风光平价 ——对话国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧

此次平价上网政策的实质是试点经验摸索，文件划定了2年的窗口期，从现在到2020年，在维持一定新增规模的前提下，在资源较好地区的增量市场进行探索和扩张。我认为实现平价上网，除了降低非技术成本等因素以外，还要发挥电网规划的导向性，以电网引导新能源，特别是分布式电源发展，同时促进国家、地方政府及新能源企业形成合力，以更多的商业模式创新，从根本上推进能源转型。

相对于人们对于新事物线性的认识过程，我国新能源发电技术及装机却呈现着几何指数级的发展速度，这种“不对称”在不断演进的政策和不确定的市场环境下不免会催生焦虑和疑虑，但与之相对，在“不断演进”中，却往往蕴藏着重大的改变，在“不确定”中，预示着更多确定的可能。

如果以2018年为坐标为我国新能源发展描绘历史轨迹，从“十五”期间我国首次提出新能源产业发展的相关规划到“十三五”前两年，我国可再生能源发展波澜壮阔——在产业发展初期补贴政策的支持下，经历数年“高歌猛进”的发展，风电、光伏装机规模位居世界第一，远超排名第二位的国家，但其背后却隐藏着补贴缺口“滚雪球”式的增长和弃风弃光的严峻挑战；2018年，在光伏“531”新政和风电竞价上网的政策推力下，可再生能源发展跌宕起伏——光伏产业补贴退坡、规模严控，以降成本为导向的风电竞价上网机制日趋明朗，尽管部分新能源企业经营状况不尽如人意，但同时在经历行业“大洗牌”后的新增装机量也震惊业界，“硬核”发展态势和逐渐好转的消纳形势也使人们从消极中看到了积极；2019年新年伊始，被舆论认为“最具诚意”的新能源发展政策——《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（以下简称“平价政策”）为产业带来重磅“利好”消息，从十大现实维度助推新能源摆脱补贴的路径依赖，提升市场竞争力，推动产业技术进步，同样也预示着新能源产业正式步入平价上网过渡期的“后补贴时代”。在与2018年末印发的《清洁能源消纳行动计划（2018~2020年）》的共同“化学反应”下，新能源产业在资本市场表现出强势上扬，国家层面推动新能源发展的积极性不仅提振了长期徘徊、观望与彷徨的市场信心，同时也为风电、光伏从补充能源向主体能源转变作下良好铺陈。

新能源产业的发展壮大，除了其“绿色基因”所决定的推动能源转型的内涵外，同时还兼具拉动制造业发展，抢占新经济新技术战略性制高点的外延。毋庸置疑，无论是国家相关政策，亦或中央经济会议精神，都表明了将清洁能源产业发展作为国家战略的意志与决心。与此同时，我国新能源发展已经从追求规模和速度的时代迈向提高利用率、提升收益率的高质量发展时代。尽管在2018年错综复杂的经济环境和“吃不准”的政策调整中，新能源产业仍在负荷增长超预期的良好市场环境下，展现出了与之相匹配“好于预期”的表现；在开发布局进一步调整优化，市场化交易手段不断丰富多样的同时，电网企业加强全网统一调度，外送规模明显增加，风电、光伏的弃电率下降至7%、3.2%，实现了规模化发展以来历史最好水平。

但在确定环境中仍有细节亟待确认。随着新能源消纳形势逐渐好转，地方发展新能源的积极性或将因此激发，但对于未来市场的预期，以及关系到每个具体项目收益的系统成本，不仅直接影响到金融领域对新能源产业的“友好程度”，而且，产业发展的规划布局和相关方的利益调整，还将长期作用于新能源产业链的规模化发展。目前我国电力市场化仍处在建设初期，没有完备的“高来高走”的价格体系作疏导，未来的交易模式在“降低用能成本”的导向中如何更好地体现新能源的价值，如何与上一级批发电力市场有效衔接；在“既要保电量，又要保电价”的计划手段下如何实现开发与消纳的良性循环，都是关系到新能源产业高质量发展和能源转型速度与速率亟待探索的问题。

“通过补贴政策激励，新能源发展的最终目标是‘去补贴’，这是我国发展新能源的初心和使命。平价上网并不是新能源的发电成本与常规火电发电成本相当，也不是基于我国火电标杆电价的上网电价与火电同价，而是风、光等新能源发电零补贴上网。”国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧在接受本刊专访时向记者表示，“此次平价上网政策的实质是试点经验摸索，文件划定了2年的窗口期，从现在到2020年，在维持一定新增规模的前提下，在资源较好地区的增量市场进行探索和扩张。我认为实现平价上网，除了降低非技术成本等因素以外，还要发挥电网规划的导向性，以电网引导新能源，特别是分布式电源发展，同时促进国家、地方政府及新能源企业形成合力，以更多的商业模式创新，从根本上推进能源转型。”

