531新政后，光伏行業雖然部分的企業和人員受到了影響，但眾多企業開始注重海外市場與高質量發展，讓我們可以走的慢一些，也更穩一些，使得我們腳步能稍作停頓做一下思考。本文針對當下的領跑者的猜測、戶用與工商業分布式受平價上網與電力市場化影響的趨勢、電力市場化交易對光伏的結構性影響，可再生能源配額制的發展趨勢，以及光伏行業在平價上網后能否完全實現市場化等幾個方面做了個人大膽分析與預測，僅供參考，歡迎指正。
一、第四批領跑者會分技術路線分別進行電價競爭優選?
下半年可能會啟動第四批領跑者基地，這個能源局領導在公開場合講話時候也提到過，但有權威的研究人士認為第四批領跑者可能會分技術路線做電價競爭的優選。我認為不可能，電價競爭自然沒問題，但哪些技術路線入選技術領跑者，這本身就是問題，憑什么就說一些技術路線落后一些先進。判斷先進與否的唯一指標是效率和成本。只有在給出一個高效率門檻的基礎上進行競價才是公平的優選做法。這個問題曾經在第三批領跑者出臺前做過爭論，最終還是以統一的效率作為入選的唯一門檻。
二、戶用分布式局部真的可以實現平價上網了嗎?
最近傳言，個別地區的戶用光伏已經可以實現平價上網。如光照較好的山東，戶用分布式安裝成本做到了4塊錢以下，10kw系統還有3000元的純利潤。照此說來戶用在個別地區都已經能平價上網。可是真的平價上網了嗎?山東省的太陽能資源的水平面年總輻射量在1400~1550kWh/m2之間，首年滿發小時數絕大多數區域均超過了1300以上，山東省脫硫燃煤標桿電價0.3949元/千瓦時。依照4元錢安裝成本計算基本上山東大多數區域都可以實現8年回本。但有三點問題需要明確。
1、集中式電站做到IRR8%是可以的，但對于分布式，由于不是全額上網，考慮的因素較多，IRR實際必須做到10%才可以保障整體的利潤。
2、戶用的少數平價上網只針對光照條件好、且脫硫燃煤標桿電價高的區域有效，對其他區域，如戶用光伏之前一直發展比較好的浙江并不適用。
3、4元以下的安裝總成本中間還有利潤，實際成本也就3塊多，這樣的系統質量非常值得懷疑。戶用分布式前提是高質量的發展，如果不能做到高質量的發展，一切低成本都無從談起，超出市場平均的低成本是無法保證高質量的發展的。因此嚴格來說，戶用分布式的平價上網或許是以犧牲質量為代價，或許也只是極個別現象，并不具有普遍和代表意義。
三、針對現有的工商業電價能做到平價上網，未來的IRR會保持不變嗎?
大工業用電的價格較低，不一定能做到用戶側平價上網。但一般工商業的平均電價在8毛及以上，可以做到平價上網，這也是現在的主流觀點。現在的電價自然沒問題，但未來也沒問題嗎，好像沒人思考。電力市場化的最終目的一定是還原電力的商品屬性，電力價格最終一定是由市場所決定的，至于農業、居民以及學校醫院等公益性電價，一定要靠電價政策性交叉補貼來實現。未來一般工商業電價、大工業用電的電價一定會下降，居民農業等公益性電價一定會上漲。現在的針對工商業安裝的分布式IRR高于8%，并不代表未來電價降低后IRR一樣能滿足高于8%。光伏是有著25年壽命的長期的產品，一定要考慮到未來25年內發生的變化趨勢。為了應對電力市場化的趨勢，我們在現階段做工商業分布式時，一定要留出來一定的邊際收益，才有可能應對未來電價變動的趨勢。
四、電力市場化交易將帶來的光伏市場機構性的轉變
發改委能源局7月份連續下發《積極推進電力市場化交易，全面放開部分重點行業電力用戶發用電計劃實施方案》和《利用擴大跨省區電力交易規模等措施，降低一般工商業電價有關事項的通知》，旨在推動電力市場化交易。
針對各類發電主體參與電力交易做了原則性的規定，明確推進規劃內的風電、太陽能發電等可再生能源在保障利用小時數之外參與直接交易、替代火電發電權交易及跨省跨區現貨交易試點。同時針對鼓勵參與電力交易的用戶做了分類和明確。明確符合條件的10千伏及以上電壓等級用戶均可參與交易。支持年用電量超過500萬千瓦時以上的用戶與發電企業開展電力直接交易。2018年放開煤炭、鋼鐵、有色、建材等4個行業電力用戶發用電計劃，全電量參與交易，并承擔清潔能源配額。將擴大跨省區電力交易規模、國家重大水利工程建設基金征收標準降低25%、督促自備電廠承擔政策性交叉補貼等電價空間，全部用于降低一般工商業電價10%。
