深度解读：风光平价上网政策落地 电网的作用会越来越突出

03问答环节

Q1：这次的政策相比之前的征求意见来说，它争取到了电网那边有多少实质性的支持？

A：第一，对于电网来讲，最大的一个明确就是说电网要与跨省基地项目和大型的地面项目中要签订一个20年的固定电价的售电合同，这种政策要求其实是把未来电价波动的一个责任要求电网来承担了，其实这个是比过去，包括像领跑者什么的，针对电网提出来的解决并网和消纳这些问题提出了一个更高的要求，接下来电网这边如何来配合，现在我们也不得而知。但是从过去的经验来看的话，如果政府在某项政策上面对它有明确的指示的话，还是会去执行的。

Q2：我想请教两个问题，第一个，您刚才说大型项目其实非常重要的一点就是说以前是全额保障消纳是一句空话，但是现在在这后面增加了一句，就是说对于真正弃掉的部分，我给你一个发电权交易的权利是吧？交易的价格，您能不能给我们指引一下，之前是什么价格？

A：对。现在谈论价格还是有些早，第一，目前的发电权交易在部分地区只有一个小规模的试点，现在提出来在全国范围内可以参与发电权交易，并且价格由市场来确定，对于这个模式如何来执行，我们现在还要等待电网的细则出来，对这个价格目前也比较难以确定。

Q3：所谓的发电权交易，是不是火电在给我分配的上网小时以外，我想多发一些电，我可以找这些光伏企业，他们有发电权的话，找他们买过来，我可以多发一些电，我算一下多发电的电价减去我的成本，多赚的钱比我买的钱价值高的话，我就可以做这个事，可不可以这么理解？

A：是的，我们也是这么理解的。

Q4：市场化交易这块为什么推进很慢？

A：市场化交易的很大一部分阻力还是来自电网模式的转变，以前电网在这个方面，坦白讲，只是半推半就，虽然总部在这方面表现出了适当的积极性，但是到了各地方来讲，都是难度重重。是否能够市场化交易推进，一个是电网内在的改革动力，董事长轮换之后，至少我们觉得电网目前的内在动力是比以前更足了。另外一块，像过去的话，这个交易的电量执行的收费电价以及交叉补贴其实也是非常重要的一个部分，因为在过去，我们了解到，在部分省开展讨论的时候，他们要求用全省平均的输配电价作为试点项目的输配电价，这个价格普遍都在2毛，甚至在广东在3毛以上，如果刨去2至3毛的输配电价，加上交叉补贴之后，市场化交易的整个盈利情况很难满足投资人的需求。

上一次市场化交易的文件中确实给出了一部分核算办法，这次更加明确了，并且这次是明确交叉补贴予以减免，在电网董事长更换之后，在这个时间节点推出，我们认为对于35个试点项目有一个比较振奋的作用，看看他们在2019年能不能切实的将试点落地。

如果我们看东营的分布式电价的核算，其实中间有1.5分的差价，如果是按照现有的最新的平价上网的政策的话，它要求消纳所涉及的电压等级免掉未涉及的上一电压等级的输电费的话，理论上来讲，确实是输电费用可以为零，对于电网来讲，他们如何来配合还是比较关键的，所以我们也期待能够依靠35个项目，对于整个市场化交易摸索出一个新的路径来，这样的话，在逐步推广的过程中能够推广到其他非试点地区的市场化交易中，差不多就是这样。

Q5：土地这一块，以前我们出的很多文件其实都明确提了，不能有土地的额外费用什么的，但是最后执行的效果都比较差，您觉得这次有没有一些可以最后落实下来的东西？

A：之前的话，土地费用对于地方政府来讲也是见人下菜碟，如果他知道你这个项目可以承担比较高的土地费用的话，他一定会想办法来收这个钱，随着平价上网的项目，尤其是光伏、风电这么透明，如果收了一部分额外费用，他是没有办法进行开展的，我相信地方政府在决定是否收本地的资源费或者是其他的相关不合理收费的情况下，会更加慎重一些，因为他知道你付不起，所以他的期望值也会下降。这个问题同样出现在屋顶光伏的开发商上面，之前的补贴很高，屋顶业主既要求你付租金，又要求你打折电价，来共同分享超高的回报，现在大量无补贴的分布式光伏项目只要达成供电就可以，屋顶业主也知道你根本无力来支付更多的钱，他回归到一个正常的市场化。

