情景一：光伏行业的发展丝毫不受影响，无补贴项目极大提速，新的商业模式愈加具有竞争力，电网输电成本愈加难以回收，我国吹响了电网“死亡螺旋”开始的号角。

必须承认，过去管制的标杆电价体系无法跟上实际的风电光伏的成本变化动态，有些时候存在着过度激励。但是，这种调整是否属于超调，无疑是仁者见仁智者见智。

这种情景下，光伏行业不受补贴强度下跌影响，维持过去5年超过30%的高增长。同时，新的额外配套政策极大地降低了光伏行业的其他成本，特别是电网输电费、土地费用等。无补贴项目极大提速，基于自我平衡的“点对点”、“点对增量配电网”等交易层面的安排，极大的降低了过网费水平，并且规避了输电费。

分布式光伏市场交易，将极大挑战目前的电网、特别是输电网的基于度电商品的定价模式。系统总体的稳定与平衡是全体用电者的福利，是一种社会公共品。但是，所谓分布式光伏市场化交易，将免除输电网端的成本分摊。所以，每推进一份，那么承担大的输电成本回收的用户将少一份，剩余用户的负担将增加一份。

例如，目前的用户所缴纳的电费（比如0.6元/kWh），其中至少一半是输配电成本与税费（0.3元/kWh），即使考虑到分布式交易也不会豁免税费（税费是从价税，税基越大税越多），那么其规避的输电网成本也将在0.1元以上。那么，每发展1MW的光伏市场化交易(比如年小时数1200小时)，意味着其他用户的负担需要每年增加12万元。因此，需要进一步提高输电网由于利用率下降造成的单位成本上升的回收力度。

这颇有点像美国光伏用户出现之后讨论的电网“死亡螺旋”——用户因为电网费用高昂脱网，比例越大，剩余的用户的费用更高，从而愈加强化脱网的激励。只不过，美国的部分地区，电网的费用对于大用户，往往还是以容量收费的（也就是不管用多用少，根据容量掏钱），更像一种服务，而不是根据消费量计算的能源商品。而我国，输配电价核定之后，所有的输电费往往是跟用电量成正比的。这本质上调整了电网的盈利模式与成本回收模式。

这种用户的直接交易在财务层面的确认，在国际上也属于创举与法律规则方面的重大改变。这种情况下，我国的分布式发展无疑将极大提速，而电网的投资停滞不前。这其中是否意味着风险，是一个未知的问题。

情景二：光伏安装量出现断崖式下跌，缺乏补贴难以为继。与此同时，电网“保证利用率”无法承诺，项目在财务可行性与入网方面同时陷入停滞。

理论上，一个电源是否具有竞争力，永远是跟自身的市场价值（也就是避免的成本）相比而言的。在一个电源普遍过剩的环境下，额外的新增机组避免的成本很低（要大大低于煤电的流动成本，更不要说超过全成本的标杆电价了）。此外，分布式电源还面临着交易成本高等问题，在缺乏补贴的情况下，盈利能力发生大幅下降。

这种情景下，光伏装机水平将停滞不前。重要的是，此前一直持社会普遍服务积极支持的电网出现了变化。电网承诺消纳程度的政府政策使得电网最好的选择是“不承诺并网”。

“消纳条件”这个词在最近几年的政府文件中仍旧具有很高频率的体现，无论是当前的这一文件，还是之前的《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，还是更早的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》。这些文件往往都要求，新的项目电网必须出具明确的“保证消纳”的确认。

在开放市场条件下，不存在具备消纳条件与否的问题，因为市场是大家共同的，就比如一条路并不是给新增车辆专门修的一样。那么，这要成为一个问题，必须是在技术上证明，这种消纳新的可再生能源，会危及电网与电力系统安全。否则，就不能基于“先来先得，后来就没了”的反统一开放市场原则，拒绝新增与新建的可再生电力（也包括煤电）。

目前的这种模糊不确切、存在过度解释与对电网过高要求的设计在这种情景下，危及了可再生能源发展自身。光伏在自身财务与入网方面出现了新的巨大障碍，装机量出现了大幅下滑。

从而，我国的电源结构的变化出现趋缓迹象。

情景三：基于行业与政府的讨价还价，政策本身有所松动，走出了一条中间道路，维持降低的补贴，但是扩大的补贴规模，使得能源转型缓慢但是稳健。

在今年晚些时候，分布式装机享受补贴的部分从1000万千瓦扩大若干倍，跟去年有一个较为平滑的过度。与此同时，电网的过网费问题得到方法论上清晰的处理，“具备消纳条件”有了更加清晰的界定，壁垒程度存在但是有所下降。

与此同时，政府的生态文明发展姿态不断强化。处于行业可持续发展考虑，补贴账户规模有所扩大。相应的配额制政策有了“牙齿”，从而为更低补贴强度的可再生能源发展提供了现实条件。

总结——哪种情景是最可能的？

笔者无意对超过半年的事情做任何预测，因此上述的三种情景都存在一定的可能性。

从政策主动建言与倡议书视角，我们无疑希望更加透明的讨论，更加透明的政策制定与实施过程（比如任何政策必须给予半年以上的准备期与宽限期），更加透明的用户与电网的互动，更加透明的过网费与“消纳能力”方法论核算标准。