主题：国家发改委鼓励不需补贴的风光项目

光伏风电迈入平价上网时代 新政落地尚待电网详版政策
2019年01月13日 02:52来源：华夏时报

摘要
1月10日，光伏风电板块大涨，易成新能、隆基股份、嘉泽新能涨停，阳光电源、中来股份大涨，通威股份大涨超过7%。在前一日风电、光伏行业迎来了首份无补贴平价上网新政。

　　1月10日，光伏风电板块大涨，易成新能、隆基股份、嘉泽新能涨停，阳光电源、中来股份大涨，通威股份大涨超过7%。在前一日风电、光伏行业迎来了首份无补贴平价上网新政。

　　新政落地


　　[B]1月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《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》)指出，各省(自治区、直辖市)推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目(下称平价上网项目)；在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区，引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目(下称低价上网项目)。[/B]

　　对此，国家能源局解释，该政策是为了积极推动风电、光伏发电高质量发展，促进行业早日摆脱补贴依赖，探索全面平价上网后的政策措施经验，在前期试点项目的基础上提出。

　[B]　“中东等很多地区的大型地面电站，欧美及国内东部发达地区的屋顶分布式项目，去年青海的电价低至0.31元/kWh的领跑者项目，实际上已经实现。”保利协鑫能源副总裁吕锦标告诉《华夏时报》记者。[/B]

　　吕锦标进一步表示，“以示范项目的方式，通过降低包括用地、接入和输送各项税费等非光伏技术成本，是可以分区域推开的。”

　　据了解[B]，2017年8月，国家能源局在河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆五省区启动了共70万千瓦的风电平价上网示范项目，目前正在稳步推进建设。2018年3月，国家能源局复函同意乌兰察布风电基地规划，一期建设600万千瓦，不需要国家补贴。同时，光伏领跑者项目招标确定的上网电价已经呈现出与煤电标杆电价平价的趋势。[/B]

　[B]　“平价上网项目和低价上网项目，有关项目不受年度建设规模限制”的规定，则明确了平价项目只是增量，2019-2020年将会呈现指标项目和平价项目并行发展的局面。[/B]

　　[B]国家能源局在10日的解读中明确，平价上网项目及低价上网项目要满足两个前提条件：一是需协调电网企业落实消纳能力后合理确定建设规模，既要确保平价项目的电量能全额消纳，又要做到不挤占现有项目的消纳市场空间；二是平价项目要与风电、光伏发电监测预警管理工作做好衔接，在预警为红色的地区除已安排建设和跨省跨区外送消纳的项目外，暂不组织此类项目建设。与此同时，鼓励风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。[/B]

　　值得注意的是，推动平价(低价)上网项目并非立即对全部风电、光伏发电新建项目取消补贴。

　　国家能源局在解读中表示，在目前还无法做到无补贴平价上网的地区，仍继续按照国家能源局发布的竞争性配置项目的政策和管理要求组织建设，但是这些项目也要通过竞争大幅降低电价水平以减少度电补贴强度。

　　尚待电网出台细则

　　而[B]在《通知》中，电网成为关键因素，要求省级电网企业承担收购平价上网项目和低价上网项目的电量收购责任，按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与风电、光伏发电项目单位签订长期固定电价购售电合同(不少于20年)，不要求此类项目参与电力市场化交易(就近直接交易试点和分布式市场交易除外)。
[/B]
　　国家能源局在解读时还指出，分布式就近直接交易属于一种特殊的电力交易，项目单位与用电单位直接达成电力交易，在严格核定符合分布式电源标准且在并网点所在配电网区域内就近消纳的条件下进行，分布式风电和光伏发电的电力上网、输送和消纳仍以电网企业发挥电网公共平台作用的方式予以保障。

　　中国循环经济协会可再生能源专委会政策研究部主任彭澎告诉本报记者：[B]“电网非常关键，要等电网出台更详细的配套政策。”[/B]

　[B]　“电网要承担并网以及消纳的配套性的问题，还要对冲20年的定价以及波动，可以说电网的配合程度未来将决定平价项目的发展，”[/B]彭澎进一步表示，从这个角度来讲，也是相信一个更加开放的电力市场将会有更清晰的界限，特别是现在电网又迎来了一个新的董事长，明确表示一定要跟随9号文进行电力市场改革。

　　此外，《通知》还明确，在2020年底前核准(备案)并开工建设的风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，在其项目经营期内有关支持政策保持不变。国家发改委、国家能源局将及时研究总结各地区的试点经验，根据风电、光伏发电的发展状况适时调整2020年后的平价上网政策。

（文章来源：华夏时报）

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秦海岩：风电、光伏发电无补贴平价上网政策解读
北极星风力发电网 来源:风能专委会CWEA 作者:秦海岩 2019/1/10 17:08:57

北极星风力发电网讯:新年伊始，国家发改委、国家能源局发布《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》（发改能源〔2019〕19号），从平价项目的组织、建设、运行和监管等方面，对地方能源主管部门、电网企业等提出相应的要求，同时明确平价试点项目的优先上网、全额保障性收购等支持政策，为行业提供了稳定预期，开启了增量市场新空间。《通知》的发布，是2019年我国风电光伏市场的首个利好消息，对推动产业技术进步、提升市场竞争力、摆脱补贴依赖路径，积累平价上网经验具有重要现实意义，同时对于助推风电、光伏发电从补充能源向主流能源转变也具有重要的战略意义。

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国家发改委、能源局发布《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》！

一、平价是可再生能源无法逾越的“成人礼”

