盖锡咨询政策解读 |《关于风电、光伏无补贴平价上网通知》

近日能源局出台了《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》，在当前2019年国内光伏主要政策仍未落地，国内市场仍具不确定性的情况下，加上又值531之后到平价上网之间的重要时刻，业内人士无不引颈期盼新的能源局政策。根据盖锡咨询的分析，本次《通知》主要为各省平价上网项目扫平了一些官方组织在流程中可能对项目会造成的成本上升与风险，比如明定不允许政府将平价上网项目与当地投资绑定、保障优先发电与鼓励电力交易等，降低许多平价上网项目的细节风险，兹将主要内容与分析分列于下：

政策梳理：

平价上网项目的条件与限制

   1. 平价上网项目虽不受年度指标限制，但需要符合三个前提：

(1)符合各省可再生能源规划

(2)符合国家年度监测预警管理要求

(3)电网落实接网与消纳

2. 新的平价上网项目安排需符合国家年度监测预警管理要求，红色地区原则上不安排、橘色地区可优选资源条件较好的项目推展、绿色地区在满足条件下自行开展。

3. 地方的平价上网项目信息需报送国家能源局，由国家发改委与国家能源局及时公布项目名单。

4. 本通知适用于2020年底以前核准并开工的平价上网项目。之后会根据发展状况适时调整。

5. 即使领有地方政府的额外补贴，仍可视为平价上网项目。

增加平价上网项目的消纳与经济可行性

6. 保障优先发电与全额保障收购。但如发生弃风、弃光的现象，鼓励将馀电打包为”优先发电计划”，在全国电力交易平台出售。

7. 鼓励并采用复合发电的方式降低土地利用成本。

8. 确定平价上网项目可同时申请绿证核定，并鼓励平价上网项目同时透过绿证交易获得成本补偿。

9. 鼓励参与分布式市场化交易，包含就近直接交易。

10. 要求国开行与四大民营银行要开发适用于平价上网项目的金融产品、合理安排信贷资金规模。

11. 鼓励平价上网项目发行企业债券融资。

地方政府对平价上网项目的支持

12. 鼓励清扫先前未能及时完成建设的存量项目，为平价上网项目让出空间。

13. 鼓励地方政府在土地费用予以支持。

14. 禁止地方政府使用条件交换或资源出让费等方式垫高项目开发成本，如采购本地设备、投资建厂等…

电网对平价上网项目的支持

15. 电网需作好前期接网方案与消纳论证，以及负责除升压站以外的接网投资。

16. 降低直接交易的输配电费与其他收费。

17. 省级电网负责与平价上网项目的PPA(购售电合同)签定，价格基准为项目核准时的当地燃煤标杆上网电价，价格维持不变不少于20年。

18. 鼓励跨省交易增加消纳能力，PPA签定原则与上述相同，但需扣除输电通道的输电价格。

影响分析：

   从时间来看，如果未来燃煤标杆上网电价有调降的风险，那视项目可行性而定，2020年底可能会出现一波平价上网项目的抢装潮。但是从盖锡咨询目前对两年内供应链价格的判断来看，2020年底要达到大量的平价上网经济可行性仍未充足，仅有15-20%的市场覆盖率，更多的需要依赖直接电力交易、绿证交易、地方政府补贴等额外收入才可覆盖成本。因此我们认为本次《通知》对于2019年的国内需求不会有太多影响，但是由于优质资源区土地有限，圈地计画仍将大规模铺开。

   根据关于2018年前三季度光伏发电市场环境监测评价结果的通知》显示，红色、橙色、绿色资源区分别有4、19、15个，其中绿色资源区有12个在III类资源区，I类和II类资源区几乎全为红色与橙色，意味著中西部的II类资源区虽然仍可圈地，但能获得通过的可能仅有少数优质项目，因此虽然II类资源区的土地竞争会较为激烈，但更多的平价上网项目将集中在III类资源区。

   另外由于本次《通知》有特别提到对存量项目的清理，视地方政府的执行状况，年底前可能会有一小波这些存量项目的安装需求，但是基于地方政府的效率与项目经济可行性判断，我们认为不会超过5GW。

   在强烈的国内平价上网压力与海外的高效需求高涨的夹击下，国内平价上网电站对多晶组件的倾向将会进一步加剧。根据盖锡咨询对各国效率-单价敏感度的测算，由于BOS成本的明显差距，使得单晶PERC组件相较于在国内，可以在海外获得更多的溢价空间。如今多晶需求的大幅下降与国内需求萎缩有著很大的关系，然而在国内平价上网大旗挥舞的趋势之下，产业仍需关注多晶产品在国内市场的可能性。

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附：《通知》原文

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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)。

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。

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。

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。