利益博弈下的成本焦虑

“我赞成光伏行业协会王勃华秘书长的说法，我国的光伏行业是一个很争气的行业，发电成本已经实现全球最低，但实际上世界一些国家光伏电站的中标电价已经低于我国目前的水平，从这个层面也说明了当前我国光伏发电成本高的主要原因还是非技术成本高，比如融资、土地税费等，那么以光伏为代表的新能源发电能否率先走向平价，首先就要解决非技术成本问题。”李琼慧介绍。

在此次平价政策的首要位置，对于治理违规收费、“捆绑销售”等几个“重灾区”开门见山、直抒胸臆——要求地方政府在土地利用及相关收费方面予以支持，禁止设置任何形式的资源出让费及建设捆绑条件。同时明确合理安排信贷资金规模，创新金融服务及相关金融产品。并提出鼓励分布式交易，减免政策性交叉补贴予等费用，力求将目前占比达38.7%的非技术成本降低至15%的区间，但实现与否却还存在着一定的不确定性。

据了解，在国家简政放权的背景下，新建项目的审批备案职能均已下放至省级能源主管部门；2019年以后，平价上网项目主要向当地省级能源主管部门申报。一方面出于拉动地方经济发展的考虑，地方政府通常在项目审批中会要求搭配相关配套产业，或以税赋的形式保证利益统筹和分配；另一方面，如果发展新能源于地方经济发展无益，地方政府支持新能源发展的积极性将大打折扣，利益博弈在所难免。在目前“去补贴”的大势之下，市场仍保持观望态度，很有可能会影响到未来一段时间的规模。无论是促进新能源产业壮大，亦或是从根本上解决非技术成本的问题，如果忽视地方利益，抛开地方政府主观能动性所产生的巨大推力，产业也很难形成规模化发展，多方共赢的态势更无从谈起。而如果从国家层面对利益进行合理调整，对现行政策进一步梳理和协调，比如将相关税收归置于地方政府，“捆绑销售”等问题自然就可以避免，新能源企业的收益最终也将回馈于社会，带动地方经济发展，形成“共赢”的良好产业、经济生态。

在谈及分布式新能源系统成本的问题时，李琼慧坦言，“对于此次平价政策中提出的分布式发电交易还存在较多分歧。从现实角度来看，分布式交易的方向与整个电力市场化改革的方向还存在一些偏差。政策的初衷是好的，但目前我国成熟的电力市场还没有形成，未来分布式交易市场如何与上一级电力市场有机融合在世界范围内还没有先例。而更核心的问题是，免除交叉补贴和输电费用只是权宜之策并非长久之计。”

自2017年11月两部委印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，分布式发电交易被光伏等新能源企业寄予厚望，特别是在“531”新政发布后，政策缓冲效应明显的“隔墙售电”模式呼声愈加高涨。尽管在2018年1月国家能源局以《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》将交易试点启动时间推迟数月，但到目前为止，35个试点项目进展依然缓慢，从中也不难窥见开展分布式能源交易的难度之大，协调各方利益的寓意之广，统筹电力市场化建设的任务之艰巨。而从世界范围来看，拥有成熟电力市场的国家，均以中长期合同或金融合同作为新能源企业的收益保障，以现货市场实现新能源的充分消纳，以溢价或差价合约等市场机制及激励政策鼓励新能源进入市场，逐步实现新能源按照电力市场规则与其他电源无差别竞价上网。

“站在分布式项目业主的角度，分布式交易免除了交叉补贴和输配电费用，参与交易的分布式项目在不依赖补贴的情况下似乎可以实现较高的收益率。但实际终端用户的用电价格并不是上网电价+输电成本+交叉补贴这么简单。此外，只要有交易，都会伴生交易成本，没有交易成本本身就不符合市场规律。所以从国际经验来看，对于分布式电源，尤其是自发自用为主的项目，采用净电量计量的模式最简单可行，既不改变现有的电价体系，同时还合理规避了税费等交易成本，也能更好地与电力市场相衔接。”

李琼慧介绍，采用净电量计量法，是以年为单位测算上网或下网电量差额的净值，如下网电量大于上网电量，则作为用户按照不同用户类别的电价与电网进行结算，反之，则作为电源点以当地脱硫燃煤标杆电价与电网进行结算。按照这样的模式，虽然电网损失了部分售电量，但相比分布式发电市场化交易，也节省了交易和管理成本，因此在美国、日本及欧洲国家都已有多年的实践经验。

“如果要鼓励分布式发展，还需要从政策细节上下功夫。相对于传统电源，风电、光伏的发电量和发电特性存在很大差异，因此也不必担心会因采用净电量计量而衍生出类似自备电厂的附加效应。但尽管这样的项目不需要补贴支持，却并不等同于不限制单个项目规模而随意建设。借鉴国外经验，在发展初期可以适当限定规模，以500千瓦为上限，从局部试点摸索规模管理经验。同时对于余电上网和产权分界点的安全和质量问题，以及影响项目收益率的自发自用比例门槛设置等问题，都需要相关部门出台备案程序和管理办法加以明确和引导。”李琼慧建议。