微信客服
微信公眾號
2018年對于光伏產業來說是個極不平常的一年，簡單來說，光伏產業政策年內經歷了一次U型反轉。我國一直大力支持新能源產業的發展，光伏發電建設規模不斷擴大，然而年中三部委聯合發布的一紙文件瞬間將整個行業帶入冰點，國內光伏產業上游制造業價格及下游的光伏電站新增裝機量均顯著下降；但時隔五個月后，光伏市場又傳來積極信號，國家和地方主管部門對光伏市場的態度開始趨于好轉。
一、2018年光伏政策U型反轉事件梳理
在延續早前對光伏產業積極支持的政策引導下，今年中多部委突然發布了“5-31”政策，光伏市場陷入“冰凍期”；近期，國家又有意從支持民營企業發展與商討光伏產業規劃方面做出積極調整。具有標志性的事件如下：
（一）5-31新政提出降規模減補貼
5月31日，國家發展改革委、財政部、國家能源局聯合發布《2018中國市場光伏發電有關事項的通知》，業內俗稱“5-31新政”，通知宣布下調2018年光伏建設規模指標，同時下調光伏標桿上網電價，嚴苛程度超預期。“新政”明確以下幾點：（1）暫不安排2018年普通光伏電站建設規模，在國家未下發文件啟動普通電站建設規模前，各地不得以任何形式安排需國家補貼的普通電站建設；（2）2018年安排10GW左右支持分布式光伏項目建設；（3）從5月31日起，新投運的光伏電站標桿上網電價每千瓦時下調0.05元；（4）未納入國家認可規模管理范圍的項目，由地方依法予以支持。
（二）總書記明確支持能源轉型
11月1日，習主席主持召開民企座談會并發表重要講話。光伏領域中，通威、隆基、正泰、特變電工等龍頭企業董事長參加會議并坦陳行業面臨的困難。習總書記現場做出三點批示和回應：（1）牢固樹立綠色發展理念，十九大報告提出能源轉型，推進清潔發展；（2）一刀切政策沒有充分調研、聽取企業意見，對政策實際影響考慮不周，沒留調整期，工作方式簡單；（3）兌現《巴黎協定》承諾。
（三）國家能源局研究調整光伏產業規劃
11月2日，國家能源局召開座談會，商討“十三五”光伏行業的發展規劃調整，包括：（1）2022年前光伏都有補貼，補貼退坡不會一刀切；（2）十三五光伏目標要提高，可以比210GW更積極一些，“十三五”規劃的光伏裝機目標有望調整至超過250GW，甚至達到270GW；（3）加快研究制定并出臺明年政策，國家能源局將重點加速出臺2019年的光伏行業相關政策，對市場的穩定發展提供保障；（4）認可戶用光伏指標單獨管理，和工商業分布式區分開，將進一步引導和支持戶用分布式光伏的有序發展。
二、光伏政策U型反轉事件下的產業眾生相
（一）制造端與應用端量價齊跌
長期以來，我國光伏產業嚴重依賴補貼進行擴張，在整個市場大環境去杠桿的背景下，一直處于高速發展期的光伏產業勢必面臨洗牌。一石激起千層浪——被稱為“史上最嚴”光伏新政的出臺導致了整個光伏行業的加速洗牌，行業內有人稱“5-31新政”為光伏產業的“去杠桿”過程。
隨之而來的是，國內需求呈現斷崖式下降，各個環節產品價格急速下跌，光伏行業呈現明顯波動——今年前三季度光伏新增裝機34.5GW，同比下降20%；光伏制造行業也受到較大影響，相關產品價格下跌幅明顯：硅料價格約46%、單晶硅片約43%、多晶硅片約55%，單晶電池片約35%、多晶電池片約50%、單晶組件約26%；一線廠商仍舊可以達到較高的開工率，而二三線廠商普遍有開工率不足甚至停產的情況。
（二）金融機構驚憂無措、躊躇不前
