目前海外一般多晶电池片上调区间至0.079~0.115USD/W，均价上调至0.080USD/W，一般单晶电池片维持不变在0.102~0.107USD/W，高效单晶电池片维持不变在0.112~0.133USD/W，特高效单晶电池(>21.7%)上调区间至0.120~0.165USD/W，均价上调至0.130USD/W。

以ERC公布的标准REPA为例，TransCo作为基金管理人从FIT电价补助金基金向发电企业支付电费，TransCo支付的电费以电站实际发电量和FIT电价为基础。2019年12月，菲律宾政府出台规定，建立再生能源证书交易市场平台，所有电力市场参与者均可通过该平台买卖再生能源证书，满足再生能源配额标准的法定要求。

如今，站在2020年的始点，时间过半，菲律宾再生能源电力计划完成过半了吗?本文将解析菲律宾再生能源项目的机遇和挑战，为中国投资者进入菲律宾再生能源市场提供参考。举例如下：(1)外资比例限制菲律宾规定外国投资者在菲投资事宜的主要法律是第7042号法案《外商投资法案(1991)》(Foreign Investment Act of 1991)以及不时修订的《外商投资负面清单》。根据DOE公布的绿色能源电价方案(草案)，在封顶电价范围内，通过竞价方式确定再生能源电价，即绿色能源电价，2020年的第一轮竞价预计将在该方案生效后90天内举行。但另一方面，再生能源的项目开发建设工作基本由发电企业自行完成，除电费支付义务外，购电方一般不对发电企业提供具体的协助和支持，REPA也未对不可抗力、法律变更等非发电企业原因导致电站无法送电给发电企业带来的不利后果作出详细规定。尽管存在上述外资比例限制，但从2019年11月开始，生物质发电和/或垃圾发电项目的外商投资不再受40%的投资比例限制，具体可以进一步了解澄清，故不排除再生能源项目将来进一步对外资开放的可能。

随着再生能源技术成本的降低以及监管部门前瞻性的监管方式，不排除菲律宾未来的再生能源项目将通过与邻国马来西亚类似的竞争性招标模式批量选择合格投资者，并给投资者带来机会。根据菲律宾《再生能源法案(2008)》，菲律宾政府能源部(Department of Energy，DOE)和能源监管委员会(Energy Regulatory Commission，ERC)负责实施推进再生能源电力计划。三、户用市场形势向好至于最为关注的户用光伏电价，在此次征求意见稿中仍是空白

虽然此次文件关于户用光伏的电价并未明确，但可以确定的是户用光伏必将成为2020年国内光伏市场的一大亮点。根据通知，纳入国家财政补贴范围的一、二、三类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.33元(含税，下同)、0.38元、0.47元，工商业分布式上限价格为0.05元/千瓦时，户用电价暂时未定。二、政策时间利好电站项目落地建设2019年，有关部门在4月30日才发出正式的价格文件，5月30日出竞争管理文件，电站业主6月30日完成竞价上报项目，直到7月中旬才完成竞价。对比2019年的竞价分析可以发现，2020年指导电价的确定以及降价幅度基本与2019年地面电站的平价电价趋势相一致。

对此，某行业资深人士表示，此次电价下调基本在预期之内，村级扶贫电站属于年度脱贫攻坚最后一年的兜底政策。事实上，在全国统一竞价的规则下，指导电价作为上限电价，其影响力远低于此前的标杆上网电价。

因此，国家补贴以及部分省的省补，对于工商业分布式来说，主要是提升了抗风险能力。业内人士认为，此次的《意见稿》对2020年的光伏行业发展是利好的，主要原因有以下几点：一、电价下调基本在预期之内与2019年的指导电价相比，Ⅰ/Ⅱ类资源区降低了7分/千瓦时，Ⅲ类资源区降了8分/千瓦时，略低于往年0.1元/千瓦时左右的下降幅度。对于工商业分布式项目，此次征求意见稿将其补贴上限将减至0.05元/kWh，光伏行业人士表示，实际上从去年开始，很多工商业分布式就已经按照无补贴来测算收益率了，他们认为最大的风险不是来自于补贴拖欠，是工商业电价的下调和自发自用电费的拖欠。而2020年政策下发时间较早，预期4月30日可以完成竞价上报项目，5月中旬就可以完成竞价工作，将有利于光伏项目的落地实施。

实际上，关于户用光伏电站的电价一直争议不断。根据中国光伏行业协会的测算，如果户用补贴总规模为5亿元，按照1000小时测算，若户用电价为7分，全年规模为7GW;电价为8分，全年规模为6GW;户用电价为0.1元，规模为5.5GW。近日，有部分光伏企业已接到国家发改委价格司《关于2020年光伏电站政策征求意见稿》的电话通知。三、户用市场形势向好至于最为关注的户用光伏电价，在此次征求意见稿中仍是空白。

