2018年“531”新政出台之后，民营企业为“回血”开始大规模出售光伏电站。《2019中国光伏电站资产交易白皮书》数据显示，国内电站交易市场在531政策后的交易容量、金额超过了前三年总和，共计完成11起交易，交易量达1295MW，交易金额近90亿。2020年光伏电站交易更为活跃，据北极星太阳能光伏网统计，截至目前国内外共进行了约31起电站交易，总规模高达5.48GW，涉及金额约167.56亿元人民币。其中，国内光伏电站交易23起，总规模约3.5GW。国外电站收购共有9起，交易规模约2GW左右。

细分来看，光伏电站交易的卖方多为民营企业，其中包含单纯的电站开发企业如协鑫新能源、晶科科技、江山控股等，还包含诸如天合、晶澳、阿特斯等集光伏制造与电站开发于一体的企业。

这其中，电站交易大户当属协鑫新能源。今年以来，协鑫新能源共出售光伏电站1.608GW。其中，华能和协鑫新能源共有三批电站收购计划落地，总量约为1.13GW，交易金额约44.6亿元。11月，徐州国投环保又先后收购了协鑫新能源391MW官方电站，交易金额14.47亿元。12月4日，北京联合荣邦收购了协鑫新能源50MW电站，交易金额2.02亿元。

此外，国投电力分别收购江山控股、北控清洁能源共170MW电站。近期国家电投收购晶澳科技140MW电站，作价4.76亿元。12月1日，晶澳科技称完成了敦煌晶澳100%股权交割工商变更登记手续，并收到由中电投东北公司代敦煌晶澳偿还的借款4亿元。

与“卖卖卖”画风不一致，正泰新能源是为数不多接盘电站的民营企业，今年3月正泰收购了顺风清洁能源140MW电站，交易金额1.81亿元。再来看海外市场，今年清源股份、天合光能、昱辉阳光(瑞能新能源)、阿特斯、东方日升等共卖出超1GW的海外光伏电站。交易方除了传统电力企业外，金融公司、基金公司也参与其中。其中规模最大的交易为天合光能向资产管理公司TPG旗下的睿思基金(The Rise Fund)售出近1GW的光伏项目，项目分布西班牙、智利、哥伦比亚和墨西哥等地，包括在建、已运营以及到达开发后期近待建状态(RTB)等不同阶段的项目，计划在2022年底前陆续完成全部交割。昱辉阳光(瑞能新能源)截至目前共出售了26.1MW光伏电站，根据此前发布的财报，该公司三季度净营收974.9万美元，同比下降85%。净利润为242.4万美元，较去年同期182.2万美元增长33%。前不久，晶科科技全资孙公司晶科香港与Sweihan香港签署了股份及债权买卖协议，晶科香港拟以2228万美元的交易对价收购Sweihan香港持有的Sweihan控股50%股权。据悉，交易完成后晶科科技可持有阿布扎比1.2GW光伏电站20%的股权。无论是从电站规模还是交易金额来看，2020年称得上是光伏电站交易大年。另一个利好消息是，11月 25日财政部发布了《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》， 明确2006年后建设的所有合规光伏项目都可申请进入补贴清单，可以预见后期光伏电站交易将更为顺畅。而从电站开发主体来看，近两年国企成为竞平价项目开发主力，对于这类项目国企更乐于持有，因此未来的光伏电站交易仍将以存量项目为主。

12月2日，国家发改委网站发布《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》，要求各地政府主管部门、电力企业、交易机构要高度重视2021年电力中长期合同签订工作，做好省内和跨省跨区电力中长期交易（含优先发电）合同签订的组织协调，努力在2020年12月底前完成年度中长期合同签订工作。

赋予中小用户自主选择是否签订分时段合同的权利。对具备条件的、年购电量500万千瓦时以上的电力用户及售电公司，鼓励签订分时段电力中长期合同；年购电量500万千瓦时以下的电力用户及售电公司，可自主选择是否签订分时段电力中长期合同。

明确优先发电计划分时段电量。各地政府主管部门在制定本地区年度优先发电计划时，鼓励根据本地区中长期交易时段划分，确定优先发电分时段电量，实现优先发电与市场的衔接。对于风电、光伏发电和水电等较难精准预测的电源，可适当放宽要求，但应在分月生产计划安排之前完成时段电量分解。跨省跨区的优先发电计划和市场化送电，也鼓励通过送受双方协商，确定分时段电量。

以下为通知原文

国家发展改革委 国家能源局关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知

发改运行〔2020〕1784号

各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委（工信委、工信厅、经信厅、工信局）、能源局，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出能源监管机构，中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、华润集团有限公司、国家开发投资集团有限公司、中国广核集团有限公司：

为深入学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想，全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神，加强电力产供储销体系建设，推进电力市场化改革，更好发挥中长期交易“压舱石”作用，保障电力市场高效有序运行，现对2021年电力中长期合同签订工作有关事项通知如下：

一、抓紧签订2021年电力中长期合同

各地政府主管部门、电力企业、交易机构要高度重视2021年电力中长期合同签订工作，做好省内和跨省跨区电力中长期交易（含优先发电）合同签订的组织协调，努力在2020年12月底前完成年度中长期合同签订工作。

