18年的“六一”儿童节，在中国光伏圈是个难忘的日子。这一天，光伏行业主管部门国家发改委、财政部和国家能源局联合下发一份下调补贴的文件，打破了过往多年来一年下调一次补贴的节奏，对补贴项目“急刹车”，严控规模。
这份名为《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（下称“光伏新政”）的文件，大幅收缩享有补贴的光伏新增装机总量，度电补贴每千瓦时下调5分钱。根据文件，有补贴的分布式项目将从不限制建设规模收紧为全年10GW（吉瓦，即10亿瓦特）。而今年截至5月份的分布式装机规模已接近全年指标，这意味着，5月31日以后并网的分布式项目难有补贴，以及地面电站受到严控，不再享有补贴指标。
紧急“断奶”措施引起市场巨大反应。
6月第一周，沪深、港股、美股48只光伏上市公司绝大多数跌停或下跌10%以上，市值蒸发超过500亿元，一度波及风电、储能、电动汽车等需要补贴的新能源行业；新政影响也迅速波及全产业链，各方纷纷据此调整生产和市场策略，包括下游停建、清理库存，制造环节停止新订单、关停或检修生产线、裁员、变卖资产。
中国光伏行业发展了十年，从外销全面转向国内市场接近六年，这个打着“清洁可再生能源”旗号的弱小产业，一直依靠政府的补贴成长。虽然每个光伏人都说“平价上网”是行业的目标和使命，然而十年来，由于技术进步和规模效应，光伏电站初始投资已下降90%以上，光伏行业补贴的下降幅度却仅在50%左右。这组数据被外界指为“过度呵护”，认为已经长大的光伏行业仍在享受高补贴的“喂奶”待遇，对整个电力行业不公平。
刚刚过去的这个儿童节，变成了光伏行业的成人礼，让很多光伏界人士备感突然和不适，但不得不接受。由于长期喂养形成的“巨婴症”——制造产能严重过剩，劣质产品仍占据一定市场份额，金融风险以及地方政府依靠审批项目进行土地寻租等问题，或将因紧急“断奶”而渐次暴露。
“狠心断奶”的背后，是政府有关部门难以负担的电价补贴缺口。因光伏装机量暴增，光伏补贴缺口在2017年的规模就已达到455亿元，约占1127亿元的可再生能源补贴总缺口的40%；而到2018年6月初，可再生能源发电补贴总缺口已超过1200亿元。知情人士透露，光伏补贴缺口的占比今年仍呈快速增长态势，遂引起监管部门警觉，决定下手“刹车”。
然而，问题并非仅仅集中在光伏行业。通观除水电外的清洁可再生能源的发展，国家给予可再生能源发电补贴的项目包含风电、光伏发电和生物质发电三大类。2017年，这三类可再生能源的发电量分别为3057亿、1182亿和794亿千瓦时，占当年全国发电的比重为4.5%、1.5%和1.2%。可再生能源补贴的各类缺口都在逐年递增。据行业协会人士估算，2017年风电行业补贴缺口为350亿元左右，约占可再生能源补贴整体缺口的31%。
风电与光伏行业一样，一方面补贴大量拖欠，另一方面“大干快上”导致了大量的弃风、弃光问题。2015年至2017年，全国平均弃风、弃光率几乎都在两位数，直接原因就是新能源项目上马与电网消纳之间并未有效衔接，已建风、光电站无法并网发电，形成巨大浪费。
风电、光伏上网难，不仅仅是电网技术、成本和垄断的问题，更在于缺乏合理的地方发展规划，新建电源与需求严重不匹配，以及电力计划体制下地方政府对煤电保护等痼疾。政府管理者于是陷在大量拖欠补贴和大量弃风、弃光的两难困境中，不敢轻易下调补贴额度，担心伤害行业发展，引起社会不满。
2018年出现转机。今年前5个月全国用电量增速较快，同比增长9.8%，经济复苏迹象明显，一季度全国平均弃风率降至8.5%，同比下降8个百分点；平均弃光率降至4.3%，同比下降5.4个百分点。用电需求增长，弃风、弃光率大幅回落，是此次补贴退坡政策大胆出台的推手之一。
