2022光伏补贴缺口到底有多大

根据国家发改委通知，从2016年1月1日起，除居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准提高到每千瓦时1.9分钱，业内估算此举能为可再生能源多征收190亿元补贴资金。

可再生能源相当于能源领域里的一个小孩子，必须在政策上给予一定的扶持，让它尽可能地快点长大。但补贴并不是长远之计，发展起来以后成本必须降下来。

《可再生能源法》的最终目的是让可再生能源不再依赖补贴，独立去走市场竞争化道路。现阶段可再生能源还在成长，需要在政策上给予一定的支持，但是在明年可能将会出现两个变化：一是从现行的高补贴向通过竞争方式降低补贴这个方向倾斜；二是从过去单纯追求扩大规模变成追求质量和效益。未来可再生能源的发展一定要注意实际的贡献，而不是说单纯追求多大的装机规模，这个意义不大。

根据2014年发布的《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》，到2020年，风力发电将与煤电上网电价相当，不再给予补贴；光伏发电提出的目标是到2020年在用户侧与电网销售电价相当，分布式这类也不再享受补贴。这意味着到时候上述可再生能源电力在度电成本下降的前提下可以不再依赖补贴，可以通过市场竞争得到发展。

与传统能源相比，可再生能源的发电成本较高，所以一定要想办法降低度电成本，这样才具有市场竞争力，即使脱离补贴也存在一定的生存空间。另外，要解决长期存在的弃风、弃光现象以及补贴拖欠的问题，使得可再生能源者有一个合理正当的利润回报。要落实可再生能源电力配额制，确保可再生能源电力能够顺利上网。同时要注重追求电站质量，尽可能多发电才能有更好的收益。

数据显示，截至2018年底，我国可再生能源发电装机占全部电力装机的比重已达到38.3%，其替代作用日益突显。而根据不久前国家能源局公布的信息，2019年上半年，我国可再生能源发电装机已至7.5亿千瓦，较去年同期增长9.5%。其中，水电装机3.54亿千瓦(抽水蓄能为2999万千瓦)；风电装机1.93亿千瓦；光伏发电装机1.86亿千瓦；生物质发电装机1995万千瓦。

不过，根据中电联最新发布的数据，2019年1月份-8月份，我国新增光伏装机为1495万千瓦，比上年同期同比大幅下降54.7%。在业界看来，导致这一局面主要因为2019年度光伏补贴政策的改变，以及由此导致的政策推出时间延迟，而其中根源问题之一，在于可再生能源发电补贴资金缺口较大；且随着可再生能源发电成本的大幅下降，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏国家补贴的 历史 使命似乎也已完成。

事实上，此前财政部、国家发改委、国家能源局在《关于促进非水可再生能源发电 健康 发展的若干意见》以及《可再生能源电价附加补助资金管理办法》征求意见座谈会上就曾明确，到2021年，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴(户用光伏是否包含其中尚未明确)。

以光伏为例，据相关媒体报道，目前，“2020年的光伏发电补贴政策”即将进入意见征求阶段，而鉴于此，业界推测，2020年大概率将成为我国光伏电站(户用待定)享受国家补贴的最后一年。

根据财政部公布的数据，按照相关办法，2012年以来，财政部累计安排可再生能源补贴资金超过4500亿元，其中2019年安排866亿元。

财政部介绍，一方面，对于新增项目，一是积极推进平价上网项目，目前已经公布了第一批共计2076万千瓦平价上网项目名单；二是调控优化发展速度，加大竞争配置力度，明确新建风电、光伏发电项目必须通过竞争配置，优先建设补贴强度低的项目，有效降低新建项目补贴强度。三是价格主管部门积极完善价格形成机制推动补贴强度降低的政策措施，新建陆上风电2019年和2020年的最低指导价已经分别下降到每千瓦时0.34元和每千瓦时0.29元，在局部地区已经低于煤电标杆电价；新建光伏发电项目2019年的指导价已经下降到每千瓦时0.4元，通过加大竞争配置力度可进一步降低补贴强度。通过上述措施，可以有效降低新增规模项目所需补贴资金，缓解补贴缺口扩大趋势。

另一方面，对于存量项目，一是拟放开目录管理，由电网企业确认符合补贴条件的项目，简化拨付流程；二是通过“绿证”交易和市场化交易等方式减少补贴需求；三是与税务部门保持沟通，进一步加强可再生能源电价附加征收力度，增加补贴资金收入。通过上述措施，可逐步缓解存量项目补贴压力。

据前瞻产业研究院《2016-2021年中国电机节能行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》显示， 目前，我国已经初步形成了以煤炭为主体、电力为中心、石油天然气和可再生能源全面发展的能源开发利用总体格局。近年来，在政策和市场环境的共同推动下，我国可再生能源发展迅速，政府和行业企业采取多项措施来促进消纳，但依然面临两大问题：一是“弃风”“弃光”问题严重。2015年全国风电平均利用小时数1728小时，同比下降172小时，全年弃风电量339亿千瓦时，平均弃风率15%。2015年光伏全年平均利用小时数为1133小时，在西北地区出现了较为严重的弃光现象，如甘肃弃光率达31%、新疆自治区弃光率达26%。二是可再生能源电力补贴资金缺口以及可再生能源电价附加压力较大。

