微信客服
微信公眾號
到年末了，光伏相關政策不斷落地，且都是利好。本文主要對近期的光伏政策進行梳理，試圖探索政策之間的關聯以及主管部出臺利好政策的動力和想法。
一、運營端：2020年全國范圍內有效解決棄光問題
《解決棄水棄風棄光問題實施方案》發布。2017年11月13日，國家能源局、國家發改委正式下發《解決棄水棄風棄光問題實施方案》(以下簡稱《方案》)，明確按年度實施可再生能源電力配額制，并在2020年全國范圍內有效解決棄水棄風棄光問題。方案共13頁，內容達27條之多，解決“三棄”(棄水棄風棄光)問題的難度可見一斑。我們認為《方案》主要有以下三個亮點：(1)制定了2017年的目標，并提出各地要逐年下調目標，以在2020年全國范圍內有效解決“三棄”問題;(2)明確按年度實施可再生能源電力配額制，并明確了配額的考核主體;(3)再次重申解決“三棄”問題的重要性。
2017年解決棄光的目標出臺，同時要求各地逐年下調目標，以在2020年全國范圍內有效解決棄光問題。《方案》明確提出2017年解決棄光的目標：甘肅、新疆棄光率降至20%左右，陜西、青海棄光率力爭控制在10%以內;其它地區光伏發電年利用小時數應達到國家能源局2016年下達的本地區最低保障收購年利用小時數(或棄光率低于5%)。《方案》同時要求各省(自治區、直轄市)能源管理部門要及時總結解決棄光的工作成效和政策措施，并提出后續年度解決棄光的年度工作目標，確保棄光電量和限電比例逐年下降，以到2020年在全國范圍內有效解決棄光問題。
各省級區域按年度實施可再生能源電力配額制，配額考核的主體是電網企業、配售電企業和電力生產企業。與以往直接給出2020年的配額指標不同，《方案》指出，要綜合考慮各省(自治區、直轄市)可再生能源資源、電力消費總量、跨省跨區電力輸送能力等因素，按年度確定各省級區域全社會用電量中可再生能源電力消費量最低比重指標(配額指標)，這樣實施的話，配額制執行的節奏就更加可控。而之前一直懸而未決的配額考核主體也首次明確，電網企業、配售電企業和電力生產企業作為配額考核的主體：各類電力相關市場主體共同承擔促進可再生能源利用的責任，各省級電網企業及其他地方電網企業、配售電企業(含社會資本投資的增量配電網企業、自備電廠)負責完成本供電區域內可再生能源電力配額，電力生產企業的發電裝機和年發電量構成應達到規定的可再生能源比重要求。具體的細節會在未來發布的《可再生能源電力配額及考核辦法》中進行公布，同時《方案》也再次指出“綠證+配額”可能會作為未來補貼退坡的實行制度：完善可再生能源電力綠色證書及交易機制，形成促進可再生能源電力生產和消費的新發展模式。
在煤價高企、政策多管齊下的背景下，“三棄”問題再次被重申，棄光改善有望成為全年主題。2016年在煤炭去產能的壓力下，地方政府為了保煤礦，火電的上網權重有所增加，加之2016年用電量增速趨緩，新能源消納承壓，棄光限電現象嚴重。而今年以來，棄光持續改善，1-9月，棄光率同比下降3.8個百分點，我們認為，煤價高企和政策密集出臺是今年棄光明顯改善的主要原因：(1)今年以來，煤炭價格維持高位，地方政府保煤礦壓力減小;(2)能源局出臺了光伏的紅色預警機制，地方政府，特別是棄光率高的三北地區，為了建設能源大省，需要著力解決光伏的消納問題，以獲得光伏等能源項目的核準，地方政府解決消納問題的主動性大幅提升;(3)煤炭價格高企，導致火力發電成本增加，經濟性下滑，火電的競爭性變差，光伏等新能源發電經濟性凸顯，今年以來光伏等新能源已成為大型發電企業的主要利潤貢獻點，利好光伏的消納;(4)國家密集出臺多項政策改善光伏等新能源的消納問題，主要包括解決補貼問題的綠色電力證書政策、解決“重建輕用”問題的分布式發電直接交易政策、解決光伏上網調峰問題的火電廠靈活改性政策以及解決北方地區冬季棄光嚴重的可再生能源清潔取暖的政策。在煤價高企、政策多管齊下的背景下，能源主管部門再次重申包括棄光在內的“三棄”問題，并制定了解決問題的實施方案，這將有利于強化棄光改善的政策支持和方案支撐，棄光改善有望成全年主題。
