5月31日，國家發改委、財政部、國家能源局聯合發布了《關于2018年光伏發電有關事項的通知》（發改能源〔2018〕823號，以下簡稱823號文）。

《通知》明確降低光伏補貼標準、暫不安排普通光伏電站建設規模、分布式今年只安排10GW規模等具體措施，這實實在在的一腳“急剎車”，對光伏行業無異于晴天霹靂。

823文發出后，行業內反響巨大，發改委、能源局就文件做了特別說明，并召開記者會來詳細解答了業界關切。在823文和后續兩個解釋說明文件中，蘊含了大量很有價值的信息。

華夏能源網在逐字逐句深讀文件后，推出了第一篇解讀文章《深讀531新政：如果你為錯過太陽哭泣，那么你也將錯過星星！》，今天繼續推出第二篇，讓我們看看能源局明確點明今年下半年要推出的幾件大項目、大政策，廣大光伏企業可以提前行動、把握先機的機遇就在里面。

先機1：第二批扶貧項目計劃即將落地

823文明確“支持光伏扶貧。落實精準扶貧、精準脫貧要求，扎實推進光伏扶貧工作，在各地落實實施條件、嚴格審核的前提下，及時下達“十三五”第二批光伏扶貧項目計劃。”在6月1日的答記者問中，能源局更是明確：今年將下達“十三五”第二批光伏扶貧項目計劃。

光伏扶貧是國務院扶貧辦2015年確定實施的“十大精準扶貧工程”之一，充分利用了貧困地區太陽能資源豐富的優勢，通過開發太陽能資源、連續25年產生的穩定收益，實現了扶貧開發和新能源利用、節能減排相結合。

“十三五”第一批下達了14個省(自治區)、236個光伏扶貧重點縣的光伏扶貧項目，共8689個村級電站，總裝機規模4186237.852千瓦；第二期翹首期盼，預計將有5000000千瓦，這將是今年光伏市場最大最肥美的一塊蛋糕。

在本次電價調整中，一類至三類資源區光伏電站標桿電價均下調5分至每千瓦時0.5元、0.6元、0.7元，而光伏扶貧電價成為了例外。823號文明確：為積極支持光伏扶貧，維持符合國家政策的村級光伏扶貧電站（0.5兆瓦及以下）標桿電價不變，即一類資源區每千瓦時0.65元、二類資源區0.75元、三類資源區0.85元。相比之下，與普通電站高出0.15元/千瓦時。

這樣的優厚條件下，扶貧機遇豈能不抓住？

先機2：第四期領跑者項目下半年推出

823文明確，今年不再安排普通地面電站建設規模，但是對于領跑者，“將有序推進光伏發電領跑基地建設。今年視光伏發電規模控制情況再行研究。”

在隨后的說明文件和記者招待會中，國家能源局官員表示：2017年9月起國家能源局啟動的第三期領跑基地成效明顯，下半年將適時啟動第四期領跑者基地建設。

光伏領跑者計劃是國家能源局從2015年開始，之后每年都實行的光伏扶持專項計劃，在“領跑者”計劃中所采用技術和使用的組件都是行業技術絕對領先的技術和產品，來建設擁有先進技術的光伏發電示范基地、新技術應用示范工程等方式實施。根據《國家能源局關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》（國能發新能[2017]31號），每期領跑基地控制規模為800萬千瓦，其中應用領跑基地和技術領跑基地規模分別不超過650萬千瓦和150萬千瓦。

對于領跑者，政府主管部門是高度認可。在總結第三期領跑者項目成績時，國家能源局表示：

一是有力推動技術進步、產業升級。基地入選企業擬采用的組件技術指標平均值達到18.8%，較前兩期分別提升了1.9個百分點和1.3個百分點。

二是大幅促進成本下降、加速補貼退坡。各基地項目競爭產生的上網電價較當地標桿電價每千瓦時下降0.19至0.31元，平均下降0.24元，按此測算，本期500萬千瓦應用領跑基地實施后，每年可節省補貼16.5億元，按國家規定的20年補貼期計算，共計可節省國家財政補貼330億元。大大緩解了財政的壓力。

三是在領跑基地建設中因為把土地成本、并網消納作為基地競爭優選的前提條件，所以明顯帶動了非技術成本下降，改善了光伏發電的營商環境。

如此成效顯著，當然是要大力推廣。

國家能源局明確：下半年將適時啟動第四期領跑者基地建設，今后將把領跑基地建設作為普通電站建設的主要陣地和重要方式。

對于領跑者的支持措施，國家能源局：“下一步將強化對地方執行和后續建設情況的監管，嚴格要求地方落實基地建設要求與承諾，督促企業加快建設按期并網運行，確保工程進度。”