二、保障足量签约

（一）充分发挥电力中长期合同的规避风险作用。各地政府主管部门要鼓励市场主体签订中长期合同特别是年度及以上中长期合同，结合实际确定2021年年度及以上中长期合同签订工作目标，力争签约电量不低于前三年用电量平均值的80%，并通过后续月度合同签订保障中长期合同签约电量不低于前三年用电量平均值90%—95%。未参与市场的经营性电力用户、优先发电企业也需参照中长期合同签约的相关要求，由电网企业与用户或发电企业签订合同。

（二）鼓励市场主体及时、高比例签约。建立和完善中长期合同签约履约的激励机制，对2020年度中长期交易履约比例以及2021年度中长期交易签约比例达到要求的用户侧市场主体，可优先安排合同转让、调整，部分减免偏差考核费用等。

（三）保障未参与电力市场交易的经营性电力用户用电。未参与电力市场交易的经营性电力用户由电网企业承担保底供电责任，仍执行目录销售电价。退出市场的电力用户在重新参与市场交易前，由电网企业承担保底供电责任，执行规则确定的电价。

三、推动分时段签约

（一）结合各地实际合理划分时段。鼓励参与交易的市场主体通过协商，分时段约定电量电价，签订电力中长期合同。电网企业应为符合条件的市场主体提供历史用电数据查询服务，并不断扩大市场主体范围，公布更加详尽的历史用电曲线。各地政府主管部门应根据本地区历史发用电曲线，制定并公布时段划分标准。起步阶段，对时段划分数量不做强制要求，区分为峰、平、谷段签订即可，也可以分成六段到十段，随着市场机制的不断完善逐步细化时段划分。有条件的地区可考虑按照季节性差异将一年各月划分高峰月、平段月和低谷月。

（二）提高分时段签约服务水平。各地政府主管部门会同电网企业，在本地区2020年典型工作日、节假日电力负荷曲线（见附件）的基础上，积极提供省内更多行业或地区的电力负荷曲线，加快建立电力用户历史用电信息查询机制，供市场主体签约时参考。鼓励电力用户自行提供电力负荷曲线，签订电力中长期合同；鼓励售电公司、综合能源服务机构等提供更细更精准的电力负荷曲线，帮助市场主体更好地参与市场交易。

（三）赋予中小用户自主选择是否签订分时段合同的权利。对具备条件的、年购电量500万千瓦时以上的电力用户及售电公司，鼓励签订分时段电力中长期合同；年购电量500万千瓦时以下的电力用户及售电公司，可自主选择是否签订分时段电力中长期合同。

（四）明确优先发电计划分时段电量。各地政府主管部门在制定本地区年度优先发电计划时，鼓励根据本地区中长期交易时段划分，确定优先发电分时段电量，实现优先发电与市场的衔接。对于风电、光伏发电和水电等较难精准预测的电源，可适当放宽要求，但应在分月生产计划安排之前完成时段电量分解。跨省跨区的优先发电计划和市场化送电，也鼓励通过送受双方协商，确定分时段电量。

四、拉大峰谷差价

交易双方签订分时段合同时，可约定峰谷时段交易价格，也可参考上一年平均交易价格确定平段电价，峰谷电价基于平段电价上下浮动。上下浮动比例由购售电双方协商确定，也可以执行政府主管部门推荐的相关标准。峰谷差价作为购售电双方电力交易合同的约定条款，在发用电两侧共同施行，拉大峰谷差价。市场初期，为保证市场平稳健康有序，各地政府主管部门可根据需要制定分时段指导价，指导价的峰谷差价应不低于已有目录电价的峰谷差价。

五、鼓励签订多年电力中长期合同

各地可结合市场规则，对一年期以上长期交易合同予以优先安排、优先组织落实、优先执行。

六、实现信用机构见签和信用信息共享

引入信用机构见签电力中长期交易合同。提高电力市场交易信用信息的归集和应用水平，各地应明确公共信用信息中心，通过电力交易机构的电力交易平台见签电力中长期交易合同，由电力交易机构提供其所见签合同的相关信息，并归集至全国信用信息共享平台，加强电力信用监管，促进电力中长期合同签约履约。

七、规范签订电力中长期合同

各地可参考已有规则签订中长期合同，确保不因交易规则影响12月底前完成2021年中长期合同签订工作。已有规则需要修订的，各地政府主管部门、国家能源局派出机构要根据职责分工抓紧修订。各地政府主管部门要切实发挥组织协调作用。合同各方应根据推荐的电力中长期交易合同示范文本，考虑不同市场主体、不同交易类型，积极推广应用，做到规范签约。各地政府主管部门要指导电力交易机构和有关企业，抓紧完成交易平台的适应性技术改造，保障合同签订工作顺利实施。

八、鼓励签订电力中长期电子合同

全面推进电力中长期合同签订平台化、电子化运转。完善各地交易平台功能和技术手段支撑，鼓励市场主体利用交易平台签订要素齐全的电子合同，简化工作流程、提高工作效率、降低流转成本。

九、建立健全电力中长期合同签订配套机制

（一）完善电力中长期合同市场化调整机制。各地原则上要按月以双边协商、集中交易等方式组织开展合同转让交易，并逐步缩短交易周期、增加交易频次，为市场主体调整合同电量及负荷曲线提供市场化手段。在合同方事先约定或委托的前提下，可在市场规则范围内对电力中长期合同负荷曲线进行灵活调整，为提升年度中长期合同签约比例提供必要的保障。