電力交易的發電主體與用電主體范圍一定會逐步放大。用電價格未來一定是波動性的，現貨市場建立后，價格一定是實時波動的，總體來看，大工業和一般工商業電價基本會呈現下降趨勢，居民電價在實質上可能會出現上漲趨勢，但由于政府交叉性補貼的存在，未來居民實際承擔的電價可能會出現維持現有價格，也或者推廣階梯型價格。但電力的商品屬性如果真正體現，居民的用電成本一定是最高的，加上交差性補貼后，居民電價可能是最高的，尤其是農村居民，未來反倒可能會是分布式能源最優質的市場。隨著電力市場化的完全實施，戶用光伏可能迎來真正的爆發。
五、可再生能源配額制的未來既是強制的又是市場的
可再生能源配額制的未來很多人感覺還比較模糊。仔細想想，可再生能源配額制的實施途徑并不模糊。2016年初和2018年初國家能源局相繼出臺《建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》，《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》
根據全國2020年非化石能源占一次能源消費總量比重達到15%的要求，規定了2020年各省全社會用電量中非水電可再生能源電力消納量比重指標，并闡述了非水電可再生能源電力消納量比重指標核算方法。相應的，各發電主體根據各區域非水可再生能源電力消納比重，均需滿足非水可再生能源的發電比重，不夠比重的均需購買綠色電力交易證書。至于綠色電力交易證書的價格，一定還是由市場決定的，這也是強制性的綠色電力交易證書實現的途徑。另一方面，碳交易也可以帶來可再生能源企業的另一部分收益。全國碳市場在2019年建立后，一旦企業超過政策制定者初始分配給企業的減排量，則需購買可再生能源企業的CCER，或通過購買其他低減排企業的碳配額來滿足。換句話說，非水可再生能源配額，碳配額，兩部分會構成光伏發電企業在補貼之外的額外收益。但這兩部分分別的價格一定由市場的供求關系所決定的，而且非水可再生能源的比重一定是不斷提高的，碳配額也一定是會不斷減少的，這保證了光伏企業獲得持續的收益。
六、光伏平價上網后日子就好過了嗎?平價上網后光伏能完全擺脫政策影響嗎?
光伏企業面臨著五座大山的影響，為補貼拖欠、電網接入、融資成本、土地租金和棄光限電。其中光伏補貼問題光伏企業最為關心，截至2017年年底，累計可再生能源發電補貼缺口超過1200億元，其中光伏補貼缺口超過500億元。補貼的拖欠使得不少光伏企業背負著沉重利息并加大了債務困難。行業盼著平價上網來擺脫補貼拖欠的困境，但2020年實現平價上網后光伏企業的日子真的就好過了嗎?我認為尤其是前兩年不可能。光伏企業在努力的降低技術成本，可光伏組件的材料成本就基本在一元錢左右，原材料和人工成本又在不斷上漲，非技術成本又難以降低。光伏的成本如果不進一步比平價上網還低，利潤就出不來。即使光伏行業在2019年或者2020年實現了平價上網，利潤也會比紙還薄，而這種狀況至少要持續兩年以上。即使實現了平價上網，成本再進一步下降的空間也幾乎為0，因此如果沒有額外的收益，光伏行業將面臨短期內持續的困難。
光伏能和火電的度電成本到一個水平上就是極限了。可是光伏電力具有間歇性不穩定性，無論是電網還是電力用戶，就算在同等成本下也一定傾向于用更加穩定的火電(或者水電核電)，而不是光伏產生的電。如果不把環境成本考慮進去，換句話說，未來如果沒有國家的政策從環境層面繼續支持，光伏的前途還是不明朗。光伏的前途如要走向明朗，需要幾種情況：
1、煤炭枯竭，必須用可再生能源電力。
2、國內電價能提升甚至與國外持平，可現實是要給企業降負和電力過剩。3、國家政策支持，從可再生能源配額(綠色電力交易證書)和碳配額(CCER)方面給與光伏企業額外收益。
顯然，第三點才是現實切實有效的，光伏行業要想長期健康的發展，離不開國家政策的持續扶持，因此光伏并不能完全擺脫政策，走向市場化。
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