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2017年是中國光伏行業增長集中爆發的一年，全國光伏新增裝機53.8GW，同比增長57%；發電量1182億千瓦時，同比增長75%。風電光伏發電量占總發電量的比例達到6.6%，風光新增發電量占總新增發電量的29%。進入2018年，中國光伏政策有了轉向性變化。2017年10月政府印發了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》，提出分布式項目可以進行“隔墻售電”，直接售電給電力用戶并向電網支付過網費。今年5月31日，政府發布通知，新投運的光伏電站標桿上網電價每千瓦時統一降低0.05元；年內不再新增有補貼的普通光伏電站指標，補貼的分布式光伏從過去的沒有限制，收緊為全年10GW。
近十年來，中國光伏發展以集中式為主，特征是國家給出裝機計劃，國家通過電網以電價補貼形式直接收購項目發電。該政策取得了兩大成就：其一，中國光伏全產業鏈位居全球領先；其二是光伏發電成本已接近平價上網。最近的政策變化闡明了政府新的考慮，將重點支持分布式光伏發展，從價格機制上理順中國光伏發電的供求關系，通過價格手段解決并網消納問題，建設光伏長效市場化發展機制。
隨著新能源發電比例的擴大，特別是占比超過5%之后，消納往往會凸顯成頭等難題。新能源發電不僅有較高的發電成本，也有著不菲且難以清算的并網內部成本。“531新政”顯現出補貼難以在標桿電價模式下覆蓋現有光伏發電。2017年全社會用電量6.3萬億度，扣除其他，能夠征收可再生能源發展基金的電量約為總電量的83%，可以征收990億元左右，如果不進一步提高電價，顯然難以支撐風電、光伏和生物質發電等補貼的快速增長。
之前，政府解決“棄風棄光”主要通過行政手段。2016年“棄風棄光”嚴峻，2017年主要通過行政手段控制了“棄風棄光”規模，然而這并不是長效機制。今年初能源局發布《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，要求各地報送消納方案，未報送的地區停止新增建設規模的實施，側面反映了“棄風棄光”愈加嚴峻。
近十年來，雖然政府一再強調分布式，其發展速度卻遠遠落后于集中式。在行業發展初期，光伏經濟性很敏感，項目成本低和規模大都更有利于集中式發展。近年光伏發電成本顯著降低，即將實現發電平價上網，消納問題轉而成為更重要的因素。
在這樣的背景下，分布式可以是比較好的解決方案，特別是直接面向用電需求的分布式應成為今后發展的關鍵。近兩年來，光伏企業在談到發展前景時，往往表示平價上網為時不遠或已經可實現；而在具體項目實施時，卻往往訴求補貼。
筆者相信以“隔墻售電”為脈絡的新政策是積極的，可以進一步推動光伏行業從簡單的規模成本化向多元發展目標整合，推動與豐富相關企業從生產化到市場經營化的發展，從而更有效地實現光伏平價上網。
“隔墻售電”政策改變了光伏行業的內在邏輯。目前光伏發電主體以發電企業與光伏公司為主，發電成本對標火電標桿電價，并不考慮用電側需求。而新政策強調的直接售電模式下，發電主體變為以用戶為主，對標的是終端銷售電價，需要首先明確用電側主體，體現局部經濟性。
“隔墻售電”包含三層邏輯，第一層，發電用電是用戶對用戶、點對點的交易模式，符合電力市場化改革的基本原則，電網僅僅提供電力通道，而不擔當整個消納配電義務，由用戶實現微觀層面的發電消納。第二層，以協議電價來替代“一刀切”的標桿電價。第三層，現行政策中規定“隔墻售電”電價，是想將看不見的總體的并網成本打散并外部化，發揮市場的價格發現功能，形成可持續的市場化交易模式。
“隔墻售電”政策的目的是明確的，脈絡是明晰的。然而，具體操作過程中仍面臨著很大的困難與不確定性。首先是過網費如何確定的問題。舉一個簡單例子，一個地方100家A給臨近的100家B供電，從物理上看，過網費應該較低，然而從整體上看，如果保持整個電網穩定的成本，則需要將成本具體折算到每個連接的過網用戶上，那么會包含很大的不確定性。廣東某些地區給出了約3毛錢的過網費就是這個問題的集中反映。其次，這一從宏觀到微觀打散的政策如何保證整個光伏行業的健康發展，如何與“十三五”能源總體發展目標相符，會給國內市場帶來怎樣的沖擊，可能需要時間與后續政策來過渡。“隔墻售電”將光伏行業的核心問題交給市場解決，而市場之手是否有效有力，則需要進一步觀察。最后，中國的終端電價中包含著一系列交叉補貼，如工業電價中包含了對居民部門的交叉補貼。以協議電價取代終端電價后，某些賬戶如何平衡仍需進一步討論與協調。
“隔墻售電”對中國光伏企業提出了更高要求。此前，企業的主要目標是通過規模效應降低生產成本。今后光伏企業不但要在成本上、技術上繼續下工夫，也需要在經營上、市場開拓與項目管理上投入力量，有所創新。另外，微觀上面向用電側的政策為以后多種技術的消納手段留下了一個可操作的接口，通過協議價格，今后新能源發電可以更好地與各種主動消納手段，比如以電動汽車為主的新興用電需求以及儲能手段相結合，解決新能源發電平價上網與有效消納這一根本難題。

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