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  • 刚刚(5月30日),国家能源局发布《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》,方案对风电项目竞争配置、风电消纳,分散式风电、海上风电项目建设做出了具体的要求。以下重点摘要及政策原文:

    国家能源局关于2019年风电、

    光伏发电项目建设有关事项的通知

    各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委(能源局)、经信委(工信委、工信厅),国家能源局各派出监管机构,国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力公司,电规总院、水电总院,有关行业协会(学会、商会),各有关企业:

    近年来,我国风电、光伏发电持续快速发展,技术水平不断提升,成本显著降低,开发建设质量和消纳利用明显改善,为建设清洁低碳、安全高效能源体系发挥了重要作用。为全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中全会精神,以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,坚持创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念,促进风电、光伏发电技术进步和成本降低,实现高质量发展,现就做好2019年风电、光伏发电项目建设有关要求通知如下。

    一、积极推进平价上网项目建设

    各省级能源主管部门会同各派出能源监管机构按照《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(发改能源〔2019〕19号)要求,研究论证本地区建设风电、光伏发电平价上网项目的条件,在组织电网企业论证并落实平价上网项目的电力送出和消纳条件基础上,优先推进平价上网项目建设。

    二、严格规范补贴项目竞争配置

    各省级能源主管部门应按照国家可再生能源“十三五”相关规划和本区域电力消纳能力,分别按风电和光伏发电项目竞争配置工作方案确定需纳入国家补贴范围的项目。竞争配置工作方案应严格落实公开公平公正的原则,将上网电价作为重要竞争条件,优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。各派出能源监管机构加强对各省(区、市)风电、光伏发电项目竞争配置的监督。

    三、全面落实电力送出消纳条件

    各省级能源主管部门会同各派出能源监管机构指导省级电网企业(包括省级政府管理的地方电网企业,以下同),在充分考虑已并网项目和已核准(备案)项目的消纳需求基础上,对所在省级区域风电、光伏发电新增建设规模的消纳条件进行测算论证,做好新建风电、光伏发电项目与电力送出工程建设的衔接并落实消纳方案,优先保障平价上网项目的电力送出和消纳。

    四、优化建设投资营商环境

    各省级能源主管部门应核实拟建风电、光伏发电项目土地使用条件及相关税费政策,确认项目不在征收城镇土地使用税的土地范围;确认有关地方政府部门在项目开发过程中没有以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向项目单位收费,没有强制要求项目单位直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务,没有强制要求将采购本地设备作为捆绑条件。各派出能源监管机构要加强对上述有关事项的监督。

    请各有关单位按照上述要求,完善有关管理工作机制,做好风电、光伏发电建设管理工作。请各省级能源主管部门认真做好政策的宣贯和解读工作,按通知要求规范项目程序,保障相关政策平稳实施。具体要求详见附件。

    附件1•2019年风电项目建设工作方案

    为促进风电高质量发展,加快降低补贴强度,现就做好2019年度风电建设管理工作有关要求通知如下。

    一、有序按规划和消纳能力组织项目建设

    各省级能源主管部门要按照《可再生能源发展“十三五”规划》《风电发展“十三五”规划》以及《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》(国能发新能〔2017〕31号,以下简称《指导意见》)要求,在论证并落实消纳能力的前提下,有序组织各类风电项目建设。《指导意见》中本省级区域2020年规划并网目标,减去2018年底前已并网和已核准在有效期并承诺建设的风电项目规模(不包括分散式风电、海上风电、平价上网风电项目、国家能源局专项布置的示范试点项目和跨省跨区外送通道配套项目),为2019年度各省级区域竞争配置需国家补贴风电项目的总规模。在省级电网区域内消纳的风电项目由省级电网企业出具电力送出和消纳意见,跨省跨区输电通道配套风电项目的消纳条件应由送受端电网企业联合论证。国家电网有限公司、南方电网公司等电网企业在国家能源局指导下督促各省级电网企业做好风电项目电力送出和消纳落实工作。

    二、完善市场配置资源方式

    (一)完善集中式风电项目竞争配置机制。2019年度需国家补贴的新建集中式风电项目全部通过竞争配置方式选择。有关省级能源主管部门按照本文附件中的指导方案制定2019年度风电项目竞争配置工作方案,向社会公布。在国家能源局公布2019年度第一批平价上网风电项目名单之后,有关省级能源主管部门再组织有国家补贴的风电项目的竞争配置工作。各跨省跨区输电通道配套的风电基地项目,项目所在地省级能源主管部门应制定专项竞争配置工作方案,优先选择补贴强度低的项目业主,或直接按平价上网项目(无国家补贴)组织建设。

    (二)采取多种方式支持分散式风电建设。鼓励各省(区、市)按照《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(发改能源〔2019〕19号)有关政策,创新发展方式,积极推动分散式风电参与分布式发电市场化交易试点。对不参与分布式发电市场化交易试点的分散式风电项目,可不参与竞争性配置,按有关管理和技术要求由地方政府能源主管部门核准建设。

    三、严格竞争配置要求

    (一)竞争配置方式选择

    1. 第一种方式。风电项目开发前期工作已由开发企业自行完成,省级能源主管部门按照竞争配置工作方案择优选择列入年度建设方案的项目。各开发企业参与竞争配置的风电项目应满足前期工作深度要求。