直接利好存量項目，新增項目真實IRR將重新體現。棄光問題是除補貼拖欠之外限制光伏發展的第二大問題，一旦棄光現象好轉，首先利好存量的光伏項目，提升其盈利能力，同時也會將光伏的真實內部收益率(IRR)體現出來，拉動新的裝機需求。
二、運營端：2020年實現光伏上網電價與電網銷售電價相當
《關于全面深化價格機制改革的意見》提及2020年光伏要實現平價。2017年11月8日，國家發展改革委印發《關于全面深化價格機制改革的意見》(發改價格〔2017〕1941號)，以下簡稱《意見》，文件第十條中明確提出到2020年實現光伏上網電價與電網銷售電價相當。
定性上說，生態環保的屬性以及補貼退坡制度是兩個關鍵點。(1)《意見》將關于光伏上網電價的表述歸類于“五、創新和完善生態環保價格機制”，這表明光伏不僅具有電力(能源)屬性，更重要的生態環保的屬性;(2)《意見》原文表述是“根據技術進步和市場供求，實施光伏等新能源標桿上網電價退坡機制，2020年實現光伏上網電價與電網銷售電價相當。”這比《太陽能十三五規劃》(到2020年，光伏發電電價水平在2015年基礎上下降50%以上，在用電側實現平價上網目標)和《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》(到2020年，光伏裝機達到1億千瓦左右，光伏發電與電網銷售電價相當)要更進一步明確了平價的方式，那就是實行補貼退坡制度，我們推測可能指的是明年開始強制實行的“綠證+配額”。
從定量的角度來看，光伏上網電價目前已基本實現用戶側平價，2020年實現發電側的平價上網也是很有可能的。我國居民生活用電、工商業用電、大工業用電的平均電價約為0.51、0.75、0.55元/千瓦時。而我國三類資源區的標桿上網電價分別為0.65、0.75、0.85元/千瓦時，這表明光伏上網電價已基本上實現用戶側平價。而在上網側，目前的補貼強度(標桿上網電價-當地燃煤標桿電價)在0.33-0.52元/千瓦時左右，平均比風電高0.26元/千瓦時。隨著全行業降本增效不斷推進以及非光伏成本不斷降低，上網側平價有望在2020-2022年實現。
平價之后，光伏將迎來新的拐點。2020年實現平價上網之后，光伏行業將迎來新的拐點，主要從需求和供給兩個維度來看：(1)需求層面，統計數據顯示，全社會用電增速維持在6-8%左右，同時國家加強煤電產能退出(2020年煤電裝機規模力爭控制在11億千瓦以內，2017Q3為10.8億千瓦時，十三五期間力爭關停2000萬千瓦)，一方面，國家層面希望電力需求的缺口由不需要補貼的光伏等新能源來彌補，另一方面，主管部門在制定光伏裝機規劃時將不在考慮可再生能源補貼基金的規模限制;(2)供給層面，光伏項目的投資核心驅動力是IRR，目前由于沒有實現平價，光伏項目的補貼拖欠問題將導致實際IRR大打折扣，同時造成項目的現金流緊張，一旦平價到來，IRR將恢復到理論值，投資熱情將再次點燃。
三、運營端：分布式發電“隔墻售電”新模式
分布式發電市場化交易試點啟動。2017年10月31日，國家發改委和國家能源局聯合發布了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源[2017]1901號)，這是繼今年3月發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知征求意見稿》8個月后千呼萬喚始出來的正式通知文件。
兩種類型的分布式發電項目可以參與分布式發電市場化交易。分布式發電是指接入配電網運行、發電量就近消納的中小型發電設施。參與分布式發電市場化交易的項目應滿足以下要求：(1)接網電壓等級在35千伏及以下項目、單項項目容量不超過20兆瓦(有自身電力消費的，扣除當年最大負荷后不超過20兆瓦);(2)單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦，接網電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級范圍內就近消納。
