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光伏上网电价或将大幅下调 光热发电成本下降承压

发布日期:2016-10-12 作者: 点击:

    9月29日,国家发改委发布了《关于调整新能源标杆上网电价的通知(征求意见稿)》,对新能源标杆上网电价进行下调。涉及光伏、海上风电、生物质能发电等多种新能源发电技术,但未明确指出光热发电。

    文件称要继续实行新能源标杆上网电价退坡机制,此次调价幅度非常之大,其中又尤以光伏上网电价最甚,降幅高达23。5%~31。3%。光伏地面电站一类、二类、三类资源区上网电价拟调整为0。55元、0。65元和0。75元,相比现行的电价标准分别降低了0。25元、0。23元和0。23元,新政策的执行时间为2017年1月1日。

    对分布式光伏项目,在项目备案时可以选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。对“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电实行按照全电量补贴的模式,补贴标准分别为:一类资源区0.2元/千瓦时、二类资源区0.25元/千瓦时、三类资源区0.3元/千瓦时,较此前的0.42元/千瓦时分别下调了0.22元、0.17元、0.12元。

 

    对于海上风电,发改委明确按潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价,2018年12月31日以前投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0。8元(含税),潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0。7元,相比现行海上风电电价标准分别降低了0。5元。

    同时文件还强调,国家鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定陆上风电、海上风电、光伏发电等新能源项目业主和补贴标准,但通过市场竞争方式形成的价格不得高于国家规定的同类资源区陆上风电、海上风电、光伏发电标杆上网电价。

 

    该《征求意见稿》发布后,光伏圈反响强烈,称降价幅度过大,将很可能导致大部分光伏发电项目不再具备投资的经济可行性,极大地挫伤投资者的信心。虽然目前发布的是征求意见稿,但根据以往惯例,最后出台的政策基本不会有太大调整。

    该文件的发布进一步彰显了国家层面进一步削减新能源上网电价补贴的决心,以及推进市场竞争方式确定新能源上网电价的态度。光热发电首批示范项目的电价刚刚落地,预计到2018年就将筹备下调光热发电电价,根据十三五5GW的光热发电装机规划,十三五期间还有约3.65GW的光热示范电站需要电价的支持,电价下调是必然的,下调幅度是不确定的,但从此征求意见稿来看,光热发电预期的下调幅度也不会太小,在保证第一批示范项目成功的基础上,光热发电的成本下降压力较大。

    该征求意见稿的发布对光热发电的短期利好或许在于,资本对光伏发电的投资信心将受到冲击,光热发电吸纳资本进入的能力或将增强。但最根本的还在于,光热发电的成本可以在未来两年内获得明显的实质性的降低。



附:国家发展改革委关于调整新能源标杆上网电价的通知(征求意见稿)

各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、国家电网公司、南方电网公司:

    为合理引导新能源投资,促进陆上风电、光伏发电等新能源产业健康有序发展,依据《可再生能源法》,决定调整新能源标杆上网电价政策。经研究,现就有关通知如下:

一、继续实行新能源标杆上网电价退坡机制

    根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况,适当降低保障性收购范围内2018年新建陆上风电和2017年新建光伏发电等新能源标杆上网电价,具体见附件一。光伏发电、陆上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价加1分钱/千瓦时的超低排放加价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。

二、适当降低分布式光伏补贴标准

    利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目,在项目备案时可以选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。对“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电实行按照全电量补贴的模式,补贴标准分别为:一类资源区0.2元/千瓦时、二类资源区0.25元/千瓦时、三类资源区0.3元/千瓦时,上述补贴资金通过可再生能源发展基金予以支付,由电网企业转付;其中,分布式光伏发电系统自用有余上网的电量,由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。“全额上网”模式执行光伏电站价格,具体补贴发放审批程序按照光伏电站的方式执行。

三、明确海上风电标杆上网电价

    对非招标的海上风电项目,区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2018年12月31日以前投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.8元(含税,下同),潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.7元。海上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱销、除尘电价加1分钱/千瓦时的超低排放加价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。

四、调整新建生物质发电等项目补贴方式

    2017年1月1日以后并网的农林生物质发电、其他生物质发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电、沼气发电等新能源发电项目标杆上网电价,由各省(区、市)价格主管部门确定继续执行国家制定的标杆电价或根据本地实际情况研究制定标杆上网电价。上述新能源项目标杆电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价加1分钱/千瓦时的超低排放加价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分通过省内销售电价予以疏导。

五、鼓励招标等市场化方式确定新能源电价

    国家鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定陆上风电、海上风电、光伏发电等新能源项目业主和补贴标准,但通过市场竞争方式形成的价格不得高于国家规定的同类资源区陆上风电、海上风电、光伏发电标杆上网电价。

    其中,实行招标等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、除尘电价加1分钱/千瓦时的超低排放加价)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。

六、其他有关要求

    各新能源发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料,接受有关部门监督检查。各级价格主管部门要加强对新能源上网电价执行和电价附加补贴结算的监管,督促相关上网电价政策执行到位。

上述规定自2017年1月1日起执行(文章转载于光热发电网)


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