但是，一名接近决策层的资深人士，仍对中国可再生能源的未来充满忧虑。一方面，在2020年之前，依据补贴增长的惯性，可再生能源补贴总额仍在扩大，这一全社会共同承担的电价附加，与正在进行的新一轮电力体制改革和降低全社会用能成本的大方向背道而驰；另一方面，电网对可再生能源电力的接纳能力需要中长期规划，在一定时期内不可能无限增长。
例如，德国作为清洁能源发展较早的国家，已经历清洁能源补贴退坡、行业洗牌、竞价上网等一系列变革，但德国在清洁能源发展初期就对本国电网接纳清洁能源的总量进行测算，并提前设计到2020年清洁能源并网的总量，这个总量目标至今一直在严格执行。
“中国最缺乏的就是长远规划能力，能源‘十三五’规划的指导范围有限，并未测算中长期风电、光伏的合理发展规模。”上述人士指出，继往补贴缺口的超规模膨胀，补贴退坡的延滞，使得新能源产业政策成了一个个“权宜之计”，“是时候通盘考虑中国的长期新能源政策了。”
疾风骤雨
“光伏新政”犹如一颗响雷，迅速带来了疾风骤雨。
“令人措手不及。”多名光伏行业人士向财新记者谈及感受，“这次调整的步伐太快了。过去一般一年调整一次电价和补贴，后来变为半年调整一次，这次连半年都不到。”上一次补贴调整是在2017年12月22日。
财新记者从多个渠道获知，很多地方发改委未提前知晓上述“光伏新政”文件的下发。“有些地市级发改委都没收到能源局的文件，也是从网上看到的。”一名河南省地级市国家电网新能源部人士向财新记者表示。
这一次的发文方式令业界意外。
按照以往惯例，光伏电价和补贴下调文件会提前公布，并设置一个即将到来的时间点作为文件执行的启动日期。然而，此次新政公布于6月1日晚间，文件末尾的落款日期则为5月31日，文件称所有政策自发文之日生效，意即公布之日前一天，文件已经生效，毫无缓冲余地。
据财新记者了解，5月31日上午，国家能源局综合司召开了特急会议，研究部署加强光伏规模管理、加快平价上网、加速补贴下降政策措施以及下一步具体工作安排。次日，光伏新政即出台。
新政出台后第一个交易日，光伏概念股通威股份（ 600438.SH ）、隆基股份（ 601012.SH ）、阳光电源（ 300274.SZ ）、林洋能源（ 601222.SH ）、中环股份（ 002129.SZ ）等多家上市公司跌停，截至6月14日，光伏龙头公司股价多数跌幅高达三成至四成。
产业链下游反应最为快速。据财新记者多方了解，市场端随后马上“刹车”，暂停在建、拟建的分布式项目，同时撤回上游订单；经销商也开始清理库存、暂停新订单。一名分布式光伏龙头企业的负责人抱怨，“这次没有设立过渡期，会导致很多在途设备出问题。”
下游的收缩向上游传导、施压。中国光伏行业协会一名负责人透露，目前多家硅片、电池片和组件企业已停产或让员工休假，其中一些大型企业已全面停止采购计划并关停部分生产线，部分中小型企业直接关停所有生产线，也有企业正试图卖掉电站获取现金流。不少上游多晶硅制造企业，则决定在6月-9月期间密集安排生产线检修计划，以此控制产能。
光伏行业的金融端也在迅速调整策略。一名在融资租赁行业工作的负责人称，由于担心政策性风险以及资产主体市值进一步蒸发，包括银行、融资租赁公司等行业垂直投融资机构开始抵触光伏行业，部分银行在降杠杆的背景下现金吃紧，已对光伏企业停止贷款及贷款展期，且基本停掉了户用“光伏贷”业务。他所在的融资租赁公司，未来也将提高投资门槛、缩减额度、放慢投资节奏，采取更多风控措施。
实际上，早在今年4月份，本次政策的信号已有释放，只是光伏圈当时仍充满乐观气氛。4月13日，国家能源局曾下发《关于完善光伏发电建设规模管理的意见》，就规模管理征求意见；4月24日，国家能源局新能源和可再生能源司副司长李创军在新闻发布会上表示，2018年拟安排10GW规模用于分布式光伏建设，将会同国家价格主管部门进一步完善光伏发电电价机制，并指出将“进一步加快光伏发电电价退坡速度，降低光伏发电补贴依赖”。