（二）建立偏差电量结算机制。各地市场规则中，应对合同电量与实际执行的偏差建立偏差结算机制。偏差结算机制应有利于鼓励市场主体按照合同电量安排发用电计划，偏差结算价格机制应在市场规则中予以明确并提前向市场主体发布。对分时段签订的中长期合同，充分考虑市场主体市场经验不足的实际，适当放宽分时段偏差电量考核要求。

（三）理顺中长期交易价格机制。各地应严格执行政府核定的输配电价。电力交易原则上采用顺价方式，即市场用户的用电价格由电能量价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加构成。暂不具备条件的地区应明确过渡期，尽快由价差方式转为顺价方式。

十、保障电力中长期合同签订工作落实

（一）建立合同签订进展跟踪机制。各地政府主管部门应会同国家能源局派出机构，及时向国家发展改革委、国家能源局报送中长期合同签订情况，反映有关问题，统筹做好中长期合同签订与电力现货衔接工作。电力交易机构要建立中长期交易跟踪机制，按月跟踪并向政府有关部门、监管机构报送各类市场主体电力中长期合同签订与履约情况，做好向市场主体的信息披露。

（二）完善合同签订工作保障机制。各地政府主管部门抓紧制定中长期交易方案，做好组织实施；电力交易机构按照交易规则和方案组织做好中长期市场运营组织工作；电力调度机构做好中长期交易安全校核、计划执行和偏差调整说明等工作；信用机构做好合同见签；市场主体应依法依规做好中长期合同签订和履约。各地政府主管部门应尊重市场主体意愿，严禁出现指定交易价格、交易规模和市场主体等影响市场公平竞争的行为，保障市场规范运行。

附件：各省级电网典型电力负荷曲线

国家发展改革委

国 家 能 源 局

2020年11月25日

进入11月以来，全国各省、区、市开始陆续公布新一轮的输配电价与销售电价。《能源》杂志注意到，甘肃和山东两省除了调整了输配电价和销售电价外，也对峰平谷电价的时段进行了调整。

山东省的峰谷电价时段变化为：12:00-13:00由平段电价调整为低谷电价；11:00-11:30由峰段电价调整为平段电价14:30-16:00由平段电价调整为峰段电价；6-8月实施的尖峰电价时段，10:30-11:30调整为10:00-11:00；其他时段不做调整。

甘肃省的峰谷电价时段变化为：高峰时段7:00-9:00、18:00-24:00；低谷时段2:00-4:00、11:00-17:00；平段为除高峰、低谷段的其他时间。

山东：分布式光伏资产贬值

山东省11月结算试运行的分时价格趋势图

一般光伏发电出力的曲线

截至2020年9月底，山东省光伏发电装机1952.7万千瓦，同比增长26.7%，居全国第一。比较以上两图可以明显看出，山东省的电力现货价格与光伏发电的出力多少直接相关。

按照山东原先的峰谷电价时段（峰段是8:30—11:30、16:00—21:00，电价谷段为23:00—7:00，其余时段为平价时段），现货价格最低时为峰段和平段电价，价格爬坡的下午时间为平段电价。

在今年山东省的电力现货结算试运行中，都出现了峰谷电价倒挂的情况。峰谷电价倒挂的延续很可能给用户带来与“削峰填谷”相反的刺激效果。用户为了更低的价格在高峰时段生产，电网负荷大大增强，调度的难度也加大了。而更严重的问题是谷段用电量大的企业因此会退出市场。

山东省对峰谷电价时段的修改，基本贴合了现货市场价格的波动趋势。但同时，由于12:00-13:00由平段电价调整为低谷电价、11:00-11:30由峰段电价调整为平段电价，分布式光伏存量资产也产生了贬值的问题。

基于原有峰谷时段和峰谷电价计算出的投资回报模型，显然将不再适用于未来的峰谷电价政策下。“全额上网”的分布式光伏项目还好，“自发自用”的分布式光伏项目未来的可预见利润直接被削减了。

甘肃：高比例新能源左右现货价格

甘肃的情况比山东更为“极端”。目前甘肃省发电装机容量中，新能源装机占比已经超过了42%，超过火电成为省内第一大电源。新能源发电量也在总发电量中的占比超过21%。是典型的新能源高占比市场。

目前甘肃省电力现货市场是仅发电侧单边全电量竞价市场（自备机组与网留机组除外），用户不参与市场。在实际操作中，实时竞价采用日前报价封存的模式，新能源机组在日内可以修改报价，水电报量不报价。