金融機構對于光伏行業的信貸政策也隨即收緊，不少金融機構采取十分謹慎的“觀望”政策，基本全線暫停對光伏有關的一切融資業務投放。由于光伏投資的六七成資金均來自于銀行貸款，剩余資本金部分則通過融資租賃、自有資金、增發新股、引入外部投資者等方式獲得，“新政”的實施與銀行等金融機構審批政策的收緊，使光伏企業遭遇到了前所未有的危機與挑戰，甚至到了“生死存亡”的關鍵時刻。
而時隔五個月后，光伏產業政策風向似乎又急轉——國家相關部門及時根據政策變動對市場的影響予以調整，并在多方傾聽企業呼吁后紓困。受近期兩次會議中習總書記親自點評光伏行業發展、未來光伏“十三五”規劃將被修改、戶用市場有望重新啟動、央行及各個地方力挺我國民企等一連串重大利好的影響下，發展前景看似不明朗的光伏市場又迎來了希望的曙光，令人猜想光伏政策是否已觸底回暖、光伏行業能否解決歷史問題，迎來根本性反轉？
三、光伏行業后續政策導向與發展重點
（一）再生能源配額將逐步替代財政補貼
近期，相關部委為光伏行業的消納、補貼問題，提出了發電權現貨交易、可再生能源配額制、綠證等進一步解決辦法，表明政府對新能源行業的支持態度。
今年7月，國家發展改革委、國家能源局發布的《關于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》要求地方政府、電網企業、電力用戶分別承擔配額制落實主體責任、組織責任和消納責任，履行清潔能源消納義務。另外，通知還指出在確保供電安全的前提下，完善和創新交易規則，推進規劃內的風電、太陽能發電等可再生能源在保障利用小時數之外參與直接交易、替代火電發電權交易及跨省跨區現貨交易試點等，通過積極參與市場化交易，增加上網電量，促進消納。建立電力現貨市場，主要意義在于解決困擾多年的清潔能源進入市場后面臨的棄風棄光問題。
今年9月國家發改委下發的《可再生能源電力配額及考核辦法》（第二次征求意見稿）強制可再生能源電力消納引導新能源行業進入新時代，同時明確各省新能源消納最低配額指標，確保行業發展底線，新增可再生能源消納要求確保未來三年裝機空間。
為解決補貼缺口問題，我國2017年2月就已提前推出“可再生能源綠色電力證書”制度，鼓勵居民通過認購“綠證”的形式自愿承擔一部分可再生能源發展成本，其核心在于發電企業和超額完成考核任務的消納方可以通過出售綠證獲得增量收益。與可再生能源基金補貼相比，綠證交易的優勢在于周轉速度較快，當年即可入賬，不存在拖欠情況，能夠顯著改善可再生能源發電企業的現金流水平和盈利水平，以確保補貼退坡的同時，光伏產業依然得以穩健發展。
（二）戶用分布式光伏地域延伸性與投資性強
近日，國家能源局的專業人士表示，國家層面認可戶用光伏指標單獨管理，和工商業分布式區分開，并將進一步引導和支持戶用分布式光伏的有序發展。目前，戶用分布式光伏僅集中在江蘇和浙江等地區，其他地區戶用裝機量僅為2-3GW。未來戶用裝機還要繼續往北走向山東、遼寧，往南走向福建和廣東等省份，因此整體需求仍有很大空間。另外，在集中式光伏標桿電價每年下調的政策下，分布式光伏電價補貼已連續四年保持不變，在今年雖將分布式光伏補貼下調了0.1元/Kwh，但下調幅度遠低于標桿電價；在分布式補貼下調后的環境下，戶用分布式的項目回報率依舊可高達15%，其投資屬性依舊很強。
因此，在重點發展分布式光伏的大背景下，戶用光伏項目若可在未來獲得相關政策的支持，如給予戶用光伏項目更多的規模指標或保持其補貼水平，“自發自用、余量上網”模式下的戶用分布式毫無疑問將是未來的發展重點。
