2020年光伏发电政策将如何制定？在由中国改革报社主办，北京国发智慧能源技术研究院承办的以“创新推动能源革命”为主题的第五届中国能源发展与创新论坛光伏分论坛上，国家发改委能源研究所研究员时璟丽就光伏发电政策方向和发展趋势做出分享。
时璟丽认为，从政府召开的座谈会传达的信号来看基本会延续2019年主要的政策，包括强调消纳，还有土地场地这样的前置条件，另外根据今年下半年的情况以及明年上半年的预期，预计光伏发电还是具备适度降一些电价和度电补贴的条件和空间。同时2020年作为“十三五”的最后一年，还将继续安排有补贴的竞价项目和户用光伏项目以及实施平价无补贴的项目。
由于2019年部分竞价项目转至2020年并网，再加上今年安排的第一批风光平价项目大部分将在明年建设和并网。这样风光竞价、平价项目的接网问题有可能在明年产生叠加。希望光伏开发企业如果有条件尽可能将建设时间提前，以在并网时间上争取主动。
竞价项目：基本思路不变，延续“五个思路”和“六定机制”
对于竞价机制，在前两周召开的2020年光伏发电建设讨论座谈会上，主管部门基本明确整体思路和框架不变，但是可能会根据2019年实施情况做具体操作和细节上小的调整，总体上将保证政策的稳定性。
“五个思路”和“六定机制”仍然是延续今年上半年出台的政策。相较2019年30亿元的量入为出补贴规模，2020年规模会有相应的减少，但是总体能够享受到电价补贴的项目，包括竞价项目以及户用光伏项目预期规模，与2019年政策预期规模大体相当，即3000万千瓦左右。
平价项目：风光平价项目地方可以持续性组织安排
2019年5月，国家能源局公布了第一批平价项目名单。很多地方和企业都在关注后续项目申报和名单问题。根据平价无补贴项目政策，在2019、2020年两年的窗口期内风光平价项目地方是可以持续组织安排。
在项目建设政策方面，除了支持户用、竞价和平价项目外，更加强调推动光伏行业高质量发展，至少体现在五个方面。一是接网消纳是项目建设的前置条件，首先要按照项目安排和建设的年份，其次如果是同年份，平价项目优先，竞价项目在后。二是重视土地、场地、屋顶的可利用性和合规性。三是继续实施市场环境监测评价。四是强化全额保障性收购制度实施。五是控制光伏发电限电率和限电量不超清洁能源消纳指标规定要求。
从今年前十个月的数据来看，全国集中式电站的弃光率是2.3%，无论是从全国的总量以及重点地区的光伏发电可利用率和限电率来看都能够如期的实现清洁能源消纳计划提出来的相应指标。
电价制定更加市场化
2019年电价政策的趋势是市场化：风光标杆电价机制改为了指导价机制，指导价作为竞争配置项目的上限。对于风光的项目要全面实施竞争配置确定项目的上网电价。规模化的开展平价的项目建设，对于新增的可再生能源发电项目要结合体制改革电力市场建设来逐步参与电力的市场。
还有一个电价机制的变化是10月国家发改委出台了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，从2020年1月1号开始实施了十五年之久的煤电标杆电价和煤电联动机制改为了基准价+上下浮动的市场化价格机制。分析机制调整对可再生能源发电项目影响，2020年年底前并网的发电项目，以及在平两年窗口期内安排的但可能会延续到“十四五”初期并网的平价项目，实际的电价和补贴方式是没有变化的，但是其后安排和建设的项目，还要看后续的电价和补贴政策的调整情况。
从具体的电价水平来看，2019年光伏指导价平均度电补贴是0.14元/千瓦时，竞价平均度电补贴是0.071元/千瓦时。分布式光伏指导价度电补贴是0.1元/千瓦时，竞价平均度电补贴是0.04元/千瓦时，2020年对这两类项目将继续实施地方竞价、全国统一排序的机制，预期竞价后的度电补贴水平还会有下降，当然具体要视行业成本变化和企业报项目情况。
对于户用光伏，不仅存在适度降低补贴标准的空间，也存在着必须降低的必要性，在量入为出的原则下，如果单位补贴价格过高，可支持的市场规模总量就会减小，因此对于户用光伏需要重点考虑量价之间的关系。
目前在太阳能资源比较好，具备接网和消纳条件的地区集中电站和分布式电站可以实现去补贴的，根据测算，如果初始投资降到3.8-4元/瓦，全国大部分地区具备完全去补贴条件。
分布式光伏的工商业用户自发比例达到30%，大工业用户达到70%，也可以做到完全不依赖补贴。对于户用，按照2019年同等条件、同等的回收期等，再考虑2020年可能的初始投资下降的因素，预计大部分地区的户用光伏发电补贴需求可以从2019年的0.18元/千瓦时下降0.1元/千瓦时左右。
根据前10个月情况和市场预期，预计风电和光伏在11月份和12月份，即年底前能够实现累计装机双突破两亿千瓦。考虑项目储备和政策调整因素，2020年预期主要可再生能源发电装机都会有较大规模的增加。
“十四五”展望：光伏+储能将成为重要新业态之一
在时璟丽看来，“十四五”可再生能源电价补贴退出，在技术发展、商业模式、融入电力市场、经济性以及关键政策机制和设计阶段还面临着不小的挑战。“十四五”是一个可再生能源进入后补贴的时代，也是可再生能源更多从应用模式、商业模式、体制机制上直接融入电力系统的时期，更是为实现高比例可再生能源系统打下重要的基础的关键阶段。所以“十四五”时期，应用潜力大的商业模式，也就是可再生能源的市场化交易，必须尽快找到解决之道并付诸实施，尤其是要突破过网费这一主要障碍。
预期“十四五”期间光伏加储能可能成为重要的新业态之一。“十四五”后期，光伏将可能成为低价电源，储能成本届时较大幅度降低，根据国内研究机构结果，有可能降一半左右，再结合终端的价格机制改革以及现货电力市场建设，光伏+储能作为新业态可能进入快速增长期。
后补贴时代可再生能源框架建议
关于光伏等可再生能源电力参与电力市场，建议存量项目与新增的项目要分开，新增的项目会有多种方式并存，市场如果处于一个非理性竞争的阶段，风电和光伏没有参与非理性的竞争的必要，同时跨省区可再生能源参与交易可以先行试点示范。
关于规划经济政策和机制，在“十四五”摆脱电价和补贴依赖后，风光敞口发展难以为继，但是也不能仅仅考虑年度电力系统消纳波动化可再生能源的能力。建议以滚动的至少五年的年度电力需求预期消纳能力预测为前提，作为风光规划和管理政策设计和调整的基础。
2020年之后的光伏市场规模，更多取决于国家的规划和相关的政策。11月已经正式启动可再生能源发展“十四五”规划研究工作，研究完成后进入规划文本编制对于光伏发电来说，发展的定位、条件、目标和发展模式等都是规划研究以及后续规划中相关的重要内容。单就发展规模来说，至少要达到底线目标，也就是必须要实现2030年非化石能源在一次能源占比中20%，非化石能源电力在全社会用电量占比达到50%的目标。
所以即使考虑“十四五”、“十五五”线性增长的实现目标的路径，可再生能源电量占比需要从2018年的26.5%增长到2025年的33%左右。按此测算，“十四五”期间风电新增装机需要在1-1.5亿千瓦、光伏发电2-3亿千瓦的规模。我们建议具体政策手段、机制的设计以及重点地区和项目建设围绕着实现这样的目标来进行相应的安排。
