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2019-05-14

补贴拖欠、电站难卖——民营光伏投资企业“骑虎难下”

巨大的补贴缺口已经成为光伏行业目前难以根治的“沉疴”,这也是平价政策和竞价机制出台的大背景之一。据国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶介绍,截至2018年年末累计补贴资金缺口已达到2000亿左右。


自2018年下半年起,受补贴缺口持续增大、电网消纳等因素影响,光伏行业的高速发展踩下了“刹车键”。从制造业看,增速减缓的规模控制与巨大的扩产产能直接导致了产品价格的快速下降;而从投资企业分析,拖欠的巨额补贴不仅侵蚀着企业的现金流,更有甚者,发电收益仅能勉强覆盖资金利息。


巨额补贴缺口不堪重负:排队卖电站


据光伏們了解,不少光伏电站持有量较大的企业补贴拖欠数额已达数十亿元,且正在以每个月上亿元的速度增加,投资企业承受了巨大的资金压力,其中民营企业处境尤为艰难。这也导致不少民营企业纷纷出售手中电站资产,以改善企业现金流。


作为光伏电站持有量最大的民营企业,协鑫新能源2018年财报数据显示,截至2018年年底国内总装机容量达7166MW,而纳入国家可再生能源电价附加资金补助目录的电站仅有1857MW,占比为25%,但即使纳入补贴目录的电站仍在存在补贴拖欠的情况。协鑫新能源财报显示,2018年内收回补贴合共约人民币14.7亿,到2018年底应收补贴总额为67.8亿元。


巨大的补贴缺口也让协鑫新能源放慢了光伏电站开发的步伐,其年报中提到,2018年上半年协鑫新能源集中完成大部分的开发建设,而下半年则以降负债、保障现金流为主要目标。


这一策略也在之后的消息中得到了证实。公开消息显示,2018年10月协鑫新能源向中广核太阳能出售160MW光伏电站项目的80%股权及对应股东贷款;12月向三峡新能源出售约140MW光伏电站项目的所有股权,两项交易完成后将收回现金合共约4.7亿元(经扣除交易成本);2019年3月协鑫新能源又以2.46亿元向中国电力附属公司五凌电力出售280MW光伏电站项目的55%权益。截至2018年底协鑫新能源在持有电站规模增加的情况下,负债率维持在84.1%左右。


作为国内仅次于协鑫新能源光伏电站装机的第二大民营投资企业,正计划上市的晶科电力在最新一期发行文件中表示,为充分利用公司在光伏电站开发、运营及 EPC 等方面的经验优势,公司延伸开展光伏电站转让业务,转让业务主要涉及的是公司自主开发及建设光伏电站,建设完成后转让给购买方。


另一家电站持有量较大的民营企业——正泰新能源则是通过减少限电区域电站份额,增加分布式电站比例的方式,改善存量电站资产结构,使电站的净资产收益率得到提升。据悉,正泰新能源截至2018年底运营端电站权益规模约3GW,截至2018年年底,补贴拖欠额也达到了16.67亿元。


为了优化电站资产,正泰新能源以5.39亿元向浙江水利水电出售了位于限电区域甘肃、宁夏等地区9个集中式电站51%的股权,又以7.03亿元在江苏、安徽和浙江等地区收购了隆基旗下17个分布式光伏电站。


收购条件越来越严苛,电站出售没那么简单


上述种种直接导致了光伏电站交易日益频繁,规模也越来越大,尤其在531政策之后,国内光伏电站资产交易快速增长。根据TÜV莱茵数据,5·31新政后不到半年,公开信息的光伏电站资产交易数量、容量、金额均超过了前三年的总和,共完成11起交易总计1295MW,交易金额近90亿人民币。


尽管存量光伏电站存在着巨大的交易市场,然而实际操作起来却没有想象中那么顺利。


李明所在的企业目前持有1GW左右的光伏电站,在陆续完成一系列的出售事宜之后,剩下的光伏电站仍在寻找合适的买家。“一方面,迫于财务压力,目前市场上有不计其数的光伏电站在等待收购;另一方面,以五大四小为主体的国企央企对于光伏电站的‘套路’越来越了解,形成了很典型的买方市场”,李明透露道,“我们接触到的收购方甚至将收益率要求提高到了10%左右,进入补贴目录的优先收购。”


除了收购要求提高之外,有行业资深人士表示,“目前光伏电站交易主要存在两个痛点,一是卖家一般要求出售价格较高,价格不易谈拢;二是买方在收购项目办理股转前,要求项目公司债务结清,然而大多业主项目的建设资金是通过融资或者借款筹集,并且本来就是由于缺钱才出售电站资产,债务结清几乎难以实现。”


对卖方来说,出售光伏电站可能是“救命钱”,上述种种问题使得这一过程无法顺利推进。但从买方来说,收购电站也没那么容易。


一家跨行业进入光伏投资领域的国有企业相关负责人告诉光伏們,目前通过收购的方式参与光伏电站投资进行的并不顺利,原因在于,一方面不少光伏电站手续合规性较差,而国企对于合规性的要求比较高;另一方面,第八批补贴目录迟迟未有消息,之前纳入补贴规模的光伏电站补贴也一直处于拖欠、发放不及时的状态,收益测算的边界条件无法明确。


不过上述人士强调,单纯看收益率指标其实没有多大的参考意义,因为每家的要求以及测算条件都不一样。对于他们来说,单纯的技术问题并不是光伏电站出售的障碍,“凡是技术问题都可以整改,合规性才是真正阻碍这些电站交易的最大风险。”


光伏电站投资领域历经近几年的火爆发展之后,正逐渐趋向理性。但在投资收益率吸引若干掘金者进入之时,大量存在手续不完备等各种风险的光伏电站蜂拥拔起,在补贴拖欠愈发严重的时候,这些光伏电站或将那批“冒险者”拖入悬崖边缘。


2019-05-14

存量转平价 光伏市场反应冷淡

国家能源局日前发布《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案(征求意见稿)》,明确鼓励2018年或以前年度已核准(备案)或已配置的陆上风电、光伏发电项目自愿转为平价上网项目。如项目单位承诺自愿转为平价上网项目,电网企业将按最优先级别配置消纳能力。


在政策鼓励之下,大量已备案或已配置的光伏发电项目会否转为平价上网?


“目前只有个别企业申请”


早在3月8日,河北省发改委就发布了《关于开展光伏发电平价上网试点项目申报工作的通知》。“虽然没有在《通知》中特别说明,但我们已经明确告知各市和相关企业,已经备案过的项目可以转为平价上网项目。”河北省发改委相关负责人李飞飞表示,虽然明确告知,但目前收到的申报结果中,存量项目主动要求转为平价的并不多。“目前只有个别企业申请,而且项目的规模也比较小。”


不仅仅是河北,据中国光伏行业协会副秘书长刘译阳透露,虽然目前全国范围内项目申报平价上网的积极性很高,“超出我们的预期”,但这些项目大多是新建项目,存量项目转平价的申请并不多。“预计今年存量转平价的规模应该不会太大。”


既然政策鼓励,为何申报者似乎并不积极?