分布式發電市場化交易包括三種交易模式。分布式發電市場化交易的機制是：分布式發電項目單位(含個人，以下同)與配電網內就近電力用戶進行電力交易：電網企業(含社會資本投資增量配電網的企業，以下同)承擔分布式發電的電力輸送并配合有關電力交易機構組織分布式發電市場化交易，按政府核定的標準收取“過網費”。具體交易模式分為三種：(1)分布式發電項目直接售電給電力用戶，向電網支付“過網費”;(2)分布式發電項目委托電網代售電，電網按綜合售電價格減去“過網費”后轉付給分布式發電項目單位;(3)電網按國家核定的各類發電標桿上網電價收購電量，度電補貼要扣除配電網區域最高電壓等級用戶對應的輸配電價。
分布式發電市場化交易中“過網費”的征收有兩種標準。“過網費”是指電網企業為回收電網網架投資的運行維護費用，并獲得合理的資產回報而收取的費用，其核算在遵循國家核定輸配電價基礎上，應考慮分布式發電市場化交易雙方所占用的電網資產、電壓等級和電氣距離。主要征收標準如下：(1)“過網費”由所在省(區、市)價格主管部門依據國家輸配電價改革有關規定制定，在核定前暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網公共網絡輸配電價(含政策性交叉補貼)扣減分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價;(2)當分布式發電項目總裝機容量小于供電范圍上年度平均用電負荷時，過網費執行本級電壓等級內的過網費標準。超過時執行上一級電壓等級的“過網費”標準。
風電、光伏分布式發電項目的度電補貼降低10-20%。除收取“過網費”外，其他服務包括電量計量、代收電費等，電網均不對分布式發電項目單位收取任何服務費用。光伏發電在當地分布式光伏發電的電補貼標準基礎上適度降低;風電度電補貼標準按當地風電上網標桿電價與燃煤標桿電價(含脫硫、脫硝、除塵電價)相減確定并適度降低。(1)單體項目容量不超過20兆瓦，度電補貼需求降低比例不得低于10%;(2)單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦的，度電補貼需求降低比例不得低于20%。
分布式發電市場化交易試點于2018年2月1日實行。試點地區選擇電力需求量較大、電網接入條件較好，可達到較大總量規模的市縣級區域以及經濟開發區、工業園區、新型城鎮化區域。2017年12月31日前，有關試點地區完成試點方案編制，進行交易平臺建設準備。2018年1月31日前，試點地區完成分布式發電交易平臺建設、制定交易規則等相關工作，自2018年2月1日起啟動交易。2018年6月30日前，對試點工作進行總結評估，完善有關機制體系，視情況確定推廣范圍和時間。
分布式發電“隔墻售電”將再次推動分布式光伏發展。今年以來分布式發電發展迅速，1-9月份，分布式光伏新增15.30GW，同比增長4倍，而這次分布式發電市場化交易試點為分布式項目提供了“隔墻售電”的新模式，將再次引爆原本就十分火熱的分布式發電市場。
四、制造端：“領跑者”帶動產業技術升級
第三批“領跑者”計劃公布。2017年9月22日，國家能源局發布《關于推進光伏發電“領跑者”計劃實施和2017年領跑基地建設有關要求的通知》，光伏發電領跑基地包括應用領跑基地和技術領跑基地，每期領跑基地控制規模為8GW，其中應用領跑基地和技術領跑基地規模分別不超過6.5GW和1.5GW。每個基地每期建設規模0.5GW，應用領跑基地每個項目規模不小于0.1GW，技術領跑基地每個項目規模為0.25GW，2017年擬建設不超過10個應用領跑基地和3個技術領跑基地，對應規模不超過6.5GW，剩余的1.5GW指標作為激勵預留規模。
