2018年注定是一個殘酷的轉折年。

在固定補貼刺激下，經過數年躍進式增長，中國風電和光伏的裝機規模已經位居世界第一位。但在龐大的裝機背后，可再生能源發展面臨嚴峻的補貼缺口和棄風棄光挑戰，可再生能源政策迫切需要針對性的調整。

在這一年里，光伏行業遭遇政策“急剎車”，風電開始進入競價上網時代，海上風電異軍突起，數易其稿的配額制終于落地，清潔能源消納行動計劃出臺。可再生能源扶持政策不斷完善，盡管仍然存在妥協的痕跡與能否落實的疑問，但政策導向的轉變意味著行業發展要從擴大規模轉到提質增效。

告別爆發式增長后，在有限的增量空間內，整個行業都面臨著技術進步和成本降低的考驗。“531新政”讓部分光伏企業深受打擊，過度依賴政策扶持終究無法使得行業獨立成長。

按照可再生能源發展“十三五”規劃的任務，要通過不斷完善可再生能源扶持政策，創新可再生能源發展方式和優化發展布局，加快促進可再生能源技術進步和成本降低，進一步擴大可再生能源應用規模，提高可再生能源在能源消費中的比重，推動我國能源結構優化升級。

2018年正處于“十三五”中期階段，起著承上啟下的關鍵作用，回顧這一年可再生能源政策，它們能夠給行業帶來哪些變化？

光伏“急剎車”

2018年6月1日，國家發改委、財政部和國家能源局發布《2018年光伏發電有關事項的通知》，因為《通知》落款日期為5月31日，所以也被稱為“531”新政。

新政給光伏業內帶來極大的震動。按照“531”新政要求，2018年暫不安排普通光伏電站建設，在國家未下發文件啟動普通電站建設工作前，各地不得以任何形式安排需國家補貼的普通電站建設；只安排1000萬千瓦左右規模用于支持分布式光伏項目建設；下調了三類資源區標桿上網電價。

但實際上，2018年前兩個月分布式光伏新增裝機容量就已經接近700萬千瓦。這也意味著，2018年新增的絕大部分光伏電站和分布式光伏無法獲得國家補貼。

國家能源局隨后召開關于“531”新政的新聞發布會，據有關負責人介紹，截至到2017年底，光伏補貼缺口已經達到455億元，而可再生能源補貼缺口累計已經超過1200億元，且呈逐年擴大之勢。并且消納問題依然待解，2017年甘肅和新疆棄光率分別達到20%、22%。全國2018年一季度棄光率雖有好轉，但仍不穩固。而新政是緩解光伏行業當前面臨的補貼缺口和棄光限電等突出矛盾的重要舉措，有利于激發企業內生發展動力，減少補貼依賴。

巨大的補貼缺口使得現有補貼模式難以為繼。按照固定上網電價制度，電力公司按照當地燃煤機組標桿上網電價收購風電和光伏發電電量，風電、光伏上網電價與燃煤機組標桿電價差額部分由國家可再生能源基金進行補貼。

為了促進風電和光伏大規模發展，風電和光伏的固定上網電價在制定之初便維持在較高的水平。由于補貼下調幅度遠落后于風電、光伏發電成本下降，其中巨大的利益空間進一步刺激了市場主體的投資意愿。此后，中國每年風電和光伏新增裝機容量連續數年位居世界第一，呈現爆發式增長。

風電、光伏裝機規模大幅提升，但國家可再生能源基金增長十分有限。目前基金的唯一來源是可再生能源電價附加，按照0.019元/千瓦時標準從除居民生活和農業生產以外的其他用電征收，但在目前降低實體經濟負擔，下調一般工商業用電價格的背景下，上調可再生能源電價附加并不現實。因此只能控制新增需要補貼的風電、光伏裝機容量，通過技術進步和成本下降推動風電和光伏平價上網，擺脫補貼依賴。

此前光伏業內普遍認為，“531”新政的弊端在于一刀切，并沒有給行業留有緩沖余地。在2018年11月1日習近平總書記主持召開民企座談會后，光伏行業迎來轉機。11月2日，國家能源局召開座談會，據媒體報道，國家能源局相關負責人明確補貼計劃將持續到2022年，不會一刀切地推進平價上網進程，在真正進入全面“去補貼”之前，國家能源局仍將每年保證一定的補貼裝機規模，并推進補貼強度的進一步下降。其次對“十三五”規劃進行調整。按照“十三五”規劃，到2020年光伏發電裝機規模為1.1億千瓦，但截至到2018年前三季度，光伏裝機已經達到1.65億千瓦，遠超規劃裝機容量，而負責政策制定支持工作的電力規劃設計總院則在座談會上按照2.1億千瓦裝機進行匯報。

