国家光伏利好政策频出制造、运营双双受益

2017-11-20 11:00:00 来源:新能源投融资圈　点击量：评论 (0)

到年末了，光伏相关政策不断落地，且都是利好。本文主要对近期的光伏政策进行梳理，试图探索政策之间的关联以及主管部出台利好政策的动力和想法。一、运营端：2020年全国范围内有效解决弃光问题《解决弃水弃风弃

三、运营端：分布式发电“隔墙售电”新模式

分布式发电市场化交易试点启动。2017年10月31日，国家发改委和国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源[2017]1901号)，这是继今年3月发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知征求意见稿》8个月后千呼万唤始出来的正式通知文件。

两种类型的分布式发电项目可以参与分布式发电市场化交易。分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施。参与分布式发电市场化交易的项目应满足以下要求：(1)接网电压等级在35千伏及以下项目、单项项目容量不超过20兆瓦(有自身电力消费的，扣除当年最大负荷后不超过20兆瓦);(2)单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。

分布式发电市场化交易包括三种交易模式。分布式发电市场化交易的机制是：分布式发电项目单位(含个人，以下同)与配电网内就近电力用户进行电力交易：电网企业(含社会资本投资增量配电网的企业，以下同)承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易，按政府核定的标准收取“过网费”。具体交易模式分为三种：(1)分布式发电项目直接售电给电力用户，向电网支付“过网费”;(2)分布式发电项目委托电网代售电，电网按综合售电价格减去“过网费”后转付给分布式发电项目单位;(3)电网按国家核定的各类发电标杆上网电价收购电量，度电补贴要扣除配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。

分布式发电市场化交易中“过网费”的征收有两种标准。“过网费”是指电网企业为回收电网网架投资的运行维护费用，并获得合理的资产回报而收取的费用，其核算在遵循国家核定输配电价基础上，应考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。主要征收标准如下：(1)“过网费”由所在省(区、市)价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，在核定前暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价(含政策性交叉补贴)扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价;(2)当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时，过网费执行本级电压等级内的过网费标准。超过时执行上一级电压等级的“过网费”标准。

风电、光伏分布式发电项目的度电补贴降低10-20%。除收取“过网费”外，其他服务包括电量计量、代收电费等，电网均不对分布式发电项目单位收取任何服务费用。光伏发电在当地分布式光伏发电的电补贴标准基础上适度降低;风电度电补贴标准按当地风电上网标杆电价与燃煤标杆电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)相减确定并适度降低。(1)单体项目容量不超过20兆瓦，度电补贴需求降低比例不得低于10%;(2)单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于20%。

分布式发电市场化交易试点于2018年2月1日实行。试点地区选择电力需求量较大、电网接入条件较好，可达到较大总量规模的市县级区域以及经济开发区、工业园区、新型城镇化区域。2017年12月31日前，有关试点地区完成试点方案编制，进行交易平台建设准备。2018年1月31日前，试点地区完成分布式发电交易平台建设、制定交易规则等相关工作，自2018年2月1日起启动交易。2018年6月30日前，对试点工作进行总结评估，完善有关机制体系，视情况确定推广范围和时间。

分布式发电“隔墙售电”将再次推动分布式光伏发展。今年以来分布式发电发展迅速，1-9月份，分布式光伏新增15.30GW，同比增长4倍，而这次分布式发电市场化交易试点为分布式项目提供了“隔墙售电”的新模式，将再次引爆原本就十分火热的分布式发电市场。

四、制造端：“领跑者”带动产业技术升级

第三批“领跑者”计划公布。2017年9月22日，国家能源局发布《关于推进光伏发电“领跑者”计划实施和2017年领跑基地建设有关要求的通知》，光伏发电领跑基地包括应用领跑基地和技术领跑基地，每期领跑基地控制规模为8GW，其中应用领跑基地和技术领跑基地规模分别不超过6.5GW和1.5GW。每个基地每期建设规模0.5GW，应用领跑基地每个项目规模不小于0.1GW，技术领跑基地每个项目规模为0.25GW，2017年拟建设不超过10个应用领跑基地和3个技术领跑基地，对应规模不超过6.5GW，剩余的1.5GW指标作为激励预留规模。

