光伏的“5·31新政”提出來不得安排需國家補貼的普通電站，對2018年分布式光伏發電規模也限制為10GW，補貼也普遍降低0.05元/kWh。據統計，2018年獲得國家補貼的光伏發電裝機容量大致為25GW，然而，2018年光伏發電新增裝機容量超過40GW，超政府補貼規模限制，這樣應該大約超過15G的裝機沒有政府補貼。

市場似乎在證明光伏的增長不需要政府補貼，因此，此項被視為“行業急剎”的政策很可能是光伏平價上網的新起點。至少從短期看，該政策導致了光伏產業大幅度過剩，光伏產品價格大幅度下降，客觀上的確可以降低光伏成本，加快平價上網進程。

平價上網分為“用戶側平價上網”和“發電側平價上網”。在“能源十三五規劃”中，新能源平價上網被提出，并明確了“到2020年，風電要實現與煤電上網電價基本相當，光伏發電力爭實現用戶側平價上網”的目標。

目前風電標桿電價大致在0.4元~0.57元/kWh之間，光伏發電的標桿電價大致在0.5元~0.75元/kWh之間，而煤電標桿電價大致在0.2元~0.5元/kWh之間，平均銷售電價大致在0.3元~0.8元/kWh之間。所以，表面上，風電似乎可以實現平價上網，部分光伏發電也可以實現平價上網。當然，目前由于光伏風電比例比較小，輸配成本相對可控。

新能源發展初期在政府補貼支持下從無到有，目前產業鏈規模全球首位。隨著新能源的規模不斷擴大和技術水平的不斷提高，風電和光伏發電的技術成本也在不斷下降，已經達到去補貼的標準。以光伏發電為例，2007年光伏組件價格為30元/W左右，2012年就下降至10元/W左右，2017年價格已經降至2元/W以下，大致相當于累計裝機容量每翻一倍，產品成本降低35%。

另一方面，補貼來源于可再生能源電價附加，而電價附加應收盡收難度較大。如果政府補貼方式不做改變，補貼缺口將繼續擴大。因此，相應的補貼退坡并逐步實現平價上網勢在必行。

最近政府印發《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》（下稱《通知》），希望推進無補貼上網規模。注意從項目建設、投資環境、保障收益、配套電網建設、電力市場化交易、消納、預警管理、考核機制等多方面，明確了風電、光伏發電的無補貼平價上網的工作開展。可以說，2018年起，政府的新能源發展政策發生了重大變化，加快了去補貼進程，在目前產能大幅過剩的情況下，中國新能源大規模平價上網或提前實現。

雖然《通知》中的平價上網和低價上網項目需要在落實消納能力和滿足預警管理的前提下才能開展，換句話說只有資源條件好、消納市場有保障的地區才能建設平價上網和低價上網項目。但是值得注意的是，由于平價上網和低價上網項目規模不受年度規模建設限制，而是作為超出規模建設限制的增量部分，這似乎使得相關企業燃起了希望，提振了行業信心。因此，獲得“增量”需要通過降低成本以實現平價上網或者低價上網，也在一定程度上進一步推進新能源平價上網的進程。

現階段新能源平價上網最大阻礙可能在于非技術成本方面，因此政府希望通過其他方式來降低非技術成本，實現平價上網。

首先中央放權于地方政府，地方政府可以通過在土地利用上鼓勵按復合型方式用地，以及在土地相關收費予以支持，避免不合理收費，從而降低項目的土地成本。還鼓勵發揮地方自主性，允許風電、光伏發電平價上網和低價上網項目享受地方政府性補貼，切實降低新能源項目的非技術成本。

其次，對風電、光伏發電平價上網和低價上網的項目實行保障優先發電和全額保障性收購，即對風電、光伏發電平價上網和低價上網項目的發電量實行優先調度全額上網，保障項目的收益和電量消納。而對于存在棄風棄光，則是將限發電量核定為可轉讓的優先發電計劃，在全國范圍內參加發電權交易，這也將一定程度降低項目的非技術成本。

最后，鼓勵通過可再生能源綠色電力證書（綠證）的交易獲得合理收益補償。目前綠證交易方式還不明確，需要通過多種措施引導風電、光伏的綠證市場化交易，從而更好地保障平價上網和低價上網項目的建設。

顯然，原來的補貼方式已經不能滿足新能源行業的可持續發展，政府新能源補貼的重點需要改變，今后應該將補貼的重點轉向微網、分布式和電網穩定性，以應對新能源裝機大幅增加對電網的技術和成本的影響。由于將來并網成本將是新能源平價上網的主要障礙，倘若平價上網和低價上網項目建設未能與配套的電網銜接好，平價上網和低價上網項目將不能很好地大規模開展。另外，實現分布式發電市場化交易以及就近直接交易需要智能微電網的支持。

而且，新能源發電的隨機性、間歇性和波動性的特點，將使并網難度隨著新能源的規模擴大而強化。大規模的新能源接入電網就需要電網不斷提高穩定性，因此，為了平價上網和低價上網項目建成之后能夠順利并網運行，政府新能源補貼的重點應該轉向微網分布式和電網穩定性上。

政府的新能源發展思路顯然發生重大變化，提出的效應措施應該有效，關鍵是現實中如何執行和是否可以有效執行。