广州三晶电气股份有限公司总经理欧阳家淦对财新记者表示，4月份的文件有风向标的意思，多数从业人员对规模管控和补贴下调都有预期，也知道2017年的“光伏繁荣”形势不可持续，不过业界对政策严厉程度、下发时间以及分布式10GW指标下发细则等都不明了，不少从业者仍持乐观情绪，认为至少要等到6月30日之后才会加强管控，还有人寄望分布式光伏项目全年10GW的补贴规模指标或是新增指标，而非全年指标。
户用光伏龙头晴天太阳能科技有限公司广东负责人陈莎表示，2017年底公司已经察觉到光伏发展太快，补贴会吃不消，猜测补贴下调一定会来临，从那时开始着手战略调整、压缩成本，比如对日常运营、系统流程、渠道经营进行更精细化的管理，压缩成本费用等。“心态要摆好，以前很多企业觉得猪肉才是肉，现在蚂蚁也是肉了。光伏平价才是真正的行业春天。”她说。
中国国内光伏装机规模增长，始于2012年。欧美国家在2005年《京都议定书》正式执行强制减排指标的压力下，从2004年开始大力发展光伏和风力发电。海外需求推动了中国光伏制造业的起步与繁荣。2012年，欧美针对中国光伏产品实施“双反”，此前全靠出口维持生计的中国光伏企业瞬间进入寒冬。为救行业于水火，中国政府决定内部消化这部分需求，通过补贴机制鼓励光伏电站建设，由此催生了国内光伏市场。
国家能源局通过和市场多次沟通，来熨平“光伏新政”的突然性，强调这一政策并非“急刹车”，调整也非“一刀切”。光伏发展的总体方向没有调整，也没有改变，新政的主要目的是优化布局，继续促进光伏行业健康发展。
国家能源局有关人士对财新进一步解释称，在2018年2月和4月，能源局曾通过征求意见会和新闻发布会等多种方式征求意见、吹风提示，并专门召开会议听取了地方发展改革委或能源局、有关电网企业意见并作了政策宣介。经多次修改完善、反复论证后，才于5月31日正式印发的“5·31光伏新政”。
补贴难以为继
截至目前，可再生能源补贴缺口已经超过1200亿元，成了决策者的一块心病。
从2012年开始，财政部不定期公布可再生能源电价补贴目录，进入目录的新能源项目才有资格向可再生能源发展基金申请补贴。因补贴目录存在审批环节，电价补贴部分需审批完成后，可再生能源发展基金才会将补贴交付电网企业进行转付。2018年6月11日，第七批可再生能源补贴目录印发，仅包括截至2016年3月底前并网的项目，以此看，补贴拖欠时间已在两年以上。
可再生能源发展基金，是风电、光伏等可再生能源获取度电补贴的资金来源。该基金设立于2011年底，通过在全国范围内征收“可再生能源电价附加费”积累资金，实际由所有电网用户均摊。在基金成立之前，可再生能源电价附加已于2006年开始征收。
然而，收缴过程无法做到应收尽收。国家能源局在2017年一次针对政协提案的答复函中透露，目前可再生能源补贴资金收取难度较大，实际征收率仅85%左右，其中缺口主要是自备电厂未足额缴纳电价附加资金。
随着新能源项目不断增加，补贴资金日益捉襟见肘，可再生能源电费附加至今已上调了五次，从2006年每度电0.1分逐步提高至2015年底的每度电1.9分，此次新政前一直维持这一提取水平，约占电网企业平均销售电价的2.87%。
“光伏新政”背后，是中国国内光伏装机连续多年大规模增长，导致补贴不堪重负。其中2016年，中国新增光伏装机34.54GW，同比增长超过128%；2017年，光伏装机再增53GW，同比增长超过53%，已经占到当年全球新增装机量的一半。
新增装机的快速增长，意味着补贴资金需求越来越大，而可再生能源附加费再无上调空间，补贴资金缺口势必无从弥合。2018年，政府工作报告明确提出，要降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%，而可再生能源电价附加来源于电费，不可能不降反升，这与全国工商业电价整体下调的方向背离。
光伏补贴强度是否过高的问题，一直在电力行业有争议。电力行业资深分析师张治雨认为，尽管2012年起补贴逐年降低，但至今国家平均度电补贴也大于0.3元。
