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随着电力体制改革的逐步深入,风电、光伏发电机组参与竞价上网是大势所趋,但市场化路径及实现手段存在较大不确定性,且相关政策的定位为原则性、指导性意见,地方政府实际执行情况差异性较大。本文整理了我国风电、光伏发电现行电价形成机制及相关政策导向,探讨竞价过程中面临的主要矛盾,并指出与火电度电成本相当是实现市场化竞价的基本前提。
风电、光伏发电现有电价形成机制以及竞价上网的政策导向
(一)现有标杆电价形成机制
国家发改委于2009年、2013年分别发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格[2009]1906号)、《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格[2013]1638号),明确了风电、光伏发电按资源区域执行标杆上网电价的定价机制,该机制主要呈现以下特点:
1、分区域核定电价,依据当地资源特点及建设成本划分不同区域相应核定上网标杆电价,其中风电分为四类资源区、光伏发电分为三类资源区。
2、新、旧项目“双轨制”,即不同时点前后投产的机组执行差异化电价。自2009年以来,发改委连续三次下调风电标杆电价、两次下调光伏发电标杆电价[1],下调电价仅限于关键时点后核准并投产的风电、光伏发电机组项目,存量风电、光伏发电项目仍执行原上网电价。
3、电价组成“两部制”。可再生能源标杆电价分两部分组成,一部分为当地“煤电标杆电价”,由当地电网公司按月结算;另一部分为“电价补助”(风电电价补助约0.2元/度,光伏发电电价补助为风电的2-3倍),一般在项目投产并申请纳入补助目录后由财政部划拨,资金来源于全国工、商业用户上缴的可再生能源附加费(0.019元/度)。近年来,由于可再生能源补贴基金缺口持续扩大(公开市场预测2016年底达到600亿元),“电价补助”的到位周期较长,拖欠期可达2年-3年。
如果把“双轨制”与“两部制”结合来看,同一地区关键时点前后投产的风电、光伏发电项目差异化电价全部体现在“电价补助”部分。例如,内蒙古赤峰地区,2015年前投产以及2016年核准并投产的两个风电项目,标杆电价分别为含税0.51元/度、0.47元/度,其中两个项目“煤电标杆电价”均为0.3035元/度,而“电价补助”分别为0.2065元/度、0.1665元/度。
综上,我国现行的风电、光伏发电标杆电价形成机制较为复杂,但初衷是在综合考虑项目所在地资源、设备造价、以及施工成本的基础上,相应核定标杆电价以确保新建项目具备合理的利润空间。当部分区域建设规模增长过快,或实际发电成本出现下降,国家能源主管部门会相机动态调整标杆电价以及补贴标准,以引导新建项目的合理投向并控制其超额利润。
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北极星储能网获悉,5月14日,湖北襄阳市襄州区碧水湾生态环境有限公司发布分布式光伏及储能一体化项目EPC招标,该项目总投资为34741.65万元,储能设施总容量40MW/80MWh。项目拟在襄阳市襄州区政府及各行政事业单位所属的139栋公共建筑屋顶安装分布式光伏,利用屋顶面积33.66万㎡,规划装机容量72MW,在
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