2018年对于光伏产业来说是个极不平常的一年，简单来说，光伏产业政策年内经历了一次U型反转。我国一直大力支持新能源产业的发展，光伏发电建设规模不断扩大，然而年中三部委联合发布的一纸文件瞬间将整个行业带入冰点，国内光伏产业上游制造业价格及下游的光伏电站新增装机量均显著下降;但时隔五个月后，光伏市场又传来积极信号，国家和地方主管部门对光伏市场的态度开始趋于好转。
一、2018年光伏政策U型反转事件梳理
在延续早前对光伏产业积极支持的政策引导下，今年中多部委突然发布了“5-31”政策，光伏市场陷入“冰冻期”;近期，国家又有意从支持民营企业发展与商讨光伏产业规划方面做出积极调整。具有标志性的事件如下：
(一)5-31新政提出降规模减补贴
5月31日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《2018中国市场光伏发电有关事项的通知》，业内俗称“5-31新政”，通知宣布下调2018年光伏建设规模指标，同时下调光伏标杆上网电价，严苛程度超预期。“新政”明确以下几点：(1)暂不安排2018年普通光伏电站建设规模，在国家未下发文件启动普通电站建设规模前，各地不得以任何形式安排需国家补贴的普通电站建设;(2)2018年安排10GW左右支持分布式光伏项目建设;(3)从5月31日起，新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时下调0.05元;(4)未纳入国家认可规模管理范围的项目，由地方依法予以支持。
(二)总书记明确支持能源转型
11月1日，习主席主持召开民企座谈会并发表重要讲话。光伏领域中，通威、隆基、正泰、特变电工等龙头企业董事长参加会议并坦陈行业面临的困难。习总书记现场做出三点批示和回应：(1)牢固树立绿色发展理念，十九大报告提出能源转型，推进清洁发展;(2)一刀切政策没有充分调研、听取企业意见，对政策实际影响考虑不周，没留调整期，工作方式简单;(3)兑现《巴黎协定》承诺。
(三)国家能源局研究调整光伏产业规划
11月2日，国家能源局召开座谈会，商讨“十三五”光伏行业的发展规划调整，包括：(1)2022年前光伏都有补贴，补贴退坡不会一刀切;(2)十三五光伏目标要提高，可以比210GW更积极一些，“十三五”规划的光伏装机目标有望调整至超过250GW，甚至达到270GW;(3)加快研究制定并出台明年政策，国家能源局将重点加速出台2019年的光伏行业相关政策，对市场的稳定发展提供保障;(4)认可户用光伏指标单独管理，和工商业分布式区分开，将进一步引导和支持户用分布式光伏的有序发展。
二、光伏政策U型反转事件下的产业众生相
(一)制造端与应用端量价齐跌
长期以来，我国光伏产业严重依赖补贴进行扩张，在整个市场大环境去杠杆的背景下，一直处于高速发展期的光伏产业势必面临洗牌。一石激起千层浪——被称为“史上最严”光伏新政的出台导致了整个光伏行业的加速洗牌，行业内有人称“5-31新政”为光伏产业的“去杠杆”过程。
随之而来的是，国内需求呈现断崖式下降，各个环节产品价格急速下跌，光伏行业呈现明显波动——今年前三季度光伏新增装机34.5GW，同比下降20%;光伏制造行业也受到较大影响，相关产品价格下跌幅明显：硅料价格约46%、单晶硅片约43%、多晶硅片约55%，单晶电池片约35%、多晶电池片约50%、单晶组件约26%;一线厂商仍旧可以达到较高的开工率，而二三线厂商普遍有开工率不足甚至停产的情况。
(二)金融机构惊忧无措、踌躇不前
金融机构对于光伏行业的信贷政策也随即收紧，不少金融机构采取十分谨慎的“观望”政策，基本全线暂停对光伏有关的一切融资业务投放。由于光伏投资的六七成资金均来自于银行贷款，剩余资本金部分则通过融资租赁、自有资金、增发新股、引入外部投资者等方式获得，“新政”的实施与银行等金融机构审批政策的收紧，使光伏企业遭遇到了前所未有的危机与挑战，甚至到了“生死存亡”的关键时刻。
而时隔五个月后，光伏产业政策风向似乎又急转——国家相关部门及时根据政策变动对市场的影响予以调整，并在多方倾听企业呼吁后纾困。受近期两次会议中习总书记亲自点评光伏行业发展、未来光伏“十三五”规划将被修改、户用市场有望重新启动、央行及各个地方力挺我国民企等一连串重大利好的影响下，发展前景看似不明朗的光伏市场又迎来了希望的曙光，令人猜想光伏政策是否已触底回暖、光伏行业能否解决历史问题，迎来根本性反转?