甘肃现货市场运行模式下，实现了对新能源消纳的最大化。甘肃高比例的新能源结构让新能源对现货市场价格的影响十分明显。

对于零边际成本的新能源而言，其现货市场价格申报反映了以最低价确保绝对多量新能源的优先出清与发电。

甘肃4月现货试运行情况

甘肃现货市场价格与新能源预测出力密切耦合。相比用电负荷的变化，新能源发电出力大小变化完全左右着的新能源高占比现货市场的价格走势。

煤电在市场中占据绝对多数的情况下，用电负荷高时电价就高，负荷低时电价就低。现货价格曲线与负荷曲线有高度一致性。这也是峰谷电价机制调节需求的基础。

边际成本接近0的新能源在现货市场中是价格接收者。高比例新能源进入市场后，煤电的报价不再随着用电负荷变化，而是随着新能源发电出力波动。

因此在现行市场向现货市场过渡的过程中，继续执行原先的峰谷电价政策不仅不能调节需求，反而可能会产生负面效应。

据《能源》杂志了解，甘肃省内市场主体曾预判在本轮的销售电价调整中，甘肃省有可能取消峰谷电价。虽然最终只是对峰谷电价的时段进行调整，但市场主体依然将其评价为“甘肃电价改革的里程碑事件”。

政策明确所有合规光伏电站可进入补贴清单，全容量并网时间解决方案出台。 11月 25日，财政部发布《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》，指出自 2006年后建设的所有合规光伏项 目都可申请进入补贴清单。根据财政部3月发布的《关于开展可再生能 源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》， 上一批清单仅截止到 2017年7月底并网的普通光伏项目和2019年底并网的领跑者项目， 本次政策出台实现所有合规有补贴光伏项目的确权。此外，政策要求项目执行 全容量并网时间的上网电价，对分批次并网的项目，应按每批次全容量并网实际时间分别确定上网电价。若地方能源监管机构及电网企业都无 法认定全容量并网时间，则项目可依据同时出台的《可再生能源发电项 目全容量并网时间认定办法》进行认定。 

光伏发电补贴拖欠问题严重拖累电站运营企业的财务表现及估值。 根据 我们测算，截至 2019年末，光伏发电累计补贴拖欠已达 1621亿元， 预计 2020年将达到 2067亿元。截至 2019年底， 17家上市公司光伏 发电补贴拖欠总规模约 636.6亿元， 平均补贴拖欠规模约 37.5亿元。 其中， 应收补贴拖欠金额占公司市值比例超过 40%的有 7家， 占总资产 比例超过 40%的有 3家，占营收比例超过 100%的有 5家，占归母净利 润比例超过 500%的有 8家。补贴拖欠显著影响电站运营企业估值， A 股光伏电站运营企业 PB（ MRQ） 1.24倍，显著低于 A 股传统能源电站 运营企业 2.43倍 PB 估值水平；港股光伏电站运营企业 PB（ MRQ） 估 值 0.64倍，显著低于港股传统能源电站运营企业 1.17倍 PB 估值水平。 

全部光伏项目补贴资金总额实现收口，补贴拖欠问题解决或再迎推进。随着所有合规有补贴电站确权以及“合理利用小时数”明确，全部光伏项目补贴资金总额也将实现收口，为下一步通过金融等办法全面解决补贴问题创造了条件。 根据政策规划， 2021年国内新增光伏项目有望实现完全平价， 新增项目不再存在补贴拖欠。按现有政策，我们预计到2022年未纳入补贴清单的项目装机占比将低于20%； 假设光伏补贴决算年增 长 8%，预计光伏累计拖欠补贴有望于2028年达峰， 2037年清零。 我们认为如果补贴问题解决，将有望带来光伏电站现金流显著改善，推动 电站资产价值重估及光伏板块估值提升。

业内认为，广东近日发布的交易方案在一定程度上类似于国外可再生能源的“购电协议”，可以看作是可再生能源参与市场化交易的第一步。

11月24日，山东省发改委、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室联合印发《关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知》，称自2021年起，集中式新能源发电企业将进入电力市场参与交易。就在不久前，广东省能源局发布文件，明确风电、光伏发电可参与现货结算。

近年来，政策力推可再生能源实施全额保障性收购，“风光”被列入现行优先发用电制度行列。但随着可再生能源快速发展， 优先发用电制度与市场化交易摩擦不断，“风光”全额保障性收购困难重重。为解决上述难题，助力实现2030年前碳达峰和2060年前碳中和的目标，“风光”参与市场化交易成大势所趋。

优先发电试水市场化交易

山东、广东可再生能源参与电力市场，是否意味着优先发电开始试水市场化交易？远景能源高级副总裁田庆军告诉记者，“其实在甘肃和蒙西电力现货试点区，新能源已经开始尝试参与现货交易，即使部分时段出现增发不增收的局面，大家还是尽可能参与这个开放的市场。”

国网能源研究院副总工程师马莉认为，广东近日发布的文件中，交易方案在一定程度上类似于国外可再生能源的“购电协议”，可以看作是可再生能源参与市场化交易的第一步。

一位不愿具名的业内人士表示，现行优先发用电制度与电力现货市场建设矛盾升级，不论山东还是广东，新能源参加现货市场， 目的都是减少不平衡资金的产生。

记者了解到，目前广东现货市场“以用定发”，在这种模式下，市场化机组为不平衡资金买单，其以高电价买入电量，再以低价的基数电量价格卖给电网，达到所谓的平衡。山东今年10月发布的《关于做好我省第三次电力现货市场结算试运行结算工作的通知》，公布了9508万元不平衡电费资金的分摊方案，新能源分摊电费占比23%。

“风光”可再生能源进入现货市场将造成什么影响？马莉表示，从目前情况来看，风电、光伏仅参与广东中长期市场，且总量规模不大。随着可再生能源比例进一步提高，由于可再生能源边际成本几乎为零，参与现货市场后可能将拉低现货市场价格，进而影响火电企业收益。