什么是光伏領跑者計劃?2015年1月8日，發改委等八部門發布《能效領跑者制度實施方案》，其中“能效領跑者”是指同類可比范圍內能源利用效率最高的產品、企業或單位。發改委將同有關部門制定激勵政策，鼓勵能效“領跑者”產品的技術研發、宣傳和推廣。而光伏領跑者計劃則是與其并行的一種促進先進光伏技術產品應用和產業升級，加強光伏產品和工程質量管理的專項方案。光伏領跑者計劃是國家能源局牽頭推動、從2015年開始執行，通過建設先進技術光伏發電基地、新技術應用示范工程等方式實施。目前已經實施了兩批，共規劃裝機規模6.5GW。
第三批領跑者計劃與前兩批的區別?第三批領跑者計劃除了之前的應用領跑者基地之外，還首次提出了技術領跑者基地，每期的規劃規模為1.5GW，對應3個領跑者基地和6個項目。應用領跑者基地的目的是加速已量產的高效產品的市場推廣，而技術領跑基地通過給光伏制造企業自主創新研發、可推廣應用但尚未批量制造的前沿技術和突破性技術產品提供試驗示范和依托工程，以加速科技研發成果應用轉化，帶動和引領光伏發電技術進步和市場應用。在投資企業的選擇上，技術領跑者主要考察企業的技術和產業先進性(55%)、技術方案(25%)、業績水平(10%)和投資能力(10%)，并不考察上網電價，技術領跑者基地的上網電價執行所在地的光伏標桿上網電價;而應用領跑者主要考察企業的上網電價(35%)、技術與產業先進性(20%)、業績水平(20%)、技術方案(15%)和投資能力(10%)。在技術指標的設置上，領跑者基地技術指標不定期更新，應用領跑者技術指標將作為市場準入標準參考，而技術領跑者的技術指標作為下期應用領跑者基地的技術指標參考。兩級領跑者的配置很好地踐行了“研發一代、量產一代、推廣一代”的新技術研發和推廣方式，在兩級領跑者配置的帶動下，行業格局將發生變化，高效化進程將進一步加速，技術實力雄厚的龍頭企業將受益，強者恒強。
領跑者基地遴選主要考察什么指標?第三批領跑者基地的篩選主要考核的指標包括接網和送出工程(40%)、土地使用及成本(25%)、政策與效果(15%)、太陽能資源及利用(10%)、規劃方案完善程度(5%)、基地社會效果(5%)，表明對于基地的考核重點在于接入系統建設、消納保障、土地、政策等非光伏成本。因為隨著降本提效的速度加快，光伏成本在度電成本中的占比已經越來越低，據我們測算，目前光伏組件在度電成本中的占比僅為23%，其他非光伏成本，如電網接入、土地租金、融資成本、稅費等非光伏成本的占比反而達到77%，因此領跑者基地遴選時更加關注了非光伏成本，這將有助于平價上網的早日臨近。
領跑者計劃的實施效果如何保障?設定常態監測機制，并預留獎勵裝機指標。每個基地均明確其中一個項目承擔所在基地綜合技術監測平臺建設，各基地所在地市(縣)能源主管部門負責選擇具備能力的機構(或企業)建立基地項目集中監測評價技術系統，相關監測信息報送國家可再生能源信息管理中心。國家可再生能源信息管理中心負責定期發布各基地的監測評價報告。在對領跑者基地進行驗收時，除常規的工程驗收外，還重點驗收基地項目采用先進產品、電力送出工程建設、生態保護及土地綜合利用、地方政府服務和收費等。國家能源局對領跑基地建設運行的全過程監督，建立健全基地建設運行狀況定期發布、工作激勵和黑名單、失信懲戒等制度。除此之外，2017年剩余的1.5GW的裝機規模將作為激勵機制預留規模，根據評估情況對按要求按期并網發電、驗收合格且優選確定的電價較光伏發電標桿電價降幅最大的3個基地增加等量規模接續用于應用領跑基地建設。
領跑者計劃將促進光伏向高效化方向發展，帶動產業技術升級。2017年7月18日，能源局、工信部和認監委聯合發布《關于提高主要光伏產品技術指標并加強監管工作的通知》，通知指出，多晶硅電池組件和單晶硅電池組件的光電轉化效率的應用領跑者技術指標分別由16.5%、17%提高至17%、17.8%，多晶硅電池組件和單晶硅電池組件分別提高0.5和0.8個PCT。據測算，符合這一標準的60片組件應該達到多晶組件278W和單晶291W，最終可能執行280W的多晶和295W的單晶。同時，從2018年1月1日起，光伏組件的市場準入效率達到16%和16.8%。與此同時，《關于可再生能源發展十三五規劃實施的指導意見》指出2017-2020年領跑者技術基地每年光伏建設規模為8GW，在領跑者計劃持續的拉動下，高效化日益成為行業發展的趨勢。