在行业协会和光伏企业的游说下，电价和补贴下调幅度近两年实际都小于预期。其中以分布式光伏最甚，2013年分布式光伏度电补贴设在0.42元，此后连续五年未调整，虽多年征求意见稿都在讨论适时下调分布式光伏补贴，但最终只在2017年底下调了5分钱。过小的下调幅度，使得分布式项目持续有超额收益。
而光伏补贴的下调幅度与行业成本下降幅度并不同步。国家发改委能源研究所可再生能源发展中心研究员时璟丽称，分布式光伏项目的收益来源于燃煤标杆电价、一般工商业电价以及补贴，前两者近五年维持在0.4元-0.6元/度左右，算上0.42元/度的可再生能源补贴，近五年中，分布式项目度电总收益在1元/度左右，2017年下调5分钱之后，收益只下调了5%；而此间光伏的系统成本已从10元/瓦降低到6.5元/瓦左右，降幅在35%左右。
此外，在2016年底和2017年底的两轮降价中，地面电站标杆电价实际下调幅度都比征求意见稿要小，其中2016年征求意见稿要求对I、II、III类地区标杆电价每千瓦时分别下调0.25元、0.23元、0.23元，实际下调0.15元、0.13元、0.13元，降幅在13%-19%；2017年征求意见稿要求对三类地区每千瓦时分别下调0.15元，实际下调0.1元，降幅在12%-16%。与之对应的是，光伏组件价格在2016年和2017年下降幅度均超过30%。
一名参与过上述两次调价过程的人士称，测算需结合初始投资造价、当时的消纳和利率等多种因素做出，2016年下半年进行测算时，组件价格断崖式下跌，但国家当时鼓励光伏发展，调价时最终没有考虑组件暴跌情况，以致实际调价幅度小于成本下降幅度。由此，在高投资回报率的预期下，迎来了光伏行业大爆发的2017年。
一名发改委人士向财新记者表示，政府制定光伏电价和补贴是按照平均社会成本、行业平均利润率、银行贷款利率测算的，先进企业的收益率肯定比平均水平的企业高，且上市光伏企业定增融资成本低。“前两年宏观经济不太好，光伏至少能有8%的利润率，比起其他行业高不少，所以大家都想干。”
“前一年年底定下一年电价时，会综合技术进步、组件成本等进行测算，但最后技术进步超过了政府的估算。”他说，“在技术进步和成本下降速度面前，政府的管理肯定是滞后的，做不到很精确。”
另一名知情人士则透露，2017年9月前后，国家能源局领导班子有过较大调整，国家发改委社会发展司原司长綦成元，获补空缺了四个多月的能源局副局长一职，主管新能源司、规划司等部门；新疆发改委原副主任李创军，则被任命为新能源与可再生能源司副司长，主管光伏等领域；此前分管光伏产业多年的新能源与可再生能源司副司长梁志鹏，管辖范围变至风能等领域。一系列人事调整，使得补贴测算时倾向于延续之前政策，保留了“6·30抢装”政策，光伏补贴退坡幅度也未予大幅调整。
所谓“6·30抢装”政策，是自2015年底开始，国家发改委对光伏发电标杆上网电价基本每年调整一次，且每年6月30日之前并网的光伏项目仍执行上年电价，因此很多项目会抢在6月30日之前并网，形成每年的抢装潮。2016年6月30日是第一个“6·30抢装”。
光伏行业补贴需求由此快速增长。时璟丽分析称，2015年光伏发电补贴需求在300亿-350亿元，2017年在500亿-550亿元；在“光伏新政”出台后，2018年也将上冲700亿-750亿元，2019年或将继续增加。
时璟丽指出，“6·30抢装”对补贴增速影响较大，以2017年为例，考虑到越晚安装成本越低，抢装多集中在五六月份，这部分新增装机量在2017年平均只能发七八个月电量，而此后每年将发12个月电量。因此，在计算2018年的补贴时，新增部分除了2018年装机量，还有2017年“6·30抢装”的四五个月发电量。2017年上半年，中国新增光伏装机量24.4GW，其中6月新增光伏装机13.15GW，占比近54%。超过一半的装机量需在2018年拿到全年12个月的电量补贴。
圈钱的“秘密”
