国金证券:光伏国内市场即刻启动 风电市场预期得到边际修复

　　【国金研究】2019年风电光伏政策正式稿点评：光伏国内市场即刻启动，风电加强存量项目利益保障

　　

　　国金证券研究所 新能源与汽车研究中心 电新团队

 

　　《光伏国内市场即刻启动，风电加强存量项目利益保障——评2019年风电、光伏工作方案（正式稿）》

 

　　事件

 

　　继4月11日发布正式“征求意见稿”之后，5月30日，国家能源局正式下发《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，以及《2019年风电项目建设工作方案》和《2019年光伏发电项目建设工作方案》两份附件，同时，国家能源局新能源司相关负责人还对文件内容做了官方解读。

 

　　说明：本篇报告正文&对政策原文的逐条说明，主要针对本次发布的正式稿与此前征求意见稿的变化、以及对行业板块的边际影响进行点评，更详细的政策解读，请补充参考我们4月12日发布的征求意见稿点评报告《政策落地稳人心，项目开工旺季临》

 

　　评论

 

　　1. 《光伏工作方案》适度保障2019年已并网项目利益，并明确了7月1日为竞价项目申报截止日。

 

　　经历了去年的531行业剧变之后，2019年的光伏政策机制尽管较2018年有较大变化，但自从年初确定了“补贴以收定支、项目全面竞价”的大原则之后，几轮征求意见后的内容均无太大变化，本次正式稿也不例外。

 

　　与4月的征求意见稿相比，本次正式稿内容上的更新主要体现在两点：1）明确了2019年内已并网的项目可以参与今年的补贴额度竞争（同时排除了2018年下半年存量项目参与竞价的可能性），适度保障了今年新建存量项目的利益，我们预计这部分项目以年初以来并网的工商业分布式项目为主，规模约3~4GW；2）明确了地方上报拟新建项目参与全国补贴排序的申报截止日为7月1日（给予一个月时间组织项目申报）。

 

　　2. 《风电工作方案》相对变化较多，主要体现为：加强了对存量已并网/已核准项目的并网和消纳的保障、以及对海上风电项目管理办法的调整，整体上较征求意见稿的表述更为友好。

 

　　在维持“优先推进平价项目建设”的大原则不变的情况下，本次《风电工作方案》的正式稿中，在电力送出和消纳条件的规定部分，相比此前征求意见稿，除了仍然严格要求“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％）”的建设前提条件外，更加突出了对“已并网和已核准在有效期内”风电项目的消纳保障。

 

　　对消纳安排的表述调整，是我们认为本次风电政策正式稿较征求意见稿变化最大的部分，在态度上明显加强了对存量项目的利益保障，避免了新建平价、竞价风电项目大比例侵占存量/在建/已核准项目的并网和消纳空间，对风电开发运营企业在建项目实现预期收益水平起到了较好的保护作用。

 

　　3. 风电、光伏工作方案中均加大了电网企业的参与“戏份”，并反复强调电力消纳与送出。

 

　　我们此前报告中多次提到，随着风电、光伏发电在我国逐步实现发电侧平价，电价补贴和项目经济性对“新增装机量”这项二级市场最为关注指标的影响将逐步减弱，取而代之的，则是随着风光电力渗透率的持续提升，对电网接入和消纳能力的考验。

 

　　2019年作为我国可再生能源电力行业从补贴时代向平价时代过渡的首年，政策制定中已经能够明显感受到能源主管部门对“电网角色重要性提升”这一变化的认知和重视，预计后续仍会有相关配套政策陆续出台。

 

　　4. 对行业板块的影响：随本次政策落地，光伏国内市场将即刻启动，风电“抢装”动力得到一定程度修复。

 

　　光伏方面，随政策落地，除此前已经基本明确0.18元度电补贴（无需竞价）且先建先得的户用项目外，考虑到下半年光伏产品涨价预期强烈，我们预计部分有较大把握能够竞得指标（计划申报电价较低）的项目，也将逐步启动建设，国内市场将即刻启动。但同时，考虑到竞价机制所带来的需求释放与产品价格的“自平衡机制”，我们维持2019年国内新增装机35~40GW的判断，但对于2020年的国内市场，我们较乐观的认为有望达到50GW。

 

