8月30日，國家能源局綜合司印發《關于無需國家補貼光伏發電項目建設有關事項的函》指出，根據“5·31”政策規定“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”。因此，對此類不需要國家補貼項目，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，并將項目情況及時抄送國家能源局。 
   資料顯示，這些無補貼項目將于2018年10月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。有企業透露，這批項目意在降低電價，對是否使用高效組件可能并不會特意說明，這將更加有利于企業根據專業的設計來降低成本，畢竟提升發電量才是降低發電成本的最有力武器。  
   能否倒逼非技術成本降低  
   光伏企業成本可區分為技術成本和非技術成本。技術成本可以通過大力推動技術創新降低。在光伏行業中，硅一直是太陽能電池的首選材料，其具有價格低廉，穩定高效的特點。硅太陽能電池的理論光電轉換效率的上限值為33%左右，但在現實生產中，商品硅太陽能電池的光電轉換效率僅為12%~17%之間，質量較好的高效硅的太陽能電池的光電轉換效率也只在20%~25%之間。  
   在光伏企業中，光電轉換效率制約著光伏發電成本，這是因為太陽光的波長大多在250nm~2500nm之間，傳統的硅電池片只能吸收300nm~1100nm之間的波長，故大力推動技術創新的點在于，研發高效的硅電池片材料，擴大硅電池片能夠吸收波長的范圍，這樣才能從根源上提高光電轉換效率，并降低光伏發電成本。  
   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。晉能科技總經理楊立友博士表示，“5·31”新策的出臺，正是為了推動我國光伏發電平價上網的進程，通過設立無補貼項目，推動高性價比產品的應用，通過技改提高產品效率、壓縮技術成本，通過政府協調壓縮非技術成本，從而盡快實現用電側和發電側的平價上網。目前我國已經出現了部分地區工商業電價、大工業電價高于光伏標桿電價的情況，初步具備實現平價上網的基礎。無補貼項目的推進主要取決于電站開發商和投資商能否盈利。而隨著制造成本的降低、高性價比產品的推廣、非技術成本的控制，相信平價上網時代很快就要到來。  
   就非技術成本而言，中國的限電、土地費用、融資成本、送出費用一直是壓在中國光伏行業上的四座大山，此前，光伏行業還能依靠補貼政策，而今政府如果希望光伏行業實現良性發展，首要是給其創造一個良性的發展環境，光伏行業的“最后一公里”如果不能用財政補貼去支持，給予政策上的支持是不可或缺的。  
   在非技術成本中，土地租賃成本、接網費用占比較重。以現有的每千瓦時電成本來看，0.6元/千瓦時的價格如果去除非技術成本，價格可以達到0.4元/千瓦時左右。以土地成本為例，各個地方的拿地成本不盡相同。山東每年5元/平方米，而“領跑者”項目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/瓦，有的地區要求一次性支付20年租金，這對于光伏電站開發商來說是一筆不小的支出。個別地方還存在誠信問題，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。2017年8月28日，微山縣人民政府發布《關于環保督察第十三批822-182號轉辦件辦理情況的報告》，對南四湖省級自然保護區的6處光伏電站共計298兆瓦進行了停電斷網及拆除處理。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。  
   除土地成本外，接網送出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。一方面，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。另一方面，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。  
