長期以來，對于光伏項目的備案、開工、并網、補貼情況，是一筆“糊涂賬”。

近期，國家能源局綜合司發文要求各地在10月底前梳理完成“十二五”以來風電、光伏發電項目信息，對于符合國家政策的未開工光伏項目，由項目單位明確是否繼續建設;不符合國家政策的光伏項目項目，要依法依規予以妥善處置。

梳理工作有助于摸清光伏和風電項目的“家底”，為平價上網相關政策的制定奠定基礎。產業界也認同平價上網進度，協鑫集團董事長朱共山在2018智慧能源發展高峰論壇上表示，風電、太陽能發電將在2019年進入平價上網時代，在不需要國家補貼的情況下也可以大力發展。

已備案、未建項目數量不清楚

在2018年10月18日開幕的第三屆國際能源變革論壇上，水電水利規劃設計總院發布了《中國可再生能源發展報告2017》(下稱《報告》)。根據《報告》，在太陽能發電方面，去年我國新增裝機5306萬千瓦，目前我國光伏發電累計裝機已達1.3億千瓦。《報告》稱，我國可再生能源發展將持續中高速增長態勢，預計到2020年，太陽能光伏發電裝機規模2億千瓦以上。

水電水利規劃設計總院院長鄭聲安提到，可再生能源持續保持中高速增長的態勢，常規水電和抽水蓄能、風電、生物質發展目標與“十三五”目標基本一致，太陽能發電較快，超過“十三五”目標。

而根據國家能源局的數據，截至今年上半年，我國光伏發電新增裝機2430.6萬千瓦，其中，光伏電站1206.2萬千瓦，分布式光伏1224.4萬千瓦。但究竟有多少納入國家認可的光伏發電建設規模，或已經備案但最終未建的項目，沒有人能說出一個準確的數字。

2013年8月，國家能源局發布《關于印發<光伏電站項目管理暫行辦法>的通知》，對光伏電站項目實行備案管理。此后每年，國家能源局制定年度國家以及省級規模總量，將指標下發至各省，項目開發方就規劃選址、資源測評等到省級發改委進行備案即可。

而在此之前，光伏電站項目實行的是核準制，取得了若干份支撐文件才會有相應的建設指標。改為備案制后，部分地方政府為了鼓勵投資開發，執行“先建先得”政策，具備開工條件的光伏(分布式)地面電站項目可以先開工建設，按并網先后順序納入年度規模。

針對光伏項目，此次梳理工作，包含五類：一、已備案且已納入國家認可的光伏發電建設規模(含不限規模的項目)，未開工的項目;二、已備案且已納入國家認可的光伏發電建設規模(含不限規模的項目)，已開工的項目;三、已備案且但未納入國家認可的光伏發電建設規模，未開工的項目;四、已備案且但未納入國家認可的光伏發電建設規模，已開工的項目;五、已未納入國家認可的光伏發電建設規模，但未備案也開工的項目。這些項目需同時明確是否需要申請國家可再生能源發電補貼。不符合國家政策的項目，要依法依規妥善處置。

如果在6月1日國家發改委、財政部、國家能源局聯合下發《關于2018年光伏發電有關事項的通知》(簡稱“5*31”新政)前，能進行光伏發電項目的情況進行摸查或許更好。業內人士對此表示認同，因為“5*31”新政已經對規模如此快速增長的行業造成了很大的打擊。

摸清家底后應有所舉動

光伏發電項目主要分為集中式和分布式兩類，集中式電站即普通光伏電站，分布式光伏電站是以“自發自用、余電上網、就近消納、電網調節”為主要運營模式的光伏發電設施，包含工商業光伏發電項目和家庭光伏發電項目(戶用光伏項目)等。

“5*31”新政發布后，行業積極奔走。據了解，“5*31”新政后，在普通光伏電站方面，6月4日，中國光伏行業協會、中國可再生能源學會光伏專委會均在其官方微信發布消息稱，其向相關主管部門了解確認，已取得2017年普通地面光伏電站指標、在今年6月30日前并網的項目，執行2017年標桿電價。

