光伏十年發展，我們取得了諸多“第一”。但在行業取得巨大成就的同時，光伏依然不得不面對各種風險、各種壓力、各種或隱或現的“坑”。這麼多年來，阻礙行業發展的一些問題並未得到有效解決，甚至愈演愈烈，我們稱之為“六座大山”。
大山一.政策風險
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。
531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，在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《關於推進光伏發電“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彙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，地方政府可採取其他方式統一建設接網及彙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”。
而日前，青海德令哈、格爾木兩個領跑者基地卻要求各投資企業簽署《光伏發電“領跑者”應用示範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諮詢。
這意味著領跑者基地辦將上述內容統一打包招標，並要求企業均攤外線工程費用。但根據國家能源局文件，彙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100MW的項目大約需要均攤6000萬的外線工程費用，這6000萬包含了330kV彙集站、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4000萬左右，中標價格相當於高出正常市場價格的50%。
此外，地方政府以及青海電網對330kV變電站的回購事宜態度也是模稜兩可，“地方政府要求投資企業自己去跟青海電網溝通回購事宜，而青海電網給出的回覆是‘你們先投資建設，後期還要視資產估值等情況再決定是否回購’”，某企業相關負責人曾向光伏們透露。
更令人難以接受的是，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。
近日，廈門市集美區城市管理行政執法局甚至發佈了《關於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。
須知，如今中國光伏企業在政策上除了“內憂”，更有“外患”。繼歐美等國對包括中國在內的光伏企業實行“雙反”措施後，7月30日，印度財政部稅務局正式宣佈：根據印度貿易救濟總局提出的最終建議，自7/30開始即日起對中國、馬來西亞及其他已開發國家的太陽能電池（無論是否封裝為組件）徵收25％的保障性關稅。
大山二.土地費用
在西北地區棄光較為嚴重的情況下，光伏發電的建設重點從西北轉至中東部乃大勢所趨。問題是，中東部地區寸土寸金的土地費用已然成為各投資企業難以承受的重負之一。
首先，從土地租金看，西北地區光伏電站一般建設於荒漠化的未利用地，租金普遍較低，但中東部省份的土地可利用價值較高，1000元/畝/年以下的租金已經算較低水平了。據光伏們瞭解，日前天津放開農業光伏複合用地管理政策之後，某土地的拍賣價格甚至高達2000元/畝/年。
再有各地方隨意改動土地租金/費用的行為也在蠶食光伏企業本就不多的利潤空間。比如2017年，山東省部分光伏電站業主收到了當地稅務部門要求按照5-8元/平方米的標準繳納城鎮土地使用稅的通知。根據10MW光伏電站佔用300畝土地進行核算，10MW光伏電站每年要繳納最少100萬的土地使用稅，換算下來，繳納20年的費用相當於每瓦增加2元成本。按照餘操的核算，因為土地原因，光伏電站初始投資要增加0.35元/W，運營期則為0.06元/W/年。
在第三批領跑基地中，在招商文件中原本承諾不收水面租金的寶應目前將租金漲到了1280元/畝，導致了前期進展困難。
河北海興則在開發協議中加入了600元/畝的鹽鹼地綜合治理費用以及300元/畝的青苗補償，目前土地流轉情況還未清晰，前期推進較為緩慢；
再有就是在某地方政府土地規劃中，光伏企業突然遭遇環保、土地條件嚴峻等問題，也造成了重大損失。
2017年8月28日，微山縣人民政府發佈《關於環保督察第十三批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！
據智匯光伏透露，近期，又有企業因光伏電站佔用溼地而被罰，給該項目發批文的官員也連帶被處罰。
而山西壽陽則因為規劃土地中出現了大量的基本農田、未成林造林地、公益林地等土地性質以及溝壑、山脊等地形地貌問題導致了土地整體利用率過低，而這些土地信息在招商文件中並未提及，目前地方政府不得不先將二期的土地資源釋放以供投資企業選擇。
大山三.補貼拖欠
