随着823号光伏文件的出台，531之后基本没有带补贴的地面光伏指标和分布式光伏空间了。唯一剩下带补贴的新增项目都是之前的指标下半年陆续并网。可以说，光伏产业在经过几年的高速发展之后，走到了去补贴的十字路口。
很多人担心，一旦没有补贴，新增装机将出现断崖式下滑。对此，我们觉得如果政策、设备成本等配合得当，是不会出现这种情况的。唯有装机成本的下降，才能实现无补贴项目的正常发展。现阶段，光伏装机成本有技术成本和非技术成本两部分。技术成本的下降依赖企业的技术革新和进步，而非技术成本的下降就只能靠各级政府的政策配套。
企业无论在何种情况下，都会持续地推进技术成本的下降，以获得市场机会。因此，光伏无补贴模式的关键还是，政府的配套政策能否适应最新的市场发展阶段。
很多人觉得，反正也没有补贴了，是不是就可以随便建设？根据现在的情况来看，也不完全是。国家能源局针对东营无需国家补贴光伏发电项目开发建设的回函是这样表达的：“鼓励各地根据各自实际出台政策支持光伏产业发展，根据接网消纳条件和相关要求自行安排各类不需要国家补贴的光伏发电项目”。从表述来看，国家不再硬性规定无补贴的项目如何开展，充分放权给地方政府来组织无补贴项目的实施和管理。
从地方政府的角度来看，继续支持可再生能源的发展是未来趋势。地方政府在能源发展方面有两层压力：
一个是已经装机的项目要解决消纳问题，实现应发尽发；另一个是保障新增的装机量，以完成可再生能源配额制及能源转型的任务。
对于大部分三北地区的省份，第一个压力比较大，限电问题导致在不解决消纳之前，国家能源局也不会同意地方再新增可再生能源发电项目；对于中东部等暂无限电压力的省份，第二个问题又较为突出，且中东部省份土地价格较高，如何更好地实现土地综合利用，又能尽可能地多发展本地的光伏电源，是考验地方政府的关键。
既然无补贴的光伏项目政策配套是关键，那么下面来分析一下平价的重点因素和市场亟需的政策。
土地或者装机占用面积的成本
与其它的成本不同，土地等成本随着经济发展是逐步上升的。目前，东部地区土地指标紧张，仅能利用鱼塘、一般农用地等开展渔光互补、农光互补等农业光伏综合开发项目，农业和光伏各承担一半的地租。这种情况下，通常一半的地租的价格在500――1000元／年／亩。对于大型领跑者基地，土地来源由政府协调，有采煤塌陷区、鱼塘等，这些土地也不是免费使用，特别是第三批领跑者部分基地在后期上涨了土地成本，超过1000元／年／亩。
对于投资企业来说，压力更大的是地租支付方式。有些要求一次性付清5年，剩余的按年支付还算合理；有些地区，要求一次性支付20年地租，就对项目成本影响较大。以100MW光伏项目为例，农光互补占地6000亩，如果按照500元／年／亩一次性支付20年，仅地租一项就需支付6000万。100MW的光伏项目，EPC价格在4――4.2块之间，综合来看地租已经占到8%的总成本了。
西部地区土地租金比东部地区便宜，但也有自己的难处，土地税费、难以应对的征地工作也困扰着大多数的光伏企业。在内蒙地区，一个10万千瓦的地面光伏电站占用耕地，一般需要一次性缴纳4000万元耕地占用税，每年缴纳800万元土地使用税，算下来20年有累计2亿元的税费。
更令开发企业苦恼的是，很多税费都是“秋后算账”，很多地区都是在电站运行3年后开始追缴税费，这会儿投资都已经锁定，突然增加的成本势必影响后期的回报率。如果在一开始就知道要交这么多税费，可能就不会投资项目了。
未来在后补贴时代，如果希望能继续保住项目的回报率，必须要明确降低土地成本。一方面地方政府要保持地方政策的连贯和透明，不搞秋后算账及尽量协调成本较低的土地作为电站开发用地。目前的设备成本不断下降，电站在享受增值税抵扣后，会提供大量应税收入，对地方财政的帮助更大。
并网的要求和指标
并网难一直是困扰可再生能源发展的瓶颈，原因复杂这里不做更多描述。就单说在电网允许的情况下，并网的成本也是代价很大。以某青海建成的100万千瓦光伏电站，某工程项目建设负责人介绍说，该电站同期投资上亿元配套建设了一座330千伏升压站，投资5000多万元建了一回45公里和一回12公里的330千伏输电线路，并将自行负责这些输电设施的运营维护。
据业内人士统计，近几年来国内光伏电站自建的输电设施资产被电网企业回购比率不超5%。
因此，2018年5月，国家能源局印发《减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》，明确指出，各类接入输电网的可再生能源发电项目的接网及输配电工程，全部由所在地电网企业投资建设，保障配套电网工程与项目同时投入运行。所有可再生能源发电项目的电能计量装置和向电网企业传送信息的通讯设施均由电网企业出资安装。并且之前相关接网等输配电工程由可再生能源发电项目单位建设的，电网企业按协议或经第三方评估确认的投资额在2018年底前完成回购。
这项政策也是国家能源局为了解决并网难、并网贵做的努力，但能否全面执行，还有待进一步观察。
电力市场自由交易及电费结算
在有补贴的情节下，地面电站投资企业是不必承受电价波动和收缴电费的风险，只有一个交易方就是电网，电网是高信用交易方，大家对电费结算都非常放心。但是补贴没有之后，电站的出路有两个，一个还是全额上网只能拿到脱硫脱销火电电价，另一个是自由卖电，把卖电给高电价用户。第一个模式主要以大基地的开发为主，需要大量成规模的土地，因此对于中东部来说第二个模式更加可行。
如果是第二个模式，就出现如何隔墙售电和电费收缴的问题。按照现在分布式的开发现状，电网仍然不允许隔墙售电，大大压缩了分布式光伏的发展空间。
在2017年12月，国家能源局也出台了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，鼓励有条件的地方试点分布式市场化交易，明确了省级政府自行核算交叉补贴和过网费的收费标准，电网可以代收电费，彻底解决分布式最大的两个障碍。部分省份目前已经开展前期工作，预计今年年底会有试点项目落地。
在能源局对东营的回函中也提到，只要地方政府具备开展此类试点的条件，均可进行分布式市场化交易。下一步急需地方政府牵头当地物价、电网、用电户等一起开展此类分布式市场化交易，为用电户提供更多选择，实现电改的目标。
从一开始为可再生能源提供补贴就是为了将来可再生能源不再需要补贴，这个目标在一些国家已经实现。中国作为光伏制造业大国，受困于隐形成本导致光伏无法平价上网，是很不公平的。既然电力市场体制改革要还原电力的商品属性，那么就应该允许市场有更多样性的选择，将隐形成本公开化，让光伏可以更好地参与电力市场，为用户带来绿色电力。
