據悉，國家發改委價格司于10月8日下午組織光伏企業召開了光伏發電價格政策座談會，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政策的意見建議。而《證券日報-新能源》也恰巧就“531新政”后，就各方最為關注的平價上網展開了調研，并聯合產業分析人士回顧了光伏業的發展歷史，希望通過我們的歸納，為探尋行業未來的發展提供借鑒，也為政策的制定提供參考。

“531新政”后，業界一度熱議，國家能源局可能將籌劃出臺光伏發電平價上網示范項目。

不過，8月30日，國家能源局綜合司就“山東省發改委提出的山東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”發布了一份題為《國家能源局綜合司關于無需國家補貼光伏發電項目建設有關事項的函》，其中，國家能源局綜合司表示：山東省發改委的請示事項“具有一般性”，“對此類不需國家補貼的項目，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，并將項目情況及時抄送我局。”

此后的9月13日，國家能源局下發了《關于加快推進風電、光伏發電平價上網有關工作的通知(征求意見稿)》，通知再度明確，接入公共電網在本省級電網區域內消納的風電、光伏發電項目，如無需國家可再生能源發展基金補貼，由各省級能源主管部門協調落實有關支持政策后自主組織建設。

先后兩份文件的表述，令業界對管理層究竟是否會實施“有關光伏發電平價上網示范項目的方案”產生了懷疑，甚至放棄了期待。

但與此同時，在上述山東省發改委提報了無需國家補貼光伏發電項目——山東東營市河口區光伏發電市場化交易項目的基礎上，9月28日，鄂爾多斯市發改委又公布了另一光伏平價上網示范項目——中節能鄂托克旗200MWp項目獲得鄂旗發改局備案的消息。

據《證券日報》記者了解，目前業界已有一批企業啟動或正在實施無補貼光伏發電項目規劃。但就目前情況來看，光伏發電大范圍實現平價上網還存在諸多瓶頸。

平價上網項目暫不具備復制條件

盡管記者從公開渠道了解，自“531新政”后，見諸報端的無補貼光伏發電項目除上述山東東營市河口區光伏發電市場化交易項目、中節能鄂托克旗200MWp項目外，還有今年7月份于江蘇省常州市金壇經濟開發區啟動建設的10MWp工商業分布式項目。但在業界看來，這些項目的成立，似乎都具有特殊性，并不完全具備大范圍復制的條件。

例如，江蘇省常州市金壇經濟開發區10MWp工商業分布式項目由永臻科技與天合光能合作投建。官方預計，該項目日發電量4萬千瓦時，在不依靠補貼前提下，約五年可收回成本。

此外，公開信息顯示，2016年12月3日奠基，2018年1月試生產的永臻科技(常州)有限公司本身就是一家從事光伏產品生產的企業，目前擁有10GW太陽能邊框生產能力，且與天合光能具有戰略合作關系?；蛟S也正因為此，該工廠房屋結構完全按照太陽能載荷要求設計、建造，屋頂面積達11萬多平方米，正好可裝機10MW光伏電站，并可全額消納10MW光伏電站的發電量。

“就現階段來看，這種利用工商業屋安裝光伏發電系統，并且工商業自身就可以全額消納電力的自發自用模式，可能是去補貼后，唯一算得過來賬的模式。”一位業內人士向《證券日報》記者表示，“我們測算過，比如全國工商業電價峰谷平加權平均值為0.86元/千瓦時，地方政府給打個折，也要0.75元/千瓦時(正好相當于目前三類地區光伏標桿上網電價)，這樣，對應光伏發電約0.6元/千瓦時的度電成本，還有利潤空間。”

雖然這種項目算得過來賬，但其在大范圍復制上，還是面臨若干先決條件的，比如，工商業要有足夠的電力需求，要了解并有意愿采納光伏發電，廠房結構也要適應光伏發電的要求(降低安裝成本)。與此同時，目前在我國，也僅是部分地區存在工商業電價、大工業電價高于光伏標桿電價的情況。

而關于山東東營市河口區光伏發電市場化交易項目，據《證券日報》記者了解，該項目由東營市河口區嘉吳光伏發電有限公司聯合中智(泰興)電力科技有限公司投資建設，預計裝機容量達到500MW。

事實上，早在“531新政”未出臺前，投資方便已上報了相關計劃，但在政策變化后，投資方又做出了取消補貼承諾。

不過，相關投資方也曾公開表示，這一平價上網項目的最終落地，是建立在地方政府給予一定稅收優惠政策，和使用了HJT異質結高效電池(據稱量產效率平均達到22.8%)、組件壽命長達35年的基礎之上(一般光伏發電系統回收期按25年計算)。

在上述業內人士看來，“最核心的問題在于投資方對項目盈利能力的判斷，以目前光伏發電度電成本普遍在0.6元/千瓦時的基礎上，如果沒有補貼，其高于居民電價和部分大工業電價，這意味著每發一度電都會虧。以前，計入補貼，光伏電站的IRR可以達到8%-12%，但現在恐怕普遍會低于8%，這就抑制了投資人的動力。”

