近期，财政部、发改委、能源局三部委联合出台了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，并修订《可再生能源电价附加补助资金管理办法》，明确到2021年陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴。
国家补贴的取消已经不可逆转，但在产业优化的过渡期如何保持可再生能源发电企业的投资积极性，保障在运电厂的生存空间，促进整个行业的升级?
对于这个问题，市场手段应该是唯一的答案。
可再生能源已具备成本优势
7月6日，由水电水利规划设计总院主编的《中国可再生能源国际合作报告(2019)》正式发布。《报告》显示，2019年全球可再生能源投资超过2820亿美元。从近十年的趋势来看，总体呈现稳步增长。特别是在发电成本方面，《报告》强调，2019年，56%的新增大规模可再生能源发电成本都已低于最便宜的化石燃料发电成本。
《报告》还针对水电、风电、光伏发电等具体可再生能源种类，分别阐释了相关领域的国际合作情况。其中在光伏方面，2019年全球新增装机容量为97.08GW，与2018年数据基本持平。
到2019年底，全球光伏累计装机容量为580GW，较2018年增长20.1%。全球光伏累计装机容量为580.16GW，占可再生能源总装机容量(非水电)比重为22.87%，与2018年相比增长7%。《报告》指出，全球光伏市场一直处于超预期增长的发展进程。对比2011年和2019年的装机来看，全球光伏新增装机增长3倍，累计装机增长8倍。
值得关注的是，在度电成本(LCOE)上，随着技术进步与规模化效应增强，光伏LCOE持续走低，从2010年的0.371美元/千瓦时下降到2019年的0.068美元/千瓦时，下降了81%。2019年，全球公开招标的最低上网电价为1.654美分/千瓦时，持续低电价对推动光伏快速发展起到了必不可少的作用。
消纳问题如何解决?
目前，可再生能源产业发展最大的难题，是如何解决消纳瓶颈。
2019年5月15日，国家发改委、能源局联合发布了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，明确将按省级行政区域确定可再生能源电力消纳责任权重，由电网公司、售电企业和电力用户协同承担消纳责任。
6月1日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》，明确了2020年各省(区、市)可再生能源电力消纳总量责任权重、非水可再生能源消纳责任权重的最低值和激励值。
相关文件不仅明确了各省可再生能源消纳的目标，也明确了承担消纳责任的主体。从主体上也就清晰地梳理出了从国家补贴到平价上网这个过渡期内国家补贴的替代承担方，并将通过市场的磨合实现利益的再平衡，最终完成产业优化的目标。
根据《通知》，两类市场主体需承担消纳责任：直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司;以及为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业电力大用户(通常是工业企业)。
未来三大政策趋势
首先，可再生能源投资组合标准向省级政府提供了新的政策开放。根据2019年5月中国政府制定的可再生能源组合标准(RPS)，电网公司、电力零售商、批发市场上的电力购买者和专属发电厂所有者都被要求为省级可再生能源的总体目标做出贡献。每个省份现在必须设计实现细节，包括每个覆盖实体的目标、跟踪和执行。目前，山东、广东、江苏、浙江和京津冀这些省份都进行了市场创新，将使更多的能源买家有能力采取行动，并与中国各地的政策制定者接触。
其次，政府逐步取消可再生能源补贴，为具有成本竞争力的可再生电力和基于市场的绿色电力认证(GECs)打开了大门。在这种新的背景下，企业能源购买者将能够与政策制定者就与GECs捆绑的具有成本竞争力的可再生能源采购方案、支持新项目的可能性以及改善GECs的可追溯性进行交流。
最后，省级现货市场的发展进一步增加了虚拟购电协议的可能性。截至目前，中国8个省级现货市场中有4个可以使用可再生能源。现货市场的发展有强大的潜力推动更具成本竞争力的可再生能源选择和更灵活的采购选择，包括虚拟电力购买协议。
未来的这三个政策趋势，使企业的可再生能源需求与决策者、可再生能源开发商和其他主要市场利益相关者的目标和激励相一致，同时还为电力市场自由化创造了必要的条件，使能源购买者有更好的价格发现机制和更多的选择。
责任编辑：肖舟
