关于上报本年度最后一批光伏发电无补贴平价上网项目的通知

各相关企业：

根据省能源局通知要求，全面掌握光伏发电无补贴上网项目情况，请相关光伏企业按照鲁发改能源〔2019〕367号文件要求，做好符合条件的工商业分布式光伏发电无补贴平价上网项目申报工作。 

申报材料主要包括山东省无补贴平价上网风电和光伏发电项目信息表，各项目的支持性文件（备案手续、营业执照、土地证明、房产证明或不动产证、房屋租赁合同），地方政府或有关部门出具的土地使用、规划选址、生态红线等方面的支持性文件，企业承诺平价或低价上网证明，电网企业关于项目电力送出和消纳意见接入方案。 

请于12月15日前将以上项目申报材料纸质版一式四份（装订成册）报市发改局军民融合发展科；申报材料扫描件（PDF格式）报军民融合发展科邮箱：zcjmrhk@163.com。

继国家电网公司内部下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》（国家电网办【2019】826号文）后，日前，南方电网公司也正式印发《优化投资和成本管控措施（2019年版）》。两大电网公司明确释放出“严控投资”的信号。

区别于电网侧化学储能、抽水蓄能等项目的点名叫停，涉及以风电、光伏为代表的可再生能源领域，两大电网此次严控投资又将会产生哪些影响呢？

新能源接网工程何时回购

“本来就拖了这么多年，有明确时间要求的时候电网都没有按时回购。现在，电网自己都要控制投资了，说明他们自己给自己花钱都受限制了，更何况是掏钱平旧账、买别人建的线路？反正要求回购的时限已经过了一年了，‘虱子多了不痒，债多了不愁’。”在电网“严控投资”的风向下，有新能源企业相关负责人对于接网线路的回购“甚至不报什么希望了”。

按照国家能源局2018年4月出台的《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》，由可再生能源发电项目单位建设的相关接网等输配电工程，电网企业要在2018年底前按协议或经第三方评估确认的投资额完成回购。

国家要求的回购时限早已过去近一年，但新能源接网工程的回购不仅未能如期完成，而且进度迟缓，部分电网企业甚至还未制定基本的回购计划。

“2013年前后电网公司提出过要回购，但是后来就没有下文了，现在也没动静了。”中节能宿迁生物质发电有限公司生产技术部主任吴以军告诉记者，公司曾于2006年自建总长约3.3公里的接网线路，总投资约710万元左右，目前，虽然“2018年底”的时限已过，但电网公司尚未对线路进行回购。

国家能源局派驻某区域监管机构相关负责人陈某表示，类似的情况并非孤例，其所在省区目前的接网回购干工作推进仍十分缓慢。但陈某也指出，接网线路能否最终进入输配电价核定的成本范围或许才是电网是否积极回购的关键。“资产越多，输配电价可能越高，如果这部分资产可以计入所在省级电网输配电价核定的成本范围，那电网应该还是会努力回购的。”

补贴垫付能否继续坚持

除接网工程的回购外，更令业界心生担忧的是电网对于可再生能源度电补贴的垫付是否会受到影响。

根据今年9月国家电网公司下发的《关于非自然人分布式光伏项目电费结算方式变更的通知》，自然人分布式项目不再按目录制管理，项目完成并网发电即可按电量享受补贴。对于非自然人分布式项目还是进行目录管理，而审核原则为2015年2月底前投产并网的项目。为此，按照国网公司要求，对于2015年3月以后投产并网的非自然人分布式项目暂停垫付0.42元/千瓦时的可再生能源补助资金，只结算标杆电价部分。2015年2月底前投产的非自然人项目不受影响。

换言之，目前，户用光伏发电项目的补贴电费一直是由电网公司垫付。但据记者了解，当前，部分省区2018年5月31日以后并网的户用光伏项目已经出现了补贴拖欠情况。一些今年初并网的户用项目，业主至今也为收到0.18元的度电补贴。