一、運營端：2020年全國范圍內有效解決棄光問題
《解決棄水棄風棄光問題實施方案》發布。2017年11月13日，國家能源局、國家發改委正式下發《解決棄水棄風棄光問題實施方案》(以下簡稱《方案》)，明確按年度實施可再生能源電力配額制，并在2020年全國范圍內有效解決棄水棄風棄光問題。方案共13頁，內容達27條之多，解決“三棄”(棄水棄風棄光)問題的難度可見一斑。我們認為《方案》主要有以下三個亮點：(1)制定了2017年的目標，并提出各地要逐年下調目標，以在2020年全國范圍內有效解決“三棄”問題;(2)明確按年度實施可再生能源電力配額制，并明確了配額的考核主體;(3)再次重申解決“三棄”問題的重要性。
2017年解決棄光的目標出臺，同時要求各地逐年下調目標，以在2020年全國范圍內有效解決棄光問題。《方案》明確提出2017年解決棄光的目標：甘肅、新疆棄光率降至20%左右，陜西、青海棄光率力爭控制在10%以內;其它地區光伏發電年利用小時數應達到國家能源局2016年下達的本地區最低保障收購年利用小時數(或棄光率低于5%)。《方案》同時要求各省(自治區、直轄市)能源管理部門要及時總結解決棄光的工作成效和政策措施，并提出后續年度解決棄光的年度工作目標，確保棄光電量和限電比例逐年下降，以到2020年在全國范圍內有效解決棄光問題。
各省級區域按年度實施可再生能源電力配額制，配額考核的主體是電網企業、配售電企業和電力生產企業。與以往直接給出2020年的配額指標不同，《方案》指出，要綜合考慮各省(自治區、直轄市)可再生能源資源、電力消費總量、跨省跨區電力輸送能力等因素，按年度確定各省級區域全社會用電量中可再生能源電力消費量最低比重指標(配額指標)，這樣實施的話，配額制執行的節奏就更加可控。而之前一直懸而未決的配額考核主體也首次明確，電網企業、配售電企業和電力生產企業作為配額考核的主體：各類電力相關市場主體共同承擔促進可再生能源利用的責任，各省級電網企業及其他地方電網企業、配售電企業(含社會資本投資的增量配電網企業、自備電廠)負責完成本供電區域內可再生能源電力配額，電力生產企業的發電裝機和年發電量構成應達到規定的可再生能源比重要求。具體的細節會在未來發布的《可再生能源電力配額及考核辦法》中進行公布，同時《方案》也再次指出“綠證+配額”可能會作為未來補貼退坡的實行制度：完善可再生能源電力綠色證書及交易機制，形成促進可再生能源電力生產和消費的新發展模式。
在煤價高企、政策多管齊下的背景下，“三棄”問題再次被重申，棄光改善有望成為全年主題。2016年在煤炭去產能的壓力下，地方政府為了保煤礦，火電的上網權重有所增加，加之2016年用電量增速趨緩，新能源消納承壓，棄光限電現象嚴重。而今年以來，棄光持續改善，1-9月，棄光率同比下降3.8個百分點，我們認為，煤價高企和政策密集出臺是今年棄光明顯改善的主要原因：(1)今年以來，煤炭價格維持高位，地方政府保煤礦壓力減小;(2)能源局出臺了光伏的紅色預警機制，地方政府，特別是棄光率高的三北地區，為了建設能源大省，需要著力解決光伏的消納問題，以獲得光伏等能源項目的核準，地方政府解決消納問題的主動性大幅提升;(3)煤炭價格高企，導致火力發電成本增加，經濟性下滑，火電的競爭性變差，光伏等新能源發電經濟性凸顯，今年以來光伏等新能源已成為大型發電企業的主要利潤貢獻點，利好光伏的消納;(4)國家密集出臺多項政策改善光伏等新能源的消納問題，主要包括解決補貼問題的綠色電力證書政策、解決“重建輕用”問題的分布式發電直接交易政策、解決光伏上網調峰問題的火電廠靈活改性政策以及解決北方地區冬季棄光嚴重的可再生能源清潔取暖的政策。在煤價高企、政策多管齊下的背景下，能源主管部門再次重申包括棄光在內的“三棄”問題，并制定了解決問題的實施方案，這將有利于強化棄光改善的政策支持和方案支撐，棄光改善有望成全年主題。
