（文丨本报记者 姚金楠）

“2021年以后，达到平价就不会有国家补贴了，到时候我们的光伏要怎么做？怎么样才能有钱赚？对于全额上网项目，我做了简单的测算，Ⅰ类资源区的合理电价必须要做到0.25元/kWh以下才行，Ⅱ类资源区0.30元/kWh以下，Ⅲ类资源区也要到0.35元/kWh以下。”针对平价以后的市场，国家发展和改革委员会能源研究所原研究员王斯成心有担忧。“按照中国光伏行业协会刚刚发布的中国光伏产业发展路线图，即便到了2025年前后，三类资源区的集中式光伏电站度电成本均达不到这样的水平。所以，必须要有相应的政策辅助，没有补贴不代表没有支持政策。”

有效的支持政策有哪些呢？王斯成建议，首先，应当放开“光伏逆变器容配比”。按照现行的《GB50797-2012：光伏发电站设计规范》，所谓容配比，指光伏逆变器所连接的光伏组件的功率之和与逆变器的额定容量比。目前，国内光伏电站要求的容配比标准多为1：1，但从实际应用以及国际实践情况来看，系统最优的容配比往往都大于1：1。“在美国，部分地区的最优容配比可以达到1.4：1，如果我们可以达到这样达到水平，甚至是只放宽到1.2：1，度电成本就会很明显地降下来。”

“此外，建议取消收购小时数的上限限制，保证光伏系统‘先发、满发’，这样，Ⅰ类资源区的年发电小时数甚至会超过2000小时。”王斯成强调，一旦发生“弃光”，要及时给予企业相应的补偿，“这一点更要严格执行”。

同时，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩也指出，政策支持更要“具体问题具体分析”。“按照现在的政策，已经申请过补贴的项目如果2020年底前不并网以后就不能领取补贴了。现在还存在很多不确定性，特别是在海外，风电建设的很多原材料又依赖进口，所以从稳增长、促经济的角度我们也希望政策上有一定的宽限。这也同样有利于风电产业走向平价以后可以健康发展。”

在政策支持的同时，王斯成也强调，新能源发展至今，更需要充分发挥市场作用。“比如，要逐步建立全国统一的电力市场，使我国超高压输电通道真正发挥作用，为在我国西部建设高比例可再生能源发电基地扫清障碍；要加快电价改革和分时电价体系的建设，促进光伏电站站内储能的发展。”

以光伏电站的站内储能为例，王斯成认为，高渗透率的储能应用必须伴随电力市场分时电价的完善。“有充分的电力市场化交易和分时电价体系就会有利润空间，也就有安装站内储能的内生动力和积极性。此前，有一些省份出台过一些强制性配置光伏站内储能的政策要求，但最终都不了了之。在这个环节，肯定不能靠政策强制，要做的是给企业利润空间，要靠市场化、商业化的手段去启动和推广。”

除外部环境的激励，行业也将“后平价”时代的发展聚焦于自身实力的提升。

“在即将到来的‘十四五’，我们更应该关注行业内是否存在颠覆性的产品以及可能的影响。”水电水利规划设计总院新能源部副主任王霁雪表示，依靠技术和产品的创新升级，才能让中国的新能源产业持续发展并在国际市场上保持竞争力。

特变电工新疆新能源股份有限公司总经理张建新深有同感。“目前，新能源正处于实现平价上网的关键期，面临着电网消纳空间限制、电网协同稳定性不足等问题。同时，传统扩产降本的竞争模式已转向技术制胜的博弈。要实现未来风电、光伏高比例部署，技术创新、迭代无疑是非常关键的。”

为此，据张建新介绍，特变电工新能源正在加大技术研发投入，从而推动新技术和新产品应用，降低光伏、风电系统的技术成本。“例如，在光伏发电领域，特变电工新能源开发了目前行业内大功率228kW组串式逆变器，LCOE降低3%以上；在智能运维方面，我们开发了TB-eCloud云平台，电站应用可提升运维效率10%，提升发电量2%，降低度电成本4%。

目前已接入光伏、风电项目容量超200万千瓦。”“归根结底，平价上网不是光伏、风电发展的终点，而是一个全新的起点。我们需要顺应时势而变，克服发展中的困难，真正进入高比例可再生能源新时代。”张建新说。

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