日前，光伏媒體發布消息稱，國家能源局將在近期組織一批無補貼光伏示范項目建設，去補貼項目將于2018年10月前后開始申報，2019年3月前后開工，2019年9月30日前或者12月30日前并網發電。由地方發改委協調降低相關非技術成本，并承諾保障電能消納問題，每個申報省份的項目規模大約在300-500MW左右。

此消息一經流出，部分行業人士對無補貼項目仍需指標的制定方案存有疑慮，但從中國光伏特有的非技術成本占比過高的特點來分析的話，無疑是利好新政后光伏市場的。


隨著光伏技術的不斷革新，我國光伏產品成本快速下降、效率不斷提升，而與之相對的是光伏非技術成本不升反降。當前非技術成本已經占到總投資成本的20%以上，成為壓在光伏產業頭頂的一座大山。

在非技術成本中，土地租賃成本、接網費用占比較重。以現有的常規度電成本來看，0.6元/kWh的價格如果拿掉非技術成本的話，其價格可以達到0.4元/kwh左右。

以土地成本為例，各個地方的拿地成本不盡相同，山東發的文件是每年5元/平方米的價格，而領跑者通過政策以及政府干預，其土地成本可以降到2元/平方米左右。業內人士表示，當前光伏電站的平均土地成本已經超過了0.1元/W,且有的地區要求一次性支付20年的租金，這對于光伏電站開發商來說是一筆不小的支出。且部分政府還存在誠信問題，建設之初承諾的荒山荒地在電站建成之后轉眼成為林地，要求光伏企業支付植被恢復費用，個別地方還出現了修路、青苗補償等情況，更加重了企業負擔，而這些都只是土地成本中的冰山一角。

通過國家能源局相關文件下設的無補貼指標，在一定程度上可以合理規范地方政府在土地成本方面對光伏企業的要價。此類指標下的光伏電站將無法從國家獲得任何補貼，光伏企業對電站的開發也將更趨向于合理性。畢竟，無補貼項目在技術成本的控制上，并非任何企業都可以染手。

除卻土地成本外，接網費用也是電站成本中的大頭。按照規定，光伏電站的并網和送出工程應由電網來負責，而在實際電站建設過程中，多數是由電站開發商投資建設的。

主要原因有兩個，第一，電網企業的投資管理與光伏電站投資管理模式不同。電網企業所有的輸變電投資，要求納入前一年年度綜合計劃，也就是說光伏電站并網和送出工程應在一年以前在電網公司備案，而光伏項目建設周期短，項目開發建設一般沒有嚴格的規劃計劃；第二，國有企業所有的物資采購必須招投標，在前一年綜合計劃里面納入的項目才能在第二年的物資采購中去招投標，而且招投標過程正常程序需要三個月。而光伏電站的特性是早發電早受益，一般業主等待不了這么長的時間。

根據規定，電站的送出工程和站外升壓站如果是開發商建設的，電網應該按照協議或者第三方評估的投資額進行回購，而實際上回購率只有5%左右。并不是電網不愿意回購，為保證國家整體大電網的安全，其回購需要滿足電網建設和運維的標準，新設備要進網必須符合電網的管理要求。早期光伏企業為搶“6.30”所修建的送出站和接入站，電網公司接手后，仍需投入大筆資金更換滿足電網要求的設備。

因此，規定光伏示范項目由地方發改委協調降低相關非技術成本，既可以加快建設進度，企業也不需要承擔非技術成本。

光伏電站發電消納的保障

盡管全國棄風棄光量在逐年下降，新能源消納形式有所好轉，但局部地區的新能源消納形式依然嚴峻。

為解決新能源發電的消納問題，國家能源局一直在要求就近消納，并在一定范圍內通過跨省區交易的方式竭力提高新能源發電消納。但大家不得不面對的一個問題是，光照資源條件好的地區，其用電水平較低。其新能源發電的富余電力必須依靠跨省區交易來解決，而跨省區交易不僅需要建設跨省輸電通道，同時也牽扯到過網費用問題，無形之中，光伏發電的度電成本又在增加。

部分地方省份用電負荷較大，也滿足就近消納的條件。但省內發電交易的主導權并不在電網公司，而是由各地能源主管部門負責。無補貼示范項目如果不能獲得省內能源部門的支持，按照常規能源進行市場化交易，鑒于光伏發電的特性，競爭力恐怕無法與火電以及水電相媲美。

國網專家李瓊慧曾表示，“5.31”后國家能源局一直在研究沒有補貼的情況下，光伏項目的開發該如何進行管理。要么就還是以領跑者的形式通過競價獲得項目開發權，要么就是完全不設指標，直接進入電力市場化交易。如果光伏發電直接進入電力市場化交易，那便沒有了保障小時數之說，其結果，便是可能被火電完全碾壓。

盡管今年的第三批領跑者的中標電價已經一度逼近當地脫硫煤標桿電價，但其基礎條件是政策方面的各項利好。試想，如果無補貼項目不能得到相關政策以及政府部門的支持，就算放開指標限制，恐怕也不會有企業參與吧。

綜合來看，此舉措無疑是對光伏發電平價上網進程的又一次推動，指標設限也是政府對光伏行業的一種保護行為。值得推敲的是，如果此示范項目真正落地，那第四批光伏領跑者示范是否還有實施的必要？