“2015年10月之前，只要是国家电网辖区内，所有类型的分布式光伏项目补贴都是由电网公司垫付。随着分布式规模的扩大，到2015年10月，国网公司下发通知，明确只垫付‘自发自用、余电上网’类分布式光伏项目，全额上网类的暂不垫付。再到后来只垫付户用，到现在户用甚至都不能完全垫付。”北京先见能源咨询有限公司副总经理王淑娟指出，电网企业对分布式光伏项目补贴的垫付范围逐步缩减，随着投资严控令的出台，当地方电网公司出现亏损，电网企业恐难有财力垫付每年数以亿计的分布式光伏补贴。

“要让新能源跟着电网走”

根据国网公司《关于进一步严格控制电网投资的通知》，严禁擅自扩大投资界面和超标准建设，严禁超过核价投资规模和范围安排投资，严禁过度追求高可靠性的“锦上添花”项目，杜绝低效无效投资，不得在投资计划外安排输变电资产租赁。

哪些项目是“雪中送炭”？又如何界定“锦上添花”呢？

据知情人透露，目前，国网公司已在非公开场合表示，要转变此前电网和新能源发展之间的关系。“以前都是电网跟着新能源的节奏，哪里建了新能源项目，就要配套接网、输送线路，但是以后要转变这种思路，要让新能源跟着电网走。”

日前，山东省印发了《山东省优先发电优先购电计划管理暂行办法》，办法自2020年1月1日起施行。

《办法》是根据省委、省政府下发的《山东省电力体制改革综合试点方案》及其配套实施方案有关要求制定的，目的是为了建立我省优先发电优先购电计划制度，加强和完善政府公益性调节性服务功能，保障清洁能源优先消纳，发挥市场配置资源的决定性作用。

《办法》对优先发电的适用范围进行了区分，其中，一类优先发电有三种：为保障电网安全稳定运行，承担调峰调频、电压支撑、基荷任务的各类机组发电；为保障供热需要，热电联产机组实行“以热定电”，供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的热电联产机组在采暖期内发电；纳入规划的风能、太阳能、生物质能等非水可再生能源机组发电。二类优先发电分四种：跨省跨区送受电中国家计划、地方政府协议送电；水电、核电机组发电；余热、余压、余气、煤层气等资源综合利用机组发电；涉外机组在合同期内按合同约定发电。

对于优先购电，《办法》也明确了三种适用范围，即一产用电，居民生活用电和重要公用事业、公益性服务用电，包括党政机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等涉及社会生活基本需求，或提供公共产品和服务的部门和单位用电。

《办法》规定，省级电网企业负责制定优先购电用户名单，根据保障需要，进行动态调整。优先购电用户名单报省能源局审核、备案。电力交易机构负责对优先发电计划进行月度分解，并滚动调整。按时将下月优先发电计划安排情况报省能源局审核通过后予以发布。省级电网调度机构按照月度发电计划对发电机组进行调度。

对于调峰调频发电计划指标，《办法》明确，可在公司内调剂使用或替代转让。“以热定电”优先发电计划指标仅可在本厂内同类型供热机组间转让。涉外机组在合同期内按合同约定发电计划指标可在涉外机组间转让，不得转让给非涉外机组。核电机组优先发电计划指标可在核电机组之间转让，不得转让给非核电机组。其他优先发电计划指标可市场化转让。

根据《办法》规定，电网企业按照政府定价执行优先发电、优先购电计划时，若优先发电计划中执行政府定价部分规模大于优先购电计划时，多发电量由电网企业负责通过市场化方式出售；若优先购电计划规模大于优先发电计划执行政府定价部分，缺供电量由电网企业负责通过市场化方式购买。电力交易机构负责每季度召开一次信息发布会，通报优先发电计划执行情况。网、源、荷、储综合施策提高电力系统灵活性调整能力，在保证电网安全前提下最大限度消纳省内可再生能源机组发电。

尽管国内光伏新增装机显著下滑，但受益于海外市场的崛起，制造端各环节出现大幅增长。

　　日前，2019中国光伏行业年度大会暨创新发展高峰论坛在深圳召开。

　　“今年国内整体开工不及预期，前十个月的新增装机下降超过五成。”中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华在会上表示，这主要是受政策、土地、资金、消纳等方面因素影响。

