新能源行业年度报告（二）——光伏发电篇

2021-03-12

序言：

2020年是“十三五”规划的收官之年，对于在政策“换挡”中逐渐迈向“平价时代”的光伏行业，具有“节点”意义。2020年初，遭遇疫情黑天鹅的影响，光伏发电项目开工进度受阻，虽然短期因为工期延误给光伏行业带来了压力，但从全年度的整体表现来看，光伏行业仍处于稳步发展阶段。

2020年，国家财政部、国家发改委和国家能源局等各部委高度重视以光伏、风电行业为代表的新能源行业，并陆续出台了一系列政策，通过鼓励平价上网、建立可再生能源电力消纳配额制、完善绿色电力证书交易制度以及推动“风光水火储”和“源网荷储”两个一体化等举措，提高电力消纳水平，推进能源消费革命，为“十四五”规划时期光伏行业的发展与转型奠定了良好的基础。在这一年，光伏发电行业发展发生了诸多变化，其中最突出的变化为：开始从增量替代转向存量替代阶段，发展的动力从以政策外部驱动为主向市场内生驱动转变，行业逻辑从周期性行业转变为成长性行业等。这些转变吸引了资本市场的目光，市场交易持续活跃。

目前，光伏发电行业正处于开启“十四五”规划和平价时代的重要关口。本文将通过回顾2020年光伏发电行业的发展情况，对2021年光伏发电行业的发展前景予以展望。

一、“十三五”光伏发电成果回顾

2020年是“十三五”规划的收官之年，“十三五”期间，我国光伏发电产业呈现出较好的发展态势，仅用两年时间便完成了“十三五”规划的装机目标，多晶硅、组件、电池片产能多年高居全球榜首，光伏新增装机容量更是连续八年位居全球第一。

（一）“十三五”规划的起点及发展目标

根据国家能源局发布的数据显示，截至2015年“十二五”收官之际，中国光伏发电累计装机容量4318万千瓦，成为全球光伏发电装机容量最大的国家，年新增装机容量1513万千瓦。尽管装机容量较大，但是成本高和消纳难的问题仍是阻碍光伏发电行业发展的两大难题，尤其是西北地区，弃光限电现象较为严重，其中，新疆自治区弃光率达到了26%，甘肃省弃光率高达31%^[1]。

基于“十二五”取得的成效以及光伏发电行业的未决问题，2016年12月8日国家能源局发布《太阳能“十三五”规划》，明确光伏发电发展的三个目标：

1.开发利用目标：到2020年底，光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上，在“十二五”基础上每年保持稳定的发展规模。

2.成本目标：光伏发电成本持续降低，到2020年，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，在用电侧实现平价上网目标。

3.技术进步目标：先进晶体硅光伏电池产业化转换效率达到23%以上，薄膜光伏电池产业化转换效率显著提高，若干新型光伏电池初步产业化。光伏发电系统效率显著提升，实现智能运维。

（二）“十三五”规划发展目标完成情况

1.开发利用目标

2017年底，我国光伏发电累计装机容量达到1.3亿千瓦，提前三年实现“十三五”规划光伏装机指导性目标。截至2020年年底，光伏发电累计装机容量达2.525亿千瓦，超额完成“十三五”规划任务目标一倍有余，其中2020年新增装机容量再次保持世界第一。“十三五”期间，得益于用电负荷持续快速增长、可再生能源项目建设布局不断优化、电网调度运行考核力度不断加强等因素，光伏发电装机规模在飞速增长的同时，曾长期困扰行业发展的消纳问题正日渐得到缓解。2020年，我国光伏发电年平均利用率达到98%，与2019年同期持平，较“十二五”末期提升了约9个百分点，消纳形势持续好转，为推进能源高质量发展提供了有力支撑。

2.成本目标

“十三五”期间，光伏产业链因各环节技术显著进步，成本稳步下降，多晶硅价格下降24.9%，硅片、电池片、组件价格下降均超过50%，系统价格下降47.2%^[2]。在技术进步、全产业链规模化发展及项目全国统一竞价等机制的有力推动下，光伏发电企业不断加强系统优化和成本控制，有效降低工程造价。2019年的光伏发电单位平均造价较2015年降幅约为49%，达到了4000元/千瓦左右，为行业实现平价上网奠定了重要基础^[3]。2020年，具备成本竞争力的光伏发电已实现了用户侧平价上网。

3.技术进步目标

“十三五”期间，光伏产业技术不断升级迭代。多晶硅从18-36对棒发展到40对棒以上，冷氢化能力提升了2~3倍，纯度从太阳能级1级提升到电子级3级；硅片完全实现了金刚线切割，单晶单炉投料量提升了5倍；单晶电池量产平均转化效率从2016年的20.5%提升到2020年的22.8%，领先企业已超过23%；PERC电池背钝化设备实现国产化，单线生产能力从150MW提升到550MW，设备投资成本从60万元/MW降低到22.5万元/MW；主流组件功率从2016年的250W提升到2020年的450W以上；逆变器的智能化、高功率化水平大幅提升^[4]。

