今年國內新增裝機能達到多少?哪些項目能進行補貼申報?補貼價格政策何時下發?日前行業翹首以盼的2019年光伏新政終于迎來了征求意見稿，光伏們針對征求意見稿中可能存在疑惑之處進行了一些分析，以作參考，若有不足之處也歡迎指出，共同探討。

平價優先、建設時限或將影響2019年新增裝機規模

“穩中求進”是國家能源局對2019年國內光伏裝機的總體目標，在這一目標的指引下，征求意見稿通過設置競價規則，試圖在30億的補貼規模內實現新增裝機最大化。但在征求意見稿的政策趨勢下，實際上存在兩點可能影響這一目標的因素。

第一，平價項目的規模化落地將擠占需補貼項目的消納空間，但政策中未明確平價項目的并網節點，如果平價項目大規模申報，而無法實現年內并網，那么將影響2019年的新增裝機規模。

在征求意見稿和平價上網工作方案中都明確提到，電網企業要優先保障平價上網項目的消納，在保障平價上網項目消納能力配置后，再考慮需國家補貼項目的電力送出和消納需求。一方面這代表著主管部門正逐步落實對平價項目的政策支持，另一方面也是希望避免在競價配置中平價項目對需要補貼項目的沖擊。

如果平價項目在優先消納等支持政策下實現規模化落地，那么勢必會占用一定的消納指標。但是需要強調的是，政策未對平價項目的并網期限給出明確的規定，只是要求2019年開工建設即可。從目前情況來看，平價項目也沒有年內并網的動力，所以盡管占用了2019年的消納空間，但這部分項目并不能完全納入今年的新增規模。

此前，據相關消息，國家電網、南方電網以及蒙西電網給國家能源局的消納建議是32GW，盡管這只是建議，不代表實際裝機的上限，但顯然在今年的政策通知中，消納是項目開展的重要前提之一，無論是地面電站還是分布式項目，在競價資料中都要求落實消納情況。

第二，征求意見稿中對于建設時限的要求也可能影響全年的新增規模。文件中提到各單位應在4月26日前將意見反饋至國家能源局，那么正式政策文件下發預計將在4月底，后續各省確定競價規則、開始招標、省內上報、全國排隊到最后塵埃落定，預計至少在6月以后，留給今年新增項目的建設時間并不充裕。

征求意見中提到，競價成功的項目應在承諾的預計投產時間所在的季度末之前全容量建成并網，逾期未建成并網的，每逾期一個季度并網電價補貼降低0.01元/千瓦時，逾期兩個季度內仍未建成并網的取消項目補貼資格。

那么可能出現兩種情況：第一種，下半年組件價格堅挺，難以達到投資商預期價格，甚至不排除供不應求導致價格略漲，部分項目可能選擇等待組件降價而將項目拖延至2020年。第二種，由于土地、手續等其他客觀原因而造成年內無法并網。在年內無法并網，則就不能計入今年的新增規模中。

綜上，平價項目的落地情況以及有限的建設時間給今年國內總的新增裝機規模埋下了兩個不確定因素。

可能存在的幾點問題

毫無疑問，幾經雕琢的2019年光伏建設管理辦法是目前最合理、最市場化的政策，但在征求意見稿中，仍有幾點較為模糊之處。

第一，征求意見稿中提出要優化建設投資營商環境，包括確認有關地方政府部門在項目開發過程中沒有以資源出讓、企業援建和捐贈等名義變相向企業收費，沒有強制要求項目直接出讓股份或收益用于應由政府承擔的各項事務，沒有強制要求將采購本地設備作為捆綁條件等。

實際上，類似的政策在此前主管部門的文件通知中也曾明確過，但即使在領跑者項目中，依然存在附加其他費用的情況。所以，盡管政策初衷是好的，但在實操階段，如何落實以及有效的監管仍困難重重。這也是我國光伏電站建設非技術成本一直居高不下的原因之一。

第二，在2019年光伏發電建設管理方案中，將項目類別明確分為五類，其中普通光伏電站指裝機容量6兆瓦及以上的光伏電站，工商業分布式光伏發電項目指就地開發、就近利用且單點并網裝機容量小于6兆瓦的戶用光伏以外的各類分布式光伏發電項目。

那么問題來了，自發自用、余電上網且裝機容量大于6MW的工商業分布式項目該如何申報競價?若將項目拆分為多個小于6MW的分布式項目分別進行申報，是否會無形之中增加項目前期開發的工作量及成本?此外，直供電光伏項目是否可以作為自發自用分布式項目參與競價申報?這些不夠明確的概念也給項目申報帶來了一定的困惑。

第三，戶用項目補貼政策已經基本清晰，總補貼額7.5億，折合350萬千瓦裝機，包括531之后、該文件發布前已建成并網但未納入國家補貼范圍的項目。同時省級電網企業每月10日前對外公布上月新增并網和當年累計新增并網的戶用光伏裝機容量及項目名單，當截止上月底的當年累計新增并網裝機容量超過當年可安排的新增項目年度裝機總量時，當月最后一天為本年度可享受國家補貼政策的戶用光伏并網截止時間。

按照該申報規則，假設10月10日公布的9月累計裝機超過3.5GW，那么戶用項目并網截止到10月底，留有一個月的緩沖期;但是，假設10月10日公布的9月累計裝機為3.4GW，那么按照意見稿，實際上11月10日公布的10月累計裝機才“超過3.5GW”，戶用項目并網時間則截止到11月底，如此相當于有將近兩個月的緩沖期。按照531之前戶用市場的高峰期，每月裝機約4-5萬套，對應裝機320-400MW，緩沖期一個月的話戶用規模還在可控范圍內，若緩沖期變成兩個月，是否會超出戶用補貼額預算呢?

第四，征求意見稿中提到，在全國排序累計補貼總額時，各項目年補貼額為“度電補貼強度×裝機×年利用小時數”，其中年利用小時數按《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》(發改能源〔2016〕1150號)規定的最低保障收購年利用小時數計算，未規定最低保障收購年利用小時數的，按Ⅱ類地區1300、Ⅲ類地區1100基礎小時數計算。

查閱1150號文件發現，該文件只規定了Ⅰ類及部分Ⅱ類資源區的利用小時數，因此Ⅲ類資源區將按照1100利用小時數計算，同為Ⅲ類資源區，山東等太陽能資源充足的地區利用小時數可能在1300h，而湖南、湖北等太陽能資源較差的地區可能不足1000h。所以取這一參考值只是為了方便計算30億補貼額對應的規模上限，具體補貼發放額還是要看實際的發電量。

從整個政策方向來看，基本延續了2月份座談會上征求意見稿的思路，但仍需國家發改委價格文件的正式出臺，給戶用以及存量項目的電價以政策支撐。