此次平價上網政策的實質是試點經驗摸索，文件劃定了2年的窗口期，從現在到2020年，在維持一定新增規模的前提下，在資源較好地區的增量市場進行探索和擴張。我認為實現平價上網，除了降低非技術成本等因素以外，還要發揮電網規劃的導向性，以電網引導新能源，特別是分布式電源發展，同時促進國家、地方政府及新能源企業形成合力，以更多的商業模式創新，從根本上推進能源轉型。

相對于人們對于新事物線性的認識過程，我國新能源發電技術及裝機卻呈現著幾何指數級的發展速度，這種“不對稱”在不斷演進的政策和不確定的市場環境下不免會催生焦慮和疑慮，但與之相對，在“不斷演進”中，卻往往蘊藏著重大的改變，在“不確定”中，預示著更多確定的可能。

如果以2018年為坐標為我國新能源發展描繪歷史軌跡，從“十五”期間我國首次提出新能源產業發展的相關規劃到“十三五”前兩年，我國可再生能源發展波瀾壯闊——在產業發展初期補貼政策的支持下，經歷數年“高歌猛進”的發展，風電、光伏裝機規模位居世界第一，遠超排名第二位的國家，但其背后卻隱藏著補貼缺口“滾雪球”式的增長和棄風棄光的嚴峻挑戰；2018年，在光伏“531”新政和風電競價上網的政策推力下，可再生能源發展跌宕起伏——光伏補貼退坡、規模嚴控，以降成本為導向的風電競價上網機制日趨明朗，盡管部分新能源企業經營狀況不盡如人意，但同時在經歷行業“大洗牌”后的新增裝機量也震驚業界，“硬核”發展態勢和逐漸好轉的消納形勢也使人們從消極中看到了積極；2019年新年伊始，被輿論認為“最具誠意”的新能源發展政策——《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》（以下簡稱“平價政策”）為產業帶來重磅“利好”消息，從十大現實維度助推新能源擺脫補貼的路徑依賴，提升市場競爭力，推動產業技術進步，同樣也預示著新能源產業正式步入平價上網過渡期的“后補貼時代”。在與2018年末印發的《清潔能源消納行動計劃（2018~2020年）》的共同“化學反應”下，新能源產業在資本市場表現出強勢上揚，國家層面推動新能源發展的積極性不僅提振了長期徘徊、觀望與彷徨的市場信心，同時也為風電、光伏從補充能源向主體能源轉變作下良好鋪陳。

新能源產業的發展壯大，除了其“綠色基因”所決定的推動能源轉型的內涵外，同時還兼具拉動制造業發展，搶占新經濟新技術戰略性制高點的外延。毋庸置疑，無論是國家相關政策，亦或中央經濟會議精神，都表明了將清潔能源產業發展作為國家戰略的意志與決心。與此同時，我國新能源發展已經從追求規模和速度的時代邁向提高利用率、提升收益率的高質量發展時代。盡管在2018年錯綜復雜的經濟環境和“吃不準”的政策調整中，新能源產業仍在負荷增長超預期的良好市場環境下，展現出了與之相匹配“好于預期”的表現；在開發布局進一步調整優化，市場化交易手段不斷豐富多樣的同時，電網企業加強全網統一調度，外送規模明顯增加，風電、光伏的棄電率下降至7%、3.2%，實現了規模化發展以來歷史最好水平。

但在確定環境中仍有細節亟待確認。隨著新能源消納形勢逐漸好轉，地方發展新能源的積極性或將因此激發，但對于未來市場的預期，以及關系到每個具體項目收益的系統成本，不僅直接影響到金融領域對新能源產業的“友好程度”，而且，產業發展的規劃布局和相關方的利益調整，還將長期作用于新能源產業鏈的規模化發展。目前我國電力市場化仍處在建設初期，沒有完備的“高來高走”的價格體系作疏導，未來的交易模式在“降低用能成本”的導向中如何更好地體現新能源的價值，如何與上一級批發電力市場有效銜接；在“既要保電量，又要保電價”的計劃手段下如何實現開發與消納的良性循環，都是關系到新能源產業高質量發展和能源轉型速度與速率亟待探索的問題。

“通過補貼政策激勵，新能源發展的最終目標是‘去補貼’，這是我國發展新能源的初心和使命。平價上網并不是新能源的發電成本與常規火電發電成本相當，也不是基于我國火電標桿電價的上網電價與火電同價，而是風、光等新能源發電零補貼上網。”國網能源研究院新能源與統計研究所所長李瓊慧在接受本刊專訪時向記者表示，“此次平價上網政策的實質是試點經驗摸索，文件劃定了2年的窗口期，從現在到2020年，在維持一定新增規模的前提下，在資源較好地區的增量市場進行探索和擴張。我認為實現平價上網，除了降低非技術成本等因素以外，還要發揮電網規劃的導向性，以電網引導新能源，特別是分布式電源發展，同時促進國家、地方政府及新能源企業形成合力，以更多的商業模式創新，從根本上推進能源轉型。”

