“我們有總計11MW的工商業分佈式光伏項目已經停工。如果沒有補貼，項目投資回報將延長到10年以上，投資方和業主不願意再做分佈式項目。而在有補貼的情況下，最多7年就可以收回全部投資，” 廣東省一太陽能光伏組件企業市場總監無奈表示。
這是中國光伏“531新政”後的一個行業縮影。“531新政”是國家發改委、財政部、國家能源局聯合下發的一份關於控制光伏發電新建規模和加快補貼退坡的通知，因從2018年5月31日起實施而得名，也因其推出的突然性，而對光伏產業產生巨大震動。
過去五年，中國光伏發電裝機以令人驚異的速度增長。新增裝機容量已連續五年全球第一。市場博興之際，光伏企業產能加速擴張，已面臨較大產能過剩風險。在固定電價刺激下，裝機量始終以超出規劃的速度增長，並提前透支了行業所需的國家補貼。
“531新政”後，光伏行業到了抉擇的關口。“‘十二五’已經出現了補貼拖欠、棄風棄光、融資困難的問題，到‘十三五’就該總結經驗教訓了。”中國可再生能源學會原副理事長孟憲淦表示。
未來新增光伏發電將面臨更為嚴峻的成本考驗。
突來“新政”
5月31日，光伏行業迎來急剎車。國家發改委、財政部、國家能源局聯合下發《關於2018年光伏發電有關事項的通知》（以下簡稱“通知”）。通知自發文之日（5月31日）開始實行，沒有留出任何緩衝期。
根據新政，2018年將暫不安排普通光伏電站建設規模指標，並禁止各地安排需國家補貼的普通光伏電站建設。分佈式光伏項目今年安排建設規模為10GW。
按照中國目前的管理體系，國家能源局負責制定年度光伏發電建設規模，各省（自治區、直轄市）發改委（能源局）負責安排項目。享受國家補貼資金的新增光伏發電項目的備案總規模原則上不得超過國家下達的規模指標，超出規模指標的項目不享受補貼。
除了限制2018年新增補貼規模，三部委還進一步降低了光伏電價補貼標準。
2013年出臺的光伏分區上網電價政策和分佈式發電補貼政策，曾極大地提高企業投資光伏電站的積極性。按照該政策，全國根據不同的太陽能資源稟賦被分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類資源區，上網電價分別為0.9元/千瓦時、0.95元/千瓦時、1元/千瓦時，上網電價高出當地燃煤機組標杆上網電價的部分，通過可再生能源發展基金進行補貼。對分佈式光伏發電，則按照全電量補貼的政策，以0.42 元/千瓦時的標準進行補貼。
“通知”發出後，三類資源區的標杆上網電價分別降至0.5、0.6和0.7元/千瓦時。分佈式光伏項目補貼則跌降至0.32元/千瓦時。
這也是中國在不到一年時間內對光伏補貼標準的連續第二次下調。2017年12月，分佈式度電補貼剛剛從0.42元/千瓦時降至0.37元/千瓦時。
“我們對補貼退坡早有心理準備，但新政來得太突然，並且是一刀切，沒有給大家留緩衝的時間。”廣東省太陽能協會人士告訴南方能源觀察記者。
控規模、降補貼意味著光伏的發展思路已經發生改變，光伏行業迫切需要擺脫補貼依賴，從單純擴大規模轉向依靠技術進步，實現行業高質量發展。
“補貼最終要退出，這也是補貼的基本原則，中國的手腳慢了，早點退出更好，否則對新增的光伏項目影響比較大。”廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強表示。
在產業鏈下游，分佈式光伏項目受新政影響最大。因為目前中國新增的光伏裝機主要為分佈式項目，佈局正由西部地區向中東部地區轉移。僅2017年一年，分佈式光伏發電就新增19.44GW，相當於過去三年分佈式新增裝機的總和。今年一季度分佈式新增裝機規模達到7.685GW，同比增長217%，佔新增光伏發電裝機的79.6%。過快增長的裝機，幾乎已經提前用完了全年的指標規模。
“斷奶”餘波
新政衝擊之下，有部分投資者和業主正處於觀望狀態。
“新政出臺以後，有客戶立即取消訂單，有的客戶提出要降價”，廣東永光新能源有限公司董事總經理孫韻琳博士對eo記者表示。該公司主要為光伏電站提供項目諮詢、設計和檢測評估及項目驗收等服務。
光伏電站市場需求出現明顯下滑。根據中國光伏行業協會秘書長王勃華預測，2018年新增光伏裝機預計在30—35GW左右，降幅超過43%。
由於下游需求銳減，去年開始擴張的中上游企業面臨產能過剩風險。中國有色金屬工業協會硅業分會統計，到2018年，國內多晶硅產能將達到43.3萬噸/年，同比增長57%，並且大部分新增量都集中在三季度以後。而2017年國內多晶硅全年產量為24.2萬噸。