二、市场风向标

2020年，中国光伏发电累计装机量已经连续六年保持世界第一，新增装机量连续八年保持世界第一。

（一）市场概况

2020年1月30日，国家能源局举行了2021年一季度网上新闻发布会，公布了2020年可再生能源的并网运行情况，数据显示：

2020年，全国光伏新增装机4820万千瓦，其中集中式光伏电站3268万千瓦、分布式光伏1552万千瓦。从新增装机布局看，中东部和南方地区占比约36%，“三北”地区占64%。

2020年，全国光伏平均利用小时数1160小时，平均利用小时数较高的地区为东北地区1492小时，西北地区1264小时，华北地区1263小时，其中蒙西1626小时、蒙东1615小时、黑龙江1516小时。

2020年，全国平均弃光率2%，与去年同期基本持平，光伏消纳问题较为突出的西北地区弃光率降至4.8%，同比降低1.1个百分点，尤其是新疆、甘肃弃光率进一步下降，分别为4.6%和2.2%，同比降低2.8和2.0个百分点^[5]。

（二）行业动态

1.从目录到清单，补贴确权进展迅速

2020年1月20日，财政部、国家发改委、国家能源局联合发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号，以下简称“4号文”），对可再生能源的电价补贴作出制度性调整，将电价补贴由目录制改为清单制，由电网企业确定并定期公布符合条件的可再生能源发电项目名单。

2020年3月12日，财政部公布《关于开展可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（财办建〔2020〕6号），明确第一批至第七批补助目录中包含的项目可以直接纳入补贴清单，避免了目录制转变为清单制可能存在的补贴断层问题，使两种制度有效衔接。同时，根据该通知的内容，2006年及以后完成核准(备案)，且在2019年12月底前并网的合规光伏、风电、生物质等项目均属于可以纳入清单的存量项目，进一步推动了补贴确权，确保“抢装潮”期间符合条件的发电企业能够及时获得补贴，保障了行业的稳步发展。

目录制向清单制的转变简化了发电企业等企业申请补贴的流程和审批手续，并且进一步落实权力下放，由电网公司和省级能源部门具体负责清单审核的相关事宜，不再需要经过国家财政部、能源局和发改委的审核。

根据北极星网公布的数据，自2020年6月30日起，国网新能源云平台已经完成公示十批可再生能源发电项目补贴项目清单并上报国家主管部门。截至2020年12月31日，完成公示程序后纳入2020年可再生能源发电项目补贴清单项目数量15845个，项目总容量87990.4MW。其中，太阳能发电项目15338个，项目容量58004.3MW；风电项目376个，项目容量27442.5MW；生物质项目131个，项目容量2543.6MW^[6]。

2.电力消纳利用问题改善

近几年，消纳问题一直是制约光伏发电持续大规模发展的主要瓶颈之一。

2020年，通过打造以5G为重点的智能化基础设施建设，打造以特高压为重点的能源基础设施建设，实施电力消纳保障机制，探索就地消纳的“隔墙售电”模式，推进“风光水火储”和“源网荷储”两个“一体化”等一系列举措，使得电力消纳利用问题得到改善。

根据国家能源局2021年一季度网上新闻公布的数据，2020年，全国平均弃光率2%，与去年同期基本持平，光伏消纳问题较为突出的西北地区弃光率降至4.8%，同比降低1.1个百分点，尤其是新疆、甘肃弃光率进一步下降，分别为4.6%和2.2%，同比降低2.8和2.0个百分点。

3.“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”成发展新方向

2020年12月22日，2021年全国能源工作会议在北京召开。国家能源局党组书记、局长章建华作题为《深入贯彻落实能源安全新战略为全面建设社会主义现代化国家提供坚强能源保障》的报告，为2021年能源工作指明方向、划出八大重点，包括要大力提升新能源消纳和储存能力，大力发展抽水蓄能和储能产业，加快推进“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”发展。

自2020年8月，国家发改委、国家能源局共同发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》明确提出“两个一体化”以来，全国各地陆续出台了鼓励新能源与储能一体化发展的相关政策，辽宁、河南、江苏等省市明确优先支持附带储能设施的项目，湖南、湖北、新疆、山西、河北、贵州等省市进一步明确风电、光伏等项目应当配备不低于一定比例的储能容量，福建、广东等其他省市也通过地方性政策明确支持新能源与储能的一体化建设。

“风光水火储一体化”对推进能源供给侧结构性改革，提高各类能源互补协调能力，促进我国能源转型和经济社会发展具有重要的现实意义和深远的战略意义，未来风电+储能、风电+光伏+储能一体化、风电+制氢、风电+制氢+储能一体化将成为发展热点。

4.光伏产业资产交易持续活跃

受限于补贴拖欠带来的资金压力以及电站收益的不稳定性，2018年以来，光伏电站交易频繁，规模不断扩大。2020年补贴新政出台后，存量项目的补贴确权速度加快，电站交易更是迎来高峰。

