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5月31日，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源〔2018〕823号，以下简称823号文）。
《通知》明确降低光伏补贴标准、暂不安排普通光伏电站建设规模、分布式今年只安排10GW规模等具体措施，这实实在在的一脚“急刹车”，对光伏行业无异于晴天霹雳。
823文发出后，行业内反响巨大，发改委、能源局就文件做了特别说明，并召开记者会来详细解答了业界关切。在823文和后续两个解释说明文件中，蕴含了大量很有价值的信息。
华夏能源网在逐字逐句深读文件后，推出了第一篇解读文章《深读531新政：如果你为错过太阳哭泣，那么你也将错过星星！》，今天继续推出第二篇，让我们看看能源局明确点明今年下半年要推出的几件大项目、大政策，广大光伏企业可以提前行动、把握先机的机遇就在里面。
先机1：第二批扶贫项目计划即将落地
823文明确“支持光伏扶贫。落实精准扶贫、精准脱贫要求，扎实推进光伏扶贫工作，在各地落实实施条件、严格审核的前提下，及时下达“十三五”第二批光伏扶贫项目计划。”在6月1日的答记者问中，能源局更是明确：今年将下达“十三五”第二批光伏扶贫项目计划。
光伏扶贫是国务院扶贫办2015年确定实施的“十大精准扶贫工程”之一，充分利用了贫困地区太阳能资源丰富的优势，通过开发太阳能资源、连续25年产生的稳定收益，实现了扶贫开发和新能源利用、节能减排相结合。
“十三五”第一批下达了14个省(自治区)、236个光伏扶贫重点县的光伏扶贫项目，共8689个村级电站，总装机规模4186237.852千瓦；第二期翘首期盼，预计将有5000000千瓦，这将是今年光伏市场最大最肥美的一块蛋糕。
在本次电价调整中，一类至三类资源区光伏电站标杆电价均下调5分至每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元，而光伏扶贫电价成为了例外。823号文明确：为积极支持光伏扶贫，维持符合国家政策的村级光伏扶贫电站（0.5兆瓦及以下）标杆电价不变，即一类资源区每千瓦时0.65元、二类资源区0.75元、三类资源区0.85元。相比之下，与普通电站高出0.15元/千瓦时。
这样的优厚条件下，扶贫机遇岂能不抓住？
先机2：第四期领跑者项目下半年推出
823文明确，今年不再安排普通地面电站建设规模，但是对于领跑者，“将有序推进光伏发电领跑基地建设。今年视光伏发电规模控制情况再行研究。”
在随后的说明文件和记者招待会中，国家能源局官员表示：2017年9月起国家能源局启动的第三期领跑基地成效明显，下半年将适时启动第四期领跑者基地建设。
光伏领跑者计划是国家能源局从2015年开始，之后每年都实行的光伏扶持专项计划，在“领跑者”计划中所采用技术和使用的组件都是行业技术绝对领先的技术和产品，来建设拥有先进技术的光伏发电示范基地、新技术应用示范工程等方式实施。根据《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能[2017]31号），每期领跑基地控制规模为800万千瓦，其中应用领跑基地和技术领跑基地规模分别不超过650万千瓦和150万千瓦。
对于领跑者，政府主管部门是高度认可。在总结第三期领跑者项目成绩时，国家能源局表示：
一是有力推动技术进步、产业升级。基地入选企业拟采用的组件技术指标平均值达到18.8%，较前两期分别提升了1.9个百分点和1.3个百分点。
二是大幅促进成本下降、加速补贴退坡。各基地项目竞争产生的上网电价较当地标杆电价每千瓦时下降0.19至0.31元，平均下降0.24元，按此测算，本期500万千瓦应用领跑基地实施后，每年可节省补贴16.5亿元，按国家规定的20年补贴期计算，共计可节省国家财政补贴330亿元。大大缓解了财政的压力。
三是在领跑基地建设中因为把土地成本、并网消纳作为基地竞争优选的前提条件，所以明显带动了非技术成本下降，改善了光伏发电的营商环境。
如此成效显著，当然是要大力推广。
国家能源局明确：下半年将适时启动第四期领跑者基地建设，今后将把领跑基地建设作为普通电站建设的主要阵地和重要方式。
对于领跑者的支持措施，国家能源局：“下一步将强化对地方执行和后续建设情况的监管，严格要求地方落实基地建设要求与承诺，督促企业加快建设按期并网运行，确保工程进度。”
先机3：标杆电价会半年一调、甚至一季度一调
本次531新政出台，颇有些让光伏企业措手不及之感。其一，时间突然，当天文件出台即可就落实执行，没有跟之前调价之前的意见征求和缓冲期；其二，打破了此前标杆电价一年一调的惯例。
