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平價上網是光伏產業發展的趨勢，無補貼項目已開始落地。在未來政策不明朗的情況下，無補貼項目該如何亮出起手式？
距離光伏531新政已經近四個月。在這期間，光伏似乎沉寂無聲，又似乎動作頻頻，整個產業在一種低氣壓的氛圍下摸索著下一步要邁向哪里。
補貼的支持在過去給光伏產業帶來了極大的繁榮，如今補貼的加速退坡則免不了會帶給產業較大的沖擊。光伏已然站在去補貼化的十字路口，是就此折戟，還是破繭新生？如何邁過當下這個困窘的過渡期？
在5月31日三部委聯合印發的《關于2018年光伏發電有關事項的通知》中，明確指出：
“鼓勵各地根據各自實際出臺政策支持光伏產業發展，根據接網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電項目。”
8月30日，國家能源局綜合司下發了《關于無需國家補貼光伏發電項目建設有關事項的函》，批復了山東省東營市河口區針對無需國家補貼的光伏發電項目開展市場化交易工作，給彷徨的光伏產業打了一劑強心針。
此次在國家能源局的復函中，明確表示對于這類不需要國家補貼的項目，各地可按照國家有關可再生能源政策，結合電力市場化改革，在落實土地和電網接納條件的前提下自行組織實施。
平價上網是光伏產業發展的一大趨勢，而無補貼項目是這個過程中的必經之地，這已是行業內的共識。中國光伏專委會特約觀察員紅煒告訴《能源》記者：
“在國家補貼不足和政策不明晰的情況下，靠地方力量推動的無補貼項目無疑是一個階段性的重要手段。”
平價之需
8月，531光伏政策的影響已經充分地顯現出來。光伏供應鏈價格經歷過政策初期大幅度的下降后漸漸持穩，但依然屬于繼續下降的狀態。產業整合的步伐在加快，對于光伏企業而言，當下處于大企業爭取存活下去，難以為繼的小企業陸續被淘汰的過程。
紅煒表示：“當前的光伏產業處于產品結構性過剩帶來產業整合不知何時完成、平價上網似是而非發電補貼卻已加速退坡、光伏發電趨近市場價格但電力市場卻未形成，這樣一個多重不確定變化的交匯時期。”
如何盡快擺脫對補貼的依賴，是整個光伏產業面臨的最主要的問題。而企業想要在補貼加速退坡的洪流中生存下來，答案自然指向了無補貼項目。在新政下發的兩個多月后，有消息透露國家能源局正擬組織一批無補貼光伏示范項目建設，給不少猶豫的企業定了心。
根據消息內容，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。
不過無補貼示范項目的建設，需要土地、電價、消納等條件的協調配合，即使國家能源局表示申報規模可以達到500MW，但是由于由于各地發展條件不均衡，一些地方的推廣情況并不會太樂觀。
無補貼項目
無補貼項目分為兩類，一種是用電側的平價，自由賣電；一種發電側的平價，依舊是賣給電網。
平價上網項目是發電量直接以脫硫煤電價出售給電網，而無補貼項目中用電側的自由售電部分的價格可以不同于（或高或低）脫硫煤電價。
能源局所批復的東營河口項目是利用東營河口區的鹽堿地建設的地面光伏電站，項目規模約為300MW。其所發電就不是以脫硫煤電價賣給電網公司，而是直接供給附近工業園區的化工企業，交給電網企業過網費。
這是用戶側的無補貼市場化交易項目，屬于隔墻售電，與之前討論到平價上網示范項目并不是同一類。而東營項目能夠得到能源局的批復，項目建設相關方面表示是由于選擇了異質結的技術路線，希望以高新技術的落地逐漸實現成本的降低。
光伏行業發展需要長遠考慮的一個問題是，目前光伏不具備完全擺脫政策保障而直接進市場的條件，可再生能源光伏發電側上網未來如何獲得與火電競爭的優勢。
國外經驗有不同的機制促進可再生能源優先上網，比如歐洲的固定電價，美國的光伏投資稅收抵補。而目前國內市場還是“向錢看”，以收益為導向，光伏的競爭力主要還是體現在不斷下降的價格上。
