今年初，財政部、國家發改委、國家能源局三部委聯合下發了《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》（財建[2020]4號），光熱行業同仁看了之后是哀鴻遍野，覺得前途一片灰暗。

（來源：微信公眾號“CSPPLAZA光熱發電平臺”作者：盧智恒）

首先，整個文件的中心思想，就是要將可再生能源發電項目的收入方式從原本的財政補貼方式轉向市場收益方式，簡單地說，就是政府要甩包袱了。這一點就使很多人發愁了：光熱項目下一步不靠財政補貼的話，出路在哪里？原文中的部分內容，其實已經透露了將來光熱項目出路的一些端倪。逐一細讀體會如下：

一、完善現行補貼方式

（一）以收定支，合理確定新增補貼項目規模。根據可再生能源發展規劃、補助資金年度增收水平等情況，合理確定補助資金當年支持新增項目種類和規模。財政部將商有關部門公布年度新增補貼總額。國家發展改革委、國家能源局在不超過年度補貼總額范圍內，合理確定各類需補貼的可再生能源發電項目新增裝機規模，并及早向社會公布，引導行業穩定發展。新增海上風電和光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，按規定完成核準（備案）并于2021年12月31日前全部機組完成并網的存量海上風力發電和太陽能光熱發電項目，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。”

以收定支，目的很明了，就是為了防止可再生能源補貼資金缺口的進一步擴大，畢竟光熱項目如果是享受補貼電價，是要從可再生能源補貼資金中分錢的。“新增海上風電和光熱項目不再納入中央財政補貼范圍”這一句，普遍被大家理解為光熱項目已被一刀切，行業夢想已告破滅。然而，我覺得這樣的理解有些不合邏輯。

從國家層面來看，要控制的是補貼資金的總量，簡單地來講，就是不管補給誰、補多少，總的錢數不能超過某個總規模數字。國家發改委和能源局要做的事情呢，就是要確定補給誰、補多少。但是，如果是在所有的待選項目中篩選獲得補貼的“幸運兒”，有什么特別的理由要把海上風電、光熱項目排除在外嗎？畢竟這個補貼資金不叫“光伏、陸上風電、生物質的補貼資金“，它是適用于所有可再生能源項目的。

要選，應該是大家公平地一起選，只要你需要補貼的理由夠充分、能服眾，譬如光伏可以扶貧，光熱項目也一樣可以扶貧，這都是可以成為待選項目的。

所以，這一點不應把它理解為海上風電、光熱項目已被排除在將來可再生能源年度補貼總額的范圍之外，而是說新增的海上風電、光熱項目不會“自動地”、“單獨地”納入中央財政補貼范圍，它們會與光伏、陸上風電、生物質項目一樣，要么一起接受篩選作為年度新增補貼總額范圍內的待選項目，要么就一起平價上網。

“按相應價格政策納入中央財政補貼范圍”這個也是行業討論較多的地方，大家最近都催促政府盡快出臺光熱項目的價格退坡政策，明確退坡電價。但是，我認為這樣做是吃力不討好。光熱項目的現有價格政策就是“發改價格〔2016〕1881號”文件，其中提到了：

標桿電價1.15適用于目錄中的所有光熱示范項目；2018年12月31日前投運的項目執行該標桿電價；2019年以后國家將適時完善光熱發電價格政策。
推理過程如下：

目前的存量太陽能光熱發電項目屬于光熱示范項目嗎？屬于，所以標桿電價1.15適用于目前的存量光熱項目。2018年12月31日前投運的光熱項目執行標桿電價，有說2019年1月1日之后就不執行標桿電價了嗎？沒有。2019年后會適時完善價格政策，現在有新的價格政策出臺了嗎？沒有，那就是仍按原定價格執行。所以，根據“法無禁止即可為”的思想，我得出的結論是：目前的存量光熱示范項目電價仍然是1.15，并沒有退坡。
所以我就納悶了：為什么我們一定要催促政府盡快出臺一個新的退坡電價呢？是嫌1.15太高了嗎？如果不是，我們現在要做的應該是把握2021年底之前這段時間，盡快推動存量光熱項目，而不是去推動政府出臺一個退坡電價，否則連這個財政補貼的最后機會也悄悄地溜走，過了這村，就沒這店。“（二）充分保障政策延續性和存量項目合理收益。已按規定核準（備案）、全部機組完成并網，同時經審核納入補貼目錄的可再生能源發電項目，按合理利用小時數核定中央財政補貼額度。對于自愿轉為平價項目的存量項目，財政、能源主管部門將在補貼優先兌付、新增項目規模等方面給予政策支持。價格主管部門將根據行業發展需要和成本變化情況，及時完善垃圾焚燒發電價格形成機制。”

