即将进入2019年，面对被531洗劫过一遍的光伏产业，光伏企业应该如何应对呢?
1，摆脱风险
客观地说，即使没有531，2019年也是光伏民营企业的一个生死劫。因为2016-2017年高峰期建设的电站贷款宽限期结束，大量没有拿到补贴的电站进入了还本付息阶段。绝大多数杠杆非常高的电站投资企业在负现金流的情况下处于高度风险阶段。能否摆脱资金短缺、还贷缺钱的风险，是2019年光伏民营企业最大的难题。
应该要感谢531，是531提前引爆了风险，使得下半年大量光伏企业有一个缓冲时间处理2019年的还贷压力，使得很多投资风险在明年爆发难以解决的项目得以出售和处理。因此我们可以说，531对于企业摆脱风险是有积极意义的。
2，甘当配角
对于整个电力系统来说，光伏本来是最小的那个“小弟弟”。但是过去的五年，光伏企业在媒体和宣传方面却成为了整个电力行业最为耀眼的明星。这也许是我们光伏企业必须反省的问题。因此，从531之后，光伏产业如果要回归电力，首先要回归的是自己的定位和角色。
在储能没有得到彻底解决之前，光伏发电永远只能是电力系统的配角。即使是完全平价了，光伏也暂时只能是工业化大生产的能源配角。我们光伏企业要甘当配角，要以技术和成本来支持整个能源替代的刚需。
3，努力平价
我相信，光伏企业的领袖们正在憋着一口气，加快光伏平价的到来。这是对的!只有用技术和成本把其他能源形式踩在脚下，光伏产业才能成为主角。否则永远只能成为其他能源的附庸和政策重点调节的对象。
4，综合发展
经过531以后的光伏产业，大家应该清晰地看到，只有光伏是远远不够的!我甚至建议有些光伏企业，在转型的过程中，找到一个有前途的产业方向，把光伏当成副业和配套条件去发展。我相信2020年，光伏发电侧平价是毋庸置疑的事实。2019年仍然是黎明前的黑暗，但是这种黑暗已经不是伸手不见五指，而是有着光亮，有着方向的暂时性黑暗。当光伏彻底平价的时候，整个电力系统将面临能源结构的大调整和大发展。以光伏作为核心竞争力，综合其他能源支持系统的发展(比如配电网、储能等)，我相信这是2020年前所有光伏企业值得关注的重点。
三，阻碍光伏发展的主要外部因素
时光即将进入光伏平价上网的最后冲刺阶段，还有什么极大妨碍光伏发展的外部因素呢?
1，分布式市场化交易胎死腹中成为严重阻碍平价光伏项目落地的瓶颈。
应该说，531以后虽然平价项目有了发展，但是如果分布式市场化交易得到完全落实，用户侧平价的项目将会有更大的规模。我相信，低成本的分布式市场化交易得以落地，用户侧平价光伏项目将会以迅猛的发展速度席卷“胡焕庸线”的东部区域。目前来看，分布式市场化交易只能寄希望于增量配电改革的大力推进。2019年我们认为将是增量配电改革的拐点。以县为单位的增量配电网和园区配电网将得到政策强有力的扶持。而内部的分布式光伏和分散式风电都将是增量配电网降低用能成本的主要手段。
2，存量补贴的缺口将进一步导致光伏企业举步维艰。
要说财政部目前有棘手的事情，存量电站的光伏补贴无疑是最为突出的一个问题，没有之一!一方面需要支持新能源的发展，完成能源替代的长期战略;另外一方面存量电站由于规模失控，导致原来110G规模的补贴财务预算大大超支。据我所知，目前财政部正在积极寻求解决办法，但是由于金额巨大，一时间难以消化。
在存量补贴没有得到妥善解决之前，2016年之后建设的电站，如果不是国资拥有，估计将会面临严峻的现金流考验。这也会延缓光伏企业成本下降的步伐，在某种程度上拖延能源替代时间的到来。
3，非光伏技术成本的降低已经上升为光伏度电成本平价的主要因素。
国内从2008年开始规划大型光伏电站，到2018年光伏电站规模远远超过世界第二名。光伏发电的上网电价从4元/千瓦时降低到了0.31元/千瓦时，光伏发电的建造成本从超过40元/瓦降低到了低于4.5元/瓦，而非光伏技术成本的降低幅度越来越低于技术成本，非光伏技术成本的比重在光伏电站造价中越来越大。因此，在目前阶段降低非光伏技术因素已经成为光伏发电平价的主要因素。既要调整之前按照传统电源接入方式制订的设计标准，又要按照智能电网的要求精确降低并网、接入和通讯、调度的成本，才能在根本上降低非光伏技术因素的成本。
4，非补贴电站建设的合法化程序仍然模糊不清。
目前制约非补贴电站建设除了分布式发电市场化交易停滞以外，这类电站的合理申报和并网、接入手续模糊不清也是造成很多投资企业举棋不定的原因。直至今日，政府也就是承诺非补贴电站不受规模和指标限制，解决消纳问题就可以建设。然而问题恰恰就是在解决消纳问题上，存在着是电网解决消纳还是自行可以“点对点”解决消纳的问题。如果政策规定可以自行解决消纳，我相信非补贴电站的建设速度将大大加快。
四，政策层面还有哪些措施可以推动光伏的发展
基于以上情况，我们建议政府针对以下方面采取措施：
1，更大尺度的放开分布式发电市场化交易政策。
起源于2017年的分布式发电市场化交易，至今基本上胎死腹中。我相信政府在推进增量配电业务改革的过程中，分布式发电市场化交易将会逐步推开。从四川电改的精神看，可再生能源只需要缴纳很低的过网费，采取专线直供“点对网”的方式为用户提供电源已经得到政府正式确认。建议政府鼓励非水可再生能源实施“点对点”供电方式，自行消纳发电量，彻底扫除分布式发电市场化交易的障碍。
2，权威机构确认目录项目补贴拖欠金额。
作为国家信用，目前即使是进入了目录的光伏电站项目，其被拖欠补贴也得不到背书。这使得大量光伏电站的应收账款得不到正常的融资和缓解。为解决光伏企业严重被拖欠补贴的问题，由财政部牵头的权威机构对已经进入目录电站的拖欠补贴金额进行背书的可能性是有的。同时也建议，不仅仅对前七批电站，更要把纳入目录管理的其他光伏电站被拖欠补贴金额进行背书。以保证企业在2019年度过最艰难的时期。
3，明确三年内不限制非补贴项目的规模。
目前非补贴电站虽然没有规模限制，但是仍然在操作中处于难以落地的状态。各个部门对于非补贴电站的规模控制说法不一。从目前光伏电站的规模和我国电网结构来看，明确三年内不限制非补贴光伏电站的规模对于未来几年完全过渡到平价阶段至关重要，这将使得光伏企业踏踏实实地在平价道路上勇往直前。同时这也给资本市场的投资者以坚定的信心。
4，鼓励建设可再生能源自备电厂(免交叉补贴、政府性基金及附加)。
随着光伏电站度电成本的进一步降低，加上储能技术的发展，“电从远方来”将加速向“电从身边来”的方向发展。建议鼓励建设可再生能源自备电厂，电力用户自行消纳的自备电厂在装机规模不超过变压器容量50%的情况下，不需要向电网申请。这对于电力用户在节能减排、降低碳消耗方面有十分积极的促进作用。
