。

　　輸配電價是市場交易的重要基礎。配電價格的政策則為分布式光伏市場交易掃清了政策障礙。電改配套文件《有序放開配電網(wǎng)業(yè)務管理辦法》中明確增量配電區(qū)域在配電價格核定前，“暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價扣減該配電網(wǎng)接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價執(zhí)行。”

　　這一定價原則被1901號文件借鑒，表述為“過網(wǎng)費”，并進一步明確了過網(wǎng)費的計算依據(jù)是分布式發(fā)電市場化交易雙方所占用的電網(wǎng)資產、電壓等級和電氣距離。文件明確，分布式發(fā)電市場化交易試點項目中，“過網(wǎng)費”由所在省(區(qū)、市)價格主管部門依據(jù)國家輸配電價改革有關規(guī)定制定，并報國家發(fā)展改革委備案。“過網(wǎng)費”核定前暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)公共網(wǎng)絡輸配電價(含政策性交叉補貼)扣減分布式發(fā)電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價。這個計算方法明確了在配電網(wǎng)并網(wǎng)的光伏項目如果就近消納的話，就不用分攤高壓輸電線路的輸電成本的原則。

　　以北京為例，根據(jù)2017-2019北京電網(wǎng)輸配電價表測算可知，如果光伏110千伏并網(wǎng)，用戶為10千伏用戶，則一般工商業(yè)的過網(wǎng)費為0.071元，大工業(yè)的過網(wǎng)費為0.0448元。如果光伏在35千伏并網(wǎng)，用戶為10千伏用戶，則一般工商業(yè)的過網(wǎng)費為0.0242元，大工業(yè)用戶的過網(wǎng)費為0.0205元。

　　分布式光伏的交易雙方將就價格進行市場化磋商，其基準價格當然是目前的目錄電價。在目錄電價的基礎上扣減三方面內容，

　　一是過網(wǎng)費，

　　二是按國家有關規(guī)定繳納的政府性基金及附加，

　　三是光伏發(fā)電單位對購電單位的優(yōu)惠。

　　以下因素會影響到價格的確定：

　　1、用戶如果有購買綠電的強烈意愿，則愿意付出較高的電價。

　　2、大用戶直購電電價或電力交易價格會對光伏的交易價格產生影響。

　　3、未來現(xiàn)貨市場模式下，中午光伏的電價有較大降低的可能性。

　　在市場交易模式下，用戶可以與光伏售電方簽訂長達20年的購電協(xié)議，也可能只簽一至三年，合同到期后，再續(xù)約或另行尋找用戶簽訂購電協(xié)議。

　　取消補貼

　　只有取消補貼，中國光伏產業(yè)才可能真正實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。

　　2017年全國光伏裝機量53吉瓦，其中分布式光伏19吉瓦，全年光伏補貼金額超過200億元。2018年及以后幾年的新增光伏補貼總額是由光伏裝機規(guī)模和補貼退坡程度決定的。就目前已經(jīng)發(fā)出的指標而言，2018年普通地面光伏電站的指標為13.9GW，領跑者指標為8GW，第一批光伏扶貧指標為4.186GW，累計已知指標為26.06GW。2018年分布式光伏在分布式發(fā)電市場化交易試點的鼓勵政策下，總規(guī)模大于2017年的19吉瓦可能性很大。

　　以此推算，2018年的光伏裝機規(guī)模接近或高于50吉瓦的可能性很大。在2018年的補貼政策下，全年新增光伏的補貼金額約在180億元左右。如果2019年和2020年的光伏裝機規(guī)模與2017年大體相當，并微有增長，如果2020年是補貼政策的最后一年，那么2020年的光伏補貼規(guī)模將超過1000億。即使2021年起將不再新增補貼，由于補貼政策要持續(xù)20年計，光伏產業(yè)所需要的補貼總金額將高達2萬億元人民幣。如果2022年是新建光伏發(fā)放補貼的最后一年，即現(xiàn)有的光伏補貼政策于2023年全部取消。那么總的補貼規(guī)模將超過2.5萬億元。

　　這種情況發(fā)生的可能性極低，國家財政不可能為光伏產業(yè)發(fā)放高達2萬億的天量補貼。這樣就會出現(xiàn)兩種情況，

　　一種是強制降低每年的光伏裝機量，并推廣光伏電站競價招標，以減少補貼金額。但裝機規(guī)模如果大幅下降，顯然對光伏產業(yè)將是極大的打擊。何況，2018年至2020年的光伏指標已經(jīng)發(fā)出不小的規(guī)模。

　　第二種情況是，通過全面推廣分布式光伏市場化交易快速實現(xiàn)去補貼。在經(jīng)濟發(fā)達，電價較高地區(qū)，用電側的光伏平價上網(wǎng)已經(jīng)實現(xiàn)。以北京為例，2018年，光伏全額上網(wǎng)的電價是0.65元，也就是說光伏的成本低于0.65元每千瓦時的。而北京的一般工商業(yè)電價的平均電價是8毛多，再考慮到光伏發(fā)電時段主要在中午，而北京在10：00-15：00之間時段則為峰段電價，10千伏用戶的電價為1.3782元每千瓦時，這個價格顯然遠高于光伏的成本。東部沿海地區(qū)像北京這樣高電價的地區(qū)雖然不多，但工商業(yè)電價和大工業(yè)電價已經(jīng)高于光伏成本的地區(qū)確已經(jīng)相當多。

　　這使得補貼快速退坡并取消有了可能。 “關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的補充通知”甚至明確地表達了全部取消補貼的可能性：“全額就近消納的項目，如自愿放棄補貼，可不受規(guī)模限制”。

　　2018年的試點項目如果按減少補貼20%計算，度電補貼為0.296元。如果2019年分布式光伏全面參與市場化交易，并且把補貼降為0.1-0.15元，2020年全部降為0，在這種情況下，如果嚴控光伏電站規(guī)模，并且在2021年開始取消補貼，那么，光伏產業(yè)的全部補貼金額有可能控制在1.6萬億左右。

　　雖然1.6萬億的補貼總額仍然是個非常巨大的數(shù)字，但這更強烈地表明全面普及分布式發(fā)電市場化交易，全面快速取消補貼的重要性。

　　綜上所述，就近建設、以銷定產、市場交易、取消補貼是保障光伏產業(yè)實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展，使光伏穩(wěn)健地成為中國能源革命主力軍的關鍵政策保障。