　　风电方面，政策正式稿对已核准待建项目的处理态度有明显改善，预计将在一定程度上再次提升风电运营商的“抢装”积极性，市场预期有望得到边际修复。

 

　　投资建议

 

　　维持重点推荐光伏制造龙头：隆基股份、通威股份、信义光能、福莱特玻璃、大全新能源、东方日升、中环股份等；关注风电板块相关标的的预期修复机会：金风科技、明阳智能、天顺风能等。

 

　　风险提示

 

　　竞价项目审批推进速度不及预期，海外需求不及预期，国际贸易环境恶化。

 

　　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。

 

　　【国金电新】证实了我们在此前征求意见稿点评中“2019-2020年仍会有一定规模的风电项目通过竞争性配置方法获得核准”的观点，消除了此前最大的担忧，即并非限制已核准项目建设，而且还是会有一定的增量项目新核准。

 

　　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。

 

　　【国金电新】删除了“经论证确需组织有国家补贴风电项目的地区，省级能源部门报送能源局竞争办法，能源局论证并反馈后开展竞争配置工作”，“项目布局优先向深度贫困、革命老区、边远山区倾斜”这两个条件，适当放宽了风电项目的建设范围，同时提升了竞争配置工作的执行效率。

 

　　（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。

 

　　【国金电新】删除了“并在竞争配置同时承诺项目核准、开工建设和完成并网时间节点”，为企业的开发前期工作减负，避免最终项目竞争配置未获得指标而产生过多的沉没成本损失。

 

　　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。

 

　　【国金电新】此前征求意见稿要求的是地方能源主管部门先提交竞争配置方案交能源局审批，由能源局确认或提出调整意见修改完成后，省级能源主管部门才能正式展开工作，本次正式稿简化了流程，对地方上的竞争配置方案，国家能源局的角色由审核转为监督，但同时新增了“不得设置电价下限”的要求。在提升项目竞争配置效率的同时，确保“竞价”起到应有的效果。

 

　　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。

 

　　【国金电新】强调对合法存量项目消纳保障的前提下，重申对平价项目的并网和消纳优先。

 

　　（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。

 

　　【国金电新】我们认为，这部分内容，是本次风电政策正式稿中最能体现能源局态度变化的部分。按照此前征求意见稿的表述，在建、核准未建项目的高电价项目，其未来的并网和消纳优先级，都要排在平价、竞价项目之后，而本次正式稿文件，对这部分存量/待建项目的合法权益和消纳利益的保障做出了说明（“在满足……消纳基础上”）。此外，对消纳条件还做出了更量化的规定，即：达到保障收购小时数或弃风率小于5％。

 

　　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配置新建项目竞争配置，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。

 

　　【国金电新】明确不调整存量已核准项目电价。

 

　　（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。

 

　　【国金电新】征求意见稿中的规定为“尚在核准期内的，尚未发生实际工程投入的，要与新项目一起竞价，但在竞价中享受一定优先配置权”，正式稿不再强制参与竞价。

 

　　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。

 

　　【国金电新】从征求意见稿要求的“未办齐‘开工前’手续的项目须重新竞价”，修改为“撤销前置条件不齐全项目的核准文件”；此外，征求意见稿要求“2018年度已核准项目，只要不是通过竞争配置方式拿到指标的，都要重新参与竞价”，正式稿修改为“对2018年底前已核准的项目进行梳理”。我们的理解是，不在对2018年之前的海上风电项目进行一刀切管理，而是根据开工条件、建设进度等指标进行逐个项目的梳理。

 

　　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。

 

　　【国金电新】征求意见稿的要求是：地市县推荐项目，并对各种条件做承诺，省级部门监督地市县完成情况，正式稿修改为省级部门直接复核各个项目情况，简化了流程，同时避免地方政府层面产生不必要的非技术成本。

 

　　（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。

 

　　【国金电新】新增条款，明确了电网出具消纳意见的责任。

 

　　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2

 

　　2019年光伏发电项目建设工作方案

 

　　为发挥市场在资源配置中的决定性作用，加速降低度电补贴强度，推进光伏产业健康持续发展，现就做好2019年光伏发电开发建设管理工作有关要求通知如下。

 

　　一、总体思路

 