直接利好存量項目，新增項目真實IRR將重新體現。棄光問題是除補貼拖欠之外限制光伏發展的第二大問題，一旦棄光現象好轉，首先利好存量的光伏項目，提升其盈利能力，同時也會將光伏的真實內部收益率(IRR)體現出來，拉動新的裝機需求。
二、運營端：2020年實現光伏上網電價與電網銷售電價相當
《關于全面深化價格機制改革的意見》提及2020年光伏要實現平價。2017年11月8日，國家發展改革委印發《關于全面深化價格機制改革的意見》(發改價格〔2017〕1941號)，以下簡稱《意見》，文件第十條中明確提出到2020年實現光伏上網電價與電網銷售電價相當。
定性上說，生態環保的屬性以及補貼退坡制度是兩個關鍵點。(1)《意見》將關于光伏上網電價的表述歸類于“五、創新和完善生態環保價格機制”，這表明光伏不僅具有電力(能源)屬性，更重要的生態環保的屬性;(2)《意見》原文表述是“根據技術進步和市場供求，實施光伏等新能源標桿上網電價退坡機制，2020年實現光伏上網電價與電網銷售電價相當。”這比《太陽能十三五規劃》(到2020年，光伏發電電價水平在2015年基礎上下降50%以上，在用電側實現平價上網目標)和《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》(到2020年，光伏裝機達到1億千瓦左右，光伏發電與電網銷售電價相當)要更進一步明確了平價的方式，那就是實行補貼退坡制度，我們推測可能指的是明年開始強制實行的“綠證+配額”。
從定量的角度來看，光伏上網電價目前已基本實現用戶側平價，2020年實現發電側的平價上網也是很有可能的。我國居民生活用電、工商業用電、大工業用電的平均電價約為0.51、0.75、0.55元/千瓦時。而我國三類資源區的標桿上網電價分別為0.65、0.75、0.85元/千瓦時，這表明光伏上網電價已基本上實現用戶側平價。而在上網側，目前的補貼強度(標桿上網電價-當地燃煤標桿電價)在0.33-0.52元/千瓦時左右，平均比風電高0.26元/千瓦時。隨著全行業降本增效不斷推進以及非光伏成本不斷降低，上網側平價有望在2020-2022年實現。
平價之后，光伏將迎來新的拐點。2020年實現平價上網之后，光伏行業將迎來新的拐點，主要從需求和供給兩個維度來看：(1)需求層面，統計數據顯示，全社會用電增速維持在6-8%左右，同時國家加強煤電產能退出(2020年煤電裝機規模力爭控制在11億千瓦以內，2017Q3為10.8億千瓦時，十三五期間力爭關停2000萬千瓦)，一方面，國家層面希望電力需求的缺口由不需要補貼的光伏等新能源來彌補，另一方面，主管部門在制定光伏裝機規劃時將不在考慮可再生能源補貼基金的規模限制;(2)供給層面，光伏項目的投資核心驅動力是IRR，目前由于沒有實現平價，光伏項目的補貼拖欠問題將導致實際IRR大打折扣，同時造成項目的現金流緊張，一旦平價到來，IRR將恢復到理論值，投資熱情將再次點燃。
三、運營端：分布式發電“隔墻售電”新模式
分布式發電市場化交易試點啟動。2017年10月31日，國家發改委和國家能源局聯合發布了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源[2017]1901號)，這是繼今年3月發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知征求意見稿》8個月后千呼萬喚始出來的正式通知文件。
兩種類型的分布式發電項目可以參與分布式發電市場化交易。分布式發電是指接入配電網運行、發電量就近消納的中小型發電設施。參與分布式發電市場化交易的項目應滿足以下要求：(1)接網電壓等級在35千伏及以下項目、單項項目容量不超過20兆瓦(有自身電力消費的，扣除當年最大負荷后不超過20兆瓦);(2)單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦，接網電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級范圍內就近消納。