对此，国家能源局解释说：“并没有文件规定光伏电价一年调整一次。2013年8月，国家能源局制定了分资源区的光伏发电标杆电价政策，到2015年底才制定新的标杆电价政策。之后，2016年底、2017年底分别调整了一次标杆电价。历次价格调整都是根据技术进步、成本下降情况进行的，并没有固定调价周期。若留“缓冲期”会带来“抢装”问题，对产业发展造成负面影响。”
这还没完，国家能源局还表示：“一般光伏项目建设周期较短。普通光伏电站的建设周期一般为4-5个月，分布式光伏的建设周期更短。从实践看，一年调整一次价格并不能及时反映产业发展实际。据了解，德国实行固定补贴管理时，先是每年调整一次价格，后来组件成本下降较快，改为一个季度调整一次，再后来改为二个月调整一次。”
从官方文件惯常的措辞方式和背后蕴含意义来看，国家能源局其实已经是明确说明会继续缩短光伏电价调整周期、提高调价频率。所以，国内光伏企业在应对电价调整这一问题上，需要做好思想准备了，要有预见性的能够并网的项目尽一切可能提前并网，避免高频调价带来的损失。
先机4：尽快启动分布式发电市场化交易试点
分布式消纳是一大难题，目前，各地区的弃风弃光问题虽然有所解决，但问题依然严重，而市场化交易将有效解决这一问题。分布式发电与集中式发电供电方式相比，具有减少电力损耗、节省输电费用以及减少对土地和空间资源占用等诸多优势。
2017年10月31日，国家发展改革委、国家能源局联合推出了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，文件明确：为加快推进分布式能源发展，遵循《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）和电力体制改革配套文件，决定组织分布式发电市场化交易试点。
531新政推出后，国家能源局给出的几大支持光伏发展措施中，分布式发电市场化交易试点是其中一项。国家能源局表示：将在尽快完成分布式发电交易试点审核工作基础上，尽快启动分布式发电市场化交易试点，下一步重点开展以下工作：一是加快筛选分布式发电市场化交易试点项目，加快推出一批条件具备的项目和地区尽快启动试点；二是鼓励不需国家补贴的分布式光伏发电项目和利用存量开展试点的分布光伏发电项目。
国家能源局公布的数据显示，截至2018年5月31日，共有13个省市上报了35个分布式光伏试点项目。为加快推动分布式发电市场化交易试点的实施，能源局将在尽快完成分布式发电交易试点审核工作基础上，尽快启动分布式发电市场化交易试点。
未来，分布式新能源生产者和消费者有望通过互联网化的能源交易平台实现自由交易，到那时，弃光限电问题和并网难题将迎刃而解，光伏企业可以提前做好准备，尽早行动。
先机5：可再生能源配额制有望出台
在6月1日答记者问中，能源局方面指出几项重点工作，其中为解决光伏发电消纳问题，国家发展改革委、国家能源局明确：实行可再生能源电力配额制等。
华夏能源网了解到，可再生能源电力配额制早在2012年《可再生能源发展“十二五”规划》时就被首次提出，之后的几年内相关部门一直在尝试该规划的具体落地实施。
2018年3月23日，国家能源局颁布了《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》(以下简称《办法》)。这份政策中指出两个重要原则：一是政策的发力点应放在电力市场需求侧，如《办法》明确提出，“承担配额义务的市场主体包括省级电网企业、其他各类配售电企业(含社会资本投资的增量配电网企业)、拥有自备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等”。二是可再生能源电力证书要实现真正的自由交易，并提出各省级电网公司制定经营区域完成配额的实施方案，指导市场主体优先开展可再生能源电力交易。
配额制从需求侧（消费侧）规定最低的可再生能源电力消费比重指标，拉动消纳利用，更好地实现可再生能源健康发展。并且《办法》规定，对于未完成配额的主体，须通过向所在区域电网企业购买替代证书完成配额。这样就保证了可再生能源的规模发展空间。国家提出，到2020年，非化石能源占一次能源消费比重达到15%;我国在《中美气候变化联合声明》提出2030年非化石能源占一次能源消费比重提高到20%左右。而目前，我国非化石能源占比在10%出头，可再生能源未来拥有巨大的发展空间。
在《办法》实施两个月后，国家能源局在《通知》中又再提可再生能源电力配额制问题，可见对这项制度是寄予了厚望，在“难产”多年之后，配额制的推出有望加快。在531新政光伏市场全面承压之后，配额制有望给行业带来新的增长点，其中蕴含的商机非常之大。
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