    2. 第二种方式。省级能源主管部门和省级以下地方政府已委托第三方技术机构开展资源勘查等前期工作,确定计划开发的区块,在已落实项目土地使用和电力送出及消纳等外部条件下,通过竞争配置选择投资开发企业。

    (二)竞争配置建设方案相关要求

    各省级能源主管部门应根据国务院价格部门发布的本区域风电指导价作为竞争配置上网电价上限(不得设置电价下限),并编制2019年度风电建设方案。建设方案应包括新增建设规模及布局、竞争配置工作方案,电网企业出具的确保电力送出消纳意见等内容。各省级能源主管部门按照建设方案组织风电项目竞争配置工作,并将建设方案抄送国家能源局及各派出能源监管机构。国家能源局对有关建设方案进行监督,对不符合规划落实情况和公平竞争原则以及电力送出消纳条件不落实的建设方案提出整改意见。

    四、全面落实项目电力送出和消纳条件

    (一)已纳入年度建设方案的存量项目,有关电网企业应在落实电力送出和消纳并确保弃风限电持续改善的前提下积极落实并网。对自愿转为平价上网的存量项目,电网企业在建设配套电力送出工程的进度安排和消纳方面予以优先保障。

    (二)各类拟新建风电项目均应以落实项目电力送出和确保达到最低保障收购年利用小时数(或弃风率不超过5%)为前提条件。在满足已并网和已核准在有效期内并承诺建设风电项目电力消纳基础上,按照平价上网风电项目、分散式风电项目、需国家补贴的竞争性配置风电项目的次序配置电网消纳能力。

    五、分类指导存量项目建设

    各省级能源主管部门要对已核准风电项目进行梳理,建立项目信息管理台账,分类指导建设。

    (一)超出《企业投资项目核准和备案管理办法》中规定的项目核准文件有效期限的,相关项目核准文件失效。如项目单位希望继续建设,可作为新项目参与本年度新建项目竞争配置,也可转为平价上网项目。

    (二)符合国家风电建设管理要求且在项目核准有效期内的风电项目,执行国家有关价格政策。

    (三)鼓励各类在核准有效期内的风电项目自愿转为平价上网项目,执行有关平价上网项目的支持政策。

    (四)风电投资监测预警级别从红色转为橙色或绿色的地区,严格按电网消纳能力有序启动之前因预警停建项目,鼓励自愿转为平价上网项目。

    六、有序稳妥推进海上风电项目建设

    2019年起新增的海上风电项目必须通过竞争配置确定项目业主单位,各相关省级能源主管部门应按照加快推动技术进步和成本下降的原则制定专门的海上风电项目竞争配置工作方案。依法依规核准的海上风电项目执行国家有关电价政策。

    为进一步规范海上风电发展,有关省级能源主管部门依据国家《风电发展“十三五”规划》和国家能源局批复的本省级区域的海上风电规划组织海上风电项目建设,按照上述规划中明确的本区域2020年建成并网目标和在建规模对本省(区、市)2018年底前已核准海上风电项目进行梳理,由项目开发企业承诺开工及全部机组完成并网的时间,在此基础上梳理出2020年底前可建成并网的海上风电项目、2020年底前可开工建设的海上风电项目以及2021年底前可建成并网的海上风电项目,三类项目清单及相关企业承诺应及时对全社会公示。对核准前置条件不齐全的海上风电项目,核准文件由项目核准机关依法予以撤销,有关项目信息抄送国家能源局及相关派出能源监管机构。

    七、强化承诺条件核实

    (一)各省级能源主管部门对各参与竞争配置的风电项目以及平价上网项目的相关土地使用等降低非技术成本的承诺或说明进行复核,并及时对全社会公示实际执行情况,将其作为后续安排新增风电建设规模的重要依据。

    (二)各省级能源主管部门对有关省级电网企业或地方电网企业经论证确认的拟新建风电项目具备电力送出和消纳条件的意见进行复核。电网企业可按单个项目或者本批次项目整体出具意见。

    八、做好风电项目建设信息监测工作

    请各省级能源主管部门及时组织各项目单位按照以下要求,按时在可再生能源发电项目信息管理平台填报以下项目信息:

    (一)已核准风电项目须提交项目核准文件、列入本省(区、市)年度建设方案的依据等文件的扫描件,并按照项目信息管理相关规定完善各项信息。逾期未完成填报项目视为自动放弃申请国家补贴。

    (二)所有新核准建设的风电项目均应在项目申请时及时填报项目信息,标明项目的分类并提交相关附件。国家可再生能源信息管理中心与电网企业的新能源项目相关管理系统做好衔接,及时采集风电核准、并网、运行、补贴拨付等信息。

    各省级能源主管部门应在2019年7月1日(含)前完成已核准建设的风电项目的信息审核工作。对于因相关信息填报错误、填报不及时导致不能纳入补贴目录及获得电价附加补贴的,由项目单位自行承担相关后果。

    请各有关单位按照上述要求,切实做好相关工作,尽快组织风电竞争性配置工作,积极推动风电项目建设工作,确保风电产业持续健康发展。各派出能源监管机构要加强对监管区域内电力送出和消纳条件、补贴项目竞争配置和投资营商环境等事项的监管。