在与企业的沟通中,李飞飞也了解到了他们面临的问题。“毕竟这些已经备案的项目大部分前期工作做得都比较扎实,有的项目甚至连采购合同都签了,成本已经比较明确而且相对比较高,现在转做平价项目也不好推进,有些确实干不下来。”


“坦白讲,在一些‘先建先得’地区,我们确实有一些已经备案的项目,而且已经开工建设了。特别是那些规划分多期推进的项目,相应的升压站和外线都已经在建设之中。”通威集团光伏事业部部长张凡坦言,“对于存量项目,还是想优先参与竞价,毕竟竞价的结果无论如何也要比平价项目高一点”。


对此,李飞飞认为,既然平价项目国家不限规模,那么即便竞价不成功,还是可以转做平价上网项目,所以眼下,企业多数抱着“先竞一把,不行再说”的心态。


“电网是享有‘一票否决’权的”


刘译阳指出,目前,鼓励将存量光伏项目转为平价上网项目,也是为了解决部分地区限电严重、消纳堪忧的问题。


但面对“存量转平价”,各地又有多大的消纳空间呢?


在光伏发电市场环境监测评价结果尚为“绿色”、市场环境较好的辽宁省省发改委新能源处处长孙玉芳介绍,目前省内已备案的未开工和在建光伏发电项目达200万千瓦以上。“辽宁的光伏市场现在正在‘绿色’和‘橙色’的临界点上,如果没控制好,就很可能出现弃光。”


而在已经进入“橙色”预警的河北省承德、唐山、秦皇岛、张家口,李飞飞表示,存量项目能不能顺利转为平价,不仅仅要看企业意愿,更主要的是电网的承受能力。“无论是存量项目还是新建项目,如果要做平价上网,我们都要根据各市报上来的项目名单统一征求省级电网公司的意见,电网公司会根据各项目的具体位置、规模等要素给出综合的研究论证。如果有弃光风险或者电网不具备接收条件、消纳能力,项目将被砍掉。电网是具有‘一票否决’权的。”


“都不要补贴了,国家必须鼓励”


根据当前已公布的各省(自治区、直辖市)对于“十二五”以来光伏发电项目信息的梳理,全国范围内,已备案但未纳入国家认可的光伏发电建设规模的在建和待建项目或将远超50吉瓦。


这些曾经的“黑户”项目能否借助此次平价上网试点的东风成功“转正”呢?


对此,国家能源局相关负责人透露 :“如果是已经备案而且进入到国家可再生能源补贴范围的项目,主动要求转为平价上网项目,我们一定是鼓励和欢迎的,当然这种情况可能比较少。而对于所谓的‘黑户’项目,只能说目前国家政策的大方向是鼓励平价上网项目。都不要补贴了,国家必须鼓励。具体情况,特别是已经备案、已经建成的项目如何处理,还要各省具体分析。”


同样,国家电网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧也指出:“虽然平价项目不受年度建设规模限制,但并不等同于可以敞开发展。其建设规模必须符合各省(自治区、直辖市)可再生能源建设规划,由省级政府能源主管部门组织实施。”


2019-05-14

国家发改委已确定价格上限 2019光伏发电如何竞争配置?

经历整整四个月时间,2019年的光伏电价终于尘埃落定。


日前,国家发改委下发《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》,按照此前多方征求意见后确定的“发改委定价格上限、能源局定竞争规则”的原则,在这份不足千字的《通知》过后,行业对于后续的“竞争规则”,即年度光伏光伏建设管理的具体工作方案更加期待。


集中式电站:年内补贴退坡吗?


根据《通知》,集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价。综合考虑技术进步等多方面因素,将纳入国家财政补贴范围的I-III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.40元(含税,下同)、0.45元、0.55元。与2018年“5·31新政”中的0.5元、0.6元、0.7元相比,三类资源区电价均有不同程度下调。


“指导价”确定无疑,对于年内电价补贴是否还会退坡《通知》中并未提及。在今年2月中旬国家能源局举行的座谈会上,国家发改委价格司副处长支玉强曾指出,对于普通的集中式地面光伏电站,补贴或将按季度退坡。“2019年补贴退坡拟从第三季度起执行,每季度降低0.01元/千瓦时。同时,对于延期并网项目,延期一个季度的,上网电价下降0.01元/千瓦时,延期两个季度及以上的,拟每季度在中标价格基础上降低5%。”


如今,《通知》下发已在四月底,这是否意味着2019年普通的集中式光伏电站电价补贴将不再退坡呢?


“今年应该不会再退坡了。”中国光伏行业协会副秘书长刘译阳表示,一方面由于政策下发时间较晚,企业申报、施工等时间安排已经被迫后延。“剩下的时间可能只有两个季度左右,难道还要再退0.01元/千瓦时吗?所以,今年应该不会这样操作了。”另一方面,刘译阳指出,此前的“标杆电价”已经转变为现在的“指导价”。“这意味着其实最终执行的电价都是要通过竞争性配置确定的,也不再需要‘退坡’了,‘指导价’只是上限。”


此外,国家能源局在《2019年光伏发电建设管理工作方案》的最新一轮征求意见稿中已强调,要明确建设期限,凡列入国家补贴范围的光伏发电项目,应在申报的预计投产时间所在的季度末之前全容量建成并网,逾期未建成并网的,每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时。在申报投产所在季度后两个季度内仍未建成并网的,取消项目补贴资格。“按照这样的规定,国家能源局已经对项目实施的时间进度有了一定的要求,补贴是否降低应该是按照企业承诺的并网时间走的。”


工商业分布式:余电上网项目竞争吗?


按照《通知》,纳入2019年财政补贴规模,采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式(即除户用以外的分布式)光伏发电项目,全发电量补贴标准调整为0.10元/千瓦时。


“如果看这个表述,那是不是意味着‘自发自用、余电上网’的项目不需要参加竞价,直接就拿0.10元/千瓦时的补贴就行了。”国内某光伏企业工商业分布式项目负责人向记者阐述了自己的理解,“既然是全发电量补贴0.10元/千瓦时,并没有说是上限,而是明确一个数字,那就是不用竞价了?”


有政策制定过程中参与意见讨论的业内专家指出,《通知》中虽给定的是0.10元/千瓦时的固定数字,但并不代表“自发自用、余电上网”的工商业分布式项目可以直接享有电价补贴。“原则上,这部分项目还是要参与竞争性配置。特别是《通知》中给出了一个前提,即纳入2019年财政补贴规模,怎么纳入、纳不纳入最终要国家能源局来决定。至少目前来看,按照国家能源局的征求意见稿的要求,‘自发自用、余电上网’的工商业分布式项目也需要参与竞争配置。”


户用光伏:先建先得?