我国《能源发展战略行动计划（2014年-2020年）》提出“着力优化能源结构，坚持发展非化石能源与化石能源高效清洁利用并举，要大幅增加风电、太阳能、地热能等可再生能源和核电消费比重。到2020、2030年，非化石能源将占一次能源消费比重分别达到15%、20%”。目前，距离规划目标还存在一定的距离，因此，在当前能源革命和电力体制改革背景下，不断完善促进可再生能源开发利用的体制机制、促进我国可再生能源的大规模发展、转换能源发展模式以及提升能源利用水平，成为当前我国可再生能源发展的主要任务。

总体来说，根据国际经验，可再生能源的发展最终是需要基于市场机制的建设。然而，现阶段我国还不完全具备可再生能源发展所需的市场化条件，“中国式配额制”与“统筹规划”的有机结合，将是大势所趋，同时也是适合我国国情的可再生能源发展主要途径。可以预见，我国可再生能源发展将迎来重要机遇。

国家发改委新能源补贴20.23亿 光伏补贴3元/KWH

国家发展改革委、国家电监会发布

2007年10月至2008年6月可再生能源电价补贴和配额交易方案

国家发展改革委、国家电监会近日下发了《关于2007年10月至2008年6月可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》（以下简称《通知》），明确了2007年10月至2008年6月可再生能源电价补贴项目和金额、电价附加配额交易、电费结算和监管要求等事项。

《通知》规定，此次发布的可再生能源电价附加资金补贴范围为2007年10月至2008年6月可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、公共可再生能源独立电力系统运行维护费用、可再生能源发电项目接网费用，以及纳入补贴范围的秸秆直燃发电亏损项目。纳入补贴范围的发电项目为148个，装机容量569.72万千瓦，上网电量77.21亿千瓦时，补贴金额19.54亿元（含税，下同）。其中，风电项目102个，装机容量499.96万千瓦，上网电量59.16亿千瓦时，补贴金额13.82亿元；生物质能发电项目43个，装机容量69.62万千瓦，上网电量18.04亿千瓦时，补贴金额4.6亿元；太阳能发电项目3个，装机容量0.14万千瓦，上网电量0.01亿千瓦时，补贴金额0.03亿元。生物质能发电项目中，进行临时电价补贴的秸秆直燃发电项目19个，装机容量47.6万千瓦，上网电量10.86亿千瓦时，临时补贴标准0.1元/千瓦时，补贴金额1.09亿元。纳入补贴范围的可再生能源独立电力系统10个，总装机容量0.69万千瓦，补贴金额0.2亿元。纳入补贴范围的可再生能源发电项目接网工程82个，补贴金额0.48亿元。以上各项合计补贴金额为20.23亿元。

关于电价附加配额交易，《通知》明确，对收取的可再生能源电价附加不足以支付本省可再生能源电价附加补贴的省级电网企业，按照短缺资金金额颁发同等额度的可再生能源电价附加配额证，以配额交易方式实现可再生能源电价附加资金调配。配额卖方向买方出售配额证，配额买方应在收到配额证后10个工作日内，按额度将款项汇入卖方账户，完成交易。

据了解，此次电价附加配额交易涉及24个省级电网企业，交易金额合计8.73亿元。2007年10月至2008年6月电价附加存在资金缺口的省级电网企业有12个，分别是山东、冀北、冀南、蒙西、蒙东、黑龙江、吉林、福建、新疆、宁夏、甘肃、西藏，这些省级电网企业需要通过配额交易调入其他省级电网企业的电价附加结余资金来弥补资金缺口。

《通知》要求，2007年10月至2008年6月电价附加有结余的省级电网企业，要在《通知》下发之日起10个工作日内，对可再生能源发电项目要结清2007年10月至2008年6月电费（含接网费用补贴）。电价附加存在资金缺口的12个地区的电网企业，要在配额交易完成10个工作日内，对可再生能源发电项目结清2007年10月至2008年6月电费（含接网费用补贴）。对2007年10月至2008年6月公共可再生能源独立电力系统的电价附加补贴，由所在省（区）的价格主管部门会同省级电网企业负责组织实施。

本次配额交易完成后，电价附加有结余的省级电网企业，对已纳入补贴范围的可再生能源发电项目按月结算电费，高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分从电价附加中支付。各省级电网企业可再生能源电价附加继续单独记账，余缺逐期滚存。

《通知》要求，各省（区、市）政府价格主管部门、各区域和城市电力监管机构要加强对可再生能源电价附加征收、配额交易、电费和补贴结算行为的监管，坚决纠正和查处违反规定的电费结算行为，确保可再生能源电价附加补贴按时足额到位。

