“630”可以说是近两年光伏行业最具代表性的数字。2015年底，国家发改委下发《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，明确规定我国一类、二类、三类资源区的地面光伏电站标杆上网电价每千瓦时分别降低0.1元、0.07元、0.02元，但是只要在2016年6月30日之前抢装成功，就可以享受调整前的电价，因而引发了“630”抢装潮。
2016年底，国家发改委再次公布《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，明确一类、二类、三类资源区的地面光伏电站比2016年电价每千瓦时继续下调0.15元、0.13元、0.13元。通知限定，2017年以前备案并纳入以前年份财政补贴规模管理的光伏发电项目，但于2017年6月30日以前仍未投运的，执行2017年标杆上网电价。
国家之所以连年下调光伏电价，是因为光伏成本也在快速下降。建设较早的光伏电站成本较高，自然也希望获得更高的电价。为此，抢在“630”前并网成为了光伏电站企业的唯一选择，否则将承受不可挽回的巨额损失。
张家口某奥运廊道项目的负责人告诉记者，截止2016年10月24日，国家能源局最后下达奥运迎宾光伏廊道并网补贴计划，并要求2017年6月30日必须并网发电，否则将调减补贴指标并下调补贴电价。
“为了赶工期，各企业均采取了非常规的方式加快建设工程：高要求、多数量的配置管理人员及施工人员、24小时施工作业、冬季赶工、高价采购各类设备等措施。可以说为了保证项目按期并网发电，不惜一切代价完成了工程建设，现均已具备并网发电条件。”该负责人说。
但在距离“630”大限还有两天的时候，6月28日，国家电网公司发展部下发《关于新能源并网有关问题的意见》的文件，指出冀北地区2016年光伏发电利用小时数没有达到规定的光伏最低保障收购年利用小时数1400小时，要求除国家下达的光伏扶贫项目以外，其余项目暂停并网。仅张家口地区受此影响的光伏项目就多达30余个。如果按照8元/瓦的成本计算，意味着上百亿元的光伏资产要“晒太阳”。
此前，《国家发展改革国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》明确，未达到最低保障收购年利用小时数的省(区、市)，不得新建风电、光伏电站项目。其中，要求冀北地区2016年保障性收购利用小时数达到1400小时。而今年4月发布的《国家能源局关于2016年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报》显示，冀北地区2016年光伏发电年利用小时数为1382小时，并没有达到规定的光伏最低保障收购年利用小时数。这也成为此番国家电网拒绝并网的主要依据。
“这实属晴天霹雳，我们不顾一切的日夜奋战工程建设，在紧要关头时刻，仅因发电利用小时数未达到规定，且此问题不在众多光伏企业控制范围内，我们认为仅凭相差18小时利用小时数就暂停全部光伏项目并网，实在是难以服众。”张家口蔚县一家光伏电站的负责人说。
据多个奥运廊道光伏电站的负责人反映，由于公司为按期实现项目并网发电，在2016年10月至2017年6月期间，有效施工周期紧张且近乎苛刻的条件下，加快土地租赁、设备采购、施工作业、手续办理等工作，单瓦造价成本均在8元以上，较正常建设成本多出1元多，若不能按期并网，电价补贴下调1毛，电站运行25年累计损失巨大，诸多企业均将无力偿还银行贷款、无法支付工人工资、直至破产倒闭，预计将有数万人面临失业。
“恳请国家能源局能从客观实际出发，考虑我们面临的严峻局面，全面推进项目快速并网，并确保电价补贴不下调。”该负责人说。
另一家光伏企业的负责人则对冀北地区2016年光伏发电年利用小时数为1382小时产生质疑。他表示，设备平均利用小时数在1400以下的一些电站具有特殊性，不能作为测算依据。比如，国网新源张家口风光储示范电站和中电普瑞张北风电研究监测有限公司项目都属于试验电站;尚义县顺能光伏电站去年“630”抢并网，有功AGC没有调试，没有办法发电。
事实上，“630”政策出台以来，就被不少业内人士诟病，认为弊大于利。随着光伏制造技术和应用技术的提高，光伏发电上网电价的补贴也逐步下降，但是在下降的过程中采用“一刀切”的模式，“630”“930”“1231”等各种时间截点下调补贴电价的政策，造成了很多不利于产业和市场发展的问题，比如引起市场价格大起大落、工程质量得不到保障等。
为此，专家建议，国家有关部门改变原来的政策模式，打破以时间截点调整电价的方式，充分考虑光伏电站的建设周期，鼓励光伏投资企业提升建设质量、采用新技术技术含量高的设备、创新应用模式。