　　坚持稳中求进总基调，坚持新发展理念，坚持推动高质量发展，坚持推进市场化改革，落实“放管服”改革要求，完善光伏发电建设管理。在光伏发电全面实现无补贴平价上网前，对于不需要国家补贴的光伏发电项目，由地方按《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）规定自行组织建设；对于需要国家补贴的新建光伏发电项目，原则上均应按本通知由市场机制确定项目和实行补贴竞价。

 

　　二、优化国家补贴项目管理

 

　　（一）明确项目类别。自2019年起，对需要国家补贴的新建光伏发电项目分以下五类：（1）光伏扶贫项目，包括已列入国家光伏扶贫目录和国家下达计划的光伏扶贫项目；（2）户用光伏：业主自建的户用自然人分布式光伏项目；（3）普通光伏电站：装机容量6兆瓦及以上的光伏电站；（4）工商业分布式光伏发电项目：就地开发、就近利用且单点并网装机容量小于6兆瓦的户用光伏以外的各类分布式光伏发电项目；（5）国家组织实施的专项工程或示范项目，包括国家明确建设规模的示范省、示范区、示范城市内的光伏发电项目，以及跨省跨区输电通道配套光伏发电项目等。

 

　　（二）实施分类管理。根据国家确定的年度新增项目补贴总额，按照以下原则组织本年度新建光伏发电项目。其中，（1）光伏扶贫项目按国家相关政策执行；（2）户用光伏根据切块的补贴额度确定的年度装机总量和固定补贴标准进行单独管理；（3）除国家有明确政策规定外，普通光伏电站、工商业分布式光伏发电项目以及国家组织实施的专项工程、示范项目（以下简称普通光伏项目），原则上均由地方通过招标等竞争性配置方式组织项目，国家根据补贴额度通过排序确定补贴名单。

 

　　三、户用光伏项目单独管理

 

　　（一）规范户用光伏管理。新建户用光伏应依法依规办理备案等手续，落实各项建设条件，满足质量安全等要求，年度装机总量内的项目以建成并网时间作为补贴计算起点执行固定度电补贴标准。文件发布前已建成并网但未纳入国家补贴范围的项目，可按本通知规定向所在地电网企业申报，经当地备案机关和电网企业联合审核、确认后纳入2019年财政补贴规模并按2019年户用光伏度电补贴标准享受国家补贴政策。

 

　　（二）完善项目申报程序。国家能源局于每年年初发布国家补贴支持的户用光伏年度装机总量。省级电网企业每月10日前对外公布上月新增并网（含新审核确认的文件发布前已建成并网但未纳入国家补贴范围的项目）和当年累计新增并网的户用光伏装机容量及项目名单，并于每月12日前向国家能源局和国家可再生能源信息管理中心报送相关信息，国家能源局于每月15日前对外公布当年截至上月底全国累计新增并网装机容量。当截至上月底的当年累计新增并网装机容量超过当年可安排的新增项目年度装机总量时，当月最后一天为本年度可享受国家补贴政策的户用光伏并网截止时间。

 

　　【国金电新】征求意见稿为“每月15日报送”，正式稿完善为“每月12日报送”并且增加了“对外公布”这个安排，增强了户用项目指标和补贴分配的公正性，由于这种缓冲机制的存在，户用项目的实际安装量将必然超过3.5GW的计划规模。

 

　　四、普通光伏发电国家补贴项目全面实行市场竞争配置

 

　　（一）扩大市场配置范围、实行项目补贴竞价。发挥市场在资源配置中的决定性作用，除光伏扶贫、户用光伏外，其余需要国家补贴的光伏发电项目原则上均须采取招标等竞争性配置方式，通过项目业主申报、竞争排序方式优选确定国家补贴项目及补贴标准。国家补贴资金优先用于补贴需求下降快、能尽快实现平价的项目和地区，充分发挥国家补贴资金支持先进企业和引领光伏平价的作用。

 

　　（二）严格实行竞争性配置。应当进行市场配置的所有光伏发电项目，均由地方通过招标等竞争性方式配置。各省应综合考虑发展规划、当地资源条件、监测预警、市场消纳、建设成本等因素，规范组织竞争性配置。

 

