突圍“531”，需要國家盡快出臺補充實施細則，適時調整光伏發電發展規劃，優化光伏發電的政策支持體系和市場發展環境，同時光伏發電企業自身也要進一步做好降本提質增效，共同推進光伏發電高質量發展，進一步鞏固中國光伏發電在全球競爭中已形成的產業優勢和領先地位。

6月1日，國家發改委、財政部、國家能源局聯合發布《關于2018年光伏發電有關事項的通知》(發改能源〔2018〕823號)。這則落款時間為5月31日的千余字通知，提出“暫不安排2018年普通光伏電站建設規模”，“加快光伏發電補貼退坡，降低補貼強度”，且規定自發文之日起實施，被業內稱為“531”新政。

沒有緩沖期，補貼退坡，電價下調，新增叫停，最嚴光伏新政在業內掀起巨浪。在“531”新政的沖擊下，資本市場光伏板塊大幅縮水，30多家A股光伏上市公司在短短3個交易日里蒸發市值600多億元。6月3日，11位光伏企業負責人聯名向新華社遞交緊急訴求函，呼吁國家“放光伏產業一條生路”。6月6日，國家能源局作出正式回應，召開光伏行業協會企業代表座談會。

在政策透明度越來越高的今天，“531”新政正式發布前，業內并沒有收到相關征求意見稿。而按照2016年12月制訂發布的國家《太陽能發展“十三五”規劃》，將在2020年實現光伏發電平價上網。國家能源局突然按下快捷鍵，給光伏企業打了個措手不及。一位光伏龍頭企業部門負責人在接受記者采訪時說：“‘531’新政對光伏行業來講是有沖擊，沖擊背后倒不是說文件的大方向有問題，文件精神與光伏行業10多年來發展和追求的方向是一致的;但是文件出臺太突然，使整個行業都沒有前期準備，而且文件出臺之初，對一些細節的表述也不是很明確。”這里所指的細節，其中包括“630”問題。自2016年以來，國家對上網電價和補貼額度以年為單位進行調整，且適用于第二年的6月30日前并網的電站。

就“531”新政，另一位不愿署名的業內專家給記者發來了書面回答。他認為，新政與以前發布的文件相矛盾，叫停2018年普通光伏電站和5月31日后并網的分布式光伏電站的中央財政補貼，嚴重損害了光伏投資主體的合法權益。

發布月余，“531”新政“急剎車”效應在光伏發電業內逐漸放大。無論是中、東部分布式光伏發電站，還是西北大型光伏發電基地，沖著政府已承諾的電價和補貼，分秒必爭的“630”搶工潮比往年更為激烈。頂著風，淋著雨，在茫茫戈壁灘的深處，光伏電站的建設者們夜以繼日地施工安裝。記者在西行的采訪中，見證了半年多建成的100萬千瓦的光伏電站并網送電，幾十公里長的送出線路從設計到送電在一兩個月內成為現實。這批帶著政策烙印、在“630”搶工潮中誕生的光伏電站，能否從“531”新政中突圍，不但關系到光伏電站自身的生存和發展，還決定了我國光伏行業的前途與命運。

完善光伏補貼退坡機制促使光伏發電市場平穩發展

以2006年1月1日實施的《中華人民共和國可再生能源法》為標志，在國家政策的扶持下，我國光伏發電在10余年里從小到大、從弱到強，發展成為規模全球第一、技術世界領先的光伏發電大國。據中國光伏協會(CPIA)統計數據顯示，進入“十三五”時期，我國光伏發電年平均裝機增速高達75%，截至2018年4月底，全國光伏發電裝機已超過1.4億千瓦。