本次的平价试点项目是在不动原来各省规划指标奶酪的情况下，在消纳条件较好的区域鼓励企业做增量市场，在延续现有政策的基础上通过创新方式给予产业更好的政策支持，从而帮助产业更加平稳地过渡到平价时代，完成竞争力的根本性“蜕变”。风电光伏是新兴产业，在技术不成熟的发展初期，难以与传统能源直接竞争。通过补贴，可以打破技术锁定效应，推动技术进步，促进产业步入规模化发展，从而逐步降低成本，最终达到去补贴的目的。只有真正做到去补贴，风电光伏才能有足够的实力与传统化石能源展开竞争，并凭借边际成本为零的优势不断扩大市场份额。只有价格降低到让全社会都能用得起时，可再生能源才能得到进一步发展。可以说，“平价上网”是大势所趋，是风电光伏产业发展进程中无法逾越的“成人礼”。

经过十年的补贴激励，我国风电光伏已经具备与煤电等传统能源竞争的能力。据统计，2017年投产的风电、光伏电站平均建设成本已经分别降至7000元/千瓦和6000元/千瓦，比2012年降低了20%和45%。2017年，在河北、新疆等五省区启动的共70万千瓦的风电平价上网示范项目进展顺利，为平价上网提供了很好的“压力测试”。2018年，不需要国家补贴的600万千瓦乌兰察布风电基地纳入规划，所发电量输入京津冀。自2015年以来实施的合计1300万千瓦光伏领跑基地通过竞争配置项目的方式推动成本下降，青海海西州最低中标电价0.31元/千瓦时，已低于当地燃煤标杆上网电价。这些探索实践表明，风电光伏的平价条件基本具备，全面平价时代即将来临。《通知》为具备条件的项目提供了2019、2020年两年窗口期，利用平价和全面竞价之前的政策利好，完成技术实力的提升和各种必要的转变。当然，在中国要实现风电光伏的平价上网，还必须消除弃风弃光限电、各种摊派所带来的非技术成本。

二、政策将为风电光伏平价移除最大绊脚石

随着风电、光伏发电规模化发展和技术快速进步，在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，已基本具备与燃煤标杆上网电价平价的条件。但弃风弃光限电、附加税费、各类违规收费等非技术成本导致企业效益不佳，成为风电光伏去补贴的最大障碍。

因此，《通知》对各地如何优化项目投资环境，降低各项非技术成本提出了明确的要求。要求地方政府优先供应平价项目用地，禁止收取各类资源费或者变相要求企业以产业换资源。要求电网企业按国家法律和政策要求承担接网等配套电网工程建设投资，并与项目建设进度做好衔接；完善支持新能源就近直接交易的输配电价政策，降低中间输送环节费用，低压侧并网项目，减免上一电压等级的过网费。要求电网企业全额收购项目电量，如发生保障小时数之外的限电情况，则给予项目优先发电小时数使其通过优先发电计划电量交易获得补偿。粗略估算，这种发电权交易可以为风电光伏发电企业被限发的电量带来大约0.2元/千瓦时的补偿。上述一系列政策措施为实现风电、光伏发电无补贴发展创造了必要的市场条件。

三、长期购电合同和限电补偿是具有突破性意义的制度安排

本次出台政策的一大机制性突破，是要求省级电网企业与平价试点项目签订不少于20年的长期固定电价购售电合同，以保障投资企业的收益预期。固定电价是当时当地燃煤脱硫标杆上网电价，且不会随着未来煤电标杆价格的变化而变化，这对资本市场而言是一颗颇具疗效的“定心丸”。“稳预期的核心就是稳信心”，信心意味着资本的流向，意味着融资成本的高低，所以说电价确定性对投资决策和融资成本有着巨大影响。只要能满足对回报率的基本需求，即使回报率稍低一些，保险、养老这样的资本也更偏爱签订长期PPA的项目。按照一般规律，投融资机构的长期投资更看重的是低风险下的稳收益，并不追逐高风险下的超高回报。平价项目没有了补贴退坡和发放不及时的不确定性，现金流更加稳定健康，加之弃风补偿、输配电价下降、绿证收益等优惠政策，投资方可据此降低风险评估等级，从而降低贷款利率。

融资成本是企业非技术成本中的一大部分，以风电为例，从全生命周期看，我国风电的融资成本通常占度电成本的25%左右，而目前大多发电企业的融资成本占度电成本的比例普遍在35%左右，远高于国际平均水平。如果企业的融资成本降低，那么其实现平价的能力就会提升。据测算，利息下降1%，资本金内部收益率（IRR）就可以提高2%-3%。所以说，通过稳定收益预期来降低融资成本，撬动度电成本下降的杠杆作用非常明显。

《通知》还提出了若干项增加平价项目收益、放宽市场准入限制等保障措施：一是虽然没有了国家电价补贴，但各级地方政府可以出台地方性补贴政策，不影响平价上网项目的性质认定。二是平价项目和低价项目依然可以获得绿色电力证书，通过出售绿证获得电价之外的收益。三是与发电企业签订长期PPA的电网公司不得要求此类项目参与电力市场化交易，保量的同时也能够保价。四是《通知》鼓励金融机构支持无补贴风电、光伏发电项目建设，创新金融服务产品和模式。五是国家对绿色地区在落实消纳条件的基础上开展平价和低价上网项目建设不设规模限制，由省级能源主管部门负责审批，国家能源局不定期公布项目名单，以监督落实相关政策。

需要再次强调，政策是在原有补贴项目之外，放开市场指标做增量，所以企业不要患得患失，而是应该抓住难得的窗口期，在条件具备的情况下积极先行先试，为全面平价时代的到来做好充分准备，为推动可再生能源向主流能源转变加紧行动。《通知》中在平价基础上还提出可以做低价项目，这应该仅仅是为一些资源条件好，技术先进，实力强的企业提供一个展现自己实力的机会。

历史的伟大变革往往是从一件不起眼的小事发端，最终演变成改变人类命运的洪荒力量。站在十年，二十年后回望2019，今天的平价政策就是一个历史转折的“奇点”，一个具有深远意义的信号，预示着一个崭新能源时代的到来。正如毛泽东主席阐述的“我所说的中国革命高潮快要到来，决不是如有些人所谓‘有到来之可能’那样完全没有行动意义的、可望而不可即的一种空的东西。它是站在海岸遥望海中已经看得见桅杆尖头了的一只航船，它是立于高山之巅远看东方已见光芒四射喷薄欲出的一轮朝日，它是躁动于母腹中的快要成熟了的一个婴儿。”