优点

①无枯竭危险；

②安全可靠，无噪声，无污染排放外，绝对干净（无公害）；

③不受资源分布地域的限制，可利用建筑屋面的优势；

④无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电；

⑤能源质量高；

⑥使用者从感情上容易接受；

⑦建设周期短，获取能源花费的时间短。

扩展资料

限制因素

首先，在原材料价格下跌背景下，光伏电池和组件生产商持续亏损，组件商停产比例达到30%。但即便如此，光伏发电距离平价上网，还需时日，电站运营商也在观望电池和组件价格继续下降。

其次，补贴资金缺口很大。光伏电站是生存在补贴之上的行业，利润高低取决于补贴和各地电价水平。但可再生能源电力附加缺口大，统一的分布式发电项目电价标准还不确定，也会给电站投资商带来不确定性。如果分布式发电最终采取电量补贴方式，意味着只有电价较高的东部地区有利可图，而不是一个全面的市场繁荣。

第三，补贴和并网政策落实不易。明面上政府对光伏电站有很多补贴，但在具体实施中补贴拖欠严重，将耗费开发公司大量现金。并网也落实不易，国家电网对分布式光伏项目实行并网免费办理的政策，据民生证券新能源首席分析师王海生称，因为免费，没有纳入原有考核体系，地方公司执行的积极性并不高。

引自（Solarzoom光伏论坛）

我为何要跳出光伏行业

2013-10-07

作者“乱入吐槽君”

谈到光伏，很多人会先想到“高端大气上档次”。不错，光伏人都有着体面的报酬：刚毕业傲娇青年的起点让他同学望尘莫及；行业普通员工五位数月薪比比皆是；百万年薪仅能换来高层回眸一笑！但是更多的人是在“贸易战”、“双反”、“产能过剩”等字样中了解光伏！

我，在很偶然的一个机会、作为一个门外汉、同时也是部门弃子被派到新成立的光伏电站开发部门。所幸，遇到一个“浓缩就是精华”的好领导，也在摸爬滚打中勉强摸到光伏电站真理皮毛外的一层灰！而后，在公司精简过程中不幸中枪，在领导毅然要保我的情况下我主动提出放弃，因为我知道我所在的平台和所悟的技能已经能让翅膀硬到可以单飞！随后，在诸多offer中选择一个竞争力并不强的企业，之所以这样抉择是因为诸多因素：中层管理岗位、市级精英企业、良好人脉基础…在之后的工作中，随着走南闯北的机会逐渐增多，接触的项目也越来越多。同时，也对光伏电站投资模式越来越了解。但，可能是因为“我知道的太多了”的原因，对光伏电站的投资模式越来越没把握。直到三个月前，毅然决定退出这坑爹的行业。谨以本文，对还在光伏电站火坑之外挣扎的同学们，贡献我微不足道的一脚！

光伏电站无外乎三种模式：主流的集中式、早先的金太阳和如今的分布式。

先从集中式说起。大型地面电站，现在分为单独型和结合型两种，特点都是MW级别的、很多可以到*10MW级别的。投资原则很简单：投资收益率（IRR）高出银行长期贷款利率。现在的市场环境，早已过了萌芽期的“欢迎您到我们这里来投资”阶段，而是“欢迎您带点儿产能到我们这里来投资”的原则。我唱衰地面电站的理由很简单：

1、配额很难争取。

A、电网配额。光电和风电是两种清洁能源，但是在电网公司的眼中却是“垃圾电”。原因很简单：不稳定。电网公司给的配额也很少，在整个大电网中所占比例不超过20%，而实际的占有率更低，可能连5%都不允许！有很多同学在去项目地调研的时候看到的都是“地区投资环境很好，IRR很OK”、“当地领导为我们提供很多资源配置”……想说一句：投资光伏电站最重要的一点不是你看到了什么，而是你没看到什么！难道是当地拿财政资金给你度电补贴？当地领导的爱你享受不起！算了……人艰不拆

B、省市配额。众所周知，在“十二五规划”中，每个省都有清洁能源发展计划，但是其中有价值的投资省份无外乎西部、中部和华东，而且这个是所有光伏电站投资人都知道的事情……正所谓：好肉架不住多吃（狼多肉少），结果很明显，早先被动的地方政府发生转变：“你要想来我这儿投资，必须带动我的经济，所以啊……拉一条生产线过来吧，哈哈！”这听上去像是天方夜谭，光伏电站投资人来你这儿投资是给你面子，你狗日的还坐地起价！但是但是但是：这个就是事实！因为地方占据了原本一文不值、现在价值连城的投资载体----土地资源！然后呢（真想说就没有然后了），为了政绩，地方政府原本规划建设300MW的省份可以在一年内签订3000MW的项目。投资人不争的头破血流才有鬼！然后呢（真的还有然后），光伏电站投资人又面临下一个问题：