今年开始,户用光伏作为一种单独的项目类型进行管理。而根据《通知》,从今年7月1日起,无论是“自发自用、余量上网”还是“全额上网”模式,只要纳入到2019年财政补贴规模的户用分布式项目,将全发电量享受0.18元/千瓦时的补贴。


虽然是不分模式的全电量补贴,但用于户用光伏补贴的7.5亿元(折合350万千瓦)总额却是确定的。那么,对户用光伏而言,补贴是否会出现先到先得的抢装呢?


“首先,户用光伏的单体规模相对较小。同时,符合规定的户用光伏项目要向电网公司提交申请,审核通过才可以享受补贴,所以,总体而言国家层面还是可控的。”但对于参与户用光伏项目的企业或个人业主是否现在就要行动起来,刘译阳也提醒:“毕竟现在国家能源局对于2019年光伏发电的管理办法还处于征求意见阶段。这时候考验的就是谁对政策研究得透一些,都说‘早起的鸟儿有虫吃’,但早下手肯定是有风险的,而风险和收益又是成正比的,这也正印证了光伏行业正朝着市场化的方向不断迈进。”


2019-05-07

光伏扶贫迎利好!国务院:政府项目不得垫资施工

日前,《政府投资条例》正式公布,自2019年7月1日起施行。条例明确,政府投资项目不得由施工单位垫资建设。


此外,列入政府投资年度计划的项目应当符合下列条件:


(一)采取直接投资方式、资本金注入方式的,可行性研究报告已经批准或者投资概算已经核定;


(二)采取投资补助、贷款贴息等方式的,已经按照国家有关规定办理手续;


(三)县级以上人民政府有关部门规定的其他条件。


政 府 投 资 条 例


第一章 总则


第一条 为了充分发挥政府投资作用,提高政府投资效益,规范政府投资行为,激发社会投资活力,制定本条例。


第二条 本条例所称政府投资,是指在中国境内使用预算安排的资金进行固定资产投资建设活动,包括新建、扩建、改建、技术改造等。


第三条 政府投资资金应当投向市场不能有效配置资源的社会公益服务、公共基础设施、农业农村、生态环境保护、重大科技进步、社会管理、国家安全等公共领域的项目,以非经营性项目为主。


国家完善有关政策措施,发挥政府投资资金的引导和带动作用,鼓励社会资金投向前款规定的领域。


国家建立政府投资范围定期评估调整机制,不断优化政府投资方向和结构。


第四条 政府投资应当遵循科学决策、规范管理、注重绩效、公开透明的原则。


第五条 政府投资应当与经济社会发展水平和财政收支状况相适应。


国家加强对政府投资资金的预算约束。政府及其有关部门不得违法违规举借债务筹措政府投资资金。


第六条 政府投资资金按项目安排,以直接投资方式为主;对确需支持的经营性项目,主要采取资本金注入方式,也可以适当采取投资补助、贷款贴息等方式。


安排政府投资资金,应当符合推进中央与地方财政事权和支出责任划分改革的有关要求,并平等对待各类投资主体,不得设置歧视性条件。


国家通过建立项目库等方式,加强对使用政府投资资金项目的储备。


第七条 国务院投资主管部门依照本条例和国务院的规定,履行政府投资综合管理职责。国务院其他有关部门依照本条例和国务院规定的职责分工,履行相应的政府投资管理职责。


县级以上地方人民政府投资主管部门和其他有关部门依照本条例和本级人民政府规定的职责分工,履行相应的政府投资管理职责。


第二章 政府投资决策


第八条 县级以上人民政府应当根据国民经济和社会发展规划、中期财政规划和国家宏观调控政策,结合财政收支状况,统筹安排使用政府投资资金的项目,规范使用各类政府投资资金。


第九条 政府采取直接投资方式、资本金注入方式投资的项目(以下统称政府投资项目),项目单位应当编制项目建议书、可行性研究报告、初步设计,按照政府投资管理权限和规定的程序,报投资主管部门或者其他有关部门审批。


项目单位应当加强政府投资项目的前期工作,保证前期工作的深度达到规定的要求,并对项目建议书、可行性研究报告、初步设计以及依法应当附具的其他文件的真实性负责。


第十条 除涉及国家秘密的项目外,投资主管部门和其他有关部门应当通过投资项目在线审批监管平台(以下简称在线平台),使用在线平台生成的项目代码办理政府投资项目审批手续。


投资主管部门和其他有关部门应当通过在线平台列明与政府投资有关的规划、产业政策等,公开政府投资项目审批的办理流程、办理时限等,并为项目单位提供相关咨询服务。


第十一条 投资主管部门或者其他有关部门应当根据国民经济和社会发展规划、相关领域专项规划、产业政策等,从下列方面对政府投资项目进行审查,作出是否批准的决定:


(一)项目建议书提出的项目建设的必要性;


(二)可行性研究报告分析的项目的技术经济可行性、社会效益以及项目资金等主要建设条件的落实情况;


(三)初步设计及其提出的投资概算是否符合可行性研究报告批复以及国家有关标准和规范的要求;


(四)依照法律、行政法规和国家有关规定应当审查的其他事项。


投资主管部门或者其他有关部门对政府投资项目不予批准的,应当书面通知项目单位并说明理由。


对经济社会发展、社会公众利益有重大影响或者投资规模较大的政府投资项目,投资主管部门或者其他有关部门应当在中介服务机构评估、公众参与、专家评议、风险评估的基础上作出是否批准的决定。


第十二条 经投资主管部门或者其他有关部门核定的投资概算是控制政府投资项目总投资的依据。


初步设计提出的投资概算超过经批准的可行性研究报告提出的投资估算10%的,项目单位应当向投资主管部门或者其他有关部门报告,投资主管部门或者其他有关部门可以要求项目单位重新报送可行性研究报告。


第十三条 对下列政府投资项目,可以按照国家有关规定简化需要报批的文件和审批程序:


(一)相关规划中已经明确的项目;


(二)部分扩建、改建项目;


(三)建设内容单一、投资规模较小、技术方案简单的项目;


(四)为应对自然灾害、事故灾难、公共卫生事件、社会安全事件等突发事件需要紧急建设的项目。


前款第三项所列项目的具体范围,由国务院投资主管部门会同国务院其他有关部门规定。


第十四条 采取投资补助、贷款贴息等方式安排政府投资资金的,项目单位应当按照国家有关规定办理手续。


第三章 政府投资年度计划


第十五条 国务院投资主管部门对其负责安排的政府投资编制政府投资年度计划,国务院其他有关部门对其负责安排的本行业、本领域的政府投资编制政府投资年度计划。


县级以上地方人民政府有关部门按照本级人民政府的规定,编制政府投资年度计划。


第十六条 政府投资年度计划应当明确项目名称、建设内容及规模、建设工期、项目总投资、年度投资额及资金来源等事项。


第十七条 列入政府投资年度计划的项目应当符合下列条件:


(一)采取直接投资方式、资本金注入方式的,可行性研究报告已经批准或者投资概算已经核定;


(二)采取投资补助、贷款贴息等方式的,已经按照国家有关规定办理手续;


