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主题：2021年新能源上网电价政策分析会议纪要20210611 嘉宾：资深行业政策专家 时间：2020年6月11日 摘要 今年政策评价：这次是从十三五后两年的规模化的平价示范到今年开始除了户用光伏外的全面平价，体现政策的平稳阶段，是非常务实的，平价示范项目可以延期并网也可稳定市场。 政策内容： 1、2021年新建项目：1）按当地燃煤发电基准价执行，征求意见稿中上网电价是较燃煤基准价平均降3厘左右，本次电价超预期；2）可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值；3）不再补贴，实行平价上网，符合之前的预期。 2、19年和20年的遗留平价项目：1）若在今年年底前并网，仍然适用于平价示范项目的8项支持政策；2）若延期至22年并网，则纳入后续年度的保障性并网规模，电价要看22年的政策，可以把今天文件作为参考的底线，不应比今天这个文件的政策差。 3、户用项目：支持今年户用光伏并网规模要达到1500万千瓦以上，大概率还是三分钱每度电的度电补贴，考虑到5亿元的总补贴额度，今年户用的市场空间和盘子是比较大的 4、海上风电、光热发电项目：1）由省级主管部门制定或竞争性配置；2）海风各省支持力度不大，目前只有广东出台了征求意见稿，额度和力度不高，仅支持两年新增的项目。 90GW保障性规模：十三五期间核准和备案的风光项目中还在有效期且去年没有并网的有90GW左右，如果愿意今年并网，地方政府必须直接纳入保障性并网规模，是保障性规模，不是并网规模。 市场化交易：没有明确规定比燃煤发电基准价高还是低，因为没有说采用哪种小时数。但在一定小时数之内电量，如果参与市场化交易，不能低于燃煤发电基准价，在一定小时数之外，市场形成电价可能低可能高，目前一般都是低的，但后续通过绿证体现绿电价值，可能高也可能低。 明年政策：主要看国家能源局发布各地方的消纳责任权重，明年预期的消纳权重实际上已经框定了保障性并网的规模，如果愿意多的话就通过市场性并网，但市场化并网需要灵活性设施配置，所以说今年核准备案的保障性并网规模是可以预期的。 明年保障性并网规模：通过竞争配置，明确说明竞争配置不是竞电价，地方可以在项目业绩、能力、技术方案等多个方面综合考虑和设置权重，配储能的要求是地方的行为。 长期政策方向：4月发布的征求意见稿是体现方向的，因为它相当于引入了10%的电力市场价格。后续可能方向一个是通过风光内部竞争形成了低价，还有一种可能是更反映市场的电价。 经济性测算：以合理利用小时数25年进行测算，如果组件价格1.8，全国平均收益率8%左右，全投资收益率接近6%，每个省的差距很大。 正文 观点重申： 介绍 这一次的电价比较简单，只有500字，核心内容共4条。 一、 2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网。明年后年中央财政也都不再补贴，这条和去年财政部、发改委和能源局联合发布的财建4号文基本上完全统一，所以大家有心理预期。 二、2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。先看第一句话，征求意见稿中风光指导价比燃煤发电基准价全国平均低三厘钱，各省低的不一样，现在完全一样、完全平价，并且不竞价了，上网电价明确新建的项目今年就按照这个价格来执行。那么19年20年实施的风光指导价政策是推翻的吗？不是的，因为国家对于指导价的意思就是说它要作为竞价的参考，19年和20年是将指导价作为竞价的上限，但这一次政策直接规定的是上网电价，所以就没有用指导价的说法。这样收益非常明确，大家不会去想竞争的时候电价还有可能降多少，不确定性会是多少。第二句话就是说在4月发改委发布了一个关于电力现货市场的正式的文件，提出要推进绿色电力的交易，所以这两个政策也是相衔接的。 如果我们看能源局5月份发的文件，新备案的光伏和新核准的风电有两类，一类是保障性并网，一类是市场化并网。原来的电价征求意见稿中关于这两类的电价政策是不一样的，现在是完全一样，就是燃煤发电基准价。原来担心保障性并网是不是不如市场并网的政策，现在看的话，保障性并网政策仍然比市场化并网的政策更优惠，因为保障性并网是保障我们完成可再生能源电力消纳责任最低权重的基本规模。 三、2021年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。这条是针对海上风电和光热发电的，这两类项目现在还很难实现平价上网，所以还需要一些政策支持，但这一块的上网电价不由国家来定，而是由地方来定，因为这体现了责任权利的统一，海上风电和光热发电的补贴要由地方政府投资补贴、电价补贴或者金融政策予以相应的支持。但是也明确了电网公司结算时还是以燃煤发电基准价来结算相应的海上风电和光热发电的项目电价，意味着还是希望地方政府给予针对性的扶持政策，也就是这个文件中的第四条。 