国家发改委、国家能源局近日公布的风电、光伏发电无补贴平价上网政策将在补贴退坡背景下继续支撑中国风电、光伏行业的发展。距离业内普遍认为的风光电脱离补贴扶持、实现平价上网的时间点仅剩两年，新的无补贴平价上网政策将在余下的时间窗口为扫清消纳、非技术成本等最终障碍探索经验。业内人士认为，新政提出的降低光伏非技术性成本等举措在操作层面仍面临一定难度，政策有待细化，否则实施效果上会打折扣。
随着风电、光伏发电成本不断下降，度电成本相比于火电的优势已逐步显现。由中国光伏行业协会主办、1月17日在京举行的“光伏行业2018年发展回顾与2019年形势展望研讨会”上，水电水利规划设计总院徐国新副处长提出，目前部分地区投资测算时风电、光伏已基本具备发电侧平价上网条件，但风电光伏长期运行可能存在弃电限电、参与市场化降价交易等风险，也存在着被征收附加税费等风险。降低非技术成本和运行期风险，是风电、光伏实现平价上网必须跨越的绊脚石。
前述国家发改委、国家能源局联合印发的《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（下称《通知》）要求地方政府、电网企业在降低非技术成本、保障新能源电力消纳等方面支持平价上网、低价上网试点。土地成本、资金成本、接入工程等非技术成本一直令光伏企业不堪重负。据瑞银证券统计，目前一些项目的非技术成本可高达0.5-1元/W，占总装机成本的10-20%。《通知》要求，对无补贴平价上网项目，避免不合理的收费，要求各地在土地利用及土地相关收费方面予以支持。
徐国新认为，过往实践中，类似的土地政策在光伏领跑基地取得了理想效果，重要原因是奖惩措施明确、约束力强，比如地方政府若不遵守承诺，后续普通项目安排会受到影响等。但本次平价上网政策缺乏后续奖惩措施，实施效果上可能打折。
彭博新能源财经亦分析称，地方政府支持可再生能源发展的主要动力之一是项目可以带来投资并拉动就业，此外还有土地租金收入，同时带动相关基础设施建设等。无补贴政策将压缩项目收益，禁止地方政府的附加条件，使得地方收益的空间减少。这将令无补贴政策的落实面临挑战。
新政还使得可再生能源企业和电网企业的关系发生变化。在涉及电网的环节，《通知》提出执行固定电价收购政策和强化全额保障性收购政策，同时明确由电网企业建设接网工程。
其中，文件首次提出与电网企业签订长期固定购电合同。对风电、光伏发电平价上网和低价上网项目，按项目核准时的煤电标杆上网电价或招标确定的低于煤电标杆上网电价的电价，由省级电网企业与项目单位签订固定电价购售电合同，合同期限不少于20年，在电价政策的长期稳定性上予以保障。
电网企业通过何种途径来对冲20年的成本波动，目前还不得而知。有电网企业人士对澎湃新闻称，20年固定电价协议签订对双方都存在风险，在实际操作中不会这么简单，合同签订时会有附加条款。
全额保障性收购能否落实也有待观察。光伏咨询机构SOLARZOOM新能源智库分析称，政策中虽提出全额保障性收购，但在电力安全问题面前，这一点约束力不强。政策中已经提到了如果出现限电情况该怎么处理的问题，更是印证了全额保障性收购要求的约束力之弱。徐国新认为，政策虽首次提出对限电电量通过给予有限发电计划获得补偿，但在操作上比较复杂，是后续实施的关注重点。
据徐国新介绍，经测算，除四川、贵州等光照资源条件一般的省份和西北地区电价较低的省份外，2020年全国大部分地区光伏电站都可实现无补贴平价上网。但上述结论的成立需满足三个边界条件，即：“三北”地区弃光率得到有效控制，低于5%；光伏全部上网电量得到保价保量收购；2020年光伏单位千瓦造价下降超过20%，即光伏造价下降到3.6元/千瓦以内。