(三)县级以上人民政府有关部门规定的其他条件。


第十八条 政府投资年度计划应当和本级预算相衔接。


第十九条 财政部门应当根据经批准的预算,按照法律、行政法规和国库管理的有关规定,及时、足额办理政府投资资金拨付。


第四章 政府投资项目实施


第二十条 政府投资项目开工建设,应当符合本条例和有关法律、行政法规规定的建设条件;不符合规定的建设条件的,不得开工建设。


国务院规定应当审批开工报告的重大政府投资项目,按照规定办理开工报告审批手续后方可开工建设。


第二十一条 政府投资项目应当按照投资主管部门或者其他有关部门批准的建设地点、建设规模和建设内容实施;拟变更建设地点或者拟对建设规模、建设内容等作较大变更的,应当按照规定的程序报原审批部门审批。


第二十二条 政府投资项目所需资金应当按照国家有关规定确保落实到位。


政府投资项目不得由施工单位垫资建设。


第二十三条 政府投资项目建设投资原则上不得超过经核定的投资概算。


因国家政策调整、价格上涨、地质条件发生重大变化等原因确需增加投资概算的,项目单位应当提出调整方案及资金来源,按照规定的程序报原初步设计审批部门或者投资概算核定部门核定;涉及预算调整或者调剂的,依照有关预算的法律、行政法规和国家有关规定办理。


第二十四条 政府投资项目应当按照国家有关规定合理确定并严格执行建设工期,任何单位和个人不得非法干预。


第二十五条 政府投资项目建成后,应当按照国家有关规定进行竣工验收,并在竣工验收合格后及时办理竣工财务决算。


政府投资项目结余的财政资金,应当按照国家有关规定缴回国库。


第二十六条 投资主管部门或者其他有关部门应当按照国家有关规定选择有代表性的已建成政府投资项目,委托中介服务机构对所选项目进行后评价。后评价应当根据项目建成后的实际效果,对项目审批和实施进行全面评价并提出明确意见。


第五章 监督管理


第二十七条 投资主管部门和依法对政府投资项目负有监督管理职责的其他部门应当采取在线监测、现场核查等方式,加强对政府投资项目实施情况的监督检查。


项目单位应当通过在线平台如实报送政府投资项目开工建设、建设进度、竣工的基本信息。


第二十八条 投资主管部门和依法对政府投资项目负有监督管理职责的其他部门应当建立政府投资项目信息共享机制,通过在线平台实现信息共享。


第二十九条 项目单位应当按照国家有关规定加强政府投资项目档案管理,将项目审批和实施过程中的有关文件、资料存档备查。


第三十条 政府投资年度计划、政府投资项目审批和实施以及监督检查的信息应当依法公开。


第三十一条 政府投资项目的绩效管理、建设工程质量管理、安全生产管理等事项,依照有关法律、行政法规和国家有关规定执行。


第六章 法律责任


第三十二条 有下列情形之一的,责令改正,对负有责任的领导人员和直接责任人员依法给予处分:


(一)超越审批权限审批政府投资项目;


(二)对不符合规定的政府投资项目予以批准;


(三)未按照规定核定或者调整政府投资项目的投资概算;


(四)为不符合规定的项目安排投资补助、贷款贴息等政府投资资金;


(五)履行政府投资管理职责中其他玩忽职守、滥用职权、徇私舞弊的情形。


第三十三条 有下列情形之一的,依照有关预算的法律、行政法规和国家有关规定追究法律责任:


(一)政府及其有关部门违法违规举借债务筹措政府投资资金;


(二)未按照规定及时、足额办理政府投资资金拨付;


(三)转移、侵占、挪用政府投资资金。


第三十四条 项目单位有下列情形之一的,责令改正,根据具体情况,暂停、停止拨付资金或者收回已拨付的资金,暂停或者停止建设活动,对负有责任的领导人员和直接责任人员依法给予处分:


(一)未经批准或者不符合规定的建设条件开工建设政府投资项目;


(二)弄虚作假骗取政府投资项目审批或者投资补助、贷款贴息等政府投资资金;


(三)未经批准变更政府投资项目的建设地点或者对建设规模、建设内容等作较大变更;


(四)擅自增加投资概算;


(五)要求施工单位对政府投资项目垫资建设;


(六)无正当理由不实施或者不按照建设工期实施已批准的政府投资项目。


第三十五条 项目单位未按照规定将政府投资项目审批和实施过程中的有关文件、资料存档备查,或者转移、隐匿、篡改、毁弃项目有关文件、资料的,责令改正,对负有责任的领导人员和直接责任人员依法给予处分。


第三十六条 违反本条例规定,构成犯罪的,依法追究刑事责任。


第七章 附则


第三十七条 国防科技工业领域政府投资的管理办法,由国务院国防科技工业管理部门根据本条例规定的原则另行制定。


第三十八条 中国人民解放军和中国人民武装警察部队的固定资产投资管理,按照中央军事委员会的规定执行。


第三十九条 本条例自2019年7月1日起施行。


2019-05-05

光伏补贴新政出台: 竞价机制加速平价时代到来

4月30日,国家发改委官网公布了2019年光伏电价政策。该政策核心是竞价:除扶贫和户用分布式电站外,所有分布式光伏电站和集中式均参与竞价。


隆基乐叶董事长助理王英歌告诉《每日经济新闻》记者:“新政跟往年不一样的一点,就是集中式电站实行竞价上网。意味着所有集中式电站都是采取竞价的方式,指导价格变成了最高价。”


中国光伏行业协会则认为,经过多次召集光伏企业代表征集意见之后,此次政策的出台充分考虑了行业发展现状及企业诉求,对2019年光伏上网电价政策进行了更合理的调节,在客观边界范围内,推动中国光伏产业继续壮大,迈向全面无补贴时代。


集中式:标杆上网电价改为指导价


国家发改委价格司发布的2019年光伏电价政策主要包括两方面:推动完善集中式光伏发电上网电价形成机制,适当降低新增分布式光伏发电补贴标准。


新政正式实施之后,集中式电站标杆上网电价改为指导价,分别为:Ⅰ类地区0.4元/千瓦时、Ⅱ类地区0.45元/千瓦时、Ⅲ类地区0.55元/千瓦时。同比下降均超过20%。


指导价下,新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定,不能超过指导价。市场竞争方式确定的价格在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。


何谓指导价?王英歌举例来说,新政之前,当地光伏发电标杆上网电价为每度0.55元,脱硫燃煤机组标杆电价为每度0.3元,那么光伏发电每度可以获得补贴0.25元。光伏补贴强度在本区域比较固定。新政实施后,光伏发电上网电价每度最高0.55元,在脱硫燃煤机组标杆电价仍然为每度0.3元的情况下,光伏发电获得的补贴最高为0.25元,竞价缘故,最低甚至可以没有补贴。


新政实施之前,对于符合要求的集中式电站标杆上网电价,则执行去年光伏“531新政”规定的价格——去年5月31日,新投运的光伏电站标杆上网电价I类、II类、III类资源区标杆上网电价分别为每千瓦时0.5元、0.6元和0.7元。


新政由于实行竞价,光伏发电上网电价下降幅度将大大超过20%。离新政正式实施还有两个月时间,是否会再次上演光伏“630抢装潮”?