賽迪智庫的預測報告指出，光伏新增市場規模增速將會放緩甚至下滑，上下游各產業鏈環節產品價格都將進一步下探，企業將會承受較大的價格壓力。
中國光伏行業協會秘書長王勃華在2018第三屆世紀光伏大會上表示，目前擴產的勢頭還是很猛烈，2011年盲目擴產引發的產能過剩潮警示業內，大家還是要理性一些。
失控的裝機規模
中國光伏發電裝機提前了兩年三個月就已經完成2020年的“十三五”規劃目標—105GW。截至到2018年4月底，國內光伏發電裝機已經超過140GW。
但國家層面與地方政府之間對於光伏發電的規劃並不協調，尤其是在光伏電站審批權下放後，更增加了能源主管部門管控光伏發電規模的難度，而規模失控正是造成光伏補貼缺口逐年拉大的主要原因。
“‘十二五’期間，光伏發電規劃從最初的5GW上調至10GW，再到15GW，最後又從21GW調整至35GW，沒有哪一個行業的五年規劃變化如此之大，總量目標根本沒有控制。”孟憲淦表示。
擴張始於2013年。為應對歐美對進口光伏產品展開“反傾銷反補貼”調查而導致的海外市場萎縮，國內產能無處釋放，2013年6月召開的國務院常務會議提出了6項支持光伏產業發展的措施，從政策引導、全額收購光伏發電量、完善電價政策、提供融資支持、鼓勵技術研發、鼓勵兼併重組方面支持光伏行業走出困境。
在固定電價刺激下，大批光伏企業及其他傳統行業進入光伏電站建設領域。德勤在2013年12月發佈的《中國清潔技術行業調查報告》顯示，那時國內“排隊”的光伏項目就達到130GW，比國家“十二五”目標還要超出3倍之多。
但針對光伏的補貼資金（可再生能源發展基金）只有一個來源，即可再生能源電價附加費，由電網企業向用戶徵收。目前的徵收標準已經過五次調整，為1.9分錢/千瓦時。
固定電價的設定與光伏成本下降的速度不同步，使兩者之間迅速形成了巨大盈利空間，更進一步點燃了市場的投資熱情，加劇光伏發電規模走向失控。尤其是分佈式光伏發電補貼四年未下調，直至2017年才進行第一次調整，從0.42元/千瓦時降至0.37元/千瓦時，降幅只有11.9%。同一時期，佔光伏電站總成本60%的多晶硅組件價格則一路下跌，從2013年的3.9元/瓦降至2018年的2.4元/瓦，降幅達到38.5%。單晶硅組件價格也已降至2.5元/瓦，降幅為37.8%。這也是近兩年分佈式光伏爆發式增長的重要原因之一。
光伏規模失控帶來巨大的補貼缺口，已經成為制約光伏發展的突出問題。國家能源局公佈的數據顯示，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。新增10GW分佈式光伏，則意味著每年需要增加補貼40億元，補貼20年需要800億元。
規模控制之難
儘管國家能源局自2014年起實施光伏發電年度指導規模管理，但能源主管部門與地方政府利益並不一致，導致規模管理政策難以落實。
部分地方政府為了鼓勵投資開發，執行“先建先得”政策，即具備開工條件的光伏（分佈式）地面電站項目可以先開工建設，按併網先後順序納入年度規模指標。
安徽省在2016年發佈《關於完善“先建先得”分佈式光伏電站建設管理的通知》，明確提出“項目建成後，按照併網先後順序，滾動納入國家安排我省的年度建設規模。”這使得當地在建光伏規模遠超過年度指標。2016年安徽新增裝機容量達到2.44GW，而當年指標僅有0.5GW。
東北財經大學學者王立國、鞠蕾在“光伏產業產能過剩根源與對策找尋”一文中認為，“光伏產業是被企業和地方政府推著走的，能源主管部門被迫接招，沒有站在指導和調控的層面引導產業可持續發展。”
在現有能源管理體制中，國家發改委和能源局分別負責規劃環節中的總量平衡和發展規劃，建設環節的光伏電站審批權已經下放至省級發改委。這種監管模式下，各部門協調能力並不強，而且中央層面與地方層面在步調上難以保持一致。
消納問題難解
作為實現中國碳減排承諾，實現2020年非化石能源消費比重（15%）目標的重要手段，發展光伏發電仍將是未來中國的低碳戰略重點。但從可再生能源發展的角度來看，過分注重裝機規模也可能帶來很嚴重的副作用。如果光伏發展不重視國家與地方政府之間的規劃銜接，協調與電網、調峰電源、消納市場的發展，很容易陷入困境。
光照資源豐富的西北地區是中國光伏發電裝機最集中的地區，西北五省區的光伏發電裝機佔全國的四成。但該地區也是棄光率最為嚴峻的地區。
由於電源建設與電網規劃脫節，當地消納能力有限，在電網規劃尚未落實的情況下，大規模光伏電站投產以後出現併網困難的問題。國家能源局數據顯示，2016年西北五省區（陝西、甘肅、青海、寧夏、新疆）平均棄光率高達19.81%，相當於近五分之一的光伏發電量被浪費。