　　今年1-10月，国内光伏新增装机约17.5GW，同比去年同期的38.2GW下降了约54%。

　　王勃华指出，在政策端，因电价、竞价、规模管理等相关政策下发较晚，今年国内市场启动较晚，导致有效施工时间较短。

　　王勃华称，由于竞价项目申报时间仅有一个月，部分申报项目消纳和土地等尚未实质落实。补贴缺口的持续扩大，也导致民企现金流受限，电站投资持有主动性下降。

　　此外，2019-2020年是风电抢装期，央企和国企优先建设利润较高的风电项目，光伏项目因此顺延。

　　根据中国光伏行业协会此前预判，今年中国光伏新增装机规模约25-30GW。据国家能源局统计，去年国内光伏新增装机达44.1GW。

　　光伏应用端情况不乐观，但制造端发展迅速。

　　“前三季度，多晶硅、硅片、电池片环节的产量均已超过去年全年，组件产量与去年全年相当。”王勃华称。

　　今年1-10月，中国多晶硅产量同比增34.6%，至27.6万吨，产能进一步向西北部转移，产业集中度不断提高。

　　1-10月，前10家万吨级企业的多晶硅产量占全国总产量的97.2%。

　　同期，硅片端产量也实现同比增46.1%，达113.7GW，新增产能主要以单晶为主；电池片产量同比增54.2%，达93.3GW；组件产量同比增31.7%，达83.9GW。

　　“原因是海外市场上来了，今年光伏产品出口或是历史上第二高。”王勃华解释称。

　　据中国光伏行业协会统计，今年前10月，中国光伏产品出口总额达177.4亿美元，同比增长32.3%，超2018年全年出口总额，创历史新高。预计2019年出口总额将超过200亿美元，达到“双反”前水平。

　　前10月，光伏组件出口额达149亿美元，同比增长39.6%，出口额过亿元的国家或地区共有26个；组件出口量同比增逾75%，达58GW，出口量超过1GW的国家或地区达到13个。

　　针对明年国内光伏市场情况，王勃华预计，中国光伏建设和相关管理政策在今年底或明年年初出台，且今年的部分项目指标或转至明年，明年光伏新增装机将出现恢复式增长，规模将达约40GW。

　　“眼下，产业整合的趋势正在加速。”王勃华称，头部企业仍在进一步拓展，产业链各环节大企业产能利用率位居高位，加上国企的强势进入，也加快了产业结构调整，落后的企业加速退出。

　　中国电建西北勘测设计研究院新能源工程院设计所所长惠星则在会上指出，目前，中国光伏发电行业发展面临“投资看不透、补贴等不到、收益不可控”的严峻形势。

　　“目前，投资成本快速下降，平价与竞价并行发展。竞价项目平均度电补贴约0.065元，较去年下降50%以上。”惠星指出，这些项目还面临第一批平价项目“抢”消纳空间，以及非技术成本高的问题。

　　她分析称，每千瓦系统成本控制在4000元之内，基本可实现光伏平价上网，且年发电利用小时数不能少于1500小时。

据可靠消息，2020年光伏管理办法征求意见稿即将下发。目前2020年光伏政策大框架已经基本拟定，国家能源局计划于12月底前发布正式文件，并将于近期将下发该文件征求意见稿。据了解，离政策发布现仅差国家发改委价格司敲定2020年光伏发电指导电价了。

延续2019年政策框架

明年的光伏新政最大的特点就是延续2019年政策框架，户用单列指标管理，工商业分布式和地面电站参与竞价。政策的稳定性和可预期是给了行业稳定健康的发展环境，工商业分布式和地面电站都可以提前半年开发项目，对接投资商，待政策出台后可以核算收益，给予了充足的时间参与竞价工作。

户用光伏也是早早放出了消息补贴0.07元/度，共7GW指标，大致都在该范围内，在政策断档期内，平复了光伏从业者的心情，可以明确规划明年的计划和布局。从部分设备厂家和经销商的反馈来看，该补贴金额虽然不多，可指标7GW可接受，明年可以延续一整年的推广和安装，给了坚做户用光伏的人坚持的信心。