王英歌认为,“由于2018年政府没有发放地面电站指标,已经纳入国家补贴目录的存量也不会很大。可能有一些少量的电站符合要求,估计量不会太大,不会出现那种大规模的抢装现象。”


实际上,这次新政对于之前的集中式光伏电站能否获得补贴,提出了五个必要条件:国家能源主管部门已经批复的纳入财政补贴规模,已经确定项目业主,尚未确定上网电价的集中式光伏电站,项目指标没有作废,6月30日(含)前并网。


分布式:工商业类每度补贴上限0.1元


此次光伏新政,除扶贫和户用分布式电站外,所有分布式光伏电站和集中式均参与竞价。


王英歌介绍,新政最核心内容可以概括为竞价,目标是平价上网。“这是把领跑者基地竞价办法推广到集中电站。去年,青海领跑者基地招标招到三毛一的电价,就是竞价的结果。”


这次新政,发改委将分布式电站分为工商业和户用两种。其中,工商业分布式沿用的是自发自用、余电上网和全额上网的分类方法。王英歌介绍,工商业分布式的电价、盈利模式与户用不同。目前这种分类方法比较科学,填补了各种可能的漏洞。


工商业分布式方面,纳入2019年财政补贴规模的,采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目,全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.1元;采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目,按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。


能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的工商业分布式项目,市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价,且补贴标准不得超过每千瓦时0.1元。


中国光伏行业协会认为,按照政策思路,除扶贫和户用外,所有分布式光伏电站均应参加竞争性配置,因此可以说每千瓦时0.1元的补贴也是一个指导上限。


户用分布式方面,纳入2019年财政补贴规模,采用“自发自用、余量上网”模式和“全额上网”模式的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.18元。


中国光伏行业协会认为,按照能源局之前的征求意见稿,去年5月31号之后并网的户用分布式光伏均是纳入2019年规模的,因此按照此文件,这些户用均执行0.18元/度补贴,这意味着在全国大部分地区,户用光伏的收益率是有一定吸引力的。


新政多次征求行业意见


新政出台立刻受到了业内关注,光伏行业朋友圈刷屏。


不过,相比去年新政出台时造成的行业震荡相比,这次则温和许多。一位大型光伏电池生产企业董秘告诉记者,“这个其实算预期内,大家之前也都有所了解”。


去年“531新政”,打了从业者一个措手不及,整个行业发展受到重挫,光伏上市公司股价受到波及。根据中国光伏协会的资料,去年6月之后,整个光伏产业产能利用率、产品价格大幅下滑,户用市场出现停滞。


今年,政府部门在制定政策之前多次公开征求意见,力图平衡各方需求。


据中国光伏行业协会介绍,在光伏行业实现全面平价上网之前,仍需要一部分的补贴规模,在有限的补贴资金支持下,如何既给出有支撑作用的电价,又能保障维护行业健康发展的装机规模一直是个难题。经过多次召集光伏企业代表征集意见之后,此次政策的出台充分考虑了行业发展现状及企业诉求,对2019年光伏上网电价政策进行了更合理的调节,在客观边界范围内,将推动中国光伏产业继续壮大,迈向全面无补贴时代。


不过,虽然新政争求了各方意见,但补贴下降幅度对于整个行业仍然带来很多挑战。王英歌认为:“从我目前感觉上来看,光伏产业各环节有一定的空间,但是比较有限,补贴下降的速度应该是快于价格和成本的下降速度。我觉得需要产业链共同努力,去抵消这种降补贴的影响。”


2019-05-05

国家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制 有关问题的通知

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局,国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:


  为科学合理引导新能源投资,实现资源高效利用,促进公平竞争和优胜劣汰,推动光伏发电产业健康可持续发展,现就完善光伏发电上网电价机制有关问题通知如下。


  一、完善集中式光伏发电上网电价形成机制


  (一)将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价。综合考虑技术进步等多方面因素,将纳入国家财政补贴范围的I~III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.40元(含税,下同)、0.45元、0.55元。


  (二)新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定,不得超过所在资源区指导价。市场竞争方式确定的价格在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。


  (三)国家能源主管部门已经批复的纳入财政补贴规模且已经确定项目业主,但尚未确定上网电价的集中式光伏电站(项目指标作废的除外),2019年6月30日(含)前并网的,上网电价按照《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号)规定执行;7月1日(含)后并网的,上网电价按照本通知规定的指导价执行。


  (四)纳入国家可再生能源电价附加资金补助目录的村级光伏扶贫电站(含联村电站),对应的I~III类资源区上网电价保持不变,仍分别按照每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元执行。


  二、适当降低新增分布式光伏发电补贴标准


  (一)纳入2019年财政补贴规模,采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式(即除户用以外的分布式)光伏发电项目,全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.10元;采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目,按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的工商业分布式项目,市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价,且补贴标准不得超过每千瓦时0.10元。


  (二)纳入2019年财政补贴规模,采用“自发自用、余量上网”模式和“全额上网”模式的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.18元。


  (三)鼓励各地出台针对性扶持政策,支持光伏产业发展。


  本通知自2019年7月1日起执行。


 


国家发展改革委


2019年4月28日


2019-04-22

新能源去了补贴该怎么做?

 新一轮能源变革和转型发展正蓬勃兴起,发展可再生能源已成为世界各国的共识和行动,推动风、光等可再生能源发展是我国能源绿色发展的坚定方向。党的十九大报告中指出,要“推进绿色发展”,“推进能源生产和消费革命,构建清洁低碳、安全高效的能源体系”,为生态文明建设和能源事业发展指明了方向。

目前,我国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实造成了系统难以完全适应新形势要求,大型机组难以发挥节能高效的优势,部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题,区域用电用热矛盾突出。近日,记者就如何提高电力系统的调节能力及运行效率,从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举,增强系统灵活性、适应性,破解新能源消纳难题,推进绿色发展等问题采访了相关业内人士。


不是去不去补贴,而是去了补贴怎么做

统计表明,截至2018年底,我国可再生能源装机突破7亿千瓦,其中风电、光伏分别达到1.8亿千瓦、1.7亿千瓦,全年平均弃风率7.1%,同比下降4.3个百分点,弃光率3%左右,同比下降3个百分点。可再生能源装机约占全部电力装机的38.3%。即便如此,目前,我国清洁能源消费总量占比仅为20%左右,低于世界平均水平约18个百分点。“加快开发利用以风、光为重点的可再生能源,保持我国在可再生能源领域的领跑态势,是我国实现能源绿色发展的必然选择。”该业内人士指出。

