《扩产受限补贴降低 光伏发电平价上网步伐加快》

  • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者: wukan
  • 发布时间:2018-06-08
  •   2017年,我国光伏发电新增装机容量达到53吉瓦,占全国电源新增发电装机容量的39%,连续5年光伏发电新增装机容量全球第一,占全球的一半。虽然具有绝对的体量优势,但面对2020年实现光伏用户侧平价上网目标的压力,各大企业越来越注重通过技术创新来降低度电成本。“高效”是本届展会的一大关键词。

      此次展会上,苏美达推出了半片、双面双玻及多主栅系列等多款新品,其双面双玻组件拥有更稳定输出功率、更高效发电收益、更优弱光效应等诸多优异性能,在雾霾、阴天等弱光条件下也可实现高效发电。

      中来股份则主打“透明牌”,联合杜邦公司发布了透明太阳能背膜、高反射双面组件伴铝等多款专利解决方案。记者了解到,透明太阳能背膜将能满足双面组件对透光、耐候、耐紫外等基本需求,融合轻量化、呼吸性、高增益的几大核心优势将进一步提升双面组件发电水平。

      在晶科能源展台,全球商业化量产功率最高的板型——Cheetah 410瓦超高效组件全球首秀,首次将主流功率档拉伸至400瓦以上,组件转化效率达到20.38%。

      协鑫集成发布了4款多晶、单晶高效组件。协鑫集成总裁罗鑫表示,降低成本、提高效率正成为行业发展方向。在“领跑者”项目带动下,多晶黑硅PERC、单晶PERC、N型单晶等新型技术和差异化产品占比逐年提升,显示了技术革新正不断驱动行业进步。

      全面平价上网加速来临

      “平价上网”是展会期间各大厂商和行业专家提及频率最高的词汇。“光伏发电平价上网的时代即将全面到来,光伏正逐步走向能源舞台的中央。”中国光伏行业协会理事长、天合光能有限公司董事长高纪凡信心满满地说。

      协鑫集团董事长朱共山同样认为,“2020年以后,中国光伏产业将告别政府补贴,全面实现光伏发电平价上网。”

      “随着光伏发电度电补贴逐步下调,技术进步驱动发电成本下降和系统智能化程度进步,光伏发电的平价上网时代将如期而至,光伏电力在能源行业的竞争力也在稳步上升。”苏美达集团总裁蔡济波说,目前工商业用户侧平价上网已基本实现,居民用户侧和发电侧平价上网还需要3年左右时间。

      实现平价上网将给光伏行业带来多重利好。晶科能源副总裁钱晶表示,平价上网的到来将降低补贴不确定性,可以精准预测投资回报率,大大激发民间资本的电站投资热情。同时,光伏行业在能源领域的话语权将不断加大。

      晋能科技总经理杨立友表示:“在产业政策上,我国光伏产业应尽快推动可再生能源配额制真正落地;在技术层面上,目前产业链上下游均取得了很大进步,并且电池与组件效率仍在不断突破,PERC技术也成为了当前主流。因此,全行业都应持续在尖端创新技术上发力,加快实现平价上网。”

      除了硬件设备方面的创新,软件支撑同样是平价上网的关键。“通过数字化手段开发和管理,电站运行变得更加透明,更容易发现和解决问题,从而实现降本增效。”远景智能副总裁兼光伏业务总经理孙捷告诉记者,运用全生命周期数字化解决方案,可在现有条件下进一步降低度电成本。比如,通过阿波罗光伏首创的无人机勘查和3D数字实景建模技术,可以使一个分布式电站的设计时间从6小时减少到25分钟,效率提升24倍。

      企业转型升级迎接考验

      近日,国家发改委、财政部、国家能源局三部门联合发布了有关光伏业限制规模、补贴退坡的新政,光伏行业面临着严峻考验。

      “今年中国光伏市场不大可能再出现高增长,企业面临很多压力。”蔡济波表示,从国内来讲,作为全球前三位的中国光伏市场,地面电站项目正在萎缩,业务形式逐渐向工商业分布式以及民用分布式转变,装机总量很难再现去年那样的超预期增长。同时,各大企业又开始了新一轮产能扩张,价格战、同质化竞争都给光伏从业者带来了很大压力。从国际市场看,美国、印度又采取了新的贸易保护措施,国际市场同样不容乐观。

