2019年2月19日，中国传统元宵佳节，国家能源局、发改委和财政部组织了关于“2019年光伏发电建设管理”的座谈会，参加此次会谈的有行业协会学会、资本市场、证券机构以及媒体。而在此次征求意见座谈会之前，已经在2019年春节前后密集的召开了针对企业、专家等的多轮意见征求。作为行业组织，和四个兄弟协会一起并肩，中国可再生能源学会光伏专委会经历了从2018年年初至现在的所有场次的新政听证、意见收集、整理汇总、汇报建议，提出的很多建议都被决策部门采纳，也见证了中国光伏走向平价时代的改革和蜕变的整个进程。而这次会议，将是2019年新政即将出台前的加速冲刺，政府、行业、资本、媒体等各方面力量都在屏气凝神，紧锣密鼓，做好准备，为“稳中求进”的2019年，为改革利好的2019年，揭开大幕，现将相关会议精神和信息整理分享，与行业同仁们共勉。
（来源：微信公众号“中国光伏专委会”ID：cpvs82547232 作者：吕芳 王斯成）
此次会议主要针对2019年的光伏电价和建设规模进行讨论。从前的光伏市场管理的老办法是“定规模、分指标”，而从今年开始则采用在能源变革占比约束性条件下、调整“十三五”五年规划总目标的指导下、财政已收定支的盘子下，更多利用市场竞争配置和竞价的办法，由市场决定建设规模。这是一次重大改革，中国光伏，正在走向成熟、走向独立、走向强大。
2019年光伏政策“总体方案”可以归纳为四点：一、市场导向，政府管理市场化，不再如从前一样指定规模；二、竞争配置，补贴通过竞争配置和全国竞价确定项目业主和电价水平；三、分类施策，按照扶贫、户用、普通电站、工商业分布式、国家专项示范以及跨省区通道工程五类项目分别管理；新老项目区分管理，如原有已定的特高压外送项目规模延续不变，，新项目则采用新办法竞价确定规模和业主；四、稳中求进，在2018年的市场规模基础上，稳中有所增长，保证产业和市场的持续健康发展。
2019年光伏政策通过“三个行动”总体推进，简而言之“稳、转、改”：一稳，稳市场稳预期；二转，转一味扩大规模到提质增效；三改，改机制改政策。
2019年光伏政策落实需兼顾“几个主体和约束条件”：一、兼顾国家财政补贴的盘子大小；二、由发改委价格司定出电价上限、招标电价上限，国家能源局制定竞争规则，地方能源主管部门组织项目、企业自行制定补贴强度，通过全国竞价中的下降额度排序确定中标业主和中标电价（类似于集合竞价）；三、由市场确定补贴和建设规模，这意味着平均补贴水平低，则建设规模大；四、由电网确定消纳上限，意味着申报和中标项目需由电网确认消纳。
2019年光伏市场需统筹三方面关系：一与电网消纳的关系，不能再产生新的弃光限电；二与能源转型目标的关系，要确保市场规模和产业稳健以及我国中长期新能源占比目标的实现；三与财政补贴实力的关系，不能再走一边发展一边欠债的老路。
在以上原则的指导下，有一些实施的具体和细节问题，正在加快步伐解决方案，而对于中国光伏的2019年命运而言，最大的利好则是消除政策的不确定性，广泛认可、形成共识，早日出台清晰的政策。非常欣慰的是，3月，我们将与春暖大地万物萌动的春讯一起迎来期待的政策。作为行业组织，在下一阶段的推进工作中，除了支持政策研究、收集行业反馈以外，还有更多的解析工作，帮助行业在改革进程中充分认识新形势，帮助产业不误导、不误解、不误判，共同成长。从几个部委的介绍分别整理如下：
首先，2月19日的新政（讨论稿）主要从6各方面简要介绍：
1、总体思路：2019年光伏市场分为有补贴市场和无补贴市场，无补贴的平价项目按照1月18日19号文件执行。有补贴市场则通过市场机制实施竞价，确定项目。而重要的改变是从今以后再无“建设规模指标管理”这一概念。
2、优化补贴管理：按照扶贫、户用、普通电站、工商业分布式、国家专项示范以及跨省区通道工程五类项目实施分类管理。其中光伏扶贫项目按照原有政策实施；户用光伏切块，采用固定额度0.18元单独管理；其他的几类按照地方招标、竞争配置、国家排序的方法确定项目。