    附件:风电项目竞争配置指导方案(2019年版)

    风电项目竞争配置指导方案(2019年版)

    为促进风电有序规范建设,加快风电技术进步、产业升级和市场化发展,按照市场在资源配置中发挥决定性作用和更好发挥政府作用的总要求,对集中式陆上风电项目和海上风电项目通过竞争配置方式组织建设。

    一、基本原则

    (一)规划总量控制。各省级能源主管部门要严格按照《风电发展“十三五”规划》和《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》的管理要求,有序规范组织项目建设。各沿海省(区、市)应根据《风电发展“十三五”规划》和国家能源局审定批复的海上风电规划,合理确定2019年度海上风电配置规模。

    (二)公开竞争优选。各省级能源主管部门要制定风电项目竞争配置工作方案,公开竞争配置条件和流程,按照公开公平公正的原则对纳入国家补贴范围的项目或投资进行优选(或招标)。

    (三)接网及消纳保障。所有参与竞争配置的项目须以电网企业投资建设接网及配套电网工程和落实消纳为前提条件,确保项目建成后达到最低保障收购年利用小时数(或弃风率不超过5%)。电网企业有关电力送出和消纳支持承诺应向社会公布,接受社会监督。

    (四)竞争确定电价。2019年度新增集中式陆上风电和海上风电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价,各项目申报的上网电价不得高于国家规定的同类资源区指导价,同时不得设置竞争最低限价。各级地方政府部门不得干预项目单位报价。

    (五)优化投资环境。省级能源主管部门要指导市(县)级政府优化投资环境。地方政府有关部门不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费,增加项目投资经营成本,相关政策落实的承诺等情况应向社会公布,接受社会监督。

    二、竞争要素

    各省级能源主管部门制定的竞争配置工作方案应包含项目方案及技术先进性、前期工作深度、上网电价等竞争要素。应将上网电价作为重要竞争条件,所需补贴强度低的项目优先列入年度建设方案。

    (一)已确定投资主体项目的竞争要素

    1.企业能力。包括投资能力、业绩、技术能力、企业诚信履约情况评价。

    2.设备先进性。包括风电机组选型、风能利用系数、动态功率曲线保障、风电机组认证情况。

    3.技术方案。包括充分利用资源条件、优化技术方案、利用小时测算、智能化控制运行维护、退役及拆除方案、经济合理性等。

    4.已开展前期工作。包括项目总体规划、测风及风能资源评估、可行性研究设计、已取得的支持性文件等。

    5.接入消纳条件。委托电网企业开展接入系统和消纳能力分析结果。

    6.申报电价。测算提出合理收益条件下的20年固定上网电价。国家核定最低保障小时数的地区,可按照国家最低保障小时数报价,超出部分市场定价,按最低保障小时数内电价评分。

    各省级能源主管部门可参照表1自行制定竞争配置评分细则,但不应设置或变相设置有违市场公平的条款。可采取综合评分法,其中电价权重不得低于40%。也可采取先技术评选,再电价比选的方式,按电价由低到高排序分配完为止。

    表1 已确定投资主体风电项目参考评分标准

    (二)未确定投资主体项目的竞争要素

    1.企业能力。包括投资能力、业绩、技术能力、企业诚信履约情况评价。

    2.设备先进性。包括风电机组选型、风能利用系数、动态功率曲线保障、风电机组认证情况。

    3.技术方案。包括充分利用资源条件、优化技术方案、利用小时测算、智能化控制运行维护、退役及拆除方案、经济合理性等。

    4.申报电价。测算提出合理收益条件下的20年固定上网电价。国家核定最低保障小时数的地区,可按照国家最低保障小时数报价,超出部分市场定价,按最低保障小时数内电价评分。

    各省级能源主管部门可参照表2自行制定竞争配置评分细则,但不应设置或变相设置有违市场公平的条款。原则上采取综合评分法,其中电价权重不得低于40%。

    表2 未确定投资主体风电项目参考评分标准

    本文来源于:北极星风力发电网


  • 事件

    5月22日,国家发改委、能源局发布《关于公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的通知》,共涉及16个省份的250个平价上网项目,总装机规模20.76GW,其中风电、光伏、分布式交易试点项目容量分别为4.51GW、14.78GW、1.47GW。

    评论

    1.光伏平价项目规模超预期,预计绝大部分集中在2020年并网,支撑明年国内装机量增长。

    第一批14.78GW光伏平价项目中,仅155MW为存量项目转换而来,其他项目根据项目单位申报的“预计投产时间”,2019、2020年将分别并网4.7GW、9GW(其中上半年1.5GW),2021年后0.9GW。

    目前能源局未对首批平价项目的并网时间给出严格要求,而今年国内竞价项目需求集中在下半年释放预计将对组件价格形成强力支撑(甚至阶段性推高),给平价项目的实施带来成本上的阻碍,因此我们预计首批光伏平价项目中能够在2019年内真正完成并网的规模大概率低于4.7GW,预计这批项目中的绝大部分将在2020年并网,成为明年国内新增装机的重要组成部分。