风电、光伏无补贴平价上网十大要点解读
北极星风力发电网 来源:阳光时代法律观察 作者:谢嘉庭 2019/1/11 8:46:38 我要投稿

北极星风力发电网讯:1月9日，国家发展改革委、国家能源局联合下发了《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》（发改能源〔2019〕19号，以下简称“本通知”），风电、光伏平价上网正式官宣。通知内容可圈可点，引起行业人士热议。今天，阳光所电力与新能源事业部谢嘉庭律师对通知内容逐一进行了分析和解读，希望大家能一起留言和讨论。

（来源：微信公众号“阳光时代法律观察”ID：sunshinelaw 作者：谢嘉庭）

国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知

发改能源〔2019〕19号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委（工信委、工信厅），各国家能源局派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、国家能源投资集团公司、国家电力投资集团公司、中国华润集团公司、中国长江三峡集团公司、国家开发投资公司、中国核工业集团公司、中国广核集团有限公司、电力规划设计总院、水电水利规划设计总院：

随着风电、光伏发电规模化发展和技术快速进步，在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，已基本具备与燃煤标杆上网电价平价（不需要国家补贴）的条件。为促进可再生能源高质量发展，提高风电、光伏发电的市场竞争力，现将推进风电、光伏发电无补贴平价上网的有关要求和支持政策措施通知如下。

一、开展平价上网项目和低价上网试点项目建设。各地区要认真总结本地区风电、光伏发电开发建设经验，结合资源、消纳和新技术应用等条件，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目（以下简称平价上网项目）。在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区，引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目（以下简称低价上网项目）。在符合本省（自治区、直辖市）可再生能源建设规划、国家风电、光伏发电年度监测预警有关管理要求、电网企业落实接网和消纳条件的前提下，由省级政府能源主管部门组织实施本地区平价上网项目和低价上网项目，有关项目不受年度建设规模限制。对于未在规定期限内开工并完成建设的风电、光伏发电项目，项目核准（备案）机关应及时予以清理和废止，为平价上网项目和低价上网项目让出市场空间。

阳光解读：受制于对可再生能源补贴的依赖，以往风、光新能源项目建设受到严格的规模管理控制，随着电价退坡机制的推行，未来开展的平价上网项目和低价上网项目将不受建设规模限制，拿到投资主管部门核发的项目立项文件即可开展项目建设，但具体组织实施有待于地方省级能源主管部门进一步出台相关具体化规范文件，本通知的下发是继531新政后为地方自行组织平价上网项目又进一步指明了方向。

二、优化平价上网项目和低价上网项目投资环境。有关地方政府部门对平价上网项目和低价上网项目在土地利用及土地相关收费方面予以支持，做好相关规划衔接，优先利用国有未利用土地，鼓励按复合型方式用地，降低项目场址相关成本，协调落实项目建设和电力送出消纳条件，禁止收取任何形式的资源出让费等费用，不得将在本地投资建厂、要求或变相要求采购本地设备作为项目建设的捆绑条件，切实降低项目的非技术成本。各级地方政府能源主管部门可会同其他相关部门出台一定时期内的补贴政策，仅享受地方补贴的项目仍视为平价上网项目。

阳光解读：以往新能源项目的落地，部分地区往往会设置某些捆绑条件，例如要求企业在当地布置上下游产业链、采购指定电气化设备等，这不仅有悖于市场化运作管理，同时也涉嫌违犯反垄断法所禁止的行政垄断行为。本通知下发旨在破除市场化的壁垒，还企业予更加自主的投资决策权；此外，地方政府可考虑本地推行平价上网项目的实际情况，而适时出台相应地方补贴政策应是投资者应重点关注的内容，享受地补的项目同样视为平价上网。

三、保障优先发电和全额保障性收购。对风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，电网企业应确保项目所发电量全额上网，并按照可再生能源监测评价体系要求监测项目弃风、弃光状况。如存在弃风弃光情况，将限发电量核定为可转让的优先发电计划。经核定的优先发电计划可在全国范围内参加发电权交易（转让），交易价格由市场确定。电力交易机构应完善交易平台和交易品种，组织实施相关交易。

阳光解读：弃风、弃光状况主要集中在三北地区，尽管2006年施行的《可再生能源法》已对新能源电力收购规定了强制全额收购制度，但实际情况不尽如人意，未来新能源电力的消纳问题前景仍然不明。本通知的下发以确认“保障优先发电和全额保障性收购”原则，将有助于投资者建立市场信心。但不可忽略的是，新能源行业大量的存量项目，将和平价上网项目、低价上网项目一样面临消纳问题，为此，投资者在布局风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目时，应对当地电力消纳做好调研。

四、鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证），通过出售绿证获得收益。国家通过多种措施引导绿证市场化交易。

阳光解读：采用“绿证”市场化交易机制，不再使用之前的“固定电价补贴”，有助于发电企业摆脱对国家补贴资金的依赖，未来随着绿证和配额制的逐步推行，相信平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿应是可以预期的，但绿证交易大量概率会导致补贴的降低。

五、认真落实电网企业接网工程建设责任。在风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目规划阶段，有关省级能源主管部门要督促省级电网企业做好项目接网方案和消纳条件的论证工作。有关省级电网企业负责投资项目升压站之外的接网等全部配套电网工程，做好接网等配套电网建设与项目建设进度衔接，使项目建成后能够及时并网运行。

阳光解读：在本通知下发之前，国家出台的诸多规范性文件中均对电网企业应投资涉及接网的全部配套电网工程存有规定。本通知重申电网企业应负责投资项目升压站之外的接网等全部配套电网工程，似乎不足以打消新能源发电企业的疑虑，期待更加强有力的政策文件出台。

