补贴退坡，上网电价下调，严控需补贴的光伏电站建设规模，鼓励平价光伏发电项目发展。光伏“531”新政（以下简称新政）的出台释放出强烈的信号——光伏平价上网时代已被“激活”。

　　从2006年“拥硅为王”催生出国内第一条千吨级多晶硅生产线，到2011年“双反”倒逼下以“国五条”为标志启动国内光伏市场，两年后以无锡尚德、赛维等光伏明星企业破产出局引发产业内第一次剧震，再到2018年新政赋予光伏行业的“成人礼”。十余年间，我国光伏产业摆脱“两头在外”的束缚，以53吉瓦（截至2017年底）的装机容量、95%的技术自有化和5000亿元人民币的产业链年产价值，成为领先全球的光伏发展创新制造基地。

　　基于能源革命，基于绿色发展，基于产业培育，对于光伏这样一个极具代表性的新兴产业，在培育初期以国家补贴为产业“造血”无可厚非。然而被冠以“断奶”之名的新政一出，业内的“集体恐慌”持续发酵，最直接的表现就是资本市场光伏板块集体下挫，31家A股光伏上市公司3个交易日蒸发市值654.06亿元；同时由于光伏产业发展以国家政策作为背书，新政直接影响到金融机构对行业发展稳定性的信心，部分金融机构对光伏项目融资和光伏企业贷款进行提前汇款或停止放款，融资环境受到冲击；另一方面，受指标严控，补贴缺口和无缓冲期的电价、补贴下调，使得部分项目面临亏损，施工企业和设备供应商濒临停产、裁员。可以预见，在短期内，没有掌握核心技术和成本优势的部分小制造企业将被加速淘汰出局。一时间，业内“断奶”后的痛哭声不绝于耳，在强烈的恐慌情绪下部分小规模光伏企业及落后产能仍被动地寄希望于残酷的行业洗牌可以晚一些到来。

　　的确，以新政激活的光伏平价上网时代的确比预期提前。按照国家能源发展规划路线，国内实现光伏平价上网的时间节点设定在2020年，而业内普遍乐观认为该时间可以提前至2019年。根据相关统计，在度电建设成本方面，目前国内光伏每瓦组件建设成本已从40~50元降低至4~5元，2009年光伏行业内“每瓦生产成本低于1美元”的梦想早已成为现实；在上网电价方面，光伏领跑基地项目通过竞争产生的上网电价，较当地光伏上网标杆电价每千瓦时下降0.19~0.31元，平均下降0.24元，其中最低电价为青海格尔木基地0.31元/千瓦时，已低于当地燃煤标杆电价。光伏平价上网或已具备充分理由。

　　或许，用“恰逢其时”描述“新政”出台的时机更为确切。从可再生能源基金收入的角度来看，长期以来，由于自备电厂基金欠收等历史欠账，征收率仅为75%，每年至少欠收200亿元。截至目前，累计可再生能源发电补贴缺口总计达1200亿元，其中光伏缺口已逾400亿元。从支出的角度来看，由于之前未对自发自用的分布式发电项目做配额制限制，近两年分布式光伏发电呈现爆发式增长，仅今年1~4月新增装机近900万千瓦，同比增长约1.8倍。建设规模失控的苗头与补贴承受能力严重失衡，财政压力骤增。超期的补贴缺口，导致新建光伏电站的现金流仅为正常值的20%~45%，发电企业欠补效应倒推至产业上游，形成贯穿全产业的债务链，系统风险急剧增加。从产能的角度来看，火热的光伏发电市场催生了光伏企业扩产的冲动，光伏制造企业纷纷扩大产能，产能过剩、产品质量和电站建设质量问题层出。

　　假设，2018年光伏电站的规模继续高歌猛进，“普天同庆”的光伏市场必将吸引更多良莠不齐的资本进入，而当光伏平价上网时代来临，必将引发更为残酷的产业整合；补贴难以维系的同时系统风险随之增大，不利于光伏产业的健康良性发展。或者说，迫使光伏产业从大到强的“成人礼”早一天比晚一天更好。

