2019光伏征求意见稿点评：平价项目优先保障 补贴项目全方位竞价

　　印度在2018年7月26日启动防卫性关税，然而观察中国对印度的出口状况，可见印度拉货需求虽在8-10月因政策反复而陷入低点，但11月之后的进口量明显回温。印度市场仍有需求缺口，且中国多晶组件加税后价格仍可控制在 US$0.29/W 以下，使印度的防卫性关税保护程度不足，仅有来自越南、泰国的免税组件有机会与税后的中国组件竞争。

　　2019年4月12日,国家能源局综合司发布《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知(征求意见稿)》、《2019年风电建设管理工作方案》和《2019年光伏发电建设管理工作方案》三份文件。此次政策继续明确优先建设、保障平价项目,加速行业市场化发展;需要补贴的风电、光伏项目,除户用光伏、扶贫等单独管理以外,全面实行竞价机制。

　　2019年光伏产业的管理规则如期出现调整。新政策下,国家能源局将不再设定全年的补贴装机规模,转而在财政部框定的补贴总量下确定装机规模。

　　财政部要求,2019年度安排新建光伏项目补贴预算总额度为30亿元,其中,7.5亿元用于户用光伏(折合350万千瓦)、补贴竞价项目按22.5亿元补贴(不含光伏扶贫)总额组织项目建设。除扶贫、户用项目外,其余需要国家补贴的光伏发电项目原则上均须采取招标等竞争性配置方式。项目补贴竞价由地方组织申报、国家统一排序。国家能源局将根据修正后的申报补贴项目上网电价报价由低到高排序遴选纳入补贴范围的项目,将补贴资金优先用于补贴需求下降快、能尽快实现平价的项目和地区。30亿补贴总规模落地,符合业内的预期。我们也维持之前的判断,该补贴规模将可以满足约30GW左右的新增装机补贴需求。叠加不需要国家补贴的平价项目及光伏扶贫项目,我们保守预计2019年的装机规模将超过40GW,契合稳中有进的指导思想。

　　征求意见稿规定:文件发布前已建成并网但未纳入国家补贴范围的项目,可向所在地电网企业自愿申报,并以当地备案机关和电网企业按本通知规定进行联合审核、确认项目进入补贴名单的时点为补贴计算起点,并按该时点对应的度电补贴标准享受国家补贴政策。该规定明确户用光伏在去年5月31日后并网未纳入国家补贴规模的,可以申报2019年额度。征求意见稿要求:省级电网企业每月10日前对外公布上月新增并网和当年累计新增并网的户用光伏装机容量及项目名单。当截止上月底的当年累计新增并网装机容量超过当年可安排的新增项目年度装机总量时,当月最后一天为本年度可享受国家补贴政策的户用光伏并网截止时间。此项规定为户用光伏装机设置了20天的缓冲期,促使更多的户用光伏项目纳入补贴。风电:平价项目先行,海上风电强调稳妥有序

　　征求意见稿明确:各类拟新建风电项目均应以落实项目电力送出和消纳为前提条件。在消纳能力受限省级区域或跨省区输电通道配置集中式风电项目,按度电补贴最小化原则进行消纳能力分配。2018年或以前年度已核准或已配置的风电项目,如项目单位承诺转为平价上网项目,按第一类优先级配置;2019年度新建平价上网项目按第二类优先级配置。同时,征求意见稿还提出,需要国家补贴的集中式风电项目全部通过公开竞争方式配置,但是在开展平价上网风电项目论证和确定2019年度第一批平价上网风电项目名单之前,各地区暂不组织有国家补贴的风电项目的竞争配置工作。

　　征求意见稿要求:2018年底前已并网和已核准建设的风电项目(扣除应废止或其他原因不具备建设条件的项目),总规模已超过本省级区域2020年规划并网目标的,除平价上网风电项目外,暂停新增陆上集中式风电项目建设。我们判断,总规模已超过规划的地区将暂停新增装机核准,但已核准尚未并网的项目还可以继续建设。

　　征求意见稿还规定:已核准的陆上风电项目两年内未投产并网的,需按照并网年份标杆价格上限重新参与市场竞价。预计存量项目将加速开工建设节奏,行业或将呈现抢装行情。根据行业内粗略统计,国内已核准未并网风电项目80-100GW,这些项目会是未来两年新增并网装机的主要来源,也是驱动行业抢装行情的主要动力。

　　政策明确提出:2018年度未通过竞争方式进入国家补贴范围并确定上网电价的海上风电项目,其核准文件不能作为享受国家补贴的依据。在《国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》(国能发新能〔2018〕47号)发布之日前获得核准的海上风电项目,在本次通知发布前未办齐开工前手续的,均参加竞争配置并通过竞争确定上网电价。为了享受0.85元/kwh的高电价,广东、江苏等沿海省份加速海上风电核准进度,给补贴发放带来较大压力。此番政策调整有望促使海上风电有序稳步发展,缓解补贴压力。

　　竞争要素确定,电价权重不低于40%征求意见稿明确,在总量控制、消纳保障的条件下,公开公平公正的原则下,对集中式陆上风电和海上风电项目通过竞争配置方式组织建设。对于已确定投资主体的项目,能源局设置的参考竞争要素主要包括企业能力(20%)、设备先进型(5%)、技术方案(10%)、已开展前期工作(15%)、接入消纳条件(10%)以及申报电价(40%)。各地区可酌情调整配置,但要求电价权重不得低于40%。以电价为核心指标,方向明确,有利于促进企业降本,积极推进平价。