（三）領跑者項目成本可支持中標價格接近火電
2015年1月能源局提出光伏領跑者計劃，最初在于鼓勵光伏新技術的應用和發展，從而推動整個產業鏈向高端制造發展，擺脫低端重復建設的困局。而隨著2016年第二批領跑者計劃引入競價機制，領跑者逐步承擔起光伏發電價格發現的作用。領跑者項目通過引入競價機制與地方政府通過承諾給予土地、接入、消納等一站式服務推動發電成本的下降，降低企業的非技術成本，從而降低中標電價。
第三批領跑者計劃吸取了前兩次招標建設的經驗，在基地評選期即引入了對于基地的日照水平、土地類型及成本、接入系統的建設、電力消納保障以及地方政府推進工作機制和保障機制度五方面考核，引導地方政府降低企業投資的非技術成本。在降低成本、降低電價方面，我國第三期的光伏領跑者項目起到了較好的效果，部分地區的報價已經低于當地火電價格。例如第三期基地里最低電價是青海格爾木的光伏領跑基地，電價為0.31元/每千瓦時，比當地的煤電標桿電價還要低4.5%，我國光伏產業的發展重點將從規模擴張轉向提質增效，平價上網之路已觸手可及。
（四）平價上網試點將推動無補貼項目推廣
在10月30日國家能源局召開的會議上，明確表明了要積極推進平價等無補貼風電、光伏發電項目建設，率先在資源條件好、建設成本低、市場消納條件落實的地區，確定一批無須國家補貼的平價或者低價風電、光伏發電建設。
目前，部分工商業直供電項目已具備擺脫補貼能力。近期山東省發改委向國家能源局申報《關于東營市河口區光伏發電市場化交易項目無需國家光伏發電補貼的請示》，第一次提出了無需補貼的地方電站項目。項目主要利用地方的鹽堿地，建設光伏電站供應附近的化工園區。由于工商業項目電價相對來說較一般較高，隨著光伏系統成本的下降，部分項目在工商業直接售電模式下，已經能夠形成較好的投資回報率。國家能源局對于項目進行了肯定和批復，預計這一形式將會在國內陸續出現，從而推動國內光伏無補貼項目的推廣。
四、光伏發展存在的主要問題
當前雖然光伏政策已轉向積極，但同時也要看到，推動“5-31新政”產生的客觀條件依然存在，仍可能制約國內光伏行業的發展。
（一）拖欠的光伏補貼影響產業鏈正常運行
光伏市場規模快速擴大和可再生能源附加征收不足，補貼資金缺口明顯，多數光伏發電項目難以及時獲得補貼，增加了全產業鏈資金成本，特別是光伏企業以民營企業居多且業務單一，融資能力較弱，市場波動易導致行業風險快速聚集。據測算，“5-31”時已明確我國可再生能源補貼資金缺口已超1200億元。
從收入端看，在國家大力推動工商業電價下降，減輕企業負擔的大背景下，可再生能源基金附加金額短期難以大幅上浮；而支出端，由于光伏電站投資成本的快速下降導致光伏電站投資回報率快速上升，光伏電站裝機量增長迅猛，導致補貼資金缺口不斷增大。
（二）東西部供需矛盾導致棄光限電仍較嚴重
西北地區消納能力有限，外送又受到配套的輸電線路限制，與常規能源的競爭關系是棄光嚴重的主因。東、中、西部協同消納市場沒有形成，省間交易存在壁壘，輸電通道建設滯后于光伏等新能源發展，加上現有電網調峰能力及靈活性不足，西北本地消納能力有限，造成西北部地區棄光限電嚴重，東西部供給不均衡。
（三）過高非技術成本導致光伏企業負擔仍較重
技術的進步使得光伏電池、組件等成本不斷下降，但是與光伏技術無關的成本，如土地成本、電網接入成本等在加速成為制約光伏系統成本快速下降的重要因素。
