同时，鼓励金融机构加强支持力度，创新融资方式，加快推动已列入补贴清单发电项目的资产证券化进程。

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。所以，这一点不应把它理解为海上风电、光热项目已被排除在将来可再生能源年度补贴总额的范围之外，而是说新增的海上风电、光热项目不会自动地、单独地纳入中央财政补贴范围，它们会与光伏、陆上风电、生物质项目一样，要么一起接受筛选作为年度新增补贴总额范围内的待选项目，要么就一起平价上网。

电网企业根据财政部等部门确定的原则，依照项目类型、并网时间、技术水平等条件，确定并定期向全社会公开符合补助条件的可再生能源发电项目清单，并将清单审核情况报财政部、国家发展改革委、国家能源局。(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。(八)明确补贴兑付主体责任。第(十)条，说的是新能源项目如何实现融资。但对于可再生能源项目，至少有一点我们是可以做的，就是上面说的建议政府缩短补贴资金的拨付周期，这是金融机构在评估项目贷款时经常提出的问题。

自愿认购，也就是没有强制性，放在我国具体的国情之中，结果自然就是除了极少数有崇高信仰的以外，大部分的个人或企业都不会花钱去购买。但我一直认为，靠近用能中心的分布式光伏才是光伏使用的正确打开姿势，比起那些远离用能中心的集中式光伏电站，它的总体社会成本更低，而产生的社会效益更高，我个人是举双手赞成的。四、投资建议与投资标的光伏海外需求占比高(2019年为75%)，近期产业链公司受疫情影响导致的业绩不确定性明显上升。

其中信义光能和福莱特双龙头掌握规模(合计市占率超过50%，新增产能占比超过65%)、资源(石英砂自供、天然气直采、水运码头)和技术(高成品率、低能耗、千吨线运营能力)等核心优势，成本大幅领先。近期，国内疫情控制较好，去年结转的竞价项目、大型基地和领跑者奖励项目等均已开工，国内市场逐步启动;但海外疫情持续发酵，3月中旬产业链逐步感受到项目延迟、运输报关缓慢、资金人员受限等全方位影响，预计在二季度末遭遇需求最低点。根据我们的统计，光伏玻璃目前所有在产产能也仅满足130GW左右的组件需求;不考虑电站超配，光伏玻璃全年平均价格下降2-3元至26-27元/m2，龙头毛利率仍然在30%以上。建议关注产能持续扩张，成本优势明显，大窑炉运营经验丰富的龙头企业，包括信义光能、福莱特玻璃、福莱特

我们认为，光伏玻璃龙头长期成长性未变，成本优势持续扩大，安全边际充足，已进入绝对收益配置区间。短期来看，近期部分玻璃企业库存抬高，以及悲观情绪出现的超低组件报价等事件，四月份报价预计仍将下调。

近期，国内疫情控制较好，去年结转的竞价项目、大型基地和领跑者奖励项目等均已开工，国内市场逐步启动;但海外疫情持续发酵，3月中旬产业链逐步感受到项目延迟、运输报关缓慢、资金人员受限等全方位影响，预计在二季度末遭遇需求最低点。一、玻璃价格有所承压海外需求疲软导致下游压价情绪提升，玻璃价格有所承压。二、国内装机已然启动国内装机在经历连续两年调整后，或将是今年装机主力。国内装机启动不及预期;海外疫情演化超预期。

三、双龙头格局持续强化光伏玻璃是产业链上单耗和价格最稳定的环节，存量产能供给偏紧+新产能点火推迟+扩产周期长导致价格支撑力较强，而长期市场容量仍有数倍空间。目前行业基本实现100%复工，同时新的竞价政策已落地，结转项目并网延迟可能性大，全年预计为35GW(户用7GW+工商业和平价分布式4GW+领跑者特高压等6GW+竞价11GW+平价7GW);海外疫情虽未见拐点，假设经济停摆两个月后实现复工复产，影响约15-25GW装机量，全年预计为75-85GW。其中信义光能和福莱特双龙头掌握规模(合计市占率超过50%，新增产能占比超过65%)、资源(石英砂自供、天然气直采、水运码头)和技术(高成品率、低能耗、千吨线运营能力)等核心优势，成本大幅领先。受海外疫情发酵和下游高库存和发货不畅等影响，3.2mm光伏玻璃三月底报价下调1元至28元/m2，部分下调1.5元/m2;2.5mm光伏玻璃下调0.5-1元/m2;此次为2018Q3后光伏玻璃的首次降价。

