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——光伏產業補貼退坡、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。

“電從身邊來”與“電從遠方來”的最優與次優之爭

關于“電從身邊來”與“電從遠方來”的最優與次優之爭延續至今仍未有定論，這其中不僅涉及輿論對于遠距離大規模送電經濟性的質疑，同時還摻雜著“三期疊加”和能源轉型關口下業內對于能源系統規劃和布局的思考。隨著時間推移，在我國改革開放初期中東部地區建設的部分火電機組即將進入退役期，同時“局部缺電”的警鐘卻在2018年頻頻拉響。一些業內專家比照德國可再生能源發展路徑作出論斷——中東部風、光資源足以滿足當地的負荷需要，不必考慮西部開發及外送。

“大力發展新能源已成為共識，如果可以實現以本地分布式新能源來滿足當地的負荷需要，對于我國能源轉型也是事半功倍之舉，絕對是件好事，將極大降低我國能源轉型的難度。但如果脫離了客觀實際，不考慮中東部地區用電負荷密度高而新能源能量密度低的客觀事實，可能事與愿違，好心辦了壞事。2018年部分中東部地區開始出現用電緊張，假設不超前謀劃西部新能源開發外送，一旦中東部地區出現缺電，到時候別說燃煤機組，柴油發電機都有可能用上，如果出現這樣的結果究竟是推進，還是阻礙了我國的能源轉型呢？”李瓊慧說。

正如當年備受爭議的西南水電開發，一部分反對者認為，未來四川及重慶等地負荷將呈現大規模增長，西部地區沒有必要進行大規模的水電開發外送，應留以自用，如果提前開發，將來西電東送將面臨無電可送的窘境。而多年的西電東送經驗表明，通過提前規劃合理布局，西部清潔能源不僅為我國東部經濟發展起到了強有力的支撐，凸顯了清潔能源的經濟效益和環境效益；同時多年的特高壓建設及電網布局實踐，也進一步印證了電網“網絡”屬性在地區間、電源品種間的交互和互濟的能力，而并非簡單作為一條輸電線路所具有的單一輸送功能。

“我國在新能源發展之初也希望借鑒德國經驗，優先發展分布式。”李瓊慧介紹，一方面，從我國可再生能源發展“十五”規劃開始，我國光伏發電發展就提出優先開發分布式，但由于沒有足夠的市場規模，沒有規模化發展降低成本的基礎，不得不選擇集中式開發。通過多年發展實踐，西部優質的風光資源和集中式電站的規模發展不僅從經濟性上開創了平價上網的必要條件，并且為后續發展奠定了雄厚的技術積累；另一方面，德國的分散式新能源發展策略，是由該國國土面積、資源稟賦和電力系統架構所決定，近幾年德國也在積極參與歐洲輸電聯盟輸電網絡規劃建設，其國內也有北電南送的輸電計劃實施，因為無論是解決新能源的波動性，還是更高要求的供電可靠性保障都需要通過更大的電網來平衡和提供。

從發展趨勢觀察，在新能源競價、平價上網對經濟性要求的“高壓”態勢下，市場的自然選擇在2018年呈現出中東部新增裝機規模繼續擴大的趨勢放緩，“三北”地區新增裝機較2017年有所回升的局面；從現實維度分析，中東部地區自然資源與土地資源約束、用戶信譽不穩定等因素依然制約分布式發電項目的規模發展；從能量密度的角度考慮，以目前不足2000小時的分布式能源等效利用小時數來看，與中東部地區高負荷密度的用電需求無法匹配。從現有技術條件來看，新能源發電仍處于“靠天吃飯”的階段，在儲能技術無法實現規模化應用的前提下，以本地分布式新能源來滿足當地的負荷需求仍不現實。

“現在很多理念是好的，但美好愿景的實現需要時間。任何產業的發展都應遵循發展趨勢和節奏，提前規劃、合理布局。隨著技術進步，風、光的等效利用小時隨著裝機規模增長提高到一定程度不是沒有可能，單位面積的能量密度提高至火電近半的水平也是指日可待。但是技術進步也需要過程，并不是非你即我，而是慢慢替代的過程，操之過急難免出現揠苗助長的后果。”李瓊慧表示。

“電網引導電源”保障“既要、又要”的合理實現

之所以此輪平價政策被媒體解讀為有史以來“最具誠意”的新能源發展政策，一重因素是基于自光伏“531”新政及風電競價上網政策后，新能源產業已經從“閉著眼睛都能掙錢”的狀態中不斷感受到收益不確定所傳導的“擠壓”，無論是市場信心，亦或整個新能源產業的走向，都亟待國家對于發展方向的確認和相關政策的“安撫”；另一重因素，此輪平價政策不僅給出了平價上網的具體實施路徑和操作細節，同時還以長期購電合同和限電補償等“計劃”與“市場”并舉的手段穩定投資預期，為滿足“棄風、棄光率低于5%，全部上網電量保價保量收購”等新能源平價上網邊界條件營造有利環境，以“通篇利好”的先決因素力促平價上網進程。

