在1月9日公布的《關(guān)于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》(下文簡稱《通知》)中，國家發(fā)展改革委、國家能源局明確表示將推進兩類項目：一類是不需要國家補貼執(zhí)行燃煤標桿電價的風電、光伏發(fā)電項目，即平價上網(wǎng)項目;另一類是上網(wǎng)電價低于燃煤標桿電價的項目，即首次提出的低價上網(wǎng)項目。

新政出臺無疑將給2019年及以后可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展帶來更直接的推動及更明確的利好。直接影響將是，2019~2020年實施的平價項目作為增量，在保障消納的前提下，將與風光競爭性配置項目以及其他國家政策性項目的管理和建設(shè)并行推進，即風光有補貼的項目和相關(guān)政策還將繼續(xù)，直至補貼完全退出。《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中提出，風電將在2020年實現(xiàn)與燃煤發(fā)電同平臺競爭目標，預(yù)期在《通知》文件到期后，陸上風電將進入全面平價階段，光伏發(fā)電也可同時或晚1~2年進入全面平價階段。從平價試點到擴大范圍到全面推進去補貼的機制設(shè)置，一方面給予產(chǎn)業(yè)合適的市場規(guī)模，另一方面也對產(chǎn)業(yè)提出技術(shù)進步、產(chǎn)業(yè)升級、降本增效的目標和要求。

間接影響方面，新政通過機制設(shè)計，把風光平價項目政策與現(xiàn)有的可再生能源自愿綠色證書機制、正在制定和推進中的可再生能源配額制度等有機銜接，并對地方政府、電網(wǎng)企業(yè)、金融機構(gòu)等提出多方參與要求，共同促進可再生能源市場和產(chǎn)業(yè)良性發(fā)展。

新措施落地今年是關(guān)鍵

1月10日，國家能源局發(fā)布了平價上網(wǎng)政策官方解讀文件，進一步解釋說明了政策的背景、目的、工作機制、支持政策、實施期限等。其中，為推動風電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)順利實施，對無補貼平價上網(wǎng)項目支持的八項政策措施是解讀中最重要的內(nèi)容。這八項支持政策可以分為兩類，一類是此前已經(jīng)出臺、本次再一次提出或強化的老政策;另一類是針對平價上網(wǎng)特別推出的新措施。

延續(xù)或更強調(diào)操作性的既往政策主要在四個方面，即“避免不合理的收費”、“明確電網(wǎng)企業(yè)建設(shè)接網(wǎng)工程”、“強化全額保障性收購政策”和“創(chuàng)新金融支持方式”。

如“避免不合理的收費”在2018年4月國家能源局發(fā)布的《關(guān)于減輕可再生能源領(lǐng)域企業(yè)負擔有關(guān)事項的通知》就曾提出?！叭~保障性收購機制”則早在2016年初就頒布了正式文件，同年5月發(fā)布了重點地區(qū)最低保障性收購利用小時數(shù)，其后又在《解決棄水棄風棄光問題實施方案》、《清潔能源消納行動計劃(2018-2020)》等政策文件中體現(xiàn)，并已經(jīng)取得了很好的實施成效，此次風光平價政策亦將其作為重要政策再次強調(diào)。

與老政策相比，四項新措施或新提法則更有看點，也更為關(guān)鍵。

一是不少于20年的固定電價收購政策。平價或低價項目將以煤電標桿上網(wǎng)電價或低于煤電標桿上網(wǎng)電價的招標電價作為固定電價，由省級電網(wǎng)企業(yè)與項目單位簽訂不少于20年的購售電合同(PPA)。我國自實施可再生能源標桿電價政策以來沒有嘗試過這一模式，電網(wǎng)企業(yè)很少與可再生能源企業(yè)簽訂20年長期合同，考慮主要電網(wǎng)企業(yè)的合同執(zhí)行力，長協(xié)違約風險低，有利于降低平價項目收益風險，特別是可以降低開發(fā)企業(yè)尤其是民營開發(fā)企業(yè)的融資難度。

二是鼓勵就近直接交易。對于分布式發(fā)電市場化交易的平價項目，將完善支持就近直接交易的輸配電價政策，降低中間輸送環(huán)節(jié)費用、減免就近直接交易的可再生能源電量的政策性交叉補貼。分布式風光發(fā)電項目如果是替代一般工商業(yè)和大工業(yè)用電，目前成本下實際不需要補貼就可以盈利，如果不具備較高比例的自發(fā)自用條件，但能夠與大工業(yè)和工商業(yè)電力用戶進行直接交易，通過免交未涉及電壓等級輸電費，加上減免交叉補貼等措施，也可具備完全去補貼條件。

三是與可再生能源電力綠色證書機制結(jié)合，即平價項目可以通過綠證交易獲得合理收益。自愿綠證平臺和交易自2017年7月正式啟動后，由于綠證替代國家電價補貼的定位，綠證價格始終偏高，影響了個人、企業(yè)采購綠證的積極性。新政鼓勵平價項目出售綠證，其綠證價格可能較低，可對自愿綠證市場起到激活作用。此外，如果可再生能源配額制度正式實施，達不到配額要求的義務(wù)主體也可以通過購買綠證的渠道來完成配額，這會進一步擴大綠證市場，而價格較低的平價項目綠證將更具競爭力，有利于推進平價項目。