在現有上網電價和政府補貼的雙重保障下，較高的投資回報率刺激我國光伏發電發展失控。2017年新增光伏并網裝機容量就達到5306萬千瓦，同比增長53.6%。其中全國分布式光伏新增裝機量達到1944萬千瓦，遠超前五年分布式光伏總裝機量，在新增裝機里占比達到36.6%。分布式光伏發電的爆發式增長，使得原本捉襟見肘的可再生能源發展資金入不敷出。截至2017年底，累計可再生能源發電補貼缺口總計達到1127億元，其中光伏補貼缺口455億元(占比約40%)，并呈逐年擴大趨勢，目前已超過1200億元，直接影響光伏行業健康有序發展。

導致政府補貼缺口不斷擴大的另一個原因是可再生能源發展基金應收而未收，補貼資金來源不足。據財政部、國家發改委、國家能源局三部委印發的《可再生能源發展基金征收使用管理暫行辦法》(簡稱《暫行辦法》)，我國可再生能源電價附加從2012年1月1日起按8厘/千瓦時開始征收。此后，國家又先后兩次調高征收標準，從2013年的1.5分/千瓦時提高到了2016年的1.9分/千瓦時，要求確保資金應收盡收。但事實上，自2012年開征以來，全國約有1.42億千瓦(截至2016年底統計數據)的自備電廠，對應年可再生能源附加費約為110億元，這部分經費一直沒有收上來。雖然國家發改委辦公廳在3月22日下發了《燃煤自備電廠規范建設和運行專項治理方案(征求意見稿)》，對全國燃煤自備電廠的建設和運行提出了24條整治意見，但至今正式稿還沒有發布。

我國光伏發電產業規模以年度翻番的速度擴張。隨著上游多晶硅板及其他光伏裝備造價的大幅下降，2017年我國光伏電站平均建設成本已降至約6元/瓦，平均度電運行成本降到了約0.5元/千瓦時。今日，光伏發電的量與價已雙雙超出《太陽能發展“十三五”規劃》提出的到2020年總裝機1.1億千瓦并實現平價上網的目標。

一頭是國家光伏補貼財政壓力驟增，補貼資金缺口越來越大;另一頭是我國光伏電站爆發式增長，光伏發電市場高燒不退。對此，中電聯行業發展與環境資源部副主任薛靜認為，市場調控應該有個過渡，不應當采取斷崖式的補貼退坡方式，需要有個緩沖期讓市場平穩發展。在光伏發電規劃和發展時序失控的情況下，如果把政府調控失策的后果強加到企業身上，只能說是政府調控手段的失信。在電力體制改革深入推進的背景下，電力市場化交易不斷擴大，在可預期的國家補貼基礎上，隨著電站建設成本的逐步下降，新能源項目成為好的投資渠道，從而助推了分布式能源、多能互補項目等終端能源進入市場。但是“531”新政這種方式，恰恰給這類新能源項目潑了冷水，這不利于我國能源結構的調整和能源綠色轉型戰略的推進。

在風電、光伏發電等新能源發展初期，國家為了培育和扶持新生產業，出臺支持性政策，或者直接給予較高的財政補貼，這是世界各國通行的做法。隨著光伏設備造價、電站建設成本的大幅度下降，實行補貼退坡制也是國際慣例。薛靜認為，我們的問題在于，國家在補貼退坡方面沒有形成明確的機制，補貼退坡的穩定性和規律性沒有，企業對補貼退坡缺失預期，這樣只會進一步助長我國光伏發電市場的動蕩。比如年年上演的“630”現象，這是市場行為，不是企業的錯，是政府在補貼退坡制度方面沒有做好。我們需要結合電力市場建設，抓緊完善補貼退坡機制建設，設定補貼退坡時間表。這樣投資主體才可以做到心中有數，并據此測算出項目的投資收益率，做好技術創新和投資創新，進而形成光伏發電發展的倒逼機制，最終促使光伏發電市場平穩回落。