C、路条配额。当地政府对你的承诺可以有效，但也要经过最大地主省级发改委的同意。一个项目从路条到核准阶段，需要前前后后大几十个红章才能落地，同时也需要少则半年多则几年的时间…更重要的是，和吃人不吐骨头的各级职能部门的交往中，只有绑定利益才能更好的工作，所以一整套流程跑下来，起码会到伤筋动骨的级别！（过程过于黑暗，不多赘述…）

2、回报很难实现。

A、投资估算。很多电站投资人都有财务模型，我接触到的不下8个，各种版本各种奇葩……现在说一下大家财务模型的通病：

①总投资估算漏项（在无产阶级领导下具有独立鲜明特点处于并长期处于初级阶段的国度，你懂的）；②模型过于理想化（没有充分考虑到：融资成本、时间成本、回报周期……）；③拿除了你自己之外的所有人当SB……（还有几项没有列出，有兴趣可以私信我，免费但不完全负责解答）。然后（怎么又有然后！？），又会面临一个更严重的问题：

B、投资回报。个人觉得天朝有两个最大的骗局：一个是“政府来（帮）养老”的养老金制度，另一个就是“十年收回成本”的光伏电站投资。

地面光伏电站的投资收益是以度电收益为模式的事后补贴（国家补贴的示范工程除外）。度电补贴=国家电网拨付的上网标杆电价 国家财政部下拨的结算电价（现行光伏上网电价-标杆电价）省级补贴（如江苏、山东、辽宁等地区）。三个的来源分别是电网公司的收费（居民工业）、可再生能源附加费（一度用电0.8分）、省级财政资金。

有兴趣的同学可以回答我下面的几个问题（答案我当然知道）：①请问电网公司标杆电价的结算周期？②请问标杆电价结算的流程？③请问标杆电价的结算顺序（火电、水电、风电、光伏、其他）？④请问可再生能源费的主要用途？⑤请问可再生能源费的结算顺序（水电、风电、光伏、其他）？⑥请问可再生能源费的资金缺口是多少？⑦请问省级财政资金的使用计划？⑧请问省级财政资金拨款的步骤？⑨请问省级财政资金针对一个项目拨款是否有上限？

如果你能顺利回答出以上的问题，那么恭喜你：电站投资的度电收益模式你已经能看清40%了！！！并且有能力继续看下去本文！！！

C、政策风险。从受精卵到进入骨灰盒，光伏行业经历 “萌芽、发展、成熟、没落”所有阶段时间不过是十余年，这是一个怎样的速度？？？举个例子，你在小学阶段看见了光伏行业的前景和令人垂涎的薪水，到了高考那一年励志以后做一个“光伏人”，就决定报考光伏相关专业。在你考到一个足以去哈尔滨佛学院的分数但却为想圆儿时的梦想划动手上的志愿填报单的时候，你和你的小伙伴们惊呆了：为毛没有这个专业了！？打电话去大学询问，被告知：考虑到以后的就业率，学校已终止这门专业！

国家政策在一直挺光伏行业，但是很可惜：①光伏是中国加入WTO之后最拿得出手的行业，这就注定了光伏成为中国在国际贸易中的一个试金石。从美国和欧洲（未判定）对产自中国的多晶硅组件的“双反”中，我们也见到了“世界第二大经济体”在处理贸易问题中的幼稚和懦弱！所以，与其指望“世界第二大经济体”能为你抛头露面，还不如索性把生产线搬到其他国家！②有同学可能会发问：你看在欧洲初裁之前，不是连续发布了很多利好政策么？对此，我深深为这位童鞋的智商感到捉急！我透过两个150°镜片看到的是政策由暧昧转到累觉不爱的态度：用“技术成熟、成本降低”为由降低原本就低到不够买一包面纸度电补贴；先前事前补贴（工程补贴）统统转为事后补贴（度电补贴）；对皮包公司倒卖路条核准的纵容；等等等等等等……还有一条铁证就是：在对现金流如此看重的光伏行业中，为什么会将光伏列入贷款“限制”的行业中？" 如果有人挺你，就会在上帝给你关上一扇门的同时，给你打开无数扇窗户和刨出无数条地下道直到把关你的房子给拆了；如果有人害你，就会在上帝给你关上一扇门的同时，给你关上所有窗和封锁所有道路直到把关你的房子加固到足以抵抗20级地震……

浅谈下金太阳和分布式。之所以把这两种模式联系到一起，是因为在我看来，二者都是以客户端为载体，自发自用为主、发电上网为辅的发电形式。不同之处在于金太阳是以事前工程补贴为主，分布式以事后度电补贴为主。分布式可以看做是金太阳发展到一定程度后，政府在兜里没钱后借助骗补横行之机做出的狡黠妥协！