有利于新能源消纳

中国循环经济协会可再生能源专委会政策研究部主任彭澎认为，目前能够参与现货市场的“风光”为超出合理利用小时数之外的超额电量，平价上网部分合理利用小时数以内的电量仍然“保价保量”收购。长期来看，随着现货市场建设逐步完善，可再生能源参与市场化交易比例会逐步放开。

马莉指出，全额保障收购新能源面临不少“拦路虎”。“一方面，新能源占比较高的省份难以在省内消纳；另一方面，新能源发电以大规模集中开发为主，远离负荷中心，大规模跨区跨省消纳仍存在障碍。考虑到风、光等清洁能源出力特性，迫切需要研究出台适应清洁能源发展的市场机制，推动清洁能源规模化发展和有效利用，新能源将会逐步参与电力市场。”

在田庆军看来，“风光”入市是大势所趋。“大多数人觉得可再生能源参与市场意味着‘不被保护了’，其实这是片面的看法。从成本上说，以前‘风光’度电成本太高，直接参与市场竞争毫无竞争力。如今‘风光’逐渐走向平价，部分地方甚至是低价，边际成本大幅降低。同时，进入市场后意味着‘舞台’更大了， ‘风光’进入市场意味着发电权放开了，更有利于消纳新能源。”

上述业内人士对此表示赞同。“目前,国家对部分时段、部分地区‘风光’存在过激励。要实现碳中和的目标，可再生能源必须成为未来电力系统的‘主力’，优先发电会越来越多。国家政策明确，市场在资源配置中起决定性作用，主力电源只有一小部分参加市场，无法充分发挥市场的决定性作用。”

完善辅助服务等配套机制

在市场过渡期，可再生能源参与市场需要配套哪些机制？马莉认为，应持续优化辅助服务交易机制。新能源出力具有间歇性、波动性、难以预测等特点，导致电力系统运行对辅助服务的需求增加。“首先，需要建立健全调频、备用等辅助服务市场交易机制，完善辅助服务补偿机制，提高系统运行可靠性。”

随着新能源占比不断提升，电力系统运行呈现新的特点，对于电力辅助服务的需求将进一步增加。马莉建议，可适时引入爬坡类产品、系统惯性等辅助服务交易品种，例如燃气机组、抽水蓄能等，并通过市场化定价方式对此类机组进行经济补偿，进一步促进新能源消纳。

新能源机组参与市场，偏差考核将成为难点。为应对清洁能源的强随机性，马莉指出，需进一步完善风电光伏功率预测机制，以降低市场实时平衡压力。我国清洁能源的偏差处理方式，应考虑激励相容的原理， 鼓励清洁能源发电商提高其预测精度，合理进行报价。

彭澎建议，逐步完善绿证交易市场，将使用绿电的权力交给用户，明确制度设计，让公众知晓所使用的绿色电力是有国家认证的，消费这份绿色电力所制造出的产品是区别于同种类其他产品的，未来绿证极有可能与碳市场进行衔接，形成一个非常复杂而有趣的体系。

上述业内人士指出，“风光”参与现货市场最需要的是配额制。“我们要享用既可靠又清洁的能源，就一定要付出经济代价，这个代价可通过配额制向用户侧传导。”

未来，新能源要更多地去适应电力系统，还是电力系统升级改造更多地适应新能源？能源转型不能延续惯性思维，不管是电力系统还是新能源，两边都要变。

　　“随着技术发展和成本降低，新能源必将迎来持续高速发展时期，将会从局部地区开始逐步形成一个新能源电力、电量高占比的电力系统。”近日，在2020全球能源互联网(亚洲)大会技术论坛上，中国工程院院士郭剑波结合我国新能源高速发展大背景，针对高比例新能源系统与能源互联网、高比例新能源系统带来的高效消纳、安全运行和机制体制等巨大挑战，提出值得关注的关键技术及应对措施。

　　新能源消纳与电力系统安全矛盾突出

　“预计 2050年中国风电、太阳能发电装机容量占比将达68%，发电量占比将达48%，形成高比例新能源电力系统。从目前发展情况和预期来看，新能源实际发展速度可能会高于预期。” 郭剑波认为，由于系统电力和电量总量充盈与时空不平衡矛盾突出，新能源消纳与系统安全矛盾突出，必将给市场机制设计、规划设计、生产管理、运行控制带来巨大挑战。

　　郭剑波表示，消纳挑战主要分为日功率波动、出力度、尖峰电量消纳、功率预测难度等几方面：根据目前预测，随着新能源装机的增大，2050年中国新能源日内最大功率波动将超过10亿千瓦，与当年常规电源总装机容量相当，仅靠常规电源调节难以应对新能源日内功率波动。

　　另据业内专家介绍，新能源大规模接入还会导致频率越限风险增加、系统电压稳定问题突出、高占比地区暂态过电压严重、功角稳定特性复杂、“预案”式安控策略配置困难、宽频震荡现象相继出现、调控运行复杂等挑战。