从电站交易主体来看，出售方多为民营光伏企业，这类企业在补贴拖欠的情况下发展压力较大，故需要通过出售电站实现自救。买方则主要包括国企以及国外金融公司、基金公司。随着补贴确权速度加快以及平价化时代来临，光伏的高景气吸引着越来越多的资金流入。其中，国企凭借强大的现金流和新能源配比需求成为光伏资产的主要流入方向。

与前两年相比，2020年光伏电站在交易规模和交易金额上均有大幅提升。根据北极星太阳能光伏网的统计，2018年光伏电站交易规模在2GW以上，交易金额超100亿元。2019年电站交易规模进一步提升，至4.24GW、140亿元以上。2020年，可统计的光伏电站总交易规模为6.3GW，尚未叠加未公布具体规模的项目，总交易金额超200亿元。其中国内光伏电站交易规模在4GW以上，国外光伏电站交易规模为1703MW^[7]。

5.光伏概念受到资本追捧

2020年是光伏发电享受国家补贴的最后一年，2021年，光伏发电将进入“零补贴”的平价时代，全行业发展回归市场竞争，光伏的行业逻辑也将发生变化，将由周期性企业转向成长性企业。这一转变使资本看到了光伏未来的成长空间，纷纷布局进入光伏赛道。

2020年，A股光伏板块先后诞生多家千亿市值的公司，隆基股份、通威股份、信义光能、阳光电源四家光伏龙头企业率先跨过1000亿元市值关卡。光伏巨头隆基股份更是于12月23日创下市值新高，总市值一度达3528亿元。山西证券研究所发布的研报显示，A股光伏板块总市值在11月底达到约13669亿元，占全部A股的比重为1.63%，比年初上升0.42个百分点。板块权重的提升，意味着光伏概念在二级市场被资金竞相追逐，是今年光伏行业受到资本认可的证明^[8]。

2020年12月以来，中石化资本、中国电子工程设计院有限公司、国投融资租赁有限公司等国有资本投资活跃，接连布局光伏、风电等新能源行业。2020年12月20日晚间，隆基股份发布公告，宣布高瓴资本以158亿元受让隆基股份6%股权，成为隆基股份的第二大股东。高瓴资本高位接盘隆基股份彻底引爆了资本市场，12月21日早盘，隆基股份跳空高开8%，市值突破3000亿，截至午间收盘，隆基股份涨停，总市值3221亿元，较前一交易日暴涨292亿元。而在此次投资隆基股份之前，高瓴资本已经在新能源领域广为布局，频繁出手光伏细分领域龙头。2021年1月6日，隆基股份市值更是登上4035.79亿元，每股价格达到107元^[9]。

6.抢装进入冲刺期，引发上游产业扩产潮

在行业政策变化的驱动下，光伏行业自2019年起就呈现抢开工、抢并网、抢电价的抢装态势。进入2020年后，之前对补贴延期政策抱有期望的企业也纷纷加入抢装热潮，2020年年中各个省市公布的参与全国竞价的光伏项目清单合计规模超过30GW^[10]，因为光伏补贴退坡，竞价项目多数要求在2020年年底前完成并网，2020年下半年，抢装正式进入“冲刺期”。

从2020年新增装机容量看，2020年前三季度光伏总装机量为1.87亿千瓦时，超过上一年同期水平，而第四季度新增装机量为2.95亿千瓦，远超过前三季度的总和，可见“抢装潮”态势之汹涌。“抢装潮”导致光伏玻璃等原材料的飙涨和短缺，由此引发了扩产潮。根据21世纪经济报道记者的不完全统计，2020年，隆基股份、通威股份、晶澳科技、天合光能等龙头光伏企业公布的扩产项目多达40个，累计公布的计划投资总额高达2147.76亿元^[11]。

三、法律法规动态

（一）国家性政策

1.《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确新增项目和存量项目补贴办法

2020年1月20日，财政部、发展改革委、能源局联合下发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号），主要明确了4方面的内容，一是坚持以收定支原则，新增补贴项目规模由新增补贴收入决定，做到新增项目不新欠；二是开源节流，通过多种方式增加补贴收入、减少不合规补贴需求，缓解存量项目补贴压力；三是凡符合条件的存量项目均纳入补贴清单；四是部门间相互配合，增强政策协同性，对不同可再生能源发电项目实施分类管理。

其中就光伏发电发展，提出以下意见：

（1）采取“以收定支”的方式确定新增补贴项目规模

自2020年起，所有新增可再生能源发电项目均采取“以收定支”的方式确定。

自2020年起，新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

（2）保障存量项目合理收益

已按规定核准（备案）、全部机组完成并网，同时经审核纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度。

对于自愿转为平价项目的存量项目，财政、能源主管部门将在补贴优先兑付、新增项目规模等方面给予政策支持。

（3）完善市场配置资源和补贴退坡机制

持续推动陆上风电价格退坡。继续实施陆上风电上网指导价退坡机制，合理设置退坡幅度，引导陆上风电尽快实现平价上网。

在年度补贴资金总额确定的情况下，进一步完善非水可再生能源发电项目的市场化配置机制，通过市场竞争的方式优先选择补贴强度低、退坡幅度大、技术水平高的项目。

（4）优化补贴兑付流程

国家不再发布可再生能源电价附加目录。所有可再生能源项目通过国家可再生能源信息管理平台填报电价附加申请信息。电网企业根据财政部等部门确定的原则，确定并定期向全社会公开符合补助条件的可再生能源发电项目清单。

