我國《可再生能源發展“十三五”規劃》明確了2020年可再生能源發電總裝機6.8億千瓦的目標，2019年中，可再生能源裝機量就達到7.5億千瓦，提前完成規劃目標。
如果說能源各領域的“十三五”就像一場中長跑，則以光伏、風電為代表的可再生能源無疑是這場比賽的領跑者，領跑不僅單單表現在裝機規模的增長這一個層面，在發展質量、提升技術、降低成本、機制建設等諸多方面，可再生能源在“十三五”期間的發展都實現了飛躍。
規劃提出的各項量化指標，包括可再生能源發電裝機量、發電量和占比以及成本下降等指標提前實現，發電領域部分未達到目標的，預期在2020年也能夠達成;消納相關的全國和重點地區的棄風率和棄光率也提前一年達到目標，全國降至5%以內，且部分重點地區尚有進一步優化的空間。
規劃提出的非量化目標方面，“十三五”期間可再生能源開發利用目標引導制度、可再生能源發電全額保障性收購管理辦法、清潔能源消納行動計劃、可再生能源電力消納保障等關鍵機制相繼出臺，引導性、約束性、自愿性并行互補的可再生能源電力機制體系已經形成。同時，風電投資監測預警和光伏發電市場環境監測機制的建立和實施，也切實發揮了指導和規范市場發展的作用。
市場和產業的快速增長也帶來了一些尚待理順的問題。2019年下半年，全國人大就《中華人民共和國可再生能源法》實施情況進行執法檢查。根據檢查報告，可再生能源發展成績顯著，法律實施效果明顯，但仍存在相關規劃尚未充分銜接、可再生能源消納壓力仍然較大、全額保障性收購制度落實尚不到位、電價補償和發展基金問題較為突出、與相關財稅土地環保等政策銜接不夠、可再生能源非電應用支持政策存在短板、可再生能源技術研發應用仍需加強、可再生能源行業監管力度不夠等八項問題。
解決上述問題是保障可再生能源進一步持續健康發展的關鍵，落地實施消納保障機制、持續推進降低成本、完善市場監測和競價機制、做好平價和競價項目建設等既是切入點，也是2020年這一“收官之年”的主要任務，以實現從“十三五”到“十四五”的平穩過渡。
深挖降本空間 走好平價第二步
《可再生能源發展“十三五”規劃》提出風電在2020年實現與燃煤發電同平臺競爭，光伏發電實現銷售側平價上網。
從可再生能源行業的發展情況、未來潛力和政策導向看，可再生能源實現平價的路徑是清晰的三步走策略。
第一步是示范階段，2017年國家能源局啟動了13個項目共70.5萬千瓦的陸上風電平價項目，2019年部分項目已陸續建成;2018年，國電投在內蒙古烏蘭察布一期600萬千瓦的陸上風電平價示范項目獲得核準，明確電量在京津冀消納且無需補貼，是第一個大型無補貼平價基地類項目。光伏發電方面，除了戶用光伏外，能夠有一定電量自發自用比例的分布式光伏在2018年前后在沒有度電補貼情況下已具備經濟性。
第二步是規模推廣階段，主要是2019年1月國家發展改革委、國家能源局頒布了《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》，明確了適用范圍為2019年和2020年安排的項目，以及平價項目可享受20年購電協議、參與市場化交易、全額消納、出售綠證等8項支持政策。2019年國家能源局確認了451萬千瓦風電、1478萬千瓦光伏發電、147萬千瓦分布式市場化交易的第一批規模推廣階段的平價項目。2020年3月又明確4月底前地方將報送2020年的平價項目。
第三步是全面平價階段，目前已經明確新安排陸上風電項目自2021年起全面去補貼和實現平價，根據當前行業發展形勢以及近期光伏技術進步和產業升級動態，光伏成本還有下降空間，“十四五”初期光伏發電也具備全面平價的條件，2019年光伏領跑獎勵基地已經出現了低于煤電標桿電價的項目。
因此，按照上述平價路徑，2020年是重要的第二步階段，需要實現規模推廣目標，為其后全面平價階段打下基礎。規模推廣的前提是企業和項目能夠獲得相對合理的收益，無補貼的情況下，深挖降本空間是走好第二步的關鍵。
首先是技術成本。
在可再生能源項目總成本中，技術成本占比大，下降速度也最快。以光伏為例，得益于各類技術路線的競爭，光伏組件和逆變器兩項核心設備成本在“十三五”期間快速且持續性下降，平均度電成本下降迅速，2019年競價項目的平均度電補貼水平僅0.065元/千瓦時，2020年初能源研究所測算的電價需求降至0.35-0.5元/千瓦時甚至更低。
近期無論是硅片端、電池端還是組件端，技術類型集中度提升，如PERC電池比例在過去兩年內迅速增加，但多種新技術爭鳴局面也同時存在。2020年在降成本的壓力下，盡管難以準確預計哪種新技術未來能夠在市場上勝出，但可以預見，效率更高、發電出力更大的產品將形成激烈的競爭態勢，并實現降低系統成本的目標。
其次是非技術成本的空間也有待挖掘。
非技術成本是近年行業關注的另一個焦點，控制非技術成本水平也被認為是實現全面平價上網不可或缺的條件。近年來國家能源主管部門和產業界一直要求和呼吁減輕企業投資經營的負擔，如繳納合理的土地稅費、杜絕地方不合理收費、降低融資負擔、電網企業承擔接網費用或回購接網線路等，并已經取得了一定效果。
