531新政后，光伏行业虽然部分的企业和人员受到了影响，但众多企业开始注重海外市场与高质量发展，让我们可以走的慢一些，也更稳一些，使得我们脚步能稍作停顿做一下思考。本文针对当下的领跑者的猜测、户用与工商业分布式受平价上网与电力市场化影响的趋势、电力市场化交易对光伏的结构性影响，可再生能源配额制的发展趋势，以及光伏行业在平价上网后能否完全实现市场化等几个方面做了个人大胆分析与预测，仅供参考，欢迎指正。
一、第四批领跑者会分技术路线分别进行电价竞争优选?
下半年可能会启动第四批领跑者基地，这个能源局领导在公开场合讲话时候也提到过，但有权威的研究人士认为第四批领跑者可能会分技术路线做电价竞争的优选。我认为不可能，电价竞争自然没问题，但哪些技术路线入选技术领跑者，这本身就是问题，凭什么就说一些技术路线落后一些先进。判断先进与否的唯一指标是效率和成本。只有在给出一个高效率门槛的基础上进行竞价才是公平的优选做法。这个问题曾经在第三批领跑者出台前做过争论，最终还是以统一的效率作为入选的唯一门槛。
二、户用分布式局部真的可以实现平价上网了吗?
最近传言，个别地区的户用光伏已经可以实现平价上网。如光照较好的山东，户用分布式安装成本做到了4块钱以下，10kw系统还有3000元的纯利润。照此说来户用在个别地区都已经能平价上网。可是真的平价上网了吗?山东省的太阳能资源的水平面年总辐射量在1400~1550kWh/m2之间，首年满发小时数绝大多数区域均超过了1300以上，山东省脱硫燃煤标杆电价0.3949元/千瓦时。依照4元钱安装成本计算基本上山东大多数区域都可以实现8年回本。但有三点问题需要明确。
1、集中式电站做到IRR8%是可以的，但对于分布式，由于不是全额上网，考虑的因素较多，IRR实际必须做到10%才可以保障整体的利润。
2、户用的少数平价上网只针对光照条件好、且脱硫燃煤标杆电价高的区域有效，对其他区域，如户用光伏之前一直发展比较好的浙江并不适用。
3、4元以下的安装总成本中间还有利润，实际成本也就3块多，这样的系统质量非常值得怀疑。户用分布式前提是高质量的发展，如果不能做到高质量的发展，一切低成本都无从谈起，超出市场平均的低成本是无法保证高质量的发展的。因此严格来说，户用分布式的平价上网或许是以牺牲质量为代价，或许也只是极个别现象，并不具有普遍和代表意义。
三、针对现有的工商业电价能做到平价上网，未来的IRR会保持不变吗?
大工业用电的价格较低，不一定能做到用户侧平价上网。但一般工商业的平均电价在8毛及以上，可以做到平价上网，这也是现在的主流观点。现在的电价自然没问题，但未来也没问题吗，好像没人思考。电力市场化的最终目的一定是还原电力的商品属性，电力价格最终一定是由市场所决定的，至于农业、居民以及学校医院等公益性电价，一定要靠电价政策性交叉补贴来实现。未来一般工商业电价、大工业用电的电价一定会下降，居民农业等公益性电价一定会上涨。现在的针对工商业安装的分布式IRR高于8%，并不代表未来电价降低后IRR一样能满足高于8%。光伏是有着25年寿命的长期的产品，一定要考虑到未来25年内发生的变化趋势。为了应对电力市场化的趋势，我们在现阶段做工商业分布式时，一定要留出来一定的边际收益，才有可能应对未来电价变动的趋势。
四、电力市场化交易将带来的光伏市场机构性的转变
发改委能源局7月份连续下发《积极推进电力市场化交易，全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》和《利用扩大跨省区电力交易规模等措施，降低一般工商业电价有关事项的通知》，旨在推动电力市场化交易。
针对各类发电主体参与电力交易做了原则性的规定，明确推进规划内的风电、太阳能发电等可再生能源在保障利用小时数之外参与直接交易、替代火电发电权交易及跨省跨区现货交易试点。同时针对鼓励参与电力交易的用户做了分类和明确。明确符合条件的10千伏及以上电压等级用户均可参与交易。支持年用电量超过500万千瓦时以上的用户与发电企业开展电力直接交易。2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易，并承担清洁能源配额。将扩大跨省区电力交易规模、国家重大水利工程建设基金征收标准降低25%、督促自备电厂承担政策性交叉补贴等电价空间，全部用于降低一般工商业电价10%。