财政部根据年度可再生能源电价附加收入预算和补助资金申请情况，将补助资金拨付到电网企业和省级财政部门，电网企业根据补助资金收支情况，按照相关部门确定的优先顺序兑付补助资金。

2.《2020年光伏发电项目建设方案》保障光伏行业高质量发展

2020年3月5日，国家能源局印发了《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2020〕17号），从总体来看，2020年风电、光伏发电项目建设管理延续了《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》确定的政策思路，包括：积极推进平价上网项目、有序推进需国家财政补贴项目、全面落实电力送出消纳条件、严格项目开发建设信息监测。

该《通知》所附的《2020年光伏发电项目建设方案》就2020年光伏发电建设管理作了如下要求：

（1）积极推进平价上网项目建设

平价项目在落实接网、消纳等条件基础上组织实施；

项目信息于2020年4月底前报送国家能源局；

项目应在2020年底前能够备案且开工建设。

（2）合理确定需国家财政补贴项目竞争配置规模

户用光伏不参与补贴竞价，只有2020年新建的、需要国家补贴的光伏发电项目（包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目）参与补贴竞价。

2020年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为15亿元。其中：5亿元用于户用光伏，10亿元用于补贴竞价项目（包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目）。

户用光伏纳入国家财政补贴范围的建设规模（即当年可安排的新增项目年度装机总量）按照年利用小时数1000小时和国家有关价格政策测算并按照50万千瓦区间向下取整确定。

2020年补贴竞价项目的竞价规则和电价修正方案与2019年保持不变。

（3）补贴竞价项目申报　　

2020年企业申报竞价补贴项目需具备的条件：一是项目必须是2020年新建项目。二是项目所在地符合市场环境监测管理要求，项目具备接入和消纳条件。三是项目需具备土地（场地）建设条件。

（4）申报补贴竞价项目支持性文件

项目业主申报国家补贴项目须提交的支持性文件包括：

项目落实接网消纳支持性文件；

项目落实用地的支持性文件；

备案文件（已备案项目提交）；

并网支持性文件（已建成并网项目提交）；

其他相关支持性文件。

省级能源主管部门需要报送的支持性文件包括：

申报材料正文；

本省（区、市）电力消纳市场和接入系统研究报告；

省级电网公司（地方电网）承诺文件；

本省光伏发电项目竞争配置工作方案；

综合服务保障及配套支持性文件。

3.《国家能源局关于贯彻落实“放管服”改革精神优化电力业务许可管理有关事项的通知》明确光伏发电项目许可要求

2020年3月23日，国家能源局印发了《关于贯彻落实“放管服”改革精神优化电力业务许可管理有关事项的通知》，其中，光伏发电业务许可事项的规定总结如下：

（1）光伏发电业务许可豁免

项目装机容量6MW（不含）以下的光伏发电项目不纳入电力业务许可管理范围，不要求取得发电类电力业务许可证。

已取得电力业务许可证的，由国家能源局各派出机构公示注销，公示期不少于30日。公示期满且无异议的，办理注销手续。

（2）光伏发电项目许可要求

除了按规定豁免许可的光伏发电项目外，其他光伏发电项目应当在并网后6个月内）取得电力业务许可证。

在此规定时限之前，发电企业与电网企业签订《并网调度协议》、《购售电合同》可暂不提供电力业务许可证。

发电企业取得电力业务许可证后，应将有关许可内容及时告知相关电网企业及调度机构。超过规定时限仍未取得电力业务许可证的，有关机组不得继续发电上网。

（3）光伏发电项目许可准入监管

光伏发电项目应当严格按照规定时限取得电力业务许可证，分批投产的光伏发电项目，可分批申请许可。

企业应提供机组通过启动验收的证明材料或质量监督机构出具的《工程质量监督检查并网通知书》作为发电设施具备发电运行能力的证明材料。

对未按要求取得电力业务许可证的光伏发电企业，派出机构要依法予以处理。对不执行相关要求，不配合监管工作的相关电网企业，给予通报批评，拒不整改的，依法予以处理。

4.《国家发展改革委关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》明确光伏发电上网电价

2020年3月31日，国家发改委发布《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2020〕511号），就2020年光伏发电上网电价政策有关问题通知如下：

（1）对集中式光伏发电继续制定指导价

纳入国家财政补贴范围的I～III类资源区新增集中式光伏电站指导价，分别为每千瓦时0.35元（含税，下同）、0.4元、0.49元。

若指导价低于项目所在地燃煤发电基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价），则指导价按当地燃煤发电基准价执行。

新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。

（2）降低工商业分布式光伏发电补贴标准

纳入2020年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.05元。

采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。

能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的所有工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.05元。