那一年----2009，有人认为惠比寿麝香葡萄只是一个歌唱组合（吐槽：更多知识可以和我私信讨论，但是请尊重我的劳动成果，不要只留下邮箱，你懂的），有人认为绵羊音只是一种无杀伤性音律（吐槽：笔者在被一个狮子座当中甩脸之后更加无意冒犯各位狮子座汉子和女汉子）……对我来说，更多的是公司发展的见证者：某朱蠢蠢欲动迈向世界第一的野心、跌到两位数但仍然是印钞机的多晶硅、矗立在徐州一座震惊世界的发电怪物……对于光伏人来说，这一年最大的事情莫过于三部委联合下发的一纸关于光伏产业链向下延伸的工程----金太阳示范工程。实施四年间，累计审批项目超过6000MW（含由于种种原因没有实施的项目），累计划拨资金约百亿（吐槽：我猜的）……在此，不得不赞叹下工程的初衷：利用清洁能源取代传统能源、利用财政资金过渡以达到平价上网的目的。然而，在2013年，或许是因为骗补横行（吐槽：谁说世界上最聪明的是犹太人，我大天朝子民往哪儿摆！？）、或许是因为国库空虚（吐槽：我大天朝堂堂世界第二大经济体 世界第一大税负国家，怎能差钱！？不差钱不差钱！）、或许是因为见死不救（吐槽：我大天朝2012年利润500强和亏损500强，有些光伏企业居然进了前50强，不得不赞叹我大光伏V5！）……这项伟大的工程终于戛然而止……过去的就让他过去吧，在这里只想谈谈为什么会在2013年停止：

1、发展趋近成熟。不可否认的一点，在四年的金太阳补贴当中，补贴价逐年呈下降趋势，金太阳电站造价已经无限接近于成本价（指度电发电成本）。此时，三部委已然明确再这么玩下去也不能再大幅度降低造价，索性深藏功与名、玩个干净利索的撤退。虽然还不足以与火电发电成本相提并论，但已为引入寻常百姓家铺好了道路。

2、电站使用情况。伟大的GDP数值掩饰不住天朝经济在2012年开始衰退的迹象，各个行业在不同程度上都出现了产能过剩的状况。由于GDP增长需要和就业人数需要，关停工厂是无法想象的，所以就需要大家在不同程度上降低各自的产能。如此，和一些企业谈金太阳项目就会遇到这种情况：“我现在每天只需要生产8个小时，你的项目能给我省多少钱啊？”“可以在工业用电的基础上给你打个7、8折，大约是0.7、0.8元/度的样子！”“呵呵，我们都是白天休息晚上上班，因为工业用电的波谷电价是0.3、0.4元，你们能比这个低么？”“好吧，再见！”相信很多在准备2013年申报金太阳的同学们会遇到以上情况（吐槽：后续证明你们的担心是多余的：太阳照常升起，但不是金色）。在天朝经济整体衰退的情况下，找寻项目更是难上加难！如此，有些项目（2012年审批的金太阳）还能上是因为什么呢？不外乎三种情况：①这个企业太NB，天朝（或当地）没它不能活，工厂必须24小时运转。②厂区就是按照金太阳设计的，不上也得上。③联合骗补。我承认前两者情况确实存在，但是相比于后者可能性却是少之又少……当然，三部委也不是SB，而且能比你更早的发现这种趋势，索性就……建成后发一度电给你一度电的钱……对于这种情况，光伏企业退缩是必然：谁敢保证屋顶业主能够几十年不消失？谁给我项目EPC的资金？谁能保证建成后又会出现什么鬼状况？

3、存在各种黑幕。太多太多太多……总之，一句话：金太阳基于国家财政资金补贴也是在平衡各方利益上进行的活动。从光伏行业着眼，铁男酱被抓只是对涉事利益群体杀鸡儆猴般的警告！在此，提出两组数字，光伏人可以感受下：0.2-0.3元/瓦，0.15-0.2元/瓦。

还有一些话写在金太阳的最后：请在网上下载2012年金太阳名单，查查有多少入围公司的注册资本在100万元（或许50万元）之下、查查有多少公司的注册时间在2011年（或许2012年）之后、查查有多少公司的员工人数在50人（或许在20人）之下……如果你还在犹豫不决是否应该在光伏行业混下去的话，你可以去投靠这些公司，可能会很辛苦但起码衣食无忧……

在连黑集成式和金太阳之后，我准备挥舞下孱弱的翅膀、在两周后引起德克萨斯的一场龙卷风之前、先扇灭想借分布式逆袭的诸位光伏电站投资人们的点点火星！ok，玩笑到此为止，客观讲句：分布式能带来产值和效益，但不是救命稻草！

1、规模效应。单就目前普及率而言，天朝尚不足以PK欧美，家用式（商用式请参考金太阳）分布式光伏电站还没有达到推广阶段；即使达到推广阶段，单体的装机规模（2-6kw）、产值（40-60k）和利润（按15%计）也限制深度推广。试想，如果每年完成1000户的应用安装仅能带来4MW的组件出货，相比动辄n*100MW的大型系统集成商，这些产能能够带来什么样的变化----或是仅仅量变，或是忽略不计----谁又能确保每年能够完成1000个单体项目呢！？