平价项目自行管理

根据2020年光伏管理办法初步政策框架，2020年将继续支持、优先推进平价项目的发展，平价项目由各省级能源主管部门按照《国家关于积极推进风电、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）有关要求，在落实接网、消纳等条件基础上自行组织实施，相关项目信息报送至国家能源局即可。

自2019年5月份，国家发改委办公厅、国家能源局发布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单之后，不少行业人士认为，平价项目需要等待国家能源局组织第二批申报的文件通知。

但实际上，地方能源主管部门在落实土地、消纳等条件之后，可自行组织，不需要将公示名单作为项目开展的前置条件。不过，根据反馈，各省在平价项目的推进中阻力较大，近期国家能源局正考虑启动第二批光伏平价项目的申报工作，以促进平价项目的顺利推进。

户用光伏最有希望

根据中国光伏行业协会发布的数据。今年前三季度的光伏装机情况，分布式光伏装机量达到了8.26GW，第一次同比超过了50%，也就是说，分布式装机占比第一次超过了集中式光伏装机。在分布式装机中，工商业分布式占比62%，值得注意的是，户用光伏的占比已经接近40%，是今年的一大亮点。

户用光伏群众基础深厚，深受老百姓欢迎，在指标有限的状况下，只要有屋顶的业主都争相考虑抢装光伏电站。相比地面电站，户用光伏的政策风险和并网友好性也较高，电网公司对户用光伏的备案并网是专门服务。

当前遇到的补贴问题，国家三部委也多次强调优先保障户用光伏补贴发放，当前问题暴露，或可得到重视并解决，老百姓的钱是不用太过担心。明年在没有补贴和指标问题的情形下，户用光伏的前景明朗。

临近2019年收官，光伏行业交上了一份“差强人意”的答卷。

　　由于整体市场启动较晚，今年光伏市场规模不及预期，或跌至2016年以来国内装机水平的谷底。与此同时，在国外市场强力支撑下，光伏产业链制造环节却热火朝天，成绩斐然。

　　驶进2020年，光伏市场将延续平价和竞价双轨制思路，步入全面平价时代。12月5日，多位业内人士向《中国经营报》记者表示，纵使今年光伏市场“差强人意”，但是明年光伏市场回暖，总规模仍会保持40~50GW。不仅如此，在即将开启的“十四五”时期，光伏将如何持续保持竞争力、平价政策与市场机制如何设计、新旧能源之间的竞争与合作等问题都成为了业内关注的焦点。

　　制造与应用“两重天”

　　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透露，2019年1~10月全国新增光伏装机17.61GW，同比下降51%。其中，新增集中式光伏电站7.88GW左右，同比下降56%。分布式光伏新增9.73GW左右，同比下降45%。业内估算，2019年全年光伏装机规模可能在25GW左右，相比今年国家层面的预测数据40~50GW，大幅缩水约45%。

　　在2019年中国光伏行业年度大会暨创新发展高峰论坛上，中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华认为，政策、土地、资金、消纳和项目申报时间等五方面的原因造成了国内整体市场开工及装机规模不及预期。

　　具体来看，今年电价、竞价、规模等相关政策下发较晚，市场整体启动晚、有效施工时间较短；竞价项目申报时间仅一个月，部分申报项目的消纳或用地尚未实质落实；土地面临生态红线等问题；恰逢风电抢装潮，电力央企优先建设利润较高的风电项目，光伏项目顺延；补贴缺口扩大导致民营资金紧张，电站投资主动性下降。

　　国内应用市场装机规模骤减，但并未制约光伏制造市场的快速增长。据介绍，2019年1~10月，我国多晶硅、硅片、电池片和组件产量分别为27.6万吨、113.7GW、93.3GW和83.9GW，分别同比增长34.6%、46.1%、54.2%和31.7%。

　　而上述制造端取得的业绩主要得益于2019年光伏海外市场的重要支撑。据了解，2019年全球范围内超过GW级市场规模的国家已达到16个，出口市场越来越多元化，出口额创历史新高。其中，1~10月，硅片、电池和组件出口总额达到了177亿美元，同比增长32.3%，预计全年将超过200亿美元。