随着《清洁能源消纳行动计划(2018~2020年)》、《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》(简称《通知》)等可再生能源发展政策的相继出台,以及地方扶持风光发展措施的陆续发布,与当初“5·31”新政面世时相比,业界反应积极而又平稳,显示出了市场的成熟与理性。

目前的平价政策,是处在一个从有补贴(或说有补贴与无补贴并存)到无补贴时代的过渡,《通知》中明确平价政策要到2020年才开始全面实施,显然这是一个过渡性的政策。在2019和2020年这两年时间,政策给了地方相对比较大的操作空间。“5·31”新政把补贴去了,但无补贴的光伏并不是就要“裸奔”。平价上网政策的出台,既是对“5·31”新政的回应,又为无补贴的光伏如何“奔跑”提供了保障和支持。

促消纳,是平价上网的前提。近几年,我国新能源消纳能力在政策的支持和引导下明显提升。截至2018年底,弃风弃光均实现“双降”。2018年12月,国家能源局召开的全国能源工作会上提出,2019年非化石能源消费比重要提高到14.6%左右,全国平均弃风率低于10%,弃光率和弃水率均低于5%。会议还强调,全国可再生能源发电利用率要进一步提升,弃电量和弃电率保持在合理水平,到2020年,基本解决弃水弃风弃光问题。以此来看,行业普遍认为2020年将是风电、光伏发电平价上网到来的节点,不无理由。

消纳能力与可再生能源新增装机规模双提升,将为我国可再生能源利用的比重不断增加作出积极贡献。统计数据显示,截至2018年底,可再生能源利用水平不断提高,2018年,可再生能源发电量占全部发电量比重为26.7%,同比上升0.2个百分点。其中水电1.2万亿千瓦时,同比增长3.2%;风电3660亿千瓦时,同比增长50%;光伏发电1775亿千瓦时,同比增长14%。在政策的引导下,新能源消纳能力与新能源新增装机容量和发电量均有提升,促使我国能源转型速度加快。

降成本,是平价上网的王道。从2007~2017年,10年间,光伏发电度电成本累计下降了约90%,这离不开光伏制造上下产业链通过技术升级,不断降低技术成本。目前,行业普遍认为技术成本的下降空间越来越小,非技术成本的降低,被认为是风电、光伏制造业希望突破的新空间。

在风电、光伏项目投资建设过程中,除了设计施工环节明确可控的成本外,常常存在许多不可控的非技术成本,如项目开发过程中的土地税费、土地租金、融资成本等。记者在采访中了解到,目前,非技术成本已占到总投资成本的20%以上,算到电价上至少0.1元/千瓦时。这些非技术成本对光伏发电项目的整体成本下降形成了阻碍,亟需国家出台相应政策调整。

我国的风光行业勃兴于补贴,当前也受限于补贴。业内人士指出,当前,补贴资金缺口已突破千亿元,只有风光“去补”,缺口问题才不会积重难返,最终解决才会成为可能。而今天讨论补贴、思量补贴、围绕补贴制定出台政策,根本上是为了去掉补贴,最终实现风光的平价上网。补贴作为市场与行政两种调节手段相结合的产物,在完成其历史使命后,唯有最终去掉,才会实现风光等可再生能源健康、可持续发展。


火电灵活性改造对新能源消纳作用几何?

2018年3月,国家发改委、国家能源局印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》(简称《意见》),《意见》要求,实施火电灵活性提升工程,“十三五”期间,力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造(含燃料灵活性改造),提升电力系统调节能力4600万千瓦。

火电灵活性改造对新能源消纳作用究竟几何?2018年4月3日,中国煤控项目、华北电力大学课题组发布了最新研究报告《持续推进电力改革提高可再生能源消纳》(简称《报告》)显示,火电灵活性改造可以降低煤电特别是热电机组的最小出力,成为当前解决风电并网消纳的主要措施。

该业内人士认为,探究火电灵活性改造的作用,首先要看火电与风电、光伏等新能源的关系。与新能源等电源相比,火电具有较好的调节能力。当新能源在电网的比例逐渐扩大时,对调峰电源的需求也逐渐升高。同时,在火电规模被控制在一定范围内的前提下,煤电和新能源之间可形成协作关系。

从国际上新能源的消纳与发展经验来看,不难发现风电光伏的成就背后离不开包括火电机组在内的调峰电源的支撑。不过,与国际先进经验相比,我国火电机组由于以煤电为主,还存在灵活性不足的问题,在调峰深度、爬坡速度、快速启停等方面仍有很大提升空间。“火电灵活性改造,也将提升燃煤电厂的运行灵活性,具体涉及到增强机组调峰能力、改善机组爬坡速度、缩短机组启停时间、增强锅炉燃料灵活可变、实现热电联产机组解耦运行等方面。”该业内人士说。

2016年以来,我国已陆续公布了两批火电灵活性改造试点,主要集中在弃风弃光严重的“三北”地区。记者在采访中了解到,火电灵活性改造,特别是热电解耦改造,可以在供热季保障供热的前提下,降低热电机组的最小出力,而“三北”地区弃风以供暖季为主,因此成为当前解决风电并网消纳的主要措施。从企业层面来看,能否从灵活性改造中获得预期收益,是火电机组参与灵活性改造意愿的关键。

看好火电机组灵活性改造对风电消纳作用的同时,也要认识到灵活性改造不能从根本上解决弃风问题。究其原因,灵活性改造可以降低火电最小出力,但供热季的供热约束仍为硬约束,当火电最小开机方式已经可以满足系统负荷时,还是会出现弃风;另一方面,为保证电网安全,火电机组须保证一定的最小开机容量。在以煤电为主的电源结构下,即便是在非采暖季,采用启停调峰来接纳风电,无论是从节能还是从污染物排放角度看,往往都是得不偿失的。

对于如何从根本上解决弃风弃光问题,该业内人士认为,加快电力市场改革、从计划体制向市场机制转型才是解决弃风问题的根本办法。

实际上,火电灵活性改造在国外已有率先尝试和成功经验。记者在采访中发现,德国和丹麦在电力市场建设、火电转型、高比例可再生能源消纳方面成绩显著,优越的电源调峰能力是丹麦、德国实现高比例新能源消纳的重要基础,在此基础上精巧设计的电力市场机制和相关政策是充分发挥电源调峰能力的保障。在两国电源调峰能力建设中,提升火电机组灵活性是其重要举措。“开展提升灵活性改造,有利于火电更好地适应未来的形势,更好地具备参与电力市场竞争的基本条件。”该业内人士表示。


电力系统调节将从“义务劳动”走向“稀缺商品”

以火电灵活性改造、抽水蓄能电站建设为代表的电力系统调节能力,今后将不再是“义务劳动”或“赔钱的生意”,而将以稀缺商品的身份登上电力市场的舞台。这是2018年3月23日,由国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》(简称《指导意见》)所传递出的强烈信号。

