解读 风、光平价上网新政吹响能源革命的集结号

　　(三)纳入电网规划并编制完成项目核准申请报告的电网项目,项目业主可以直接向具有核准权限的投资主管部门报送项目核准申请报告,并附送核准支持性文件,也可以由项目所在地市(州)或扩权试点县(市)政府投资主管部门转送项目申请报告。具有核准权限的投资主管部门收到申请后,可视情况征求相关市(州)或扩权试点县(市)政府投资主管部门的意见。

　　太阳能光伏网讯:新年伊始，国家发改委、国家能源局发布《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），从平价项目的组织、建设、运行和监管等方面，对地方能源主管部门、电网企业等提出相应的要求，同时明确平价试点项目的优先上网、全额保障性收购等支持政策，为行业提供了稳定预期，开启了增量市场新空间。《通知》的发布，是2019年我国风电光伏市场的首个利好消息，对推动产业技术进步、提升市场竞争力、摆脱补贴依赖路径，积累平价上网经验具有重要现实意义，同时对于助推风电、光伏发电从补充能源向主流能源转变也具有重要的战略意义。

　　本次的平价试点项目是在不动原来各省规划指标奶酪的情况下，在消纳条件较好的区域鼓励企业做增量市场，在延续现有政策的基础上通过创新方式给予产业更好的政策支持，从而帮助产业更加平稳地过渡到平价时代，完成竞争力的根本性“蜕变”。风电光伏是新兴产业，在技术不成熟的发展初期，难以与传统能源直接竞争。通过补贴，可以打破技术锁定效应，推动技术进步，促进产业步入规模化发展，从而逐步降低成本，最终达到去补贴的目的。只有真正做到去补贴，风电光伏才能有足够的实力与传统化石能源展开竞争，并凭借边际成本为零的优势不断扩大市场份额。只有价格降低到让全社会都能用得起时，可再生能源才能得到进一步发展。可以说，“平价上网”是大势所趋，是风电光伏产业发展进程中无法逾越的“成人礼”。

　　经过十年的补贴激励，我国风电光伏已经具备与煤电等传统能源竞争的能力。据统计，2017年投产的风电、光伏电站平均建设成本已经分别降至7000元/千瓦和6000元/千瓦，比2012年降低了20%和45%。2017年，在河北、新疆等五省区启动的共70万千瓦的风电平价上网示范项目进展顺利，为平价上网提供了很好的“压力测试”。2018年，不需要国家补贴的600万千瓦乌兰察布风电基地纳入规划，所发电量输入京津冀。自2015年以来实施的合计1300万千瓦光伏领跑基地通过竞争配置项目的方式推动成本下降，青海海西州最低中标电价0.31元/千瓦时，已低于当地燃煤标杆上网电价。这些探索实践表明，风电光伏的平价条件基本具备，全面平价时代即将来临。《通知》为具备条件的项目提供了2019、2020年两年窗口期，利用平价和全面竞价之前的政策利好，完成技术实力的提升和各种必要的转变。当然，在中国要实现风电光伏的平价上网，还必须消除弃风弃光限电、各种摊派所带来的非技术成本。

　　随着风电、光伏发电规模化发展和技术快速进步，在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，已基本具备与燃煤标杆上网电价平价的条件。但弃风弃光限电、附加税费、各类违规收费等非技术成本导致企业效益不佳，成为风电光伏去补贴的最大障碍。

　　因此，《通知》对各地如何优化项目投资环境，降低各项非技术成本提出了明确的要求。要求地方政府优先供应平价项目用地，禁止收取各类资源费或者变相要求企业以产业换资源。要求电网企业按国家法律和政策要求承担接网等配套电网工程建设投资，并与项目建设进度做好衔接；完善支持新能源就近直接交易的输配电价政策，降低中间输送环节费用，低压侧并网项目，减免上一电压等级的过网费。要求电网企业全额收购项目电量，如发生保障小时数之外的限电情况，则给予项目优先发电小时数使其通过优先发电计划电量交易获得补偿。粗略估算，这种发电权交易可以为风电光伏发电企业被限发的电量带来大约0.2元/千瓦时的补偿。上述一系列政策措施为实现风电、光伏发电无补贴发展创造了必要的市场条件。

