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导读
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。
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近期,山东、广东、内蒙古相继发布省级“136号文”配套细则,旨在通过市场化机制推动新能源可持续、高质量发展。但相较陆上风电起步略晚、且已经在上一轮的国补退出中快速降本的海上风电产业,在造价、成本分摊、供应链韧性、消纳能力及国际竞争力等多方面存在发展难题,亟待优化。电价不确定下,地方
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前不久,鄂尔多斯市人民政府发布《鄂尔多斯市新能源发展行动方案(2024—2025年)》(以下简称《方案》),其中明确提出,探索对新能源开发企业征收风光资源税。在全球气候变化和能源转型的大趋势下,风光开始作为一种能源资源概念被大众所熟知,与传统能源发展对标的“风光资源税”引发业界关注。新能
秦海岩:中国风电2023,创造属于我们的历史!——2024年中国风能新春茶话会演讲实录秦海岩中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长每年的中国风能新春茶话会上,我们都会对过去一年行业的发展情况进行回顾和总结。回顾中国风电20年的发展,从星星之火,渐成燎原之势。2023年,风电产业发展持续向好,新
习近平总书记强调,从中华民族伟大复兴战略全局看,民族要复兴,乡村必振兴。会议推荐:大咖云集!第四届海上风电创新发展大会最新专家议程出炉4月1日,国家发展改革委、国家能源局、农业农村部联合印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》,正式赋予了我国风电产业全新的历史使命——乡村振兴
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