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问题根本上归结到政府主导的计划体制在保障容量的同时牺牲了太多的效率。

2017年，国内主要电力企业实际完成对外投资193亿美元，同比2016年增长1.48倍，投资涉及水电、火电、新能源输配电等不同领域。但是由于近些年经济常态化，电力发电装机容量逐年下降，加之火电的政策、弃风、弃光的状况加剧，我国电力企业逐步开拓海外市场。

4、临时性降低输配电价。根据中电联统计，2017年我国新增新能源发电装机占比53.7％，首次超过50％，电源结构持续优化。（二）电力系统安全稳定运行面临严峻考验随着我国电力快速发展和持续转型升级，大电网不断延伸，电压等级不断提高，大容量高参数发电机组不断增多，新能源发电大规模集中并网，电力系统形态及运行特性日趋复杂，特别是信息技术等新技术应用带来的非传统隐患增多，对系统支撑能力、转移能力、调节能力提出了更高要求，给电力系统安全稳定运行带来了严峻考验。（二）开拓海外市场近些年来，中国电力工业高速发展，技术和管理有了长足的进步，比如特高压技术和超临界已经达到世界先进行列，从规划还是到建设以及运营维护管理水平，都有较大提升。再次，防范化解煤电产能过剩风险，不仅加快煤电企业重组整合步伐，更是推进供给侧结构性改革的必然要求，彰显了党中央、国务院对能源行业科学发展的深谋远虑

将省级电网企业已核定的规划新增输配电投资额转为用于计提折旧的比例由平均75％降至70％，减少本监管周期定价成本，并相应降低输配电价。多个省份推出了严于国家要求的大气污染物排放标准，部分地区增加烟羽治理、煤场全封闭等新要求，增加了企业环保改造负担。此外还要考虑由于风电建设周期相对长，光伏项目建设周期相对短，但开发企业可能会等待组件价格进一步下降，2020年平价项目装机增加量可能较大。

记者：在您看来，《通知》提到的八项措施中，有哪些亮点？时璟丽：我认为，从提高项目经济性角度，主要有三条：一是对于集中式试点项目，执行不少于20年的固定电价收购政策。当前可再生能源平价上网项目还比较少，国家能源局采取多种措施予以支持。但执行长期固定电价PPA制度，为开发企业提供一个清晰、稳定、可预测的盈利预期，项目风险降低，那么开发企业从金融机构获得的金融产品成本也会相应降低。如果算清楚交叉补贴要花较长时间，那么政策的时效性会打折扣，所以提出减免方式，即可以设定一个减少的具体水平，更具有操作性。

总体上，我国在招标竞价方面跟国际趋势基本同步，实行平价上网机制的步伐比较靠前，而且为了能够达到平价，我国出台了很多有操作性的支持政策。可能有一些资源条件比较好、成本相对有竞争力的平价项目能够做到不赔或者是微利，如果通过绿证每千瓦时电量能多收益几分钱，这对项目收益率的影响其实很大。

国际上一般按照7%投资回报率测算平准化成本，国际可再生能源署统计数据库中的2017年光伏发电平准化度电成本（LCOE）是10美分/千瓦时，约折合人民币0.6~0.7元/千瓦时，但这是2017年的平均水平，当年的招标电价则要低于这一水平，而2017年我国光伏发电三类电价资源区标杆电价为每千瓦时0.65元、0.75元和0.85元。在国外，美国也采用长期PPA制度，英国则采用差价合约（CfD）机制，差价合约机制是通过竞价形成合约价格，可再生能源电力参与电力市场，并采用双边溢价方式执行合约价格，最后执行的价格也类似于长期的PPA。当年，印度招标电价最低为3.8美分/千瓦时，普遍在4～5美分/千瓦时。对于银行及其他金融机构而言，如果平价项目没有这一政策，而采用电价随行就市，比如在电力市场中竞价，那么电价可能比固定的合同价格低，项目在未来二十年不能形成稳定的收益预期，这就是很大的风险，所以金融机构要么提高贷款的门槛，要么提高贷款的利率。

分布式发电项目如果是替代一般工商业和大工业用电，目前成本下实际不需要补贴就可以盈利，如果不具备较高比例的自发自用条件，但能够与这样的用户进行直接交易，通过免交未涉及电压等级输电费和减免交叉补贴等措施，也可具备无补贴条件。因此，相对于享受国家补贴的可再生能源项目，未来平价项目出售绿证的量相对会更大欧洲也有自愿绿证系统，价格大约为0.2~0.3欧分/千瓦时，约合人民币两分钱左右，无论是个人还是企业，购买的积极性都很高。可能有一些资源条件比较好、成本相对有竞争力的平价项目能够做到不赔或者是微利，如果通过绿证每千瓦时电量能多收益几分钱，这对项目收益率的影响其实很大。

记者：从国际范围看，我国可再生能源电价水平如何？时璟丽：以光伏发电电价水平为例，2018年5月31日起我国一、二、三类资源区新建光伏电站的标杆电价每千瓦时分别降到0.5元、0.6元、0.7元，电价水平在国际上不高不低。如果仅仅资源条件好，而煤电电价比较低，那么资源条件要特别好，比如风电年等效利用小时数在3000小时以上，才有可能实现平价。