（3）降低户用分布式光伏发电补贴标准

纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。

（4）村级光伏扶贫电站电价不变

符合国家光伏扶贫项目相关管理规定的村级光伏扶贫电站（含联村电站）的上网电价保持不变。

5. 《可再生能源电价附加补助资金预算》优先拨付竞价方式确定的光伏项目

2020年6月17日，财政部下达《关于可再生能源电价附加补助资金预算的通知》，要求电网企业应严格按照《资金管理办法》，将补贴资金拨付至已纳入可再生能源发电补助项目清单范围的发电项目。在拨付补贴资金时，应优先足额拨付50kW及以下装机规模的自然人分布式项目；优先足额拨付2019年采取竞价方式确定的光伏项目、2020年采取“以收定支”原则确定的新增项目；对于国家确定的光伏“领跑者”项目，优先保障拨付至项目应付补贴资金的50%；对于其他发电项目，按照各项目应付补贴资金，采取等比例方式拨付。

6. 国家发改委、能源局发布《各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》

2020年6月1日，国家发改委、国家能源局印发《各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》(发改能源〔2020〕767号)。其主要内容如下：

各省级能源主管部门会同经济运行管理部门按照消纳责任权重认真组织制定实施方案，积极推动本行政区域内可再生能源电力建设，推动承担消纳责任的市场主体积极落实消纳责任，完成可再生能源电力消纳任务。各地要在2021年2月底前向国家发展改革委、国家能源局报送2020年可再生能源电力消纳责任权重完成情况；

国家能源局各派出机构要切实承担监管责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重积极协调落实可再生能源电力并网消纳和跨省跨区交易，对监管区域内各承担消纳责任市场主体的消纳量完成情况、可再生能源电力交易情况等开展监管。各派出机构要在2020年12月底前，向国家能源局报送监管报告。

7.《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》明确可再生能源发电补贴标准

2020年9月29日财政部、发改委、能源局发布《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号），从项目合理利用小时数、项目补电量、补贴标准、加强项目核查四个方面对可再生能源电价附加补助资金相关事宜做出了进一步规定。其中，有关光伏项目的规定总结如下：

（1）项目合理利用小时数

风电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时。海上风电全生命周期合理利用小时数为52000小时。

光伏发电一类、二类、三类资源区项目全生命周期合理利用小时数为32000小时、26000小时和22000小时。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。

生物质发电项目，包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目，全生命周期合理利用小时数为82500小时。

（2）项目补贴电量

项目全生命周期补贴电量=项目容量×项目全生命周期合理利用小时数。其中，项目容量按核准（备案）时确定的容量为准。如项目实际容量小于核准（备案）容量的，以实际容量为准。

（3）补贴标准

纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目：

全生命周期补贴电量内所发电量，按照上网电价给予补贴，补贴标准=(可再生能源标杆上网电价（含通过招标等竞争方式确定的上网电价）-当地燃煤发电上网基准价）/(1+适用增值税率)。

在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴。

所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。

风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。

8.《光伏发电系统效能规范》（NB/T10394-2020）

2020年10月23日，国家能源局发布2020年第5号公告，批准了502项能源行业标准以及35项能源行业标准英文版，《光伏发电系统效能规范》入围此次获批标准，这是我国首个正式下发的、全面放开容配比的规范。该规范也将容配比限制提高到最高1.8：1。该标准中明确了容配比的定义、公式以及优化计算流程，其中，容配比计算公式为：容配比R=光伏发电系统安装容量（单位：Wp）Pdc/光伏发电系统核定容量（单位：W）Pac

根据该规范，光伏发电系统容配比优化计算流程如下：

专家指出，提升容配比，从本质上来讲是提高逆变器、箱变的设备利用率，降低逆变器、箱变的工程造价，容配比的放开将进一步提高组件、支架的出货。同时，提高容配比还可以摊薄升压站、送出线路等公用设施的投资成本，进一步降低造价，降低发电成本。另外，高容配比可以让光伏电力输出更平滑，降低电网的调峰压力，提高光伏发电平稳性，从而提高电网友好性。

9.《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》细化了补贴申请、审核以及公布的要求

2020年11月18日，财政部发布《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》，（财办建〔2020〕70号），就可再生能源发电补贴项目清单审核、公布等有关事项进行了明确。主要内容如下：

(1) 纳入补贴清单的可再生能源发电项目需满足以下条件：

符合我国可再生能源发展相关规划的陆上风电、海上风电、集中式光伏电站、非自然人分布式光伏发电、光热发电、地热发电、生物质发电等项目。所有项目应于2006年及以后年度按规定完成核准（备案）手续，并已全部容量完成并网。

符合国家能源主管部门要求，按照规模管理的需纳入年度建设规模管理范围内，生物质发电项目需纳入国家或省级规划，农林生物质发电项目应符合《农林生物质发电项目防治掺煤监督管理指导意见》（国能综新能〔2016〕623号）要求。其中，2019年光伏新增项目，2020年光伏、风电和生物质发电新增项目需满足国家能源主管部门出台的新增项目管理办法。