3、支持户用：除了单独管理固定额度补贴以外（光伏专委会曾在1月22日《对2019年光伏标杆电价的建议意见》提出固定补贴额度建议），新建户用备案，年度内建成并网之日起为补贴起始时间；对于531之后的遗留问题，已经建成并网但未被纳入补贴的，在新政发布之后可以向当地电网申报，经过联合审核后按照审核时间和新的补贴强度（退坡后的）进入补贴，这部分也将计入今年的户用切块管理总盘子。另外针对户用光伏质量和安全问题，能源局将加大标准建设和监管力度。
4、其他项目：全面实行市场配置，按照业主申报、地方组织、消纳保障、确定上限、招标竞价、排序优先等办法确定项目。在竞争配置规则中将注重技术、环境、安全、质量等因素进行充分竞争。项目招标将在价格上限（天花板）约束下，由地方组织项目申报和竞争性招标，将电价报价（现有版本厘为单位，建议以毫更精准）、确认接网、土地、建设期限等信息的综合名单报送国家能源局按照由高到低排序，直至用完规模限额，确定项目公式发布。
5、相关要点：保持与现行政策的有效衔接，比如禁止先建先得、西藏自行管理；在全国排序中，各省地区市场监测环境，（红色地区原则不安排新项目、橙色地区合理调整项目、绿色地区有序推进项目）这个综合评价指标非常重要，其中包含各地省区的非技术因素是否健康，比如土地、营商环境、消纳条件、项目进度等；明确建成期限，对于中标但逾期未建项目，有相应的惩罚措施，一方面每季度一分钱的退坡，另一方面逾期两个季度后视为放弃，同时作为当地市场环境监测指标，影响后续当地红橙绿评色。
6、新老项目的衔接问题：未明确业主按照招标新办法实行，对于自我产权自建的分布式、已经开展前期工作的工商业屋顶和地面电站，经过地方政府确认后可以不进行招标，也要参与补贴竞价。
其次，电价政策以及最新情况介绍：
1、经过多轮征求意见，2019年的光伏电价政策延续调整。最近正在准备的工作是通过相应机制研究产业平均成本、合理收益率，确定招标价格上限指导意见等。
2、首先是分布式对户用和工商业进行区分价格，户用2019年的固定电价不变，涉及几十万用户，又在需求侧，无论是自发自用还是全额上网，均采用一年一个价格0.18，有利于百姓民生清晰稳定的认识和判断；工商业分布式自发自用余电上网，按照全电量补贴0.10，第三季度之后每季度退坡一分钱，全额上网项目由于不经济将越来越少，执行所在地上限标杆电价；扶贫项目按照0.65、0.75、0.85价格不变；集中地面电站三类地区0.40、0.45、0.55按照每季度退坡一分钱；
再次，对于一些具体和新问题的探讨以及进展如下：
1、关于2019年建设总规模和切块管理问题？
对于如何保障2019年市场规模稳中求进？如何切块？切块规模？切块流程？户用盘子多大？工商业要不要单独管理不参与招标竞价？在2019年大约30亿政府型基金财政的实力下如何以收定支，以金额定足用足规模？提出的扶贫、户用、工商业、领跑者、国家示范项目之外，采用招标消化的地面电站规模后，再继续回补分布式的动态规模管理办法？都正在进一步研究，行业协会学会也在进行支持研究，提供方案，尽快形成方向和思路的共识。
2、对于工商业分布式项目，是否要参与招标竞价？
对于工商业分布式项目存在着数量多、容量小、各地电价差异大、复杂程度高、后续还会与隔墙售电衔接等特点，要不要如户用一样切块单独管理，不参与招标竞价？如果切块是多大等问题成为几次征求意见的讨论焦点，尚无共识，后续研究明确。
3、今年第一轮招标启动时间和后续电价退坡和建设周期问题？
根据目前的进展，最迟大约3月底新政出台，第一轮招标大约4-5月进行，那么按照季度退坡的执行也将相应推迟（二季度招标开始尚未开工就已经退坡不合理），根据建议今年的季度电价退坡将于第三季度开始，也就是说今年将会有两轮退坡。
根据最近的意见征集，提出“后半年集合竞标项目，留给业主的建设时间不多，今年年底前如不能按时完成，到2020年第一季度并网的，延期的第一季度仍按照一分钱退坡，多一个季度平缓过度，2020年第二季度才按照逾期惩罚措施执行”也得到了主管部门的初步认可，具体采纳见后续政策。
最后，根据会议记录整理，可能有疏漏，望请见谅，另外以上还是过程文件，尚未定稿明确发布，仅代表个人分享，供大家在政策形成过程中理解和参与，最后管理办法以正式发布政策文件为准，也欢迎大家继续与光伏专委会保持沟通，积极反馈和参与。