據測算，非技術成本已經占到總投資成本的20%以上，算到電價上面至少0.1元/千瓦時。關于土地租金的交付，有些地方甚至要求一次性繳納20年的租金，；一些地方僅征用耕地占地費和土地使用費就給企業一次性要增加幾千萬元的費用，這些成本無疑使光伏企業的成本負擔加重不少。
五、基于商業銀行角度的政策建議
（一）保持政策的穩定性與連續性
政策的改變應留給行業足夠的反應期和緩沖期。如對“5-31”的政策落實，應有一定的范圍劃分和執行標準，不應采取一刀切的做法。“5-31新政”的核心就是要盡快建立一個平價上網的光伏市場，平價上網是新政的目的，也是市場發展的必然之路，但調價應有明確的時間窗口，并做好長遠規劃，并與產業成本結合，循序漸進，逐步落實；同時，保持政策的穩定性與連續性也有助于商業銀行等金融機構保持穩定的信用政策，支持光伏等新能源產業的發展。
（二）地方政府出臺地方補貼支持
9月17日，浙江省發改委等6部門聯合下發了《關于浙江省2018年支持光伏發電應用有關事項的通知》——浙江省內光伏發電項目所發電量，2018年繼續實行電量省補貼政策，補貼標準為0.1元/千瓦時，與國家建設指標脫鉤。明確可獲得國家可再生能源發展基金補助的屋頂分布式光伏，在未獲得國家可再生能源發展基金補助之前，由浙江省電力公司繼續給予墊付等細則，表明了地方政府支持光伏行業的力度和決心。我們認為，參照浙江運作模式，地方政府可根據自身地方資源狀況出臺相應的地方補貼政策。如此，商業銀行等金融機構可根據不同地方政府的支持政策進行差異化授信機制的探索，助力光伏產業的發展。
（三）參與戶用光伏差異化等政策的制定
近期的國家能源局會議已明確要單獨管理戶用光伏指標，且從目前光伏產業布局來看，戶用光伏項目已有裝機量尚小，發展空間巨大。建議國家能源局授權或組織成立戶用光伏專業標準化技術委員會，積極研究制定出臺戶用光伏系統及設備規范、標準及體系，規范光伏產品的市場準入，如對戶用光伏市場可不進行指標化管理，充分考慮戶用光伏電站分散和規模小的特點帶來的營銷和運維成本高的實際情況，在補貼上采取差別于工商業分布式電站的管理方式；同時，商業銀行也可積極參與政策的制定，如將審批該類項目遇到的難點先行提出，將其解決方式融入到政策的規劃中，進一步推動戶用光伏的發展。
（四）給予光伏產業相應的金融政策支持
大力發展綠色金融創新模式，鼓勵商業銀行等金融機構主動走出去支持光伏企業。可逐步研究針對戶用和工商業分布式光伏電站的光伏貸發展成為標準化的貸款品種的政策，如由銀政企聯合打造的小企業分布式光伏“陽光貸”項目——即由上海市政府為加快解決當前分布式光伏面臨的融資難題而采取的政府引導、市場運作的項目平臺。其中上海市節能減排中心牽頭搭建“陽光貸”項目管理和監測平臺，對項目實施評估驗收出具評估報告和后期監管，上海市中小微企業政策性融資擔保基金管理中心與貸款銀行聯合承擔風險的損失分擔型項目貸款融資業務。“陽光貸”結合了中長期項目貸款、擔保基金擔保、未來收益權質押等多種金融產品的特點和要求，市場需求多，可操作性強，目前首筆“陽光貸”項目融資貸款已在興業銀行上海分行成功落地，可供其他地方政府學習與借鑒。
（五）持續跟蹤并建立電力現貨市場試點評價機制
全國首個投入試運行的南方(以廣東起步)電力現貨市場已于近期正式啟動試運行，建議國家相關部門建立跟蹤評價機制，督促相關部門全面重視電力現貨市場化交易工作的開展與落實工作，逐步優化現貨市場交易機制，總結出一套實際、實用的經驗方案，并定期通報給相關部門與機構，同時商業銀行等金融機構也可逐步探索提供相應的金融支持方案，為后續電力市場體系的改革、市場的建立和全面開展打好堅實基礎。