什么是光伏领跑者计划?2015年1月8日，发改委等八部门发布《能效领跑者制度实施方案》，其中“能效领跑者”是指同类可比范围内能源利用效率最高的产品、企业或单位。发改委将同有关部门制定激励政策，鼓励能效“领跑者”产品的技术研发、宣传和推广。而光伏领跑者计划则是与其并行的一种促进先进光伏技术产品应用和产业升级，加强光伏产品和工程质量管理的专项方案。光伏领跑者计划是国家能源局牵头推动、从2015年开始执行，通过建设先进技术光伏发电基地、新技术应用示范工程等方式实施。目前已经实施了两批，共规划装机规模6.5GW。

第三批领跑者计划与前两批的区别?第三批领跑者计划除了之前的应用领跑者基地之外，还首次提出了技术领跑者基地，每期的规划规模为1.5GW，对应3个领跑者基地和6个项目。应用领跑者基地的目的是加速已量产的高效产品的市场推广，而技术领跑基地通过给光伏制造企业自主创新研发、可推广应用但尚未批量制造的前沿技术和突破性技术产品提供试验示范和依托工程，以加速科技研发成果应用转化，带动和引领光伏发电技术进步和市场应用。在投资企业的选择上，技术领跑者主要考察企业的技术和产业先进性(55%)、技术方案(25%)、业绩水平(10%)和投资能力(10%)，并不考察上网电价，技术领跑者基地的上网电价执行所在地的光伏标杆上网电价;而应用领跑者主要考察企业的上网电价(35%)、技术与产业先进性(20%)、业绩水平(20%)、技术方案(15%)和投资能力(10%)。在技术指标的设置上，领跑者基地技术指标不定期更新，应用领跑者技术指标将作为市场准入标准参考，而技术领跑者的技术指标作为下期应用领跑者基地的技术指标参考。两级领跑者的配置很好地践行了“研发一代、量产一代、推广一代”的新技术研发和推广方式，在两级领跑者配置的带动下，行业格局将发生变化，高效化进程将进一步加速，技术实力雄厚的龙头企业将受益，强者恒强。

领跑者基地遴选主要考察什么指标?第三批领跑者基地的筛选主要考核的指标包括接网和送出工程(40%)、土地使用及成本(25%)、政策与效果(15%)、太阳能资源及利用(10%)、规划方案完善程度(5%)、基地社会效果(5%)，表明对于基地的考核重点在于接入系统建设、消纳保障、土地、政策等非光伏成本。因为随着降本提效的速度加快，光伏成本在度电成本中的占比已经越来越低，据我们测算，目前光伏组件在度电成本中的占比仅为23%，其他非光伏成本，如电网接入、土地租金、融资成本、税费等非光伏成本的占比反而达到77%，因此领跑者基地遴选时更加关注了非光伏成本，这将有助于平价上网的早日临近。

领跑者计划的实施效果如何保障?设定常态监测机制，并预留奖励装机指标。每个基地均明确其中一个项目承担所在基地综合技术监测平台建设，各基地所在地市(县)能源主管部门负责选择具备能力的机构(或企业)建立基地项目集中监测评价技术系统，相关监测信息报送国家可再生能源信息管理中心。国家可再生能源信息管理中心负责定期发布各基地的监测评价报告。在对领跑者基地进行验收时，除常规的工程验收外，还重点验收基地项目采用先进产品、电力送出工程建设、生态保护及土地综合利用、地方政府服务和收费等。国家能源局对领跑基地建设运行的全过程监督，建立健全基地建设运行状况定期发布、工作激励和黑名单、失信惩戒等制度。除此之外，2017年剩余的1.5GW的装机规模将作为激励机制预留规模，根据评估情况对按要求按期并网发电、验收合格且优选确定的电价较光伏发电标杆电价降幅最大的3个基地增加等量规模接续用于应用领跑基地建设。

领跑者计划将促进光伏向高效化方向发展，带动产业技术升级。2017年7月18日，能源局、工信部和认监委联合发布《关于提高主要光伏产品技术指标并加强监管工作的通知》，通知指出，多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转化效率的应用领跑者技术指标分别由16.5%、17%提高至17%、17.8%，多晶硅电池组件和单晶硅电池组件分别提高0.5和0.8个PCT。据测算，符合这一标准的60片组件应该达到多晶组件278W和单晶291W，最终可能执行280W的多晶和295W的单晶。同时，从2018年1月1日起，光伏组件的市场准入效率达到16%和16.8%。与此同时，《关于可再生能源发展十三五规划实施的指导意见》指出2017-2020年领跑者技术基地每年光伏建设规模为8GW，在领跑者计划持续的拉动下，高效化日益成为行业发展的趋势。