一、第四批領(lǐng)跑者會分技術(shù)路線分別進行電價競爭優(yōu)選？
下半年可能會啟動第四批領(lǐng)跑者基地，這個能源局領(lǐng)導在公開場合講話時候也提到過，但有權(quán)威的研究人士認為第四批領(lǐng)跑者可能會分技術(shù)路線做電價競爭的優(yōu)選。我認為不可能，電價競爭自然沒問題，但哪些技術(shù)路線入選技術(shù)領(lǐng)跑者，這本身就是問題，憑什么就說一些技術(shù)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(chǔ)上進行競價才是公平的優(yōu)選做法。這個問題曾經(jīng)在第三批領(lǐng)跑者出臺前做過爭論，最終還是以統(tǒng)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(xiàn)平價上網(wǎng)了嗎？
最近傳言個別地區(qū)的戶用光伏已經(jīng)可以實現(xiàn)平價上網(wǎng)。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(tǒng)還有3000元的純利潤。照此說來戶用在個別地區(qū)都已經(jīng)能平價上網(wǎng)?？墒钦娴钠絻r上網(wǎng)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(fā)小時數(shù)絕大多數(shù)區(qū)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(shù)區(qū)域都可以實現(xiàn)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(wǎng)，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(shù)平價上網(wǎng)只針對光照條件好、且脫硫燃煤標桿電價高的區(qū)域有效，對其他區(qū)域，如戶用光伏之前一直發(fā)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(tǒng)質(zhì)量非常值得懷疑。戶用分布式前提是高質(zhì)量的發(fā)展，如果不能做到高質(zhì)量的發(fā)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(zhì)量的發(fā)展的。因此嚴格來說，戶用分布式的平價上網(wǎng)或許是以犧牲質(zhì)量為代價，或許也只是極個別現(xiàn)象，并不具有普遍和代表意義。
三、針對現(xiàn)有的工商業(yè)電價能做到平價上網(wǎng)，未來的IRR會保持不變嗎？
大工業(yè)用電的價格較低，不一定能做到用戶側(cè)平價上網(wǎng)。但一般工商業(yè)的平均電價在8毛及以上，可以做到平價上網(wǎng)，這也是現(xiàn)在的主流觀點?，F(xiàn)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(nóng)業(yè)、居民以及學校醫(yī)院等公益性電價，一定要靠電價政策性交叉補貼來實現(xiàn)。未來一般工商業(yè)電價、大工業(yè)用電的電價一定會下降，居民農(nóng)業(yè)等公益性電價一定會上漲?，F(xiàn)在的針對工商業(yè)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(chǎn)品，一定要考慮到未來25年內(nèi)發(fā)生的變化趨勢。為了應(yīng)對電力市場化的趨勢，我們在現(xiàn)階段做工商業(yè)分布式時，一定要留出來一定的邊際收益，才有可能應(yīng)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(gòu)性的轉(zhuǎn)變
發(fā)改委能源局7月份連續(xù)下發(fā)《積極推進電力市場化交易，全面放開部分重點行業(yè)電力用戶發(fā)用電計劃實施方案》和《利用擴大跨省區(qū)電力交易規(guī)模等措施，降低一般工商業(yè)電價有關(guān)事項的通知》，旨在推動電力市場化交易。
針對各類發(fā)電主體參與電力交易做了原則性的規(guī)定，明確推進規(guī)劃內(nèi)的風電、太陽能發(fā)電等可再生能源在保障利用小時數(shù)之外參與直接交易、替代火電發(fā)電權(quán)交易及跨省跨區(qū)現(xiàn)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(fā)電企業(yè)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(yè)電力用戶發(fā)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(qū)電力交易規(guī)模、國家重大水利工程建設(shè)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(yè)電價10%。
電力交易的發(fā)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(xiàn)貨市場建立后，價格一定是實時波動的，總體來看，大工業(yè)和一般工商業(yè)電價基本會呈現(xiàn)下降趨勢，居民電價在實質(zhì)上可能會出現(xiàn)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(xiàn)維持現(xiàn)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(xiàn)，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(nóng)村居民，未來反倒可能會是分布式能源最優(yōu)質(zhì)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(fā)。
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(fā)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(jù)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(guī)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(yīng)的，各發(fā)電主體根據(jù)各區(qū)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(fā)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(xiàn)的途徑。另一方面，碳交易也可以帶來可再生能源企業(yè)的另一部分收益。全國碳市場在2019年建立后，一旦企業(yè)超過政策制定者初始分配給企業(yè)的減排量，則需購買可再生能源企業(yè)的CCER，或通過購買其他低減排企業(yè)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(gòu)成光伏發(fā)電企業(yè)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(guān)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(yè)獲得持續(xù)的收益。
六、光伏平價上網(wǎng)后日子就好過了嗎？平價上網(wǎng)后光伏能完全擺脫政策影響嗎？
光伏企業(yè)面臨著五座大山的影響，為補貼拖欠、電網(wǎng)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(yè)最為關(guān)心，截至2017年年底，累計可再生能源發(fā)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(yè)背負著沉重利息并加大了債務(wù)困難。行業(yè)盼著平價上網(wǎng)來擺脫補貼拖欠的困境，但2020年實現(xiàn)平價上網(wǎng)后光伏企業(yè)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(yè)在努力的降低技術(shù)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(shù)成本又難以降低。光伏的成本如果不進一步比平價上網(wǎng)還低，利潤就出不來。即使光伏行業(yè)在2019年或者2020年實現(xiàn)了平價上網(wǎng)，利潤也會比紙還薄，而這種狀況至少要持續(xù)兩年以上。即使實現(xiàn)了平價上網(wǎng)，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(yè)將面臨短期內(nèi)持續(xù)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?？墒枪夥娏哂虚g歇性不穩(wěn)定性，無論是電網(wǎng)還是電力用戶，就算在同等成本下也一定傾向于用更加穩(wěn)定的火電(或者水電核電)，而不是光伏產(chǎn)生的電。如果不把環(huán)境成本考慮進去，換句話說，未來如果沒有國家的政策從環(huán)境層面繼續(xù)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(nèi)電價能提升甚至與國外持平，可現(xiàn)實是要給企業(yè)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(yè)額外收益。顯然第三點才是現(xiàn)實切實有效的，光伏行業(yè)要想長期健康的發(fā)展，離不開國家政策的持續(xù)扶持，因此光伏并不能完全擺脫政策，走向市場化。