符合国家可再生能源价格政策，上网电价已获得价格主管部门批复。

(2) 补贴清单由电网企业公布

(3) 按照国家价格政策要求，项目执行全容量并网时间的上网电价。对于履行程序分批次并网的项目，除国家另有明确规定以外，应按每批次全容量并网的实际时间分别确定上网电价。项目全容量并网时间由地方能源监管部门或电网企业认定，如因技术原因等特殊原因确实无法认定的，为加快项目确权，暂按《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》进行认定。

(4) 纳入补贴清单的可再生能源发电项目，如项目名称、业主信息发生变更，由可再生能源发电企业向电网企业申请更变；如并网容量、场址发生变更，需重新申报纳入补贴清单。

10.《可再生能源发电项目全容量并网时间审核办法》明确了可再生能源发电项目全容量并网时间的认定规则

2020年11月18日，财政部发布《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（以下简称“《通知》”），附件为《可再生能源发电项目全容量并网时间审核办法》（以下简称“《审核办法》”）。《通知》明确分批次并网的应按每批次全容量并网的实际时间分别确认上网电价，项目全容量并网时间由地方能监部门与电网公司认定，地方能监部门与电网公司无法认定的，暂《审核办法》进行认定。《审核办法》主要内容如下：

可再生能源补贴项目申请补贴清单时，应提交全容量并网时间承诺，并提交相关核验资料。承诺内容包括：全容量建成完工的并网时间，办理电力业务许可证时是否完成全容量并网，办理并网调度协议时是否完成全容量并网，同时提交承诺书、电力业务许可证以及并网调度协议等资料。

可再生能源补贴项目承诺的全容量并网时间、电力业务许可证明确的并网时间、并网调度协议明确的并网时间相一致的，项目按此时间列入补贴清单，享受对应的电价政策；

可再生能源补贴项目承诺的全容量并网时间、电力业务许可证明确的并网时间、并网调度协议明确的并网时间不一致，但不影响项目享受的电价政策，项目按企业承诺全容量并网时间列入补贴清单，享受对应的电价政策；

可再生能源补贴项目承诺的全容量并网时间、电力业务许可证明确的并网时间、并网调度协议明确的并网时间不一致，且影响电价政策的，按照三个并网时间中的最后时点确认全容量并网时间，列入补贴清单，享受对应的电价政策；

项目对认定的全容量并网时间若有不同意见，可申请复核，并按规定提交材料。

（二）地方性政策

四、主要市场交易

受限于补贴拖欠带来的资金压力以及电站收益的不稳定性，2018年以来，光伏电站交易频繁，规模不断扩大。2018年光伏电站交易规模在2GW以上，交易金额超100亿元。2019年电站交易规模进一步提升，至4.24GW、140亿元以上。2020年光伏电站交易更为活跃。截止2020年年底，可统计的光伏电站总交易规模为6.3GW，尚未叠加未公布具体规模的项目，总交易金额超200亿元。其中国内光伏电站交易规模在4GW以上，国外光伏电站交易规模为1703MW^[12]。

（一）多家光伏企业上市

“十三五”期间，光伏产业的技术不断升级迭代，技术显著进步带来成本的稳步下降，为平价上网创造了条件。2020年是光伏享受国家补贴的最后一年，2021年，光伏将进入“零补贴”的时代，行业发展的内在驱动逻辑将发生转变、回归市场竞争。2020年光伏行业受到了资本市场的关注和青睐。

2020年新上会光伏企业有21家，英杰电气（300820）、上能电气（300827）、赛伍技术（603212）、金博股份（688598）、晶科科技（601778）、奥特维（688516）、天合光能（688599）、帝科股份（300842）、美畅股份（300861）、中信博（688408）、固德威（688390）在内的11家企业成功上市^[13]。

（二）国家电投引资43.5亿，加码光伏项目开发、并购

2020年12月21日，国家电投北京公司增资引战签约仪式在京举行。此次增资共引入4家重量级机构的43.5亿元资金，这也是国家电投今年规模最大的股权融资项目。

作为国家电投清洁能源版图的重要组成部分，北京公司是国家电投的“零碳名片”。当日，国家电投、诚通工银基金、国寿资产、农银投资、中银资产与北京公司共同签署《国家电投集团北京电力有限公司之增资协议》。根据协议，此次增资引战共募集外部权益资金43.5亿元。所募集资金将用于光伏风电储备项目开发、光伏风电项目并购、补充流动资金、偿还有息负债等^[14]。

（三）66亿资金回笼，协鑫新能源加速“瘦身”

2020年12月10日，保利协鑫能源与协鑫新能源联合宣布，其间接附属公司苏州协鑫新能源及广西协鑫新能源同意向威宁能源出售于钦州鑫金的70.36%股权、于上林协鑫的67.95%股权、于南宁金伏的全部股权，以及于海南天利科的全部股权，总代价为2.91亿元。上述目标公司共同拥有4座位于中国的已营运光伏电站，总并网容量为约185兆瓦。