      谈起未来几年的市场竞争,孙捷为远景智能公司没有进入光伏设备制造,而是选择了第三方服务平台的定位感到庆幸。在他看来,市场增长放缓和新一轮产能扩张将淘汰一批技术上缺乏竞争力的中小企业;光伏电站智能化数字化投资、资产服务市场仍然是一片蓝海,也是他们下一步发力深耕的领域。

      不过,他也认为,近几年我国光伏产业发展过快,相应的技术、产品、配套都没跟上,未来政府还应该适当控制规模,保障行业有序增长,鼓励技术领先的企业优先发展。

      在平价上网的微利时代,如何保障稳定增长已成为众多企业不得不思考的问题。罗鑫表示,协鑫集成持续推进实施多、单晶并举,海内外并重的市场战略,将立足新兴市场,依托产业园模式建设,降低贸易壁垒,实现资源配置最优化应用。预计到2020年,海外业务销售占比将达70%。在推出多类型产品的同时,通过开发模块化系统集成包,满足客户定制化产品需求。

      苏美达则更加注重包括商务能力、技术能力、金融能力、EPC工程能力在内的综合竞争实力的培养,给客户提供包含金融解决方案在内的一站式产品和项目服务解决方案。

      “更重要的是控制企业发展的节奏,晋能这些年从不盲目扩张,未来也将稳扎稳打,待一项技术成熟并经历市场检验后,再适当扩张产能。”杨立友说。

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  • 《实现光伏平价需要降低软成本》

    • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2020-06-06
    • 光伏与其他电源相比是否具有市场竞争力,主要看它是否能够实现平价上网。“平价”是相对概念,如果光伏度电成本在大多数情况下能够低至相同区域的煤电度电成本,就可称之为平价。光伏度电成本以元/千瓦时为单位,即是光伏系统每发1千瓦时电量的综合成本,包括硬成本和软成本两部分。 我国光伏平价上网的总体评价 作为基准电价的火电价格,包括上游火电厂的售电价格(也称上网电价)和下游用户的购电价格两类。集中式光伏类似于火电厂,属于生产侧,所发的电能经过输电网集中外送,其度电成本与火电厂的售电价格具有可比性;分布式光伏直接布局在下游消费侧,所发的电能可以自用,也可以通过配电网上网销售,其度电成本与当地居民或工商业企业的购电价格具有可比性。集中式光伏平价被称为生产侧平价,分布式光伏平价被称为用户侧平价(详见表1)。整体看,我国光伏平均度电成本已低于煤电,用户侧可以实现平价,但发电侧平价尚有难度。根据中国光伏行业协会数据,2019年,我国集中式光伏累计装机占比为69.4%,因此我国尚未实现光伏全面平价上网。 (一)我国光伏平均度电成本已低于煤电 我国光伏的平均度电成本已经低于全国煤电的平均度电成本。从2014年开始,全球最大的财经资讯服务提供商彭博资讯集团(Bloomberg L.P.),每年分两次对多个国家和地区的光伏度电成本进行统计测算。结果显示:我国光伏平均度电成本从2014年上半年的1.08元/千瓦时降至2019年下半年的0.3元/千瓦时,降幅约为72%。从2018年下半年开始,我国光伏平均度电成本降至0.38元/千瓦时,已经低于煤电的平均度电成本0.40元/千瓦时。详见图1。 (二)分布式光伏平价已经实现 我国分布式光伏的平均度电成本为0.27~0.48元/千瓦时,全国用户侧平均电价为0.5135~0.6948元/千瓦时,用户侧的分布式光伏平价已经实现。 分布式光伏利用屋顶、院落等闲置资源,几乎不需考虑土地成本,也不需考虑长距离输送产生的相关成本。首先,看分布式光伏度电成本。根据中国光伏行业协会数据,2018年,我国分布式光伏度电成本在0.27~0.48元/千瓦时的区间。2019年光伏度电成本整体低于2018年水平。其次,看用户侧的购电价。分布式光伏用户包括居民用户和工商业用户两类。