（田樂興業銀行總行綠色金融部研究員）
一、2018年光伏政策U型反轉事件梳理
在延續早前對光伏產業積極支持的政策引導下，今年中多部委突然發布了“5-31”政策，光伏市場陷入“冰凍期”；近期，國家又有意從支持民營企業發展與商討光伏產業規劃方面做出積極調整。具有標志性的事件如下：
（一）5-31新政提出降規模減補貼
5月31日，國家發展改革委、財政部、國家能源局聯合發布《2018中國市場光伏發電有關事項的通知》，業內俗稱“5-31新政”，通知宣布下調2018年光伏建設規模指標，同時下調光伏標桿上網電價，嚴苛程度超預期。“新政”明確以下幾點：（1）暫不安排2018年普通光伏電站建設規模，在國家未下發文件啟動普通電站建設規模前，各地不得以任何形式安排需國家補貼的普通電站建設；（2）2018年安排10GW左右支持分布式光伏項目建設；（3）從5月31日起，新投運的光伏電站標桿上網電價每千瓦時下調0.05元；（4）未納入國家認可規模管理范圍的項目，由地方依法予以支持。
（二）總書記明確支持能源轉型
11月1日，習主席主持召開民企座談會并發表重要講話。光伏領域中，通威、隆基、正泰、特變電工等龍頭企業董事長參加會議并坦陳行業面臨的困難。習總書記現場做出三點批示和回應：（1）牢固樹立綠色發展理念，十九大報告提出能源轉型，推進清潔發展；（2）一刀切政策沒有充分調研、聽取企業意見，對政策實際影響考慮不周，沒留調整期，工作方式簡單；（3）兌現《巴黎協定》承諾。
（三）國家能源局研究調整光伏產業規劃
11月2日，國家能源局召開座談會，商討“十三五”光伏行業的發展規劃調整，包括：（1）2022年前光伏都有補貼，補貼退坡不會一刀切；（2）十三五光伏目標要提高，可以比210GW更積極一些，“十三五”規劃的光伏裝機目標有望調整至超過250GW，甚至達到270GW；（3）加快研究制定并出臺明年政策，國家能源局將重點加速出臺2019年的光伏行業相關政策，對市場的穩定發展提供保障；（4）認可戶用光伏指標單獨管理，和工商業分布式區分開，將進一步引導和支持戶用分布式光伏的有序發展。
二、光伏政策U型反轉事件下的產業眾生相
（一）制造端與應用端量價齊跌
長期以來，我國光伏產業嚴重依賴補貼進行擴張，在整個市場大環境去杠桿的背景下，一直處于高速發展期的光伏產業勢必面臨洗牌。一石激起千層浪——被稱為“史上最嚴”光伏新政的出臺導致了整個光伏行業的加速洗牌，行業內有人稱“5-31新政”為光伏產業的“去杠桿”過程。
隨之而來的是，國內需求呈現斷崖式下降，各個環節產品價格急速下跌，光伏行業呈現明顯波動——今年前三季度光伏新增裝機34.5GW，同比下降20%；光伏制造行業也受到較大影響，相關產品價格下跌幅明顯：硅料價格約46%、單晶硅片約43%、多晶硅片約55%，單晶電池片約35%、多晶電池片約50%、單晶組件約26%；一線廠商仍舊可以達到較高的開工率，而二三線廠商普遍有開工率不足甚至停產的情況。
（二）金融機構驚憂無措、躊躇不前
金融機構對于光伏行業的信貸政策也隨即收緊，不少金融機構采取十分謹慎的“觀望”政策，基本全線暫停對光伏有關的一切融資業務投放。由于光伏投資的六七成資金均來自于銀行貸款，剩余資本金部分則通過融資租賃、自有資金、增發新股、引入外部投資者等方式獲得，“新政”的實施與銀行等金融機構審批政策的收緊，使光伏企業遭遇到了前所未有的危機與挑戰，甚至到了“生死存亡”的關鍵時刻。
