无补贴项目大门打开 倒逼光伏成本降低

8月30日，国家能源局综合司印发《关于无需国家补贴光伏发电项目建设有关事项的函》指出，根据“5·31”政策规定“鼓励各地根据各自实际出台政策支持光伏产业发展，根据接网消纳条件和相关要求自行安排各类不需要国家补贴的光伏发电项目”。因此，对此类不需要国家补贴项目，各地可按照国家有关可再生能源政策，结合电力市场化改革，在落实土地和电网接纳条件的前提下自行组织实施，并将项目情况及时抄送国家能源局。

8月30日，国家能源局综合司印发《关于无需国家补贴光伏发电项目建设有关事项的函》指出，根据“5·31”政策规定“鼓励各地根据各自实际出台政策支持光伏产业发展，根据接网消纳条件和相关要求自行安排各类不需要国家补贴的光伏发电项目”。因此，对此类不需要国家补贴项目，各地可按照国家有关可再生能源政策，结合电力市场化改革，在落实土地和电网接纳条件的前提下自行组织实施，并将项目情况及时抄送国家能源局。

资料显示，这些无补贴项目将于2018年10月10月前后开始申报，2019年3月前后开工，2019年9月30日前或者12月30日前并网发电。有企业透露，这批项目意在降低电价，对是否使用高效组件可能并不会特意说明，这将更加有利于企业根据专业的设计来降低成本，毕竟提升发电量才是降低发电成本的最有力武器。

能否倒逼非技术成本降低

光伏企业成本可区分为技术成本和非技术成本。技术成本可以通过大力推动技术创新降低。在光伏行业中，硅一直是太阳能电池的首选材料，其具有价格低廉，稳定高效的特点。硅太阳能电池的理论光电转换效率的上限值为33%左右，但在现实生产中，商品硅太阳能电池的光电转换效率仅为12%~17%之间，质量较好的高效硅的太阳能电池的光电转换效率也只在20%~25%之间。

在光伏企业中，光电转换效率制约着光伏发电成本，这是因为太阳光的波长大多在250nm~2500nm之间，传统的硅电池片只能吸收300nm~1100nm之间的波长，故大力推动技术创新的点在于，研发高效的硅电池片材料，扩大硅电池片能够吸收波长的范围，这样才能从根源上提高光电转换效率，并降低光伏发电成本。

随着光伏技术的不断革新，我国光伏产品成本快速下降、效率不断提升，而与之相对的是光伏非技术成本不升反降。晋能科技总经理杨立友博士表示，“5·31”新策的出台，正是为了推动我国光伏发电平价上网的进程，通过设立无补贴项目，推动高性价比产品的应用，通过技改提高产品效率、压缩技术成本，通过政府协调压缩非技术成本，从而尽快实现用电侧和发电侧的平价上网。目前我国已经出现了部分地区工商业电价、大工业电价高于光伏标杆电价的情况，初步具备实现平价上网的基础。无补贴项目的推进主要取决于电站开发商和投资商能否盈利。而随着制造成本的降低、高性价比产品的推广、非技术成本的控制，相信平价上网时代很快就要到来。

就非技术成本而言，中国的限电、土地费用、融资成本、送出费用一直是压在中国光伏行业上的四座大山，此前，光伏行业还能依靠补贴政策，而今政府如果希望光伏行业实现良性发展，首要是给其创造一个良性的发展环境，光伏行业的“最后一公里”如果不能用财政补贴去支持，给予政策上的支持是不可或缺的。

在非技术成本中，土地租赁成本、接网费用占比较重。以现有的每千瓦时电成本来看，0.6元/千瓦时的价格如果去除非技术成本，价格可以达到0.4元/千瓦时左右。以土地成本为例，各个地方的拿地成本不尽相同。山东每年5元/平方米，而“领跑者”项目通过政策以及政府干预，其土地成本可以降到2元/平方米左右。业内人士表示，当前光伏电站的平均土地成本已经超过了0.1元/瓦,有的地区要求一次性支付20年租金，这对于光伏电站开发商来说是一笔不小的支出。个别地方还存在诚信问题，建设之初承诺的荒山荒地在电站建成之后转眼成为林地，要求光伏企业支付植被恢复费用，个别地方还出现了修路、青苗补偿等情况，更加重了企业负担。2017年8月28日，微山县人民政府发布《关于环保督察第十三批822-182号转办件办理情况的报告》，对南四湖省级自然保护区的6处光伏电站共计298兆瓦进行了停电断网及拆除处理。而这些都只是土地成本中的冰山一角。

通过国家能源局相关文件下设的无补贴指标，在一定程度上可以合理规范地方政府在土地成本方面对光伏企业的要价。此类指标下的光伏电站将无法从国家获得任何补贴，光伏企业对电站的开发也将更趋向于合理性。毕竟，无补贴项目在技术成本的控制上，并非任何企业都可以染手。

除土地成本外，接网送出费用也是电站成本中的大头。按照规定，光伏电站的并网和送出工程应由电网来负责，而在实际电站建设过程中，多数是由电站开发商投资建设的。一方面，电网企业的投资管理与光伏电站投资管理模式不同。电网企业所有的输变电投资，要求纳入前一年年度综合计划，也就是说光伏电站并网和送出工程应在一年以前在电网公司备案，而光伏项目建设周期短，项目开发建设一般没有严格的规划计划。另一方面，国有企业所有的物资采购必须招投标，在前一年综合计划里面纳入的项目才能在第二年的物资采购中去招投标，而且招投标过程正常程序需要三个月。而光伏电站的特性是早发电早受益，一般业主等待不了这么长的时间。根据规定，电站的送出工程和站外升压站如果是开发商建设的，电网应该按照协议或者第三方评估的投资额进行回购，而实际上回购率只有5%左右。并不是电网不愿意回购，为保证国家整体大电网的安全，其回购需要满足电网建设和运维的标准，新设备要进网必须符合电网的管理要求。早期光伏企业为抢“6·30”所修建的送出站和接入站，电网公司接手后，仍需投入大笔资金更换满足电网要求的设备。因此，规定光伏示范项目由地方发改委协调降低相关非技术成本，既可以加快建设进度，企业也不需要承担非技术成本。

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。

文章作者：刘梦飞