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，主要出口欧美，国内市场只占6%。2011年，中国政府推出标杆电价补贴政策、设立可再生能源发展基金，国内装机量崛起，并在2017年达到53GW历史峰值、累计装机量130GW，双双位居世界第一。2018年
》中，有三项措施：1、推进风电和太阳能发电大规模开发和高质量发展，优先就地利用，在负荷中心和周边发展分散式风电和分布式光伏;2、有序推进风光集中式电站开发，推进沙漠、戈壁、荒漠等重点大型基地风光项目

光伏微逆，十年沉浮光伏微型逆变器(简称微逆)的诞生始于2006年，一个光伏电价超过4元/W的时代，任何一种能够提升电站效率，挽回损失发电量的技术都值得尝试;随后光伏标杆电价逐年下调，微逆企业
微逆成本1美元/W，而且美国国家半导体并没有定位细分领域，但在集中式电站中，如此高的成本显然不可接受。而存续下来的企业中，Enphase也曾长期陷入亏损，但作为微逆技术的开创者，一直保持着技术领先性

)集中式逆变器先汇流、再逆变，主要适用在光照均匀的大型集中式电站场景。集中式逆变器先将多路并行的组串汇流到直流输入端，进行最大功率峰值跟踪后，再集中转换为交流电，通常单体容量都在500kw以上
场景。组串式逆变器基于模块化概念，对1-4组光伏组串进行单独的最大功率峰值跟踪后，先将其产生的直流电逆变先为交流电，再汇流升压、并网，因此功率相对集中式更小，但应用场景更为丰富，可适用于集中式电站

降低PID效应，提高电站的发电量;有效既降低电站的缺陷发生率，更换备件采用质量较高的元器件;集中式电站增加组串防反二极管，降低木桶效应带来的电量损失;集中式电站向组串式逆变器方向技术改造，减少逆变器
原因，光伏电站只要出现了交易电量，相对于脱硫标杆电价，电价必然降低;而新能源发电曲线与负荷曲线基本上是背道而驰;现货交易的电量扣款是必然趋势。我们能够采取的措施，通过研究现货交易的政策、策率，减少相应的

了光伏产业链中各个环节。光伏成为A股风口，具有真正稳定、强劲的支撑。光伏平价的下一站是低价 2018年12月份，由三峡新能源投建运营的，彼时国内单体装机最大(500MW)的光伏集中式电站格尔木
领跑者项目并网发电。由于该项目上网电价平均为0.316元/千瓦时，低于当地煤电标杆电价0.3247元/千瓦时近1分钱，使得这一电站成为我国首个上网电价低于当地煤电标杆电价的光伏样本。紧随其后

28.0GW增长至2018年的174.4GW，年复合增长率为58.0%，其中集中式电站和分布式光伏电站分别为123.8GW和50.6GW。光伏发电装机市场规模的扩张，进一步加快了光伏逆变器的生产制造，带动
未能兑现或是逾期未发放的现象。标杆电价的逐年下调及补贴的逐渐撤销将倒逼企业尽快实现自主盈利，实现生产成本下降这一目标迫在眉睫。对光伏逆变器产业而言，光伏产业政府补贴的减缓，将进一步影响到中游光伏逆变器的

光伏组件而言，亦是如此。但光伏行业进入2019年以来，全球光伏市场的逻辑正逐步发生变化：(1)国内标杆电价项目逐步转为竞电价或平价项目，(2)海外市场越来越多国家在集中式电站项目上基于电价这一核心变量
。那么，我们究竟该如何来看待后续的组件价格变化呢?本文提出几点思考方向，供大家批评指正。一、光伏组件价格是因还是果? 对于大多数商品而言，价格是供求关系的因变量和函数。对于在标杆电价时代的

。2004年发改委规定了各地区统一调度范围内新投产燃煤机组以及部分水电机组的标杆上网电价，成为电力产业关键指标之一。煤电标杆电价：上调多于下调，主要取决于煤价走势。自2004年首次核定后，全国性的煤电
标杆上网电价共经历了12次调整，其中7次上调、4次下调，还有1次有涨有跌。7次上调全部与煤炭价格上涨有关，4次下调中有2次也明确指出是因为执行煤电价格联动。水电标杆电价：从取消到回归。水电上网电价

于市场预期，较好地平衡了业主投资收益和市场装机规模。此外，集中式电站指导电价的上调也充分调动了申报积极性，提升了竞价空间。首轮征求意见稿中，部分地区的指导电价与当地燃煤标杆电价差距过小甚至低于燃煤
标杆电价，此轮上调可以更充分调动业主积极性，广泛吸纳参与主体。国家能源局相关负责人表示，从行业各界的主要意见来看，各方普遍希望2020年光伏电价的相应政策文件能够尽快出台。这将有利于各方具备条件时抓紧