實現光伏平價上網必須邁過非技術成本高的門檻

我國的光伏發電規模化發展始于2011年。當時基于兩個背景，一是為應對2010年歐美光伏雙反后產能的內部轉移，支撐國內光伏制造業的進步;二是國內大范圍霧霾天氣等環境問題更為迫切需要清潔化的能源供應。在國家政策的支持下，我國光伏產業經過近8年的快速發展，已形成了完整的產業鏈;光伏產品和設備成本已經大幅下降，全球10大光伏企業中有8家為中國的光伏企業;光伏發電技術全球領先，光伏發電裝機容量占到全球的70%以上，累計裝機規模連續3年位居全球第一。然而，即使在發電裝機規模全球最大、發電技術全球領先的情況下，我國光伏發電成本卻是全球最高的幾個國家之一。某光伏龍頭企業部門負責人在接受記者采訪時說：“導致我國光伏發電這種怪象的原因，已不是光伏行業自身的問題了，而是光伏發電的非技術成本太高，在土地費用、融資成本和并網成本這三個環節上尤為突出。”

據該負責人介紹，公司2017年在沙特阿拉伯中標的光伏電站上網電價折合成人民幣為0.12元/千瓦時,該項目在中東地區的融資貸款利率只有2%且放貸期限是20年,作為民營龍頭企業的該公司在國內項目同期融資貸款利率高達14%;此外,中東地區沙漠化土地是免費征用,而同期在國內西北荒漠化戈壁灘的征地費畝均1800余元,有的甚至已高達3000多元。并網成本高，更是國內光伏發電行業的一個普遍現象。在青海某剛剛建成的100萬千瓦光伏電站，工程項目建設負責人給記者介紹，該電站同期投資上億元配套建設了一座330千伏升壓站，投資5000多萬元建了一回45公里和一回12公里的330千伏輸電線路，并將自行負責這些輸電設施的運營維護。據業內人士統計，近幾年來國內光伏電站自建的輸電設施資產被電網企業回購比率不超5%。

“我們比誰都希望光伏發電能盡快實現平價上網，只有平價上網才能使光伏發電在電力市場優選中獲得更廣闊的發展空間。但是社會不能把所有的壓力都轉嫁給光伏行業。因為并不是光伏行業自身沒有做好，我們的規模、產品工藝、發電技術等都走在了世界前列。”這是記者在光伏發電企業采訪中聽到最多的聲音。

其實，國家能源局自2015年開始組織實施的“光伏領跑者計劃”，已經從光伏發電技術進步、產業升級、市場應用和成本下降四方面進行實踐探索。2018年青海格爾木光伏發電應用領跑者基地中標的上網電價為0.31元/千瓦時，已低于當地0.32元/千瓦時的煤電上網標桿電價。可見，在我國西部等太陽能資源富聚區，當電站建設的非技術成本被嚴格限定時，平價上網已成為現實。

當前，如何有效降低光伏發電的非技術成本?中電聯行業發展與環境資源部副主任薛靜指出，首先是要抓好《關于減輕可再生能源領域企業負擔有關事項的通知》的落地。各級電力行政主管部門要進一步做好光伏電站的規劃和布局，在中東部地區，尤其是在江浙等經濟發達省份，多布局不占用土地的屋頂光伏，加快工業園區屋頂分布式光伏電站建設;做好農村配電網的升級改造，把光伏發電發展與農村小城鎮建設結合起來，促進美麗鄉村建設。在青海、新疆、甘肅等光資源富聚的西北地區，建設集中式的大型光伏發電基地，國家要指導地方政府在荒漠化土地征用方面制定優惠政策。國家要鼓勵金融機構擴大綠色金融業務，繼續加大對光伏發電項目的金融支持力度。而光伏電站并網成本問題，既有電源電網建設周期不同步原因，也有電力管理體制方面的原因。光伏電站建設周期長則一年，短則只需數月，而電網規劃建設長則數年，短時也需要一年半載，電網建設滯后不可避免。現在關鍵是要把已經建成投運的電站輸配電設施盡快納入地方的電力規劃之中，這樣才能計入輸配電價成本的核定之中，以掃清電網企業回購這類資產的障礙。