根据国家发展改革委数据,2019年6月,我国居民用户电价平均为0.5135元/千瓦时,工商业用户电价处于0.5379~0.6948元/千瓦时的区间。可见,我国已实现用户侧分布式光伏平价。详见表2。 综合国家统计局和彭博数据库数据,同样可以得出我国绝大多数地区已经实现用户侧分布式光伏平价的结论。详见图2。 (三)发电侧平价有难度,目前仅在少数地区可以实现 集中式光伏的情况相对复杂,其度电成本往往高于分布式光伏,实现平价上网尚有难度,仅有少数地区和先进的领跑基地项目可以实现。 我国集中式光伏度电成本整体高于分布式光伏。首先,集中式光伏需要较大面积的土地载体,与分布式光伏相比增加了土地成本。尤其是在经济发达地区的用电大省,土地成本不仅难降,还会逐年提升。其次,为降低土地成本,集中式光伏电站往往布局在土地资源丰富的西北部地区,但由于远离电力的主要消费中心而需要远距离输送,又会带来电力外送成本和电力协调消纳费用。再次,集中式光伏电站一次性投入资金规模大,并网发电后需要专业化的运营和维护,因此融资成本和运营成本普遍高于分布式。根据中国光伏行业协会数据,2018年,集中式光伏系统的度电成本在0.22~0.55元/千瓦时的区间,以0.3元/千瓦时以上为主,整体高于分布式。 如果集中式光伏发电系统所处区域地价便宜、光照条件好,安装的设备效率高,则可以实现平价。根据国家能源局、彭博数据库数据,我国黑龙江、海南和广东省的集中式光伏度电成本已低于当地煤电标杆上网电价;辽宁、河北、山东、陕西、山西和江苏等地的集中式光伏度电成本已接近平价;而湖北、湖南、安徽、贵州、重庆和新疆等地实现平价还存在挑战。黑龙江、海南和广东省能够实现发电侧平价,与所在地的地价便宜、项目设备先进、煤电上网电价较高有很大关系。详见图3。 此外,先进的领跑基地项目可以实现发电侧平价。光伏应用领跑基地第三期项目中的青海格尔木和德令哈两个基地中标上网电价分别是0.31元/千瓦时和0.32元/千瓦时,已低于当地超过0.32元/千瓦时的燃煤机组脱硫标杆电价。近期,国家电投中电国际朝阳平价项目的集中式光伏度电成本经测算约为0.34元/千瓦时,也已低于当地超过0.37元/千瓦时的燃煤机组脱硫标杆电价。 我国光伏实现全面平价的主要问题 光伏系统每发1千瓦时电量的综合成本可进一步细分为硬成本和软成本两部分。国内一些企业将其分别定义为技术成本和非技术成本。硬成本包括组件、逆变器、支架等所有硬件成本之和;软成本是指所有的非硬件成本,包括发电前的交易、安装、上网、土地等成本,以及发电系统运行后的财务、运维、税费、租金、人力资源等成本。今后硬成本下降的空间越来越小,相反,软成本对全面平价的约束力正在不断加强。 (一)软成本成为光伏全面平价的主要约束力 硬成本未来的下降空间有限。我国光伏度电成本快速下降主要是源于技术创新带来的硬成本下降。接下来,硬件制造成本依托技术进步仍可下降,但空间已经不大了。例如组件,组件是光伏发电系统的核心硬件,组件价格在硬成本中的占比约为40%。截至2020年1月8日,单晶组件(输出功率320瓦)价格为1.72元/瓦,多晶组件(输出功率275瓦)价格为1.5元/瓦。假定组件价格再降20%,也只有0.3~0.4元/瓦的空间,转换为度电成本不足0.04元/千瓦时。其他硬件也是如此。例如电池,2020年1月8日的价格已经普遍低于1元/瓦,再降的幅度十分有限。 光伏软成本正在成为实现更广范围光伏平价的主要约束力。在光伏发电高成本阶段,硬成本占比在70%以上。目前,我国一些光伏项目的软成本占比已经超过70%,与10年前的情况恰好相反。 美国非常重视降低光伏发电的软成本。早在2013年,美国能源部就将降低光伏软成本作为一项能源发展目标,并由下属的国家可再生能源实验室主要针对分布式光伏发布了2013~2020年削减非硬件成本的路线图。