資深光伏行業研究員王淑娟對531后大量大型光伏項目的EPC中標價格進行統計后發現，平均下降了1.1元/W，均價4.1元/W，降幅達到20%。同時，531之后，各類光伏組件的平均價格也下降了0.5~0.6元/W，平均降幅為20%左右。
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毋庸置疑的是，無補貼項目的發展將進一步加速平價上網的到來。事實上，無論是否有文件的進一步明確，無補貼項目都是光伏通向平價上網道路上必然會踏上的臺階。
9月13日，國家能源局發布《關于加快推進風電、光伏發電平價上網有關工作的通知》，雖然是征求意見稿，但已經對整體光伏無補貼項目的發展路線有所明示。
對于文件內容，可以精煉理解為：
?不要國家補貼可以自己做；
?地方愿意補貼可以繼續補；
?消納需要自己落實；
?以后別再請示；
?需要中央財政補貼的項目管理模式照常。
無補貼項目起步
在國家能源局還未明確批復之時，已有一些企業開始嘗試無補貼項目。其中，天合光能在新政后不久就啟動的10MW分布式無補貼項目引起業內的爭議，因其表示在無補貼情況下5年就可以回本。
據了解，天合光能10MW的無補貼項目屬于自發自用的工商業項目，項目總投資約在3500萬。由永臻公司自主投資建設，天合光能負責為項目提供組件和EPC解決方案。
一般國內分布式項目的回本周期在6-7年，還是在有補貼的情況下。該項目能夠做到5年回本的原因，主要在于極低的安裝成本，采用自有資金不貸款，并且該項目全部采用自發自用的模式，電價預計可達8毛錢，與上網電價4毛2分錢相比，價格高出一倍左右。
超低價的無補貼光伏電站只是個例，并不具有普適性。天合光能董事長兼首席執行官高紀凡在接受媒體采訪時表示：
“該分布式項目安裝成本和發電價格與普通分布式電站沒有可比性，五年收回成本只是特例，不具備普遍性，大量需要余電上網的分布式如果不能采取隔墻售電的模式回報率還是很低，需要合理的政策支持。”
對于大部分無補貼項目而言，除了回款周期較過去有所拉長，目前整體商業模式與過去沒有太大差別。
紅煒認為，補貼政策發生變化情況下，目前只是改變了交易結構、價格和環境而已，光伏企業運作和商業模式還不會有什么重大變化。
戶用無補貼項目亦是如此，英利因能區域負責人向記者表示：“現在的戶用項目基本沒有參加電力市場化交易，主要是平價上網。模式與以往沒有什么不同，還是需要并網，將余電賣給電網。”
而戶用無補貼項目的發展，主要倚賴于以高收益率來吸引用戶。當年收益率在8%以上，較一般理財產品更具優勢時，就會有用戶愿意買單。
根據英利因能合伙人的測算，以山西5千瓦光伏電站為例，總投資約2.5萬元，年發電量約7000度。選擇自發自用余電上網模式，50%自用，50%上網。山西脫硫燃煤電價是0.332元/度，這一項目的年總收益在2831.5元，年收益率約為11%，無補貼項目約在8年左右回本。
戶用項目能夠實現高投資收益率的原因，還是在于系統成本的不斷下降。據了解，河北省無補貼光伏項目的系統價格已經降到了4元/瓦以內。并且根據業內預測，今年年底光伏組件價格會降到1.5元/瓦，明年高效組件也會降到同等價格。
與過去的項目相比，無補貼項目的區別主要在流程上。以往的有補貼項目需要進入補貼目錄，而目前無補貼項目不需要走一系列復雜的流程，只需要報備就可以。
“無補貼項目發展最大的限制因素，還是在電網上。”王淑娟告訴《能源》記者，理論上無補貼項目可以裝很多，但是電網難以消納如此大的量，具有不穩定特性的光伏會對電網的安全性和穩定性造成沖擊。
其認為，未來隨著儲能技術的進步，光伏與儲能配套的結合以增加電源的穩定性，受電網的限制會隨之弱化。
而對于電網而言，無補貼項目會損失電網的市場，電網對這一部分的無補貼項目還是較為警惕。能源局下發文件后，下一步電網會不會支持，是無補貼項目能不能落實的關鍵。