保利协鑫指出，交易后集团负债将减少约9.79亿元。出售事项所得净额预计为2.95亿元，拟将用于偿还其债务。

作为国内最大的民营光伏电站投资企业，协鑫新能源在中国光伏电站投资史上地位举足轻重，其总装机容量曾连续三年稳居全球第二位，公开数据显示，截止2019年底，协鑫新能源光伏电站装机规模达7.145GW。但由于超额补贴拖欠以及融资难题，协鑫新能源债务压力开始爆发。数据显示，2018年，协鑫新能源的负债总额已经达到515亿元，资产负债率84.18%。由此，协鑫新能源开始走上“轻资产转型”之路，从2018年底开始陆续出售旗下光伏电站资产。

2020年年初至今，协鑫新能源已进行9次光伏电站出售交易，累计规模达到1893MW，交易总额达66.2848亿元。在9次交易中，接盘协鑫新能源电站资产的买方多为国有或国有控股企业，其中华能集团、徐州市国资委、国家电投位列“接盘商”前三^[15]。

（四）中国能建签8GW风光水火储一体化项目

2020年12月22日，中国能建规划设计集团与新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古自治州人民政府签署“中电工程新疆巴州8000兆瓦风光水火储一体化项目”投资开发框架协议。

新疆巴州风光水火储一体化项目涉及光伏发电、风力发电、天然气发电、水力发电、电化学储能等建设内容，总计投资额350亿元。项目全容量建成后，年均发电量约161亿千瓦时，每年可减少二氧化碳排放1172万吨，相当于西北地区938万亩（6254平方公里）森林的碳汇量，约为巴州现有森林碳汇量的58.3%，具有良好的经济与社会效益^[16]。

（五）国家电投投资50亿元签约江西会昌1GW光伏发电基地项目

2020年12月31日，国家电投江西公司与会昌县人民政府在当地举行会昌县光伏发电基地项目签约仪式，签订了《会昌县光伏发电基地项目投资合同》。

会昌县光伏发电基地项目由国家电投集团江西电力有限公司投资建设，总投资约50亿元，装机容量1000MW。该项目将充分利用我县山林荒坡等和工业园区等屋顶资源安装光伏组件，建立光伏发电站。计划分五年实施，2025年达产达标后，年发电预计达10亿千瓦时，实现年主营业务收入约5亿元、年纳税约1亿元^[17]。

（六）高瓴资本以158亿元受让隆基股份6%股权

2020年12月20日，股份发布《关于股东拟协议转让股份暨股东权益变动的提示性公告》，公司股东李春安拟通过协议转让的方式，向转让其持有的公司股份2.26亿股，占公司总股本的6%。

公告显示，交易双方一致同意，本次交易的每股转让价格为70元，本次交易对价总额约为158.41亿元。交易达成后，高瓴资本将成为隆基股份的第二大股东^[18]。

7.中国石化资本投资入股百佳时代

2020年12月18日，中国石化集团资本有限公司（简称“中国石化资本”）宣布投资入股常州薄膜科技股份有限公司（简称“百佳年代”），布局光伏发电新能源、新材料领域。

此次投资是中国石化资本以实际行动贯彻落实中国石化集团“打造世界领先洁净能源化工公司”愿景目标和“一基两翼三新”发展格局的具体实践，兼具财务投资和产业协同效应，将助力中国石化在新能源、新材料领域迈出更大步伐^[19]。

五、光伏发电行业前景展望

2020年12月12日，国家主席习近平在全球气候峰会上提出碳减排的“3060”目标，并提到2030年，我国风电、太阳能发电装机总容量将达到12亿千万以上。中国国家气候变化专家委员会副主任何建坤在“中国电力圆桌”2020年四季度会议上提出“十四五”期间，力争实现煤炭消费达峰甚至负增长；非化石能源比重达到20%左右，能源消费总量控制在55亿吨标准煤以内。据此测算，“十四五”期间光伏年均装机可达70GW+^[20]。在此宏观背景下，我们预测2021年光伏将呈现如下趋势：

1.平价时代来临，投资热度不减

2020年中央经济工作会议明确将“做好碳达峰、碳中和工作”列为2021年八大重点任务之一。为了达到“碳中和”及实现到2030年风电、太阳能发电装机总容量达到12亿千万以上的目标，专家预测，“十四五”期间中国新能源新增装机预期较“十三五”期间增长50%以上。

在2021年1月19日举行的新闻发布会上，国家发改委政研室主任、新闻发言人袁达表示，国家发改委将抓紧研究出台相关政策措施，推进能源体系清洁低碳发展，稳步推进水电发展，安全发展核电，加快光伏和风电发展，加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，完善清洁能源消纳长效机制，推动低碳能源替代高碳能源、可再生能源替代化石能源。2021年1月，各省区市出台的“十四五”规划和 2035 年远景目标相关建议稿中均对绿色低碳发展、清洁能源转型进行了着重强调。在已经公布具体装机规划的省份中，广东、宁夏、西藏等地“十四五”期间的光伏装机目标较“十三五”大幅提升。

除了政策驱动之外，光伏产业的技术不断升级迭代，推动成本的稳步下降。在技术创新驱动下，光伏的度电成本已经下降到十年前的30%以下，为平价上网创造了有利的条件。2021年，光伏发电将迎来平价上网元年，光伏发电行业走上市场化发展的道路。