六、促进风电、光伏发电通过电力市场化交易无补贴发展。国家发展改革委、国家能源局会同有关单位组织开展分布式发电市场化交易试点工作。鼓励在国家组织实施的社会资本投资增量配电网、清洁能源消纳产业园区、局域网、新能源微电网、能源互联网等示范项目中建设无需国家补贴的风电、光伏发电项目，并以试点方式开展就近直接交易。鼓励用电负荷较大且持续稳定的工业企业、数据中心和配电网经营企业与风电、光伏发电企业开展中长期电力交易，实现有关风电、光伏发电项目无需国家补贴的市场化发展。

阳光解读：推行电力市场化交易是电力体制改革的重要方面，2018年国家发展改革委、国家能源局下发《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》，该文指出要支持电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源发电企业开展市场化交易，本通知的下发亦是对前述内容的重要回应。

七、降低就近直接交易的输配电价及收费。对纳入国家有关试点示范中的分布式市场化交易试点项目，交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费。对纳入试点的就近直接交易可再生能源电量，政策性交叉补贴予以减免。

阳光解读：依据电改〔2015〕9号文规定，参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）、政府性基金三部分组成。本通知指出要降低就近直接交易的输配电价及收费，无疑将使风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目所发电量更具价格市场竞争力。

八、扎实推进本地消纳平价上网项目和低价上网项目建设。接入公共电网在本省级电网区域内消纳的无补贴风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，由有关省级能源主管部门协调落实支持政策后自主组织建设。省级电网企业承担收购平价上网项目和低价上网项目的电量收购责任，按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与风电、光伏发电项目单位签订长期固定电价购售电合同（不少于20年），不要求此类项目参与电力市场化交易（就近直接交易试点和分布式市场交易除外）。

阳光解读：531新政实施之后，许多外资企业瞄准了市场上部分优质新能源项目，但其关注中的重点问题之一就购售电合同（PPA）的期限问题。以往国内较短期限的购售电合同（PPA）并非构成法律上的风险，而主要是国内的交易习惯造成的。在《可再生能源法》规定电网企业对新能源电量负有强制收购义务的情况下，购售电合同（PPA）不能续签的风险较低。本通知规定购售电合同（PPA）期限应不少于20年，能够覆盖新能源项目绝大部分生命周期，有助于外国资本投资的信心增长。

九、结合跨省跨区输电通道建设推进无补贴风电、光伏发电项目建设。利用跨省跨区输电通道外送消纳的无补贴风电、光伏发电项目，在送受端双方充分衔接落实消纳市场和电价并明确建设规模和时序后，由送受端省级能源主管部门具体组织实施。鼓励具备跨省跨区输电通道的送端地区优先配置无补贴风电、光伏发电项目，按受端地区燃煤标杆上网电价（或略低）扣除输电通道的输电价格确定送端的上网电价，受端地区有关政府部门和电网企业负责落实跨省跨区输送无补贴风电、光伏发电项目的电量消纳，在送受端电网企业协商一致的基础上，与风电、光伏发电企业签订长期固定电价购售电合同（不少于20年）。对无补贴风电、光伏发电项目要严格落实优先上网和全额保障性收购政策，不要求参与跨区电力市场化交易。

阳光解读：很多地区以“交易”之名变相降低可再生能源上网电价，形成了“保量不保价”的交易，甚至“不保量不保价”，对可再生能源企业利益产生严重的影响。本通知指出不要求无补贴风电、光伏发电项目参与跨区电力市场化交易，无疑对保证风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目收益是个重大利好。

十、创新金融支持方式。国家开发银行、四大国有商业银行等金融机构应根据国家新能源发电发展规划和有关地区新能源发电平价上网实施方案，合理安排信贷资金规模，创新金融服务，开发适合项目特点的金融产品，积极支持新能源发电实现平价上网。同时，鼓励支持符合条件的发电项目及相关发行人通过发行企业债券进行融资，并参考专项债券品种推进审核。

十一、做好预警管理衔接。风电、光伏发电监测预警（评价）为红色的地区除已安排建设的平价上网示范项目及通过跨省跨区输电通道外送消纳的无补贴风电、光伏发电项目外，原则上不安排新的本地消纳的平价上网项目和低价上网项目；鼓励橙色地区选取资源条件较好的已核准（备案）项目开展平价上网和低价上网工作；绿色地区在落实消纳条件的基础上自行开展平价上网项目和低价上网项目建设。

阳光解读：尽管通知的前文指出，由省级政府能源主管部门组织实施本地区平价上网项目和低价上网项目将不受年度建设规模限制，但是新能源电力消纳问题在未来一定时期内仍然是工作重点，这也可以从531新政的823号文中窥见一斑。为此，提请投资者注意当地新能源投资预警信息的相关内容。

十二、动态完善能源消费总量考核支持机制。开展省级人民政府能源消耗总量和强度“双控”考核时，在确保完成全国能耗“双控”目标条件下，对各地区超出规划部分可再生能源消费量不纳入其“双控”考核。

请各有关单位按照上述要求，积极推进风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目建设，各省（自治区、直辖市）能源主管部门应将有关项目信息报送国家能源局。国家发展改革委、国家能源局将及时公布平价上网项目和低价上网项目名单，协调和督促有关方面做好相关支持政策的落实工作。

对按照本通知要求在2020年底前核准（备案）并开工建设的风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，在其项目经营期内有关支持政策保持不变。国家发展改革委、国家能源局将及时研究总结各地区的试点经验，根据风电、光伏发电的发展状况适时调整2020年后的平价上网政策。

国家发展改革委

国家能源局

2019年1月7日

解读专家：阳光时代律师事务所新能源事业部 谢嘉庭

新能源发电2019年策略：风电1-2年平价区域或达80%
北极星电力网新闻中心 来源:中泰证券 作者:邹玲玲 花秀宁 2019/1/4 10:37:46 我要投稿