“按合理利用小時數核定補貼額度”，簡單地講，就是對于一個項目在一個地區每年該發多少電，主管部門心里有數。有了這個數，可能會堵死一部分項目想通過擴充規模而多發電、多申領財政補貼的路子，但從另一方面來看，對于那些達不到這個數的項目來說，是可以多優化配置、多提升運行水平，更好地向這個目標靠攏。這部分的補貼是在財政預算中的，就看你有沒有本事拿全了。

“自愿轉為平價項目的存量項目”，再次體現了政府要把想將可再生能源從財政補貼向市場收益轉制的思想。但問題在于，市場是以利益為先的，要想項目自愿轉制，就必須建立相應的市場收益機制來彌補原本享受財政補貼的利益損失。所以政府應當做的事情，是盡快建立和完善這些相應的市場收益機制，而不是吊起“補貼優先兌付、新增項目規模”這樣的胡蘿卜。

要知道，這兩個胡蘿卜在邏輯上都是有問題的：補貼兌付本來就是政府應當履行的義務，由于前期辦事不力導致補貼拖延，是一種失職，在合同中相當于違約，是不適宜拿來作為談判籌碼的。

至于新增項目規模，邏輯也很簡單，如果是享受財政補貼的新增項目，補貼仍然會被拖欠，投得越多被拖欠的就越多，這樣的市場邏輯應該是不成立的；如果是平價上網，分兩種情況，一種情況是平價能夠支撐項目自身的成本，項目可以盈利，由于不牽涉財政補貼而且又符合國家清潔能源大戰略，投資者自然是能投多少就投多少，這是市場自發行為，根本不需要什么“支持政策”；另一種情況是平價不能支撐項目自身的成本，項目無法盈利，這時又沒有市場收益機制來彌補成本缺口，任你批準多大新增規模都沒用，因為不盈利的項目投資者不會投，這也是市場自發行為。

所以說無論是哪種情況，不需要給出什么支持政策，政府只要好好地把相關的市場收益機制建立和完善起來，通過這些市場機制承接原有財政補貼的收益，原有項目才有可能考慮是否自愿轉為平價項目，這樣財政補貼的負擔才有可能減輕。“（三）全面推行綠色電力證書交易。自2021年1月1日起，實行配額制下的綠色電力證書交易（以下簡稱綠證），同時研究將燃煤發電企業優先發電權、優先保障企業煤炭進口等與綠證掛鉤，持續擴大綠證市場交易規模，并通過多種市場化方式推廣綠證交易。企業通過綠證交易獲得收入相應替代財政補貼。”綠證是可再生能源項目由財政補貼轉向市場收益的重要工具，上述最后一句話也印證了這一點，這個也是第（二）條提到的政府應當盡快完善的市場機制之一（之所以說之一，是因為還有另外一種機制，將在文末討論）。綠證從2017年2月正式核發至今，都是采用“自愿認購”的形式，而且資料都是在網上公開的。

自愿認購，也就是沒有強制性，放在我國具體的國情之中，結果自然就是除了極少數有崇高信仰的以外，大部分的個人或企業都不會花錢去購買。這就造成了綠證賣家熱情高漲、買家態度冷淡的尷尬局面，也是綠證交易市場飽受詬病的焦點之一。

