政策风险能否消除
有人将本次“5·31”新政的出台称为行业的供给侧结构性改革。诚然，针对行业乱象，政策确实能激发从业者进一步从技术层面出发降本增效，另一方面也有效为后续乱象的消除奠定基础，但是对于企业而言，长期的艰难确是必经的道路。
没有政策上的支持和引导，中国光伏产业很难取得今日的成就。但政策的突变，有时又会给行业带来巨大的压力，甚至“休克”。不只全国层面的政策，一些地方性的政策或规定更是让人“眼花缭乱”。政策，到底是推动行业积极发展的“靠山”，还是阻碍行业发展的“大山”，一字不同，却差异巨大。“5·31”光伏新政的压力还未完全显现，某些地方政府施行的“新政”又在加大企业的生存压力。
实际上，“领跑者计划”推进到第三批，国家能源局从前期的基地申报等方面努力降低投资企业的非技术成本。比如国家能源局在《关于推进光伏发电“领跑者”计划实施和2017年领跑基地建设有关要求的通知》中曾明确，“基地所在地省级电网企业应负责投资建设基地的电力送出工程，至少应承诺投资建设基地配套的汇集站及以上输电线路，承诺投资建设基地各项目升压站之外全部电力送出工程的优先。” “在基地所在地政府与电网企业约定在一定期限内由电网企业回购电力送出工程资产的前提下，地方政府可采取其他方式统一建设接网及汇集站等电力送出工程，但不得由基地内项目投资企业分摊工程费用。 ”
公共媒体报道，青海德令哈、格尔木两个领跑者基地要求各投资企业签署《光伏发电“领跑者”应用示范基地电网送出及公共基础设施共建工程建设协议书》，其中建设内容包括330kV变电站扩建工程、110kV升压站及配套工程、新建110kV线路以及光伏发电站前期咨询。这意味着领跑者基地办将上述内容统一打包招标，并要求企业均摊外线工程费用。
但根据国家能源局文件，汇集站及以上的输电线路应由省级电网投建或者在一定期限内承诺回购这部分资产，而在青海两个领跑者基地中，原本应由企业自建的110kV升压站却被地方政府强制打包对外招标。根据中标价格，青海领跑基地每100兆瓦的项目大约需要均摊6000万元的外线工程费用，这6000万元包含了330kV汇集站、送出线路以及110kV升压站的建设费用。而企业测算，根据市场价格，这个费用大概为4000万元左右，中标价格相当于高出正常市场价格的50%。
黑龙江省工信委在2018年电力直接交易培训总结会上提出，要降低国家文件规定的可再生能源发电保障利用小时数，要求发电企业按照低价参与电力直接交易。这又将给光伏发电企业带来很大损失。
厦门市集美区城市管理行政执法局发布《关于商请供电部门协助查处太阳光伏发电设备建设问题的函》，认定利用屋顶建设太阳能光伏发电设施的行为一律按照违法建设处理，要求供电公司暂停对利用太阳光伏发电设备的用电申请及相关协议的签订。
能否搬开“几座大山”
据财政部统计，到2017年底我国可再生能源补贴缺口总额为1000亿元，其中光伏补贴缺口占到近一半份额，约496亿元。
实际上，一直以来严重的拖欠补贴已经导致了光伏电站投资企业的现金流紧张，很多企业不得不靠举债扩张，这也导致在当前的产业环境下很多光伏企业都出现现金流危机。部分电站投资商表示，前五批补贴目录中的项目有部分也已经被拖欠了超过一年的补贴了，而第六批补贴目录中的项目拖欠比例则更高。
据统计，从2000年到2017年这近20年间，国家共计为国内煤电脱硫脱硝补贴了超过2万亿元，现在每年超过1200亿元，近二十年来平均每年的补贴也在1000亿元左右。国家发改委能源研究所研究员周大地认为，不能因为补贴有缺口反过来限制光伏产业的发展，尤其是在国家转向高质量发展阶段，建立资源节约型环境友好型社会的历史节点，就要大力发展生态文明建设，为环境多付点钱，是很正常的现象。