北极星风力发电网讯:新能源发电：弱周期属性。新能源发电项目的投资吸引力受资金成本和无风险收益率影响。2019年经济预期下行下，贷款利率和10年期国债收益率预期下行，新能源发电项目吸引力提升，同时新能源发电具有弱周期属性，我们认为其需求受宏观经济影响较小。

风电：1-2年平价区域或达80%，竞价平稳过渡，2019年国内风电新增装机或达28GW，成本端钢价预期下行利好风电中游零部件。当前我国陆上风电系统成本约为7.0-7.5元/W，考虑到路条费取消以及机组大型化等技术进步，我们预计我国陆上风电系统成本1-2年内或降低至6.0-6.5元/W，届时全国80%用电量的地区可以实现平价。短期来看，在2018年三北解禁、中东部常态化、海上和分散式放量等逻辑基础上，2019年行业还有两个积极因素：三北地区继续解禁以及电价抢开工，我们预计2019年新增装机约28GW，同增约20%。关于2019年推行的竞争配置，各省区分别设置了分档降价、加权平均基准电价等避免出现恶意电价竞争的细则。此外，由于环保限产边际放松，需求偏弱，2019年成本端钢材价格预期处于下行通道，在风电需求向上的背景下，对于风电中游零部件企业（尤其是铸锻件环节）来说，将进入类似于2013-2015年的历史性的盈利向上周期。

光伏：531新政加快平价进程，1-2年平价区域或达50%，2019年需求有望正增长，关注高效化和竞争格局优化带来的机会。受531新政影响，2018年光伏新增装机同降20%以上，光伏产业链各环节价格降幅在30-40%左右。当前光伏系统成本为4.0-4.5元/W，考虑到低成本产能投放和技术进步等因素，我们预计我国光伏系统成本1-2年内或降低至3.5-4.0元/W，届时全国50%用电量的地区可以实现平价。短期来看，能源局座谈会扭转了国内光伏政策悲观预期，装机指标指引和退坡时间点或超预期；同时由于光伏产业链价格在531后大幅下滑，国内平价项目将批量出现，海外需求也有支撑，中性来看，2019年全球光伏新增装机有望同增5%。另一方面，531新政加速行业洗牌，竞争格局优化，因此当2019年需求向好时，产业链盈利将实现触底回升。此外，提效是实现平价的关键途径，而双面技术和PERC技术分别占第三批光伏领跑者项目数的50%和70%，将成为技术发展的主流方向，关注由此带来的POE胶膜、光伏玻璃、PERC设备等方面的投资机会。

深度解读风光平价政策
北极星风力发电网 来源:电新邓永康团队 作者:安信电新 2019/1/10 8:40:12 我要投稿

北极星风力发电网讯:政策文件：国家发改委、能源局发布《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》!

解读来源：电新邓永康团队 安信电新

主讲：资深专家 · 新能源电力投融资联盟秘书长

专家解读

目前的平价政策，其实还是处在一个从有补贴到无补贴时代的过渡，整个文件中也明确说了，政策要到2020年。那么2020年之后的话，将会针对整个政策执行过程中的一些问题再进行一些改进，到时候的话，发改委跟能源局将适时调整2020年之后的平价政策。在2019和2020年这两年时间，目前的政策是对于各省来讲自主申请，并没有强制的要求，同时也给了各省相对比较大的一个操作空间。

针对目前的这几个开发模式来讲，由于不同的项目情况是不同的，它走平价所能够拿到的条件能源局给列出来了，因为整个政策是揉在一起的，我为大家单独分列了一下。

第一类就是本省内的大型地面电站，包括风电、光伏是要全额上网的，要求地方政府能够协调土地的问题，并且禁止收取任何形式的出让费用，不得将在本地投资建厂、要求或变相要求采购本地设备作为项目建设的捆绑条件，切实降低项目的非技术成本。第二个需要落实的就是消纳，包括优先发电权和全额保障性收购，刚开始也是这么讲的，但是伴随着本地区项目的增多，也确实会存在这个现象，对于这个政策的话，它又增加了一个保险条款，如果确实存在这种情况，可以将限发的电量核定为转让的优先发电计划，并且可以在全国范围内参加发电权交易，交易价格由市场决定，这一条是在以前所有的跟可再生能源相关的政策中没有出现的，在过去的政策中一直是通过政策的压力促进电网能够实现全额的保障性收购。伴随着可再生能源总量占比越来越大，特别是单一地区如果项目非常集中的情况下，一定时间会存在这种现象，能源局他们也不再回避了，可以把优先发电计划看成发电权交易，实现经济利益的一个保障。

这两块主要是降低开发成本的，另外一个重要的政策是提高收入的，明确了无补贴的项目可以进行绿证交易的，细则还在等待进一步的出台，之前很多人对于绿证能否出台抱着很多的疑虑。根据我们的分析，过去大半年的时间中，能源局和发改委出台了很多政策，都要依靠绿证来协调不同时期的一些相关利益方，我们认为绿证政策的出台是大势所趋，主要是看它细节如何确定。

另外一块，降低成本，就是希望通过一些融资方面的创新来降低融资成本，这个我们认为是比较弱的，因为他们对于金融机构并没有太直接的影响，对于地面大型的电站来讲，真正能够发挥作用的其实主要就是土地、并网消纳以及绿证相关的落实情况。这是第一种类型，本省内的大型地面，包括风电、光伏的全额上网的项目。

第二类就是跨省的基地项目，我们主要考虑到一些特高压配套的新能源基地，大家看到特高压的投资有一个提速，所以配套基地中可再生能源的电量占比也是很大的一个部分，对于这类项目明确提出按售端地区的煤电标杆上网电价或者是略低一点扣除输电通道的输电电价来确定送端的上网电价，比如说像青海、河南的特高压可能要以河南的标杆上网电价扣除高压通道的输电价格来确定青海这边风电光伏的上网电价。