根据路线图,美国住宅光伏软成本将从2013年的1.50美元/瓦降至2020年的0.65美元/瓦,小型商用光伏软成本将从2013年的1.25美元/瓦降至2020年的0.44美元/瓦。反观我国,对降低光伏软成本尚未给予足够重视。今后,软成本对我国光伏实现全面平价的约束力将越来越强。 (二)光伏市场服务体系不完善 1.专业化的分布式光伏交易市场缺位。 我国分布式光伏发展速度开始超过集中式光伏,将产生大量的交易需求,但缺少专业化的分布式光伏交易市场。根据中国光伏行业协会数据,2019年,光伏新增装机容量中,分布式占比为40.5%,与2015年相比提升了约31.5个百分点。2019年,我国分布式光伏累计装机容量占光伏总累计装机容量的比重为30.6%,与2015年相比提高了近23个百分点。分布式光伏开始规模化发展后,将产生大量的交易需求。一方面,电量交易需求将快速增长,不仅限于用户与电网之间的双向交易,还包括居民用户、工商业用户之间以电网为平台进行的户对户交易;另一方面,其他交易需求也会产生,主要是指闲置屋顶、院落、水面等载体的租赁交易,光伏发电系统的租赁交易,以及回购交易,等等。现阶段,我国建立了面向分布式光伏交易的平台,例如光伏云,但这只是服务于电网和用户之间的双向交易,无法提供更加专业化的户对户多功能交易服务。 2.光伏标准化服务不到位。 我国一直在推动光伏标准的制定工作,目前已经形成了包括制造标准、服务标准等在内的整套光伏标准体系,但仍不完善。首先,标准体系存在空白点,尤其是服务标准。例如缺少光伏与环境保护标准,以及国家级的户用和工商业屋顶分布式光伏安装标准、服务规范标准、建筑安全标准等等。其次,标准水平参差不齐。不同地区具有不同的光照条件和环境特点,屋顶因民俗等原因也结构各异。地方除了遵循国家统一标准外,还需要出台差异化的地方标准。有些地区已经率先出台,但多数地区执行的只有国家统一标准。而且,标准执行力不足的问题在一些地方较为突出。 3.光伏金融服务短缺。 我国针对光伏市场的金融服务主要是债务融资,成本较高,而且存在融资难的问题。安装光伏系统需要一次性投资,有时投入的资金还要包括屋顶翻新的费用,因此很多安装方存在融资需求。随着光伏市场规模的增长,融资需求也会越来越多。目前的光伏金融服务主要以传统的债务融资为主,缺少与新技术、新业态、新模式相适应的更低成本的金融创新。一些有意愿安装分布式光伏系统的农村用户因缺少抵押物而存在融资难的问题,有些工商业用户也因多种原因而面临光伏融资难题。对于集中式光伏安装方而言,不仅一次性的系统安装投入费用巨大,还要承担系统并网发电后的运营任务,对融资的需求更为迫切。 4.光伏供应链管理服务仍是空白。 我国光伏市场服务刚刚起步,缺少专业化的光伏供应链管理服务商。光伏市场的客户需求千差万别,系统安装方要根据载体的具体情况、客户的资金实力、当地的光照特点等,提供发电系统的集成设计服务和安装设计服务,并代为采购和集成硬件,随后负责安装、调试、上网等,有时还要提供协助贷款服务。因此,光伏服务属于典型的供应链管理服务。光伏服务不同于空调等电器设备的安装。空调的安装是在客户购买好硬件之后的配套服务,而光伏服务是要在客户购买硬件前根据其个性化需求提供的一揽子解决方案。但目前的光伏服务较为粗放,主要以代为购买、安装、协调上网等基本服务为主,缺少能够集成定制光伏市场资源、整体降低供应链成本的供应链管理服务商。 (三)集中式光伏电站运营成本因补贴拖欠而大幅增加 集中式光伏电站的补贴拖欠问题较为严重,增加了集中式发电侧的软成本。首先,光伏补贴缺口大,难以弥补。据财政部统计,我国光伏补贴缺口预计到2020年超过600亿元。其次,国家补贴目录确认周期和发放周期较长,从申报到资金拨付时间跨度长达一年甚至两年以上。补贴长期拖欠影响集中式光伏电站现金流,造成财务成本增加,加剧了经营困难。 不同于传统电站多由体量大、专业性强、内部资源丰富的国有电力企业运营,我国绝大多数的集中式光伏电站由民营企业建设并运营,难以承受补贴拖欠之重。