四、鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。 从总体来看文件非常简单，大家可能还关心户用光伏怎么办？答记者问中提到户用光伏，要支持全国新建户用光伏并网规模达到1500万千瓦以上，因为征求意见稿中提到三分钱每度电的补贴政策，所以基本上户用光伏大概率还是三分钱每度电的度电的补贴，再考虑到5亿元的总补贴额度，今年户用光伏的市场空间和盘子还是比较大的。 Q&A Q：因为这是21年的电价政策，是不是意味着今年后面申报的项目都按这个政策来，以前去年、前年累计下来的平价项目是不是也会参照这个电价政策？ A：对于2019年和2020年安排的平价示范光伏项目，如果能够在今年年底前并网，仍然是执行2019年发改委19号文的政策，即适用于平价示范项目的8项支持政策。如果今年没有并网，纳入到明年的话，5月份能源局发的2021年风光发电项目建设管理文件中提到可以纳入后续年度的保障性并网规模，后续年度的保障性并网规模就意味着不管明年的价格如何，明年的建设管理的政策怎么出，这些项目不用去参加竞争配置，项目还是合规的，因为直接纳入进去了。但是至于电价的话，因为它是2022年并网的项目，从严格来说，应该看2022年的新能源上网电价政策的文件，但目前看来，现在不可能出2022年上网电价的文件。今天出的文件中对于2021年备案且2022年并网的光伏项目，依据政策可以执行燃煤基准价，但是如果和19年和20年的平价示范项目今年没并上，2022年并网的话，我个人觉得对于后者不应比适用于今天这个文件中的政策差，所以可以作为一个参考底线。 Q：就是电价一样，然后那个是有全额并网的好处，这个不一定能全额并网？ A：对，不一定保全额并网。19年和20年的项目要求今年年底前并网和2022年并网肯定有所差别，但是这个差别有多大？差别能否覆盖现在光伏行业由于原材料价格暴涨带来的后续价格高起的情况？这对于开发企业来说就要判断，所以如果组件的价格过高，我觉得这个肯定会影响开发企业的投资决策。 Q：因为这一次只是今年的电价政策很好，能直接对标，那么未来光伏平价后成本也会下降，对电价政策能不能做方向性的指引和展望？ A：如果说我们把燃煤发电基准价作为一个标准的话，未来肯定形成平价再到低价。但至于这个低价是通过竞争配置来形成的话，还是通过这样的今年4月份的电价征求意见稿确定一个指导价，还得看后续的发展情况。但我觉得今年4月份的征求意见稿是体现方向的，因为它相当于把10%电力市场的价格引入。即未来可能方向有两个，一个是通过风光内部竞争形成了低价，还有一种可能是更多地反映市场的电价。这一次政策其实反映了行业的声音。2019和2020年作为十三五的最后两年，我们风光实施规模化无补贴平价示范项目，同时还有大量的竞价项目，而2021年如果直接退到了低价的指导价，再加上竞争性上网，退坡速度太快，更何况一竞价大家对市场预期就不知道了，所以这一次文件就相当于从十三五后两年的规模化的平价示范到今年做一个大量的完全平价，这还是体现政策的平稳过渡，至于明年还要看届时的情况和行业的需求。政策的目的还是要保证实现3060的目标和行业的健康发展，而不是风光一定要快速走到低价，如果强迫的话可能对能源转型会造成影响，所以这一次的正式文件是务实和明确的，反映了这个行业的声音。 Q：这也体现了政策层面呵护和支持行业的态度对吧？ A：对，像5月20号左右能源局官网上有一个问答说，在一同推进出台风光的新能源上网电价的政策，也会出台针对光伏原材料带来的全行业成本上涨问题的相应政策。实际上5月21号就公布了今年的风光项目的建设政策，其中最关键的一条是在官方解读稿里提到2019年和2020年的平价示范项目今年没并的话可以纳入到后续的保障性规模。再加上今天的公布的电价政策，是非常务实的，都跟之前的政策和官方说法能够对得上。 Q：明年需求侧的判断？结合政策、实际的组件成交价和开发商的IRR需求去判断不同的项目今年会以什么样的路径落地？ A：今年的光伏存量项目有40多GW，竞价项目有条件的都去尽量在上半年并网，2019年和2020年备案的平价示范项目量很大，会有一部分的项目今年落地。对于一个开发企业，今明年并网收益会有差距，但现有差距不大，企业对根据项目情况，会作相应的判断。我们利用合理利用小时数25年的数据做了一个测算，如果组件价格1.8，全国平均收益率8%左右，全走题的收益率接近6%。每个省的差距很大，投资企业会作相应的判断。价格只要回一点，就会有更多的项目有经济性。但如果组件价格上升，从投资角度会有一定的项目就不做了，这样会影响今年存量项目的并网。总之，政策边界给出来了，企业可以判断。这个需要关注能源局出台的政策。具体的预期还没有办法做定量判断。 Q：关注现在市场组件的成交价，现在的成交价是多少？是否超过了1.8的临界点了吗？ A：差距很大的。 Q：今年核准的项目到明年，按照明年的电价上网，其实是很实惠的。可能会超的有点多，对于保障性项目的规模现在有一个具体的容量上限吗？