核算发电收入。燃煤标杆电价对应收入要按月划转到结转机构专户，并由该机构及时划拨到村集体。年度财政补贴资金到位后，要及时将补贴资金一次性划转到结转机构专户，后续补贴资金按月结转，所有补贴资金由该机构及时
群众和因疫致贫返贫群众予以补助。各地要抓住疫情防控的契机，抓紧调整规范电站收益分配方式，纠正一些地方仍存在的一发了之问题。集中式电站收益分配可由县级政府统筹，按照《办法》有关规定进行规范。三

资源区，集中式电站平均补贴强度为0.0663元/kwh;全额上网分布式电站平均补贴强度为0.0624元/千瓦时。II类资源区，普通光伏电站平均补贴强度为0.0381元/千瓦时;全额上网分布式项目平均
月中旬上报国家能源局，在2020年底前获得核准并开工建设。国内已基本实现平价，平价项目稳步推进助力风电健康发展。根据国家水规总院研究，我国大部分地区的风电项目已经基本和火电燃煤标杆电价平价的条件

。根据国家相关政策，2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行燃煤发电标杆上网电价机制，改为基准价+上下浮动的市场化价格机制。一直以来，新能源电价以脱硫燃煤标杆电价为基础制定。新的价格机制
、光伏平价以后，电价可能浮动也可能固定，一旦存在不确定性，集中式电站将从低风险、低回报的长期收益型资产变成高风险、低收益的资产。陆川进一步分析说，以埃及为例，当地将多个GW级项目基地建设在一起，统一建设输

浮动”的市场化价格机制。一直以来，新能源电价以脱硫燃煤标杆电价为基础制定。新的价格机制，意味着现有的风电、光伏平价示范项目，将失去“比照”。对此，陆川认为，可再生能源应通过大基地建设和招标并网点资源
两种模式，引导行业发展。 “例如青海搞特高压直流工程，配套大基地，保障消纳。否则，当风电、光伏平价以后，电价可能浮动也可能固定，一旦存在不确定性，集中式电站将从低风险、低回报的长期收益型资产变成高风险

价格居民售电价格脱硫煤标杆电价。因此，光伏发电实现平价上网将依次经历三个阶段：工商业用户侧平价(分布式)、居民用户侧平价(分布式)、发电侧平价(集中式电站)。平价时代开启：2019年左右实现
、居民用户侧平价。 2018年应用领跑者项目中标电价已开始触及发电侧平价，青海省两个基地最低中标电价已低于当地火电标杆电价，并全面低于当地风电上网电价。在光伏平价的三项可比指标中，工商业售电

自发自用比例不同，对度电补贴需求的差异也很大。再考虑到分布式市场化交易试点中明确的电价和补贴政策影响，各光伏项目的收益只能单独分析。据了解，目前，集中式电站和分布式电站在太阳能资源较好、具备接网和消纳
管理密切相关的三部委分别是国家能源局、财政部以及国家发改委价格司，分别对应行业管理办法的制定、补贴资金事宜以及标杆电价(现称指导电价)的制定，三部委各司其职，共同推动我国光伏产业的发展。简言之，国家能源局

容量39.37GW，其中住宅7.89GW，商用6.3GW，两者合计占比36.11%，集中式电站为25.15GW、占比63.89%。据BNEF预测，住宅与商用光伏新增装机在未来三年仍将保持超过10%的增长率。其中
0.42元/瓦补贴，余电上网按照标杆电价收购、分布式自用电量免收各类费用。基本出现了自发自用，余电上网和全额上网两类模式的雏形。分布式推广仍依靠补贴，尝试探索市场化售电路径。分布式项目

，大多数项目目前还未并网，预计到年底，会有较多集中式电站并网，国内市场会迎来一个增长的高峰。他表示，预计全年并网将在30GW左右，到明年上半年，仍会保持增长。据国发能研院、绿能智库了解，今年7月，补贴
出，示范项目建设效果可以稳定市场信心，有利于行业平稳过渡到无补贴时代。谈及平价上网目前面临的挑战，李崇卫表示，一方面，由于明年1月1日取消标杆电价，国家上网电价政策的调整，将对整个能源行业提出新的

电力能源行业未来发展走势的关注。投标企业报出的电价已经低于当地的燃煤标杆电价这就是我们为什么要沿着沙漠太阳能计划这个道路走下去的原因今天我跟大家一起讨论的就是中国版DII计划的可行性如果中国
却下降了90%左右。特别是今年8月，在内蒙古一个光伏项目的招标上，投标企业报出的电价已经低于当地的燃煤标杆电价，而且，我相信这个差额会越来越大。这就是我们为什么要沿着DII这个道路走下去的原因。仇