破局的方法就是從自愿購買改為強制購買，也就是這一條所說的“配額制”，發電企業需要生產一定配額的綠證電力，消費企業需要消費一定配額的綠證電力，這樣綠證交易市場的規模才能真正擴大，才會有之后各種與綠證掛鉤、多種市場化方式的可能。

在財政補貼逐步削減的大前提下，綠證交易對光熱發電行業肯定是一個利好，但要做到光熱行業真正從綠證機制中受益，除了配額制以外，我建議： 1）擴大允許申領綠證的項目范圍，目前只有納入國家可再生能源電價附加補貼目錄的陸上風電、地面集中式光伏電站項目可以申請綠證，這樣相當于剝奪了光熱項目通過綠證收入替代財政補貼的機會，因此應當將綠證項目范圍擴展到涵蓋所有投運的光熱項目，這樣光熱項目才有可能享受得到綠證帶來的好處，特別是對將來不再享受中央財政補貼的光熱項目；

2）取消綠證掛牌價格的上下限，完全應由市場來確定交易價格；

3）考慮按照峰谷時段制定不同的綠證種類，而不是按照目前的發電類型來分類，因為峰谷時段反映的思想是“同量不同質“的市場供求關系變化，與市場化改革的大方向相一致的。

二、完善市場配置資源和補貼退坡機制

（四）持續推動陸上風電、光伏電站、工商業分布式光伏價格退坡。繼續實施陸上風電、光伏電站、工商業分布式光伏等上網指導價退坡機制，合理設置退坡幅度，引導陸上風電、光伏電站、工商業分布式光伏盡快實現平價上網。

（五）積極支持戶用分布式光伏發展。通過定額補貼方式，支持自然人安裝使用“自發自用、余電上網”模式的戶用分布式光伏設備。同時，根據行業技術進步、成本變化以及戶用光伏市場情況，及時調整自然人分布式光伏發電項目定額補貼標準。

（六）通過競爭性方式配置新增項目。在年度補貼資金總額確定的情況下，進一步完善非水可再生能源發電項目的市場化配置機制，通過市場競爭的方式優先選擇補貼強度低、退坡幅度大、技術水平高的項目。”

第（四）條提到了價格退坡機制，覆蓋了光伏、陸上風電、工商業分布式光伏三種電站，但并未提及光熱項目和海上風電，這與我們在第（一）點的分析是互相印證的：政府壓根就沒想著現在就給光熱項目出臺個退坡電價，那我們干嘛還要催著政府做這件事情呢？沒有新的價格政策，那就一切按原有價格政策來執行就是了。

第（五）條雖然和光熱項目沒有直接關系，但要知道，新增的戶用分布式光伏項目是納入年度新增補貼總額范圍的，也就是要從補貼總額中分掉一部分的，所以戶用分布式光伏項目其實是競爭對手，而且是一個受政策傾斜的優勢種子選手。但我一直認為，靠近用能中心的分布式光伏才是光伏使用的正確打開姿勢，比起那些遠離用能中心的集中式光伏電站，它的總體社會成本更低，而產生的社會效益更高，我個人是舉雙手贊成的。

第（六）條進一步論述了第一點中主管部門在如何選取能夠納入年度新增補貼總額范圍的可再生能源發電新增項目的入選標準，就是三點——補貼強度低、退坡幅度大、技術水平高。

對于光熱項目來講，技術水平高這一點比較容易達成，但補貼強度低、退坡幅度大這兩點尚且需要業內人士的共同努力。同樣，這里重點只強調了通過競爭性方式配置新增項目，并沒有特意將海上風電、光熱項目剔除在外，所以再次說明，將來的新增光熱項目也是有機會入選年度財政補貼項目的。

三、優化補貼兌付流程

（七）簡化目錄制管理。國家不再發布可再生能源電價附加目錄。所有可再生能源項目通過國家可再生能源信息管理平臺填報電價附加申請信息。電網企業根據財政部等部門確定的原則，依照項目類型、并網時間、技術水平等條件，確定并定期向全社會公開符合補助條件的可再生能源發電項目清單，并將清單審核情況報財政部、國家發展改革委、國家能源局。此前，三部委已發文公布的1-7批目錄內項目直接列入電網企業可再生能源發電項目補貼清單。