有一个问题，风电、光伏这两种项目电价能不能保持20年的问题，因为过去标杆火电上网电价的波动是由可再生能源基金来差额补足的，意味着它承担整体的波动，但是现在完全依靠市场化的购售电合同还是需要电网来承担电价波动的问题，跨省基地的项目还牵扯到两端，特别是售端地区的火电电价以及相关的输电通道的价格。因此，对于这类项目，地方政府和电网在落实特别是20年的购电合同上面是需要有一个比较关键的角色的。

对于这个跨省的基地项目，就像我刚才讲的，跟前面的本省内的项目是一样的，优先上网，全额保障收购，不要求参与跨区的电力市场化交易。过去也有一些特高压的项目，比如说像甘肃到山东，也曾经出现过对于风电、光伏的项目进行定价的要求，当时定的都是火电的部分，补贴的不动，对于无补贴的这种项目就很难提出这样的要求，它们是不参与跨区市场化交易定价的。

第三类就是电力市场化交易的无补贴项目，其实是配合2017年年底出的分布式市场化交易文件的，它要求降低直接交易的输配电价以及收费，目前整个条款只是针对已经纳入国家试点示范中的分布式市场化交易项目。2017年上报了35个试点项目，这35个试点项目在整个2018年进展不是很大，其中进展比较大的是山东东营的一个项目，东营刚刚核出来一个输配电价。根据这个文件，它也明确表示了，交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费。对纳入试点的就近直接交易可再生能源电量，政策性交叉补贴予以减免。我相信中东部有志于做分布式市场化交易的还是有比较大的利好，但是这个利好的范围还是比较小，仅限于国家的试点项目，我们也拭目以待，看看通过这一次平价上网政策的助推，之前的35个项目能不能有更明确的一些进展。这是从文件中我们梳理出来的三种不同类型的项目如何能够实现平价上网。

从整个文件来看，不仅有平价，还有低价，低于当地火电脱硫脱销电价，从市场的预测来讲，能源局也预计，比如说到2020年，如果还是竞价上网这种大型项目有可能会出现低于火电脱硫脱销电价的现象。其实在领跑者的项目定价中，青海已经出现过了，但是由于青海当地是用水电结算，所以还是需要补贴的，伴随着成本及各方面的控制，未来这种情况在一些光照情况比较好的地区会出现。因此，能源局在这个时间节点推出平价上网框架性的这么一个政策，我们认为是符合行业管理的进度要求的。并且对于能源局来讲，它也需要一段时间让各地能够适应这个平价项目的管理，所以这两年时间对于后面整个2020年之后可再生能源政策的影响是非常大的。

那么这个政策目前对于各位投资人会有相应的担忧，第一个担忧就是你要推平价的政策，是不是所有的项目都不给补贴了?我们认为不是，从整个文件上来看，平价的项目是不受指标限制的，有指标的项目还是按照之前的管理办法在走，无补贴的项目是一个增量的角色。这次的风电、光伏的电价调整以及规模发放没有按照以前的时间节点在2018年年底发布，现在整个行业对此还是比较的迷茫或者是期待。对于能源局来讲，2019年的指标肯定还是会存在的，只不过这个指标现在他们要考虑应该如何来处理2018年531之后并网的一些项目，这个指标是优先发给他们，还是完全按照2019年并网的项目来走，这是目前争论的焦点。

对于明年的市场来讲，我们还是比较乐观的。在政策没有出来之前，我们也跟大量的项目投资方进行过沟通，那么对投资人来讲，他们对平价的项目并不排斥，主要原因在于：第一，平价的项目现金流更加稳定和健康，你的整个现金流其实要比有补贴的比例更高一些，有些甚至可以达到100%，对于当前的投资人来讲，只要能够满足他们的投资需求，我指的主要是回报率的要求，他们是愿意做这样的项目的。投资人对于是否有补贴，以及是否是平价的，他们并不是说有一个特别明显的偏好，如果这个平价项目是通过地方政府协调，并且电网能够保证20年的购售电合同，同时它又具备优先上网的保护，对于投资人更加有利一些，至少根据我们跟发电集团的沟通情况来看，大家对未来的发展趋势还是能够理解，并且也在朝这方面在努力。

第二个，这个政策对于市场来讲，其实大家能够看到，关键是电网的作用会越来越突出，关键在电网身上，它要承担并网以及消纳的配套性的问题，还要对冲20年的定价以及波动，可以说电网的配合程度未来将决定平价项目的发展。从这个角度来讲，我们也是相信一个越加开放的电力市场将会有一个更清晰的界限，特别是现在电网又迎来了一个新的董事长，明确表示一定要跟随9号文进行电力市场改革。对于一些发电的项目，具备长期、中期、短期的交易合同也是市场通行的行为，所以在后面的一段时间内，我们也拭目以待电网对整个可再生能源大的方向转变之后他们是如何来配合的，特别是像发电权的交易这种是首次提出，这个对于电网组建全国电力交易市场也是比较大的一个挑战。

另外一个，大家比较期待的就是工商业屋顶，工商业分布式在2018年占到一半左右，量还是非常大的，但是在这个文件中没有一个非常清晰的表达，这个文件针对分布式市场化交易主要指的是已经纳入到国家试点的项目，对于大量无补贴的项目能不能售电，我们还需要等待新的管理办法出台，我相信通过新的管理办法，将会给工商业的分布式项目一个更明确的操作流程，因为在531之后，部分地区也确实事实上停止了工商业的屋顶分布式项目的备案，当然了，后来能源局进行了这方面政策的澄清，就是说无补贴的项目还是放开的，但是无补贴的项目目前来讲管理的办法，包括如何认定自发自用，多少比例计算自发自用，还是要等待管理办法进一步的出台，届时的话，无论是大型的地面项目还是分布式屋顶的小型项目，短期整个的政策结构将会更加的完整。我们这边的解读差不多就是这样的。