　　纵使今年国内市场并不乐观，但是王勃华仍旧看好2020年的市场。“明年政策基本上要延续今年的思路，目前业内已经适应。另外，关于明年的政策会在近期尽快下达，给予企业很多准备时间。叠加今年没有完成的项目，专家给出明年40GW以上的市场预期。”他分析。

　　洗牌的“喜与忧”

　　2018年光伏“5·31”政策发布以来，平价时代加速而至。与此同时，产业整合趋势进一步提升，行业集中度越发明显，越来越多的企业也被甩出了竞技轨道。

　　“头部企业仍然在进一步扩产，硅片、电池片和组件等环节集中度都在加快，落后的企业在加速退出，一些三四线企业无声无息的没了。”王勃华表示。

　　记者注意到，今年隆基股份、中环股份、晶科能源等龙头企业继续扩产，进一步通过成本和规模竞争抢占市场份额。例如，隆基股份规划在2019~2021年，单晶电池片产能达到10GW、15GW和20GW；单晶组件产能达到16GW、25GW和30GW。而晶科能源方面预计，到2019年底，电池、组件产能将分别达10GW和15GW。

　　反观部分企业，却早已经朝不保夕。旭阳雷迪在2018年下半年被曝出停产、裁员，其在2019年1月迎来了破产重整。而今年12月4日，向日葵拟将其持有的向日光电100%股权、聚辉新能源100%股权转让给向日葵投资。这也意味着，向日葵旗下两个主要光伏企业或将全部出售。

　　除了晶硅太阳能等制造环节，逆变器领域也是厮杀一片。一位逆变器企业制造商向记者反映，目前国内市场上也没剩几家企业了，基本就是华为、阳光电源、上能电气、特变电工、锦浪科技、古瑞瓦特和固德威等一些企业。同时，记者也注意到，随着竞争的不断加剧，像施耐德电气和ABB两家外资企业也逐渐退出或出售了光伏逆变器业务。

　　与此同时，2019年产业整合比较明显的一个变化是，能源国企强势进入光伏行业。

　　尤其是，在国内市场并不乐观的情况下，民营企业现金流紧张，能源国企转身变成了接盘侠。今年11月，华能集团调整收购协鑫新能源51%股权，改为收购国内若干电站或若干电站项目公司；当月19日，北京能源集团拟以17.9亿港元认购熊猫绿能约47.06%的股份；27日，江山控股称以11.664亿元出售其全资附属公司江山永泰、项目公司全部股权给中核山东能源有限公司。

　　值得关注的是，竞争促进行业优胜劣汰、快速迭代升级的同时，也给电站投资商带来了一定烦恼。在业内人士看来，光伏电站系统一般都是25年甚至更长的寿命，显然多数制造企业的经营并不能维持这么久。

　　黄河上游水电开发有限责任公司董事长谢小平反映了一个发生在2011年的投资问题。他表示，在公司投资的光伏电站中，因为接线盒、逆变器等问题，使光伏电站由盈利变成了亏损。所以电站系统各个环节的质量都是生命，还包括电能质量。

　　“在过去追求降本的过程中，部分光伏企业并不能兑现质量承诺。我们企业需要反思如何实现由价值竞争转变到价值创造。”天合光能董事长高纪凡表示。

　　“十四五”之思

　　“十四五”时期是我国可再生能源发展的一个关键期和转折点，也是未来实现跨越式发展的基础期。恰逢光伏全面进入平价时代，行业持续竞争力、平价政策与市场机制、传统能源企业和光伏企业合作等问题都成为重点关注的方向。

　　对于目前制造端的现状，正泰新能源总裁陆川反映，“目前系统制造端，硅片环节毛利相对高，硅料、电池和组件并没有太大利润，预计明年硅片也会降低，整体终端价格已经十分明确。单纯依靠降本方式已经暂时达到临界点，目前下一代技术路线并不成熟，暂时看不到下降空间。”