（八）明確補貼兌付主體責任。電網企業依法依規收購可再生能源發電量，及時兌付電價，收購電價（可再生能源發電上網電價）超出常規能源發電平均上網電價的部分，中央財政按照既定的規則與電網企業進行結算。

（九）補貼資金按年度撥付。財政部根據年度可再生能源電價附加收入預算和補助資金申請情況，將補助資金撥付到國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司和省級財政部門，電網企業根據補助資金收支情況，按照相關部門確定的優先順序兌付補助資金，光伏扶貧、自然人分布式、參與綠色電力證書交易、自愿轉為平價項目等項目可優先撥付資金。電網企業應切實加快兌付進度，確保資金及時撥付。

（十）鼓勵金融機構按照市場化原則對列入補貼發電項目清單的企業予以支持。鼓勵金融機構按照市場化原則對于符合規劃并納入補貼清單的發電項目，合理安排信貸資金規模，切實解決企業合規新能源項目融資問題。同時，鼓勵金融機構加強支持力度，創新融資方式，加快推動已列入補貼清單發電項目的資產證券化進程。”

第（七）條說的是以后所有的可再生能源項目，無論是不是享受財政補貼，都要自行到管理平臺上填報申請信息，這符合當今網絡化辦事的便捷流程。這里還提到了“電網企業根據……原則，……確定并公開……項目清單”，與第（一）條結合理解，就是要確定每年哪些具體項目會入選新增補貼總額，具體操作起來可能是財政部確定當年補貼的總規模，國家發改委、能源局確定分配給每一種類型的可再生能源項目補貼規模，譬如風能xx億，太陽能xx億，生物質能xx億，而最后哪些具體項目能夠入選，審批權限則下放到電網企業，也就是“上頭定規模，電網定項目”。

這種權力下放的原因，一方面當然是可以減輕國家中央部委的工作量，另一方面應該是考慮到電網企業會更清楚電網中負荷調配的具體需求，從而更合理地選擇各種類型的可再生能源配比，力圖解決可再生能源的消納問題，因為消納是目前可再生能源最突出的問題。

根據我的判斷，前期在太陽能類型中，電網企業會更多地選取光伏，因為價格低廉，但越往后，隨著火電比例降低和調峰潛力開發殆盡，能夠符合調峰調度需求的光熱項目會逐步受到青睞，因為電網友好這個特性，不能只靠吹，是要真刀真槍實現的。

第（八）、（九）兩條說的都是補貼兌付的問題。簡單地說，燃煤脫硫標桿電價以內的部分，電網企業能夠做到按月結算兌付，而對于超出燃煤脫硫標桿電價的補貼部分，則需要等每年底一次的年度結算和撥付。

在此我可以以自然人分布式光伏項目業主的身份告訴大家，即使是處于兌付隊列較高的優先級別，當年發的電，最快也要次年4月份左右才能拿到財政補貼的錢，所以對于那些兌付優先級靠后的可再生能源項目，在次年下半年才拿到補貼是很常見的事，稍微拖一拖還會到第三年，也就是發電補貼兌付的時長至少為7~19個月（19個月對應的是一月份發的電，而7個月對應的是十二月份發的電）。

所以，在制訂投資項目的財務模型時，應考慮此兌付因素對項目現金流的影響，并且留有一定的余地。事實上，兌付進度滯后的癥結不在于電網企業，而在于中央財政補貼撥付資金的速度。所以，我們應向政府提出以下建議：

應盡力縮短補貼資金的撥付周期，改為按半年、或按季度撥付，以切實減輕項目業主的現金流壓力，其實這也是變相降低項目融資成本。

第（十）條，說的是新能源項目如何實現融資。這是一個老大難問題，其實這也不能全怪金融機構，畢竟國內的商業性金融機構也是遵循市場風險規律辦事，首先它們習慣了只向國有企業提供無抵押貸款授信的做法，因為歷史經驗證明這是風險最低的；其次之前固定的存貸款基準利率市場給予了它們足夠安逸的生活，固步自封不思進取，不愿意冒風險去接受新事物，開拓新業務。因此，這需要整個金融行業的改革。

