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光伏上網電價或將大幅下調光熱發電成本下降承壓

來源：CSPPLAZA光熱發電網 | 3評論 | 5425查看 | 2016-09-29 15:48:00

　　CSPPLAZA光熱發電網訊：9月29日，國家發改委發布了《關于調整新能源標桿上網電價的通知(征求意見稿)》，對新能源標桿上網電價進行下調。涉及光伏、海上風電、生物質能發電等多種新能源發電技術，但未明確指出光熱發電。

　　文件稱要繼續實行新能源標桿上網電價退坡機制，此次調價幅度非常之大，其中又尤以光伏上網電價最甚，降幅高達23.5%~31.3%。光伏地面電站一類、二類、三類資源區上網電價擬調整為0.55元、0.65元和0.75元，相比現行的電價標準分別降低了0.25元、0.23元和0.23元，新政策的執行時間為2017年1月1日。

　　對分布式光伏項目，在項目備案時可以選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。對“自發自用、余電上網”模式的分布式光伏發電實行按照全電量補貼的模式，補貼標準分別為：一類資源區0.2元/千瓦時、二類資源區0.25元/千瓦時、三類資源區0.3元/千瓦時，較此前的0.42元/千瓦時分別下(xia)調了0.22元(yuan)(yuan)、0.17元(yuan)(yuan)、0.12元(yuan)(yuan)。

　　對(dui)于海(hai)上(shang)(shang)風電(dian)，發改委明(ming)確(que)按潮間帶(dai)風電(dian)和(he)近海(hai)風電(dian)兩種類型確(que)定上(shang)(shang)網(wang)電(dian)價(jia)，2018年12月(yue)31日以前投運(yun)的近海(hai)風電(dian)項(xiang)目上(shang)(shang)網(wang)電(dian)價(jia)為每千瓦時0.8元(含稅)，潮間帶(dai)風電(dian)項(xiang)目上(shang)(shang)網(wang)電(dian)價(jia)為每千瓦時0.7元，相比(bi)現行海(hai)上(shang)(shang)風電(dian)電(dian)價(jia)標(biao)準(zhun)分別降低了0.5元。

　　同時文件還強調，國家鼓勵各地通過招標等市場競爭方式確定陸上風電、海上風電、光伏發電等新能源項目業主和補貼標準，但通過市場競爭方式形成的價格不得高于國家規定的同類資源區陸上風電、海上風電、光伏發電標桿上網電價。

　　該《征求意見稿》發布后(hou)，光伏(fu)圈反響強烈，稱(cheng)降價幅度(du)過大(da)，將很可(ke)能導致(zhi)大(da)部分光伏(fu)發電(dian)項目(mu)不再具備投(tou)資(zi)的經濟(ji)可(ke)行(xing)性，極大(da)地挫傷投(tou)資(zi)者的信(xin)心。雖然目前發布的(de)是征求意見稿，但根據以(yi)往(wang)慣例，最后出臺的(de)政(zheng)策基(ji)本不會有太大調(diao)整。

　　該文件的發布進一步彰顯了國家層面進一步削減新能源上網電價補貼的決心，以及推進市場競爭方式確定新能源上網電價的態度。光熱發電首批示范項目的電價剛剛落地，預計到2018年就將籌備下調光熱發電電價，根據十三五5GW的光熱發電裝機規劃，十三五期間還有約3.65GW的光熱示范電站需要電價的支持，電價下調是必然的，下調幅度是不確定的，但從此征求意見稿來看，光熱發電預期的下調幅度也不會太小，在保證第一批示范項目成功的基礎上，光熱發電的成本下降壓力較大。

　　該征求意見稿的發布對光熱發電的短期利好或許在于，資本對光伏發電的投資信心將受到沖擊，光熱發電吸納資本進入的能力或將增強。但最根本的還在于，光熱發電的成本可以在未來兩年內獲得明顯的實質性的降低。

附：國家發展改革委關于調整新能源標桿上網電價的通知（征求意見稿）

各省、自治區、直轄市發展改革委、物價局、國家電網公司、南方電網公司：

為合理引導新能源投資，促進陸上風電、光伏發電等新能源產業健康有序發展，依據《可再生能源法》，決定調整新能源標桿上網電價政策。經研究，現就有關通知如下：

一、繼續實行新能源標桿上網電價退坡機制

根據當前新能源產業技術進步和成本降低情況，適當降低保障性收購范圍內2018年新建陸上風電和2017年新建光伏發電等新能源標桿上網電價，具體見附件一。光伏發電、陸上風電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價）以內的部分，由當地省級電網結算；高出部分通過國家可再生能源發展基金予以補貼。

二、適當降低分布式光伏補貼標準

利用建筑物屋頂及附屬場所建設的分布式光伏發電項目，在項目備案時可以選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。對“自發自用、余電上網”模式的分布式光伏發電實行按照全電量補貼的模式，補貼標準分別為：一類資源區0.2元/千瓦時、二類資源區0.25元/千瓦時、三類資源區0.3元/千瓦時，上述補貼資金通過可再生能源發展基金予以支付，由電網企業轉付；其中，分布式光伏發電系統自用有余上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。“全額上網”模式執行光伏電站價格，具體補貼發放審批程序按照光伏電站的方式執行。

三、明確海上風電標桿上網電價

對非招標的海上風電項目，區分潮間帶風電和近海風電兩種類型確定上網電價。2018年12月31日以前投運的近海風電項目上網電價為每千瓦時0.8元（含稅，下同），潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時0.7元。海上風電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫銷、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價）以內的部分，由當地省級電網結算；高出部分通過國家可再生能源發展基金予以補貼。

四、調整新建生物質發電等項目補貼方式

2017年1月1日以后并網的農林生物質發電、其他生物質發電、垃圾焚燒發電、垃圾填埋氣發電、沼氣發電等新能源發電項目標桿上網電價，由各省（區、市）價格主管部門確定繼續執行國家制定的標桿電價或根據本地實際情況研究制定標桿上網電價。上述新能源項目標桿電價在當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價）以內的部分，由當地省級電網結算；高出部分通過省內銷售電價予以疏導。

五、鼓勵招標等市場化方式確定新能源電價

國家鼓勵各地通過招標等市場競爭方式確定陸上風電、海上風電、光伏發電等新能源項目業主和補貼標準，但通過市場競爭方式形成的價格不得高于國家規定的同類資源區陸上風電、海上風電、光伏發電標桿上網電價。

其中，實行招標等市場競爭方式確定的價格，在當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價）以內的部分，由當地省級電網結算；高出部分由國家可再生能源發展基金予以補貼。

六、其他有關要求

各新能源發電企業和電網企業必須真實、完整地記載和保存相關發電項目上網交易電量、價格和補貼金額等資料，接受有關部門監督檢查。各級價格主管部門要加強對新能源上網電價執行和電價附加補貼結算的監管，督促相關上網電價政策執行到位。

上述規定自2017年1月1日起執行。

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