风电光伏数百亿财政补贴拖欠危及企业资金链,

2019-09-08 04:38栏目:人才招聘
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六今晚开奖号码结果,国家发改委近日悄然下发了《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》(以下简称《讨论稿》),并于10月29日召开座谈会研究调整陆上风电和光伏发电上网电价政策。 《讨论稿》明确提出,在“十三五”期间,陆上风电、光伏发电的标杆上网电价将随着发展规模逐年下调,以实现《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》提出的“到2020年风力发电与煤电上网电价相当、光伏发电与电网销售电价相当”的目标。 “《讨论稿》明确了‘十三五’新能源上网标杆电价的调整方案,稳定了投资者的预期,避免了以往由于突然调整上网标杆电价引发的‘抢装’现象。”中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩对21世纪经济报道指出,建议在下调上网标杆电价的同时,应同步推进解决“弃光弃风”问题和保证可再生能源补贴发放及时到位等改革。 此外,“十三五”风电和光伏发电的发展规模已经初步确定,到2020年装机规模分别达到2.5亿千瓦和1.5亿千瓦。 具体调价方案 《讨论稿》提出了陆上风电和光伏发电的标杆上网电价调整方案。 其中,陆上风电的标杆上网电价调整为:一类资源区价格从现行的0.49元/千瓦时,逐年下调为0.47元/千瓦时、0.45元/千瓦时、0.43元/千瓦时、0.41元/千瓦时、0.38元/千瓦时。 二类资源区价格从现行的0.52元/千瓦时,逐年下调为0.49元/千瓦时、0.47元/千瓦时、0.45元/千瓦时、0.43元/千瓦时、0.40元/千瓦时。 三类资源区价格从现行的0.56元/千瓦时,逐年下调为0.54元/千瓦时、0.52元/千瓦时、0.50元/千瓦时、0.48元/千瓦时、0.45元/千瓦时。 四类资源区价格从现行的0.61元/千瓦时,逐年下调为0.59元/千瓦时、0.58元/千瓦时、0.57元/千瓦时、0.56元/千瓦时、0.52元/千瓦时。 “之所以没有调整海上风电上网标杆电价,是因为现行价格偏低,已经影响了投资者的热情。”秦海岩分析。 资料显示,2017年以前投运的非招标的近海风电项目上网电价为0.85元/千瓦时,潮间带风电项目上网电价为0.75元/千瓦时。 同时,《讨论稿》提出光伏发电标杆上网电价具体调整为:一类资源区价格从现行的0.9元/千瓦时,逐年下调为0.85元/千瓦时、0.82元/千瓦时、0.79元/千瓦时、0.76元/千瓦时和0.72元/千瓦时。 二类资源区价格从现行的0.95元/千瓦时,逐年下调为0.92元/千瓦时、0.89元/千瓦时、0.86元/千瓦时、0.83元/千瓦时和0.8元/千瓦时。 三类资源区从现价1元/千瓦时,逐年下调为0.98元/千瓦时、0.96元/千瓦时、0.94元/千瓦时、0.92元/千瓦时到0.9元/千瓦时。 “一类和二类资源区的光照条件好,从当前的技术水平和融资成本来看,现行标杆上网电价已具备了0.1-0.15元/千瓦时的下降空间,但由于现在这两类地区‘弃光限电’比较严重,为了保护投资者热情,所以不可能一下子降太多,只能逐年下降。”发改委能源所研究员时璟丽对21世纪经济报道分析。 时璟丽认为,三类资源区基本上没有限电现象,所以其降价水平能够在一定程度上反映出技术进步水平的高低。 可再生能源电价附加需上调 根据《讨论稿》,陆上风电、光伏发电项目自投运起执行标杆上网电价或电价补贴标准,期限原则上为20年。今后经营期内出现运行成本大幅降低,相关新能源项目整体收益水平明显偏高的情况,国家发改委将研究适当降低上述标杆电价。 国家发改委提出,陆上风电、光伏发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)以内的部分,由当地省级电网负担;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。 其中,完成国家能源主管部门确定的燃煤机组超低排放改造任务80%的省份,燃煤机组标杆上网电价含超低排放环保电价。 “在《讨论稿》确定的调价方案和今年年底火电标杆上网电价可能下调3分/千瓦时的前提下,如果要实现2020年风电装机2.5亿千瓦和光伏发电装机1.5亿千瓦的目标,那么可再生能源电价附加需要由目前的1.5分/千瓦时提高到2.5-3分/千瓦时左右的水平。”时璟丽分析。 同时,发改委提出,鼓励各地通过招标等市场化方式确定相关新能源项目业主和上网电价,但通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的当地陆上风电、光伏发电标杆上网电价水平。 发改委在《讨论稿》中提出,这一方案拟于2016年1月1日起执行。今后,每年1月1日以后备案的陆上风电、光伏发电项目,以及当年1月1日以前备案但于第二年1月1日以后投运的陆上风电项目和当年1月1日以前备案但于当年4月1日以后投运的光伏发电项目执行当年的上网标杆电价。

