隨著823號光伏文件的出臺，531之后基本沒有帶補貼的地面光伏指標和分布式光伏空間了。唯一剩下帶補貼的新增項目都是之前的指標下半年陸續(xù)并網(wǎng)。光伏產(chǎn)業(yè)在經(jīng)過幾年的高速發(fā)展之后，走到了去補貼的十字路口。

　　很多人擔心，一旦沒有補貼，新增裝機將出現(xiàn)斷崖式下滑。筆者認為，如果政策、設備成本等配合得當，并不會出現(xiàn)這種情況。唯有裝機成本的下降，才能實現(xiàn)無補貼項目的正常發(fā)展。現(xiàn)階段，光伏裝機成本有技術成本和非技術成本兩部分。技術成本的下降依賴企業(yè)的技術革新和進步，而非技術成本的下降就只能靠各級政府的政策配套。

　　企業(yè)無論在何種情況下，都會持續(xù)地推進技術成本的下降，以獲得市場機會。因此，光伏無補貼模式的關鍵還是，政府的配套政策能否適應最新的市場發(fā)展階段。

　　很多人覺得，沒有補貼，就可以隨意建設？根據(jù)現(xiàn)在的情況來看，也不完全是。國家能源局針對東營無需國家補貼光伏發(fā)電項目開發(fā)建設的回函是這樣表述的：“鼓勵各地根據(jù)各自實際出臺政策支持光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展，根據(jù)接網(wǎng)消納條件和相關要求自行安排各類不需要國家補貼的光伏發(fā)電項目”。從表述來看，國家不再硬性規(guī)定無補貼的項目如何開展，充分放權給地方政府來組織無補貼項目的實施和管理。

　　從地方政府的角度來看，繼續(xù)支持可再生能源的發(fā)展是未來趨勢。地方政府在能源發(fā)展方面有兩層壓力：一是已經(jīng)裝機的項目要解決消納問題，實現(xiàn)應發(fā)盡發(fā);二是保障新增的裝機量，以完成可再生能源配額制及能源轉型的任務。

　　對于大部分“三北”地區(qū)的省份，限電問題導致在不解決消納之前，國家能源局也不會同意地方再新增可再生能源發(fā)電項目;對于中東部等暫無限電壓力的省份，中東部省份土地價格較高，如何更好地實現(xiàn)土地綜合利用，又能盡可能地多發(fā)展本地的光伏電源，是考驗地方政府的關鍵。

　　既然無補貼的光伏項目政策配套是關鍵，那么平價的重點因素和市場亟需的政策尤為關鍵。

　　土地或者裝機占用面積的成本

　　與其它的成本不同，土地等成本隨著經(jīng)濟發(fā)展是逐步上升的。目前，東部地區(qū)土地指標緊張，僅能利用魚塘、一般農(nóng)用地等開展?jié)O光互補、農(nóng)光互補等農(nóng)業(yè)光伏綜合開發(fā)項目，農(nóng)業(yè)和光伏各承擔一半的地租。通常一半的地租的價格在每年500元——1000元/畝。對于大型領跑者基地，土地來源由政府協(xié)調，有采煤塌陷區(qū)、魚塘等，這些土地也不是免費使用，特別是第三批領跑者部分基地在后期上漲了土地成本，超過每年1000元/畝。

　　對于投資企業(yè)來說，壓力更大的是地租支付方式。有些要求一次性付清5年，剩余的按年支付還算合理;有些地區(qū)，要求一次性支付20年地租，就對項目成本影響較大。以100MW光伏項目為例，農(nóng)光互補占地6000畝，如果按照500元/年/畝一次性支付20年，僅地租一項就需支付6000萬。100MW的光伏項目，EPC價格在4元——4.2元之間，綜合來看地租已經(jīng)占到8%的總成本了。

　　西部地區(qū)土地租金比東部地區(qū)便宜，但土地稅費、難以應對的征地工作也困擾著大多數(shù)的光伏企業(yè)。在內蒙地區(qū)，一個10萬千瓦的地面光伏電站占用耕地，一般需要一次性繳納4000萬元耕地占用稅，每年繳納800萬元土地使用稅，算下來20年有累計2億元的稅費。