补贴拖欠，一直是光伏电站投资者最为关注的焦点问题。不过，在宏观经济放缓的大背景下，除国家补贴外的另一部分电费收益——脱硫标杆煤电价部分——的按时结算问题，可能也需要引起足够的警惕。
这很可能将进一步影响到光伏全行业的现金流健康。
在近日国家能源局发布的《2017年度全国光伏发电专项监管报告》（以下简称“监管报告”）中，这一问题已经有所隐现。
上述报告提到，部分电网企业未执行发电企业与电网企业电费结算相关规定，没有及时足额结算光伏发电项目电费，个别基层供电企业超期1至6个月结算电费，影响了光伏发电项目生产经营和经济效益。西部省份有电网企业在电费结算中过多使用承兑汇票，加剧了光伏发电项目现金流压力。
无独有偶，在同样由国家能源局发布的《2018年12398能源监管热线投诉举报处理情况通报》中，涉及光伏电站的问题投诉也大多集中在电费以及补贴的结算方面。
尽管这一问题的出现多数时候与供电企业的发票开具、财务系统故障等原因有关，但在当下的经济大环境下，如果用电企业因自身现金流问题而无法按时支付电费，则上述个别光伏电站电费结算被拖欠的“技术性”问题，很可能会扩大化和常态化。
而来自一些电力交易中心的信息就显示，已经开始有个别电力用户因拖欠电费被强制性退出了电力交易市场。
结算问题浮出水面
以甘肃为例，其燃煤标杆电价为0.3078元/千瓦时，作为一类资源区甘肃2017年光伏电站上网电价为0.65元/千瓦时，前者占电站收入的比例为47.35%。而随着2018年1月及5月光伏电站电价下调后，这一占比则增至55.96%和61.56%，绝对值也超过了补贴部分。
前述监管报告在一定程度上显示出了这种趋势。数据显示，2017 年，国网、南网和内蒙古电力有限公司共支付光伏发电项目电费319.56 亿元，相比转付的国家可再生能源电价补贴资金298.33 亿元，超出了21.23亿元。
而无论是从监管报告还是能源监管热线投诉情况来看，在一些地区，电费结算都存在着超时、承兑汇票比例过大问题。
如：江苏扬州供电公司、山西大同供电公司、阳泉供电公司、山西地方电力有限公司由于抄表不规范等原因，导致光伏发电项目电费结算滞后1至6个月；新疆生产建设兵团第四师电力有限公司全部使用承兑汇票与辖区内光伏发电项目结算2017 年电费，金额约1890 万元；甘肃省电力公司2017 年向光伏发电项目支付电费中，承兑汇票占比约32.36%，等等。
现金流存恶化趋势
如果当前的经济形势不能有效缓解的话，部分地区存在的电费结算超时、承兑汇票比例过大问题，很可能有常态化的危险。而维系光伏电站现金流的另一来源——电价补贴部分，在短期内很难得到彻底解决。
根据资料，最近发布的第七批可再生资源附加资金补助项目名单中，涵盖范围为2016年3月之前并网的光伏电站。当时，全国光伏电站累计装机规模为5031万千瓦，而截止2018年年底时这一数据已增至17400万千瓦。
这意味着，有12369万千瓦的光伏电站仍未纳入到可再生能源补贴范围中。虽然难以计算出拖欠部分的精确数字，但超过2017年所发补贴319.56 亿元这一数额应该不会有什么疑问。
基于此，对于2019年的光伏电站市场而言，尤其是在现金流方面，很可能出现旧问题未解、新问题又浮出水面的局面。
近期国家能源关于今年光伏市场政策的意见稿显示，新的管理方法将“切断”新增装机的补贴拖欠。这对于像滚雪球一般越滚越大的补贴拖欠问题而言，无疑是好事。
不过，存量市场的问题依旧存在，可再生能源补贴资金总盘子的缺口问题目前仍未有根本的解决办法。况且，可再生能源补贴资金对应的并不仅仅是光伏电站，还包括发电量相对更多的风电以及生物质能。
面对如此僧多粥少的现实，如果再悲观一点结合当前经济形势来看，前期光伏电站的补贴拖欠问题，很可能会是一个在短期内根本无解的难题。
在这种情况下，光伏业者可能需要更理性地面对现实，早做预警和预案，要时刻警惕两个方面收益渠道都出现问题的情况，起码应牢牢守住标杆电费这个环节不能出现任何纰漏。
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