行業需要管理層引導平價上網

上述山東東營市河口區光伏發電市場化交易項目投資方也曾提及，沒有了國家補貼，地方的支持就顯得尤為重要。東營的有色冶金、石油化工等行業比較發達，而且當地剛好有大片未利用鹽堿地、灘涂等，與上述工業企業距離較近，可以將光伏電力直接供給高耗能項目，從而解決了消納問題，也可規避棄風限電問題。與此同時，據悉該項目還得到了地方政府和金融機構的大力支持，獲得了稅收等方面的優惠減免。

而事實上，光伏項目想要參與到電力市場化交易(又稱隔墻售電)之中并不容易，東營項目投資方曾在承諾書中作出承諾，即便將電力直接供給高耗能項目，該項目過網費仍然按照電力用戶接入電壓等級對應的省級電網公司公共網絡輸配電價(含政策性交叉補貼)扣減分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價，按國家能源局核定價格執行。

除了想通過隔墻售電提高收益率不易外，一位不愿具名的國內一線光伏企業高層向《證券日報》記者表示，“平價上網，除了產業自身的降本努力外，非技術成本的降低也至關重要。”

中國光伏行業協會秘書長王勃華曾在公開場合表示，“非技術成本已經占到光伏發電項目總投資成本的20%以上，算到電價上面至少0.1元/千瓦時。其中包括了土地成本，財務成本，并網成本等等。”

“不過，現在產業、資方以無補貼為由，要求地方政府給予非技術成本優惠，也隨之降低了地方政府支持光伏發電項目的動力。”在上述高層看來，“這點上，還是需要國家能源局等管理層想辦法，如何激發地方政府的積極性。”

另外，盡管沒有了補貼，各地對光伏發電項目的指標管理也并未松懈，“根據‘531新政’， 2018年各地將暫不分配需要中央財政補貼的普通光伏電站建設規模，即使是未設定指標上限的省(區、市)也沒有享受中央補貼的普通光伏電站建設規模(西藏除外)。”上述業內人士稱，“不排除，個別無補貼電站項目，是在消化產能以及獲取指標的訴求引導下提出的。”

從歷史視角看光伏行業發展

回顧光伏行業的發展歷史，便能通過復盤的方式更好的追蹤行業的發展，同時為探尋行業未來的發展提供借鑒。在回顧行業歷史的過程中，我們注意到：1.政策是影響行業發展最關鍵的因素之一;2.技術進步是推動行業發展的核心因素;3.光伏行業的發展歷史也是產業變遷的歷史;4.行業發展展現出周期和成長兩種特點。

政策是影響行業發展最關鍵的因素之一。不管是歐洲還是中國，光伏行業的發展壯大和裝機需求面臨的壓力都有政策的影響。標桿電價的出臺明確了特定條件下光伏電站的收益率，推動了電站的規?；ㄔO，帶動了產業鏈的發展;而補貼的退坡甚至是取消也會影響新增裝機，從當年的西班牙到國內今年的“531新政”都表現出這樣的特點。

當然，隨著系統成本的不斷下降，光伏電站對于補貼的依賴越來越低，擺脫補貼是行業從“幼年”向“成年”發展的必由之路。但是這并不意味著行業的發展不需要政策，平價上網之后行業的發展依然需要相關政策的支持，包括上網政策，土地政策甚至和其他電源之間的協調政策等。在可再生能源滲透率不斷提升的趨勢下，政策需要為行業持續的發展壯大掃清一些障礙。

技術進步是推動行業發展的核心因素。技術進步一方面推動了成本的持續下降和裝機的不斷提升，另一方面會打破原有的市場格局使得誕生新的行業龍頭。硅料領域冷氫法的應用，硅片領域金剛線切割技術的推廣大幅，大幅降低的行業的成本，而全球新增光伏裝機也在過去幾年保持穩步增長。P型和N型電池技術的推廣，單晶硅片成本的不斷下降推動單晶市占率的不斷提升和隆基股份的崛起，打破了原先以多晶為主的市場格局。

行業發展表現出周期和成長兩種特點。光伏行業的周期性體現在產業鏈某些環節的價格對供需比較敏感，當供需失衡時價格下行，公司盈利面臨壓力，而供需失衡表現在產能的擴張快于需求的增長或需求因為政策等因素出現萎縮;行業的成長性體現在伴隨著技術進步和成本的持續下降，行業裝機不斷提升，帶動行業的發展，而龍頭企業通過推動技術逐步形成一定的競爭壁壘。

光伏行業發展的歷史也是產業變遷的歷史。全球光伏產能逐漸向中國轉移，截止2017年年底，國內硅料產能占到全球產能的54.75%(2009年為17.52%)，硅片產能占比87.33%，電池片產能占比69.03%，組件產能占比71.09%。而國內新增裝機占全球的比重從2009年的2%提升到2017年的52%。產能在向中國轉移的過程中也遇到了“歐美雙反”的沖擊，不過隨著國內市場的開啟，國內光伏產業重獲發展，并且改變了“兩頭在外”的局面，形成了完整而富有競爭力的產業鏈。

對于行業未來的發展，政策依然是影響行業發展的重要因素，在而技術進步的推動下，行業依然兼具周期和成長兩種屬性，而隨著技術和格局的穩定，行業的周期屬性將會減弱。

(第一作者華鵬偉為廣發證券電力設備與新能源首席分析師)