1、2019前11个月国内装机概况

2019年1~11月，光伏新增装机18.96GW，同比下降50%。其中，

集中电站8.45GW，同比下降56%；

分布式10.51GW，同比下降44%。

2018年531后2018年指标全部废除；2019年指标7月底出来，至少半年才能形成装机数据。

两年地面电站装机对比

两年分布式光伏装机对比

2、户用光伏成为最大的亮点

9月底已经超过2019年度安排的3.5GW新增年度装机总量，考虑到2018年占用的指标，实际全年新增预计4.1~4.2GW。

3、分布式年新增装机预期大幅降低

原因分析：

1）531政策突然，延续项目多；年底部分省份出现“先建先得”抢装

2）竞价过程中无竞争力，许多项目因为低级错误被淘汰；仅466万kW（410+56）工商业项目中标。有补贴资格的未建成，建成的项目无补贴

3）部分地区地方补贴取消，户用装机规模的冲击

竞价上网项目并网

主要问题&难点

1、申报仓促，条件落实不到位（申报规模过大，土地条件、屋顶条件达不到要求）

·         最近的接入点在40km外，项目收益差； 

·         100MW项目，仅落实了10MW的土地；许多项目土地手续办理困难（国土、林业、防洪…）

2、基层电网公司不配合（双降考核）

·         电网建设线路，耗时长 

3、资金托底方难找！

·         2019年是集中还款期。因一期项目补贴拖欠，无资金投资二期 

·         资金托底方谈判耗时长 

·         风电、光伏都存在年底抢电价的因素，公司内部存在资金、人力的竞争（风电项目收益相对较好）

4、各类买卖、工程合同谈判完成后，距离年底时间太短，手续办理来不及

5、中标电价过低，项目收益难达预期，等待组件降价（有的甚至直接转为平价上网项目）

各企业情况

央企、地方国企（6家）：除少量项目之外，基本按原计划并网（80%）

大型民企（5家） ：30%~80%，基本50%

其他民营企业（设备企业销售反馈）：30%

多个支架企业反馈：四季度三个月的出货量，是1~9月累计出货量的2~3倍，基本都是地面电站

2019年4季度，组件企业在国内的出货量在10~12GW；

电站投资企业约14~15GW项目开工、计划年底并网

由于统计的时间节点差异，全年新增的统计数据有很大不确定性，预期在26~30GW之间，有可能有较大量结转到2020年。

其中，地面电站预期跟年初基本相同，工商业分布式大幅低于预期。

国内光伏政策的变化方向

1、管理政策总体框架不变

2020年政策框架沿袭2019年

·         财政部定补贴盘子

·         发改委定价格上限

·         能源局定竞争规则

·         企业定补贴强度

·         市场定建设规模

·         电网定消纳的上限

时间安排预期

管理办法：12月征求意见，1月出正式稿，1月~3月开展省内竞价

总补贴额：1月份确定（15~17.5亿/年）

指导电价：2020年1季度

不同类型项目安排

1、户用项目

1）补贴资金单独划块，预期5亿元/年

2）全国统一度电补贴，预期0.07~0.12元/kWh度电补贴

3）总规模预期4~7GW，一个月缓冲期

2、分工商业布式、地面电站

1）总补贴额预期10~12.5亿元/年

2）执行竞价的方案

2019年竞价结果统计

2019年全部竞价项目电价降幅结果统计

2019年地面电站中标电价结果统计

不同投资水平下，各资源区项目IRR=8%时的反算电价

7月30日，国电投黑龙江400+100MW平价上网项目，EPC中标价格为3.14元/W

最近，华能泗洪渔光互补领跑者项目，15%超配，EPC中标价格为3.34元/W

（2018年泗洪领跑者中标价格在4.6~4.8元/W）。

辽宁、吉林、黑龙江、冀北、四川将低于“基准价”，投资商将更倾向于平价。

未来光伏市场的展望

1、2020年装机预期

1）光伏扶贫：不会再有新指标，扫尾工作

2）户用：受制于指标规模（4~7GW）