自2015年底開始，國家發改委對光伏發電標桿上網電價基本每年調整一次，且每年6月30日之前并網的光伏項目仍執行上年電價，為了享受更好的補貼政策，很多光伏項目搶在6月30號之前完成并網安裝，業內稱此為“6*30”搶裝潮。

戶用光伏方面，直至10月9日才有文件出臺。10月9日，國家發展改革委、財政部、國家能源局就聯合發布《關于2018年光伏發電有關事項說明的通知》(下稱《通知》)，對“5*31”新政實施中的有關事項做進一步說明。

在這期間，這兩年加速發展起來的戶用光伏市場基本停滯，一些5月31日至6月30日并網的戶用光伏經銷商因涉及貸款、安裝等方面，在補貼沒有明確的情況下，戶用經銷商和客戶的糾紛不少。

《通知》明確，今年5月31日(含)之前已備案、開工建設，且在今年6月30日(含)之前并網投運的合法合規的戶用自然人分布式光伏發電項目，納入國家認可規模管理范圍，標桿上網電價和度電補貼標準保持不變。

《通知》的出臺可以解決因“5•31”新政導致的已開工但未在5月31日前并網戶用光伏電站的補貼問題。

有知情人士透露，該文件之前因種種原因未能及時公開發布，《通知》發布的前一天下午，國家發改委價格司召集國內12家光伏企業的相關負責人參加光伏發電價格政策座談會，大家提議把這個文件發了，所以會議開完就發布了。

從某種程度上看，座談會是為了出臺補貼政策的摸底會。據了解，與會的12家企業遞交了各家的經營狀況和建議資料。座談會以重點了解光伏企業生產經營狀況，光伏發電項目建設成本和盈利情況，以及對下一步完善光伏發電價格的政策的意見建議。

“‘6*30’文件(即《通知》)的出臺也只是解決了存量的問題。”在山東航禹能源有限公司董事長丁文磊看來，“5*31”新政前開工備案的量整體上其實不多，業內更關心“5*31”之后的增量應該怎么解決，在補貼退坡、指標沒有放開的情況下，目前增量基本處在停滯狀態，“摸完了底，應該對這個行業做一些科學、全面的，有保有壓的政策。”

壓力傳導至上游

即便目前國家層面光伏項目有了補充說明、在摸底光伏行業情況，去補貼加速仍是整個行業不得不面臨的壓力和挑戰。而“5*31”新政后的需求變化導致行業內充斥著“產能過剩”的聲音，壓力也已經傳導至上游。

硅業是光伏、半導體、新材料等產業所依賴的基礎性產業，近年來在我國實現了快速發展。伴隨光伏產業對硅業中太陽能級多晶硅需求的不斷擴大，硅業與光伏產業之間周期波動的關聯性越來越緊密。

2014年起，在下游市場強勁的發展帶動下，國內晶硅需求旺盛，我國多晶硅產能快速增加。根據工信部電子信息司的統計，截止2017年，國內多晶硅產能達到27.6萬噸/年，產量達到24.2萬噸/年，1-11月多晶硅進口量14.4萬噸。

據了解，今年前五個月，多晶硅市場依舊延續之前的旺盛需求，一線企業幾乎全部超載運行。據海關數據統計，上半年我國累計進口多晶硅6.9萬噸，其中前5個月進口量為6.23萬噸，同比增長7.4%，6月份進口量快速下降至0.68萬噸。

6月份以來，下游需求銳減，給上游硅料的產能釋放帶來風險。據中國有色金屬工業協會硅業分會統計，2018年三季度國內多晶硅產量為5.28萬噸。受“5*31”政策影響，6月份開始國內多晶硅企業受終端需求驟減影響，開工率日漸縮減，部分產能被迫停產檢修。

截止2018年8月底，國內多晶硅產能共計29.4萬噸/年，在產企業16家(包括分線檢修企業)，在產產能21.5萬噸/年，停產檢修產能7.9萬噸/年，其中停產暫無復產計劃產能約5.4萬噸/年，占總產能的18.4%。

