光伏等新能源平价上网进程加快政府补贴重点

　　光伏的“5· 1新政”提出来不得安排需国家补贴的普通电站，对2018年分布式光伏发电规模也限制为10GW，补贴也普遍降低0.05元/kWh。据统计，2018年获得国家补贴的光伏发电装机容量大致为25GW，但是，2018年光伏发电新增装机容量超过40GW，超政府补贴范围限制，这样应当大约超过15G的装机没有政府补贴。

　　市场似乎在证明光伏的增长不需要政府补贴，因此，此项被视为“行业急刹”的政策极可能是光伏平价上的新起点。至少从短期看，该政策致使了光伏产业大幅度多余，光伏产品价格大幅度下落，客观上的确可以下降光伏成本，加快平价上进程。

　　平价上分为“用户侧平价上”和“发电侧平价上”。在“能源十三五规划”中，新能源平价上被提出，并明确了“到2020年，风电要实现与煤电上电价基本相当，光伏发电力争实现用户侧平价上”的目标。

　　目前风电标杆电价大致在0.4元——0.57元/kWh之间，光伏发电的标杆电价大致在0.5元——0.75元/kWh之间，而煤电标杆电价大致在0.2元——0.5元/kWh之间，平均销售电价大致在0. 元——0.8元/kWh之间。所以，表面上，风电仿佛可以实现平价上，部份光伏发电也可以实现平价上。当然，目前由于光伏风电比例比较小，输配本钱相对可控。

　　新能源发展初期在政府补贴支持下从无到有，目前产业链规模全球首位。随着新能源的规模不断扩大和技术水平的不断提高，风电和光伏发电的技术本钱也在不断下落，已达到去补贴的标准。以光伏发电为例，2007年光伏组件价格为 0元/W左右，2012年就下降至10元/W左右，2017年价格已降至2元/W以下，大致相当于累计装机容量每翻一倍，产品成本降低 5%。

　　另一方面，补贴来源于可再生能源电价附加，而电价附加应收尽收难度较大。如果政府补贴方式不做改变，补贴缺口将继续扩大。因此，相应的补贴退坡并逐渐实现平价上势在必行。

　　最近政府印发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上有关工作的通知》（下称《通知》），希望推动无补贴上规模。注意从项目建设、投资环境、保障收益、配套电建设、电力市场化交易、消纳、预警管理、考核机制等多方面，明确了风电、光伏发电的无补贴平价上的工作开展。可以说，2018年起，政府的新能源发展政策发生了重大变化，加快了去补贴进程，在目前产能大幅过剩的情况下，中国新能源（5. 80,0.00,0.00%）大规模平价上或提前实现。

　　虽然《通知》中的平价上和低价上项目需要在落实消纳能力和满足预警管理的条件下才能开展，换句话说只有资源条件好、消纳市场有保障的地区才能建设平价上和低价上项目。但是值得注意的是，由于平价上和低价上项目规模不受年度规模建设限制，而是作为超出范围建设限制的增量部份，这仿佛使得相干企业燃起了希望，提振了行业信心。因此，取得“增量”需要通过降低成本以实现平价上或低价上，也在一定程度上进一步推动新能源平价上的进程。

　　现阶段新能源平价上最大阻碍可能在于非技术本钱方面，因此政府希望通过其他方式来降低非技术成本，实现平价上。

　　首先中央放权于地方政府，地方政府可以通过在土地利用上鼓励按复合型方式用地，以及在土地相关收费予以支持，避免不合理收费，从而下降项目的土地本钱。还鼓励发挥地方自主性，允许风电、光伏发电平价上和低价上项目享受地方政府性补贴，切实降低新能源项目的非技术成本。

　　其次，对风电、光伏发电平价上和低价上的项目实行保障优先发电和全额保障性收购，即对风电、光伏发电平价上和低价上项目的发电量实行优先调度全额上，保障项目的收益和电量消纳。而对于存在弃风弃光，则是将限发电量核定为可转让的优先发电计划，在全国范围内参加发电权交易，这也将一定程度降低项目的非技术成本。

　　最后，鼓励通过可再生能源绿色电力证书（绿证）的交易获得公道收益补偿。目前绿证交易方式还不明确，需要通过多种措施引导风电、光伏的绿证市场化交易，从而更好地保障平价上和低价上项目的建设。

　　显然，原来的补贴方式已经不能满足新能源行业的可持续发展，政府新能源补贴的重点需要改变，今后应该将补贴的重点转向微、分布式和电稳定性，以应对新能源装机大幅增加对电的技术和本钱的影响。由于将来并成本将是新能源平价上的主要障碍，倘若平价上和低价上项目建设未能与配套的电衔接好，平价上和低价上项目将不能很好地大规模展开。另外，实现分布式发电市场化交易和就近直接交易需要智能微电的支持。

　　而且，新能源发电的随机性、间歇性和波动性的特点，将使并难度随着新能源的范围扩大而强化。大规模的新能源接入电就需要电不断提高稳定性，因此，为了平价上和低价上项目建成之后能够顺利并运行，政府新能源补贴的重点应当转向微分布式和电稳定性上。

　　政府的新能源发展思路显然产生重大变化，提出的效应措施应该有效，关键是现实中如何履行和是不是可以有效履行。