　　新能源发电计划和供电安全面临挑战

　　随着新能源发电占比的增加，系统设备数量将急剧增加，不确定性也随之增大，系统特性和有无功平衡机制都会发生一些变化。郭剑波认为，高比例新能源电力系统除了消纳挑战外，更重要的是会带来安全上的挑战。

　　在新能源供电带来的安全问题方面，郭剑波表示，新能源发电参与一次调频，可降低稳态频率偏差和暂态最大频率偏差，但因未改善系统惯量，频率变化率未能改善，低惯量系统越限风险仍然存在。通过采用虚拟惯量控制可使新能源提供一定惯量支撑，但由于一次能源输入的可控性差，可能导致频率二次跌落等次生事故。

　　我国地形复杂，气候类型多样，随机波动性强，高精度功率预测更难。未来，随着新能源装机规模的扩大，预测绝对误差将进一步扩大，这将大大增加发电计划制定的难度。

　　郭剑波指出，应加强以新能源为主力电源的电力系统的构建技术条件和市场机制的研究，并对新能源设备、运行及控制提出新技术要求。此外，要通过拓展电力利用、多能互补和能源综合利用，利用先进的气象预报、传感、通信、人工智能等技术，协调源—网—荷—储等资源，应对高占比新能源给系统带来的巨大功率波动和技术挑战。

　　能源转型不能延续惯性思维

　　未来，新能源要更多地去适应电力系统，还是电力系统升级改造更多地适应新能源？郭剑波对此表示，能源转型不能延续惯性思维，不管是电力系统还是新能源，两边都要变。

　“成为主力电源就应该担当主力的责任和义务。”郭剑波认为，新能源本身是电流型的电源，不是电压型的电源，所以对电力系统控制确实带来了很多问题。新能源的接入不是简单的替换和简单的加减法的平衡，对于电力系统来说存在着“三个控制”问题，电压控制、频率控制、功角控制，这些特征是其他技术不具备的。

　　技术论坛上，多位业内专家表示，可以通过拓展电力利用、多能互补和能源综合利用，利用先进的天气预报、气象预报、传感信息、人工智能技术，协调网—源—荷—储等资源，应对高比例新能源巨大功率波动带来的技术挑战，这要求调动电源的力量和负荷的力量，同时还要提升电网的能力，利用新技术，

　“比如，储能和电动汽车将在高比例新能源电力系统电力电量平衡中起到重要的灵活调节作用，支撑供需双侧动态匹配，促进新能源有效利用。”郭剑波说。

　　此外，针对我国灵活性调节电源的占比较低这一现状，郭剑波表示，技术不是造成占比低的主要原因，现在有很多技术类别都能实现，关键要在政策和市场机制上做文章。

11月24日，记者从安丘市发改部门了解到，国家电网日前发布了2020年新列入可再生能源发电补贴项目名单，其中安丘市惠利光伏科技80兆瓦和惠永光伏科技60兆瓦光伏扶贫发电项目全部容量均成功纳入国家光伏电价补贴目录。截至目前，这2个项目已经收到国家和省级补贴2.1亿多元，这在助力安丘脱贫攻坚、节能减排、绿色发展等方面起到巨大资金保障和支撑推动作用。另外，安丘的4个光伏发电项目，共计70兆瓦也一同纳入了第七批电价补贴目录。

自2016年开始，安丘市紧紧抓住国家政策机遇，利用荒山滩涂等资源，大力发展光伏扶贫发电，并成功获取国家能源局、国家扶贫办批复的第一批光伏扶贫项目。该项目总投资12.46亿元、共计140兆瓦，在县级市中是山东省最大的地面光伏扶贫发电项目。2017年6月27日正式投运，年发电量约1.9亿千瓦时，国家补贴到位后年可实现营业收入约1.86亿元。该项目由政府方和社会资本方合资共建，各占50%的股份，其中政府平台公司代表贫困户出资，政府投资收益全部用于扶贫。

据了解，该项目采用委托第三方专业机构进行运营维护，全力保证电站高效、稳定运行，确保了项目发电量和投资收益可持续发展。

截至目前，140兆瓦光伏扶贫项目已累计发放收益4624.5万元，覆盖所有享受政策贫困和即时帮扶户，实现群众稳定增收，在推动全市脱贫攻坚方面发挥了重要作用。

日前，山东省能源局发布《关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知》，称2021年电力用户市场准入条件维持2020年标准不变。2021年，全省电力市场化用户用电规模约1900亿千瓦时。

积极推进地方公用燃煤热电联产机组进入市场、有序放开集中式新能源发电机组进入市场。2021年起，鼓励具备条件的集中式新能源发电企业进入电力市场参与交易，签订市场交易合同的新能源企业在电网调峰困难时段优先消纳。电力现货市场连续结算试运行前，新能源发电企业按照自愿原则与售电公司、批发用户签订中长期交易合同；电力现货市场连续结算试运行期间，新能源发电企业按照我省电力现货市场交易规则参与电力现货市场交易。

按照2020年全省市场电量规模测算，2021年售电公司、批发用户最低需消纳的非水可再生能源电量约270亿千瓦时。

严格零售市场管理，与两个及以上售电公司签订并提交代理协议的用户，取消其2021年市场交易资格，计入电力市场信用记录。

详情如下：

关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知

各市发展改革委（能源局），省社会信用中心，国网山东省电力公司，华能山东发电公司、华电集团山东公司、国家能源集团山东公司、大唐山东发电公司、国家电投集团山东分公司、华润电力华东大区、山东核电有限公司，山东电力交易中心，有关企业：