而時隔五個月后，光伏產業政策風向似乎又急轉——國家相關部門及時根據政策變動對市場的影響予以調整，并在多方傾聽企業呼吁后紓困。受近期兩次會議中習總書記親自點評光伏行業發展、未來光伏“十三五”規劃將被修改、戶用市場有望重新啟動、央行及各個地方力挺我國民企等一連串重大利好的影響下，發展前景看似不明朗的光伏市場又迎來了希望的曙光，令人猜想光伏政策是否已觸底回暖、光伏行業能否解決歷史問題，迎來根本性反轉？
三、光伏行業后續政策導向與發展重點
（一）再生能源配額將逐步替代財政補貼
近期，相關部委為光伏行業的消納、補貼問題，提出了發電權現貨交易、可再生能源配額制、綠證等進一步解決辦法，表明政府對新能源行業的支持態度。
今年7月，國家發展改革委、國家能源局發布的《關于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》要求地方政府、電網企業、電力用戶分別承擔配額制落實主體責任、組織責任和消納責任，履行清潔能源消納義務。另外，通知還指出在確保供電安全的前提下，完善和創新交易規則，推進規劃內的風電、太陽能發電等可再生能源在保障利用小時數之外參與直接交易、替代火電發電權交易及跨省跨區現貨交易試點等，通過積極參與市場化交易，增加上網電量，促進消納。建立電力現貨市場，主要意義在于解決困擾多年的清潔能源進入市場后面臨的棄風棄光問題。
今年9月國家發改委下發的《可再生能源電力配額及考核辦法》（第二次征求意見稿）強制可再生能源電力消納引導新能源行業進入新時代，同時明確各省新能源消納最低配額指標，確保行業發展底線，新增可再生能源消納要求確保未來三年裝機空間。
為解決補貼缺口問題，我國2017年2月就已提前推出“可再生能源綠色電力證書”制度，鼓勵居民通過認購“綠證”的形式自愿承擔一部分可再生能源發展成本，其核心在于發電企業和超額完成考核任務的消納方可以通過出售綠證獲得增量收益。與可再生能源基金補貼相比，綠證交易的優勢在于周轉速度較快，當年即可入賬，不存在拖欠情況，能夠顯著改善可再生能源發電企業的現金流水平和盈利水平，以確保補貼退坡的同時，光伏產業依然得以穩健發展。
（二）戶用分布式光伏地域延伸性與投資性強
近日，國家能源局的專業人士表示，國家層面認可戶用光伏指標單獨管理，和工商業分布式區分開，并將進一步引導和支持戶用分布式光伏的有序發展。目前，戶用分布式光伏僅集中在江蘇和浙江等地區，其他地區戶用裝機量僅為2-3GW。未來戶用裝機還要繼續往北走向山東、遼寧，往南走向福建和廣東等省份，因此整體需求仍有很大空間。另外，在集中式光伏標桿電價每年下調的政策下，分布式光伏電價補貼已連續四年保持不變，在今年雖將分布式光伏補貼下調了0.1元/Kwh，但下調幅度遠低于標桿電價；在分布式補貼下調后的環境下，戶用分布式的項目回報率依舊可高達15%，其投資屬性依舊很強。
因此，在重點發展分布式光伏的大背景下，戶用光伏項目若可在未來獲得相關政策的支持，如給予戶用光伏項目更多的規模指標或保持其補貼水平，“自發自用、余量上網”模式下的戶用分布式毫無疑問將是未來的發展重點。
（三）領跑者項目成本可支持中標價格接近火電