當下無補貼項目的發展尚在起步階段，各地補貼、容量、發展節奏不同，都需要用個案來分析。對于無補貼項目，目前還沒有發生什么需要解決的問題。
去補貼的憂慮
值得警惕的是，無補貼項目的發展并非毫無隱患，電力系統有可能會面臨隨著無補貼項目發展而產生許多無序電的壓力。
以往光伏項目的規模指標一直受國家控制，省內按照國家給予的規模備案光伏項目，新文件的下發意味著不需要補貼的項目，審批權限直接到地方，只需要及時告知國家能源局即可，無補貼項目不再受規模指標控制。
長遠來看，未來發展的無補貼項目，很有可能不會主動向電網備案，主要體現在用戶側方面，不走電網而更加類似于自備電廠。
在這種情況下，電網對整個用電側的預測會出現大的偏差。一旦這種電源規模變大，在現有的電力市場，業主還未上儲能的狀態下，承受不穩定的光伏負荷的全部壓力就壓向了電網。
“電網還是需要一個開放的心態，即使不需要補貼，也需要這些企業向電網報備做好備案。如果瞞著電網做，對最終的電力平衡和電網安全是有威脅的。”中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎表示，后期要有一個良好的溝通機制，怎樣管理好電力市場是需要考慮的問題。
產品成本的下降，非技術成本的改善，地方的支持……無補貼項目會在這些因素的促進下越來越多，但是具體的量能夠達到什么程度，尚不得而知。
不過從各地的無補貼項目規模來看，目前建設的無補貼項目主要是工商業和分布式等小型項目，規模較小，絕對數量尚不成氣候。在8月底文件中，已經表示是在落實土地和消納的前提下自行組織建設，短期內還不會對電網造成壓力。
王淑娟告訴《能源》記者：
“從全國光伏項目的發展來看，局部地區有補貼項目的規模已經很大，無法再繼續安裝無補貼項目。如果不把市場化交易放開，這類項目的規模不會加大。”
在無補貼項目發展的初期，地方政府的作用開始突顯。
去補貼不是一個一蹴而就的過程，在當下國家暫時補貼差額嚴重不足和出臺新的補貼政策需要較長時間的情況下，鼓勵地方承擔更多責任的無補貼項目發展，是平穩走向平價上網的重要手段之一。
平價上網過程中，各地光伏產業發展節奏和程度不一，部分省份繼續保持補貼以給迅速去補的光伏一個過渡的緩沖期。
地方案例
合肥給予分布式0.15/千瓦時，連續補貼5年的政策；浙江作為分布式光伏發展的第一大省，在9月正式下發了《關于浙江省2018年支持光伏發電應用有關事項的通知》，保持省補0.1元/千瓦時不變，給予2018年項目一次性資金補貼。
浙江省省補政策中補貼時間是到今年年底，規定對于2018年6月1日—12月31日并網的家庭屋頂光伏發電項目，“自發自用，余電上網”的按照0.32元/千瓦時（含稅）補貼，“全額上網”的按照0.7元/千瓦時（含稅）補貼。
對于2018年5月31日前備案，2018年6月1日—7月31日并網的工商業分布式發電項目，按照0.10元/千瓦時進行補貼。
從地方補貼政策中可見，縱然會繼續保持省補，但尚留有余地。至于明年是否繼續提供補貼，補貼程度如何，地方還依然在觀望明年國家的補貼政策如何。
地方作為一個積極的推動者，除了政策方面的非市場手段之外，還有市場化手段可以促進光伏的發展，比如電力市場交易環境。
紅煒表示，很多地方已經可以做到接近平價上網的水平，并網后與火電競爭，但是需要有一個現實的隔墻售電的現貨交易市場，迅速地建立起電力市場交易環境是很重要的。
目前，國家能源局已經在準備全面盤點風電、光伏項目家底，該項工作預計于10月底完成。截至6月底，全國并網的光伏項目規模為15456萬千瓦時，但是由于各類方式的不同，項目種類復雜。以是否備案、有無指標、是否開工并網作為區分，全國究竟有多少項目并沒有準確的數據。
除了摸清量以外，還要明確項目是否需要申請國家補貼，不符合國家政策的項目，會依法依規受到處理。對于這一動向，業界人士認為有可能是在為明年的補貼指標做準備。摸清光伏項目目前的發展規模以及補貼缺口規模，根據這些信息可以制定后續光伏項目發展目標，安排后續補貼規模。光伏補貼的后續政策，或許會更早地到來。