为贯彻国家关于深化电力现货市场建设试点工作的系列精神，落实省委、省政府关于电力市场化改革决策部署要求，按照近期国家发展改革委关于做好2021年电力中长期合同签订工作要求，结合我省工作实际，现就2021年电力市场交易有关工作安排通知如下：

一、市场主体准入

（一）进一步规范电力用户准入条件

按照国家发展改革委明确的发用电计划放开“以发定用”原则，2021年我省电力用户市场准入条件维持2020年标准不变。年内视跨省区优先计划放开情况，在确保市场电量发用平衡的前提下，适时放开经营性用户用电计划。按照国家关于加强和规范自备电厂的有关要求，拥有自备电厂的企业在按规定承担国家依法合规设立的政府性基金和与产业政策相符合的政策性交叉补贴后，方可参与市场交易（包括省内、跨省区交易）。不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易，产品和工艺属于《产业结构调整指导目录》中淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策。2021年，全省电力市场化用户用电规模约1900亿千瓦时。

（二）积极推进地方公用燃煤热电联产机组进入市场

2021年，地方公用燃煤热电联产机组仅安排供暖季“以热定电”优先发电量计划，鼓励具备条件的地方公用热电联产机组自主注册成为市场主体，“以热定电”优先发电量计划外的上网电量直接参与市场交易，按照山东电力市场相关规则执行。机组未参与电力市场前，其“以热定电”优先发电量计划外的上网电量视为政府授权合约，原则上其政府授权合约结算电量不高于其2020年非供暖季实际上网电量。电力现货市场连续结算试运行前，政府授权合约电量按照当季度省内季度中长期交易平均价格结算；电力现货市场连续结算试运行期间，按照当月前七天中长期交易平均价格（含容量电价）结算（如高于省内燃煤机组上网基准电价，按基准电价结算），产生的价差空间每月按照市场发电量占比返还省内市场机组。

（三）有序放开集中式新能源发电机组进入市场

2021年起，鼓励具备条件的集中式新能源发电企业进入电力市场参与交易，签订市场交易合同的新能源企业在电网调峰困难时段优先消纳。参与市场交易的集中式新能源发电企业电价补贴政策，按照《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号）执行。电力现货市场连续结算试运行前，新能源发电企业按照自愿原则与售电公司、批发用户签订中长期交易合同；电力现货市场连续结算试运行期间，新能源发电企业按照我省电力现货市场交易规则参与电力现货市场交易。

二、中长期交易安排

为衔接做好现货市场建设试点相关工作，2021年我省最长周期的电力中长期交易按季度（三个月）开展。电力现货市场连续结算试运行前，中长期交易按现行电力中长期交易规则开展，售电公司（批发用户）原则上应签订不低于总用电量（代理电量）80%的中长期合同；现货市场连续结算试运行期间，中长期交易全部约定发用功率一致的交易曲线。季度交易、月度交易、周交易分解到日的交易电量，按分时曲线累加后，形成相应市场主体的中长期电力交易合约，作为结算依据。

按照我省可再生能源电力消纳保障政策有关要求，售电公司、批发用户需承担不低于14%的非水可再生能源电力消纳责任权重。按照2020年全省市场电量规模测算，2021年售电公司、批发用户最低需消纳的非水可再生能源电量约270亿千瓦时（简称“消纳责任电量”）。批发用户按照2020年1-11月实际用电量占全省市场电量的比重承担消纳责任电量，售电公司按照代理交易用户2020年1-11月实际用电量之和占全省市场电量的比重承担消纳责任电量。消纳责任电量视为已成交电量，按省内非水可再生能源上网电价结算。零售用户承担的消纳责任电量由售电公司、用户自行协商确定，在零售合同中予以明确。现货市场连续结算试运行期间，统筹衔接非水可再生能源电力消纳责任权重交易与现货市场交易，具体以现货市场连续结算试运行通知或方案为准。

严格落实国家关于中长期合同签订“六签”工作要求，2021年中长期交易按照联合签约模式开展，鼓励签定电子合同，引入信用监管机构见证签约。中长期交易合同参照《电力中长期交易合同示范文本（征求意见稿）》和《电力中长期交易信息登记协议（征求意见稿）》签订。

三、跨省区电力直接交易

参加银东直流跨省区交易用户，年用电量5亿千瓦时及以上的，跨省区交易电量不得超过2亿千瓦时；年用电量5亿千瓦时以下的，每月跨省区交易电量不得高于当月全部交易电量的40%。跨省区交易电量作为用户省内交易的边界条件，剩余电量参与省内市场交易。用户应据实申报跨省区交易电量，2021年累计2个月跨省区交易电量高于全部用电量40%的用户，取消其次年度的银东直流交易资格；售电公司代理交易用户参加银东直流跨省区交易，2021年累计2个月跨省区交易电量高于全部代理用户实际用电量之和40%的，取消其次年度代理用户参与跨省区交易资格。现货市场连续结算试运行期间，跨省区直接交易电量按照银东直流典型送电曲线进行分解。

