情景一：光伏行業的發展絲毫不受影響，無補貼項目極大提速，新的商業模式愈加具有競爭力，電網輸電成本愈加難以回收，我國吹響了電網“死亡螺旋”開始的號角。

必須承認，過去管制的標桿電價體系無法跟上實際的風電光伏的成本變化動態，有些時候存在著過度激勵。但是，這種調整是否屬于超調，無疑是仁者見仁智者見智。

這種情景下，光伏行業不受補貼強度下跌影響，維持過去5年超過30%的高增長。同時，新的額外配套政策極大地降低了光伏行業的其他成本，特別是電網輸電費、土地費用等。無補貼項目極大提速，基于自我平衡的“點對點”、“點對增量配電網”等交易層面的安排，極大的降低了過網費水平，并且規避了輸電費。

分布式光伏市場交易，將極大挑戰目前的電網、特別是輸電網的基于度電商品的定價模式。系統總體的穩定與平衡是全體用電者的福利，是一種社會公共品。但是，所謂分布式光伏市場化交易，將免除輸電網端的成本分攤。所以，每推進一份，那么承擔大的輸電成本回收的用戶將少一份，剩余用戶的負擔將增加一份。

例如，目前的用戶所繳納的電費（比如0.6元/kWh），其中至少一半是輸配電成本與稅費（0.3元/kWh），即使考慮到分布式交易也不會豁免稅費（稅費是從價稅，稅基越大稅越多），那么其規避的輸電網成本也將在0.1元以上。那么，每發展1MW的光伏市場化交易(比如年小時數1200小時)，意味著其他用戶的負擔需要每年增加12萬元。因此，需要進一步提高輸電網由于利用率下降造成的單位成本上升的回收力度。

這頗有點像美國光伏用戶出現之后討論的電網“死亡螺旋”——用戶因為電網費用高昂脫網，比例越大，剩余的用戶的費用更高，從而愈加強化脫網的激勵。只不過，美國的部分地區，電網的費用對于大用戶，往往還是以容量收費的（也就是不管用多用少，根據容量掏錢），更像一種服務，而不是根據消費量計算的能源商品。而我國，輸配電價核定之后，所有的輸電費往往是跟用電量成正比的。這本質上調整了電網的盈利模式與成本回收模式。

這種用戶的直接交易在財務層面的確認，在國際上也屬于創舉與法律規則方面的重大改變。這種情況下，我國的分布式發展無疑將極大提速，而電網的投資停滯不前。這其中是否意味著風險，是一個未知的問題。

情景二：光伏安裝量出現斷崖式下跌，缺乏補貼難以為繼。與此同時，電網“保證利用率”無法承諾，項目在財務可行性與入網方面同時陷入停滯。

理論上，一個電源是否具有競爭力，永遠是跟自身的市場價值（也就是避免的成本）相比而言的。在一個電源普遍過剩的環境下，額外的新增機組避免的成本很低（要大大低于煤電的流動成本，更不要說超過全成本的標桿電價了）。此外，分布式電源還面臨著交易成本高等問題，在缺乏補貼的情況下，盈利能力發生大幅下降。

這種情景下，光伏裝機水平將停滯不前。重要的是，此前一直持社會普遍服務積極支持的電網出現了變化。電網承諾消納程度的政府政策使得電網最好的選擇是“不承諾并網”。

“消納條件”這個詞在最近幾年的政府文件中仍舊具有很高頻率的體現，無論是當前的這一文件，還是之前的《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，還是更早的《解決棄水棄風棄光問題實施方案》。這些文件往往都要求，新的項目電網必須出具明確的“保證消納”的確認。

在開放市場條件下，不存在具備消納條件與否的問題，因為市場是大家共同的，就比如一條路并不是給新增車輛專門修的一樣。那么，這要成為一個問題，必須是在技術上證明，這種消納新的可再生能源，會危及電網與電力系統安全。否則，就不能基于“先來先得，后來就沒了”的反統一開放市場原則，拒絕新增與新建的可再生電力（也包括煤電）。

目前的這種模糊不確切、存在過度解釋與對電網過高要求的設計在這種情景下，危及了可再生能源發展自身。光伏在自身財務與入網方面出現了新的巨大障礙，裝機量出現了大幅下滑。

從而，我國的電源結構的變化出現趨緩跡象。

情景三：基于行業與政府的討價還價，政策本身有所松動，走出了一條中間道路，維持降低的補貼，但是擴大的補貼規模，使得能源轉型緩慢但是穩健。

在今年晚些時候，分布式裝機享受補貼的部分從1000萬千瓦擴大若干倍，跟去年有一個較為平滑的過度。與此同時，電網的過網費問題得到方法論上清晰的處理，“具備消納條件”有了更加清晰的界定，壁壘程度存在但是有所下降。

與此同時，政府的生態文明發展姿態不斷強化。處于行業可持續發展考慮，補貼賬戶規模有所擴大。相應的配額制政策有了“牙齒”，從而為更低補貼強度的可再生能源發展提供了現實條件。

總結——哪種情景是最可能的？

筆者無意對超過半年的事情做任何預測，因此上述的三種情景都存在一定的可能性。

從政策主動建言與倡議書視角，我們無疑希望更加透明的討論，更加透明的政策制定與實施過程（比如任何政策必須給予半年以上的準備期與寬限期），更加透明的用戶與電網的互動，更加透明的過網費與“消納能力”方法論核算標準。