　　而今，新政出台对于指标严控和补贴退坡已落下实锤，我国光伏产业“烈火熬油”、追求规模扩张的时代已落幕，行业洗牌正推进着技术进步、发电成本降低和平价上网的进程；产业的优胜劣汰催促光伏行业从政策培育期走向竞争阶段的自然市场，促进行业资源向优质企业集中，进一步巩固光伏产业在全球领先地位，培育更多世界级光伏制造领军企业。

从政策托底市场转向自然竞争市场，非技术成本左右进程

　　价格是市场竞争中最核心的要素之一。电力的商品属性，决定了其在竞争阶段同样要遵循以质优价廉赢取市场份额的竞争法则。

　　通过十余年间自身的努力，我国光伏产业从无到有，从小到大；从硅材料到电池组件到电站建设，在不断的自我淘汰的过程中，已形成了具有较强国际竞争力的一体化全产业链。政策红利推动我国光伏产业规模持续增长，产业技术创新持续升级，下游应用市场蓬勃发展。而与此形成鲜明对比的是，在制造规模全球第一，技术研发全球领先的国家，却存在着发电成本高于国际水平的怪相，平价上网的进程与光伏强国的地位不相匹配。

　　协鑫新能源总裁孙兴平曾表示，平价上网才能使光伏行业获得更大的发展空间，但平价上网的突破不仅仅取决于技术进步和上游制造业成本降低这两大因素，发电项目的土地、税收、融资等非光伏成本正左右我国光伏平价上网的进程。实现平价上网需要光伏行业自身的努力，同时也需要政策创新形成合力。

　　据了解，土地成本及不合理收费，已成为干扰光伏发电成本下降绕不开的因素。2015年国土资源部曾下发《关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》，提出采取差别化用地政策支持新能源等新业态发展。光伏、风力发电等项目使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地的，对不占压土地、不改变地表形态的用地部分，可按原地类认定，不改变土地用途，在年度土地变更调查时作出标注，用地允许以租赁等方式取得，双方签订补偿协议，用地报当地县级国土资源部门备案。

　　但是在项目的实际开发过程中，差别化用地政策落实程度不一，大多数地区对占用未利用地、农用地的光伏项目办理转建设用地手续，大幅提高了建设成本。以20兆瓦的光伏电站为例，工业用地出让按最低价标准约为4万元/亩，仅新增的土地成本就要超过2000万元，如果在建设用地费用高的地区成本则更高，这对中东部地区光伏发展造成很大影响。

　　同时，税收等不确定因素加重企业负担。根据《耕地占用税暂行条例》，“人均耕地不超过1亩的，单位税额为每平方米10元~50元”，即对于耕地占用税具有5倍的调整空间。而根据《城镇土地使用税暂行条例》的规定，城镇土地使用税采用有幅度差别定额税率：大城市1.5~30元，中等城市1.2~24元，小城市0.9~18元，县城、建制镇、工矿区0.6~12元，调整空间达到20倍。由于地区间税收执行标准不统一，相关部门自由裁量权较大，造成光伏发电项目难以把控投资风险。此外，相比国际上的税务投资人概念，即全社会投资免税，国内的社会税收政策对光伏等新能源的支持力度仍显单薄。

　　最后，融资成本过高掣肘光伏发电的市场竞争力。由于光伏电站建设具有建设资金密集的特点，一次性资金投入高、回收周期较慢，前期需要大量的资金介入，良好的融资环境和有力的金融支持成为光伏实现平价上网的关键节点。随着美国减税加息、国内发展实体制造经济等政策调整，将引起国内其他主体经济体被迫加息以应对本国资本外流的风险，这导致企业直接融资成本增加；与此同时新政出台引发资本对光伏产业发展信心受挫，融资形势更为紧张。目前国内光伏电站的贷款利率徘徊在6.5%，上浮至10%时有发生；全社会平均融资成本7.6%，与海外市场融资成本普遍低于2%差距较大。

