文件就加強目標引導、規(guī)劃引領、電力送出和消納、健全規(guī)模管理機制等多個方面提出了指導性意見，為解決棄風棄光棄水和補貼資金不足等問題指明了方向，尤其是新增建設規(guī)模方案，猶如一劑強心劑，讓產業(yè)感覺信心倍增，熱情再次燃起。
然而，熱情高漲的背后也有隱憂。
最大的問題就是補貼拖欠嚴重導致項目面臨巨大風險。隨著開發(fā)布局向東部縱深發(fā)展，土建和人工成本有所上升，加之行業(yè)開發(fā)建設熱情高漲，設備價格近期下降不明顯。因此，光伏項目對于補貼的依賴程度并沒有如大家期望的那樣快速降低，補貼依然是項目守住盈虧線的最關鍵因素。
但是，補貼是不給力的。根據有關機構的統(tǒng)計，截至2016年底，我國可再生能源補貼資金缺口已超600億元，預計到2020年缺口將累計超過3000億元。“十三五”期間，僅針對光伏的補貼需求就將遠超過2000億元。
隨著裝機規(guī)模的擴大，資金需求像滾雪球一樣快速增長，缺口只會一步步加大，企業(yè)風險增加，產業(yè)內部矛盾加劇。截止到2016年底，光伏并網裝機容量為77.42GW，而進入前六批補貼目錄的2015年2月之前的項目只有25.9GW，也就是說目前只有25.9GW理論上可以拿到補貼（前五批大部分補貼已到位，第六批未能統(tǒng)計）。而另有51.52GW（77.42-25.9）還不知道什么時候或者能不能拿到補貼，這部分補貼需求每年大約為300億元的規(guī)模，4年間超過1000億元，而這還只是歷史的欠賬。
2017-2020年新增建設規(guī)模方案中提出的超過86GW的容量，即使補貼強度降低了，保守測算，4年間補貼資金累計需求也在1000億元以上。也就是說，到2020年前，國家怎么安排這2000多億元的補貼，仍存在很多不確定性因素，給項目帶來很大風險。所以，企業(yè)應該清楚，方案中只是把規(guī)模指標給出來了，補貼管不了，風險請自擔。企業(yè)要根據實際情況，綜合測算風險和收益，對“大紅包”背后的隱憂要有充分估計。
再從微觀角度來分析一個項目，以二類光照資源地區(qū)的100MW光伏電站為例：利用小時數按1100計，其電價平均為0.75元/kWh(其中燃煤標桿電價0.315元/kWh、補貼0.435元/kWh，分批到位)?？偼顿Y按照6元/瓦，共6億元，其中按貸款比例為70%，綜合利率6.5%，期限10年計，項目投產后的前3年內，如果補貼不到位，每年僅可獲燃煤標桿電價收益0.36億元，尚不足支付每年大約0.8億元的貸款本息，現金流為負數，每年凈虧損4400萬元左右。
如果前三年，銀行貸款只支付利息部分，尚可勉強度日。如果補貼拖欠超過三年，哪個企業(yè)還能長期繼續(xù)持有呢？屆時這些資產價格能值幾何？有錢人可以準備抄底。沒資金實力的企業(yè)除了盯著指標外，還是認真看看文件中的風險提示吧。
之所以出現這樣的局面，很大程度上與我國能源發(fā)展規(guī)劃、價格、財政等主管部門不協(xié)調有很大關系。如果把可再生能源發(fā)電項目比作一個孩子，國家能源局負責孩子的出生，國家發(fā)改價格部門負責孩子吃什么檔次的奶粉，財政部負責奶粉供應的數量，各負其責，表面無可挑剔，而實際上容易出現“管生不管養(yǎng)”的問題，管理不協(xié)調，孩子的健康成長得不到很好的保障。那么如何扭轉這種局面呢？其核心還是補貼問題，國家在做指標引導的同時，也要解決補貼問題。
一是提高電價附加標準或者增加財政預算來補足缺口資金，并加大對應收未收上來的電價附加費用的征收力度。
例如，把附加標準從現在的0.019元/千瓦時提高到0.03元/千瓦時，但附加標準也不能無限度提高。
二是轉變補貼方式，建立市場化的補貼機制。目前，我國已經建立起自愿認購的綠證交易機制，但要想借此對可再生能源發(fā)展起到實質性推動作用，未來還必須建立強制性認購交易市場。這種補貼方式，不僅是解決補貼資金來源和提高補貼效率的有效辦法，并且能夠通過市場化交易，實現可再生能源電力優(yōu)先上網。同時，也需進一步優(yōu)化制度設計，體現不同可再生能源品種的成本差異，最終實現整個產業(yè)的可持續(xù)發(fā)展。
除了補貼問題本身，面對嚴峻的補貼資金壓力和未來發(fā)展形勢，技術進步和降低成本才是推進行業(yè)發(fā)展的創(chuàng)新方式。
為此，文件也提出了創(chuàng)新發(fā)展方式促進技術進步和成本降低的一系列措施，光伏平價上網的目標越來越清晰可見。同時，也要探索如何將化石能源外部性成本內部化的有效工具，如燃料稅、環(huán)境稅與碳稅等，建立公平對等的價格競爭基礎，共同作用，提升可再生能源電力在電力系統(tǒng)中的比例?！?/div>
