在全国政协常委、全国工商联副主席、正泰集团董事长南存辉看来，以市场为导向的驱动方式，符合光伏产业发展趋势。竞争能力提上来、市场力量聚起来，实现平价上网之后才能持续发展。“作为我国最具国际竞争优势的战略新兴产业，光伏正处于向平价上网过渡的关键时期。以正泰集团为例，10多年前在宁夏的光伏项目上网电价是1.15元/千瓦时。现在到沙特阿拉伯招投标，一度电的上网电价只需1.6美分，折合人民币0.12元/千瓦时，比火电更便宜。随着技术不断进步，新能源度电成本下降，将进一步推动我国乃至全球绿色能源的大发展。”

南存辉同时指出，“平价”不是终点，而是一个新的起点。考虑到光伏作为战略新兴产业的重要地位，处于平价上网过渡的关键时期，以及不同资源地区的实际发展等因素，政策支持依然是关键。“退补、无补不等于没有支持。相反，这个时候如何支持培育新能源领域的技术创新，政策导向至关重要。特别在应用侧，需求倒逼创新技术的迭代整合，背后离不开政策辅助。”

目前来看，哪些政策亟待完善？南存辉举例，今年1月20日，财政部、发改委、国家能源局联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（下称《意见》）提出，经审核纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度。但目前，仍未有相关细则出台，也未明确“合理利用小时数”究竟如何核算。

“根据核定，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区年等效利用小时数约为1500小时、1300小时和1100小时。若参照此方案核算‘合理利用小时数’，光伏电站的总收益可能缩水10%以上。Ⅲ类资源区中山东、河南、山西等地，光照资源分布不均匀，若统一按1100小时获取国家补贴，投资收益将大打折扣，不利于长远发展。”南存辉称。

同时，按照目前合理利用小时数的政策设想，只有合理利用小时数之内的电量才可拿到补贴，多发电量只拿相应的脱硫煤标杆电价。“这意味着，使用高效技术的电站收益反而严重打折。技术领先产品的销量可能会大打折扣，不利于新技术的推广普及，打击企业研发创新意愿，甚至导致劣币驱逐良币。重新测算收益率情况、重新定价，将给已被补贴拖欠所累的光伏投资商带来更加沉重的负担，光伏电站交易将随之受到影响。”南存辉直言。

南存辉建议，针对2020年前经审核、已纳入补贴目录的可再生能源发电项目，保持前期政策的延续性，不应按新设立的“合理利用小时数”核定中央财政补贴额度。对于采用跟踪系统、超配、储能等新技术新应用的项目，按照技术类型乘以相应系数适当提高合理利用小时数，以促进光伏行业技术进步。同时，根据各省市实际光照资源情况，对光照资源区重新划分，或对部分省市单独核定“合理利用小时数”，避免部分资源区内电站收益大幅降低，影响市场稳定。

为进一步保障消纳，南存辉还提出“破除全额保障性收购制度落实堵点”的建议。他指出，个别省份暂未达到国家规定的最低保障收购年利用小时数，且存在以低于国家有关政策明确的电价水平收购的情况；部分地方政府以市场化交易名义，变相压低保障利用小时数。

南存辉认为，当前，在风电、光伏发电利用小时数中，大部分电量属于低价市场化交易，参与市场交易实际是降低售电电价来获取发电权。表面上看，“保量不保价”增加新能源发电利用小时数，完成了国家要求的保障小时数，实质却损害可再生能源开发企业的应得收益，导致企业陷入“发电小时数增长、企业利润下降”的境地。对此，可再生能源不应参加调峰或变相分摊调峰费用，要优先上网，保量保价。建议国家发改委、能源局督请各省按照《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作有关要求的通知》（发改能源[2016]1150号）要求执行。各省发布的最低保障性收购电量政策，对于当年新建电站提供至少10年持续期，对于最低保障性收购电量要参考准许成本加合理收益，由电网企业按照政府定价收购。“此外，部分省份不仅压低保障收购小时数，还在脱硫煤电价基础上额外征收扶贫或公益费用。由于光伏是前期一次性投入，投资之后发电小时和电价的不确定性将影响行业健康持续发展。特别是在煤电价格联动机制取消的背景下，平价之后电价如何确定，亦或全面转向竞价？完全竞价，用什么样的体制机制保障价格实施？”南存辉进一步称，目前，国内光伏电站签订的电力采购协议大多是一年为期。为保障产业健康发展，建议对平价光伏项目按照并网当年脱硫煤电价签署20年购电协议。同时，禁止地方政府在平价光伏项目上增收额外任何形式的税费。