2015年1月能源局提出光伏領跑者計劃，最初在于鼓勵光伏新技術的應用和發展，從而推動整個產業鏈向高端制造發展，擺脫低端重復建設的困局。而隨著2016年第二批領跑者計劃引入競價機制，領跑者逐步承擔起光伏發電價格發現的作用。領跑者項目通過引入競價機制與地方政府通過承諾給予土地、接入、消納等一站式服務推動發電成本的下降，降低企業的非技術成本，從而降低中標電價。
第三批領跑者計劃吸取了前兩次招標建設的經驗，在基地評選期即引入了對于基地的日照水平、土地類型及成本、接入系統的建設、電力消納保障以及地方政府推進工作機制和保障機制度五方面考核，引導地方政府降低企業投資的非技術成本。在降低成本、降低電價方面，我國第三期的光伏領跑者項目起到了較好的效果，部分地區的報價已經低于當地火電價格。例如第三期基地里最低電價是青海格爾木的光伏領跑基地，電價為0.31元/每千瓦時，比當地的煤電標桿電價還要低4.5%，我國光伏產業的發展重點將從規模擴張轉向提質增效，平價上網之路已觸手可及。
（四）平價上網試點將推動無補貼項目推廣
在10月30日國家能源局召開的會議上，明確表明了要積極推進平價等無補貼風電、光伏發電項目建設，率先在資源條件好、建設成本低、市場消納條件落實的地區，確定一批無須國家補貼的平價或者低價風電、光伏發電建設。
目前，部分工商業直供電項目已具備擺脫補貼能力。近期山東省發改委向國家能源局申報《關于東營市河口區光伏發電市場化交易項目無需國家光伏發電補貼的請示》，第一次提出了無需補貼的地方電站項目。項目主要利用地方的鹽堿地，建設光伏電站供應附近的化工園區。由于工商業項目電價相對來說較一般較高，隨著光伏系統成本的下降，部分項目在工商業直接售電模式下，已經能夠形成較好的投資回報率。國家能源局對于項目進行了肯定和批復，預計這一形式將會在國內陸續出現，從而推動國內光伏無補貼項目的推廣。
四、光伏發展存在的主要問題
當前雖然光伏政策已轉向積極，但同時也要看到，推動“5-31新政”產生的客觀條件依然存在，仍可能制約國內光伏行業的發展。
（一）拖欠的光伏補貼影響產業鏈正常運行
光伏市場規模快速擴大和可再生能源附加征收不足，補貼資金缺口明顯，多數光伏發電項目難以及時獲得補貼，增加了全產業鏈資金成本，特別是光伏企業以民營企業居多且業務單一，融資能力較弱，市場波動易導致行業風險快速聚集。據測算，“5-31”時已明確我國可再生能源補貼資金缺口已超1200億元。
從收入端看，在國家大力推動工商業電價下降，減輕企業負擔的大背景下，可再生能源基金附加金額短期難以大幅上浮；而支出端，由于光伏電站投資成本的快速下降導致光伏電站投資回報率快速上升，光伏電站裝機量增長迅猛，導致補貼資金缺口不斷增大。
（二）東西部供需矛盾導致棄光限電仍較嚴重
西北地區消納能力有限，外送又受到配套的輸電線路限制，與常規能源的競爭關系是棄光嚴重的主因。東、中、西部協同消納市場沒有形成，省間交易存在壁壘，輸電通道建設滯后于光伏等新能源發展，加上現有電網調峰能力及靈活性不足，西北本地消納能力有限，造成西北部地區棄光限電嚴重，東西部供給不均衡。
（三）過高非技術成本導致光伏企業負擔仍較重
技術的進步使得光伏電池、組件等成本不斷下降，但是與光伏技術無關的成本，如土地成本、電網接入成本等在加速成為制約光伏系統成本快速下降的重要因素。
據測算，非技術成本已經占到總投資成本的20%以上，算到電價上面至少0.1元/千瓦時。關于土地租金的交付，有些地方甚至要求一次性繳納20年的租金，；一些地方僅征用耕地占地費和土地使用費就給企業一次性要增加幾千萬元的費用，這些成本無疑使光伏企業的成本負擔加重不少。