建议关注产能持续扩张，成本优势明显，大窑炉运营经验丰富的龙头企业，包括信义光能、福莱特玻璃、福莱特。根据我们的统计，光伏玻璃目前所有在产产能也仅满足130GW左右的组件需求;不考虑电站超配，光伏玻璃全年平均价格下降2-3元至26-27元/m2，龙头毛利率仍然在30%以上。

四、投资建议与投资标的光伏海外需求占比高(2019年为75%)，近期产业链公司受疫情影响导致的业绩不确定性明显上升。短期价格仍将下探，全年价格中枢仍有支撑，预计为26-27元/m2。

但在节奏上，预计今年二季度末至三季度中旬全球年化需求最差，短期价格将会超跌;但参考531政策后光伏玻璃价格的走势，景气度会在落后小窑炉出清和需求逐步恢复后出现反弹。此外，其他厂商还面临资金、环保政策、客户资源等壁垒，双龙头格局将持续强化受到疫情影响，自1月初以来，澳元兑美元汇率已下跌了20%。2019年，可再生能源在电网并网方面面临了较大挑战，包括网络容量可用性、调试问题、边际损耗因子(MLF)和系统强度可变性等。由于风电光伏项目的大部分支出用于设备购买，而设备购买多以外币计价，因此澳元的暴跌对项目产生了重大影响。受到影响光伏项目开发商公司包括UPC、Neeo、Wollar Solar以及Canadian Solar等，Tilt和Goldwind等风能项目开发商也受到了较大影响。

这导致大型光伏和风能项目的资本支出增加，使原本可行的项目不再具有经济性。对项目经济的影响可能会延迟或取消其余项目的财务结算。

项目开发的疲软趋势一直持续到2020年，一季度破土动工的项目不到400兆瓦。2020年初，预计有2到3 GW的可再生能源项目完成财务结算并于今年开始建设，其中包括1.1 GW的风能和1到2 GW的光伏项目，目前，530 MWac的光伏发电能力和210 MWac的风能发电已完成项目结算，或者将在2020年开始建设。

延迟和取消的主要原因是澳元下跌。疫情严重打击了澳大利亚的可再生能源行业，致使2GW的光伏项目被迫推迟或取消。

这些问题再加上已经具有挑战的项目经济性，延缓了部分项目在2019年年底破土动工。随着设备成本的上升，资本支出增加，项目开发更加具有挑战。现金是当下额稀缺商品，短期内融资成为一个难题。而在澳洲的这几个州中，新南威尔士州是受影响最大的地区，因为65%的太阳能光伏发电和67%的风电项目都分布在这个州，这些项目本应在2020年完成，但仍未完成财务结算。

自一季度疫情爆发以来，建设步伐更加拖慢，开发商如今已陷入基础设施和经济障碍的双重泥潭一、原煤、原油和天然气生产及相关情况原煤生产由降转升。

3月份，进口煤炭2783万吨，同比增长18.5%;一季度，进口煤炭9578万吨，同比增长28.4%。一季度，发电15822亿千瓦时，同比下降6.8%。

3月份，发电5525亿千瓦时，同比下降4.6%，日均发电178.2亿千瓦时。二、电力生产情况电力生产降幅收窄。

其中，火电同比下降7.5%，水电下降5.9%，分别比12月份收窄1.4和6.0个百分点;核电增长6.9%，风电增长18.1%，太阳能发电增长8.6%。一季度，进口原油12719万吨，同比增长5.0%。3.数据来源进口数据来源于海关总署，其中3月份数据为快讯数据;煤炭价格数据来源于中国煤炭市场网;原油价格数据来源于美国能源信息署(EIA)。3月份，生产原煤3.4亿吨，同比增长9.6%，增速由负转正，12月份为下降6.3%;日均产量1088万吨，比12月份增加273万吨。

2020年1-2月份，我国太阳能累计发电量共179.2亿千瓦时，同比增长12.0%。3月份，生产天然气169亿立方米，同比增长11.2%，日均产量5.4亿立方米。

港口煤炭综合交易价格小幅下跌，4月3日秦皇岛港5500、5000和4500大卡煤炭价格分别为每吨540元、483元和432元，比2月28日分别下跌16元、19元和20元。一季度，进口天然气2466万吨，同比增长1.8%。

一季度，生产原油4857万吨，同比增长2.4%;加工原油14928万吨，同比下降4.6%。原油生产略有下降，加工量降幅扩大。