近年来,“三弃”问题引发社会关注。在绿色清洁能源替代传统化石能源的趋势已成定局的当下,清洁能源消纳依然是能源发展面临的最突出的矛盾。

作为我国电力系统调节能力的第一份产业政策性文件,《指导意见》直指清洁能源消纳顽疾。“其意义在于首次赋予了调节能力在电力市场中的商品属性,强调用市场的手段解决我国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实问题。”该业内人士指出,通过提高电力系统的调节能力及运行效率,保障电力安全供应和民生用热需求,实现我国提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别达到15%、20%的目标。

该业内人士认为,《指导意见》的出台对新能源未来的高质量发展具有重要的导向作用。一方面,《指导意见》将调节能力参与主体扩展至整个电力系统而非单一侧面。从“加快推进电源侧调节能力提升”到“科学优化电网建设”,从“提升电力用户侧灵活性”到“加强电网调度的灵活性”,《指导意见》覆盖负荷侧、电源侧、电网侧,多措并举增强系统灵活性、适应性;另一方面,用市场的手段提升电力系统调节能力是《指导意见》释放出的强烈信号。《指导意见》明确,要建立健全支撑体系,从电力辅助服务补偿(市场)机制、鼓励社会资本参与电力系统调节能力提升工程、加快推进电力市场建设、建立电力系统调节能力提升标准体系等方面予以推进。

激发调节能力将成为电力市场化改革所要关注的一个新的角度。由辅助服务过渡到电力现货市场,无疑是提升电力系统调节能力的一个重要支撑。通过现货交易的方式体现电力灵活调节的价值,这也是发达国家通用的方式。另外,在电改试点先行区,调节能力所激发出的新的业态已经呈现。如广东地区将储能电池用于系统调峰,高峰时电池充电获取调峰收益,其他时段释放电量实现售电收益。未来,新的业态、新的技术还将层出不穷。

业内人士相信,这不是简单的零和游戏,通过调节能力的提升,可以创造更大的社会福利,当调节能力得到最大限度的释放提升后,电力系统便可以在更大规模上实现新能源的消纳。

记者注意到,《指导意见》将“推动新型储能技术发展与应用”作为推进电源侧调节能力提升的三大方式之一,与“实施火电灵活性提升工程”、“推进各类灵活调节电源建设并行”二者并列,给予了储能技术突破与应用的高度重视,并对其发展路径做以具体阐述。

“电力系统调节能力建设将是一个长期的过程,关键还是电源结构的整体优化。”业内人士表示,虽然提升系统调节能力当前最大的关注点在火电灵活性改造、抽水蓄能建设方面,但需求侧管理、电动汽车、储能技术的发展都需要加速推进。具有足够强大的电力系统调节能力,才能支撑起我国中长期能源转型的目标。


新能源未来或将成主导能源

国家电网公司曾在2010年举行新能源与智能电网协调发展研讨会,创新性提出新能源与智能电网协调发展协调度指标,并运用该指标体系,分析智能电网适应新能源发展的重点领域和优先次序。新能源并网发电也被列入课题。“当前,新能源尤其是风电、光伏迅猛发展的情况下,研究新能源与智能电网协调发展问题具有重要的现实意义,对于我国新能源发电并网、消纳以及智能电网建设都有较高的参考价值。”该业内人士认为。

通过我国与发达国家发电装机、发电量、能耗的对比,结合国内各省电价等相关数据,分析当前中国电力工业发展中存在的主要问题,建议利用接入费价格杠杆调整电源合理布局;加快特高压电网建设,提高电网跨大区资源配置能力;发展核电、风电等新能源发电,降低煤电比例;运用价格弹性,大力促进节能降耗;完善电价形成机制,使电价正确反映成本、调节市场需求,促进电力工业协调健康发展。

进入“十三五”中后期,能源低碳转型何去何从?业内人士认为,“规模化开发、集中式并网”是我国风电等可再生能源开发利用的主要模式。“十三五”后期是新能源由补充能源上升为替代能源乃至主导能源的过渡期,将以能源体制革命为中心,稳妥推进新能源高质量发展。我国能源技术创新需要多措并举,破解能源技术创新面临的问题。

可再生能源发电当前处于全面增量替代、部分地区存量替代阶段。2018年1~10月,我国非化石能源新增装机达0.65亿千瓦、占比73%,可再生能源新增0.61亿千瓦、占比68%,非水可再生能源新增0.54亿千瓦、占比60%。对于更长远的发展趋势,业内人士指出,风电、光伏等可再生能源在“十四五”或“后平价”时代,仍需要考虑产业健康、持续发展,降低成本还是发展方向。

“十四五”新能源产业将呈现出“源—网—荷—储”统筹考虑,协调发展。在发电侧,做好各类电源开发建设、运营管理,不断提高能力和水平;在电网侧,加强输电通道,推进送出工程与项目建设协同规划和推进;在用户侧,做好消纳和市场研究,使各类电源建得成、送得出、用得掉。

目前,我国煤电、核电、煤炭、油气、可再生能源和电网等领域已经形成了从研发、设计、制造、建设、运维到检测认证的具有较强国际竞争力的完整产业链,众多领域的科技创新工作已经或正在走向世界前沿。我国能源领域已形成具有较强国际竞争力的完整产业链,但与世界能源科技强国相比、与引领能源革命的要求相比,我国能源技术创新还有较大的差距。突出表现为:一是基础研究薄弱,氢能、燃料电池、碳排放等前沿技术和投入及研究有限,实现跨越式发展的技术储备不足;二是一些关键核心技术长期受制于人,燃气轮机及高温材料、海洋油气勘探开发等尖端技术长期被国外垄断;三是原创性成果不足,新能源、页岩气等新兴技术还是以引进消化吸收为主;四是创新环境有待进一步完善,科技创新与产业发展结合不够紧密,对创新的激励不足,科技对经济增长的贡献率还不够高。

为了有效破解能源技术创新面临的问题,国家发改委、国家能源局联合有关部门先后发布了《能源技术革命创新行动计划(2016~2030年)》、《能源发展“十三五”规划》等一系列文件,明确将高效太阳能利用、大型风电、氢能与燃料电池、生物质能、海洋能、地热能、先进储能、现代电网、能源互联网、节能与能效提升等领域作为“十三五”乃至中长期中国能源技术创新的主攻方向,提出了相关创新目标、重点任务和创新行动。

“未来,需要进一步优化布局,加快推动分布式光伏、分散式风电的开发建设,激励用户开发分布式新能源就地消纳,节约输配电投资;推进多能互补示范、微电网示范、可再生能源综合应用示范工程,完善相关标准和保障机制;开展新能源与储能技术结合的试点示范,提升系统运行效率。”该业内人士表示。(来源:中国电力企业管理)


2019-04-20

山东省能源局《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的通知》

各市发展改革委(能源局),国网山东省电力公司:


现将《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)、《国家能源局综合司关于报送2019年度风电、光伏发电平价上网项目名单的通知》等文件转发给你们,请认真抓好贯彻落实。结合我省实际,现就推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设工作的有关事项通知如下。