补贴下的光伏产业链利润颇丰。据财新记者获得的数据，2017年，国内13家主要多晶硅企业中，利润较高者有三家，如新疆大全新能源（NYSE：DQ）、四川永祥、亚洲硅业，其净利润接近30%；净利润中等者如协鑫集团旗下的江苏中能硅业等，在15%左右；仅有三四家净利润为负或较低。
硅片、电池片和组件企业分化较为严重。利润高者如隆基股份，净利润达到22.4%；阳光电源、苏州中来（ 300393.SZ ）、正泰新能源等企业净利润率在10%左右；协鑫集成、天合光能、晶科能源（NYSE：JKS）、晶澳太阳能、阿特斯（NASDAQ：CSIQ）等多数企业净利润率在3%以内。
对于下游来讲，中国光伏装机规模化的发展始于集中式电站。2013年-2015年，中国集中式电站年均新增装机量超过10GW，2016年-2017年均超过30GW。集中式电站是指在沙漠、戈壁等土地利用率低且光照稳定的地区建设投运的大型地面电站，它所发的电量全额并网。
通过补贴“圈钱”是光伏业公开的秘密。一名国内大型知名组件企业的业务经理告诉财新记者，光伏集中式电站往往采取火电投资模式，即投资方将项目投资额放大，进而通过银行、股票增发等方式获得超额融资，即使扣除资本金后，剩余资金仍能覆盖项目的实际投资额。
“大家都逃不出这个模式，通过这个模式圈了钱，可能花很少的钱就能持有价值上亿的电站，电站可以变成公司资产，又能通过其金融属性进一步获得低成本资金，让公司的财务报表更好看。”上述业务经理说。光伏电站因为有国家补贴做背书，能够供应现金流，已被金融机构当成金融衍生产品。
一名光伏电站投资负责人接受财新记者采访时指出，对于负债较高的企业，火电投资模式犹如“毒药”，这些企业只能不停做项目以拿到贷款，维持公司运作，因为不做项目就没了现金流。
集中式光伏电站多集中在西北沙漠、戈壁，特高压配送成本较高，光伏发电不稳定，弃光问题逐步凸显，甘肃、辽宁等地曾先后下发光伏项目投资检测预警，但这些地区的弃光率远远超出全国平均水平，有的省份弃光率甚至超过30%。
因此，光伏行业投资的重点开始逐步转向中国东部、中部等用电负荷集中地区铺开的分布式项目。2013年-2015年，中国分布式项目年均新增装机量不到1.5GW，2016年达到4.24GW；2017年突增至19.44GW，在全年总装机量中的占比从过去10%左右提升至37%。
据上述组件企业经理介绍，分布式项目迅速发展，还有一个重要的原因是地方省市的补贴。国家能源局的数据显示，截至目前，浙江、广东、安徽、江西、湖北、湖南、上海、北京、江苏、山西、海南、福建等12个省份出台了地方补贴政策并仍在执行。在上海、浙江等富庶地区，国家补贴再加上地方省市的补贴，好项目的投资回报率高至20%，四五年就可收回投资。以上海2017年投产的全额上网工商业光伏项目为例，其地方度电补贴为0.25元，光伏标杆上网电价为每度电0.75元，合计每发1度电可以获得1元的收入，大大超过了上海市工业用电均价0.7元-0.8元/度。
上述中国光伏行业协会负责人告诉财新记者，目前集中式电站全投资回报率基本在6%-8%之间，分布式电站全投资回报率多在10%-12%。
市场火热，银行、地方政府、地方电网企业等各方都希望入场分羹。
2017年分布式光伏爆发之时，各方资本纷纷“淘金”。国家发改委能源研究所原研究员王斯成曾向财新记者介绍，2017年浙江省做分布式项目的注册公司从年初的200家猛涨至1000多家。然而，由于制造门槛低，尤其是户用业主对项目的把控能力有限，不少地方爆出质量问题。“很多户用企业用的都是低价劣质产品，就像吸鸦片一样，停都停不下来。”一名从业人员感叹。
另一个问题出自“光伏贷”。2016年开始，银行开始通过“光伏贷”模式介入户用项目，为吸引投资者，甚至提供“零首付”服务，很多家庭光伏系统集成商都倾向于“光伏贷”模式。
欧阳家淦指出，虽然短期内销售规模能够通过“光伏贷”快速上去，但一旦“光伏贷”退坡，企业销售规模瞬间下来，对公司可持续经营有极大隐患。而且在终端用户宣传方面，也存在着一些虚假或夸大宣传，比如夸大发电量，未考虑发电收入与月度还款支出之间不匹配等问题，导致无法实现收支平衡，终端用户对光伏发电收入预期过高，已导致一些违约情况发生。