分布式發電市場化交易包括三種交易模式。分布式發電市場化交易的機制是：分布式發電項目單位(含個人，以下同)與配電網內就近電力用戶進行電力交易：電網企業(含社會資本投資增量配電網的企業，以下同)承擔分布式發電的電力輸送并配合有關電力交易機構組織分布式發電市場化交易，按政府核定的標準收取“過網費”。具體交易模式分為三種：(1)分布式發電項目直接售電給電力用戶，向電網支付“過網費”;(2)分布式發電項目委托電網代售電，電網按綜合售電價格減去“過網費”后轉付給分布式發電項目單位;(3)電網按國家核定的各類發電標桿上網電價收購電量，度電補貼要扣除配電網區域最高電壓等級用戶對應的輸配電價。
分布式發電市場化交易中“過網費”的征收有兩種標準。“過網費”是指電網企業為回收電網網架投資的運行維護費用，并獲得合理的資產回報而收取的費用，其核算在遵循國家核定輸配電價基礎上，應考慮分布式發電市場化交易雙方所占用的電網資產、電壓等級和電氣距離。主要征收標準如下：(1)“過網費”由所在省(區、市)價格主管部門依據國家輸配電價改革有關規定制定，在核定前暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網公共網絡輸配電價(含政策性交叉補貼)扣減分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價;(2)當分布式發電項目總裝機容量小于供電范圍上年度平均用電負荷時，過網費執行本級電壓等級內的過網費標準。超過時執行上一級電壓等級的“過網費”標準。
風電、光伏分布式發電項目的度電補貼降低10-20%。除收取“過網費”外，其他服務包括電量計量、代收電費等，電網均不對分布式發電項目單位收取任何服務費用。光伏發電在當地分布式光伏發電的電補貼標準基礎上適度降低;風電度電補貼標準按當地風電上網標桿電價與燃煤標桿電價(含脫硫、脫硝、除塵電價)相減確定并適度降低。(1)單體項目容量不超過20兆瓦，度電補貼需求降低比例不得低于10%;(2)單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦的，度電補貼需求降低比例不得低于20%。
分布式發電市場化交易試點于2018年2月1日實行。試點地區選擇電力需求量較大、電網接入條件較好，可達到較大總量規模的市縣級區域以及經濟開發區、工業園區、新型城鎮化區域。2017年12月31日前，有關試點地區完成試點方案編制，進行交易平臺建設準備。2018年1月31日前，試點地區完成分布式發電交易平臺建設、制定交易規則等相關工作，自2018年2月1日起啟動交易。2018年6月30日前，對試點工作進行總結評估，完善有關機制體系，視情況確定推廣范圍和時間。
分布式發電“隔墻售電”將再次推動分布式光伏發展。今年以來分布式發電發展迅速，1-9月份，分布式光伏新增15.30GW，同比增長4倍，而這次分布式發電市場化交易試點為分布式項目提供了“隔墻售電”的新模式，將再次引爆原本就十分火熱的分布式發電市場。
四、制造端：“領跑者”帶動產業技術升級
第三批“領跑者”計劃公布。2017年9月22日，國家能源局發布《關于推進光伏發電“領跑者”計劃實施和2017年領跑基地建設有關要求的通知》，光伏發電領跑基地包括應用領跑基地和技術領跑基地，每期領跑基地控制規模為8GW，其中應用領跑基地和技術領跑基地規模分別不超過6.5GW和1.5GW。每個基地每期建設規模0.5GW，應用領跑基地每個項目規模不小于0.1GW，技術領跑基地每個項目規模為0.25GW，2017年擬建設不超過10個應用領跑基地和3個技術領跑基地，對應規模不超過6.5GW，剩余的1.5GW指標作為激勵預留規模。
什么是光伏領跑者計劃?2015年1月8日，發改委等八部門發布《能效領跑者制度實施方案》，其中“能效領跑者”是指同類可比范圍內能源利用效率最高的產品、企業或單位。發改委將同有關部門制定激勵政策，鼓勵能效“領跑者”產品的技術研發、宣傳和推廣。而光伏領跑者計劃則是與其并行的一種促進先進光伏技術產品應用和產業升級，加強光伏產品和工程質量管理的專項方案。光伏領跑者計劃是國家能源局牽頭推動、從2015年開始執行，通過建設先進技術光伏發電基地、新技術應用示范工程等方式實施。目前已經實施了兩批，共規劃裝機規模6.5GW。
