光伏十年发展，我们取得了诸多“第一”。但在行业取得巨大成就的同时，光伏依然不得不面对各种风险、各种压力、各种或隐或现的“坑”。这么多年来，阻碍行业发展的一些问题并未得到有效解决，甚至愈演愈烈，我们称之为“六座大山”。

大山一.政策风险

没有政策上的支持和引导，中国光伏产业很难取得今日的成就。但政策的突变，有时又会给行业带来巨大的压力，甚至“休克”。不只全国层面的政策，一些地方性的政策或规定更是让人“眼花缭乱”。政策，到底是推动行业积极发展的“靠山”，还是阻碍行业发展的“大山”，一字不同，却差异巨大。

531光伏新政的压力还未完全显现，某些地方政府施行的“新政”又在加大企业的生存压力。

实际上，在领跑者计划推进到第三批，国家能源局从前期的基地申报等方面努力降低投资企业的非技术成本。比如国家能源局在《关于推进光伏发电“领跑者”计划实施和2017年领跑基地建设有关要求的通知》中曾明确，“基地所在地省级电网企业应负责投资建设基地的电力送出工程，至少应承诺投资建设基地配套的汇集站及以上输电线路，承诺投资建设基地各项目升压站之外全部电力送出工程的优先。

在基地所在地政府与电网企业约定在一定期限内由电网企业回购电力送出工程资产的前提下，地方政府可采取其他方式统一建设接网及汇集站等电力送出工程，但不得由基地内项目投资企业分摊工程费用”。

而日前，青海德令哈、格尔木两个领跑者基地却要求各投资企业签署《光伏发电“领跑者”应用示范基地电网送出及公共基础设施共建工程建设协议书》，其中建设内容包括330kV变电站扩建工程、110kV升压站及配套工程、新建110kV线路以及光伏发电站前期咨询。

这意味着领跑者基地办将上述内容统一打包招标，并要求企业均摊外线工程费用。但根据国家能源局文件，汇集站及以上的输电线路应由省级电网投建或者在一定期限内承诺回购这部分资产，而在青海两个领跑者基地中，原本应由企业自建的110kV升压站却被地方政府强制打包对外招标。

根据中标价格，青海领跑基地每100MW的项目大约需要均摊6000万的外线工程费用，这6000万包含了330kV汇集站、送出线路以及110kV升压站的建设费用。而企业测算，根据市场价格，这个费用大概为4000万左右，中标价格相当于高出正常市场价格的50%。

此外，地方政府以及青海电网对330kV变电站的回购事宜态度也是模棱两可，“地方政府要求投资企业自己去跟青海电网沟通回购事宜，而青海电网给出的回复是‘你们先投资建设，后期还要视资产估值等情况再决定是否回购’”，某企业相关负责人曾向光伏們透露。

更令人难以接受的是，黑龙江省工信委在2018年电力直接交易培训总结会上，提出要降低国家文件规定的可再生能源发电保障利用小时数，要求发电企业按照低价参与电力直接交易。这又将给光伏发电企业带来很大损失。

近日，厦门市集美区城市管理行政执法局甚至发布了《关于商请供电部门协助查处太阳光伏发电设备建设问题的函》，认定利用屋顶建设太阳能光伏发电设施的行为一律按照违法建设处理，要求供电公司暂停对利用太阳光伏发电设备的用电申请及相关协议的签订。

须知，如今中国光伏企业在政策上除了“内忧”，更有“外患”。继欧美等国对包括中国在内的光伏企业实行“双反”措施后，7月30日，印度财政部税务局正式宣布：根据印度贸易救济总局提出的最终建议，自7/30开始即日起对中国、马来西亚及其他已开发国家的太阳能电池（无论是否封装为组件）征收25％的保障性关税。

大山二.土地费用

在西北地区弃光较为严重的情况下，光伏发电的建设重点从西北转至中东部乃大势所趋。问题是，中东部地区寸土寸金的土地费用已然成为各投资企业难以承受的重负之一。

首先，从土地租金看，西北地区光伏电站一般建设于荒漠化的未利用地，租金普遍较低，但中东部省份的土地可利用价值较高，1000元/亩/年以下的租金已经算较低水平了。据光伏們了解，日前天津放开农业光伏复合用地管理政策之后，某土地的拍卖价格甚至高达2000元/亩/年。