光伏发电不稳定，对电网接入的要求也在日益增高。上述电站投资负责人表示，不少地方集中式电站的电网接入都需跟电网三产公司或跟电网有关系的企业合作，据其测算，电网接入费用现在占总造价的10%以上，如场内升压站到汇集站的出线工程、汇集站费用分摊、汇集站以后的出线工程等费用，成本在0.5元/瓦左右。
失控的规模
中国光伏发电新增装机连续五年全球第一，累计装机规模连续三年位居全球第一，“十三五”期间年平均装机增长率达到75%，截至2018年4月底，光伏装机已超过1.4亿千瓦。
在光伏电站高速增长的刺激下，光伏制造企业纷纷扩大产能，产能严重过剩，产品和电站建设质量问题逐步积累。光伏行业协会等发布的《2017-2018年中国光伏产业年度报告》显示，截至2017年底，中国硅片、电池片、组件产能分别达到105GW、82.8GW、105.4GW，硅片和组件环节的产能已超过2017年全球102GW的总装机量。
中国对光伏装机规模有规划，只是这份规划不能预见和掌控现实。《能源发展“十三五”规划》提出，2020年光伏装机容量达到105GW，实现平价上网。而截至2017年底，光伏装机总量就已达到130.25GW，超过2020年规划目标的30%。如严格按照“十三五”规划进行，每年平均新增量应在12GW左右，然而2016年中国新增光伏装机量就是这一数字的近3倍，2017年为这一数字的4.5倍，短短两年就耗尽了五年的规模指标。
国家能源局从2014年起对光伏发电放松管制，实行年度指导规模管理，由项目核准制改为备案制。此后每年，国家能源局只是制定年度国家以及省级规模总量，将指标下发至各省，项目开发方拿规划选址、资源测评等信息到省级发改委进行备案即可。
在规模管理制度下，国家能源局向省级放权，自己只是派员到各地参与指标编制工作。但松开监管缰绳之后，各地突破指标的游戏层出。安徽、河南、湖北、辽宁等省份发文放行“先建先得”。比如安徽省能源局在一份2015年5月的文件中明示对20MW（兆瓦）以下的项目，超规模部分争取“从下年度建设规模招标中优先解决”，而2016年未落实规模指标的“先建先得”光伏电站并网装机规模就大约有0.6GW。2017年底，国家能源局新能源与可再生能源司副司长李创军公开表示，要严禁以“先建先得”等方式变相扩大光伏发电建设规模。
为给超出规模的光伏电站正名，2016年底，国家能源局只得发文同意超标部分可从2017年指标中抵扣。但在2017年指标分配方案中可见，这部分指标并未被抵扣，而是最终得到了增补。张治雨称，2017年总装机量中有13GW左右来自增补指标，占到当年装机总量的四分之一左右。
最开始，规模管理分为分布式和集中式两类项目指标，随后这些指标又逐渐被纳入光伏扶贫和“领跑者”两种项目。自2016年6月起，国家能源局放开了对分布式项目的规模管理。2017年分布式光伏新增装机量同比增长超过360%，被认为是“分布式光伏元年”。
分布式项目曾被认为是2018年光伏行业的“续命药丸”。地面电站“先建先得”被严禁之后，分布式项目突飞猛进。中国光伏行业协会数据显示，2018年一季度，分布式光伏新增装机量占比高达80%。
实际上，中国正在走跟过去德国类似的道路——德国也做过光伏发展规划，也经历过补贴失控，但最终依靠规模管控回到正轨。2008年，德国根据电网消纳能力，制定了到2020年实现52GW光伏装机量的总目标。后在补贴和技术下降刺激下，德国光伏产业于2010年迎来高峰，当年新增光伏装机7.4GW，同比增近1倍；随后两年，德国维持年均7.5GW的增速，累计光伏装机量占到当时全球光伏总装机量的一半左右。德国对新能源的补贴来源于可再生能源附加税（EEG-Umlage），由电力消费者埋单，2000年-2012年，可再生能源附加税从每度电0.2欧分升至3.6欧分。
