最新光伏无补贴项目政策解读 光伏平价上网试点的省份可能不超过10个

2019年新能源第一重磅利好新鲜出炉。国家发展改革委、国家能源局官方发布《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》。业内专家第一时间对政策进行了分析，具体如下：

中国光伏协会认为：

这个政策只是发改委、能源局等政府机构2019年出台的第一个关于支持风电、光伏发展的政策，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，无补贴项目只是增量！

所谓的平价，是指执行当前各地区煤电标杆上网电价（青海除外），低价是指低于各地煤电标杆电价。平价项目所谓的“无补贴”，仅仅指没有国家补贴，各省市地方相关政府如果出台政策对这些项目提供一些资金支持是可以的，不影响“平价项目”的定位。

平价、低价项目目前是试点。风电、光伏发电监测预警或评价为红色地区的，不安排新的平价、低价项目，橙色地区只能用已核准（备案）的项目开展平价、低价项目，绿色地区在落实消纳条件基础上，由各省级能源主管部门自行组织实施。平价和低价上网项目不受规模指标限制。

明确省级电网收购电量责任，按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆电价签订不少于20年的长期固定电价购售合同，同时项目不参与电力市场化交易和跨区电力市场化交易（就近直接交易除外）。电网企业接网工程建设责任，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。

如万一发生弃风弃光情况，项目限发电量可核定为可转让的火电优先发电计划，全国范围内参加发电权交易，交易价格由市场确定。当然，这个弃风弃光也是在万不得已情况下，后续会有细则加以规定。

最大化降低企业非技术成本，明确提出地方政府在土地利用及土地相关收费方面予以支持，优先利用国有未利用地，鼓励按复合型方式用地。

支持分布式发电市场化交易试点，鼓励在增量配电网、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议无补贴项目，以试点方式直接开展就近交易。过网费免交未涉及的上一电压等级输电费，免交政策性交叉补贴。

国家发改委、能源局将公布平价（低价）项目名单，协调督促支持政策的落实工作，保障支持政策在经营期内保持不变，同时政策有效期至2020年。

光伏专家王淑娟认为该文件有六大看点：

看点一：带来增量市场，提振行业信心

在补贴缺口扩大的压力下，光伏行业普遍对2019年带补贴的指标规模预期大幅降低；由于规模、补贴标准一直不明确，行业对2019年的国内市场新增装机普遍预期较低。

而平价上网项目，则是在原有的“带补贴的指标规模”基础上，又提供了一大块增量市场空间；更重要的是，这块增量的规模理论上是不受限制的。毫无疑问，这将极大提振市场信心！

看点二：权利下放到省级，国家不控制规模

国家能源局对“无补贴平价上网项目”并不限制规模，而把这个管理权限下放到省级。文件中特别强调了，电网公司要保障试点项目的消纳！为了保证存量项目的“弃光率、弃光率双降”指标和新项目的消纳，省级电网公司会根据预期的消纳情况对项目总规模和开发步骤进行控制。

由于审批权在地方，所以项目可以随时备案、随时开展工作，而不需要等到特定时间。地方政府批复项目时同时抄送给国家能源局，国家能源局选择定期公示“无补贴平价上网项目”目录，以保障名单中项目享受特殊支持政策。

看点三：哪些地方可以做

由于考虑到要保障项目消纳，只有光伏市场环境监测评价结果是绿色的省份可以开展；另外，跨区域输电通道（特高压）项目，如果受端省份是绿色地区，也可以做。

根据国家可再生能源信息管理中心发布的《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》，绿色省份只有14个，主要集中在资源差的三类资源区，如湖南、贵州这种资源特别差的地区。实际上，现阶段能开展光伏平价上网试点的省份，不会超过10个。

看点四：五项措施提高项目收益预期

为了尽量提高这类试点项目的收益，文件中采取了五项具体措施：
1）认可地方补贴，即去补贴是去国家补贴，享受地方补贴的项目也可以进入试点；

2）通过就近交易市场提高项目收益。在文件中，明确试点项目就近交易时，不需要缴纳上一级的过网费！与用电大户就近交易价格肯定高于脱硫煤标杆电价，项目收益更好！

3）不需要缴纳交叉补贴！目前大工业、工商业用电户的电费中，都包含“交叉补贴”，各省的金额不同，大约在0.1~0.15元/kWh左右。这无疑相当于项目电价又有0.1~0.15元/kWh的增长空间！这无疑将大大提高项目的收益率！

4）可获得绿证收入。目前的绿证价格与补贴挂钩。此次下发的无补贴平价上网项目，其补贴为“0”，理论上，试点项目绿证的边际成本为0，可以极低的价格出售。《可再生能源配额制》2018年已经征求了三轮意见，预期将很快下发，并从2019年1月1日开始实施。“配额制”的实施，必然会带来绿证购买的需求。相对于目前市场上风电100多元每张，光伏500多元每张的绿证，这批“0”成本的绿证无疑将极具竞争力！即使以几十元一张，折合每度电也有几分钱的收入，这又给项目带来一笔额外的收益！

5）优先发电权交易。文件强调了电网按照保障小时数全额收购项目电量。如果保障小时数之外发生限电，这部分电量可以优先参与发电权交易。交易的价格虽然不如脱硫煤电价高，但仍然是业主收益的一个补充。
有地方补贴、就近交易高电价、免交叉补贴、绿证收益、优先交易5项措施加持，可以使项目实际的电价高于脱硫煤电价0.2元/kWh以上，“去补贴平价”的门槛就低了很多！

看点五：固定电价，20年稳定收益

我国正在进行电改，所有类型的项目将逐渐开始参与市场化竞争，可能5年以后就没有“脱硫煤标杆电价”的说法！如果这种情况发生，试点项目的收益该如何保障。为了保障试点项目有稳定的收益，文件中特别强调了，电网公司要跟项目签署长达“20年”的购售电协议！

未来，无论电力市场如何变化，未来的电价是涨还是跌，试点项目的收益是十分明确的。这一措施，很好的避免了试点项目将来可能面临的电价下降风险！

看点六：企业要抓住窗口期

需要特别注意的是，本文件的有效期到2020年底，即窗口期仅为两年。只有这两年内的项目，才能享受到上述一系列支持措施。也许两年以后，将出现大批量的平价上网的风电、光伏项目，届时将不再给予上述特殊的支持。

来源：中国光伏行业协会CPIA  智汇光伏