再有各地方随意改动土地租金/费用的行为也在蚕食光伏企业本就不多的利润空间。比如2017年，山东省部分光伏电站业主收到了当地税务部门要求按照5-8元/平方米的标准缴纳城镇土地使用税的通知。根据10MW光伏电站占用300亩土地进行核算，10MW光伏电站每年要缴纳最少100万的土地使用税，换算下来，缴纳20年的费用相当于每瓦增加2元成本。按照余操的核算，因为土地原因，光伏电站初始投资要增加0.35元/W，运营期则为0.06元/W/年。

在第三批领跑基地中，在招商文件中原本承诺不收水面租金的宝应目前将租金涨到了1280元/亩，导致了前期进展困难。

河北海兴则在开发协议中加入了600元/亩的盐碱地综合治理费用以及300元/亩的青苗补偿，目前土地流转情况还未清晰，前期推进较为缓慢；

再有就是在某地方政府土地规划中，光伏企业突然遭遇环保、土地条件严峻等问题，也造成了重大损失。

2017年8月28日，微山县人民政府发布《关于环保督察第十三批822—182号转办件办理情况的报告》，对南四湖省级自然保护区的6处光伏电站共计298兆瓦进行了停电断网及拆除处理！

据智汇光伏透露，近期，又有企业因光伏电站占用湿地而被罚，给该项目发批文的官员也连带被处罚。

而山西寿阳则因为规划土地中出现了大量的基本农田、未成林造林地、公益林地等土地性质以及沟壑、山脊等地形地貌问题导致了土地整体利用率过低，而这些土地信息在招商文件中并未提及，目前地方政府不得不先将二期的土地资源释放以供投资企业选择。

大山三.补贴拖欠

据财政部统计，到2017年底我国可再生能源补贴缺口总额为1000亿元，其中光伏补贴缺口占到近一半份额，约496亿元。

实际上，一直以来严重的拖欠补贴已经导致了光伏电站投资企业的现金流极为紧张，很多企业不得不靠举债扩张，这也导致在当前的产业环境下很多光伏企业都出现现金流危机。

部分电站投资商表示，前五批补贴目录中的项目有部分也已经被拖欠了超过一年的补贴了，而第六批补贴目录中的项目拖欠比例则更高。

据统计，从2000年到2017年这近20年间，国家共计为国内煤电脱硫脱硝补贴了超过2万亿元，现在每年超过1200亿元，近二十年来平均每年的补贴也在1000亿左右。

国家发改委能源研究所研究员周大地认为，不能因为补贴有缺口反过来限制光伏产业的发展，尤其是在国家转向高质量发展阶段，建立资源节约型环境友好型社会的历史节点，就要大力发展生态文明建设，为环境多付点钱，是很正常的现象。

大山四.限电问题

弃光现在也一直是压在光伏企业心中的一块巨石。2015年上半年，国家能源局首次公布光伏发电运行情况时就显示，甘肃省弃光电量11.4亿千瓦时，弃光率28%，新疆弃光电量5.41亿千瓦时，弃光率19%。2015年全年，甘肃弃光率达31%，新疆为26%。

好在这一座大山正在消融。2017年弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，同比下降4.3个百分点。国家能源局相关领导表示：“中国将在2018年明显减少‘三弃’电量，到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。”

2018年上半年弃光电量30亿千瓦时，同比减少7亿千瓦时，弃光率3.6%，同比下降3.2个百分点。有22个省(区、市)没有弃光限电，另有6个省(区)弃光率在5%以下，弃光率超过5%的只有甘肃、新疆、陕西3省(区)。

大山五.融资成本高企

在光伏这个草根行业，因为中国光伏企业崛起的时间不长，又长期面临补贴拖欠等情况，企业资金储备较为薄弱，基本上都面临一定的资金压力，所以大多数企业都是依靠举债实现高速扩张。