　　相关统计显示，在国内市场，由国家能源局组织招标的10个应用领跑者基地，由于对土地税费等建设边界条件有严格把控，中标价格普遍低于同类资源区光伏电站上网标杆电价，青海格尔木基地已实现低于当地燃煤标杆电价，协鑫集团在青海领跑者项目的投资招标中也已报出0.32元/千瓦时的价格；而在海外市场中，由于更为优越的建设边界条件，2016年晶科电力以2.42美分/千瓦时中标阿布扎比光伏项目，2017年协鑫集团在中东、墨西哥等地区和国家参与的光伏电站招投标中报价均已低于0.2元/千瓦时且保持盈利。种种实践直观地反映出，在光伏发电的成本之争已经从组件成本上升为电站的系统成本之争时，非技术成本是电价居高不下的主要推手。当土地税费、融资成本等边界条件均被设定和满足，光伏发电或许可以自然而然地从“贵族化”走向“贫民化”。

　　新政的出台将不可避免地造成行业在一定时间内的萎缩，而及时降低转嫁给光伏行业的非技术成本可以在一定程度上减缓行业的大起大落。目前，国家已明确表态支持企业在西部荒漠地区建设大型可再生能源基地，急需政府尽快出台配套措施降低土地使用成本，对于荒漠化地区免征土地使用税。同时，促进金融界与新能源产业的拥抱力度，推进金融创新，以更为优惠的贷款政策推动光伏平价上网进程。

　　正如光伏“领跑者”和我国企业在海外市场的实践所印证的，当非技术成本被有效剥离，至少在西部等太阳能资源好的地区，即时即刻可以实现不需要补贴的平价光伏发电，以此进一步扩大新能源的市场规模，同时拉动国内市场对上游产品的需求，平复新政引起的产业链震荡，整个行业也可以从补贴下的政策市场向平价的自然市场实现平稳过渡，我国未来的光伏产业和能源转型也可以在良性循环的轨道上持续加速。

从政策驱动切换到考核驱动，需要完整的配套政策体系

　　根据多家主流咨询机构预测，2018年我国光伏装机容量在新政对于规模指标的严控下会出现急剧下滑，乐观估计保持35吉瓦规模，而悲观预期将跌至25吉瓦，相当于2017年装机规模的腰斩。在新政出台后的一个月，光伏产业经历的“六月寒”，使该行业“从春天极速迈入寒冬”的说法不绝于耳。

　　行业恐慌未必是杞人忧天。在2012年德国取消光伏补贴后，装机容量从7.6吉瓦断崖式下跌至3.3吉瓦，随后每年新增装机仍保持在1~2吉瓦的低位徘徊，规模缩减产生的压力最终传导至上游生产制造端，导致德国本土光伏生产企业在1~2年内相继沉沙折戟，而这也正是国内光伏企业的普遍担忧，生产制造端的停工停产不仅关乎百万职工的就业，同时工艺和科技创新的停滞也将影响到光伏产品在全球市场的竞争力和整个产业链的影响力。

　　当前，我国能源转型和绿色发展正处于压力叠加、负重前行的关键时期。光伏产业作为我国着重培育的战略性新兴产业，无论从能源价值、环境价值，亦或是国家能源安全战略的需求，都满足国家利益的发展需要。在长期“营养不良”的条件下光伏行业能否挺过“寒冬”，还要看国家在尽力弥合补贴缺口的同时，是否能在配套政策上“切换频道”，将可再生能源在能源系统中的占比要求从“软性”调为“刚性”，从利益驱动转向考核驱动，以此倒逼新能源发展。