目前放開利率浮動限制、啟用LPR等一系列利率市場化改革措施，都是金融行業改革的喜人進步，只有在市場生存壓力下，金融機構才會有心思、有動力開拓新業務。當然，這是金融行業的市場化改革，我們除了寄望越來越好以外，好像也無法做些什么。但對于可再生能源項目，至少有一點我們是可以做的，就是上面說的建議政府縮短補貼資金的撥付周期，這是金融機構在評估項目貸款時經常提出的問題。因為誰都清楚，對于財政補貼的項目，沒有補貼的盡早到位，還本付息是實現不了的。

四、加強組織領導

促進非水可再生能源高質量發展是推動能源戰略轉型、加快生態文明建設的重要內容，各有關方面要采取有力措施，全面實施預算績效管理，保障各項政策實施效果。各省級發改、財政、能源部門要加強對本地區非水可再生能源的管理，結合實際制定發展規劃。各省級電網要按照《中華人民共和國可再生能源法》以及其他政策法規規定，通過挖掘燃煤發電機組調峰潛力、增加電網調峰電源、優化調度運行方式等，提高非水可再生能源電力消納水平，確保全額保障性收購政策落實到位。”

文件的最后一條提到了電力消納，著重強調了三種實現途徑——燃煤機組深度調峰、增加電網調峰電源、優化調度。

為什么要提消納？因為“棄風、棄光”。

為什么要“棄風、棄光”？因為無法調度調峰。

讓燃煤機組深度調峰與優化調度，我理解這兩個是一個意思，目的都是為光伏、風電讓路，讓它們在能夠多發時就多發，盡量提高電網中清潔能源發電量的比重。到了光伏、風電無法多發的晚高峰時段，就重新讓燃煤機組增加出力，把出力“頂”上去。

增加調峰電源，一方面是在光伏、風電能夠多發電時，讓它們多發，并設法把清潔電力儲存起來，譬如儲能系統；另一方面在晚高峰時段，把儲存的清潔電力再釋放出來（譬如儲能系統），或者讓機組快速啟動把出力頂上去（譬如天然氣調峰電站），以彌補光伏、風電的出力缺口。

但隨著火電比例逐步降低的大趨勢，通過燃煤機組進行深度調峰的總體能力會越來越小，我們又無法回到“有多少間歇性電源就上多少火電調峰配套”的年代，那么越往后，解決問題的途徑貌似就剩下了增加調峰電源一個，因為你如果沒有調峰電源，再怎么優化調度都沒用，“巧婦難為無米之炊”。這里插一句，光伏、風電的短時出力預測技術，是可以減少對電網的沖擊，讓電網能夠提前一些對間歇性有所準備，但出力預測不是電力調度，因為它說到底還是一種被動發電的播報，無法通過主動控制的方式來響應電網的發電要求。

我覺得，以上是一種將清潔發電和調峰調度兩個問題分開解決的思路，也就是光伏、風電解決清潔發電的問題，而調峰電源解決調峰調度的問題。然而，我們能不能轉換一種思路，用一種可調峰調度的可再生能源，一次性把這兩個問題都同時解決了呢？答案是肯定的，光熱就有這樣的潛質。

光熱最大的優勢，就是可輕松儲能調度，而且儲能時間可以很長，所以無論是作為獨立發電的可再生能源電站，還是“光伏+光熱”的混合電站，或者是多種能源互補的清潔能源綜合發電基地，光熱都是不可或缺的一部分，都是可以承擔調峰調度任務的清潔電源主角。因此，我認為這一條內容恰恰是整個文件對光熱發展最大的利好和支持，所以我們不應對行業的未來喪失信心。作為國內剛起步不久的光熱發電，成本壓力肯定是已經發展了十余年的光伏、風電沒法比的，目前可再生能源整體市場又面臨著由財政補貼向市場收益的歷史轉折點，如何解決光熱行業后續的發展，是我們不可回避的問題。既然政府是這個歷史轉折的主要推手，作為甩掉財政補貼包袱的“代價”，主管部門應當盡快著手建立和完善替代財政補貼的相關市場收益機制，前面提到的綠證是一個，而以下是另一個機制——電力現貨交易市場，這也是5年前國內啟動的新電改的目標。