    2.大量地区已具备平价条件,随成本及消纳问题进一步改善,光伏发电将很快迎来全国范围内平价上网。

    首批光伏平价项目来自12个省份,主要集中在III类资源区,I类资源区零申报。此外,申报项目所在地区中仅山东(910MW)及河北秦皇岛(150MW)为橙色预警区,其余项目均位于绿色区域,我们认为这主要因为III类资源区中的绿色区域,普遍具备脱硫煤标杆电价较高、消纳前景较好,这两项对平价项目实施至关重要的条件。

    考虑到I~II类资源区光伏发电条件优于III类资源区,而光伏产业链各环节的制造成本下降、双面发电等技术的普,将推动光伏发电成本在未来3年保持8~10%的下降速度,从而令全国大部分地区逐步具备平价上网条件。

    随着平价上网的实现,成本和经济性将不再是风电光伏发展的最大阻碍,取而代之的将是对项目并网和电网消纳能力的考验,这种考验/阻力既有技术因素又有行政因素与利益博弈。虽然政策表示要求优先保障光伏平价项目消纳,但并未明确具体保障措施。因此申报平价项目时,企业仍然倾向于本地消纳能力强的地区。对此我们认为,上周落地的“配额制”政策(虽然指标并无惊喜)的重大意义在于:显示出政府对保障新能源健康发展、贯彻我国能源战略转型的坚定态度和全力措施,体现出顶层的坚定态度。随着“配额制”实施、消纳得到保障、绿证交易释放新能源电力隐含价值、增加发电收益,I~II类资源区的光伏平价项目建设经济性和投资积极性也将逐步提高。

    3.政策如期推进,竞价项目管理办法临近落地,维持中国2019/2020年35~40GW/45~50GW的新增装机预测。

    目前看来,无论是规则制定还是项目申报,都贯彻着此前能源局定下的“先平价、后竞价”的大原则,在首批平价项目公布后,预计能源局关于竞价项目的管理办法将在近期落地,项目申报、排序和指标分配有望于6月完成,Q3大规模启动建设,Q4至明年Q1建设达高峰,下半年国内需求将如期释放。

    目前光伏产品价格年内底部明确已过,随着国内需求释放,部分产品价格预计最早6月开始呈现反弹势头。我们维持对2019年国内新增装机35~40GW,全球115~120GW的预期。尽管预期今年国内新增装机受到建设时间限制同比略有下降,但充足的海外订单、同比恢复趋势中的利润率仍能够确保龙头制造企业实现可观的业绩高增长。

    投资建议

    下半年国内需求大规模启动临近,随产品价格表现超预期,企业盈利预测仍有上修潜力;此外,2020年海外需求增长前景将通过Q3组件企业接单情况逐步清晰,光伏板块有望提前迎来跨年估值切换。

    图表:2019 年第一批风电、光伏发电平价上网项目信息汇总表(附参考脱硫煤电价&;;光伏发电利用小时数)

    点评:首批光伏平价项目规模超预期 国内需求释放可期

    本文来源于:金融界


  • 发改价格〔2019〕882号

     

    各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委(物价局),国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:

      为落实国务院办公厅《能源发展战略行动计划(2014~2020)》关于风电2020年实现与煤电平价上网的目标要求,科学合理引导新能源投资,实现资源高效利用,促进公平竞争和优胜劣汰,推动风电产业健康可持续发展,现将完善风电上网电价政策有关事项通知如下。

      一、关于陆上风电上网电价

      (一)将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定,不得高于项目所在资源区指导价。

      (二)2019年I~Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元(含税、下同);2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱销、除尘电价,下同)的地区,以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。

      (三)参与分布式市场化交易的分散式风电上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成,不享受国家补贴。不参与分布式市场化交易的分散式风电项目,执行项目所在资源区指导价。

      (四)2018年底之前核准的陆上风电项目,2020年底前仍未完成并网的,国家不再补贴;2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目,2021年底前仍未完成并网的,国家不再补贴。自2021年1月1日开始,新核准的陆上风电项目全面实现平价上网,国家不再补贴。

      二、关于海上风电上网电价

      (一)将海上风电标杆上网电价改为指导价,新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。

      (二)2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元,2020年调整为每千瓦时0.75元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价,不得高于上述指导价。

      (三)新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价,不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。

      (四)对2018年底前已核准的海上风电项目,如在2021年底前全部机组完成并网的,执行核准时的上网电价;2022年及以后全部机组完成并网的,执行并网年份的指导价。

      三、其他事项

      (一)风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。

      (二)风电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量、上网电价和补贴金额等资料,接受有关部门监督检查,并于每月10日前将相关数据报送至国家可再生能源信息管理中心。

      上述规定自2019年7月1日起执行。

     

    国家发展改革委

    2019年5月21日

  • 发改办能源〔2019〕594号

    各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局,国家能源局各派出监管机构,国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司、电力规划设计总院、水电水利规划设计总院、各有关发电企业:

      根据《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(发改能源〔2019〕19号)要求,共有16个省(自治区、直辖市)能源主管部门向国家能源局报送了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单,总装机规模2076万千瓦。现予以公布。