三是交易市场不规范问题。当前，如果是非招标电价项目，价格可能略高一些。

但此次平价分布式风光试点项目跟之前的分布式市场化交易项目有些不一样，之前的分布式发电项目只是降低国家补贴水平，其过网费标准确定方式不止一种，容易产生争议。成为平价上网项目，前置条件有两个，一是电网具备消纳条件，二是具有较好经济性优势。从国际范围看，我国可再生能源平价上网的进程如何？时璟丽：我国风电、光伏发电成本下降的趋势跟国际基本一致，特别是光伏发电，因为我国光伏产品从硅料到组件供应全球一半以上的市场。三是鼓励通过绿证获得收益。这需要开发企业认真测算。墨西哥中标电价低至1.77美分/千瓦时，即使加上可再生能源绿色电力证书收益（约3美分/千瓦时），光伏发电项目实际收益也仅折合人民币0.3元/千瓦时左右。

我国自实施可再生能源标杆电价政策以来没有尝试过这一模式，电网企业很少签订这么长时间的购电合同（PPA）。目前分布式发电市场化交易进展低于预期。

在国外，美国也采用长期PPA制度，英国则采用差价合约（CfD）机制，差价合约机制是通过竞价形成合约价格，可再生能源电力参与电力市场，并采用双边溢价方式执行合约价格，最后执行的价格也类似于长期的PPA。因此，相对于享受国家补贴的可再生能源项目，未来平价项目出售绿证的量相对会更大。

记者：您对政策有效落地有没有什么担忧？时璟丽：可能有几方面的问题需要克服。我国实施平价上网机制的创新与挑战专访国家发展改革委能源研究所研究员时璟丽本刊记者郑徐光推进风电、光伏发电平价上网是实现能源转型的重要举措。

目前各地电力市场在建设和推进中，但对于可再生能源仍有不规范做法存在，如部分地方通过行政干预市场交易，指定可再生能源与用户直接交易的价格或者强行降价，都会影响收益预期。《通知》明确，平价上网项目可通过绿证交易获得合理收益。2019年我国光伏标杆电价预期会进一步下降，降多少需要等待政策规定。德国跟我国第三类资源地区条件相类似，2018年招标电价在5欧分/千瓦时以内，折合约6美分/千瓦时。

国际上一般按照7%投资回报率测算平准化成本，国际可再生能源署统计数据库中的2017年光伏发电平准化度电成本（LCOE）是10美分/千瓦时，约折合人民币0.6~0.7元/千瓦时，但这是2017年的平均水平，当年的招标电价则要低于这一水平，而2017年我国光伏发电三类电价资源区标杆电价为每千瓦时0.65元、0.75元和0.85元。记者：在您看来，《通知》提到的八项措施中，有哪些亮点？时璟丽：我认为，从提高项目经济性角度，主要有三条：一是对于集中式试点项目，执行不少于20年的固定电价收购政策。

平价方面，在印度、智利、巴西、墨西哥等资源很好的地区，光伏发电和风电等已经成为成本最有竞争力的电源，中东阿联酋的光伏发电招标价格低于3美分/千瓦时。此外，免交未涉及的上一电压等级的输电费也是采用了简单的价差法，便于操作。

此外还要考虑由于风电建设周期相对长，光伏项目建设周期相对短，但开发企业可能会等待组件价格进一步下降，2020年平价项目装机增加量可能较大。而且我国几大电网企业对合同的执行力几乎是最好的，合同违约风险低，这有利于降低平价项目开发企业特别是民营开发企业的融资难度。

2018年全球比较新的招标电价，全球平均约5美分/千瓦时，约合人民币0.3元/千瓦时。个人认为，2019年项目申请会比较积极，项目建设最快要到二季度甚至下半年开始，因为地方要花一定时间组织项目。二是对于分布式发电市场化交易试点项目，免交未涉及的上一电压等级的输电费，并且减免政策性交叉补贴。从政策创新性角度看，相对新的政策主要是执行长期PPA制度、降低过网费和减免交叉补贴、实施绿证制度和双控考核制度，其他的比如避免地方不合理收费、电网企业建设接网工程、全额保障性收购、创新金融支持方式等政策，在既往政策中也是明确的，对于平价项目则是再次强化。

对于普通老百姓、企业来说，其购买积极性会大受影响。记者：交叉补贴计算非常复杂，如何在较短时间内明确减免标准？时璟丽：我国交叉补贴难以计算，中东部可能偏高，不同电压等级、不同地区不一样。

如果算清楚交叉补贴要花较长时间，那么政策的时效性会打折扣，所以提出减免方式，即可以设定一个减少的具体水平，更具有操作性。二是绿证市场建设问题。

记者：您认为，出台《通知》的目的是什么？具备什么条件的风电、光伏发电项目可能优先成为平价项目？时璟丽：出台《通知》是为了更好促进新能源发电进一步降低成本。一是分布式项目市场化交易问题。