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近日国家发改委下发《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》,提出实行陆上风电、光伏发电的上网标杆电价随发展规模逐步降低的政策,向各省份相关部门及多家企业征求意见。据《经济参考报》记者了解,目前上网电价下调的具体尺度还未最终确定。 多位业内人士指出,电价下调意味着补贴减少,这是意料之中的利空消息,但行业目前最关键的问题还是补贴能否及时发放。可再生能源补贴已拖欠两年多,部分企业资金链面临断裂。在电价下降、限电不改的情况下,可再生能源行业料将面临更大挑战。 根据讨论稿中的电价调整方案,2016年全国光伏电站标杆上网电价,在Ⅰ类资源区的项目将从现行的0.9元/千瓦时下调至0.85元/千瓦时,下调幅度为5.6%;Ⅱ类资源区将从现行的0.95元/千瓦时下调至0.92元/千瓦时,下调幅度为3%。此后在2017年到2020年逐年递减,每年递减幅度为0.03元/千瓦时。风电Ⅰ类资源区将从2015年的0.49元/千瓦时下调到2020年的0.38元/千瓦时,累计降幅22.4%;Ⅳ类风资源区从2015年的0.61元/千瓦时下调到2020年的0.52元/千瓦时,累计降幅14.8%。 交银国际证券分析报告认为,这个拟下调幅度超出了市场的普遍预期,尤其是风电,从而导致风电类上市公司股价大跌。讨论稿的内容不是最后的执行价格,实际执行价格的确定需考虑电力消纳水平、补贴发放及时性以及投资成本下降空间等多种因素。 “补贴下调和具体下调尺度还在讨论和征询意见当中,对于拟定的下调力度,自然不是个利好的消息,但我们觉得目前最关键的问题还是补贴能否及时发放,不长期拖欠的问题,否则无论补贴是高是低,发电企业拿不到补贴,那都是没意义的。”晶科能源有关负责人对《经济参考报》记者表示。 晋能科技总经理杨立友也认为,随着光伏行业发展、技术进步、装机规模增加,光伏发电成本必然下降,补贴下调是顺应市场发展规律的。但是补贴问题和三角债问题长期得不到解决,多重风险导致电站投资收益无法保证,投资者收紧电站融资,看似火爆的国内光伏电站市场可能会出现断崖式下跌。 《经济参考报》记者在调研中了解到,截至目前,国家一共发放了五批可再生能源补贴,最后一批是2014年8月发放,补贴的项目是2013年8月底前并网的项目。补贴2年后发放是常态,最长有拖欠3年的,截至今年上半年,仅光伏就已拖欠200亿元。 “我们每个月的补贴大概在200多万元,这两年下来就得将近5000万元,到现在一分都没发,明年再不发我们资金链就得断裂了。”宁夏某光伏发电公司负责人称,有内部估算显示全国可再生能源补贴欠发预计在700多亿元。