第三批領跑者計劃與前兩批的區別?第三批領跑者計劃除了之前的應用領跑者基地之外，還首次提出了技術領跑者基地，每期的規劃規模為1.5GW，對應3個領跑者基地和6個項目。應用領跑者基地的目的是加速已量產的高效產品的市場推廣，而技術領跑基地通過給光伏制造企業自主創新研發、可推廣應用但尚未批量制造的前沿技術和突破性技術產品提供試驗示范和依托工程，以加速科技研發成果應用轉化，帶動和引領光伏發電技術進步和市場應用。在投資企業的選擇上，技術領跑者主要考察企業的技術和產業先進性(55%)、技術方案(25%)、業績水平(10%)和投資能力(10%)，并不考察上網電價，技術領跑者基地的上網電價執行所在地的光伏標桿上網電價;而應用領跑者主要考察企業的上網電價(35%)、技術與產業先進性(20%)、業績水平(20%)、技術方案(15%)和投資能力(10%)。在技術指標的設置上，領跑者基地技術指標不定期更新，應用領跑者技術指標將作為市場準入標準參考，而技術領跑者的技術指標作為下期應用領跑者基地的技術指標參考。兩級領跑者的配置很好地踐行了“研發一代、量產一代、推廣一代”的新技術研發和推廣方式，在兩級領跑者配置的帶動下，行業格局將發生變化，高效化進程將進一步加速，技術實力雄厚的龍頭企業將受益，強者恒強。
領跑者基地遴選主要考察什么指標?第三批領跑者基地的篩選主要考核的指標包括接網和送出工程(40%)、土地使用及成本(25%)、政策與效果(15%)、太陽能資源及利用(10%)、規劃方案完善程度(5%)、基地社會效果(5%)，表明對于基地的考核重點在于接入系統建設、消納保障、土地、政策等非光伏成本。因為隨著降本提效的速度加快，光伏成本在度電成本中的占比已經越來越低，據我們測算，目前光伏組件在度電成本中的占比僅為23%，其他非光伏成本，如電網接入、土地租金、融資成本、稅費等非光伏成本的占比反而達到77%，因此領跑者基地遴選時更加關注了非光伏成本，這將有助于平價上網的早日臨近。
領跑者計劃的實施效果如何保障?設定常態監測機制，并預留獎勵裝機指標。每個基地均明確其中一個項目承擔所在基地綜合技術監測平臺建設，各基地所在地市(縣)能源主管部門負責選擇具備能力的機構(或企業)建立基地項目集中監測評價技術系統，相關監測信息報送國家可再生能源信息管理中心。國家可再生能源信息管理中心負責定期發布各基地的監測評價報告。在對領跑者基地進行驗收時，除常規的工程驗收外，還重點驗收基地項目采用先進產品、電力送出工程建設、生態保護及土地綜合利用、地方政府服務和收費等。國家能源局對領跑基地建設運行的全過程監督，建立健全基地建設運行狀況定期發布、工作激勵和黑名單、失信懲戒等制度。除此之外，2017年剩余的1.5GW的裝機規模將作為激勵機制預留規模，根據評估情況對按要求按期并網發電、驗收合格且優選確定的電價較光伏發電標桿電價降幅最大的3個基地增加等量規模接續用于應用領跑基地建設。
領跑者計劃將促進光伏向高效化方向發展，帶動產業技術升級。2017年7月18日，能源局、工信部和認監委聯合發布《關于提高主要光伏產品技術指標并加強監管工作的通知》，通知指出，多晶硅電池組件和單晶硅電池組件的光電轉化效率的應用領跑者技術指標分別由16.5%、17%提高至17%、17.8%，多晶硅電池組件和單晶硅電池組件分別提高0.5和0.8個PCT。據測算，符合這一標準的60片組件應該達到多晶組件278W和單晶291W，最終可能執行280W的多晶和295W的單晶。同時，從2018年1月1日起，光伏組件的市場準入效率達到16%和16.8%。與此同時，《關于可再生能源發展十三五規劃實施的指導意見》指出2017-2020年領跑者技術基地每年光伏建設規模為8GW，在領跑者計劃持續的拉動下，高效化日益成為行業發展的趨勢。
0 條