距離光伏531新政已經近四個月。在這期間，光伏似乎沉寂無聲，又似乎動作頻頻，整個產業在一種低氣壓的氛圍下摸索著下一步要邁向哪里。
補貼的支持在過去給光伏產業帶來了極大的繁榮，如今補貼的加速退坡則免不了會帶給產業較大的沖擊。光伏已然站在去補貼化的十字路口，是就此折戟，還是破繭新生？如何邁過當下這個困窘的過渡期？
在5月31日三部委聯合印發的《關于2018年光伏發電有關事項的通知》中，明確指出：
“鼓勵各地根據各自實際出臺政策支持光伏產業發展，根據接網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電項目。”
8月30日，國家能源局綜合司下發了《關于無需國家補貼光伏發電項目建設有關事項的函》，批復了山東省東營市河口區針對無需國家補貼的光伏發電項目開展市場化交易工作，給彷徨的光伏產業打了一劑強心針。
此次在國家能源局的復函中，明確表示對于這類不需要國家補貼的項目，各地可按照國家有關可再生能源政策，結合電力市場化改革，在落實土地和電網接納條件的前提下自行組織實施。
平價上網是光伏產業發展的一大趨勢，而無補貼項目是這個過程中的必經之地，這已是行業內的共識。中國光伏專委會特約觀察員紅煒告訴《能源》記者：
“在國家補貼不足和政策不明晰的情況下，靠地方力量推動的無補貼項目無疑是一個階段性的重要手段。”
平價之需
8月，531光伏政策的影響已經充分地顯現出來。光伏供應鏈價格經歷過政策初期大幅度的下降后漸漸持穩，但依然屬于繼續下降的狀態。產業整合的步伐在加快，對于光伏企業而言，當下處于大企業爭取存活下去，難以為繼的小企業陸續被淘汰的過程。
紅煒表示：“當前的光伏產業處于產品結構性過剩帶來產業整合不知何時完成、平價上網似是而非發電補貼卻已加速退坡、光伏發電趨近市場價格但電力市場卻未形成，這樣一個多重不確定變化的交匯時期。”
如何盡快擺脫對補貼的依賴，是整個光伏產業面臨的最主要的問題。而企業想要在補貼加速退坡的洪流中生存下來，答案自然指向了無補貼項目。在新政下發的兩個多月后，有消息透露國家能源局正擬組織一批無補貼光伏示范項目建設，給不少猶豫的企業定了心。
根據消息內容，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。
不過無補貼示范項目的建設，需要土地、電價、消納等條件的協調配合，即使國家能源局表示申報規模可以達到500MW，但是由于由于各地發展條件不均衡，一些地方的推廣情況并不會太樂觀。
無補貼項目
無補貼項目分為兩類，一種是用電側的平價，自由賣電；一種發電側的平價，依舊是賣給電網。
平價上網項目是發電量直接以脫硫煤電價出售給電網，而無補貼項目中用電側的自由售電部分的價格可以不同于（或高或低）脫硫煤電價。
能源局所批復的東營河口項目是利用東營河口區的鹽堿地建設的地面光伏電站，項目規模約為300MW。其所發電就不是以脫硫煤電價賣給電網公司，而是直接供給附近工業園區的化工企業，交給電網企業過網費。
這是用戶側的無補貼市場化交易項目，屬于隔墻售電，與之前討論到平價上網示范項目并不是同一類。而東營項目能夠得到能源局的批復，項目建設相關方面表示是由于選擇了異質結的技術路線，希望以高新技術的落地逐漸實現成本的降低。
光伏行業發展需要長遠考慮的一個問題是，目前光伏不具備完全擺脫政策保障而直接進市場的條件，可再生能源光伏發電側上網未來如何獲得與火電競爭的優勢。
國外經驗有不同的機制促進可再生能源優先上網，比如歐洲的固定電價，美國的光伏投資稅收抵補。而目前國內市場還是“向錢看”，以收益為導向，光伏的競爭力主要還是體現在不斷下降的價格上。