Q6： 20年价格不变这个事情，电网那边以什么方式来承担这个成本的波动呢？

A：现在对于电网来讲，如何来对冲波动，我们还不得而知，但是根据以前的经验的话，需要电网把价格波动的这部分，成本也好，收益也好，算到运营成本里面去，再分摊到相应的输配电价中，这个是我们的一个猜想。根据其他国家的电力市场经验，长期来看的话，电价在10年这种阶段中还是会逐步上升的，所以对于电网来讲，我相信他们的压力不会很大，这是一个模式的重大改变，还是看电网下一步针对这些项目能够拿出一个什么样的细则出来。

Q7：企业端有锁定10年、20年的需求吗？

我相信他们是有锁定需求的，因为发电企业的话，特别是龙头项目的大型发电企业都是大型央企为主，他们并不需要一个超高的回报，但是他需要一个非常稳定的回报，对于能够满足他们投资收益的项目能够接受，但是这个投资收益是要求非常稳定且风险比较低的，如果电网能够承担电价波动的话，对于这些项目还是具有很强的吸引力的。

Q8：未来会存在到期之前，有相应条件的投资方也好，地方政府也好，他会抢着把这个项目在两年之内上掉吗？各地区的需求，咱们有大概估算过它的体量吗？

A：对于这个体量，要看下一步电网的配合程度，才能做更准确的市场体量的预测，按照本通知要求，在2020年只要核准并开工的项目都适用于这个政策，在经营周期内都是会保持不变的。那么我刚才讲的，2020年之后适时调整政策，也是为2020年以后核准以及开工的项目来准备的，对于当前两年的固定周期来讲，我们相信政策还是会比较稳定的。

Q9：这次政策对于地方政府的强制性能有多大？您能界定下这次政策对于光伏的影响程度吗？

A：刚才我们也介绍了，目前这个政策是对于各地方是可以自行开展研究的，它是对整个光伏在指标、规模之外的一个新增的开发模式，它是完全一个新增的量。对于整个光伏市场，包括风电市场，还是有比较强的利好。对于强制要求地方，我们认为平价这个项目并不会对地方形成强制，而是说地方有自主的意愿去做的前提条件下，是强制要求地方实现土地成本的下降，以及并网消纳整体的成本的一个下降，来帮助开发企业实现平价。

Q10：电网企业应该确保所发电量全额上网，我如果是一类地区的话，我就保证1500个小时，这1500个小时都是按照煤电的标杆电价上网，超过1500个小时按照发电权卖出去？

A：更细的细则，现在在文件中不是特别明确，各省都有不同明确的小时数，我们认为还是会配合发电小时的，发电小时数内的部分全额收购，发电小时数以上的部分可以参与定价，虽然文件中没有明确这一块，但是我们看到京津冀首个推出地方性的分布式相应政策的时候，也是提出了这么一个操作的办法，所以这种可能性是比较大的。

Q11：文件中提到的未在规定期内建好的项目，到底要怎么处理？

A：2020年底前核准备案并开工建设的都能够享受这个政策，参与这个项目的还是普遍比较大的企业，他们在时间节点方面的把控不会出现太大的问题，在2020年之前能够开工，其实整个项目都还是比较有保障的，问题是不大的。目前并没有要求2020年底之前一定要完成并网，要求只要开工建设就可以了。

Q12：有一些项目可能指标额度没达到，有些地方已经核准了让它建，等着拿指标，这些项目您这边接触下来有多大的一个体量？属于黑户或者是拿到了筹建资格但是还没有建的项目有多大的体量？

A：对于黑户的电站也是市场中比较关心的，有一部分省份，像河南、江西，还有安徽，每个省差不多有2个GW的指标，据我们了解，有一部分已经并网，拿火电的电价，有一部分连网都没有并上，这个量还是不小的，全国范围内，我们预计有15GW以上，这只是我们的统计，未来这些项目如何解决，看后面最新的管理办法。

Q13：我想跟您请教一下，这类项目的话，比如说这些黑户或者说他没有拿到指标的自己先建了，是为了以后争取进入目录呢，还是他就不需要进入目录？

A：对于业主来讲，他还是希望能够有指标，一方面，原来建设的成本比较高，指标是否能拿到就要看具体的情况了，从能源局的角度来讲，他们并不希望开这个口子，现在的指标解决过去的问题，那就等于鼓励先建先得，其实并不利于它整体的管理，但是这个也是历史的问题，以后也不会存在这个问题了，那就看发展阶段积累的这个问题在后面两年怎么来解决，它是能够通过市场化交易呢，还是通过平价上网来解决呢，现在真是不得而知。

Q14：有没有这类项目，就是它已经拿到了一些指标，但是他没有开始建设？

A：现在的指标是有有效期的，如果他不在有效期建完的话，也是会被废止的。各省发指标的时间进度都不一样，要看各省的文件。

Q15：每个指标会有一个时间区间，让你在这个时间段完成这个项目的建设？

A：对，指标是有有效期的。