根據《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）徵求意見稿》，國家能源局提出，到2020年要將全國棄光率降低到5%以下。這項任務並不輕鬆。
國務院研究室綜合經濟司原司長範必曾撰文指出，由於太陽能發電具有間歇性的特點，大規模集中開發給電網調度運行增加了困難。即便通過特高壓線路將風電、光電輸送到1000多公里以外的華東和華中地區，由於線損和變損，使得電網購買這些新能源電力極不經濟。
受端省份出於保護省內發電企業利益等考慮，對於增加外來可再生能源電力空間也並不積極。
配額制缺位
固定電價政策只解決了可再生能源成本補償問題，並沒有解決可再生能源的市場需求。而且可再生能源消納涉及電網、發電企業、受端省份，不同主體之間的利益關係難以協調。可再生能源領域的頂層法律設計《可再生能源法》已於2006年正式實施，但作為核心內容的配額制至今缺位。
設計中的可再生能源配額制具有強制性。它規定各省可再生能源電力消費的比重指標，並將這些指標進一步向承擔配額義務的市場主體（如電網企業、配售電企業和大型終端用戶等）進行分配。而用戶則可通過購買可再生能源電力證書（REC）作為其履行義務的證明。
今年3月，國家能源局公佈的《可再生能源電力配額及考核辦法（徵求意見稿）》體現了上面這種思路。
不過在今年“兩會”上，政府工作報告中提出“大幅降低企業非稅負擔”，明確“要降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%。”
在降電價的大背景下，配額制的出臺和執行充滿變數。林伯強認為，配額制確實能夠解決棄光問題，但它實質上等於漲電價。現在政府希望增加下游行業的競爭力，對漲電價會心存顧慮。
任東明在《可再生能源配額制政策研究》中指出，固定電價政策和配額制政策都面臨超出常規能源發電成本部分的分攤問題，一般來說，高出的這部分成本以補貼形式由政府或電網公司直接支付，最終還是要以電費附加或稅收形式轉移給消費者。
可再生能源消納問題實質就是價格問題，林伯強對南方能源觀察表示，發展清潔能源的成本是依靠電價上漲來解決的，德國可再生能源的發展速度之所以慢下來，就是因為終端電價太貴，大家不買單了。
德國在2000年制定《可再生能源法》，計劃到2010年可再生電力將佔全國電力供應的12%，2020年達到20%。這一方案保證了光伏發電接入電網的權利，同時確定了固定電價制度，通過收取可再生能源附加費的形式對光伏發電的高成本進行分攤。在這一方案中，可再生能源所增加的成本能夠通過電價轉嫁至終端消費者。
在政策驅動下，隨著光伏大規模併網，可再生能源附加費不斷增加，進而導致終端電價持續上漲。2000—2013 年，德國平均居民電價從13.64 歐分/ 千瓦時上升到29.19 歐分/ 千瓦時，同期企業用電價格從6.04 歐分/ 千瓦時上漲到14.87 歐分/ 千瓦時。
配額制並非是解決可再生能源消納問題的完美良藥，政策成本問題將是政策制定者不得不考慮的問題。
迴歸市場？
國家能源局在解答“531新政”相關問題時表示，“通知”將有利於激發企業發展內生動力，從依靠國家政策向更多依靠市場轉變，加速淘汰落後產能，倒逼產業技術進步，遏制企業非理性擴張，促進行業資源向優質企業集中。
在經歷了初期的恐慌之後，業內對於光伏未來發展的態度也更趨於冷靜。
“根據廣東的電價水平，在零補貼的情況下，光伏組件價格降到2元/Wp以下，珠三角地區就初步具備投資條件，我們預計年底晶硅組件價格能降到1.8—2元/Wp，” 孫韻琳認為。
技術成本已經不再成為光伏發展的主要制約因素，國家能源局新能源和可再生能源司副司長李創軍曾公開表示，技術進步使光伏發電成本以令人意想不到的速度降低：從2007年到2017年，光伏發電度電成本累計下降了約90%，光伏發電有望在二至三年內實現平價上網。
行業內甚至存在更為樂觀的估計。在“531”新政出臺前的四天，通威集團董事局主席劉漢元在第十二屆國際太陽能光伏與智慧能源（上海）展覽會上表示，隨著技術的迭代和規模效應的提升，相信明後年，全國大部分光伏上網電價就可實現與煤炭上網電價持平的狀態。
光伏發展一味求快求規模的時代可能已經過去。孟憲淦認為，光伏發電“需要在全國電力一盤棋裡找到自己的位置。”
南方能源觀察記者 劉斌
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