　　本次出台政策的一大机制性突破，是要求省级电网企业与平价试点项目签订不少于20年的长期固定电价购售电合同，以保障投资企业的收益预期。固定电价是当时当地燃煤脱硫标杆上网电价，且不会随着未来煤电标杆价格的变化而变化，这对资本市场而言是一颗颇具疗效的“定心丸”。“稳预期的核心就是稳信心”，信心意味着资本的流向，意味着融资成本的高低，所以说电价确定性对投资决策和融资成本有着巨大影响。只要能满足对回报率的基本需求，即使回报率稍低一些，保险、养老这样的资本也更偏爱签订长期PPA的项目。按照一般规律，投融资机构的长期投资更看重的是低风险下的稳收益，并不追逐高风险下的超高回报。平价项目没有了补贴退坡和发放不及时的不确定性，现金流更加稳定健康，加之弃风补偿、输配电价下降、绿证收益等优惠政策，投资方可据此降低风险评估等级，从而降低贷款利率。

　　融资成本是企业非技术成本中的一大部分，以风电为例，从全生命周期看，我国风电的融资成本通常占度电成本的25%左右，而目前大多发电企业的融资成本占度电成本的比例普遍在35%左右，远高于国际平均水平。如果企业的融资成本降低，那么其实现平价的能力就会提升。据测算，利息下降1%，资本金内部收益率（IRR）就可以提高2%-3%。所以说，通过稳定收益预期来降低融资成本，撬动度电成本下降的杠杆作用非常明显。

　　《通知》还提出了若干项增加平价项目收益、放宽市场准入限制等保障措施：一是虽然没有了国家电价补贴，但各级地方政府可以出台地方性补贴政策，不影响平价上网项目的性质认定。二是平价项目和低价项目依然可以获得绿色电力证书，通过出售绿证获得电价之外的收益。三是与发电企业签订长期PPA的电网公司不得要求此类项目参与电力市场化交易，保量的同时也能够保价。四是《通知》鼓励金融机构支持无补贴风电、光伏发电项目建设，创新金融服务产品和模式。五是国家对绿色地区在落实消纳条件的基础上开展平价和低价上网项目建设不设规模限制，由省级能源主管部门负责审批，国家能源局不定期公布项目名单，以监督落实相关政策。

　　需要再次强调，政策是在原有补贴项目之外，放开市场指标做增量，所以企业不要患得患失，而是应该抓住难得的窗口期，在条件具备的情况下积极先行先试，为全面平价时代的到来做好充分准备，为推动可再生能源向主流能源转变加紧行动。《通知》中在平价基础上还提出可以做低价项目，这应该仅仅是为一些资源条件好，技术先进，实力强的企业提供一个展现自己实力的机会。

　　历史的伟大变革往往是从一件不起眼的小事发端，最终演变成改变人类命运的洪荒力量。站在十年，二十年后回望2019，今天的平价政策就是一个历史转折的“奇点”，一个具有深远意义的信号，预示着一个崭新能源时代的到来。正如主席阐述的“我所说的中国革命高潮快要到来，决不是如有些人所谓‘有到来之可能’那样完全没有行动意义的、可望而不可即的一种空的东西。它是站在海岸遥望海中已经看得见桅杆尖头了的一只航船，它是立于高山之巅远看东方已见光芒四射喷薄欲出的一轮朝日，它是躁动于母腹中的快要成熟了的一个婴儿。”

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　　发改能源〔2019〕19号各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委（工信委、工信厅），各国家能源局派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、国家能源投资集团公司、国家电力投资集团公司、中国华润集