　　“光伏降本增效的空间越来越小了。原来一直依靠‘降本’，后来慢慢更加注重‘增效’，现在降本增效潜力越来越小。”在王勃华看来，创新是永恒的主题，在新时代、新形势下如何持续保持光伏企业竞争力是重要的研究课题。

　　实际上，光伏发电成本已经降至平价临界点，在未来电力市场已经具备了与火电同台竞争的基础。如今，随着“十四五”可再生能源由高速度转向高比例发展，光伏发电又将如何进入电力市场？

　　在业内看来，这同样需要在政策环境和市场机制上给予保障。陆川表示，国家要从顶层对能源结构的配套环节及可再生能源电网接入协调等层面进行合理设计，从政策和机制层面保障装机目标可以真正执行落地。“比如在2021年光伏进入全面平价，在燃煤发电上网电价形成机制改革情况下，光伏电价的参考标准是什么。如果直接参与电力市场竞价，交易过程中又将如何保障价格机制实施。”

　　陶冶也认为，光伏进入“十四五”发展规划期，需要确定发展总量、占比、经济性目标，在设计上要适应电力体制改革的可再生能源市场机制，同时要进一步完善补贴、价格、项目建设管理和消纳保障机制等政策。

　　在能源转型中，传统能源和新能源之间的发展不可避免会存在一定博弈。但是，中国光伏行业协会专家咨询委员会委员李俊峰建议，在融入电力市场的过程中，光伏企业要与传统发电集团积极走到一起，共同发展，不能总“隔空对话”。

　　华为副总裁周桃园对此表示认同。他解释，用户导向就是大电力能源公司，他们才是未来的主力，关系未来产品卖给谁，为谁服务，为谁解决问题等，因此一定要和大电力能源公司联手创新，共建光伏新生态。

　　“进入平价时代后，公司更多会与电力发电集团联合开发地面电站项目。”谈及未来三年的光伏电站投资，陆川表示。

山东此次发布的优先发电适用范围共分为两类。其中，一类优先发电包含：为保障电网安全稳定运行，承担调峰调频、电压支撑、基荷任务的各类机组发电；为保障供热需要，热电联产机组实行“以热定电”，供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的热电联产机组在采暖期内发电；纳入规划的风能、太阳能、生物质能等非水可再生能源机组发电。二类优先发电包含：跨省区受电中国家计划、地方政府协议送电；水电、核电机组发电；余热、余压、余气、煤层气等资源综合利用机组发电；涉外机组在合同期内按合同约定发电。

　　日前，山东省能源局印发《山东省优先发电优先购电计划管理暂行办法》（下称《暂行办法》），标志着该省成为国家发改委、国家能源局今年1月发布《规范优先发电优先购电计划管理的通知》以来，首个针对优先发电优先购电出台专项管理办法的省份。

　　根据《暂行办法》，优先发电的适用范围共分为两类。一类优先发电包含：为保障电网安全稳定运行，承担调峰调频、电压支撑、基荷任务的各类机组发电；为保障供热需要，热电联产机组实行“以热定电”，供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的热电联产机组在采暖期内发电；纳入规划的风能、太阳能、生物质能等非水可再生能源机组发电。二类优先发电包含：跨省区受电中国家计划、地方政府协议送电；水电、核电机组发电；余热、余压、余气、煤层气等资源综合利用机组发电；涉外机组在合同期内按合同约定发电。

　　电力现货市场尚不完善

　　调控政策不可或缺

　　“山东省的火电装机量、发电量在各类电源中占绝对优势，在全国范围内山东也是知名的火电大省，所以在制定《暂行办法》时，我们也充分考虑了这一点。”山东省能源局电力处处长刘学军指出，例如在调峰调频的相关奖励计划上，参考机组的实际贡献率，对于低谷调峰、调频和机组稳定运行等方面都有相应的奖励规定。

　　“目前，电力现货市场还没有完全发展起来，山东的辅助服务市场也还不够完善，在这样的情况下，对于那些保证电网安全稳定运行的机组，必须要有一定的鼓励措施。这就需要政策调控来先行发挥作用。”刘学军强调，随着电力市场化改革的深入和相关机制的完善，未来，在调峰调频方面会“逐步撤出‘政策调控的手’”。