三、光伏行业后续政策导向与发展重点
(一)再生能源配额将逐步替代财政补贴
近期，相关部委为光伏行业的消纳、补贴问题，提出了发电权现货交易、可再生能源配额制、绿证等进一步解决办法，表明政府对新能源行业的支持态度。
今年7月，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》要求地方政府、电网企业、电力用户分别承担配额制落实主体责任、组织责任和消纳责任，履行清洁能源消纳义务。另外，通知还指出在确保供电安全的前提下，完善和创新交易规则，推进规划内的风电、太阳能发电等可再生能源在保障利用小时数之外参与直接交易、替代火电发电权交易及跨省跨区现货交易试点等，通过积极参与市场化交易，增加上网电量，促进消纳。建立电力现货市场，主要意义在于解决困扰多年的清洁能源进入市场后面临的弃风弃光问题。
今年9月国家发改委下发的《可再生能源电力配额及考核办法》(第二次征求意见稿)强制可再生能源电力消纳引导新能源行业进入新时代，同时明确各省新能源消纳最低配额指标，确保行业发展底线，新增可再生能源消纳要求确保未来三年装机空间。
为解决补贴缺口问题，我国2017年2月就已提前推出“可再生能源绿色电力证书”制度，鼓励居民通过认购“绿证”的形式自愿承担一部分可再生能源发展成本，其核心在于发电企业和超额完成考核任务的消纳方可以通过出售绿证获得增量收益。与可再生能源基金补贴相比，绿证交易的优势在于周转速度较快，当年即可入账，不存在拖欠情况，能够显著改善可再生能源发电企业的现金流水平和盈利水平，以确保补贴退坡的同时，光伏产业依然得以稳健发展。
(二)户用分布式光伏地域延伸性与投资性强
近日，国家能源局的专业人士表示，国家层面认可户用光伏指标单独管理，和工商业分布式区分开，并将进一步引导和支持户用分布式光伏的有序发展。目前，户用分布式光伏仅集中在江苏和浙江等地区，其他地区户用装机量仅为2-3GW。未来户用装机还要继续往北走向山东、辽宁，往南走向福建和广东等省份，因此整体需求仍有很大空间。另外，在集中式光伏标杆电价每年下调的政策下，分布式光伏电价补贴已连续四年保持不变，在今年虽将分布式光伏补贴下调了0.1元/Kwh，但下调幅度远低于标杆电价;在分布式补贴下调后的环境下，户用分布式的项目回报率依旧可高达15%，其投资属性依旧很强。
因此，在重点发展分布式光伏的大背景下，户用光伏项目若可在未来获得相关政策的支持，如给予户用光伏项目更多的规模指标或保持其补贴水平，“自发自用、余量上网”模式下的户用分布式毫无疑问将是未来的发展重点。
(三)领跑者项目成本可支持中标价格接近火电
2015年1月能源局提出光伏领跑者计划，最初在于鼓励光伏新技术的应用和发展，从而推动整个产业链向高端制造发展，摆脱低端重复建设的困局。而随着2016年第二批领跑者计划引入竞价机制，领跑者逐步承担起光伏发电价格发现的作用。领跑者项目通过引入竞价机制与地方政府通过承诺给予土地、接入、消纳等一站式服务推动发电成本的下降，降低企业的非技术成本，从而降低中标电价。
第三批领跑者计划吸取了前两次招标建设的经验，在基地评选期即引入了对于基地的日照水平、土地类型及成本、接入系统的建设、电力消纳保障以及地方政府推进工作机制和保障机制度五方面考核，引导地方政府降低企业投资的非技术成本。在降低成本、降低电价方面，我国第三期的光伏领跑者项目起到了较好的效果，部分地区的报价已经低于当地火电价格。例如第三期基地里最低电价是青海格尔木的光伏领跑基地，电价为0.31元/每千瓦时，比当地的煤电标杆电价还要低4.5%，我国光伏产业的发展重点将从规模扩张转向提质增效，平价上网之路已触手可及。
(四)平价上网试点将推动无补贴项目推广
在10月30日国家能源局召开的会议上，明确表明了要积极推进平价等无补贴风电、光伏发电项目建设，率先在资源条件好、建设成本低、市场消纳条件落实的地区，确定一批无须国家补贴的平价或者低价风电、光伏发电建设。
目前，部分工商业直供电项目已具备摆脱补贴能力。近期山东省发改委向国家能源局申报《关于东营市河口区光伏发电市场化交易项目无需国家光伏发电补贴的请示》，第一次提出了无需补贴的地方电站项目。项目主要利用地方的盐碱地，建设光伏电站供应附近的化工园区。由于工商业项目电价相对来说较一般较高，随着光伏系统成本的下降，部分项目在工商业直接售电模式下，已经能够形成较好的投资回报率。国家能源局对于项目进行了肯定和批复，预计这一形式将会在国内陆续出现，从而推动国内光伏无补贴项目的推广。
四、光伏发展存在的主要问题
当前虽然光伏政策已转向积极，但同时也要看到，推动“5-31新政”产生的客观条件依然存在，仍可能制约国内光伏行业的发展。
(一)拖欠的光伏补贴影响产业链正常运行