      请国家电网有限公司、南方电网公司组织所属有关省级电网企业按照平价上网项目有关政策要求,认真落实电网企业接网工程建设责任,确保平价上网项目优先发电和全额保障性收购,按项目核准(备案)时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与风电、光伏发电平价上网项目单位签订长期固定电价购售电合同(不少于20年)。请有关省级能源主管部门和派出能源监管机构协调推进有关项目建设,加强对有关支持政策的督促落实。

      请有关省级能源主管部门、价格主管部门、派出能源监管机构、电力交易机构和电网企业等按照国家发展改革委、国家能源局发布的有关分布式发电市场化交易的文件,在附件3明确的风电、光伏发电交易规模限额范围内,根据就近消纳能力组织推进,做好分布式发电市场化交易试点及有关政策落实工作。

      附件:1.2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目信息汇总表

            2.2019年第一批拟建平价上网项目信息表

            3.2019年分布式发电市场化交易试点名单

      

    国家发展改革委办公厅

    国家能源局综合司

    2019年5月20日


  •        为了落实今年政府工作报告中关于一般工商业平均电价再降低10%的要求,5月15日国家发改委出台了第二批四项降电价措施。

          《关于降低一般工商业电价的通知》(下称《通知》)明确,除市场化交易电量外,重大水利工程建设基金征收标准降低50%形成的降价空间,将全部用于降低一般工商业电价。

          同时,将适当延长电网企业固定资产折旧年限,将电网企业固定资产平均折旧率降低0.5个百分点;增值税税率和固定资产平均折旧率降低后,重新核定的跨省跨区专项工程输电价格降价形成的降价空间在送电省、受电省之间按照1︰1比例分配。

          《通知》中的第三项措施是,因增值税税率降低到13%,省内水电企业非市场化交易电量、跨省跨区外来水电和核电企业(三代核电机组除外)非市场化交易电量形成的降价空间,也将全部用于降低一般工商业电价。

           此外,积极扩大一般工商业用户参与电力市场化交易的规模,通过市场机制进一步降低用电成本。

           国家发改委要求,各省(区、市)价格主管部门要抓紧研究提出利用上述降价空间相应降低当地一般工商业电价的具体方案,按照程序于5月底前发文,于7月1日正式实施。

           3月29日,今年降低一般工商业电价的首项措施出台。电网企业增值税税率由16%调整为13%后,省级电网企业含税输配电价水平降低的空间,全部用于降低一般工商业电价,原则上自4月1日起执行。

          领航智库副总裁王秀强表示,2018年,全社会用电量约6.84万亿千瓦时。经其估算,增值税税率下调3%,电网企业应纳增值税的税额相应减少约360亿元,一般工商业用户电价预计下调3分钱/千瓦时。

    本文来源于:国家能源局网站;原文出自:经济参考报

  • 发改能源〔2019〕807号

    各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委(能源局)、经信委(工信委、工信厅),国家能源局各派出监管机构,国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、国家能源投资集团公司、国家电力投资集团公司、中国能源建设集团有限公司、中国电力建设集团有限公司、中国节能环保集团公司、中国核工业集团公司、中国广核集团有限公司、中国华润集团公司、中国长江三峡集团公司、国家开发投资集团有限公司、中国光大集团、国家开发银行、电力规划设计总院、水电水利规划设计总院、国家可再生能源中心:

      为深入贯彻习近平总书记关于推动能源生产和消费革命的重要论述,加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系,促进可再生能源开发利用,依据《中华人民共和国可再生能源法》《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》,决定对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重,建立健全可再生能源电力消纳保障机制。现将有关事项和政策措施通知如下。

      一、对电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重。可再生能源电力消纳责任权重是指按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重,包括可再生能源电力总量消纳责任权重(简称“总量消纳责任权重”)和非水电可再生能源电力消纳责任权重(简称“非水电消纳责任权重”)。满足总量消纳责任权重的可再生能源电力包括全部可再生能源发电种类;满足非水电消纳责任权重的可再生能源电力包括除水电以外的其他可再生能源发电种类。对各省级行政区域规定应达到的最低可再生能源电力消纳责任权重(简称“最低消纳责任权重”),按超过最低消纳责任权重一定幅度确定激励性消纳责任权重。

      二、按省级行政区域确定消纳责任权重。国务院能源主管部门组织有关机构,按年度对各省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重进行统一测算,向各省级能源主管部门征求意见。各省级能源主管部门会同经济运行管理部门在国家电网有限公司(简称“国家电网”)、中国南方电网有限责任公司(简称“南方电网”)所属省级电网企业和省属地方电网企业技术支持下,对国务院能源主管部门统一测算提出的消纳责任权重进行研究后向国务院能源主管部门反馈意见。国务院能源主管部门结合各方面反馈意见,综合论证后于每年3月底前向各省级行政区域下达当年可再生能源电力消纳责任权重。

      三、各省级能源主管部门牵头承担消纳责任权重落实责任。各省级能源主管部门会同经济运行管理部门、所在地区的国务院能源主管部门派出监管机构按年度组织制定本省级行政区域可再生能源电力消纳实施方案(简称“消纳实施方案”),报省级人民政府批准后实施。消纳实施方案主要应包括:年度消纳责任权重及消纳量分配、消纳实施工作机制、消纳责任履行方式、对消纳责任主体的考核方式等。各省级行政区域制定消纳实施方案时,对承担消纳责任的市场主体设定的消纳责任权重可高于国务院能源主管部门向本区域下达的最低消纳责任权重。