　　省级能源主管部门应按国家政策要求制定本地区统一的竞争性配置资源的工作方案，把预期上网电价作为主要竞争条件，并符合国家光伏发电价格政策规定。竞争配置工作方案要明确技术标准、环境保护、安全质量、建设条件等要求，坚持公开、公平、公正原则，保障充分合理竞争，严禁限价竞争或变相设置中标底线价格。

 

　　（三）明确项目竞争性配置和补贴竞价程序。项目补贴竞价由地方组织申报、国家统一排序。程序主要包括：

 

　　1.省级能源主管部门根据国家安排和相关要求，发布年度拟新建项目名单。

 

　　2.省级能源主管部门按国家政策和本省光伏发电项目竞争配置工作方案组织竞争性配置确定项目业主和预期上网电价，省级电网企业研究提出配套接网工程建设安排。

 

　　3.省级能源主管部门按要求审核汇总后向国家能源局报送申报补贴项目及预期投产时间、上网电价等。普通光伏电站须提供接网消纳、土地落实的支持文件，工商业分布式光伏发电项目须提供土地（场地）落实的支持文件，具体见附件。通知印发前已并网的本年度新建项目须提供电网企业出具的并网时间证明。

 

　　【国金电新】明确了2019年内已并网的项目可以参与今年的补贴额度竞争（实际上同时排除了2018年下半年项目参与今年指标分配的可能），适度保障了今年新建存量项目的利益，我们预计这部分项目以年初以来并网的工商业分布式项目为主，规模约3~4GW，不会对22.5亿的竞价项目补贴规模产生过多的侵占。

 

　　4.国家能源局根据修正后的申报补贴项目上网电价报价由低到高排序遴选纳入补贴范围的项目。修正规则为：

 

　　（1）普通光伏电站和全额上网工商业分布式光伏发电项目：II类资源区修正后的电价=申报电价－0.05元/千瓦时，III类资源区修正后的电价=申报电价－0.15元/千瓦时。

 

　　（2）自发自用、余电上网工商业分布式光伏发电项目：修正后的电价=申报电价－所在省份燃煤标杆电价+0.3元/千瓦时，其中燃煤标杆电价不足0.3元/千瓦时地区的项目，申报电价不进行修正。

 

　　（3）申报电价以0.1厘/千瓦时为最小报价单位。

 

　　修正后上网电价相同的项目根据各项目装机容量从小到大排序，直至入选项目补贴总额达到国家确定的当年新增项目补贴总额限额为止，并对外公布项目名单和各项目补贴标准。

 

　　业主在自有产权建筑物或场地自建光伏发电项目可不进行项目业主竞争配置，工商业屋顶光伏和企业已开展前期工作的项目，经地方政府确认后可不进行项目业主竞争配置，上述项目在业主明确上网电价报价后，均可通过省级能源主管部门申报国家补贴竞价。

 

　　5.项目业主依法依规办理相关手续、进行项目建设，在国家规定期限内建成并网，按申报确认的上网电价享受国家补贴。

 

　　（四）补贴申报和竞价安排。补贴申报和竞价原则上一年组织一次。

 

　　五、有关要求

 

　　（一）严格预警管理。新建光伏发电项目必须符合国家和本地区的相关规划，以及市场环境监测评价等管理要求，严禁“先建先得”。各省级能源主管部门应与当地省级电网企业充分沟通，对所在省级区域光伏发电新增装机容量的接网和消纳条件进行测算论证，有序组织项目建设。监测评价结果为红色的地区，除光伏扶贫项目、已安排建设的平价上网示范项目及通过跨省跨区输电通道外送消纳项目外，原则上不安排新建项目。监测评价结果为橙色的地区，在提出有效措施保障改善市场环境的前提下合理调控新建项目。监测评价结果为绿色的地区，可在落实接网消纳条件的基础上有序推进项目建设。西藏新建光伏发电项目，由自治区按照全部电力电量在区内消纳及监测预警等管理要求自行管理。

 