在政策和市场的推动下，2021年，光伏发电投资热度仍将不减。2020年12月10日，在中国光伏行业协会年度大会上，协会预测“十四五”期间，中国年均新增装机有望达70-90GW，全球达222-287GW^[21]。国家能源局新能源司司长任育之也提出，光伏作为发展清洁能源的重要载体，初步测算“十四五”新增装机规模需求将远高于“十三五”。

2.“光伏+”分布式光伏前景广阔

面对气候目标的大任，地面电站受限于土地、消纳等因素，未来增量空间将面临天花板，同时，土地租金飙升，用地成本上升等非技术成本也限制了地面电站的无限发展。而光伏+各种应用场景的分布式项目不仅具有消纳的优势，而且光伏+交通、光伏+加油站、光伏+屋顶以及光伏+农渔业等“光伏+”分布式光伏应用场景为光伏行业提供了可供想象的巨大空间。随着商业模式的成熟，光伏+分布式项目或将成为担起碳中和大任的主力军之一。

3.综合能源基地成为重要趋势

综合能源基地作为一种互补互济、多系统协调优化的能源供应和消费模式，已成为提升能源开发使用效率、提高可再生能源消纳比例的重要发展方向。随着特高压输电通道建设的提速对三北地区电力消纳能力的提升，国家对“风光水火”与“源网荷储”两个一体化的推行，以及新能源发电进入平价时代，在风光资源丰富的三北地区建设综合能源基地成为一种趋势。

相比以往单一能源的建设模式，综合能源基地可以充分利用风、光、水、火、储等不同能源的优势互补融合，达到1＋1＞2的效果，而且可以有效缓解风电的不稳定问题，调节峰谷稳定输出，进一步减轻并网后对电网安全性稳定性可能造成的负面影响，从而有利于光伏发电规模化发展。

4.国有主体加快进入光伏发电行业

2018年以前，因光伏发电项目投资小、建设快及普遍存在的“路条买卖”等原因，使得光伏发电的投资以民营企业为主导，民营企业投资占到三分之二以上。2018年“531”新政出台之后，民营企业现金流出现困难，开始出售光伏电站补充流动性，而这些出售项目的接盘方多是国家队——能源型央企和地方国企。彼时，国有主体开始纷纷进场。

随着碳减排的“3060”目标的提出，作为践行使命的排头兵，能源央企和地方国企身负艰巨的减排任务。同时，鉴于光伏发电进入平价时代，更适合长期持有，因此，国有主体纷纷加码对光伏等新能源领域的投入。据北极星太阳能光伏网不完全统计，自2021年1月以来，国家电投、国家能源集团、华能、中石化、国投电力、江西电建等陆续开展收购光伏项目、设立光伏相关子公司、成立新能源基金以及与光伏企业签订合作协议等动作。

文中备注：

[1] 数据来源：能源局公布2015年光伏发电相关统计数据http://www.gov.cn/xinwen/2016-02/05/content_5039508.htm

[2] 数据来源：http://www.uivchem.com/news/1717.html

[3] 数据来源：索比光伏网https://news.solarbe.com/202101/11/333832.html

[4] 数据来源：http://www.uivchem.com/news/1717.html

[5] 数据来源：国家能源局2021年一季度网上新闻发布会文字实录http://www.nea.gov.cn/2021-01/30/c_139708580.htm

[6] 数据来源：http://mguangfu.bjx.com.cn/mnews/20210108/1128190.shtml

[7] 数据来源：http://mguangfu.bjx.com.cn/mnews/20201230/1125999.shtml

[8] 数据来源：http://stock.stockstar.com/IG2020123100000109.shtml

[9] 数据来源：https://www.sohu.com/a/439904452_436079

[10] 数据来源：http://guangfu.bjx.com.cn/news/20210121/1131301.shtml

[11] 数据来源：https://www.catia-china.com/post.html?id=5ffcf5a479ec7605b60076b4

[12] 数据来源：北极星太阳能光伏网http://guangfu.bjx.com.cn/news/20201230/1125999.shtml

[13] 数据来源：国际能源网https://www.sohu.com/a/437423787_257552

[14] 数据来源：人民网http://finance.people.com.cn/gb/n1/2020/1222/c1004-31975462.html

[15] 数据来源：北极星太阳能光伏网http://guangfu.bjx.com.cn/news/20201214/1121863.shtml

[16] 数据来源：国际能源网https://www.in-en.com/article/html/energy-2300441.shtml

[17] 数据来源：北极星太阳能光伏网http://guangfu.bjx.com.cn/news/20210104/1126670.shtml

[18] 数据来源：上海证券交易所http://www.sse.com.cn/disclosure/listedinfo/announcement/c/2020-12-21/601012_20201221_1.pdf

[19] 数据来源：http://jndl.jinnenggroup.cn/xwzx_198/hyzx/202012/t20201228_99981.html

[20] 数据：北极星太阳能光伏网http://guangfu.bjx.com.cn/news/20210115/1129866.shtml

[21] 来源：人民网http://paper.people.com.cn/zgnyb/html/2020-12/14/content_2023851.htm

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