国内某逆变器企业负责人告诉光伏們，目前户用和分布式的逆变器出口受疫情影响明显，普遍调低了安装速度，但目前项目并未完全停止。

在疫情全球化蔓延背景下，各国将加强贸易和人员流通管理。由于单一组件生产环节难以获取利润，组件厂商多采取金字塔型向上布局全产业链。

我国光伏产业链已占据全球主导地位，未来将持续受益光伏渗透率提升所带来的 行业高景气周期，建议投资者可围绕三条主线进行布局：1) 行业低估值龙头价值显现：受本次疫情影响，光伏行业整体回调明显，低估 值龙头价值显现。组件企业方面，行业龙头企业资源调配和贸易渠道掌控方面优势 得以突显，行业集中度明显提升。中长期看，在光伏平价、能源环保等因素带动下，海外光伏装机需求将持续旺盛，短期疫情影响对 交货进度或有所后移，但不影响市场中长期需求。2020 年开年以来，多家光伏龙头企业先后宣布大规模扩产计划，晶澳发布年产10GW 高效电池和10GW高效组件的扩产计划，隆基股份宣布将于2021年将电池片和组件 产能提升至20GW和30GW。建议关注 M12 大硅片龙头中环股份、设备厂商晶盛机电;3) 关注 HJT 技术突破：异质结电池具有高转换效率、无光衰、双面发电、温度特性好等优势，最有望成为下一代主流高效光伏电池技术。

并且，海内外大型的能源机构更倾向于绑定大型供应商签订订单，以保证产品的质量和后续服务。2019年以来，受光伏全球平价需求爆发影响，光伏市场持续火热，各大组件厂商纷纷布局产能扩张。自2021年1月1日起，实行配额制下的绿色电力证书交易(以下简称绿证)，同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模，并通过多种市场化方式推广绿证交易。

光热项目充分发挥自身的技术优势，利用不同时段的交易电价，实现收益最大化，真正通过市场实现项目的盈利。这里插一句，光伏、风电的短时出力预测技术，是可以减少对电网的冲击，让电网能够提前一些对间歇性有所准备，但出力预测不是电力调度，因为它说到底还是一种被动发电的播报，无法通过主动控制的方式来响应电网的发电要求。(八)明确补贴兑付主体责任。通过定额补贴方式，支持自然人安装使用自发自用、余电上网模式的户用分布式光伏设备。

光热最大的优势，就是可轻松储能调度，而且储能时间可以很长，所以无论是作为独立发电的可再生能源电站，还是光伏+光热的混合电站，或者是多种能源互补的清洁能源综合发电基地，光热都是不可或缺的一部分，都是可以承担调峰调度任务的清洁电源主角。国家不再发布可再生能源电价附加目录。

要知道，这两个胡萝卜在逻辑上都是有问题的：补贴兑付本来就是政府应当履行的义务，由于前期办事不力导致补贴拖延，是一种失职，在合同中相当于违约，是不适宜拿来作为谈判筹码的。(六)通过竞争性方式配置新增项目。已按规定核准(备案)、全部机组完成并网，同时经审核纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度。增加调峰电源，一方面是在光伏、风电能够多发电时，让它们多发，并设法把清洁电力储存起来，譬如储能系统;另一方面在晚高峰时段，把储存的清洁电力再释放出来(譬如储能系统)，或者让机组快速启动把出力顶上去(譬如天然气调峰电站)，以弥补光伏、风电的出力缺口。

最终的结果，就是在不同的时段，电力价格会上下波动，出现峰谷差别。这就造成了绿证卖家热情高涨、买家态度冷淡的尴尬局面，也是绿证交易市场饱受诟病的焦点之一。我觉得，以上是一种将清洁发电和调峰调度两个问题分开解决的思路，也就是光伏、风电解决清洁发电的问题，而调峰电源解决调峰调度的问题。落实配额制、扩大绿证覆盖范围、完全市场定价，是光热项目能够切实从绿证交易受益的关键。

绿证从2017年2月正式核发至今，都是采用自愿认购的形式，而且资料都是在网上公开的。电力现货交易市场，说白了就是类似股票公开报价交易市场，里面的股票就是针对当天的、第二天的不同时段及实时的电力商品，供求双方实时报价并被撮合交易，所以这是完全由市场定价的电力交易机制，它反映的是同量不同质的市场供求关系变化对电价的影响。

为什么要弃风、弃光?因为无法调度调峰。因此，这需要整个金融行业的改革。

(九)补贴资金按年度拨付。国家发展改革委、国家能源局在不超过年度补贴总额范围内，合理确定各类需补贴的可再生能源发电项目新增装机规模，并及早向社会公布，引导行业稳定发展。(十)鼓励金融机构按照市场化原则对列入补贴发电项目清单的企业予以支持。这个峰谷电价差价，能够为包括光热项目在内的所有调峰电源，或者其它所有储能电站带来盈利的机会。这部分的补贴是在财政预算中的，就看你有没有本事拿全了。二、完善市场配置资源和补贴退坡机制(四)持续推动陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏价格退坡。