　　（二）明确建设期限。落实企业投资项目承诺制，列入国家补贴范围的光伏发电项目，应在申报的预计投产时间所在的季度末之前全容量建成并网，逾期未建成并网的，每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时。在申报投产所在季度后两个季度内仍未建成并网的，取消项目补贴资格，并作为各地光伏发电市场环境监测评价和下一年度申报的重要因素。各省级能源主管部门应在竞争配置和项目建设阶段采取适宜方式和切实有效措施，保障项目落实和如期建成并网。电网企业应按照《可再生能源法》和相关文件要求，本着简化流程和提高效率原则，做好光伏发电项目送出工程建设相关工作，保障项目及时并网。

 

　　【国金电新】以上增加的两点都与电网有关，反复强调消纳/送出，表明重视消纳，同时也表现出电网及消纳在光伏风电行业发展中的地位和重要性在提高。

 

　　（三）做好新老政策衔接

 

　　1.列入以往国家建设规模、已开工但未建成并网的光伏发电项目，执行国家相关价格政策，2019年底仍不能全容量建成并网的光伏发电项目（含二期光伏发电领跑基地项目），不再纳入国家补贴范围。

 

　　2.列入以往国家建设规模、未开工的光伏发电项目，已经确定项目业主的，执行国家相关价格政策；尚未确定项目业主的，由地方单独组织竞争配置确定项目业主和上网电价。2020年底仍不能全容量建成并网的光伏发电项目（含二期光伏发电领跑基地项目），不再纳入国家补贴范围。对因红色预警不具备建设条件以及国家另有规定情形的，可以适当放宽建设期限。

 

　　3.国家明确的跨省跨区输电通道配套光伏项目，本通知发布前已按相关规定竞争配置确定项目业主和明确上网电价的，继续执行原有政策；本通知发布前已核准输电通道建设、明确配套光伏装机容量但未明确项目业主和上网电价的，按国家能源局相关要求（另行制定）由地方单独组织竞争配置确定项目业主和上网电价；已明确项目业主但未明确上网电价的，按国家相关价格政策执行。

 

　　4.示范基地等单独竞争配置的项目不进行补贴申报竞争排序，执行各项目竞争确定的上网电价和相应补贴标准。竞争配置项目时应将上网电价作为主要竞争条件，并参考同地区全国补贴竞价情况合理设置竞价上限。国家光伏发电实证基地项目另行规定。

 

　　5.各类示范省、示范区、示范县、示范城市建设的光伏发电项目，已发文下达建设规模的，按已列入以往国家建设规模的相关电价政策执行。

 

　　（四）国家能源局各派出能源监管机构要加强对监管区域电网消纳能力论证、项目竞争配置、电网送出落实、项目并网和消纳等事项的监管。

 

　　六、2019年工作安排

 

　　根据财政部《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》等要求，2019年度安排新建光伏项目补贴预算总额度为30亿元，其中，7.5亿元用于户用光伏（折合350万千瓦）、补贴竞价项目按22.5亿元补贴（不含光伏扶贫）总额组织项目建设，两项合计不突破30亿元预算总额。在全国排序累计补贴总额时，各项目年补贴额为“度电补贴强度×装机容量×年利用小时数”，其中年利用小时数按《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号）规定的最低保障收购年利用小时数计算，未规定最低保障收购年利用小时数的，按II类地区1300、III类地区1100基础小时数计算。

 

　　请各省（区、市）能源主管部门在地方组织竞争配置项目业主、对自愿申报国家补贴项目进行审核等工作基础上，于2019年7月1日（含）前按相关要求将2019年拟新建的补贴竞价项目、申报上网电价及相关信息报送国家能源局，通过国家能源局门户网站（网址：http://www.nea.gov.cn），登录国家可再生能源发电项目信息管理系统填报相关信息，并上传各项支持性文件。

 

　　【国金电新】明确了竞价项目的申报方式和时间节点，考虑到国家能源局层面对项目的排序工作相对简单（采用固定公式计算即可），我们预计从项目申报完毕到最终纳入22.5亿元补贴规模指标的项目名单公布，不会需要太长的时间，而部分“有把握”能够获得指标的项目（计划申报电价较低），可能不一定会等到名单公布才会开工，从而避免下半年组件价格上涨影响项目的可执行性。

 

　　此前发布的有关光伏发电规模管理的文件规定，凡与本通知不一致的，以本通知为准。请各省（区、市）能源主管部门及各有关方面按照上述要求，认真做好光伏发电项目建设管理工作，共同促进光伏产业健康有序、高质量发展。