“與電網簽訂20年合同，既要保證價格，又要保障全額收購，同時還要以綠證和發電權交易保障新能源企業的收益，可以說是國家試圖從計劃和市場的手段中尋找兼顧各方優勢的舉措。但是在既要、又要和還要的愿景中，難免會產生不協調和不均衡。一方面有可能導致新能源價格的抬升，影響受端地區消納的積極性，而在目前的環境下，以計劃手段協調送受兩端的難度還是很大。同時更需要明確的是，不要補貼的平價上網并不等同于不限制規模的無序發展。所以這里面不僅僅是計劃與市場之間的矛盾，同時還涉及到保障性收購和不棄電、開發與消納之間的矛盾。從目前的電網結構和靈活性來看，還很難做到裝多少就消納多少，所以要實現平價，一定要有規劃作保障，以電網引導新能源，特別是分布式電源發展，避免網源不協調所導致的大規模棄風棄光再度重演。”李瓊慧建議。

不難窺見，落實接網和市場消納條件的政策初衷是為了避免棄風棄光率的抬升，引導新能源項目的有序發展，這并不是對產業發展的約束，而是為產業更大規模健康發展提供保障。從新能源消納的外部環境來看，隨著解決消納問題相關政策的逐步落實，以及投資預警機制約束下布局的逐步合理優化，2018年新能源新增裝機在與2017年水平保持齊驅的狀態下，全國棄風、棄光率實現“雙降”。但同樣不可忽視，2018年用電增速超預期的客觀因素在未來繼續延續并不是大概率事件；受相關政策約束已在工業和第三產業迅速開展的自發與不自發的電能替代，對部分省份用電增長的貢獻率超過40%，但電能替代屬于存量替代，其刺激作用并不具長期持續性；盡管國家在近期批復的重點輸變電工程大多是為了解決清潔能源消納問題，但在中美貿易戰中部分企業“搶出口”趕工期的后續效應，也會帶來未來一段時間用電量的低迷，同樣制約和影響用電量增速和消納形勢。

傳統電網規劃的主導思想是電源引導電網——以需求為依托，先有電源而后規劃電網建設。而就目前我國新能源發電技術水平和出力特性來看，項目開發建設則更需要考慮新能源與電網的規劃的協調。一方面，由于新能源的利用小時數相對較低，建設成本偏高，如果要提高經濟性，則需要降低輸電成本，而這樣的前提就是不新增線路，充分利用現有通道；另一方面，前期的消納市場分析是新能源建設的前置條件，配套的調峰電源和電網則是保障消納的必要條件，新能源的單獨外送并不具經濟性，因此也需要盡可能地利用現有通道，或參與電網平衡、或與其他電源打捆進行外送，確保實現棄電率低于5%的平價上網消納水平。而與之相對，如果完全以電網引導電源規劃，也會有制約規模發展的隱憂——往往風光資源好的地方，電網結構并不堅強，但是這樣的不匹配，也會隨著通道充分利用后，電網投資規模的擴大而逐步解決；同樣隨著技術積累，低風速風機等技術進步，在電網條件好的地區，新能源的開發利用率也會有所進益。

“目前我國新能源規劃還僅僅停留在資源規劃的層面，而并非真正意義的系統性規劃。目前我國正在調整‘十三五’規劃，對于今后兩年平價上網項目的規模和并網消納環節的考量，需要配套政策的落實。真正保障平價上網并非簽訂一個合同那樣簡單，而是需要目標加以引導，要讓大家知道該怎么干。與此同時，電網企業也需要進一步考慮在確保電網安全的前提下更好地將新能源納入系統電力電量平衡，促進新能源的利用率和整體消納形勢的進一步向好。”李瓊慧建議。

能源體系的“不可能三角”是本世紀困擾全球可再生能源發展的共性問題。即使是在能源系統最優的效率前沿，也未能實現能源成本、清潔高效和安全可靠三者的協調發展。在我國，新能源在確保環境效益的同時，經濟性和安全性的矛盾始終貫穿，左右著其發展進程。而近期國際上出現的電網安全事故也表明，片面追求清潔環保和經濟高效時忽略電網安全的重要性，波及面及損失程度往往與新能源發電量所產生的經濟價值不在一個量級。據了解，我國傳統規劃將電網安全放在首要位置，而目前新能源發電的應急方案卻仍為空白，因此也間接導致了新能源發電利用率較低的現狀。盡管近幾年電網企業在此類問題上作了諸多探索，但實踐經驗仍需從理論和方法上加以完善和提升，使之上升至電網導則的規劃層面加以應用，更好地開拓新能源的消納空間。

“安全沒有小事，但新能源出力只有裝機5%不到的極端情況也會出現，在考慮如何把風光更多地納入平衡時，可以通過增加儲能或其他應急設施保證平滑輸出，雖然需要一定的投資，但和損失的電量收益相比，還是可以尋找到一定的盈虧平衡點，對于擴大消納空間、優化機組安排都會產生一定的積極作用。同時對于儲能經濟性的提升也是相互促進的過程，有了規模化發展，技術、成本和自身安全性的問題自然就會逐步解決。”李瓊慧進一步強調，“在新能源發展從政策驅動轉向市場驅動的過程中，不僅相關政策關系到未來新能源的發展走向，新能源企業也需要進一步提質降本、加強市場風險管理，提升自身競爭力。同時，規劃、標準和頂層設計也應在不斷的實踐探索中結合實際發展需要進行調整和優化，鼓勵分布式資源集中利用等更多具有可持續性的商業模式涌現，逐步完善、構筑高比例可再生能源系統的未來。”