02、安信电新观点

19年1月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《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》。

点评如下：

1、光伏正式迈入平价周期，平价项目需求有望超预期!随着风电、光伏发电规模化发展和技术快速进步，在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，已基本具备与燃煤标杆上网电价平价的条件。根据我们在2019年度策略报告中的测算，在保持非技术成本不变的情况下，产业链各环节距离发电侧平价的要求仅需5%-10%的降幅。此次政策从降低非技术成本、保障消纳、绿证交易、降低输配电价、市场化交易、金融支持等全方位多角度地对风电和光伏平价项目给予支持，这无疑会大大加快平价上网的进程，推动19年平价项目的快速增长。

2、明确平价项目不受指标规模的限制。由于平价项目不需要补贴，因此不受年度建设规模的限制，此次文件中也予以了确认。平价政策的推出不代表今后所有的风电、光伏项目都要无补贴，风电、光伏有补贴的项目还会有，平价项目只是增量，2019-2020年将会是指标项目和平价项目并行发展的局面。

3、最大化降低企业的非技术成本，同时稳定收益率预期。此次文件中明确提出要求地方政府部门对平价上网项目和低价上网项目在土地利用及土地相关收费方面予以支持，降低项目场址相关成本，禁止收取任何形式的资源出让费等费用，切实降低项目的非技术成本，同时明确降低就近直接交易的输配电价及交叉补贴。另外，文件也要求电网企业与平价项目单位签订不少于20年的长期固定电价购售电合同，保证了项目具有长期稳定的收益率。

4、全额收购保障消纳，发电权转让及绿证交易将增加额外收益。文件要求电网企业应保障项目所发电量全额上网，弃风弃光电量可将限发电量核定为可转让的优先发电计划并在全国范围内参加发电权交易。同时，平价项目可通过出售绿证获得额外的收益补偿，国家也将通过多种措施引导绿证市场化交易。

5、投资建议：整体而言，此次政策在降低成本、保障长期稳定收益、保障消纳等方面的支持力度无疑将加速推进2019-2020年的平价项目发展，同时也将加快全面实现平价的进度，从中长期保障了风光的平稳健康发展。短期来看，在国内平价项目及强劲的海外需求推动下，2019年全球光伏装机有望超120GW，风电在平价项目及抢装的刺激下，2019年装机有望超26GW。光伏重点推荐龙头标的通威股份、隆基股份、正泰电器等，建议关注产业链相关的阳光电源、东方日升、京运通、中环股份、太阳能等;风电重点推荐金风科技、天顺风能等，建议关注日月股份、金雷风电等。

03、问答环节

Q1：这次的政策相比之前的征求意见来说，它争取到了电网那边有多少实质性的支持?

A：第一，对于电网来讲，最大的一个明确就是说电网要与跨省基地项目和大型的地面项目中要签订一个20年的固定电价的售电合同，这种政策要求其实是把未来电价波动的一个责任要求电网来承担了，其实这个是比过去，包括像领跑者什么的，针对电网提出来的解决并网和消纳这些问题提出了一个更高的要求，接下来电网这边如何来配合，现在我们也不得而知。但是从过去的经验来看的话，如果政府在某项政策上面对它有明确的指示的话，还是会去执行的。

Q2：我想请教两个问题，第一个，您刚才说大型项目其实非常重要的一点就是说以前是全额保障消纳是一句空话，但是现在在这后面增加了一句，就是说对于真正弃掉的部分，我给你一个发电权交易的权利是吧?交易的价格，您能不能给我们指引一下，之前是什么价格?

A：对。现在谈论价格还是有些早，第一，目前的发电权交易在部分地区只有一个小规模的试点，现在提出来在全国范围内可以参与发电权交易，并且价格由市场来确定，对于这个模式如何来执行，我们现在还要等待电网的细则出来，对这个价格目前也比较难以确定。

Q3：所谓的发电权交易，是不是火电在给我分配的上网小时以外，我想多发一些电，我可以找这些光伏企业，他们有发电权的话，找他们买过来，我可以多发一些电，我算一下多发电的电价减去我的成本，多赚的钱比我买的钱价值高的话，我就可以做这个事，可不可以这么理解?

A：是的，我们也是这么理解的。

Q4：市场化交易这块为什么推进很慢?

A：市场化交易的很大一部分阻力还是来自电网模式的转变，以前电网在这个方面，坦白讲，只是半推半就，虽然总部在这方面表现出了适当的积极性，但是到了各地方来讲，都是难度重重。是否能够市场化交易推进，一个是电网内在的改革动力，董事长轮换之后，至少我们觉得电网目前的内在动力是比以前更足了。另外一块，像过去的话，这个交易的电量执行的收费电价以及交叉补贴其实也是非常重要的一个部分，因为在过去，我们了解到，在部分省开展讨论的时候，他们要求用全省平均的输配电价作为试点项目的输配电价，这个价格普遍都在2毛，甚至在广东在3毛以上，如果刨去2至3毛的输配电价，加上交叉补贴之后，市场化交易的整个盈利情况很难满足投资人的需求。

上一次市场化交易的文件中确实给出了一部分核算办法，这次更加明确了，并且这次是明确交叉补贴予以减免，在电网董事长更换之后，在这个时间节点推出，我们认为对于35个试点项目有一个比较振奋的作用，看看他们在2019年能不能切实的将试点落地。

如果我们看东营的分布式电价的核算，其实中间有1.5分的差价，如果是按照现有的最新的平价上网的政策的话，它要求消纳所涉及的电压等级免掉未涉及的上一电压等级的输电费的话，理论上来讲，确实是输电费用可以为零，对于电网来讲，他们如何来配合还是比较关键的，所以我们也期待能够依靠35个项目，对于整个市场化交易摸索出一个新的路径来，这样的话，在逐步推广的过程中能够推广到其他非试点地区的市场化交易中，差不多就是这样。

Q5：土地这一块，以前我们出的很多文件其实都明确提了，不能有土地的额外费用什么的，但是最后执行的效果都比较差，您觉得这次有没有一些可以最后落实下来的东西?