   政策風險能否消除  
   有人將本次“5·31”新政的出臺稱為行業的供給側結構性改革。誠然，針對行業亂象，政策確實能激發從業者進一步從技術層面出發降本增效，另一方面也有效為后續亂象的消除奠定基礎，但是對于企業而言，長期的艱難確是必經的道路。  
   沒有政策上的支持和引導，中國光伏產業很難取得今日的成就。但政策的突變，有時又會給行業帶來巨大的壓力，甚至“休克”。不只全國層面的政策，一些地方性的政策或規定更是讓人“眼花繚亂”。政策，到底是推動行業積極發展的“靠山”，還是阻礙行業發展的“大山”，一字不同，卻差異巨大。“5·31”光伏新政的壓力還未完全顯現，某些地方政府施行的“新政”又在加大企業的生存壓力。  
   實際上，“領跑者計劃”推進到第三批，國家能源局從前期的基地申報等方面努力降低投資企業的非技術成本。比如國家能源局在《關于推進光伏發電“領跑者”計劃實施和2017年領跑基地建設有關要求的通知》中曾明確，“基地所在地省級電網企業應負責投資建設基地的電力送出工程，至少應承諾投資建設基地配套的匯集站及以上輸電線路，承諾投資建設基地各項目升壓站之外全部電力送出工程的優先。” “在基地所在地政府與電網企業約定在一定期限內由電網企業回購電力送出工程資產的前提下，地方政府可采取其他方式統一建設接網及匯集站等電力送出工程，但不得由基地內項目投資企業分攤工程費用。 ”  
   公共媒體報道，青海德令哈、格爾木兩個領跑者基地要求各投資企業簽署《光伏發電“領跑者”應用示范基地電網送出及公共基礎設施共建工程建設協議書》，其中建設內容包括330kV變電站擴建工程、110kV升壓站及配套工程、新建110kV線路以及光伏發電站前期咨詢。這意味著領跑者基地辦將上述內容統一打包招標，并要求企業均攤外線工程費用。  
   但根據國家能源局文件，匯集站及以上的輸電線路應由省級電網投建或者在一定期限內承諾回購這部分資產，而在青海兩個領跑者基地中，原本應由企業自建的110kV升壓站卻被地方政府強制打包對外招標。根據中標價格，青海領跑基地每100兆瓦的項目大約需要均攤6000萬元的外線工程費用，這6000萬元包含了330kV匯集站、送出線路以及110kV升壓站的建設費用。而企業測算，根據市場價格，這個費用大概為4000萬元左右，中標價格相當于高出正常市場價格的50%。  
   黑龍江省工信委在2018年電力直接交易培訓總結會上提出，要降低國家文件規定的可再生能源發電保障利用小時數，要求發電企業按照低價參與電力直接交易。這又將給光伏發電企業帶來很大損失。  
   廈門市集美區城市管理行政執法局發布《關于商請供電部門協助查處太陽光伏發電設備建設問題的函》，認定利用屋頂建設太陽能光伏發電設施的行為一律按照違法建設處理，要求供電公司暫停對利用太陽光伏發電設備的用電申請及相關協議的簽訂。  
   能否搬開“幾座大山”  
   據財政部統計，到2017年底我國可再生能源補貼缺口總額為1000億元，其中光伏補貼缺口占到近一半份額，約496億元。  
   實際上，一直以來嚴重的拖欠補貼已經導致了光伏電站投資企業的現金流緊張，很多企業不得不靠舉債擴張，這也導致在當前的產業環境下很多光伏企業都出現現金流危機。部分電站投資商表示，前五批補貼目錄中的項目有部分也已經被拖欠了超過一年的補貼了，而第六批補貼目錄中的項目拖欠比例則更高。  
   據統計，從2000年到2017年這近20年間，國家共計為國內煤電脫硫脫硝補貼了超過2萬億元，現在每年超過1200億元，近二十年來平均每年的補貼也在1000億元左右。國家發改委能源研究所研究員周大地認為，不能因為補貼有缺口反過來限制光伏產業的發展，尤其是在國家轉向高質量發展階段，建立資源節約型環境友好型社會的歷史節點，就要大力發展生態文明建設，為環境多付點錢，是很正常的現象。  