由于政策迟迟没有下发，导致一些竞价光伏项目工程延期，或迟迟未能落地。考虑到新冠肺炎疫情对户用市场需求的延后效应，以及主管部门给户用光伏的一个月缓冲期，户用光伏的补贴指标有望用到年末

很大程度上，光热未来能否有机会，必然要面临光热+的综合经济性与储能+的竞争。积极寻求地方政府支持新政明确自2020年起，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持。

但光热发电项目多处于西北欠发达地区，让地方政府拿钱支持光热项目开发，可能性着实不太大。笔者是光热发电的死忠粉之一，对行业的未来发展不可谓不忧心。降电价从两方面着手光热发电要适应能源市场的变革大势，成本必须尽快下降，现实来看，至少要保证光伏+光热与光伏+电池储能相竞争的经济性才有机会。笔者预测，光热发电仍会有一定的市场空间，这个空间很大可能存在于多能互补电站开发上。风、光、热、储的多能互补可再生能源发电项目将可能成为未来可再生能源项目开发的主流模式，只有这种多能互补电站才能最大程度上实现友好并网和全额上网。仅推进商业化三年左右便彻底失去国补，令人慨叹中国光热发电行业真是生不逢时。

最具代表性的项目上海电气EPC总承包的迪拜950MW太阳能发电项目(700MW光热+250MW光伏项目)，签约电价为73美元/兆瓦时，购电协议期35年。一句话，要降低光热发电的成本，必须从技术性成本和非技术性成本两个层面齐发力。

但即便如此，行业内也需要积极与各地方政府展开对话，探讨可能的支持方式。美国咨询公司Lazard在2019年底发布的美国各类能源发电的全生命周期平准化成本LCOE报告指出，在不考虑联邦政府税收优惠的情况下，带储能的塔式光热发电成本目前为126-156美元/兆瓦时(约合人民币0.88-1.09元/千瓦时)。

据称，在该项目的技术方案确定上，项目方在光伏+电池储能和光伏+光热+电池储能这两个方案间徘徊过，最终选择了带光热的技术方案。未来要考虑项目开发收益，不能再单一地考虑单个如光伏项目的开发收益，而需要考虑整个综合体项目的综合效益。

海外光热发电的电价下降表明，除了技术性的成本下降外，非技术成本因素(土地成本、融资成本、税费等)影响甚大，而我国当前更加欠缺的是，在推动非技术成本下降方面所作出的能力和取得的成效太少。三部委下发的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》对光热发电的长远发展而言，很难称得上是为促进其健康发展而发。国际可再生能源署IRENA此前发布的报告指出，2018年全球光热发电加权平均LCOE为0.185美元/kWh，较2017年下降26%，较2010年下降46%。典型的如摩洛哥的NOOR Midelt I项目，该项目包含190MW配置熔盐储热系统的槽式光热发电装机，及600MW配电池储能的光伏电站，总装机790MW。

对这样一个综合体项目，开发商不用限制技术方案，只需要采取竞价模式招标，EPC商自然会给出最具竞争力的技术方案，而是否将光热打包入整体技术方案，经济性说了算。但政策已出，板上钉钉，已无可回旋。

光热发电行业的同仁们，将另谋生路的有之，将继续死磕的亦有之。海上风电项目多处于沿海经济发达省区，地方政府可能能够慷慨解囊，支持海上风电的发展。

但事已至此，如果不愿看到这个行业在2021年后彻底死去，唯有想尽办法，全力而为。新的打法预测2021年底之后，首批光热示范项目正式结束，固定电价补贴的模式彻底终结。

在中东北非(迪拜、摩洛哥等)、南美洲(智利)等地区，凭借优越的光资源条件和较低的融资成本等外部有利因素，在招标竞价机制下，屡屡创造光热电价的低价记录。即便非直接的电价补贴支持，其它可以考虑的地方性的优惠支持政策也有很多。目前来看，光热+的经济性要稍好于储能+，这一比较优势必须保持并得到发展三部委下发的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》对光热发电的长远发展而言，很难称得上是为促进其健康发展而发。

海外光热发电的电价下降表明，除了技术性的成本下降外，非技术成本因素(土地成本、融资成本、税费等)影响甚大，而我国当前更加欠缺的是，在推动非技术成本下降方面所作出的能力和取得的成效太少。新的打法预测2021年底之后，首批光热示范项目正式结束，固定电价补贴的模式彻底终结。

一句话，要降低光热发电的成本，必须从技术性成本和非技术性成本两个层面齐发力。很大程度上，光热未来能否有机会，必然要面临光热+的综合经济性与储能+的竞争。

风、光、热、储的多能互补可再生能源发电项目将可能成为未来可再生能源项目开发的主流模式，只有这种多能互补电站才能最大程度上实现友好并网和全额上网。未来要考虑项目开发收益，不能再单一地考虑单个如光伏项目的开发收益，而需要考虑整个综合体项目的综合效益。