在光伏产业发展的初始阶段,专业化分工尚未形成,民营制造企业虽然具备较强的制造能力,但不擅长中下游服务,而且与国有电力企业相比体量相对小、内部可调配的资源有限,因此它们缺少一体化运营电站的服务能力和资源配置能力。补贴预期是民营光伏企业涉足电站的一个重要原因,但预期难以达成。补贴未兑现的光伏电站已经成为一些民营光伏企业的成本包袱,是集中式光伏发电侧软成本难降的一个重要因素。 政策建议 (一)将光伏平价作为我国再降电价的措施之一 对光伏平价的意义不能局限于新能源产业发展层面,而是要上升至我国经济的全球竞争力高度,将实现更广范围的光伏平价作为我国保持低成本电价竞争优势的一项重要战略举措,并在“十四五”能源规划中给出明确定位。我国已形成居民电价与工商业电价的交叉补贴,将居民电价长期稳定在低水平;新一轮电改启动后,不断提升大用户直接交易量,确保大工业用户电价保持在较低水平;同时,连续两年每年降低工商业电价10%,进一步整体降低了全社会电价水平。但在现有电源结构下,通过以上措施再次降低电价存在较大难度。随着电力技术不断进步和产业生态不断完善,光伏的度电成本还可下降,会较快实现更广范围的“平价”,并走向未来“低价”。这就为我国保持全球低电价竞争力创造了更大的空间。 (二)以培育光伏交易市场为切入点重点降低软成本 首先,提高对降低光伏软成本的重视度。硬成本迅速降低体现了我国光伏产业不断强化的制造能力。但随着光伏市场规模的增长,服务滞后的不利因素也愈发明显。我国可借鉴美国的经验,将实现光伏全面平价上网的重点明确为降低软成本。 其次,考虑到光伏服务软成本主要产生于电力产业链中下游的发电、交易、安装和运维等市场环节,可将培育光伏交易市场作为降低服务软成本的切入点。发挥市场配置资源的决定性作用,选择光伏消费大省试点建设光伏交易市场,例如浙江、山东、河北等地,探索光伏新能源电力双边或多边交易模式,配套建设微电网服务区、光伏服务培训基地、标准化示范区、光伏设计园等,支持成立光伏服务协会,以市场需求吸引高端人才和各类社会资本集聚,在光伏市场体系加速完善的进程中有效降低光伏的软成本;支持从事光伏市场服务的企业转型为光伏供应链管理服务商,在分布式光伏项目配置方面给予一定的政策扶持,例如指标配置,“一带一路”光伏扶贫项目支持等。 (三)破解集中式光伏电站的补贴难题 首先,处理好历史欠账。对于已经形成的历史欠账,可出台专门政策,明晰从2020年开始的问题解决思路,可对拖欠时间较长、运营指标良好的项目优先解决,以此优化市场预期。 其次,从形成合理的产业分工出发,鼓励运营集中式光伏电站的民企与国有电力企业开展新能源发电领域的跨所有制合作。2019年以来,运营电站的民营企业为减轻电站负担开始尝试通过股权出让的形式与国有电力企业合作。这种尝试具有现实意义,民营企业走专业化道路,重点提升制造能力;国有电力企业发挥规模优势、资源优势和电站管理优势,主导集中式光伏电站的建设、运营和维护。鼓励双方合作,不仅可以解决电站运营难题,还可通过上下游的分工合作让民营光伏企业更好地融入我国电力格局。 国务院发展研究中心企业研究所 周健奇 隆基绿能科技股份有限公司 穆静
  • 《发展改革委:积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网》

    • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2019-01-11
    • 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。   通知全文如下:   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。   国家发展改革委   国家能源局   2019年1月7日