先機3：標桿電價會半年一調、甚至一季度一調

本次531新政出臺，頗有些讓光伏企業措手不及之感。其一，時間突然，當天文件出臺即可就落實執行，沒有跟之前調價之前的意見征求和緩沖期；其二，打破了此前標桿電價一年一調的慣例。

對此，國家能源局解釋說：“并沒有文件規定光伏電價一年調整一次。2013年8月，國家能源局制定了分資源區的光伏發電標桿電價政策，到2015年底才制定新的標桿電價政策。之后，2016年底、2017年底分別調整了一次標桿電價。歷次價格調整都是根據技術進步、成本下降情況進行的，并沒有固定調價周期。若留“緩沖期”會帶來“搶裝”問題，對產業發展造成負面影響。”

這還沒完，國家能源局還表示：“一般光伏項目建設周期較短。普通光伏電站的建設周期一般為4-5個月，分布式光伏的建設周期更短。從實踐看，一年調整一次價格并不能及時反映產業發展實際。據了解，德國實行固定補貼管理時，先是每年調整一次價格，后來組件成本下降較快，改為一個季度調整一次，再后來改為二個月調整一次。”

從官方文件慣常的措辭方式和背后蘊含意義來看，國家能源局其實已經是明確說明會繼續縮短光伏電價調整周期、提高調價頻率。所以，國內光伏企業在應對電價調整這一問題上，需要做好思想準備了，要有預見性的能夠并網的項目盡一切可能提前并網，避免高頻調價帶來的損失。

先機4：盡快啟動分布式發電市場化交易試點

分布式消納是一大難題，目前，各地區的棄風棄光問題雖然有所解決，但問題依然嚴重，而市場化交易將有效解決這一問題。分布式發電與集中式發電供電方式相比，具有減少電力損耗、節省輸電費用以及減少對土地和空間資源占用等諸多優勢。

2017年10月31日，國家發展改革委、國家能源局聯合推出了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》，文件明確：為加快推進分布式能源發展，遵循《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）和電力體制改革配套文件，決定組織分布式發電市場化交易試點。

531新政推出后，國家能源局給出的幾大支持光伏發展措施中，分布式發電市場化交易試點是其中一項。國家能源局表示：將在盡快完成分布式發電交易試點審核工作基礎上，盡快啟動分布式發電市場化交易試點，下一步重點開展以下工作：一是加快篩選分布式發電市場化交易試點項目，加快推出一批條件具備的項目和地區盡快啟動試點；二是鼓勵不需國家補貼的分布式光伏發電項目和利用存量開展試點的分布光伏發電項目。

國家能源局公布的數據顯示，截至2018年5月31日，共有13個省市上報了35個分布式光伏試點項目。為加快推動分布式發電市場化交易試點的實施，能源局將在盡快完成分布式發電交易試點審核工作基礎上，盡快啟動分布式發電市場化交易試點。

未來，分布式新能源生產者和消費者有望通過互聯網化的能源交易平臺實現自由交易，到那時，棄光限電問題和并網難題將迎刃而解，光伏企業可以提前做好準備，盡早行動。

先機5：可再生能源配額制有望出臺

在6月1日答記者問中，能源局方面指出幾項重點工作，其中為解決光伏發電消納問題，國家發展改革委、國家能源局明確：實行可再生能源電力配額制等。

華夏能源網了解到，可再生能源電力配額制早在2012年《可再生能源發展“十二五”規劃》時就被首次提出，之后的幾年內相關部門一直在嘗試該規劃的具體落地實施。

2018年3月23日，國家能源局頒布了《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》(以下簡稱《辦法》)。這份政策中指出兩個重要原則：一是政策的發力點應放在電力市場需求側，如《辦法》明確提出，“承擔配額義務的市場主體包括省級電網企業、其他各類配售電企業(含社會資本投資的增量配電網企業)、擁有自備電廠的工業企業、參與電力市場交易的直購電用戶等”。二是可再生能源電力證書要實現真正的自由交易，并提出各省級電網公司制定經營區域完成配額的實施方案，指導市場主體優先開展可再生能源電力交易。

配額制從需求側（消費側）規定最低的可再生能源電力消費比重指標，拉動消納利用，更好地實現可再生能源健康發展。并且《辦法》規定，對于未完成配額的主體，須通過向所在區域電網企業購買替代證書完成配額。這樣就保證了可再生能源的規模發展空間。國家提出，到2020年，非化石能源占一次能源消費比重達到15%;我國在《中美氣候變化聯合聲明》提出2030年非化石能源占一次能源消費比重提高到20%左右。而目前，我國非化石能源占比在10%出頭，可再生能源未來擁有巨大的發展空間。

在《辦法》實施兩個月后，國家能源局在《通知》中又再提可再生能源電力配額制問題，可見對這項制度是寄予了厚望，在“難產”多年之后，配額制的推出有望加快。在531新政光伏市場全面承壓之后，配額制有望給行業帶來新的增長點，其中蘊含的商機非常之大。