　　据了解，在新政未出台前，部分地方政府觊觎光伏行业的利润空间，以资源出让费等形式将本应由地方政府承担投资责任的社会公益事业投资转接给新能源企业或向其分摊费用，以“捆绑销售”绑架项目业主，使得光伏项目除平价上网之外还背负了更多的“义务”。在新政出台后，光伏企业收益率将大幅缩减，“无利可图”也在一定程度上打击了部分地方政府发展新能源的积极性。换句话说，光伏平价上网进程的快慢，在某种程度上还取决于地方政府对于能源转型的态度。

　　今年3月，国家能源局发布了《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，制定了各省级行政区域的市场主体非水可再生能源电力配额指标，根据要求，2017年度全国还有21个省（区、市）未达到2018年配额指标。

　　业内相关人士建议，绿证与节能减排指标相挂钩、与可再生能源配额制相配合，是实现刚性考核的有效方式。目前实行的自愿认购制度，使“谁来买单”的问题悬而未决。去年7月国家正式实施可再生能源绿色电力证书自愿认购制度，希望借助社会力量缓解国家补贴压力，营造全社会消费绿色电力的良好氛围。但实际的推行效果却不尽如人意——截至2018年6月累计出售绿证27250个，由于光伏项目补贴强度超过风电较多等因素，光伏绿证交易量仅为149个。

　　相关人士表示，目前绿证的购买者多为用电企业和个人，是全社会绿色环保意识觉醒的体现。而绿证与节能减排指标相挂钩，可以从更广义的角度定义购买者的范围，促进绿电的消纳和发展。比如一个企业在生产过程中造成了粉尘等环境污染，是否可以考虑通过购买绿电来抵消？在国家控制光伏规模后，传统发电装机占比较大的发电企业是否可以通过购买绿证来调整其装机占比，避免可再生能源配额制附加于发电企业后可能引发“重建轻用”的倾向，加剧可再生能源消纳问题。当然，政策的制定取决于国家对于光伏产业发展的希冀和推动能源转型的战略布局。

　　从另一个角度来说，新政出台后的产业整合是我国光伏市场化进步的要求，光伏产业若要加强市场化，则需要增加更多市场化的手段，降低光伏发电市场化交易的成本。通过上网标杆电价，光伏发电被赋予了其能源价值；可再生能源基金体现了其减排价值和环境价值。当补贴退坡和新能源的环境效益逐步凸显的时候，绿证既是全社会履行绿色发展社会责任的有效渠道，同时也是新能源实现市场化的重要媒介。

　　正如我国光伏发展历程中由“度电补贴”替代“事前补贴”遏制住了“骗补”乱象，新政作为能源体系和发展轨迹中的重要环节，给“持续高热”的光伏产业下了一剂“退烧药”，扶正这个能源领域的“新兴事物”走上理性、高质量发展的轨道。而光伏行业再“热闹”，其在我国能源系统中的占比依然很低的事实不可忽视。

　　据了解，尽管我国新能源弃风弃光率逐年下降，但未上网的发电成本仍需平摊到上网电量中，消纳问题也是导致光伏发电成本较高的因素之一。相关业内人士呼吁，在目前“领跑者”的实践基础上，在青海、新疆等太阳能资源较好的地区尝试探索类似改革试验区的平价上网基地，以特高压为“主动脉”，点对点输送至江苏、浙江、河南、山东等缺电省份，在技术上解决负荷差异引起的消纳问题的同时，配套政策性银行介入和相关土地税费减免等政策，以平价上网为契机，进一步促进可再生能源占比提升。

　　回过头看，任何一个行业从稚嫩走向成熟，都离不开完整的配套政策体系。光伏产业的长远发展，不仅涉及新能源与传统能源、新能源与电网等能源系统的内部问题，同时还牵扯到金融、地方政府等各种外部利益协调。光伏行业高质量发展需要国家以坚定的绿色发展理念和深化能源革命的意志为基础，调整光伏产业发展布局，优化营商环境，使发达地区承担更多消纳清洁能源的责任，推动我国能源转型向纵深发展。