光伏政策的调整对于全社会意味着什么?希望有更加透明的讨论，更加透明的政策制定与实施过程。
6月1日，国家发展改革委、财政部、国家能源局三部委联合发布《2018年光伏发电有关调整的通知》，对光伏产业的价格手段与规模控制政策进行了调整。
该通知做出的调整，在行业看来，程度是巨大的。这一通知，引发了社会各界基于各种视角的讨论，也是光伏上市公司股价异常下跌的一个诱因。
这些讨论特别包括：政策的出台与执行同时进行，是否符合操作性合理原则?该不该补贴光伏?补贴的正当性与程度是否合适?不补贴是否合理?光伏产业，特别是设备厂商，是否能够经受这一调整?未来的补贴持续退坡，所谓的"平价上网"项目需要何种条件?对于分布式光伏，所谓的配电网内市场化交易的过网费如何核定是合理的?大企业小企业是否加速行业整合?
这些问题涉及到了政策视角与视政策环境为给定的企业视角，有的时候二者混杂在一起。本文拟在这些讨论的基础上，从政策的视角来谈谈这种政策变化带给全社会(而不单单是光伏产业)的长期(比如3-5年乃至更长)影响，以及其中几个可能的关键变量，也包括电网潜在的重要角色。
政策是否调整须基于公共利益而不是基于光伏行业可能的影响
这次政策调整，从目前得到的信息来看，主要在于政府补贴资金的缺口。不高于2分/度的可再生补贴强度，俨然已经成为一个政治性的目标。其背后的逻辑似乎是之前的所有政府性电价附加补贴，包括三峡、脱硫脱硝等，都基本在这一水平。
事实上，公共政策视角的讨论，从来不应该基于其分布式影响而展开。光伏政策的讨论上，我们又发现了很多对光伏产业的道德指责，比如"都享受了这么多年补贴了，不该区别对待";"光伏行业发展取得了巨大成绩，需要反映政策出台对行业、企业及资本市场带来的影响"。这些都冲散了这一问题的关键：政策调整对于全社会意味着什么?
如果调整对全社会有益，那么即使"光伏产业躺着中枪"，那也是第二步的问题;如果维持稳定足额的补贴装机规模对全社会有益，那么光伏搭个便车受益，成为高利润新兴产业，那也无可非议。
政策调整是否具有正的公共利益需要进一步分析
这一政策调整是否对全社会有益，这不是一个容易回答的问题。因为这种调整有正的社会收益，也有负的社会收益。最后的结果往往是不确定的，特别是这些因素：
因为政策调整，光伏行业是否会经历"创造性的毁灭"，内生出更低的成本与更高的竞争力?没有装机量的积累，是否属于缘木求鱼?
是否光伏行业的风险急剧上升，引发融资成本与收益率(因为风险溢价)要求的提升，从而进一步恶化成本情况，丧失发展的动能?
这种政策调整，跟其他政策互动，比如分布式光伏市场化交易，是否催生了新的市场与商业模式，有力地提速了能源转型，还是本质上摧毁了既有产业的盈利模式，陷入了死锁?
在分布式发展中处于重要地位的电网，在这一讨论中缺位了。电网"保证消纳"的要求是过分了，还是利用率的保障?
未来几年风光装机量是不受影响，还是出现了大幅度的停顿?未来的政策是否会有一定的回调，从而对市场与行业形成安抚?
这些问题，都是从政策视角需要密切关注、研究模拟并及时讨论的。我们将在这些方面继续跟进。以下，我们通过三个情景对这些问题进行可能的展望。
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。