A：之前的话，土地费用对于地方政府来讲也是见人下菜碟，如果他知道你这个项目可以承担比较高的土地费用的话，他一定会想办法来收这个钱，随着平价上网的项目，尤其是光伏、风电这么透明，如果收了一部分额外费用，他是没有办法进行开展的，我相信地方政府在决定是否收本地的资源费或者是其他的相关不合理收费的情况下，会更加慎重一些，因为他知道你付不起，所以他的期望值也会下降。这个问题同样出现在屋顶光伏的开发商上面，之前的补贴很高，屋顶业主既要求你付租金，又要求你打折电价，来共同分享超高的回报，现在大量无补贴的分布式光伏项目只要达成供电就可以，屋顶业主也知道你根本无力来支付更多的钱，他回归到一个正常的市场化。

Q6： 20年价格不变这个事情，电网那边以什么方式来承担这个成本的波动呢?

A：现在对于电网来讲，如何来对冲波动，我们还不得而知，但是根据以前的经验的话，需要电网把价格波动的这部分，成本也好，收益也好，算到运营成本里面去，再分摊到相应的输配电价中，这个是我们的一个猜想。根据其他国家的电力市场经验，长期来看的话，电价在10年这种阶段中还是会逐步上升的，所以对于电网来讲，我相信他们的压力不会很大，这是一个模式的重大改变，还是看电网下一步针对这些项目能够拿出一个什么样的细则出来。

Q7：企业端有锁定10年、20年的需求吗?

我相信他们是有锁定需求的，因为发电企业的话，特别是龙头项目的大型发电企业都是大型央企为主，他们并不需要一个超高的回报，但是他需要一个非常稳定的回报，对于能够满足他们投资收益的项目能够接受，但是这个投资收益是要求非常稳定且风险比较低的，如果电网能够承担电价波动的话，对于这些项目还是具有很强的吸引力的。

Q8：未来会存在到期之前，有相应条件的投资方也好，地方政府也好，他会抢着把这个项目在两年之内上掉吗?各地区的需求，咱们有大概估算过它的体量吗?

A：对于这个体量，要看下一步电网的配合程度，才能做更准确的市场体量的预测，按照本通知要求，在2020年只要核准并开工的项目都适用于这个政策，在经营周期内都是会保持不变的。那么我刚才讲的，2020年之后适时调整政策，也是为2020年以后核准以及开工的项目来准备的，对于当前两年的固定周期来讲，我们相信政策还是会比较稳定的。

Q9：这次政策对于地方政府的强制性能有多大?您能界定下这次政策对于光伏的影响程度吗?

A：刚才我们也介绍了，目前这个政策是对于各地方是可以自行开展研究的，它是对整个光伏在指标、规模之外的一个新增的开发模式，它是完全一个新增的量。对于整个光伏市场，包括风电市场，还是有比较强的利好。对于强制要求地方，我们认为平价这个项目并不会对地方形成强制，而是说地方有自主的意愿去做的前提条件下，是强制要求地方实现土地成本的下降，以及并网消纳整体的成本的一个下降，来帮助开发企业实现平价。

Q10：电网企业应该确保所发电量全额上网，我如果是一类地区的话，我就保证1500个小时，这1500个小时都是按照煤电的标杆电价上网，超过1500个小时按照发电权卖出去?

A：更细的细则，现在在文件中不是特别明确，各省都有不同明确的小时数，我们认为还是会配合发电小时的，发电小时数内的部分全额收购，发电小时数以上的部分可以参与定价，虽然文件中没有明确这一块，但是我们看到京津冀首个推出地方性的分布式相应政策的时候，也是提出了这么一个操作的办法，所以这种可能性是比较大的。

Q11：文件中提到的未在规定期内建好的项目，到底要怎么处理?

A：2020年底前核准备案并开工建设的都能够享受这个政策，参与这个项目的还是普遍比较大的企业，他们在时间节点方面的把控不会出现太大的问题，在2020年之前能够开工，其实整个项目都还是比较有保障的，问题是不大的。目前并没有要求2020年底之前一定要完成并网，要求只要开工建设就可以了。

Q12：有一些项目可能指标额度没达到，有些地方已经核准了让它建，等着拿指标，这些项目您这边接触下来有多大的一个体量?属于黑户或者是拿到了筹建资格但是还没有建的项目有多大的体量?

A：对于黑户的电站也是市场中比较关心的，有一部分省份，像河南、江西，还有安徽，每个省差不多有2个GW的指标，据我们了解，有一部分已经并网，拿火电的电价，有一部分连网都没有并上，这个量还是不小的，全国范围内，我们预计有15GW以上，这只是我们的统计，未来这些项目如何解决，看后面最新的管理办法。

Q13：我想跟您请教一下，这类项目的话，比如说这些黑户或者说他没有拿到指标的自己先建了，是为了以后争取进入目录呢，还是他就不需要进入目录?

A：对于业主来讲，他还是希望能够有指标，一方面，原来建设的成本比较高，指标是否能拿到就要看具体的情况了，从能源局的角度来讲，他们并不希望开这个口子，现在的指标解决过去的问题，那就等于鼓励先建先得，其实并不利于它整体的管理，但是这个也是历史的问题，以后也不会存在这个问题了，那就看发展阶段积累的这个问题在后面两年怎么来解决，它是能够通过市场化交易呢，还是通过平价上网来解决呢，现在真是不得而知。

Q14：有没有这类项目，就是它已经拿到了一些指标，但是他没有开始建设?

A：现在的指标是有有效期的，如果他不在有效期建完的话，也是会被废止的。各省发指标的时间进度都不一样，要看各省的文件。

Q15：每个指标会有一个时间区间，让你在这个时间段完成这个项目的建设?

A：对，指标是有有效期的。