一、根据我省风能、太阳能资源条件,重点推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网项目(含低价上网项目、分布式市场化交易项目,以下同)。


二、各市发展改革委(能源局)要结合本地实际,抓紧组织申报2019年可开工建设的首批平价上网风电和光伏发电项目。项目建设单位应编制项目实施方案,包括建设规模,土地、规划选址、生态红线等相关条件落实情况,电网接入方案和不需要国家补贴的承诺函等相关内容。鼓励2018年或以前年度已核准(备案)或已配置的陆上风电、光伏发电项目自愿转为平价上网项目,如项目单位承诺自愿转为平价上网项目,电网企业按最优先级别配置消纳能力。


三、各市发展改革委(能源局)要会同相关部门,建立健全无补贴上网项目推进工作机制和服务保障体系,在土地利用及土地相关收费方面予以支持,相关项目使用土地应不在征收城镇土地使用税范围,征收耕地占用税的在合理范围。有关地方政府部门不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向项目单位收费,不得强制要求项目直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务,不得强制要求采购本地设备作为捆绑条件,切实降低项目的非技术成本。要指导项目开发企业合理选择建设场址,项目布局要符合当地土地利用总体规划、城乡建设规划等,严守永久基本农田红线、生态保护红线。


四、国网山东省电力公司要组织各市供电公司与相关市发展改革委(能源局)衔接,做好平价上网项目电网接入方案和消纳条件论证工作。对具备条件的,要及时出具项目电力送出和消纳的意见。对无补贴平价上网项目要严格落实优先上网和全额保障性收购政策,确保项目所发电量全额上网,最大程度保证项目收益,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。


请各市发展改革委(能源局)于2019年4月24日前以书面形式,将首批平价上网项目上报省能源局,同时抄报省发展改革委。上报材料包括:项目信息表(见附件3),项目实施方案,地方政府或有关部门出具的土地使用、规划选址、避让生态红线等方面的支持性文件,所在地地方政府出具的有关项目土地等降低非技术成本相关政策的承诺或说明,企业承诺平价或低价上网的证明,电网企业关于项目电力送出和消纳的意见。


后续平价上网项目在落实土地、电网接入及消纳、规划选址、避让生态保护红线等条件的前提下,由各市自行组织实施,项目有关材料同时报省发展改革委、省能源局。


 


                                                                                                                                                                                                  山东省发展和改革委员会 

                                                                                                                                                                                                           山东省能源局

                                                                                                                                                                                                        2019年4月18日


2019-04-19

两大新政落地2019年光伏市场趋势如何?

近日,悬在光伏业界人士心头的石头终于落地,《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案(征求意见稿)》、《关于征求对2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知(征求意见稿)意见的函》一前一后两则重磅政策的发布已经彻底激活国内光伏市场,这两大政策分别对应无补贴项目和有补贴项目。

虽然光伏标杆电价、度电补贴标准尚未下发,但是正在两大工作方案的指导下,今年的光伏市场基本已经定调,情况正如行业人士所期待的那样,有30亿元的补贴资金等着优质的项目去拿。这30亿元的补贴资金足以调动整个光伏市场的积极性;这30亿元的补贴资金也预示着,需要补贴的项目依然将会是2019年的主流。


平价上网项目拉动内需


值得一提的是,今年最先出台的政策是大力推进平价上网项目、低价上网项目的政策。假如在30亿元的催动下,企业都去搞“有补贴项目”了,那还怎么推动平价上网项目呢?上周出台的两大工作方案都一致的表达了这一意见:平价上网项目优先,有补贴项目靠后。

无论是平价上网项目建设方案还是有补贴项目建设方案,第一条都是重点强调平价上网项目的优先级,由此可见相关部门推行平价上网项目的决心。

而在平价上网项目建设方案中,又将严格落实各项利好政策作为推进平价上网项目过程中必须完成的任务。这给平价上网项目的落实和推进创造了良好的市场环境。

根据工作方案,各地区需要在4月25日之前将平价上网项目名单进行上报。联系到工作方案中附件的“有实事项及任务分工”中的政策落实时限都在2019年6月30日之前,2019年第一批平价上网项目有可能在今年上半年开始动工。


在保证平价上网项目在土地利用、接网、融资等各方面都获得最好的待遇之后,相关政策继续保持了对平价上网项目的倾向。

在有补贴项目建设方案中提到:不具备建设平价上网项目条件的省(区、市)需要经过“充分论证”。潜台词:如果没有充分的理由,各省(区、市)就乖乖的上报平价上网项目,别去有补贴项目那边掺和。

另外,项目建设方案中也有提到,鼓励已备案但尚未动工的存量光伏项目自动转化为平价上网项目。

总体而言,今年的平价上网项目得到了政策上最大的支持,有望为2019年的光伏市场带来新机遇。

而平价上网项目优先对光伏行业也意义重大,因为平价上网项目才是行业的未来。未来几年的时间里,能拿补贴的项目势必会越来越少,而平价上网项目则必然会成为行业的主流。最终国内新增项目全彻底告别补贴,进入无补贴时代。从这个角度来看,平价上网项目的优先建设对行业的未来发展具有重要意义。

另外,从平价上网项目的时间线以及近期各省市开始积极启动平价上网项目申报工作来看,2019年首批平价上网项目有望迅速拉动市场内需,或许能在上半年给光伏行业带来一波好行情。


有补贴项目或引发抢装潮


有补贴项目一直是光伏业界的心头肉,此次30亿元的补贴资金落实,对行业是一大利好。有补贴项目可以分为特殊项目和普通项目。特殊项目如光伏扶贫项目和户用项目,有专项补贴资金,不需要经过竞价就可以获得补贴。普通项目以工商业分布式、地面光伏电站为主,需要经过竞价才能获得补贴。

光伏扶贫项目并不需要分摊30亿元的补贴总量,给普通项目留足了补贴空间,这是容易被忽略的一个利好。

而户用项目占用7.5亿元资金,预计补贴容量为3.5GW。由于去年“531”之后的存量户用项目也将挤占今年的补贴空间,所以今年的新增户用装机肯定不足3.5GW,市场空间不如预期,这也是容易被忽略的一点。

另外,由于不采用竞价,户用项目可能仍然以“先到先得”的模式来获取补贴。这样一来,对于想要布局户用项目的企业来说,已经开始需要与时间赛跑,各项手续及前期工作必须尽早完善,这样才能在第一时间抢到珍贵的补贴规模。从这个角度来看,在户用领域的争夺已经开始,市场已经风云再起。


最后,对于普通项目来说,对项目的收益率进行精准的测算成为了业主需要考虑的核心问题,低价虽然有更大的可能获得补贴,但太低的价格却有可能亏钱。由于时间已经来到四月中旬,相关项目从竞价到确认名单,最后到建设并网需要时间,需要补贴的普通项目基本需要下半年才能开始动工,有的项目可能会有年底无法完成并网的危险;而且根据此前相关政策,其动工时间越晚,项目所获得的补贴就越低。(来源:同花顺财经)


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