五、基于商業銀行角度的政策建議
（一）保持政策的穩定性與連續性
政策的改變應留給行業足夠的反應期和緩沖期。如對“5-31”的政策落實，應有一定的范圍劃分和執行標準，不應采取一刀切的做法。“5-31新政”的核心就是要盡快建立一個平價上網的光伏市場，平價上網是新政的目的，也是市場發展的必然之路，但調價應有明確的時間窗口，并做好長遠規劃，并與產業成本結合，循序漸進，逐步落實；同時，保持政策的穩定性與連續性也有助于商業銀行等金融機構保持穩定的信用政策，支持光伏等新能源產業的發展。
（二）地方政府出臺地方補貼支持
9月17日，浙江省發改委等6部門聯合下發了《關于浙江省2018年支持光伏發電應用有關事項的通知》——浙江省內光伏發電項目所發電量，2018年繼續實行電量省補貼政策，補貼標準為0.1元/千瓦時，與國家建設指標脫鉤。明確可獲得國家可再生能源發展基金補助的屋頂分布式光伏，在未獲得國家可再生能源發展基金補助之前，由浙江省電力公司繼續給予墊付等細則，表明了地方政府支持光伏行業的力度和決心。我們認為，參照浙江運作模式，地方政府可根據自身地方資源狀況出臺相應的地方補貼政策。如此，商業銀行等金融機構可根據不同地方政府的支持政策進行差異化授信機制的探索，助力光伏產業的發展。
（三）參與戶用光伏差異化等政策的制定
近期的國家能源局會議已明確要單獨管理戶用光伏指標，且從目前光伏產業布局來看，戶用光伏項目已有裝機量尚小，發展空間巨大。建議國家能源局授權或組織成立戶用光伏專業標準化技術委員會，積極研究制定出臺戶用光伏系統及設備規范、標準及體系，規范光伏產品的市場準入，如對戶用光伏市場可不進行指標化管理，充分考慮戶用光伏電站分散和規模小的特點帶來的營銷和運維成本高的實際情況，在補貼上采取差別于工商業分布式電站的管理方式；同時，商業銀行也可積極參與政策的制定，如將審批該類項目遇到的難點先行提出，將其解決方式融入到政策的規劃中，進一步推動戶用光伏的發展。
（四）給予光伏產業相應的金融政策支持
大力發展綠色金融創新模式，鼓勵商業銀行等金融機構主動走出去支持光伏企業。可逐步研究針對戶用和工商業分布式光伏電站的光伏貸發展成為標準化的貸款品種的政策，如由銀政企聯合打造的小企業分布式光伏“陽光貸”項目——即由上海市政府為加快解決當前分布式光伏面臨的融資難題而采取的政府引導、市場運作的項目平臺。其中上海市節能減排中心牽頭搭建“陽光貸”項目管理和監測平臺，對項目實施評估驗收出具評估報告和后期監管，上海市中小微企業政策性融資擔保基金管理中心與貸款銀行聯合承擔風險的損失分擔型項目貸款融資業務。“陽光貸”結合了中長期項目貸款、擔保基金擔保、未來收益權質押等多種金融產品的特點和要求，市場需求多，可操作性強，目前首筆“陽光貸”項目融資貸款已在興業銀行上海分行成功落地，可供其他地方政府學習與借鑒。
（五）持續跟蹤并建立電力現貨市場試點評價機制
全國首個投入試運行的南方(以廣東起步)電力現貨市場已于近期正式啟動試運行，建議國家相關部門建立跟蹤評價機制，督促相關部門全面重視電力現貨市場化交易工作的開展與落實工作，逐步優化現貨市場交易機制，總結出一套實際、實用的經驗方案，并定期通報給相關部門與機構，同時商業銀行等金融機構也可逐步探索提供相應的金融支持方案，為后續電力市場體系的改革、市場的建立和全面開展打好堅實基礎。
（田樂興業銀行總行綠色金融部研究員）
0 條