本港台六开奖现场直播,【重磅】2017年光伏上网电价大幅下调(地面0.75、0.65、0.55;分布式0.3、0.25、0.2征求意见稿)


   近日,国家发改委关于调整新能源标杆上网电价的通知(意见稿)》,其中光伏上网电价三类地区分别从0.98元、0.88元、0.80元下调至0.75元、0.65元、0.55元,而屋顶分布式“自发自用 余量上网”和“全部自发自用”的补贴由目前执行的0.42元,下调至一类地区0.2元,二类地区0.25元,三类地区0.3元。


国家发展改革委关于调整新能源标杆上网电价的通知(征求意见稿)


各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、国家电网公司、南方电网公司:

   为合理引导新能源投资,促进陆上风电、光伏发电等新能源产业健康有序发展,依据《可再生能源法》,决定调整新能源标杆上网电价政策。经研究,现就有关通知如下:

一、继续实行新能源标杆上网电价退坡机制

根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况,适当降低保障性收购范围内2018年新建陆上风电和2017年新建光伏发电等新能源标杆上网电价,具体见附件一。光伏发电、陆上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价加1分钱/千瓦时的超低排放加价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。

二、适当降低分布式光伏补贴标准

利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目,在项目备案时可以选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。对“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电实行按照全电量补贴的模式,补贴标准分别为:一类资源区0.2元/千瓦时、二类资源区0.25元/千瓦时、三类资源区0.3元/千瓦时,上述补贴资金通过可再生能源发展基金予以支付,由电网企业转付;其中,分布式光伏发电系统自用有余上网的电量,由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。“全额上网”模式执行光伏电站价格,具体补贴发放审批程序按照光伏电站的方式执行。

三、明确海上风电标杆上网电价

对非招标的海上风电项目,区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2018年12月31日以前投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.8元(含税,下同),潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.7元。海上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱销、除尘电价加1分钱/千瓦时的超低排放加价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。

四、调整新建生物质发电等项目补贴方式

2017年1月1日以后并网的农林生物质发电、其他生物质发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电、沼气发电等新能源发电项目标杆上网电价,由各省(区、市)价格主管部门确定继续执行国家制定的标杆电价或根据本地实际情况研究制定标杆上网电价。上述新能源项目标杆电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价加1分钱/千瓦时的超低排放加价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分通过省内销售电价予以疏导。

五、鼓励招标等市场化方式确定新能源电价

国家鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定陆上风电、海上风电、光伏发电等新能源项目业主和补贴标准,但通过市场竞争方式形成的价格不得高于国家规定的同类资源区陆上风电、海上风电、光伏发电标杆上网电价。

其中,实行招标等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、除尘电价加1分钱/千瓦时的超低排放加价)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。

六、其他有关要求

各新能源发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、价格和补贴金额等资料,接受有关部门监督检查。各级价格主管部门要加强对新能源上网电价执行和电价附加补贴结算的监管,督促相关上网电价政策执行到位。

上述规定自2017年1月1日起执行。

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全国光伏发电上网标杆电价表
单位:元/千瓦时(含税)
资源区 光伏电站标杆上网电价 各资源区所包括的地区
Ⅰ类资源区 0.55 宁夏,青海海西,甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌,新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依,内蒙古除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区
Ⅱ类资源区 0.65 北京,天津,黑龙江,吉林,辽宁,四川,云南,内蒙古赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔,河北承德、张家口、唐山、秦皇岛,山西大同、朔州、忻州,陕西榆林、延安,青海、甘肃、新疆除Ⅰ类外其他地区
Ⅲ类资源区 0.75 除Ⅰ类、Ⅱ类资源区以外的其他地区


注:1、2017年1月1日以前备案并纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目,执行2016年光伏发电上网标杆电价。2017年以前备案并纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目但于2017年6月30日以前仍未投运的,执行2016年上网标杆电价。2、西藏自治区光伏电站标杆电价为1元/千瓦时。

             

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