資深光伏行業研究員王淑娟對531后大量大型光伏項目的EPC中標價格進行統計后發現，平均下降了1.1元/W，均價4.1元/W，降幅達到20%。同時，531之后，各類光伏組件的平均價格也下降了0.5~0.6元/W，平均降幅為20%左右。
2.png
毋庸置疑的是，無補貼項目的發展將進一步加速平價上網的到來。事實上，無論是否有文件的進一步明確，無補貼項目都是光伏通向平價上網道路上必然會踏上的臺階。
9月13日，國家能源局發布《關于加快推進風電、光伏發電平價上網有關工作的通知》，雖然是征求意見稿，但已經對整體光伏無補貼項目的發展路線有所明示。
對于文件內容，可以精煉理解為：
?不要國家補貼可以自己做；
?地方愿意補貼可以繼續補；
?消納需要自己落實；
?以后別再請示；
?需要中央財政補貼的項目管理模式照常。
無補貼項目起步
在國家能源局還未明確批復之時，已有一些企業開始嘗試無補貼項目。其中，天合光能在新政后不久就啟動的10MW分布式無補貼項目引起業內的爭議，因其表示在無補貼情況下5年就可以回本。
據了解，天合光能10MW的無補貼項目屬于自發自用的工商業項目，項目總投資約在3500萬。由永臻公司自主投資建設，天合光能負責為項目提供組件和EPC解決方案。
一般國內分布式項目的回本周期在6-7年，還是在有補貼的情況下。該項目能夠做到5年回本的原因，主要在于極低的安裝成本，采用自有資金不貸款，并且該項目全部采用自發自用的模式，電價預計可達8毛錢，與上網電價4毛2分錢相比，價格高出一倍左右。
超低價的無補貼光伏電站只是個例，并不具有普適性。天合光能董事長兼首席執行官高紀凡在接受媒體采訪時表示：
“該分布式項目安裝成本和發電價格與普通分布式電站沒有可比性，五年收回成本只是特例，不具備普遍性，大量需要余電上網的分布式如果不能采取隔墻售電的模式回報率還是很低，需要合理的政策支持。”
對于大部分無補貼項目而言，除了回款周期較過去有所拉長，目前整體商業模式與過去沒有太大差別。
紅煒認為，補貼政策發生變化情況下，目前只是改變了交易結構、價格和環境而已，光伏企業運作和商業模式還不會有什么重大變化。
戶用無補貼項目亦是如此，英利因能區域負責人向記者表示：“現在的戶用項目基本沒有參加電力市場化交易，主要是平價上網。模式與以往沒有什么不同，還是需要并網，將余電賣給電網。”
而戶用無補貼項目的發展，主要倚賴于以高收益率來吸引用戶。當年收益率在8%以上，較一般理財產品更具優勢時，就會有用戶愿意買單。
根據英利因能合伙人的測算，以山西5千瓦光伏電站為例，總投資約2.5萬元，年發電量約7000度。選擇自發自用余電上網模式，50%自用，50%上網。山西脫硫燃煤電價是0.332元/度，這一項目的年總收益在2831.5元，年收益率約為11%，無補貼項目約在8年左右回本。
戶用項目能夠實現高投資收益率的原因，還是在于系統成本的不斷下降。據了解，河北省無補貼光伏項目的系統價格已經降到了4元/瓦以內。并且根據業內預測，今年年底光伏組件價格會降到1.5元/瓦，明年高效組件也會降到同等價格。
與過去的項目相比，無補貼項目的區別主要在流程上。以往的有補貼項目需要進入補貼目錄，而目前無補貼項目不需要走一系列復雜的流程，只需要報備就可以。
“無補貼項目發展最大的限制因素，還是在電網上。”王淑娟告訴《能源》記者，理論上無補貼項目可以裝很多，但是電網難以消納如此大的量，具有不穩定特性的光伏會對電網的安全性和穩定性造成沖擊。
其認為，未來隨著儲能技術的進步，光伏與儲能配套的結合以增加電源的穩定性，受電網的限制會隨之弱化。
而對于電網而言，無補貼項目會損失電網的市場，電網對這一部分的無補貼項目還是較為警惕。能源局下發文件后，下一步電網會不會支持，是無補貼項目能不能落實的關鍵。
當下無補貼項目的發展尚在起步階段，各地補貼、容量、發展節奏不同，都需要用個案來分析。對于無補貼項目，目前還沒有發生什么需要解決的問題。
去補貼的憂慮
值得警惕的是，無補貼項目的發展并非毫無隱患，電力系統有可能會面臨隨著無補貼項目發展而產生許多無序電的壓力。