利益博弈下的成本焦慮

“我贊成光伏行業協會王勃華秘書長的說法，我國的光伏行業是一個很爭氣的行業，發電成本已經實現全球最低，但實際上世界一些國家光伏電站的中標電價已經低于我國目前的水平，從這個層面也說明了當前我國光伏發電成本高的主要原因還是非技術成本高，比如融資、土地稅費等，那么以光伏為代表的新能源發電能否率先走向平價，首先就要解決非技術成本問題。”李瓊慧介紹。

在此次平價政策的首要位置，對于治理違規收費、“捆綁銷售”等幾個“重災區”開門見山、直抒胸臆——要求地方政府在土地利用及相關收費方面予以支持，禁止設置任何形式的資源出讓費及建設捆綁條件。同時明確合理安排信貸資金規模，創新金融服務及相關金融產品。并提出鼓勵分布式交易，減免政策性交叉補貼予等費用，力求將目前占比達38.7%的非技術成本降低至15%的區間，但實現與否卻還存在著一定的不確定性。

據了解，在國家簡政放權的背景下，新建項目的審批備案職能均已下放至省級能源主管部門；2019年以后，平價上網項目主要向當地省級能源主管部門申報。一方面出于拉動地方經濟發展的考慮，地方政府通常在項目審批中會要求搭配相關配套產業，或以稅賦的形式保證利益統籌和分配；另一方面，如果發展新能源于地方經濟發展無益，地方政府支持新能源發展的積極性將大打折扣，利益博弈在所難免。在目前“去補貼”的大勢之下，市場仍保持觀望態度，很有可能會影響到未來一段時間的規模。無論是促進新能源產業壯大，亦或是從根本上解決非技術成本的問題，如果忽視地方利益，拋開地方政府主觀能動性所產生的巨大推力，產業也很難形成規模化發展，多方共贏的態勢更無從談起。而如果從國家層面對利益進行合理調整，對現行政策進一步梳理和協調，比如將相關稅收歸置于地方政府，“捆綁銷售”等問題自然就可以避免，新能源企業的收益最終也將回饋于社會，帶動地方經濟發展，形成“共贏”的良好產業、經濟生態。

在談及分布式新能源系統成本的問題時，李瓊慧坦言，“對于此次平價政策中提出的分布式發電交易還存在較多分歧。從現實角度來看，分布式交易的方向與整個電力市場化改革的方向還存在一些偏差。政策的初衷是好的，但目前我國成熟的電力市場還沒有形成，未來分布式交易市場如何與上一級電力市場有機融合在世界范圍內還沒有先例。而更核心的問題是，免除交叉補貼和輸電費用只是權宜之策并非長久之計。”

自2017年11月兩部委印發《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》，分布式發電交易被光伏等新能源企業寄予厚望，特別是在“531”新政發布后，政策緩沖效應明顯的“隔墻售電”模式呼聲愈加高漲。盡管在2018年1月國家能源局以《關于開展分布式發電市場化交易試點的補充通知》將交易試點啟動時間推遲數月，但到目前為止，35個試點項目進展依然緩慢，從中也不難窺見開展分布式能源交易的難度之大，協調各方利益的寓意之廣，統籌電力市場化建設的任務之艱巨。而從世界范圍來看，擁有成熟電力市場的國家，均以中長期合同或金融合同作為新能源企業的收益保障，以現貨市場實現新能源的充分消納，以溢價或差價合約等市場機制及激勵政策鼓勵新能源進入市場，逐步實現新能源按照電力市場規則與其他電源無差別競價上網。

“站在分布式項目業主的角度，分布式交易免除了交叉補貼和輸配電費用，參與交易的分布式項目在不依賴補貼的情況下似乎可以實現較高的收益率。但實際終端用戶的用電價格并不是上網電價+輸電成本+交叉補貼這么簡單。此外，只要有交易，都會伴生交易成本，沒有交易成本本身就不符合市場規律。所以從國際經驗來看，對于分布式電源，尤其是自發自用為主的項目，采用凈電量計量的模式最簡單可行，既不改變現有的電價體系，同時還合理規避了稅費等交易成本，也能更好地與電力市場相銜接。”

李瓊慧介紹，采用凈電量計量法，是以年為單位測算上網或下網電量差額的凈值，如下網電量大于上網電量，則作為用戶按照不同用戶類別的電價與電網進行結算，反之，則作為電源點以當地脫硫燃煤標桿電價與電網進行結算。按照這樣的模式，雖然電網損失了部分售電量，但相比分布式發電市場化交易，也節省了交易和管理成本，因此在美國、日本及歐洲國家都已有多年的實踐經驗。

“如果要鼓勵分布式發展，還需要從政策細節上下功夫。相對于傳統電源，風電、光伏的發電量和發電特性存在很大差異，因此也不必擔心會因采用凈電量計量而衍生出類似自備電廠的附加效應。但盡管這樣的項目不需要補貼支持，卻并不等同于不限制單個項目規模而隨意建設。借鑒國外經驗，在發展初期可以適當限定規模，以500千瓦為上限，從局部試點摸索規模管理經驗。同時對于余電上網和產權分界點的安全和質量問題，以及影響項目收益率的自發自用比例門檻設置等問題，都需要相關部門出臺備案程序和管理辦法加以明確和引導。”李瓊慧建議。