电网企业依法依规收购可再生能源发电量，及时兑付电价，收购电价(可再生能源发电上网电价)超出常规能源发电平均上网电价的部分，中央财政按照既定的规则与电网企业进行结算。(二)充分保障政策延续性和存量项目合理收益。

根据我的判断，前期在太阳能类型中，电网企业会更多地选取光伏，因为价格低廉，但越往后，随着火电比例降低和调峰潜力开发殆尽，能够符合调峰调度需求的光热项目会逐步受到青睐，因为电网友好这个特性，不能只靠吹，是要真刀真枪实现的。3)对于转向市场收益的光热项目，绿证是弥补一部分原财政补贴的一种市场收益机制。

光热项目的现有价格政策就是发改价格〔2016〕1881号文件，其中提到了：标杆电价1.15适用于目录中的所有光热示范项目;2018年12月31日前投运的项目执行该标杆电价;2019年以后国家将适时完善光热发电价格政策。在财政补贴逐步削减的大前提下，绿证交易对光热发电行业肯定是一个利好，但要做到光热行业真正从绿证机制中受益，除了配额制以外，我建议： 1)扩大允许申领绿证的项目范围，目前只有纳入国家可再生能源电价附加补贴目录的陆上风电、地面集中式光伏电站项目可以申请绿证，这样相当于剥夺了光热项目通过绿证收入替代财政补贴的机会，因此应当将绿证项目范围扩展到涵盖所有投运的光热项目，这样光热项目才有可能享受得到绿证带来的好处，特别是对将来不再享受中央财政补贴的光热项目;2)取消绿证挂牌价格的上下限，完全应由市场来确定交易价格;3)考虑按照峰谷时段制定不同的绿证种类，而不是按照目前的发电类型来分类，因为峰谷时段反映的思想是同量不同质的市场供求关系变化，与市场化改革的大方向相一致的。

要选，应该是大家公平地一起选，只要你需要补贴的理由够充分、能服众，譬如光伏可以扶贫，光热项目也一样可以扶贫，这都是可以成为待选项目的。所以，根据法无禁止即可为的思想，我得出的结论是：目前的存量光热示范项目电价仍然是1.15，并没有退坡。所以，我们应向政府提出以下建议：应尽力缩短补贴资金的拨付周期，改为按半年、或按季度拨付，以切实减轻项目业主的现金流压力，其实这也是变相降低项目融资成本。可以简单想象一下，当白天时段阳光充足，各光伏电站大量发电，电力供应过剩，为了尽快售出电力，发电商会压低电力报价，从而使整体电价水平下滑。

所有可再生能源项目通过国家可再生能源信息管理平台填报电价附加申请信息。对于光热项目来讲，技术水平高这一点比较容易达成，但补贴强度低、退坡幅度大这两点尚且需要业内人士的共同努力。

然而，我觉得这样的理解有些不合逻辑。但问题在于，市场是以利益为先的，要想项目自愿转制，就必须建立相应的市场收益机制来弥补原本享受财政补贴的利益损失。

新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围这一句，普遍被大家理解为光热项目已被一刀切，行业梦想已告破灭。破局的方法就是从自愿购买改为强制购买，也就是这一条所说的配额制，发电企业需要生产一定配额的绿证电力，消费企业需要消费一定配额的绿证电力，这样绿证交易市场的规模才能真正扩大，才会有之后各种与绿证挂钩、多种市场化方式的可能。

到了光伏、风电无法多发的晚高峰时段，就重新让燃煤机组增加出力，把出力顶上去。同样，这里重点只强调了通过竞争性方式配置新增项目，并没有特意将海上风电、光热项目剔除在外，所以再次说明，将来的新增光热项目也是有机会入选年度财政补贴项目的。所以政府应当做的事情，是尽快建立和完善这些相应的市场收益机制，而不是吊起补贴优先兑付、新增项目规模这样的胡萝卜。以收定支，目的很明了，就是为了防止可再生能源补贴资金缺口的进一步扩大，毕竟光热项目如果是享受补贴电价，是要从可再生能源补贴资金中分钱的。

这一点就使很多人发愁了：光热项目下一步不靠财政补贴的话，出路在哪里?原文中的部分内容，其实已经透露了将来光热项目出路的一些端倪。电网企业应切实加快兑付进度，确保资金及时拨付。

让燃煤机组深度调峰与优化调度，我理解这两个是一个意思，目的都是为光伏、风电让路，让它们在能够多发时就多发，尽量提高电网中清洁能源发电量的比重。第(六)条进一步论述了第一点中主管部门在如何选取能够纳入年度新增补贴总额范围的可再生能源发电新增项目的入选标准，就是三点补贴强度低、退坡幅度大、技术水平高。

简单地说，燃煤脱硫标杆电价以内的部分，电网企业能够做到按月结算兑付，而对于超出燃煤脱硫标杆电价的补贴部分，则需要等每年底一次的年度结算和拨付。财政部根据年度可再生能源电价附加收入预算和补助资金申请情况，将补助资金拨付到国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司和省级财政部门，电网企业根据补助资金收支情况，按照相关部门确定的优先顺序兑付补助资金，光伏扶贫、自然人分布式、参与绿色电力证书交易、自愿转为平价项目等项目可优先拨付资金。