電力現貨交易市場，說白了就是類似股票公開報價交易市場，里面的“股票”就是針對當天的、第二天的不同時段及實時的電力商品，供求雙方實時報價并被撮合交易，所以這是完全由市場定價的電力交易機制，它反映的是“同量不同質”的市場供求關系變化對電價的影響。

可以簡單想象一下，當白天時段陽光充足，各光伏電站大量發電，電力供應過剩，為了盡快售出電力，發電商會壓低電力報價，從而使整體電價水平下滑。到了晚高峰時段，太陽下山，光伏出力下降，涌現電力缺口，而用戶用電需求大量增加，供不應求，為了獲得電力，采購商會提高采購報價，從而使整體電價水平上升。最終的結果，就是在不同的時段，電力價格會上下波動，出現峰谷差別。這個峰谷電價差價，能夠為包括光熱項目在內的所有調峰電源，或者其它所有儲能電站帶來盈利的機會。

而且，由于這個是實時市場交易報價，就無需主管部門花費三年五載、絞盡腦汁去研究一個“合理”的峰谷電價，因為一切都由市場說了算。根據國外經驗，電力交易市場中的峰谷電價區間在0.5~3倍的基準水平范圍波動是常見的事情。

現在，包括某些省份已實行的電力調峰輔助服務補貼，以及遲遲不見蹤影的發電側峰谷上網電價，在將來的電力現貨交易市場中都是能一起解決的問題，而且是市場定價，無需主管部門干預制訂價格。可以預期，一旦這樣的電力現貨交易市場機制成熟，光熱項目就可以通過自身的技術優勢，優先保證全部高峰發電時段和部分價格較高的發電時段，避開價格較低的發電時段，使電站收益實現最大化，從而才能最終“自食其力”，真正通過市場收益擺脫對財政補貼的依賴。

此外，在建立電力現貨交易市場機制時，我建議： 1）制定獎罰分明的規則，對于寡信失約的供應商，應有嚴厲的罰則；對于誠信守約的供應商，應考慮獎勵，譬如給予交易成交費用的不同折扣；

2）對于已享受財政補貼的項目，應當限制進入電力現貨交易市場，或從實際成交的電力價格中，扣除重復的部分收益。

綜上所述，對下一步光熱項目的發展，我得出的結論是：

1）目前存量的光熱項目，電價仍然是1.15，投建截止日期被放寬到2021年12月31日。因此，我們應當抓緊時間，盡快啟動建設這些存量項目。2022年開始，光熱項目不再享受1.15的電價，它會與其它可再生能源項目一起，競爭入選每年新增補貼范圍的名額，沒入選的就走市場定價的路子。

2）對于享受財政補貼的光熱項目，應建議政府進一步縮短補貼資金的撥付周期至半年或每季度，這樣可以切實減輕項目的現金流壓力，也是變相減少項目融資成本。

3）對于轉向市場收益的光熱項目，綠證是彌補一部分原財政補貼的一種市場收益機制。落實配額制、擴大綠證覆蓋范圍、完全市場定價，是光熱項目能夠切實從綠證交易受益的關鍵。此外，我們還應爭取按不同時段制定綠證種類的可能，以體現“同量不同質”的市場化思維。

4）電力現貨交易市場是彌補原財政補貼的另一種市場收益機制，電價完全由市場公開報價確定，設有獎罰分明的嚴格規則，并對已享受財政補貼的項目進入交易市場作出合理限制或進行收益扣減。光熱項目充分發揮自身的技術優勢，利用不同時段的交易電價，實現收益最大化，真正通過市場實現項目的盈利。

5）主管部門在甩掉財政包袱的同時，應致力于推動和完善綠證、電力現貨交易市場的建設和制度，以實現可再生能源項目從財政補貼模式向市場收益模式的順利轉變。