疯狂增长之间，在数月商议以及多方力量角逐之后，德国于2012年6月底通过了一份力度颇大的光伏补贴削减法案。自当年4月1日起，不同规模的光伏项目补贴下调20%-29%；当年5月1日起，补贴从每年或每半年调整一次，改为每月递减；当年7月1日以后，装机量在10MW以上的公用事业级光伏项目取消所有补贴。
这份法案强调了2020年实现52GW光伏装机量的总目标，并将此后每年新增装机目标设定在2.5GW-3.5GW之间，超出这一目标将提高补贴下调幅度。2013年，德国光伏新增装机量减至3.3GW，2014年-2017年维持在约每年1.6GW。
一名接近政策部门的人士表示，德国的经验很明确，2020年实现52GW的光伏装机目标保持不变，不会因某一年度行业的调整而调整，这一长期目标是根据德国电网的整体消纳能力精准测算的。如果这个目标定得过低，会阻碍新能源电力的发展；定得过高，电网接纳不了，就会出现弃电，以及电网接入费用急剧攀升等投资浪费现象。
他认为，电网接纳新能源这种波动性电源在一定时期内有一个极限值，抛开这个科学的概念谈新能源发展就会缺乏依据，“中国虽有‘十三五’能源发展规划，但仅仅指导未来3年-5年的发展趋势，我们需要借鉴德国的经验，执行一份可指导20年-30年未来发展的新能源中长期规划。”
未来出路
“光伏新增装机在2017年增长太多了，把可再生能源补贴的压力放大了很多倍。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎对财新记者说，加之2016年和2017年没有按光伏装机成本下降的线路来降低上网电价，最终企业收益率上升，使得资本涌入博取高额收益。
光伏行业经历的这一过程，表面看是光伏企业一边争取尽可能多的补贴，一边急切地扩大规模，获取更多收益，而本质上是政策较为“软弱”，缺乏规划和依据。
本次“光伏新政”不得不采取调降补贴、严控获取补贴新增指标等措施，为过去纠偏。
反观近几年政策出台，无论是2016年底下发增补指标，还是“光伏新政”突击、后续不断出面解释澄清，都可以看到政策制定者和管理者过于被动。“如果当初在面对压力时更加强硬一点，拒绝下发增补指标，将电价调整到位，‘断奶’或许可以更加自然。”一名业内人士指出。
可再生能源补贴逐步退坡，最终实现平价上网，更加符合新一轮电改的大方向。
“光伏新政”要求，未来新建普通光伏电站将全部通过竞争性招标形成上网电价，不再执行政府定价。就在新政出台前半个月，5月18日，国家能源局下发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，明确新增集中式陆上风电和海上风电项目全部推行竞价上网模式。
竞价上网可以突出风电、光伏变动成本低的优势，在风大和光照充足的时候，风电和光伏甚至可以报零电价获得发电权，这将在一定程度上降低弃风、弃光的比例，也可以整体降低电力市场交易价格，使电力用户获益，使电力系统获得既便宜又清洁的电力。
比光伏稍早走一步的风电行业，已经历从狂热到逐步回归冷静的过程。2015年，在抢装潮带动下，中国风电新增装机32.97GW，同比增66%，累计装机并网容量上升至129GW。而到2016年，新增风电装机量下降41%至19.3GW，2017年再度下降至15.06GW。
这一速度在规模设计范围之内。根据《能源发展“十三五”规划》，2020年风电装机规模需达到210GW以上，也就是说，2016年-2020年间，风电年均新增装机量需在16GW左右。而无论是在2015年到2016年规模骤降，还是推行竞价上网模式，整个风电行业都比光伏要显得“淡定”。
与光伏类似，风电补贴降速较慢，行业技术进步较快，且同样面临补贴拖欠、弃风限电问题。2009年，四类资源区风电上网标杆电价分别为0.51元/千瓦时至0.61元/千瓦时不等，至今降至0.4元/千瓦时至0.57元/千瓦时不等，降幅在7%-22%之间，同期新增风电机组的平均功率从1363千瓦升至2017年底的1700千瓦，平均功率提高25%。