　　而对于涉及民生、保障供热的热电联产机组而言，刘学军强调，会一直保留“以热定电”机组的优先发电权。“山东是人口大省，保供热是民生需求，所以这部分机组必须保证优先级。”在具体操作方面，刘学军介绍，目前山东省能源局已经联合中国电力科学研究院和国家电网公司开发了一整套在线监测系统，对热电联产机组的热电比进行了精确评估和测算，并且保证实时监控。

　　为即将上马的大规模

　　平价可再生能源留足空间

　　根据《暂行办法》，对于纳入规划的风能、太阳能、生物质能、水能等可再生能源机组以及余热、余压、余气、煤层气等资源综合利用机组，根据实际能力发电，整体预留发电空间，不下达机组发电计划。

　　国内某大型发电企业电力市场研究相关负责人陈某指出，“预留整体空间、不下达机组计划”是国内对于可再生能源优先发电的普遍政策。“这是由电源特性决定的，特别是风电、太阳能等波动性大的‘不听指令’电源，即便是单独给出发电计划，也不可能像火电机组一样容易执行，肯定不是多了就是少了，所以通常都是整体预留。”

　　对此，刘学军也表示，整体发电空间的确定会根据上一年度的发电量和本年度的新增装机综合考虑。但“整体预留”并非“集中打包”，风电、光伏、生物质能、水电等不同电源类型都有各自的发电空间，不会相互挤占。

　　同时，面对2020年即将实现平价上网的可再生能源项目，刘学军也强调，会为大规模上马的平价项目、无补贴项目预留足够的发电空间。“除了春节假期的特殊时段，目前山东省整体是不存在弃风、弃光的限电情况的，即便是未来有新增的无补贴和平价项目，我们也能够保障全额收购。”

　　“优先发电政策本身是一种过渡政策，并没有最优解”

　　对于此次山东省出台的《暂行办法》，陈某坦言：“很难说对于未来或者对于其他省份有怎样的借鉴意义，毕竟优先发电政策本身是一种过渡政策，并没有最优解。”

　　“仅就可再生能源发电一点而言，世界上可再生能源发展比较好的国家几乎全是完全市场化的。电力市场的基本准则应当是‘技术中性’，无论是火电、气电还是风电、光伏，在市场交易上应当是平等的，无所谓谁应该优先。国家对某一种电源的产业政策支持，都是在场外进行的。”陈某表示，场外支持可以通过国家补贴、财税优惠等形式展开，但进入市场后的竞争应当是公平的。

　　“这就像以前福利分房时代，大家通常是按资排辈，但不管单位怎么分都有人不满意，说领导不公平、政策不合理。后来有人说，我们抽签摇号，看似公平了，但分不到房子的人会抱怨‘命不好’。现在房子变成了商品，完全市场化，多花钱买大的，少花钱就买小的，就不会埋怨领导、怪罪命数了。”陈某指出，当电力市场逐步走向完善，可再生能源和化石能源充分竞争，“如果那时候可再生能源还存在限电，就不要再怪罪政策不合理了。”

日前，国家发改委发布公告，就《电网企业全额保障性收购可再生能源电量监管办法（修订）（征求意见稿）》（下称“《征求意见稿》”）向全社会公开征求意见。《征求意见稿》显示，电网企业应全额保障性收购按照可再生能源开发利用规划建设、依法取得行政许可或者报送备案、符合并网技术标准并依法取得《电力业务许可证》（按规定豁免的除外）的可再生能源发电企业除市场交易电量外的所有上网电量。业内人士指出，此次《征求意见稿》对电网企业将起到进一步监管作用，但从执行角度来看，仍可能存在一定阻力。

解决当前行业消纳需求

根据《征求意见稿》，电网企业应按照国家规定，全额保障性收购可再生能源发电企业除市场交易电量外的所有上网电量，并明确规定，可再生能源发电上网电量包括优先发电电量和市场交易电量两部分，其中优先发电电量是指保障性收购电量等由国家政策明确要求优先上网的电量。