      四、售电企业和电力用户协同承担消纳责任。承担消纳责任的第一类市场主体为各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司(简称“配售电公司”,包括增量配电项目公司);第二类市场主体为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。第一类市场主体承担与其年售电量相对应的消纳量,第二类市场主体承担与其年用电量相对应的消纳量。各承担消纳责任的市场主体的售电量和用电量中,农业用电和专用计量的供暖电量免于消纳责任权重考核。

      五、电网企业承担经营区消纳责任权重实施的组织责任。国家电网、南方电网指导所属省级电网企业依据有关省级人民政府批准的消纳实施方案,负责组织经营区内各承担消纳责任的市场主体完成可再生能源电力消纳。有关省级能源主管部门会同经济运行管理部门督促省属地方电网企业、配售电公司以及未与公用电网联网的拥有自备电厂的企业完成可再生能源电力消纳。各承担消纳责任的市场主体及用户均须完成所在区域电网企业分配的消纳量,并在电网企业统一组织下协同完成本经营区的消纳量。

      六、做好消纳责任权重实施与电力交易衔接。各电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易,指导参与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易,在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。各承担消纳责任的市场主体参与电力市场交易时,应向电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。

      七、消纳量核算方式。各承担消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量,同时可通过以下补充(替代)方式完成消纳量。

      (一)向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量(简称“超额消纳量”),双方自主确定转让(或交易)价格。

      (二)自愿认购可再生能源绿色电力证书(简称“绿证”),绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。

      八、消纳量监测核算和交易。各电力交易机构负责承担消纳责任的市场主体的消纳量账户设立、消纳量核算及转让(或交易)、消纳量监测统计工作。国务院能源主管部门依据国家可再生能源信息管理中心和电力交易机构核算的消纳量统计结果,按年度发布各承担消纳责任的市场主体的消纳量完成情况。各省级行政区域内的消纳量转让(或交易)原则上由省(自治区、直辖市)电力交易中心组织,跨省级行政区域的消纳量转让(或交易)在北京电力交易中心和广州电力交易中心组织下进行。国家可再生能源信息管理中心与国家电网、南方电网等电网企业及各电力交易中心联合建立消纳量监测核算技术体系并实现信息共享。

      九、做好可再生能源电力消纳相关信息报送。国家电网、南方电网所属省级电网企业和省属地方电网企业于每年1月底前向省级能源主管部门、经济运行管理部门和所在地区的国务院能源主管部门派出监管机构报送上年度本经营区及各承担消纳责任的市场主体可再生能源电力消纳量完成情况的监测统计信息。各省级能源主管部门于每年2月底前向国务院能源主管部门报送上年度本省级行政区域消纳量完成情况报告、承担消纳责任的市场主体消纳量完成考核情况,同时抄送所在地区的国务院能源主管部门派出监管机构。

      十、省级能源主管部门负责对承担消纳责任的市场主体进行考核。省级能源主管部门会同经济运行管理部门对本省级行政区域承担消纳责任的市场主体消纳量完成情况进行考核,按年度公布可再生能源电力消纳量考核报告。各省级能源主管部门会同经济运行管理部门负责督促未履行消纳责任的市场主体限期整改,对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处理,将其列入不良信用记录,予以联合惩戒。

      十一、国家按省级行政区域监测评价。国务院能源主管部门依托国家可再生能源中心会同国家可再生能源信息管理中心等对各省级行政区域消纳责任权重完成情况以及国家电网、南方电网对所属省级电网企业消纳责任权重组织实施和管理工作进行监测评价,按年度公布可再生能源电力消纳责任权重监测评价报告。各省级能源主管部门会同经济运行管理部门对省属地方电网企业、配售电公司以及未与公用电网联网的拥有自备电厂企业的消纳责任实施进行督导考核。由于自然原因(包括可再生能源资源极端异常)或重大事故导致可再生能源发电量显著减少或送出受限,在对有关省级行政区域消纳责任权重监测评价和承担消纳责任的市场主体进行考核时相应核减。

      十二、超额完成消纳量不计入“十三五”能耗考核。在确保完成全国能源消耗总量和强度“双控”目标条件下,对于实际完成消纳量超过本区域激励性消纳责任权重对应消纳量的省级行政区域,超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入该区域能耗“双控”考核。对纳入能耗考核的企业,超额完成所在省级行政区域消纳实施方案对其确定完成的消纳量折算的能源消费量不计入其能耗考核。

      十三、加强消纳责任权重实施监管。国务院能源主管部门派出监管机构负责对各承担消纳责任的市场主体的消纳量完成情况、可再生能源相关交易过程等情况进行监管,并向国务院能源主管部门报送各省级行政区域以及各电网企业经营区的消纳责任权重总体完成情况专项监管报告。