有業內人士認為，出于“穩定產業預期”的目的，光伏發電“十三五”規劃目標將大概率上調，但新增裝機量大部分可能為無補貼項目。

經過近十年的狂飆突進，光伏行業終于切身感受到政策收緊后的涼意。是選擇降低補貼強度、擴大市場規模，還是維持補貼強度、縮小市場規模，這個問題或許并不難回答。

風電競爭性配置

與光伏“531”新政形成輿論風暴不同，同一時期，國家能源局公布的一項對風電行業影響深遠的政策，企業層面的反彈則不甚激烈。

2018年5月18日，國家能源局印發《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，并發布了《風電項目競爭配置指導方案（試行）》。按照該方案，從2019年起，各省（自治區、直轄市）新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。方案特別強調應將上網電價作為重要競爭條件，所需補貼強度低的項目優先列入年度建設方案。

中國大唐集團規劃發展部李海濤撰文指出，從競爭配置的核心原則看，就是政策和行政干預不斷減少、市場力量不斷發揮更大作用，產業市場和開發市場都將在市場引導下發生深刻變化。

相比于標桿上網電價“閉著眼睛都能賺錢”的時代，競價上網帶來的收益不確定壓力正在傳導至整個風電產業鏈。

今年11月6日，寧夏首先出臺《寧夏風電基地2018年度風電項目競爭配置辦法》，根據辦法，寧夏采用“百分制”綜合評分法方式，對申請參與寧夏風電基地建設企業的整體實力、設備先進性、申報上網電價、前期工作深度、電網接入及消納能力等進行綜合評分。

五項指標滿分為100分，其中申報上網電價滿分為40分，所占比重最高。按照評分標準，在基準電價基礎上申報電價每降低0.01元/千瓦時，加1分，最高得40分；在基準電價基礎上申報電價每升高0.01元/千瓦時，扣減2分。政策導向十分明確，就是要通過競爭降低上網電價。

2018年12月17日，寧夏發改委公布2018年度風電項目競爭配置評優結果。申萬宏源的報告表示，寧夏風電項目競爭配置的電價下降合理，未來仍有下降空間。此次風電競爭配置平均上網承諾電價為0.44元/千瓦時，低于0.49元/千瓦時Ⅲ類資源區標桿上網電價。相比標桿電價降低5分/千瓦時，實現了降低上網電價成本的目的。

考慮到與全額保障性收購辦法銜接，在競爭性配置政策中，超出最低保障小時數的部分將由市場定價，這會給給開發商對研判項目收益增加不確定性。為了彌補電價下降帶來的收益減少，開發商勢必會將成本壓力傳導至風機整機廠商。因此有業內人士判斷，新政實施后風電設備制造商的利潤率會進一步壓縮，年內風機設備投標價格極大概率會跌落到3000元以下，某些風機設備廠家為了爭奪市場和上市年報可能會爆出驚人的低價。

早在2017年5月，國家能源局即開展組織風電平價上網示范項目，這些示范項目不受年度規模指標限制，上網電價按照當地燃煤機組標桿電價執行。平價上網示范項目的目的就是通過測試，找出風電平價上網的制約條件，為風電標桿電價下調做好準備工作。

隨著寧夏、廣東相繼發布風電競爭性配置政策，降低風電補貼強度的步伐也將提速。到2019年，無論是開發商還是整機廠商，都面臨競爭配置下的優勝劣汰壓力。

海上風電異軍突起

在過去的2018年，整個可再生能源領域的基調是去補貼劃、提質增效，光伏、陸上風電產業鏈的各個環節均在承受成本倒逼下的競爭壓力，只有海上風電異軍突起，呈現出爆發式增長態勢。

在“十二五”期間，受制于高風險、高成本，海上風電是唯一沒有完成規劃目標的可再生能源品種，相對而言，其發展空間更為廣闊。但2018年正處于一個微妙的階段，一方面可再生能源行業面臨去補貼的壓力，而海上風電上網標桿電價自2014年公布以來，未曾調整，非招標的近海海上風電項目電價仍保持在0.85元/千瓦時；另一方面，按照競爭性配置政策的要求，2019年起，所有新增核準的海上風電項目需通過競爭配置方式確定投資主體和上網電價。

于是海上風電也不可避免地出現“搶裝潮”，廣東、福建、江蘇和浙江上調海上風電規劃的省份，紛紛加快了項目核準的速度。

按照廣東修編后的海上風電發展規劃，其近海淺水區總共規劃了15個海上風電項目，總裝機容量985萬千瓦，目前所有近海淺水區項目均已確定開發主體，除小部分項目處于核準前公示狀態，其他項目已經獲得政府部門核準。預計到2018年底，所有淺水區項目都將獲得核準。