光伏市场规模快速扩大和可再生能源附加征收不足，补贴资金缺口明显，多数光伏发电项目难以及时获得补贴，增加了全产业链资金成本，特别是光伏企业以民营企业居多且业务单一，融资能力较弱，市场波动易导致行业风险快速聚集。据测算，“5-31”时已明确我国可再生能源补贴资金缺口已超1200亿元。
从收入端看，在国家大力推动工商业电价下降，减轻企业负担的大背景下，可再生能源基金附加金额短期难以大幅上浮;而支出端，由于光伏电站投资成本的快速下降导致光伏电站投资回报率快速上升，光伏电站装机量增长迅猛，导致补贴资金缺口不断增大。
(二)东西部供需矛盾导致弃光限电仍较严重
西北地区消纳能力有限，外送又受到配套的输电线路限制，与常规能源的竞争关系是弃光严重的主因。东、中、西部协同消纳市场没有形成，省间交易存在壁垒，输电通道建设滞后于光伏等新能源发展，加上现有电网调峰能力及灵活性不足，西北本地消纳能力有限，造成西北部地区弃光限电严重，东西部供给不均衡。
(三)过高非技术成本导致光伏企业负担仍较重
技术的进步使得光伏电池、组件等成本不断下降，但是与光伏技术无关的成本，如土地成本、电网接入成本等在加速成为制约光伏系统成本快速下降的重要因素。
据测算，非技术成本已经占到总投资成本的20%以上，算到电价上面至少0.1元/千瓦时。关于土地租金的交付，有些地方甚至要求一次性缴纳20年的租金，;一些地方仅征用耕地占地费和土地使用费就给企业一次性要增加几千万元的费用，这些成本无疑使光伏企业的成本负担加重不少。
五、基于商业银行角度的政策建议
(一)保持政策的稳定性与连续性
政策的改变应留给行业足够的反应期和缓冲期。如对“5-31”的政策落实，应有一定的范围划分和执行标准，不应采取一刀切的做法。“5-31新政”的核心就是要尽快建立一个平价上网的光伏市场，平价上网是新政的目的，也是市场发展的必然之路，但调价应有明确的时间窗口，并做好长远规划，并与产业成本结合，循序渐进，逐步落实;同时，保持政策的稳定性与连续性也有助于商业银行等金融机构保持稳定的信用政策，支持光伏等新能源产业的发展。
(二)地方政府出台地方补贴支持
9月17日，浙江省发改委等6部门联合下发了《关于浙江省2018年支持光伏发电应用有关事项的通知》——浙江省内光伏发电项目所发电量，2018年继续实行电量省补贴政策，补贴标准为0.1元/千瓦时，与国家建设指标脱钩。明确可获得国家可再生能源发展基金补助的屋顶分布式光伏，在未获得国家可再生能源发展基金补助之前，由浙江省电力公司继续给予垫付等细则，表明了地方政府支持光伏行业的力度和决心。我们认为，参照浙江运作模式，地方政府可根据自身地方资源状况出台相应的地方补贴政策。如此，商业银行等金融机构可根据不同地方政府的支持政策进行差异化授信机制的探索，助力光伏产业的发展。
(三)参与户用光伏差异化等政策的制定
近期的国家能源局会议已明确要单独管理户用光伏指标，且从目前光伏产业布局来看，户用光伏项目已有装机量尚小，发展空间巨大。建议国家能源局授权或组织成立户用光伏专业标准化技术委员会，积极研究制定出台户用光伏系统及设备规范、标准及体系，规范光伏产品的市场准入，如对户用光伏市场可不进行指标化管理，充分考虑户用光伏电站分散和规模小的特点带来的营销和运维成本高的实际情况，在补贴上采取差别于工商业分布式电站的管理方式;同时，商业银行也可积极参与政策的制定，如将审批该类项目遇到的难点先行提出，将其解决方式融入到政策的规划中，进一步推动户用光伏的发展。
(四)给予光伏产业相应的金融政策支持
大力发展绿色金融创新模式，鼓励商业银行等金融机构主动走出去支持光伏企业。可逐步研究针对户用和工商业分布式光伏电站的光伏贷发展成为标准化的贷款品种的政策，如由银政企联合打造的小企业分布式光伏“阳光贷”项目——即由上海市政府为加快解决当前分布式光伏面临的融资难题而采取的政府引导、市场运作的项目平台。其中上海市节能减排中心牵头搭建“阳光贷”项目管理和监测平台，对项目实施评估验收出具评估报告和后期监管，上海市中小微企业政策性融资担保基金管理中心与贷款银行联合承担风险的损失分担型项目贷款融资业务。“阳光贷”结合了中长期项目贷款、担保基金担保、未来收益权质押等多种金融产品的特点和要求，市场需求多，可操作性强，目前首笔“阳光贷”项目融资贷款已在兴业银行上海分行成功落地，可供其他地方政府学习与借鉴。
(五)持续跟踪并建立电力现货市场试点评价机制
全国首个投入试运行的南方(以广东起步)电力现货市场已于近期正式启动试运行，建议国家相关部门建立跟踪评价机制，督促相关部门全面重视电力现货市场化交易工作的开展与落实工作，逐步优化现货市场交易机制，总结出一套实际、实用的经验方案，并定期通报给相关部门与机构，同时商业银行等金融机构也可逐步探索提供相应的金融支持方案，为后续电力市场体系的改革、市场的建立和全面开展打好坚实基础。