      各省级能源主管部门按照本通知下达的2018年消纳责任权重对本省级行政区域自我核查,以模拟运行方式按照本通知下达的2019年消纳责任权重对承担消纳责任的市场主体进行试考核。各省(自治区、直辖市)有关部门和国家电网、南方电网及有关机构,在2019年底前完成有关政策实施准备工作,自2020年1月1日起全面进行监测评价和正式考核。本通知中的2020年消纳责任权重用于指导各省级行政区域可再生能源发展,将根据可再生能源发展“十三五”规划实施进展情况适度调整,在2020年3月底前正式下达各省级行政区域当年可再生能源电力消纳责任权重。

    本文来源于:国家能源局网站

  • 近日,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(以下简称《通知》)。这是贯彻落实习近平总书记关于推动能源生产和消费革命重要论述的有力举措,有利于建立促进可再生能源持续健康发展的长效机制,激励全社会加大开发利用可再生能源的力度,对于推动我国能源结构调整,构建清洁低碳、安全高效的能源体系具有重要意义。

        2012年以来,我国风电、光伏发电快速发展,水电保持平稳较快发展。2018年,可再生能源发电量达到1.87万亿千瓦时,占全部发电量比重从2012年的20%提高到2018年的26.7%。在加快可再生能源开发利用的同时,水电、风电、光伏发电的送出和消纳问题开始显现,近年来虽有所缓解,但仍然严峻,迫切需要建立促进可再生能源电力发展和消纳的长效机制。

        《通知》以《可再生能源法》为依据,提出建立健全可再生能源电力消纳保障机制。核心是确定各省级区域的可再生能源电量在电力消费中的占比目标,即“可再生能源电力消纳责任权重”。目的是促使各省级区域优先消纳可再生能源,加快解决弃水弃风弃光问题,同时促使各类市场主体公平承担消纳责任,形成可再生能源电力消费引领的长效发展机制。

        《通知》提出,国务院能源主管部门按省级行政区域确定消纳责任权重,包括总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重。对以上两类权重,分别按年度设定最低消纳责任权重和激励性消纳责任权重。消纳责任权重的测算确定,综合考虑各区域可再生能源资源、全社会用电量、国家能源规划及实施情况、全国重大可再生能源基地建设情况和跨省跨区输电通道资源配置能力等因素。

        《通知》明确规定了政府部门、电网企业、各类市场主体的责任。各省级能源主管部门牵头承担落实责任,组织制定本省级区域的可再生能源电力消纳实施方案,并将方案报省级人民政府批准后实施。售电企业和电力用户协同承担消纳责任。电网企业负责组织实施经营区内的消纳责任权重落实工作。各市场主体通过实际消纳可再生能源电量、购买其他市场主体超额消纳量、自愿认购绿色电力证书等方式,完成消纳量。

        《通知》提出分两个层次对消纳责任权重完成情况进行监测评价和考核,一是省级能源主管部门负责对承担消纳责任的市场主体进行考核,二是国家按省级行政区域进行监测评价。省级能源主管部门对未履行消纳责任的市场主体督促整改,对逃避消纳社会责任且在规定时间内不按要求进行整改的市场主体,依规列入不良信用记录,纳入失信联合惩戒。国家按年度公布监测评价报告,作为对其能耗“双控”考核的依据。

        《通知》要求各省级能源主管部门对照2018年消纳责任权重开展自我核查,2019年模拟运行并对市场主体进行试考核。自2020年1月1日起,全面进行监测评价和正式考核。

    本文来源于:国家能源局网站

  • 在四月的最后一日,万众期待的光伏补贴政策终于出台。根据国家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知(以下简称“通知”),I~III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.40元(含税,下同)、0.45元、0.55元;“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式补贴标准调整为每千瓦时0.10元;户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.18元。
      这样的补贴标准代表了什么?后市有怎样的趋势?我们一起来看看。
      集中式:全力向平价看齐
      根据通知,2019年开始,集中式光伏电站标杆上网电价成为历史,转而变为指导电价。这与2019年开始的竞争配置有很大关系,指导电价是配合竞争配置模式而存在的电价标准。总之一句话,在新的竞价模式下,集中式光伏电站项目将全面向评价项目看齐。
      指导电价最主要的作用就是给相关项目限定最高电价,即新增集中式光伏电站上网电价不得超过所在资源区指导价。具体而言,Ⅰ类资源区的集中式光伏项目上网电价不得超过每千瓦时0.40元,Ⅱ类资源区不超过0.45元、Ⅲ类资源区不超过0.55元。
      所以在竞价模式下,集中式电站的上网电价必然会比指导电价更低。由于报价越低的项目越有可能拿到补贴,所以相关企业及业主一定会尽量压低项目的电价,这样一来,项目报出的电价就会无限接近于成本价。最终,集中式光伏项目的上网电价将会不断向平价上网项目靠近。
      事实上,决定集中式光伏项目最终上网电价的已经不是指导电价,而是市场竞争的激烈与否。如何在保证收益的前提下,报出最低的电价,这是业主和相关企业需要考虑的问题。可以预见的是,集中式光伏项目的报价将会主要集中在当地燃煤机组标杆上网电价及指导电价的区间之内,电价越低,越有可能获得补贴。那有没有最终价格低于当地燃煤机组标杆上网电价的情况出现呢?
      无论有没有这种情况的发生,“通知”都已经考虑到,所以规定:市场竞争方式确定的价格在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。
      说白了,当在市场竞争模式下,如果某地的项目报价已经低于燃煤机组标杆上网电价,那该地区就已经具备了平价上网的条件,继而不再需要补贴,这样的话该项目的电量收益将直接由当地电网结算,不需要耗费补贴资金。这类项目的电价甚至比平价上网项目电价更低,或成为首批“低价上网项目”。
     存量项目:部分可拿补贴
      值得一提的是,为了解决去年“531”的遗留问题,“通知”体现了较大的诚意:
      国家能源主管部门已经批复的纳入财政补贴规模且已经确定项目业主,但尚未确定上网电价的集中式光伏电站(项目指标作废的除外),2019年6月30日(含)前并网的,上网电价按照《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号)规定执行;7月1日(含)后并网的,上网电价按照本通知规定的指导价执行。
      根据《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号),新投运的光伏电站标杆上网电价I类、II类、III类资源区标杆分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元(含税);“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电项目补贴标准调整为每千瓦时0.32元(含税),“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。
      综合下来,2019年有部分项目可以按资源区享受每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元的补贴标准。条件有三个:一是纳入财政补贴规模且已经确定项目业主;二是尚未确定上网电价;三是在6月30日(含)前并网。
      也就是说,这部分项目不需要参与竞价,可以享受2018年的补贴标准。有符合上述前两个条件的项目应该赶紧动工,这应该是最后一批不需要竞价就能获得补贴的集中式光伏项目了。