除了近海淺水區項目，廣東也在加快核準目前不具備開發條件的深水區項目。截至2018年12月21日，揭陽已經核準了550萬千瓦近海深水區項目，陽江也核準了6個、裝機規模500萬千瓦的深水區項目。

僅廣東省在2019年以前核準的海上風電項目就達到了2035萬千瓦。以目前廣東燃煤機組標桿上網電價0.4530元/千瓦時（含脫硫、脫硝、除塵電價）計算，廣東海上風電度電補貼為0.397元。隨著全國海上風電陸續投產，未來可再生能源補貼缺口可能會進一步加劇。

有業內人士認為，目前國內海上風電已經具備規模化發展的條件，但尚不具備大規模發展條件。從目前發展情況來看，海上風電經過數年發展，積累了一定的經驗，但目前仍然面臨高成本、高風險因素的制約。

廣東海上風電項目機組普遍采取5.5MW以上的大容量機組，但目前大容量機組尚未經過批量驗證，如何在降低成本的同時，保證機組的可靠性，這是海上風電規模發展必須要重視的問題。

廣東全社會用電量長期處于全國第一位，長期來看，海上風電消納并不會重蹈“三北”地區覆轍。不過網源建設不協調問題開始浮現，短期內可能會出現送出通道緊張的問題。此外，廣東每年接受大規模西電東送的電力，這部分電力往往不參與調峰，隨著海上風電大規模投產，電網調峰壓力將增加。

回顧2018年，海上風電變得異常熱鬧，行業會議以每月一場的頻率召開，有媒體甚至拋出“海上風電萬億市場開啟”的標題。在能源轉型的要求下，海上風電的確具有相當的發展潛力，但這也是機遇與風險并存的海域，需要在可靠性與經濟性之間尋求最優解。

激活配額制

歷盡波折的可再生能源配額制終于迎來第三次征求意稿，明確2019年1月1日起正式進行配額制。

配額制被業內認為是解決省間壁壘、促進可再生能源更大范圍消納的重要措施。但由于涉及到電網、省級政府、發電企業利益調整，配額制歷經多次博弈且難以達成一致意見。

相比于第二次征求意見稿，第三次征求意見稿明顯弱化了對省級政府的約束力度，而省級政府的態度對于配額制的落地起著至關重要的作用。

第二次征求意見稿提出省級政府配額完成情況納入省級人民政府能源消費總量和強度“雙控”考核。但在第三次征求意見稿中，并未明確對沒有完成配額的省級區域的懲罰措施，只是提出對實際完成配額超過激勵性配額指標的省級行政區域，超出部分的可再生能源消費量不納入該地區能耗“雙控”考核。

作為舶來品的配額制，強制性是其最為鮮明的特征，但在經歷數輪博弈之后，最新的配額制征求意見稿中的強制性色彩逐步淡化，這很有可能無法達到配額制政策設計的初衷。

隨著中東部沿海經濟發達省份正在面臨愈發趨緊的能源消費總量約束，“雙控”考核或許能夠撬動省間壁壘、推動風電光伏跨省交易。2018年10月，浙江省發布《浙江省進一步加強能源“雙控”推動高質量發展實施方案（2018-2020年）》，提出合理控制燃煤電廠用煤，所需電力缺口通過增加省外來電彌補，在保證2018年省外來電計劃電量1351億千瓦時基礎上，力爭增加省外來電120億千瓦時以上。根據《浙江日報》報道，在爭取外來電方面，浙江電網主要有兩種方式，一是通過中短期雙邊交易，臨時向周邊省份購電；二是積極參與跨區可再生能源現貨交易，想其他區域購電。截至2018年7月，浙江電網實現跨區現貨交易總電量4.69億千瓦時。“兩交兩直”特高壓骨干網架形成后，可為浙江增加近2500萬千瓦的供電能力。

此外，電網企業也在通過市場機制推動跨區跨省大規模交易清潔能源。北京電力交易中心的數據顯示，截至2018年11月，新能源省間交易累計完成電量662億千瓦時，同比增長46.1%，其中吉林、黑龍江、蒙東、甘肅、青海、寧夏、新疆增幅分別達到146.8%、155.6%、50.1%、67.7%、196.1%、111.1%、14.2%。南方電網也制定了2018年促進清潔能源消納的24項重點措施，力爭2018年清潔能源電量占比高于50.5%，確保風電、光伏等新能源基本全額消納以及核電保障性消納。

在2018年的最后一個月，國家發改委、國家能源局聯合印發《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》，提出的工作目標為：2018年，清潔能源消納取得顯著成效；到2020年，基本解決清潔能源消納問題。

盡管促進清潔能源消納的體制機制仍有待完善，突破省間壁壘也并非一蹴而就，但隨著電力市場化改革推進，2019年也將更值得期待。