但与光伏行业不同的是，风电的开发企业以国有电力公司为主力军，此外风电制造技术门槛较高，市场集中趋势明显。根据中国可再生能源学会风能专业委员会等协会的统计，2017年，中国风电有新增装机的整机制造企业共22家，排名前十的风电制造企业新增装机市场份额接近90%，不像光伏制造业门槛较低，企业数量众多，质量难以控制，仍有相当大比例的低端制造产能充斥其间。
对于光伏产业链未来的方向，欧阳家淦称：“活着比什么都强，理智一点，直面现实。”而在陈莎看来，企业要活下去需要满足三个条件，一是要有现金流，财务报表比较健康；二是要加强成本控制，加强经营管理水平、供应链管理以及市场节奏控制；三是要有一批忠诚的合作伙伴。
在火电投资模式、欠补严重、制造环节“产能竞赛”的背景下，不少光伏企业负债率逐年攀升，产能较落后或公司财务紧张的企业，将面临淘汰的压力。
就在“光伏新政”出台的前一周，中国光伏行业协会秘书长王勃华在一次公开发言中提示了产能过剩的隐忧：包括多晶硅、硅片、组件、电池片在内的各项成本仍在以较快的速度下降，并没有像前几年预测的那样趋于平稳；需求有限的情况下，这将加速高成本企业的淘汰。
他表示，从2015年一季度至2017年四季度，光伏成本的下降幅度超过了30%，拉长时间看，2007年到2017年的十年时间，成本下降了超过90%，“目前仍处于成本快速下降的区间。2018年1月至今，多晶硅硅片、组件、电池片的价格走势一致都是往下，只是下降幅度不同。”
根据光伏行业协会的测算，2017年国内多晶硅产量达24.2万吨，同比增长24.7%；组件产能达到75GW，同比增长39.7%。各环节的产量增长速度均超过了2016年的同期水平。
企业在加强自身管控之外，中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎指出，业务端的一大方向是无补贴项目，分用电侧和发电侧平价上网两种情况。
对自用比例较高的分布式项目，早在两三年前已经可以做到在用电侧平价上网。
一名光伏制造企业负责人介绍，早在2016年，公司在江苏的工厂已在用户侧实现平价上网。当地工厂平均电价是0.72元/度电，波峰、波谷电价差距巨大，晚上电价在1.05元/度电，凌晨在0.3元/度电；彼时，光伏发电成本在1元/度电以下，通过光伏发电减少晚上波峰电耗，已经省下部分电费，再加上国家的补贴，项目利润十分丰厚。
发电侧也有部分项目可以做到不需国家补贴。前述分布式光伏龙头企业负责人介绍，据其测算，考虑组件价格下跌及地方补贴后，在光照较好且消纳比例较高的地方，余量上网部分已经可以不需要国家补贴。
据中国光伏行业提供的数据，目前光伏系统成本在5元/瓦左右，“光伏新政”之后，组件价格迅速从2.5元/瓦上方下跌，部分厂家开始抛售，产品甚至跌到2元/瓦以下。组件价格在系统成本中占比约在40%。要在发电侧实现平价上网，系统成本需降至4.2元/瓦左右。
另一大方向是海外市场。中国光伏行业数据显示，近几年除中国外的海外市场保持增长态势，2017年，在光伏产品价格下降，以及印度、中东、南美等新兴市场的刺激下，海外市场新增装机量近50GW，同比增超40%。
隆基股份总裁李振国认为，海外项目周期较长，对价格比较敏感，未来随着组件价格下降，有望刺激海外市场的释放。
市场调研机构IHS Markit也于近日发布报告称，2018年下半年，全球购买意愿有望增加，海外需求增量将部分弥补中国的需求下降，预计2018年新增装机量增至105GW。
不过，在欧阳家淦看来，海外市场未来的增量难以支撑国内受压的光伏产能。开拓海外市场需要时间，需要调整产品价格，对很多此前未涉足海外的企业仍 然是风险很大的挑战。
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