假如有上限，现在按照什么标准筛选平价项目？ A：能源局发布“2021消纳责任权重”文件，各个地方需要消纳的责任权重，和明年预期的消纳权重实际上已经框定了保障性并网的规模，如果愿意多的话就通过市场性并网，但市场化并网需要配置灵活性设施，所以说今年核准备案的保障性并网规模是可以预期的。市场化并网是的敞口的。2021风光的政策希望能够实现接续发展，政策导向希望能够多并网的，今年核算是为明年后年的并网空间做准备，如果多是更好。但保障性并网并不是无限地多，保障性并网是有一个大体的规模的。 通过竞争配置，但是竞争配置不等于竞电价。这次文件名明确说这次不竞电价。储能配置的要求是地方自己写的，地方这么做并不合规，配储能是市场化并网那一边，理论上是对项目的业绩、能力、需求方案等多因素的综合考虑，配储能可能是地方的行为。这次还是总体上考虑行业的需求，稳住预期。 Q：今年并网的项目有具体的时间节点吗？风电光伏的时间节点是一样的？ A：定价政策不会提时间点的限制，能源部门管理政策也许后续会提时间点，但预计至少会管到明年。风电从核准到建设一般需要两年，今年核准了明年后年建成都是正常的。风电光伏是并网时间阶段都没有定，要看明年的管理政策 Q：之前存量的平价项目放到明年并网，价格能保证和21年的项目相比不跌，但其他优惠政策会改变，可以这么理解吗？ A：19号文要求签订20年的购电协议，实际上现在执行的不好，现在还没有一个项目签订20年的购电协议，这是问题，也是一个客观现实。对于同一个省份内的平价示范项目如果2021并网适用于19号文，会有一定的优惠，比如在项目建成运行阶段，同等情况下必须先点，可能就先关掉2022年并网的项目，再关在要求时间内并网的平价示范项目，会有一定的差别，对经济性有一定的影响，但估计不大，折合到吃书投资也许就几分钱。不同企业对未来政策的执行是不一样的，量化指标也不一样， Q：出台政策是希望项目到22年并网吗？ A：不全是，主要还是为了稳定市场预期。 Q：主要问题还是大家对竞价的恐惧，现在组件价格比较高，但是还要竞价，可以在理解吗？ A：这是两个层次，对于今年核准的风电项目和备案的光伏项目，主要是为了稳定市场。现在没有办法通过现在市场的恐惧去推测明年的市场形势，今年竞价的光伏项目大部分是明年并网，会有一些今年并网的。风电基本是明年和后年并网，所以对于新建项目肯定是稳定预期的一个目的，19、20年的平价示范项目延到明年并网，个人对于政策的判断，肯定不会太差，就没必要去抢了，缓解现在光伏原材来价格上涨带来的压力。 Q：如果从市场化去理解，应该是鼓励竞价，从长期来看是否会鼓励竞价？ A：未来的话竞价没有明确。从国际上、我国家的实践看，第一种是内部竞争，竞争配置和竞价，光伏竞争配置和竞价、风电竞争配置和竞价、风光一起竞争配置和竞价。第二种是市场化，参与市场的比例上升，或者不用那么高比例的电量进入市场，但是给的指导价是参考上一年电力市场的价格，用两种方式去促进市场化。 Q：海风自主定价，海风大省财政情况可以支持这种做法吗？ A：支持力度不大，目前只有广东出台了征求意见稿，额度和力度也不是很高，支持几百万千瓦的海上风电，仅支持两年新增的项目。第一年投资补贴1500/千瓦，广东的海风初始投资在1万6-1万7/千瓦，补贴只占8%左右，折合电价几分钱。实际地方通过电价、投资补贴等扶持政策都可以，调动地方积极性。比如福建资源条件很好，电网工程如果能由电网企业做好规划，也可以降1000/千瓦左右的投资。 Q：19、20年平价项目往后延条件不会比今年差？条件指什么？ A：主要就是电价，22年的电价要看22年政策，我觉得不会比2021年平价项目在2022年并网的政策差。 Q：指导价这几年都持平？ A：可能一年，可能两三年不变，取决于行业发展形势。 Q：电量还是按照以前的保障小时？ A：肯定不能按19号文的政策，19号文是全额收购。今天发的政策没说全额收购，文件中没有规定小时数，这是不确定的因素，要看每个省情况。 Q：光伏运营商现在是不是申报越早越划算？ A：保障性并网规模是有限的，各省份不同，比如广东的规模大，这种省份可以早点多点备案；对于三北省份不能置换到保障性并网的规模，规模就是不够的，要开展竞争配置但不竞价，剩余部分走市场化并网的路线。 A：9000万是保障性电网规模。十三五期间核准和备案的风光项目，合规的还在有效期的并且去年没有并网的有90GW左右，如果愿意建设和今年并网，地方政府必须直接纳入保障性并网规模，不能要求这些项目参与竞争配置，给这些项目保障政策的连续性。并不是并网的规模。 Q：市场化交易形成的上网电价会比燃煤发电基准价高还是低？ A：没有明确规定，因为没有说小时数。但在一定小时数之内电量，如果参与市场化交易，不能低于燃煤发电基准价，在一定小时数之外，市场形成电价可能低可能高，目前一般都是低的，但后续通过绿证体现绿电价值，可能高也可能低。 |
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