而自2008年全球金融危机以来，资金成本成为光伏企业的另一座大山。尤其531新政后，民营企业资金压力更为严峻。“一般能获得银行贷款的民营光伏电站投资企业都必须是上市公司，目前来看，贷款利率要在基准上浮15-30%的水平，但因为银行贷款对于民企的授信额度是有限的，所以这些企业约有一半以上的项目需要通过融资租赁的形式来获得贷款，贷款利率可能要达到8-10%，甚至10%以上的水平，”中国电力投融资联盟秘书长彭澎介绍道。

根据某企业光伏电站财务模型核算，在其他边界条件不变的情况下，贷款利率每上调1%，资本金内部收益率将降低约10个百分点。

更为严重的是，在当前的金融环境下，光伏行业存在的“弃光限电”、“补贴拖欠”等问题使金融机构对光伏企业严重缺乏信心。不久前，一位具有较强金融资源人士对黑鹰光伏直言，在当前的环境下部分金融机构（股权质押、资产抵押等业务）都不愿意与光伏企业合作。

公开数据还显示：2018年以来，包括神雾环保、富贵鸟、凯迪生态等10余家上市公司债券违约，涉及金额合计超过160亿元。尤其是5月份，连续16年入选“中国民营企业500强”的盾安集团爆出流动性危机，各项有息负债超过450亿元，震惊资本市场。

长江证券研究所认为：外部融资条件恶化是信用违约产生的重要原因，尤其在今年信用收缩的背景下，再融资压力或是信用风险加速暴露的主要原因之一。一位券商投行部人士甚至告诉《财经》记者，现在承销机构也有压力，一些企业和城投不仅是融资成本提高的问题，可能还面临“有价无市”的状况。

大山六.电网企业态度冷暖

早在2017年10月政府就印发了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，提出分布式项目可以进行“隔墙售电”，直接售电给电力用户并向电网支付过网费。而“隔墙售电”这一模式一度被认为是未来分布式光伏最大的竞争力。

但是国家能源局新能源司负责人在《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》答记者问中表示：在试点交易中，电网企业需要提供分布式电源并网运行、输电、以及保障电力用户可靠用电的技术支持，提供发用电计量、电费收缴等服务，这些都增加电网企业的运营成本；特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格，与全部由电网企业供电相比，这部分电量对应的电网企业的售电（或输配电价）收入就减少了。

对此，上述负责人表示“当前电网企业并不愿意接受分布式光伏市场化交易试点强加给他们的“义务”。

清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任何继江老师在《分布式发电市场化交易试点释读19：电网的消纳承诺函案例》一文中，列举了河南南阳与山东济宁的两份国网文件。

其中，山东济宁供电公司以分布式光伏电站信息通讯设备不满足安全条件、就近消纳能力不满足要求以及分布式光伏试点交易将增加企业风险为由出具了济宁高新区暂不具备分布式市场化交易试点的通知。

实际上，这种阻力不仅存在于以上三点承诺的履行，有的地方电网以一纸文件否决了项目的可执行性，据光伏們报道，某地电网企业甚至表态，这将影响该企业未来在该地区其他项目的电力接入批复，而类似的情况并不仅仅出现某一省份。

在当前的经济及产业环境下，各种大山已经成为光伏企业不可承受之重。根据测算，项目的开发成本每提高1%，项目的收益率将下降1.7%。

智汇光伏曾分析了国内外某些具有一定标志性项目在各方面成本数据对比，这使我们对国内外项目在成本上差异能有一个更为直观的了解。

从上表可以看出： 

1）光照资源差异较大 海外主要市场辐照度较国内更高，等级基本相当于国内一类资源地区。

2）输配线路成本差异明显 海外电站输配电等配套设施多由政府或电网公司承担，可节省约10%的投资。

3）资金成本差异明显， 国内贷款利率普遍比国外高3-4%；531新政影响下，这样的差距可能进一步拉大。

4）税收补贴政策差异较大，美国提供总投资30%的抵税补贴；阿布扎比项目免征企业所得税。

因此，同收益率情况下，国外项目电价比国内低46%-67%。