四、政府授权合约电量安排

跨省区交、直流通道达成的2021年年度交易电量中的部分电量，打包作为政府授权合约电量。该部分电量由国网山东省电力公司代理省内市场用户购买后，由售电公司、批发用户认购。认购价格为上述电量落地我省加权平均价格，未被认购的政府授权合约电量，按市场化用电量占比分配给售电公司、批发用户。现货市场连续结算试运行期间，政府授权合约电量按照对应的跨省区联络线典型送电曲线进行分解。

五、其他事项

（一）做好交易组织和衔接。国网山东省电力公司、山东电力交易中心要及时发布跨省区电力交易电量、电价和非水可再生能源电力消纳责任权重电量等相关信息，依次按照跨省区送电政府授权合约电量认购交易、省内电力中长期交易时序组织，确保各项交易顺利衔接开展；统筹衔接非水可再生能源电力消纳责任权重电量与绿证交易，根据售电公司和批发用户需要出具消纳非水可再生能源发电量的相关证明；提前研究明确市场注册、交易组织、结果发布等各项工作的时间节点，确保12月15日前组织完成2021年一季度省内电力中长期交易。

（二）持续提高市场服务水平。山东电力交易中心要加强专业队伍和技术支持平台建设，不断提升市场组织能力；健全信息发布机制，完善信息发布内容，实现信息资源共享；加强交易风险防控，对投诉率高、履约行为不规范的售电公司，做好用户交易风险提示工作，公开透明、规范高效地为市场主体提供电力交易服务。

（三）提升现货市场运营能力。国网山东省电力公司要加快优化组织机构设置，加强现货市场专业队伍建设和培训，进一步充实专业力量，明确岗位职责，确保专人专责；做好技术支持系统开发建设、运维管理等工作，为现货市场稳定运行做好人才保障和技术支撑。

（四）严格零售市场管理。与两个及以上售电公司签订并提交代理协议的用户，取消其2021年市场交易资格，计入我省电力市场信用记录。符合准入条件但未在规定时间内注册的企业，年内可随时进行自主注册，经国网山东省电力公司、山东电力交易中心审核通过后进入市场参与月度交易。

市场交易工作中，遇到重大问题请及时报告。

山东省发展和改革委员会

山东省能源局

国家能源局山东监管办公室

2020年11月24日

11月18日，为推进补贴清单审核工作，财政部印发《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》。根据通知，要抓紧审核存量项目，分批纳入补贴清单，值得注意的是，文件中明确2006年及以后年度按规定完成核准（备案）手续并且完成全容量并网的所有项目均可申报进入补贴清单。

这意味着，此次申报剔除了《关于开展可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》中“光伏发电需要于2017年7月底前全容量并网，光伏领跑者和2019年竞价项目并网时间可延长至2019年12月底”的时间限制，有建设指标的所有合规项目都将通过此次补贴清单申报获得确权，这对行业无疑是一大利好。

但需要注意的是，与该通知同步下发的还有《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》。根据文件，项目执行全容量并网时间的上网电价——由地方能监部门与电网公司认定，分批次并网的应按每批次全容量并网的实际时间分别确认上网电价。

地方能监部门与电网公司无法认定的，暂按上述《办法》进行认定。根据该办法，可再生能源补贴项目申请补贴清单时，应提交全容量并网时间承诺，并提交相关核验资料.承诺内容包括：全容量建成完工的并网时间，办理电力业务许可证时是否完成全容量并网，办理并网调度协议时是否完成全容量并网，同时提交承诺书、电力业务许可证以及并网调度协议等资料。

据了解，该办法出台的初衷旨在解决在补贴清单申报中，部分地区因电网不给出具全容量并网证明文件导致项目无法申报补贴的问题。

根据《办法》，在认定办法中，如果上述三个时间不一致可分为两种情况处理，一是不影响享受电价政策的，按企业承诺全容量并网时间享受对应补贴电价；二是影响电价政策的，按照三个并网时间中最后时点确认全容量并网时间享受补贴。

据了解，一般来说，并网调度协议是并网前签署，但电力业务许可证的办理时间差别较大。据业内人士介绍，电力业务许可证由地方能监部门批复，快的话一个月左右可以拿到，但也有一年多也办不下来的。这中间的时间差可能会影响到项目申报补贴进度。

对于历年的抢装项目来说，包括630与1231，不少地方都是默认部分并网，但按照上述《办法》，可能会导致部分项目无法拿到630/1231前的上网电价。不过据知情人士透露，电力业务许可证上的并网时间一般是由业主自己填写，这些都属于承诺，最主要的评判标准还是要靠后期的多方核验保证。

另外，上述文件也给出了申请复议的办法，投资企业可通过提供质量监督报告、总承包合同、采购付款合同、售电收入等一系列可以证明全容量并网的材料申请复议。因为给出了多种可以申请复议的方式，相对来说，此次标准是较为宽松的。

不过，为了确保全容量并网的真实性，文件也明确要求，提交资料明确、不存在时间矛盾的项目，也需要计算并网后12个月的年均平均利用小时数，以50%为界限，达到这一比例的才可按承诺时间列入补贴名单。如果核查不一致将视情节轻重进行处罚，影响价格的，最严重的将在补贴目录中剔除该项目未按期并网发电的容量，并按实际发放补贴金额的3倍核减该项目补贴。