遍傾向于按時并網。

關于無補貼工商業項目，國家可再生能源中心副主任陶冶表示，去年下半年和今年上半年，在無補貼或政策空白的情況下，依然有一定規模的工商業分布式項目并網，由此說明，這部分市場需求是非常清晰的，預計會有約5GW無補貼工商業項目支撐下半年市場。

由于多數競價項目承諾2019年底前并網，預計四季度國內組件需求較為緊張，價格有可能上漲，并反作用于年內實際并網的競價項目、平價項目規模，最終達到一個平衡。當然，隨著單晶企業產能逐步釋放，供求關系可能再度發生變化，從而影響價格，改變單、多晶市場份額。

幾個討論

1)之前預留給2019年光伏項目的補貼資金為22.5億元，現在只用掉17億元，剩下的怎么辦?

解答：首先明確，剩余資金不會再做分配。既不可能進行第二次補貼競價申報，也不可能把這部分資金劃給戶用。

同時有必要說明，17億只是按照二類資源區1300h、三類資源區1100h和最低保障性收購小時數進行估算的結果，實際情況肯定會有偏差，所以現在沒法確定補貼資金最終能剩多少。舉個例子，某光伏電站位于二類資源區，由于使用了跟蹤支架，利用小時數達到1500h，主管部門肯定要按照實際發電量進行補貼。同時，如果有項目未能如期并網，或利用小時數不足，也都是按實際情況發放補貼。

2)廣東分布式項目按0.553元入選是否合規?

有熱心讀者提出，在國家發展改革委《關于完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知》(發改價格〔2019〕761號)中規定，能源主管部門統一實行市場競爭方式配置的工商業分布式項目，市場競爭形成的價格不得超過所在資源區指導價，且補貼標準不得超過每千瓦時0.10元。但在國家能源局公布的項目名單中，廣東省有多個按0.553元/kWh申報的項目也得以入選，超過當地0.55元/kWh指導價。

針對這一問題，索比光伏網向主管部門、水規總院、國家可再生能源中心進行了咨詢。陶冶指出，對于工商業分布式光伏項目，全額上網以該資源區指導電價為上限，自發自用、余電上網的上限則是本地燃煤電價+0.1元/kWh，因此可以入選。另一位在主管部門工作的同志也表示，廣東省分布式項目按0.553元/kWh是合理的，不違規。

3)四季度組件價格能降到什么水平?

前不久中電國際朝陽500MW項目招標，PERC單晶310W組件最低報價已經達到1.9元，將單、多晶組件價差拉回0.2元水平。但多位業內人士強調，這不能反映市場的真實價格，畢竟500MW大單可不是每天都有。從工期角度，500MW全部實現今年并網有一定難度，筆者更傾向于該項目會分階段并網，組件供應也不太可能一步到位。

預計到今年四季度，275W 多晶組件價格約為1.65元/W，PERC單晶高效組件價格可能在1.95元/W上下，依然保持0.3元左右的價差。雖然PERC單晶組件比目前降低了0.1元/W，但想讓所有地區、所有電價都達到8%以上收益率，不太現實。