      本文来源:OFweek太阳能光伏网

  • 在市场关于中国能源主管部门放松煤电审批的猜测声中,国家发改委、工信部和国家能源局日前下发《2019年煤电化解过剩产能工作要点》(下称《工作要点》),强调有序推动项目核准建设,严控煤电新增产能规模,按需合理安排应急备用电源和应急调峰储备电源。
      为了防止高歌猛进的煤电步钢铁与煤炭产能过剩后尘,主管部门自2016年开始推出一系列限制措施,为煤电扩容踩下急刹车。除了每年发布基于三年后规划目标的煤电规划建设风险预警外,能源局多次叫停多省不具备核准建设条件的煤电项目,及已核准的新建、在建煤电项目。多措并举下,2016年以来中国遏制燃煤电厂开发的成效显著,淘汰关停落后煤电机组2000万千瓦以上,提前两年完成“十三五”去产能目标任务。2018年全国新增煤电2903万千瓦、同比少投产601万千瓦,为2004年以来的最低水平。
      《工作要求》明确今年的煤电去产能目标任务:淘汰关停不达标的落后煤电机组(含燃煤自备机组,下同)。依法依规清理整顿违规建设煤电项目。发布实施煤电规划建设风险预警,有序推动项目核准建设,严控煤电新增产能规模,按需合理安排应急备用电源和应急调峰储备电源。统筹推进燃煤电厂超低排放和节能改造,西部地区具备条件的机组2020年完成改造工作。
      该文件要求,列入2019年度煤电淘汰落后产能目标任务的机组,除地方政府明确作为应急备用电源的机组外,应在12月底前完成拆除工作,需至少拆除锅炉、汽轮机、发电机、输煤栈桥、冷却塔、烟囱中的任两项。 同时,按照相关要求继续做好违规建设煤电项目的清理整顿工作。
      国家能源局4月下旬发布的《关于发布2022年煤电规划建设风险预警的通知》中,政策禁止新建自用煤电项目的省份数量继续缩减,“增强电力(热力)供应保障能力”首次进入预警文件。
      《工作要求》围绕保供提出:按需推进煤电应急工作,在积极稳妥化解煤电过剩产能的同时,为妥善应对高峰时段电力缺口,进一步提高电力、热力应急保障能力,切实维护电力系统安全稳定运行和电力、热力的可靠供应,根据《煤电应急备用电源管理指导意见》、《关于煤电应急调峰储备电源管理的指导意见》等相关文件要求,指导督促各地区落实文件要求,根据实际情况,按程序合理安排煤电应急备用电源和应急调峰储备电源,并做好相关工作。
      与此同时,结合分省煤电规划建设风险预警等级,电力、热力供需形势,项目建设实际情况等,研究适时按需分类将取齐(补齐)手续的停建、缓建项目移出《关于印发2017年分省煤电停建和缓建项目名单的通知》确定的2017年停建、缓建项目名单。
      对未列为2019年投产、应急备用电源、应急调峰储备电源但实际并网发电的项目,相应省级能源主管部门和项目单位将被约谈和问责,2020年不再安排煤电投产规模。国家能源局各派出监管机构不得颁发电力业务许可证。
      《工作要求》强调严控各地煤电新增产能,对预警结果不同的地区采取分类管理:装机充裕度为红色和橙色的地区,原则上不新安排省内自用煤电项目投产,确有需要的,有序适度安排煤电应急调峰储备电源。装机充裕度为绿色的地区,也要优先利用清洁能源发电和外送电源项目,并采取省间电力互济、电量短时互补,加强需求侧管理,充分发挥应急备用电源、应急调峰储备电源作用等措施,减少对新投产煤电装机的需求。确实无法满足需求的,按需适度安排煤电投产规模。


    本文来源于:澎湃新闻

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