3）工商业分布式：隔墙售电政策是否能推开、电网接入

4）地面电站：电网的消纳空间、土地因素

有利影响因素：

1）2019年有大量的项目结转到2020年

2）2020年或许是最后一年保电价，有抢装的动力

不利影响因素：

1）补贴强度变低，指标影响力变弱

2）电网消纳将主要从增量中寻求，火电、电网敌对情绪

3）补贴拖欠造成民营企业普遍缺钱，无力再投资

4）利润率相对较差，面临风电抢装竞争

预期有18GW以上的项目会结转到2020年、并能落地

竞价项目以三类资源区为主，因此利用小时按照1200小时考虑

电网的消纳能力仍将起到制约性作用！

2020年规模简单预期（40~44GW）

1）各类结转项目：18.3GW

2）竞价上网项目：15GW（25GW*60%）

3）户用项目：4~7GW+0.5GW

4）工商业平价项目：3GW

地面电站会更加集中于大企业手中，民营企业做减法

三批应用领跑者中标企业情况

国企优势在现金流充裕、低资金成本。

民企优势在于灵活性，更适合做服务，比如运维服务。200GW存量电站，每年有40~100亿元的运维市场（2~5分/W），持续25年。

未来系统成本会进一步下降

100~400kW的低压并网的分布式光伏项目，无电气二次系统，无送出系统；同时，也有一定的规模效应，是成本最低的项目类型。

近期较大规模组件招标开标价格

补贴，绝对不是影响工商业分布式项目投资决策的主要问题

影响工商业分布式项目的主要问题

1）屋顶与用电负荷不匹配问题。

2）业主的支付信誉问题（收不到钱）。

3）业主用电稳定性问题。

4）缺乏资金进入。

（央企、大型民企对分布式投资意愿低，小型民企融资困难）

最好的解决方案

放开市场化交易，开展“隔墙售电”

6月22日，国家发展改革委下发了《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知 》，提出：

1）除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户，发用电计划原则上全部放开！

2）积极支持中小用户由售电公司代理参加市场化交易。用户可以通过直接参与、由售电公司代理参与等方式参与。

12月9日，江苏能源监管办、江苏省发展改革委制定并发布《江苏省分布式发电市场化交易规则（试行）》，要求各有关企业和部门认真贯彻执行，进一步规范江苏分布式发电市场化交易，加快推进分布式能源发展。

这标志着，江苏省的分布式光伏项目可以正式开展市场化交易了！

分布式光伏，要做“加法”

1）在增量配电网中寻求“隔墙售电”

截止2019年9月底，已经有104个增量配电网业务改革试点取得了电力业务许可证（供电类）。目前，第五批增量配电业务改革试点正在申报。在所在区域内，可以通过售电公司开展“隔墙售电”。

2）将可再生能源发电作为自备电源

大力淘汰关停环保、能耗、安全等不达标的30万千瓦以下燃煤机组。对于关停机组的装机容量、煤炭消费量和污染物排放量指标，允许进行交易或置换，可统筹安排建设等容量超低排放燃煤机组。

3）BIPV应用必将更加广泛

随着电池成本的降低，光伏幕墙中，玻璃本身的成本占比提高，增加电池、实现发电功能增加的成本比例越来越低，BIPV应用的场景就越来越多！

住建部《关于加快推动我国绿色建筑发展的实施意见》中指出，奖励标准为：二星级绿色建筑45元/㎡，三星级绿色建筑80元/㎡。

《北京市发展绿色建筑推动绿色生态示范区建设财政奖励资金管理暂行办法》在中央奖励资金基础上，对绿色建筑标识项目按建筑面积给予奖励资金。奖励标准为二星级标识项目22.5元/㎡，三星级标识项目40元/㎡。

天津、河北、江苏、浙江、山东、河南、安徽等24个省、市在国补基础上，都有单独的地方性补贴

中国每年竣工房屋面积40亿平米左右，5%用BIPV替代，将有1000亿的市场。

4）与微电网、储能、能源互联网等新模式结合

2017年3月，国家能源局就曾公布55个能源互联网示范项目，很多项目中都涉及光伏。

截至10月底，中国铁塔已建成5G站址11万个，开通后这些基站的电费将远高于铁塔租费。