经常听到某分布式蜜的言论：全国有WW屋顶面积，如果按照XX%计算，那么有YY的可用面积来发展分布式，就能带来ZZMW的项目。呵呵，大哥，您准备派遣多少宇宙劳力和您一起开发这些项目？？

2、营销模式。截止目前，关于分布式光伏电站新闻仍然停留在“全国第一个薄膜组件项目”、“省内第一个分布式光伏项目”、“本市某小区某户卖电给国家电网”……也出现过负面新闻----“卖电用户无法给电网公司开具支票”。想借此说明，目前的分布式光伏电站的开发模式还停留在单打独斗的层面上，应该适时考虑下其他营销模式：①绑定地产开发商。这个是我能想到最合理的一个模式。将分布式光伏发电概念融入地产开发商设计理念，利用清洁能源概念打造绿色环保小区，在商品房建设阶段既嵌入分布式光伏发电站。②分布式发电应用，如偏远地区离网发电。这个风险很大，因为在只有在电网不能覆盖地区才能实现，同时必须要具备几个要素才能推广：最好能绑定投资人；最好只做EPC……③SolarCity式融资租赁模式。可能是分布式光伏发展到一定阶段后，得到各界（投资人、EPC厂家、银行、政策）的认可后的终端模式，可能会存在，但是我想在中国足球世界杯夺冠之前或许是看不到。

3、利益分成。之前经常听到这样的言论：“这个小区如果利用起来，把组件安装上去起码收益能达到10%，就是总投资可能大了一点。”暗笑：兄弟啊，又进入到冥想了吧，业主凭什么让你装组件啊！是的，这个和金太阳是一个道理的，只有设身处地的考虑并满足业主的利益，项目才具备启动的希望！但是现实是残忍的，如果是别人在我家开墙凿壁的填埋各种管线而每个月只给我不够买一包烟的钱作为交换，我起码会毫不犹豫的打电话询问哪家医院跑出来一个妄想症患者并且可以免费负责把他扭送回属于他的病床；同样，如果以一包烟的代价来换取一天的使用费用，我可能会勉强同意，但是这位兄弟所在的公司会毫不犹豫的开除他后再推荐他去某慈善基金任职。

满足各方需求、平衡各方利益之后收益10%，除了自家安装组件之外，还有方法能达到么！？

2019年中国光伏行业市场分析：平价上网趋势日渐明显，新能源消纳形势依旧严峻

光伏“新政”在出台 进入精细化发展新阶段

让光伏行业在一季度焦灼等待的“新政”，终于在4月上旬连续发布的多份文件中找到答案。4月12日，国家能源局发布《关于报送2019年度风电、光伏发电平价上网项目名单的通知》而前两天《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案(征求意见稿)》才刚发布——推进平价上网文件接踵而至，表明相关部门加快推动平价项目上报和建设进程的决心。

中国光伏行业协会副秘书长刘译阳告诉第一财经，在宏观政策引导下，中国的光伏产业将由粗放式发展转向精细化发展的新阶段，由拼规模、拼速度、拼价格转向拼质量、拼技术、拼效益转变的新阶段。在新的形势下，中国光伏产业将会进一步加强技术创新，加快提质、降本、增效的步伐，以求尽快地实现全面平价上网。

平价上网趋势日显

随着光伏发电技术的进步和产业规模的持续扩大，光伏建设成本和发电成本不断下降，光伏平价上网成为可能。

发电成本方面，水电水利规划设计总院副院长易跃春近日表示，自2011年起出台标杆电价、2013年起出台分区标杆电价以来，平均电价水平逐年降低。2015年启动领跑基地建设后，第二批、第三批光伏领跑基地项目通过竞争产生的上网电价，比当时光伏上网标杆电价平均低0.21元/千瓦时和0.24元/千瓦时，其中第三批基地中青海格尔木基地项目最低入选电价0.31元/千瓦时，已低于当地燃煤标杆电价。

建设成本方面，2018年第四季度，新建光伏系统的建设成本已降至5元/瓦以下。

易跃春认为，光伏平价上网在我国部分地区具备条件。全国能够实现平价上网的地方，现阶段主要集中在资源和建设条件较好、消纳保障条件较好、当地燃煤标杆电价相对较高的地区。

刘译阳表示，由于产品价格和投资成本的快速下降，我国光伏发电的竞争力得以进一步提升。2018年，“5·31”新政之后，国内新增装机仍能保持一定规模。

2018年，国家能源局会同有关部门对光伏产业发展政策及时进行了优化调整，全年光伏发电新增装机4426万千瓦，仅次于2017年新增装机，为历史第二高。其中，集中式电站和分布式光伏分别新增2330万千瓦和2096万千瓦，发展布局进一步优化。到12月底，全国光伏发电装机达到1.74亿千瓦，其中，集中式电站12384万千瓦，分布式光伏5061万千瓦。