   棄光現象現在也一直是壓在光伏企業心中的一塊巨石。2015年上半年，國家能源局首次公布的光伏發電運行情況顯示，甘肅省棄光電量11.4億千瓦時，棄光率28%，新疆棄光電量5.41億千瓦時，棄光率19%。2015年，甘肅棄光率達31%，新疆為26%。好在這一座大山正在消融。2017年棄光電量73億千瓦時，棄光率6%，同比下降4.3個百分點。國家能源局相關領導表示：“中國將在2018年明顯減少‘三棄’電量，到2020年在全國范圍內有效解決棄水棄風棄光問題。”  
   2018年上半年，棄光電量30億千瓦時，同比減少7億千瓦時，棄光率3.6%，同比下降3.2個百分點。有22個省(區、市)沒有棄光限電，另有6個省(區)棄光率在5%以下，棄光率超過5%的只有甘肅、新疆、陜西3省(區)。  
   在光伏行業，因為中國光伏企業崛起的時間不長，又長期面臨補貼拖欠等情況，企業資金儲備較為薄弱，基本上都面臨一定的資金壓力，所以大多數企業都是依靠舉債實現高速擴張。而自2008年全球金融危機以來，資金成本成為光伏企業的另一座大山。尤其“5·31”新政后，民營企業資金壓力更為嚴峻。“一般能獲得銀行貸款的民營光伏電站投資企業都必須是上市公司，目前來看，貸款利率要在基準上浮15%~30%的水平，但因為銀行貸款對于民企的授信額度是有限的，所以這些企業約有一半以上的項目需要通過融資租賃的形式來獲得貸款，貸款利率可能要達到8%~10%，甚至10%以上的水平。”中國電力投融資聯盟秘書長彭澎介紹。根據某企業光伏電站財務模型核算，在其他邊界條件不變的情況下，貸款利率每上調1%，資本金內部收益率將降低約10個百分點。更為嚴重的是，在當前的金融環境下，光伏行業存在的“棄光限電”“補貼拖欠”等問題使金融機構對光伏企業嚴重缺乏信心。  
   公開數據還顯示，2018年以來，包括神霧環保、富貴鳥、凱迪生態等10余家上市公司債券違約，涉及金額合計超過160億元。尤其是5月份，連續16年入選“中國民營企業500強”的盾安集團爆出流動性危機，各項有息負債超過450億元，震驚資本市場。長江證券研究所認為：外部融資條件惡化是信用違約產生的重要原因，尤其在今年信用收縮的背景下，再融資壓力或是信用風險加速暴露的主要原因之一。  
   在當前的經濟及產業環境下，各種大山已經成為光伏企業不可承受之重。據測算，項目的開發成本每提高1%，項目的收益率將下降1.7%。行業媒體曾分析了國內外某些具有一定標志性項目在各方面成本數據對比，并對此進行了詳細的分析。  
   從圖表可以看出：光照資源差異較大，海外主要市場輻照度較國內更高，等級基本相當于國內一類資源地區。輸配線路成本差異明顯，海外電站輸配電等配套設施多由政府或電網公司承擔，可節省約10%的投資。資金成本差異明顯，國內貸款利率普遍比國外高3%~4%;“5·31”新政影響下，這樣的差距可能進一步拉大。稅收補貼政策差異較大，美國提供總投資30%的抵稅補貼;阿布扎比項目免征企業所得稅。因此，同收益率情況下，國外項目電價比國內低46%~67%。  
   這幾年光伏行業技術更新快，成本價格大幅下降，實現平價上網是大勢所趨。政府在平價上網最后一公里實施“無補貼”，順應了當前光伏市場發展的整體趨勢。事實上，國家在去杠桿過程中，不僅僅是光伏產業，備受關注的新能源汽車領域補貼也有所降低。歐盟各國的大方向是減少光伏補貼，使之更為市場化。德國作為歐盟的典型代表，其并網補貼自2009年后也大幅減少。德國2016年通過《可再生能源法》改革方案，自2017年起將不再以政府指定價格收購綠色電力，而是通過市場競價發放補貼。在這樣的情況下，大規模的光伏電站更容易降低成本，企業在前期需要投入的更多，拍賣機制對大型公用事業來說更受歡迎。此外，綠證在國外也得到了廣泛推廣。美國、英國、澳大利亞等國家實行“市場電價+綠證收入”制度，通過一些可行的手段，進行可再生能源綠色電力銷售，減少政府的補貼，讓更多人出于自愿目的來消費可再生能源。這些都值得我們借鑒。