弃光现象现在也一直是压在光伏企业心中的一块巨石。2015年上半年，国家能源局首次公布的光伏发电运行情况显示，甘肃省弃光电量11.4亿千瓦时，弃光率28%，新疆弃光电量5.41亿千瓦时，弃光率19%。2015年，甘肃弃光率达31%，新疆为26%。好在这一座大山正在消融。2017年弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，同比下降4.3个百分点。国家能源局相关领导表示：“中国将在2018年明显减少‘三弃’电量，到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。”
2018年上半年，弃光电量30亿千瓦时，同比减少7亿千瓦时，弃光率3.6%，同比下降3.2个百分点。有22个省(区、市)没有弃光限电，另有6个省(区)弃光率在5%以下，弃光率超过5%的只有甘肃、新疆、陕西3省(区)。
在光伏行业，因为中国光伏企业崛起的时间不长，又长期面临补贴拖欠等情况，企业资金储备较为薄弱，基本上都面临一定的资金压力，所以大多数企业都是依靠举债实现高速扩张。而自2008年全球金融危机以来，资金成本成为光伏企业的另一座大山。尤其“5·31”新政后，民营企业资金压力更为严峻。“一般能获得银行贷款的民营光伏电站投资企业都必须是上市公司，目前来看，贷款利率要在基准上浮15%~30%的水平，但因为银行贷款对于民企的授信额度是有限的，所以这些企业约有一半以上的项目需要通过融资租赁的形式来获得贷款，贷款利率可能要达到8%~10%，甚至10%以上的水平。”中国电力投融资联盟秘书长彭澎介绍。根据某企业光伏电站财务模型核算，在其他边界条件不变的情况下，贷款利率每上调1%，资本金内部收益率将降低约10个百分点。更为严重的是，在当前的金融环境下，光伏行业存在的“弃光限电”“补贴拖欠”等问题使金融机构对光伏企业严重缺乏信心。
公开数据还显示，2018年以来，包括神雾环保、富贵鸟、凯迪生态等10余家上市公司债券违约，涉及金额合计超过160亿元。尤其是5月份，连续16年入选“中国民营企业500强”的盾安集团爆出流动性危机，各项有息负债超过450亿元，震惊资本市场。长江证券研究所认为：外部融资条件恶化是信用违约产生的重要原因，尤其在今年信用收缩的背景下，再融资压力或是信用风险加速暴露的主要原因之一。
在当前的经济及产业环境下，各种大山已经成为光伏企业不可承受之重。据测算，项目的开发成本每提高1%，项目的收益率将下降1.7%。行业媒体曾分析了国内外某些具有一定标志性项目在各方面成本数据对比，并对此进行了详细的分析。
从图表可以看出：光照资源差异较大，海外主要市场辐照度较国内更高，等级基本相当于国内一类资源地区。输配线路成本差异明显，海外电站输配电等配套设施多由政府或电网公司承担，可节省约10%的投资。资金成本差异明显，国内贷款利率普遍比国外高3%~4%;“5·31”新政影响下，这样的差距可能进一步拉大。税收补贴政策差异较大，美国提供总投资30%的抵税补贴;阿布扎比项目免征企业所得税。因此，同收益率情况下，国外项目电价比国内低46%~67%。
正信光电营销总裁李倩表示，这几年光伏行业技术更新快，成本价格大幅下降，实现平价上网是大势所趋。政府在平价上网最后一公里实施“无补贴”，顺应了当前光伏市场发展的整体趋势。事实上，国家在去杠杆过程中，不仅仅是光伏产业，备受关注的新能源汽车领域补贴也有所降低。欧盟各国的大方向是减少光伏补贴，使之更为市场化。德国作为欧盟的典型代表，其并网补贴自2009年后也大幅减少。德国2016年通过《可再生能源法》改革方案，自2017年起将不再以政府指定价格收购绿色电力，而是通过市场竞价发放补贴。在这样的情况下，大规模的光伏电站更容易降低成本，企业在前期需要投入的更多，拍卖机制对大型公用事业来说更受欢迎。此外，绿证在国外也得到了广泛推广。美国、英国、澳大利亚等国家实行“市场电价+绿证收入”制度，通过一些可行的手段，进行可再生能源绿色电力销售，减少政府的补贴，让更多人出于自愿目的来消费可再生能源。这些都值得我们借鉴。
>
>