李创军强调，2018年，全国光伏发电量1775亿千瓦时，同比增长50%。平均利用小时数1115小时，同比增加37小时光伏发电平均利用小时数较高的地区中，蒙西1617小时、蒙东1523小时、青海1460小时、四川1439小时。

李创军指出，2018年，全国光伏发电弃光电量同比减少18亿千瓦时，弃光率同比下降2.8个百分点，实现弃光电量和弃光率“双降”。弃光主要集中在新疆和甘肃，其中，新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时，弃光率16%，同比下降6个百分点甘肃弃光电量10.3亿千瓦时，弃光率10%，同比下降10个百分点。

光伏行业补贴缺口大超过600亿元

光伏平价上网在提升光伏发电竞争力的同时，可有效促进度电补贴的下降，缓解补贴资金收支缺口。

因广受国家补贴，光伏产业受到“巨婴症”的指责，国家财政面临较大压力。中国光伏行业协会统计数据显示，2018年，我国可再生能源补贴缺口超过1400亿元，其中光伏行业缺口超过600亿元。

为何会产生巨额补贴缺口?一方面是收入不足。可再生能源电价附加作为可再生能源补贴的唯一来源，自2016年可再生能源电价附加调整到1.9分/千瓦时之后，再未做调整部分自备电厂拖欠缴纳可再生能源电价附加。

另一方面是支出超出预期。2018年，全国光伏发电装机达到174.5GW，提前完成可再生能源“十三五”规划提出的底线目标。其中，集中式电站123.84GW，分布式光伏50.61GW。光伏发电补贴强度较高，补贴需求增大。

多位接受第一财经记者采访的业内专家认为，对于已经颁布的政策还需承担履约责任，补贴资金应该及时到位。否则会动摇市场对绿色发展的决心，引发行业发展危机。

借鉴可再生能源发展较好的国家，可再生能源发展到一定阶段，补贴逐步退坡是大势所趋。德国在2010年至2012年期间光伏装机量急速增长。一方面政府提高了可再生能源附加税，电力消费者买单另一方面政府调低了补贴。

业内人士认为，可再生能源补贴逐步退坡，最终实现平价上网，更加符合新一轮电改的方向。通过实行竞价上网，可以突出风电、光伏变动成本低的优势，在风大和光照充足的区域，风电和光伏可以报极低的价格来获取发电权，这将在一定程度上降低弃风弃光率，同时降低整体电力市场交易价格，使得电力系统获得既便宜又清洁的电力。而补贴退坡也不能“一刀切”“断崖式”，应设计合理退坡机制，以确保发电企业和相关装备制造业持续健康发展，避免大起大落。

2019年1月，财政部在“关于可再生能源发电补贴政策”座谈会上表达的思路是，先保证补贴的年度收支平衡，再考虑累计缺口如何应对。

按照有关规定，可再生能源电价附加由电网企业向电力用户代征，并向有关可再生能源发电企业发放。

国家电网公司财务部相关负责人对第一财经记者表示，征收方面，可再生能源电价附加随终端售电量收取，收取标准为1.9分/千瓦时，国家电网公司所属各级电网企业按月将收取的可再生能源补贴上缴中央财政。目前，电网企业直供用户全都按时缴纳了可再生能源电价附加，但部分自备电厂自发自用电量、地方电网售电量，有的不通过电网企业上缴，情况不太清楚。

发放方面，电网企业统计纳入可再生能源补助目录项目的补贴电量、补贴金额，提前向财政部申请补贴资金，今年3月初，它们已经向财政部申请了全年的可再生能源补助资金。财政部补贴资金将直接拨到各省电网企业，电网企业在收到钱的结算周期将补贴拨付至各项目。今年，财政部正在研究将补助资金直接拨付至各可再生能源发电项目，电网企业将积极配合做好工作。

新能源消纳“天花板”仍存

可再生能源利用率在2018年显著提升，弃水、弃风、弃光状况明显缓解。2018年，全国光伏发电量1775亿千瓦时，同比增长50%。弃光电量54.9亿千瓦时，全国平均弃光率3%，同比下降2.8个百分点。

但值得关注的是，部分地区光伏等新能源发电消纳形势依然严峻。目前弃光主要集中在新疆和甘肃地区，其中，新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时，弃光率16%，同比下降6个百分点甘肃弃光电量10.3亿千瓦时，弃光率10%，同比下降10个百分点。

业内人士认为，新疆、甘肃新能源消纳主要面临以下问题：本地负荷低于新能源装机容量，电力供大于求系统灵活性不足,自备电厂参与系统调峰不够外送通道容量受限。此外，部分地区未严格执行国家全额保障性收购政策，制定了低于国家规定的新能源保障小时数，影响企业收益。