產能控制、補貼退坡的壓力傳導到上游，同時是上游的產品價格大幅下跌的其中一個原因。

2018年前8個月，國內多晶硅現貨價格震蕩波動，均價為11.74萬元/噸，同比下跌8.1%，尤其“5*31”政策之后，價格從5月底的12.6萬元/噸快速下跌至7月中旬8.78萬元/噸，跌幅達到30.3%。不過，國內多晶硅之后價格出現小幅反彈，截止8月底，價格反彈3.5%至9.09萬元/噸。

中國有色金屬工業協會副會長、中國有色金屬工業協會硅業分會會長趙家生在9月19日召開的2018年中國硅業大會暨光伏產業博覽會上介紹，6月份以來價格的快速下滑，不僅國內部分企業停產檢修，海外多家企業也進行檢修，共同通過控制產量減少供應，促進市場供需平衡。預期隨著國內低成本產能陸續投放市場，不僅國內部分落后產能將退出市場，海外部分產能也將不再具備競爭力，替代進口的趨勢正逐步呈現。

需多方聯動提質增效降本

光伏行業全產業鏈的成本下降，是促成中國光伏平價上網時代到來的重要因素。根據《報告》，2017年光伏電站單位千瓦造價約6500元，部分已經降低至每千瓦5500元以下。

據中國光伏行業協會統計，2007-2017年的8年間，光伏組件的市場價格36元/瓦下降到現在3元/瓦以下，下降了92%;并網光伏系統價格從60元/瓦降到7-8元/瓦，下降了87%;逆變器價格從4元/瓦下降到了0.3元/瓦，下降了92%。近兩年光伏組件價格仍保持了30%以上的下降幅度。

在非技術成本方面，中國光伏行業協會秘書長王勃華在前述會議上介紹，2015年-2018年間，光伏電站總投資成本降幅為23.5%，其中非技術成本下降42.9%。非技術成本占項目總投資成本20%或以上。

非技術成本主要包括項目開發建設期的非技術成本和項目運營期的非技術成本。前者包括手續費、土地費用(含土地稅費)、電網接入費、公攤費用等，在非技術成本中占比約65%。后者主要包括土地租金、貸款利息及補貼的賬期等，在非技術成本中占比約35%。

據王勃華預計，2018-2020年光伏電站總投資成本下降約30%，其中，技術成本下降30%，非技術成本不再下降。技術成本下降原因在于市場集中度提高加，大產品效率提升及價格下降。非技術成本不再下降的原因在于，優質項目越來越少，開發成本或有所提升，融資成本在去杠桿化經濟環境下提升。“之前高歌猛進、烈火熬油的發展模式已然難以為繼，降本提質增效才是未來產業發展的核心與關鍵。”

事實上，降本提質增效是需要多方聯動的工程。從上游看，以江蘇中能和天宏瑞科為代表的硅烷流化床法顆粒狀多晶硅已經初步實現量產，其成本低于目前主流的改良西門子法產品;整個多晶硅產業正在向新疆、內蒙等西部低成本地區進行有序轉移，目前在西部地區新建的多晶硅企業綜合成本有望控制在6萬元/噸的水平。從下游電站來看，系統選型、施工、運維等各個環節也會對成本和收益率造成影響。

目前，相較于下游光伏電站企業，中上游企業的日子稍微好過一些。至少，還可以尋求海外這條出路，分散一些風險。

東方日升新能源股份有限公司內部人士介紹，東方日升布局比較早，“5*31”前就開始做無補貼項目，“那個時候也沒有想到砍到這么嚴重，我們當時受到一定的影響，國內組件出貨量原本預估是2.5GW，于是緊急調整到1.5GW左右，在海外部分增加1GW”。

上述東方日升人士認為，對于組件企業，要注重用新的高效產能去對抗老舊的產能。“在客戶需求有限的情況下，工廠的每一度電、每一分每一秒投入的成本能生產出更高效率的組件，客戶肯定會選擇前者。”

時至今日，一邊接受現實，一邊尋找符合自身的出路，是各大企業生存的首要任務。

“現在大多光伏人都是熬，希望熬過這段時間。”丁文磊說。