　　更令開發(fā)企業(yè)苦惱的是，很多稅費都是“秋后算賬”，很多地區(qū)都是在電站運行3年后開始追繳稅費，這會兒投資都已經(jīng)鎖定，突然增加的成本勢必影響后期的回報率。如果在一開始就知道要交這么多稅費，可能就不會投資項目了。

　　未來在后補貼時代，如果希望能繼續(xù)保住項目的回報率，必須要明確降低土地成本。一方面地方政府要保持地方政策的連貫和透明，不搞秋后算賬及盡量協(xié)調成本較低的土地作為電站開發(fā)用地。目前的設備成本不斷下降，電站在享受增值稅抵扣后，會提供大量應稅收入，對地方財政的幫助更大。

　　并網(wǎng)的要求和指標

　　并網(wǎng)難一直是困擾可再生能源發(fā)展的瓶頸，原因復雜這里不做更多描述。就單說在電網(wǎng)允許的情況下，并網(wǎng)的成本也是代價很大。以某青海建成的100萬千瓦光伏電站，某工程項目建設負責人介紹說，該電站同期投資上億元配套建設了一座330千伏升壓站，投資約5000萬元建了一組45公里和一組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(jù)業(yè)內人士統(tǒng)計，近幾年來國內光伏電站自建的輸電設施資產(chǎn)被電網(wǎng)企業(yè)回購比率不超5%。因此，2018年5月，國家能源局印發(fā)《減輕可再生能源領域企業(yè)負擔有關事項的通知》，明確指出，各類接入輸電網(wǎng)的可再生能源發(fā)電項目的接網(wǎng)及輸配電工程，全部由所在地電網(wǎng)企業(yè)投資建設，保障配套電網(wǎng)工程與項目同時投入運行。因此，可再生能源發(fā)電項目的電能計量裝置和向電網(wǎng)企業(yè)傳送信息的通訊設施均由電網(wǎng)企業(yè)出資安裝。并且之前相關接網(wǎng)等輸配電工程由可再生能源發(fā)電項目單位建設的，電網(wǎng)企業(yè)按協(xié)議或經(jīng)第三方評估確認的投資額在2018年底前完成回購。

　　這項政策也是國家能源局為了解決并網(wǎng)難、并網(wǎng)貴做的努力，但能否全面執(zhí)行，還有待進一步觀察。

　　電力市場自由交易及電費結算

　　在有補貼的情節(jié)下，地面電站投資企業(yè)是不必承受電價波動和收繳電費的風險，只有一個交易方就是電網(wǎng)，電網(wǎng)是高信用交易方，大家對電費結算都非常放心。但是補貼沒有之后，電站的出路有兩個，一個還是全額上網(wǎng)只能拿到脫硫脫銷火電電價，另一個是自由賣電，把賣電給高電價用戶。第一個模式主要以大基地的開發(fā)為主，需要大量成規(guī)模的土地，因此對于中東部來說第二個模式更加可行。

　　如果是第二個模式，就出現(xiàn)如何隔墻售電和電費收繳的問題。按照現(xiàn)在分布式的開發(fā)現(xiàn)狀，電網(wǎng)仍然不允許隔墻售電，大大壓縮了分布式光伏的發(fā)展空間。

　　在2017年12月，國家能源局也出臺了《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》，鼓勵有條件的地方試點分布式市場化交易，明確了省級政府自行核算交叉補貼和過網(wǎng)費的收費標準，電網(wǎng)可以代收電費，徹底解決分布式最大的兩個障礙。部分省份目前已經(jīng)開展前期工作，預計今年年底會有試點項目落地。

　　在能源局對東營的回函中也提到，只要地方政府具備開展此類試點的條件，均可進行分布式市場化交易。下一步急需地方政府牽頭當?shù)匚飪r、電網(wǎng)、用電戶等一起開展此類分布式市場化交易，為用電戶提供更多選擇，實現(xiàn)電改的目標。

　　從一開始為可再生能源提供補貼就是為了將來可再生能源不再需要補貼，這個目標在一些國家已經(jīng)實現(xiàn)。中國作為光伏制造業(yè)大國，受困于隱形成本導致光伏無法平價上網(wǎng)，是很不公平的。既然電力市場體制改革要還原電力的商品屬性，那么就應該允許市場有更多樣性的選擇，將隱形成本公開化，讓光伏可以更好地參與電力市場，為用戶帶來綠色電力。