由于光伏具有随机性与波动性的特点，传统模式难以满足清洁能源大规模接入后的消纳需求。国家电网国调中心相关负责人对第一财经表示，需以“全国一盘棋”的思路来促进清洁能源跨区消纳。

具体来说，以“全国一盘棋”的思路来加强清洁能源发展科学规划研究，统筹源-网-荷协调发展，统筹大规模清洁能源发展、消纳问题，推动电源和电网、清洁能源与其他电源统一规划、统一平衡，促进清洁能源健康可持续发展加快推进特高压工程建设，确保具备“全国一盘棋”的电网基础。通过特高压跨区工程来扩大清洁能源资源配置范围，促进清洁能源消纳构建全国统一电力市场，加大清洁能源跨省跨区交易规模。通过市场手段拓展清洁能源消纳空间

展望2019年，刘译阳表示，尽管新的补贴政策尚未出台，但是“稳中求进”的发展思路已经确定，中国仍将会保持一定的光伏市场体量。全球市场上，预计光伏装机仍将保持持续向上的发展态势。中、美、印等主要市场需求保持平稳欧洲市场老树新芽，可能会出现较大幅度增长新兴市场正在快速崛起，越来越多的国家将进入到GW级市场的行列。

更多数据来源参考前瞻产业研究院发布的《中国光伏行业投融资前景与战略分析报告》。

大概还要拖欠一个季度的时间。

中国证券报报道，国家相关部门正在着力解决可再生能源补贴拖欠的缺口问题。

1、3月24日财政部网站发布2022政府性基金预算表，今年政府性基金总预算较上年增加4131亿元；

2、大家最关心的可再生能源补贴科目，今年未单独披露，而是与其他8个科目合并披露，合并后的科目项支出规模增加3609亿，除可再生能源基金之外科目体量绝对值均很小。增加大头属于可再生能源再无疑义；

3、我们判断此次不明确披露可再生能源补贴支出规模或与存量补贴金额尚未完成最终清查，数字无法明确有关；

4、根据上述数字，我们初步估计今年可再生能源基金规模为890（上年规模）+3609=4499亿元；预期可以解决3000多亿元的存量欠补问题。

此前已有种种迹象表明补贴拖欠会解决。①十三届全国人大审议中央政府性基金预算支出大幅增长；②报告中指出推动解决可再生能源发电补贴资金缺口；③财政部2022年预算表其他支出较2021年增加3600亿。

大约还需要一个季度的时间资金正式下放，资金可能来自于央行上缴。目前主管部门正在就可在能源补贴欠款事项进行系统性清查，3月底前将完成企业自查。预计最快一个季度，主管部门将对上述企业清查完毕，此后国家将一次性发放历史拖欠补贴。

一次性解决补贴缺口，绿电企业获得大量资金，绿电开发提供充足资金支持。根据国君电新的测算，当前补贴缺口大约在4500亿左右，有望一次性解决此前的历史遗留问题。将极大改善绿电企业的现金流情况，获取海量新增开发资金，按照2.5：7.5的资金配比，有望撬动1.8万亿绿电投资，假设风电光伏开发资金分配1：1，可以撬动180GW风电+225GW光伏项目！

自然人：

1、办理人身份证复印件；

2、户口本办理人页及户主页复印件；

3、产权证(或宅基地证明村委会盖章)；

4、办理人银行卡复印件及开户行信息；

5、委托书原件(办理人委托本公司人员为其办理申请、安装并网等相关手续)；

6、被委托人身份证复印件；

7、光伏发电项目建设申请书；

8、光伏发电项目并网申请表。

非自然人：

1、光伏发电项目建设申请书；

2、光伏发电项目并网申请表；

3、政府主管部门同意项目开展前期工作的批复(需核准项目)；

4、企业营业执照、税务登记证、组织机构代码证；

5、法人身份证复印件、土地证和合法性支持文件；

6、委托书原件(把你人委托本公司人员为其办理申请、安装、并网等相关手续)；

7、被委托人身份证复印件；

8、提供企业公共账号(所有资料盖公章)。

注：在本人办理时，有的供电局需要彩印，因此可提前准备一份彩印文件。

扩展资料

光伏电站限制因素

首先，在原材料价格下跌背景下，光伏电池和组件生产商持续亏损，组件商停产比例达到30%。但即便如此，光伏发电距离平价上网，还需时日，电站运营商也在观望电池和组件价格继续下降。

其次，补贴资金缺口很大。光伏电站是生存在补贴之上的行业，利润高低取决于补贴和各地电价水平。

但可再生能源电力附加缺口大，统一的分布式发电项目电价标准还不确定，也会给电站投资商带来不确定性。

如果分布式发电最终采取电量补贴方式，意味着只有电价较高的东部地区有利可图，而不是一个全面的市场繁荣。

第三，补贴和并网政策落实不易。明面上政府对光伏电站有很多补贴，但在具体实施中补贴拖欠严重，将耗费开发公司大量现金

参考资料来源：百度百科-光伏电站