四是在確保完成全國能源消耗總量和強度“雙控”目標的條件下，超出規(guī)劃部分可再生能源消費量將不計入“雙控”考核。平價項目作為可再生能源增量市場，在滿足上述要求情況下，不納入地方“雙控”指標，將調(diào)動地方政府的積極性，其支持和發(fā)展平價上網(wǎng)項目的力度也將增大。

期待實現(xiàn)多贏

和以往政策相比，風光平價新政有兩大特色，一是上文提及的政策創(chuàng)新，二是考慮了操作性因素進行政策設(shè)計，特別是發(fā)揮可再生能源相關(guān)主體的作用，形成政府、企業(yè)和電網(wǎng)等參與主體共贏的局面。

一是通過平價低價項目與規(guī)劃內(nèi)的其他項目共同推進市場和產(chǎn)業(yè)發(fā)展，降低成本，有助于減少對國家電價補貼資金需求，提升資金利用效率。平價上網(wǎng)與正在推進的配額制度和綠證機制銜接，也可以激發(fā)綠證交易市場。

二是可再生能源企業(yè)需要繼續(xù)推進技術(shù)進步和產(chǎn)業(yè)升級，利用好兩年政策窗口期。無論是風電還是光伏發(fā)電，近期產(chǎn)業(yè)自身降本的關(guān)鍵在于效率提升。

三是電網(wǎng)企業(yè)也可獲得潛在的發(fā)展機遇。平價上網(wǎng)項目以及其他可再生能源發(fā)電項目建設(shè)，需要以接網(wǎng)和消納條件為前提?？紤]為可再生能源提供持續(xù)增長的空間，電網(wǎng)也需要在軟件和硬件上持續(xù)投入，增強消納風光等波動性電源的能力。在未來風光全面平價階段，風光的持續(xù)有序增長，也需要電網(wǎng)和整個電力系統(tǒng)的升級為支撐。

和電網(wǎng)企業(yè)密切相關(guān)的一項機制是不少于20年的固定電價收購政策。從國際經(jīng)驗看，這項機制于電網(wǎng)利大于弊。如在美國，可再生能源項目簽訂長期購電協(xié)議較為普遍，電網(wǎng)企業(yè)或中間批發(fā)商希望和發(fā)電企業(yè)簽訂長期協(xié)議，其預(yù)期電力市場長期價格可能上升，因此從全生命周期的成本考慮，長協(xié)價格將獲得更高收益。

對經(jīng)濟性提出更多要求

平價項目需要達到兩個前置條件，一是電網(wǎng)具備接網(wǎng)和消納條件，二是具有較好經(jīng)濟性優(yōu)勢。先不考慮消納條件，僅從經(jīng)濟性上考慮，在當前風光投資和運行成本條件下，國內(nèi)已有部分地區(qū)和領(lǐng)域在2019年具備平價條件。

對于陸上風電，在“三北”平坦且風資源優(yōu)質(zhì)地區(qū)，如果年等效利用小時數(shù)達到2750，則8%收益水平下風電電價需求為0.32元/千瓦時，低于吉林、遼寧、黑龍江、冀北、山西、陜西等地的燃煤標桿電價(0.33~0.38元/千瓦時);如果小時數(shù)達到3000，則電價需求為0.29元/千瓦時，這一數(shù)值與蒙西、蒙東、寧夏、甘肅、新疆的燃煤標桿電價非常接近。

在東中部山地一般資源地區(qū)，如果年等效利用小時數(shù)達到2200，則8%收益水平下電價需求為0.46元/千瓦時，與廣東省燃煤標桿電價相當，且與大部分東中部地區(qū)的燃煤標桿差距低于0.05元/千瓦時。

由于風資源在各省份內(nèi)部差異較大，風電場建設(shè)條件各異，目前無論是在“三北”地區(qū)，還是在東中部地區(qū)，均有一定規(guī)模的風電項目具備平價條件。

對于集中光伏電站，在目前4.5~5.0元/瓦的初始投資水平下，在太陽能資源好、接網(wǎng)和消納條件好的地區(qū)，部分電站可以實現(xiàn)與燃煤標桿電價平價，如吉林西部地區(qū)，等效利用小時數(shù)達到1500左右即可實現(xiàn)平價，此外陜西北部、河北北部、四川西部等部分地區(qū)也具備條件。東中部地區(qū)在有土地資源的條件下，如果地方有一定的電價補貼政策，也可以有項目按照燃煤標桿上網(wǎng)且不需要國家電價補貼。

分布式光伏發(fā)電如果有一定比例的自發(fā)自用，或者可以進行市場化直接交易，則全國20多個省市區(qū)均具備建設(shè)平價項目條件。