實施可再生能源電力配額制是光伏可持續發展之根本

在國家政策支持和技術進步的雙重作用下，我國光伏發電實現了超預期的爆發式增長。特別是隨著風光互補、水光互補、風光儲等多能互補技術的成熟，一批裝機超100萬千瓦的大型光伏電站相繼投運，光伏發電的規模效應和供電可靠性逐步顯現，可再生能源電力已成為我國電力綠色轉型的生力軍。但隨著我國電力供需相對寬松，雖有國家全額保障性收購的政策性支持，但是在新疆、甘肅等新能源富集區的棄光率仍高達20%，棄風棄光問題已成為制約我國可再生能源電力可持續發展的又一重要因素。

棄光限電一方面直接減少了光伏電站的收益，同時也間接增加了光伏發電的度電成本。業內專家認為，我國近些年來電力發展中頻頻發生的“三棄”現象，不是電力生產端出了問題，而是電力消費端出了問題，這需要國家出臺政策引導和支持綠色電力消費。而可再生能源電力配額制，就是在電力市場化機制下，以法定義務方式，要求電力消費中可再生能源必須達到最低比重要求的政策機制。在國際上，光伏發電的政府補貼也多用在電力消費端，這樣便于提高政府補貼的績效，比如美國實施的綠證配額制，覆蓋了地方政府、電網以及用電企業。

借鑒國際先進經驗，加快實施可再生能源電力配額制已是推進我國光伏發電可持續發展的重要選項。薛靜強調，通過實施可再生能源電力配額制，激勵和倡導增加電力綠色消費，促使中東部支持西部發展，全社會支持清潔能源發展，這是我國能源電力綠色轉型的重要途徑。

在實施過程中，國家應根據各省、市、區能源電力生產和消費實際，分配可再生能源消費占比指標，強制執行，剛性考核。通過考核驅動，充分調動地方政府支持光伏發電發展的主動性和積極性。過去，地方政府發展光伏發電的動力是來自于國家補貼、土地收入及稅收，今后要轉變成綠色能源電力考核的驅動。不但地方政府有可再生能源電力配額，電網和用電企業也要有可再生能源電力配額，以國家意志來引導全社會消費綠色電力。

在這個炎熱的夏季，當記者站在青海共和縣龍羊峽170萬千瓦水光互補電站30米高的瞭望塔上，放眼遠望，腳底下是上千萬片多晶硅板鋪就的藍色海洋，了無邊際，將千萬年來荒蕪貧脊的戈壁化為源源不斷的電能。擁有得天獨厚的資源稟賦，近1000萬千瓦光伏發電與1200萬千瓦水電共同支撐起了青海的“綠電9日”。水光互補，風光互補，風光儲，中國光伏發電從這兒起步引領全球，我們還會認為這些國家補貼沒有花在刀刃上?事實上，過去8年里，中國光伏發電雖有政策支持，但外有國際雙反，內有棄光限電，從篳路藍縷中成就全球第一。而全年光伏發電量也還才1182億千瓦時，僅占全國全年總發電量的1.8%，與西方光伏發達國家的占比還相距很遠。

積極推進風電、光伏發電等新能源發展，加快電力綠色轉型的步伐，既是我國落實能源四個革命的題中之義，也是不可阻擋的全球能源發展大勢。“531”新政注定會是成為我國光伏發展進程中的一個里程碑式的時間節點，在政府這場暴風驟雨式的強勢調控中，許多規劃中的在建和將建光伏發電項目正停工觀望，光伏發電的熱潮將逐漸落幕。

突圍“531”，需要國家盡快出臺補充實施細則，適時調整光伏發電發展規劃，優化光伏發電的政策支持體系和市場發展環境，同時光伏發電企業自身也要進一步做好降本提質增效，共同推進光伏發電高質量發展，進一步鞏固中國光伏發電在全球競爭中已形成的產業優勢和領先地位。