此外，除了上述之前普遍關注的非技術成本外，還需要關注一些容易忽視的非技術成本，如投資主體繁多產生的成本。
對于規模較小的分布式發電項目尤其是分布式光伏發電項目，此類成本占比相對偏高。很多小型項目是由多方參與的商業模式：建筑業主提供屋頂、項目開發或服務公司進行投資和運維、用電企業消納電力。
這一模式從財務評價角度可以讓項目獲得不錯的收益。但實際操作中，多主體參與其實是一種脆弱的模式。內部溝通機制不暢、外部經濟形勢不佳，都可能會影響到投資者的經營能力、用電企業的消納能力和業主對其他相關方的信任度。追加投資、額外溝通等造成非技術成本相應增加，成為影響項目收益和增加收益風險的主要因素。
解決這一問題，一種途徑是參照國外模式，即減少中間的投資、融資等復雜的環節，由具備投資能力的業主自行投資和運營，原來投資的開發公司則專注于提供前期交鑰匙項目建設和后期項目運維服務。對于業主而言，這種模式的初期收益率可能不會太高，但可減少中間環節，降低溝通成本和潛在風險，并產生相對穩定的長期收益。另一種途徑是盡快解決過網費問題，消除分布式可再生能源發電項目市場化交易即“隔墻售電”的障礙。
完善市場機制 增強投資吸引力
如果平價上網是“內修”，那么優化市場則是2020年更關鍵的“外練”。
2019年12月，山西省就《2020年度省調發電企業發電量調控目標預案(征求意見稿)》征求意見，提出“風電機組安排基準利用小時1200小時、光伏機組安排900小時，執行基準電價之外的電量全部參與市場交易”。如果依此執行，對于部分光伏領跑者項目、風光平價上網項目，則與之前國家規定的政策相悖，對于其他項目，也普遍低于國家規定的全額收購最低保障性小時數，短期看影響項目和企業的收益，長期看或將影響到山西后續可再生能源的發展。
調低風光最低保障收購小時數的地方做法，不限于山西一地。根據可再生能源法執法檢查結果，寧夏、甘肅、新疆等省份存在類似情況已有數年。此種情況的出現說明不少地方一方面希望推進可再生能源的市場化，但在在如何打造一個良性發展的市場上出現了方向性問題。
良性發展的市場首先是要有穩投資的環境
2019年，盡管全球可再生能源政策趨向是降低電價和去補貼，但由于發電成本下降幅度大，可再生能源領域特別是光伏領域的投資風險明顯降低。得益于此，歐洲光伏市場出現了新一輪回暖。根據SolarPower Europe的數據，2019年歐盟國家新增光伏發電裝機1670萬千瓦，同比增加104%。
但同期我國光伏發電行業卻進入了投資倦怠期。2019年國家新安排的2279萬千瓦競價項目中，民營企業投資的比例較既往顯著下降，且2019年底如期并網的項目數量不如政策預期，導致這一情況2019年競價這一新機制出臺和實施時間較晚、光伏項目建設和并網時間偏緊是因素之一，但部分民企積極性不高，甚至在取得項目建設資格后無力投資、無力獲得融資也是一個因素。金融機構對光伏放貸明顯收緊，行業對資本的整體吸引力下滑。
但實際上，在對補貼依賴大幅度降低的形勢下，可再生能源發電項目經濟性上的風險也大幅度降低了，保持光伏發電市場的投資能力以及2021年后風光全面平價時代的持續穩定投資，都是2020年需要行動或需要做好政策機制準備的。
良性發展的市場還要有機制閉環特征
以平價上網機制為例。根據政策，2019-2020年安排的平價項目僅明確了項目核準時間期限，沒有規定項目并網期限，《國家能源局關于2020年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知(國能發新能[2020]17號)》規定了平價項目必須在2020年底前能夠核準且開工建設。從政策制定角度，平價項目不需要國家補貼，沒有必要規定并網的截止時間，但鑒于這兩年窗口期項目可以適用8項支持政策，也應該設置相應的閉門期，可以讓投資企業提前規劃、均勻發力，使2019和2020年安排的平價項目在“十四五”初期完成落地，起到平衡市場規模、穩定產業發展的作用。
2020年3月國家出臺的2020年的風光項目建設政策，機制基本延續2019年主要思路、原則和做法，更突出強調依據和落實規劃、風光接網消納統籌，在3月底將發布2020年風光新增消納能力，給予行業明確的預期，并且對于疫情可能的影響，在政策的官方解讀文件中予以考慮和說明。
相較于2019年，2020年風光政策出臺早，時間表提前，機制和做法延續，地方政府和企業已經有一年的經驗，3月已經具備啟動項目的準備工作的條件和政策基礎，2020年又是補貼退坡關鍵階段，預期2020年國內光伏市場將呈現恢復增長，風電新增裝機有望達到3000萬千瓦，光伏新增裝機有望達到4000萬千瓦。
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