政策解读!风光无国补平价上网文件出台,政策扶持窗口期不足两年
发布者:wwh | 来源:中国能源报 | 0评论 | 357查看 | 2019-01-09 18:34:20    

莫道桑榆晚,为霞尚满天。在风光平价上网的后补贴时代,提振信心已成当务之急。为促进风电光伏项目高质量发展,提高风电光伏发电的市场竞争力,今天(1月9日),《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》(下称“通知”)正式下发。明确鼓励同时满足“不要国家补贴、执行煤电标杆电价”两大条件的风电光伏项目建设,这些项目不占用各省现有年度规模指标,作为各省风电光伏市场增量体现,优先享受通知内各项扶持政策。


除无国补外,仍享政策扶持


“风电光伏的补贴政策正在逐步退出,这是行业共识。此次提出的‘无补贴平价上网’政策,不是国家扶持力度的减弱,而是尽可能允许一些条件好的省份、一批有先进技术的企业,参与建设更多平价上网的风电光伏项目。与2020年之后的真正的平价上网相比,现阶段无补贴平价上网项目仍然享受除国补外一系列政策优惠措施,政策扶持窗口期到2020年止,尚有近两年的时间可以申报。”在近日国家能源局前期沟通会上相关人士介绍。


在《通知》中,明确了在资源条件最优和市场消纳条件保障度高的地区,由省级能源主管部门牵头组织本地的平价上网项目和低价上网项目。指出只要此类不享受国家补贴、即使有省内补贴,也同样可被视为无补贴平价上网项目,享受《通知》内政策扶持措施。但对风电、光伏发电监测预警地区则分级对待。其中,红色地区不安排新的本地消纳无补贴平价上网项目,橙色地区可选择资源条件好的项目进行开发,对绿色地区则开放绿灯,自行开展项目。


同时,《通知》也对地方政府和电网提出约束要求。要求地方政府部门优化平价上网项目的投资环境,包括土地利用及相关税收工作、取消要求投资建厂、采购省内产品等不利于市场公平竞争的规定,降低非光伏技术成本;要求电网企业落实接网工程建设责任,明确项目升压站之外的接网全部配套工程均由省级电网企业负责。


20年购电合同,享核准时固定价格


受益《通知》中多重保障措施,无补贴平价上网项目可安心锁定长期稳定收益。目前,无补贴平价上网,一方面可以通过绿证交易的途径获得收益,初步测算,每度电收益在5分钱左右;另一方面,允许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、能源互联网等无补贴平价上网项目以试点方式开展就近直接交易;同时减免接网及消纳未涉及的上一电压等级的输电费,多举措均切实减轻项目前期投入成本。


《通知》要求,无补贴平价上网也将享全额收购政策,由省级电网企业承担收购责任。按项目核准时上网电价,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),不能要求此类项目参与电力市场化交易。落实全额保障收购政策,如存在弃风弃光情况,将限发电量核定为可转让的有限发电计划,可在全国范围内参加发电权交易(转让)。同样,利用跨省跨区输电通道外送消纳,优先输送无补贴平价上网项目,送受端电网企业协商一致基础上,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。


行业发展离开不金融的助力和有效监管。《通知》要求国家开发银行和四大国有银行长信金融支持方式,鼓励项目通过发行企业债券进行融资;同时启动动态完善能源消费总量考核支持机制。


政策倒逼加速平价上网


据记者了解,该文件历时半年几轮征求意见才正式出台。从企业反馈的情况来看,“这对行业和企业都是利好政策,关键还是要看实施力度和落地情况,真正解决非技术成本问题是此类项目有效启动的关键。”事实上,面对补贴拖欠、年度规模指标、去除非技术成本、保障全额收购等风电和光伏企业的主要诉求,国家一方面在积极抓紧兑现承诺;另一方面,也在矢志不渝地出台平价上网扶持政策。从70.7万千瓦平价项目的推动,到今日明文鼓励无补贴平价上网风电光伏项目的建设,政府无一不是在向行业传递国家发展新能源行业的信心,护航2020年风光行业顺利实现平价上网。


“长远来看,不补贴是肯定的,国家补贴的关门时间也早已公布,不会出现国家补贴提前关闭的情况。该文件下发,也并非意味着有补贴的项目就没有了,每年国家仍要下发获得国补的规模政策,申请路径延续之前。”上述能源局人士进一步说明。


以下为文件原文:


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。

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