据介绍，《征求意见稿》是在2007年发布的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(原电监会25号令)基础上修订而成。《征求意见稿》进一步明确了保障性收购电量的核定需要综合考虑电力系统消纳能力、安全和可再生能源资源条件，参考准许成本加合理收益，并根据可再生能源并网、电网运行、产业发展和成本变化等情况适时进行调整。

可再生能源学会副秘书长李丹认为，目前制约我国可再生能源产业发展最关键的两个问题是补贴拖欠和并网消纳，此次文件出台的首要目的就是解决可再生能源发电并网问题，但与12年前相比，业内对可再生能源产业发展的期待已经大有不同。

“在我国可再生能源产业发展初期，可再生能源企业仍希望实现全额电量并网，但多年来可再生能源产业发展与电网的发展存在一定的不匹配性，目前业内更加希望利用电力市场交易的方式解决一部分消纳的问题。”李丹说。

光伏协会副秘书长刘译阳也指出：“自2016年核定可再生能源发电保障小时数以来，保障小时数之外电量是可以参与市场化交易的，此前版本已不适用于当前风光发电现状。若本监管办法能够出台并得到有效执行，将进一步缓解目前限电地区的弃风弃光现象，保障2020年全国平均弃风、弃光率控制在5%以内目标达成。”

对电网企业要求更加细化

据了解，与此前版本相比，《征求意见稿》对电网全额保障性收购的适用范围、执行细则等方面做出了调整。

李丹指出，此前版本中水力发电仍包含在可再生能源范畴内，而根据《可再生能源法》，可再生能源为风电、光伏等非水可再生能源，水力发电参照执行，总体上看，相关规定的条文规范性及统一性得到了提高。

同时，《征求意见稿》也明确表明，“电网企业应当按照相关规划和规定要求，规划建设或者改造可再生能源发电配套电网设施，按期完成可再生能源发电项目接入工程的建设、调试、验收和投入使用，保证可再生能源并网发电机组电力送出的必要网络条件。”对此，刘译阳指出，目前我国光伏、风电项目正逐步进入竞价、平价阶段，接网消纳则是项目建设的前置条件，本办法若最终出台也将有利于电网和企业方面更加有效衔接接网消纳意见及接入工程实施等事项。

另外，值得注意的是，此次《征求意见稿》对电网企业结算可再生能源电费、向监管机构报送发电上网相关情况的及时性也做出了要求。从监管层面来讲，《征求意见稿》也明确规定，国家能源局及其派出机构要能够依法对电网企业、电力调度机构、可再生能源发电企业、电力交易机构进行现场检查，对核查中发现的问题，相关机构应责令限期改正。李丹认为，与此前的电力监管政策相比，《征求意见稿》对电网要求进行了细化，考虑的因素也更加全面。

执行效果是关键

多位业内人士向记者表示，此次《征求意见稿》的出台，对可再生能源行业来说是一大利好，对电网企业形成了一定的约束，但针对部分条款目前仍存在争议，未来能否有效执行才是这一政策的关键。

“从近期全国人大常委会对《可再生能源法》的执法检查情况来看，长期以来，在部分地区《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》并未得到有效执行。这一《征求意见稿》正是从监管层面入手，明确了上网电量包括优先发电电量和市场交易电量，并提出相应监管要求，对电网企业的监管将更加明确。在保留相关法律责任的同时，新增加的‘第二十一条国家能源局派出机构可根据辖区实际制定本地区监管办法实施细则’也有利于具体监管办法得到贯彻执行。”刘译阳说。

然而，刘译阳指出，目前部分电网企业对《征求意见稿》有一定的反对声音，如果最终出台，要执行这一政策可能仍有一定阻力。

在国家应对气候变化战略研究和国际合作中心原主任李俊峰看来，这一《征求意见稿》提出的对电网的监管和惩罚措施只是一项“保底”措施。“真正要解决消纳问题，不仅需要‘批评’，更需要调动电网进行可再生能源电量并网的积极性，鼓励电网利用多种途径主动进行消纳。”