发改委部分地区已具备风电光伏无补贴平价上

　　目前，在资源条件优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，风电、光伏发电成本已达到燃煤标杆上电价水平，具备了不需要国家补贴平价上的条件。

　　1月22日，国家发改委发言人孟玮在发改委发布会上回应第一财经时透露了上述信息。

　　2019年伊始，国家发改委、国家能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上有关工作的通知》（下称《通知》），从平价项目的组织、建设、运行和监管等方面，对地方能源主管部门、电企业等提出相应的要求，同时明确平价试点项目的优先上、全额保障性收购等支持政策。

　　业内人士认为，《通知》为行业提供了稳定预期，开启了增量市场新空间。

　　平价是可再生能源的“成人礼”

　　近年来，我国风电、光伏等可再生能源规模持续扩大，技术进步不断加快，发电成本大幅下降。

　　截至2018年底，全国风电、光伏装机达到 .6亿千瓦，占全部装机比例近20%。风电、光伏全年发电量6000亿千瓦时，占全部发电量接近9%。2017年投产的风电、光伏电站平均建设成本比2012年分别降低了20%和45%。

　　孟玮表示，从消费端看，无补贴平价上的风电、光伏电力将进一步降低用户端电价，有利于进一步提高清洁能源在能源消费总量的比重；从生产端看，无补贴平价上政策有助于加快推进风电、光伏电站建设，加大清洁能源供给规模，也有助于推动发电企业不断改进生产技术，从而进一步推动风电、光伏等清洁能源发电成本不断降低，实现良性循环。

　　中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩撰文称，《通知》为具备条件的项目提供了2019、2020年两年窗口期，利用平价和全面竞价之前的政策利好，完成技术实力的提升和各种必要的转变。当然，在中国要实现风电光伏的平价上，还必须消除弃风弃光限电、各种摊派所带来的非技术成本。

　　为风电光伏平价移除障碍

　　为确保促进无补贴平价上相关政策落到实处，孟玮介绍称，《通知》提出了一系列支持措施，归纳起来，重点是做到保障上、保障合同、保障消纳、保障环境。

　　随着风电、光伏发电规模化发展和技术快速进步，在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，已基本具备与燃煤标杆上电价平价的条件。但弃风弃光限电、附加税费、各类违规收费等非技术成本导致企业效益不佳，成为风电光伏去补贴的最大障碍。

　　《通知》对各地如何优化项目投资环境，降低各项非技术成本提出了明确的要求。

　　《通知》要求地方政府优先供应平价项目用地，禁止收取各类资源费或者变相要求企业以产业换资源。要求电企业按国家法律和政策要求承担接等配套电工程建设投资，并与项目建设进度做好衔接；完善支持新能源就近直接交易的输配电价政策，降低中间输送环节费用，低压侧并项目，减免上一电压等级的过费。要求电企业全额收购项目电量，如发生保障小时数之外的限电情况，则给予项目优先发电小时数使其通过优先发电计划电量交易获得补偿。

　　值得关注的是，《通知》还要求，无补贴平价上将享全额收购政策，由省级电企业承担收购。按项目核准时上电价，与风电、光伏发电项目单位签订长期固定电价购售电合同（不少于20年），不能要求此类项目参与电力市场化交易。落实全额保障收购政策，如存在弃风弃光情况，将限发电量核定为可转让的有限发电计划，可在全国范围内参加发电权交易（转让）。

　　同样，利用跨省跨区输电通道外送消纳，优先输送无补贴平价上项目，送受端电企业协商一致基础上，与风电、光伏发电企业签订长期固定电价购售电合同（不少于20年）。对无补贴风电、光伏发电项目要严格落实优先上和全额保障性收购政策，不要求参与跨区电力市场化交易。

　　光伏专家王淑娟对第一财经表示，受益《通知》中多重保障措施，无补贴平价上项目可安心锁定长期稳定收益。

　　目前，无补贴平价上，一方面可以通过绿证交易的途径获得收益，初步测算，每度电收益在5分钱左右；另一方面，允许社会资本投资增量配电、清洁能源消纳产业园区、局域、新能源微电、能源互联等无补贴平价上项目以试点方式开展就近直接交易；同时减免接及消纳未涉及的上一电压等级的输电费，多举措均切实降低项目前期投入成本。