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極為緊張，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。
大山四.限電問題
棄光現在也一直是壓在光伏企業心中的一塊巨石。2015年上半年，國家能源局首次公佈光伏發電運行情況時就顯示，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年全年，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年在全國範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、陝西3省(區)。
大山五.融資成本高企
在光伏這個草根行業，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531新政後，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，但因為銀行貸款對於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道。
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。不久前，一位具有較強金融資源人士對黑鷹光伏直言，在當前的環境下部分金融機構（股權質押、資產抵押等業務）都不願意與光伏企業合作。
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餘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。一位券商投行部人士甚至告訴《財經》記者，現在承銷機構也有壓力，一些企業和城投不僅是融資成本提高的問題，可能還面臨“有價無市”的狀況。
大山六.電網企業態度冷暖
早在2017年10月政府就印發了《關於開展分佈式發電市場化交易試點的通知》，提出分佈式項目可以進行“隔牆售電”，直接售電給電力用戶並向電網支付過網費。而“隔牆售電”這一模式一度被認為是未來分佈式光伏最大的競爭力。
但是國家能源局新能源司負責人在《關於開展分佈式發電市場化交易試點的通知》答記者問中表示：在試點交易中，電網企業需要提供分佈式電源併網運行、輸電、以及保障電力用戶可靠用電的技術支持，提供發用電計量、電費收繳等服務，這些都增加電網企業的運營成本；特別是分佈式發電交易不支付未使用的上一級電壓等級的輸電價格，與全部由電網企業供電相比，這部分電量對應的電網企業的售電（或輸配電價）收入就減少了。
對此，上述負責人表示“當前電網企業並不願意接受分佈式光伏市場化交易試點強加給他們的“義務”。
清華大學能源互聯網創新研究院政策發展研究室主任何繼江老師在《分佈式發電市場化交易試點釋讀19：電網的消納承諾函案例》一文中，列舉了河南南陽與山東濟寧的兩份國網文件。
其中，山東濟寧供電公司以分佈式光伏電站信息通訊設備不滿足安全條件、就近消納能力不滿足要求以及分佈式光伏試點交易將增加企業風險為由出具了濟寧高新區暫不具備分佈式市場化交易試點的通知。
實際上，這種阻力不僅存在於以上三點承諾的履行，有的地方電網以一紙文件否決了項目的可執行性，據光伏們報道，某地電網企業甚至表態，這將影響該企業未來在該地區其他項目的電力接入批覆，而類似的情況並不僅僅出現某一省份。
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。根據測算，項目的開發成本每提高1%，項目的收益率將下降1.7%。
智匯光伏曾分析了國內外某些具有一定標誌性項目在各方面成本數據對比，這使我們對國內外項目在成本上差異能有一個更為直觀的瞭解。
從上表可以看出：
1）光照資源差異較大 海外主要市場輻照度較國內更高，等級基本相當於國內一類資源地區。
2）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。
3）資金成本差異明顯， 國內貸款利率普遍比國外高3-4%；531新政影響下，這樣的差距可能進一步拉大。
4）稅收補貼政策差異較大，美國提供總投資30%的抵稅補貼；阿布扎比項目免徵企業所得稅。
因此，同收益率情況下，國外項目電價比國內低46%-67%。
（重要參考資料：智匯光伏：《剖析飽受詬病的“非技術成本”》；能見EKnower：《三問黑龍江工信委為何敢公然違法侵害可再生能源企業合法利益？》；光伏們:《外線費用過高、土地問題依舊，第三批部分領跑項目推進受阻》、《動了誰的“蛋糕”？電網公司極力阻撓分佈式發電市場化交易試點推進》、《中國光伏電站的非技術成本太高了！！！》；深藍財經：《光伏補貼真相三問：到底誰出的錢？缺口有多大？何時能“斷奶”？》等）來源：黑鷹光伏
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