以往光伏項目的規模指標一直受國家控制，省內按照國家給予的規模備案光伏項目，新文件的下發意味著不需要補貼的項目，審批權限直接到地方，只需要及時告知國家能源局即可，無補貼項目不再受規模指標控制。
長遠來看，未來發展的無補貼項目，很有可能不會主動向電網備案，主要體現在用戶側方面，不走電網而更加類似于自備電廠。
在這種情況下，電網對整個用電側的預測會出現大的偏差。一旦這種電源規模變大，在現有的電力市場，業主還未上儲能的狀態下，承受不穩定的光伏負荷的全部壓力就壓向了電網。
“電網還是需要一個開放的心態，即使不需要補貼，也需要這些企業向電網報備做好備案。如果瞞著電網做，對最終的電力平衡和電網安全是有威脅的。”中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎表示，后期要有一個良好的溝通機制，怎樣管理好電力市場是需要考慮的問題。
產品成本的下降，非技術成本的改善，地方的支持……無補貼項目會在這些因素的促進下越來越多，但是具體的量能夠達到什么程度，尚不得而知。
不過從各地的無補貼項目規模來看，目前建設的無補貼項目主要是工商業和分布式等小型項目，規模較小，絕對數量尚不成氣候。在8月底文件中，已經表示是在落實土地和消納的前提下自行組織建設，短期內還不會對電網造成壓力。
王淑娟告訴《能源》記者：
“從全國光伏項目的發展來看，局部地區有補貼項目的規模已經很大，無法再繼續安裝無補貼項目。如果不把市場化交易放開，這類項目的規模不會加大。”
在無補貼項目發展的初期，地方政府的作用開始突顯。
去補貼不是一個一蹴而就的過程，在當下國家暫時補貼差額嚴重不足和出臺新的補貼政策需要較長時間的情況下，鼓勵地方承擔更多責任的無補貼項目發展，是平穩走向平價上網的重要手段之一。
平價上網過程中，各地光伏產業發展節奏和程度不一，部分省份繼續保持補貼以給迅速去補的光伏一個過渡的緩沖期。
地方案例
合肥給予分布式0.15/千瓦時，連續補貼5年的政策；浙江作為分布式光伏發展的第一大省，在9月正式下發了《關于浙江省2018年支持光伏發電應用有關事項的通知》，保持省補0.1元/千瓦時不變，給予2018年項目一次性資金補貼。
浙江省省補政策中補貼時間是到今年年底，規定對于2018年6月1日—12月31日并網的家庭屋頂光伏發電項目，“自發自用，余電上網”的按照0.32元/千瓦時（含稅）補貼，“全額上網”的按照0.7元/千瓦時（含稅）補貼。
對于2018年5月31日前備案，2018年6月1日—7月31日并網的工商業分布式發電項目，按照0.10元/千瓦時進行補貼。
從地方補貼政策中可見，縱然會繼續保持省補，但尚留有余地。至于明年是否繼續提供補貼，補貼程度如何，地方還依然在觀望明年國家的補貼政策如何。
地方作為一個積極的推動者，除了政策方面的非市場手段之外，還有市場化手段可以促進光伏的發展，比如電力市場交易環境。
紅煒表示，很多地方已經可以做到接近平價上網的水平，并網后與火電競爭，但是需要有一個現實的隔墻售電的現貨交易市場，迅速地建立起電力市場交易環境是很重要的。
目前，國家能源局已經在準備全面盤點風電、光伏項目家底，該項工作預計于10月底完成。截至6月底，全國并網的光伏項目規模為15456萬千瓦時，但是由于各類方式的不同，項目種類復雜。以是否備案、有無指標、是否開工并網作為區分，全國究竟有多少項目并沒有準確的數據。
除了摸清量以外，還要明確項目是否需要申請國家補貼，不符合國家政策的項目，會依法依規受到處理。對于這一動向，業界人士認為有可能是在為明年的補貼指標做準備。摸清光伏項目目前的發展規模以及補貼缺口規模，根據這些信息可以制定后續光伏項目發展目標，安排后續補貼規模。光伏補貼的后續政策，或許會更早地到來。
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