电力交易的发电主体与用电主体范围一定会逐步放大。用电价格未来一定是波动性的，现货市场建立后，价格一定是实时波动的，总体来看，大工业和一般工商业电价基本会呈现下降趋势，居民电价在实质上可能会出现上涨趋势，但由于政府交叉性补贴的存在，未来居民实际承担的电价可能会出现维持现有价格，也或者推广阶梯型价格。但电力的商品属性如果真正体现，居民的用电成本一定是最高的，加上交差性补贴后，居民电价可能是最高的，尤其是农村居民，未来反倒可能会是分布式能源最优质的市场。随着电力市场化的完全实施，户用光伏可能迎来真正的爆发。
五、可再生能源配额制的未来既是强制的又是市场的
可再生能源配额制的未来很多人感觉还比较模糊。仔细想想，可再生能源配额制的实施途径并不模糊。2016年初和2018年初国家能源局相继出台《建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》
根据全国2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达到15%的要求，规定了2020年各省全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量比重指标，并阐述了非水电可再生能源电力消纳量比重指标核算方法。相应的，各发电主体根据各区域非水可再生能源电力消纳比重，均需满足非水可再生能源的发电比重，不够比重的均需购买绿色电力交易证书。至于绿色电力交易证书的价格，一定还是由市场决定的，这也是强制性的绿色电力交易证书实现的途径。另一方面，碳交易也可以带来可再生能源企业的另一部分收益。全国碳市场在2019年建立后，一旦企业超过政策制定者初始分配给企业的减排量，则需购买可再生能源企业的CCER，或通过购买其他低减排企业的碳配额来满足。换句话说，非水可再生能源配额，碳配额，两部分会构成光伏发电企业在补贴之外的额外收益。但这两部分分别的价格一定由市场的供求关系所决定的，而且非水可再生能源的比重一定是不断提高的，碳配额也一定是会不断减少的，这保证了光伏企业获得持续的收益。
六、光伏平价上网后日子就好过了吗?平价上网后光伏能完全摆脱政策影响吗?
光伏企业面临着五座大山的影响，为补贴拖欠、电网接入、融资成本、土地租金和弃光限电。其中光伏补贴问题光伏企业最为关心，截至2017年年底，累计可再生能源发电补贴缺口超过1200亿元，其中光伏补贴缺口超过500亿元。补贴的拖欠使得不少光伏企业背负着沉重利息并加大了债务困难。行业盼着平价上网来摆脱补贴拖欠的困境，但2020年实现平价上网后光伏企业的日子真的就好过了吗?我认为尤其是前两年不可能。光伏企业在努力的降低技术成本，可光伏组件的材料成本就基本在一元钱左右，原材料和人工成本又在不断上涨，非技术成本又难以降低。光伏的成本如果不进一步比平价上网还低，利润就出不来。即使光伏行业在2019年或者2020年实现了平价上网，利润也会比纸还薄，而这种状况至少要持续两年以上。即使实现了平价上网，成本再进一步下降的空间也几乎为0，因此如果没有额外的收益，光伏行业将面临短期内持续的困难。
光伏能和火电的度电成本到一个水平上就是极限了。可是光伏电力具有间歇性不稳定性，无论是电网还是电力用户，就算在同等成本下也一定倾向于用更加稳定的火电(或者水电核电)，而不是光伏产生的电。如果不把环境成本考虑进去，换句话说，未来如果没有国家的政策从环境层面继续支持，光伏的前途还是不明朗。光伏的前途如要走向明朗，需要几种情况：
1、煤炭枯竭，必须用可再生能源电力。
2、国内电价能提升甚至与国外持平，可现实是要给企业降负和电力过剩。3、国家政策支持，从可再生能源配额(绿色电力交易证书)和碳配额(CCER)方面给与光伏企业额外收益。
显然，第三点才是现实切实有效的，光伏行业要想长期健康的发展，离不开国家政策的持续扶持，因此光伏并不能完全摆脱政策，走向市场化。
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