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发展重点 (一)再生能源配额将逐步替代财政补贴近期，相关部委为光伏行业的消纳、补贴问题，提出了发电权现货交易、可再生能源配额制、绿证等进一步解决办法，表明政府对新能源行业的支持态度。今年7月
还指出在确保供电安全的前提下，完善和创新交易规则，推进规划内的风电、太阳能发电等可再生能源在保障利用小时数之外参与直接交易、替代火电发电权交易及跨省跨区现货交易试点等，通过积极参与市场化交易，增加

。总体而言，通过通知可以发现，在以下几个方面表现优异的基地获得奖励的概率更大。 1、电价较基地所在地区标杆电价降幅大的基地获得奖励的可能性最高; 2、在领跑项目过程中，按要求控制土地、接网成本，未给
年底和2019年上半年之前全部建成并网发电。而根据《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31号)，每期领跑基地控制规模为800万千瓦。如此算来，第三期领跑者基地的

严格落实要求、按期投产且验收合格的基地，在后续领跑基地竞争优选中给予优先考虑或适当加分。其中，较标杆电价降幅最大的3个应用领跑基地奖励等量规模接续建设，建设速度快的应用领跑基地还可以同时申报下期基地
新兴产业。随着第四批领跑项目和可再生能源配额制的出台，加之行业本身步入高质量发展阶段以及消纳问题的改善，光伏将拥有更为广阔的发展空间。

近年来光伏发电快速发展，成本亦获得大幅下降，发展至今已经消除了与传统能源发电成本在量级上的差别。随着成本价格的下降，度电补贴亦逐年发生变化。 2018年6月后，国内集中式光伏电站按照标杆电价平均
，国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶博士在一次报告中表示：2019年，平均度电补贴强度具备了加速调整的条件，应降本去补贴进程加快的需求，相关政策体系也将加快完善。其中，明后两年值得期待的政策

临近岁末，又到了许多业内朋友开始四处打探明年政策动向的时间。这几乎已成了中国光伏企业年底时的一项固定工作，也让各消息灵通人士有了大显神通的机会。所打听的问题其实变化不大，不外乎就是标杆电价
，国家能源局综合司8月30日批复山东东营某无补贴试点项目时有更清晰的表述：对此类不需要国家补贴的项目，各地可按照国家有关可再生能源政策，结合电力市场化改革，在落实土地和电网接纳条件的前提下自行组织实施

期限为15年至25年不等，我国可再生能源标杆电价的执行期限一般为20年，购电协议或电价政策执行期限带来的国内外成本差距相对较小。二是贷款利率。贷款利率对项目成本影响较大，墨西哥、阿联酋、阿根廷以及
通过招标机制确定电价已成为国际可再生能源定价的趋势，并带动了风、光等已实现规模化、商业化应用的可再生能源成本和电价的大幅度下降。本文总结了近两年国内外风电、太阳能发电招标定价机制的实施进展情况

补贴高价电源。给省内不同电源发钱的是省网。 3、新能源补贴属于二次分配。由于可再生能源装机起步于三北地区，且诸如新疆、内蒙等都属于电力输出省份，本省需求不足，无法实现高价电源的省内平衡，需要通过
://www.sohu.com/a/79349224_131990 http://news.bjx.com.cn/html/20181126/944245.shtml 1、燃煤标杆电价 为推进电价市场化改革

可再生能源发展十三五规划实施的指导意见》，2017-2020年期间，我国将每年安排领跑基地项目800万千瓦，由国家能源局统一组织竞争优选确定。自531新政发布后，领跑者是第一批将会发布的有补贴的
光伏项目，对于所有的光伏从业者来说，今年的领跑者项目批复情况更加值得关注。据报道，第三批领跑者基地在申报时便已经在标杆电价的基础上降低10%作为入门门槛，产业技术的迭代升级更使得近年来领跑者的竞标价格

。一、火电的补贴每年足额发放，从不拖欠! 什么!火电还有补贴? 当然有，而且比可再生能源补贴高很多! 而且，火电的补贴直接加到电价中，与电价一起一次性发放，不需要再单独申请。按装脱硫
/kWh发电量(可再生能源附加只有1.9分/kWh用电量)。根据国家财政部2012年~2016年公布的财政决算数据中《全国政府性基金支出决算表》，2012年~2016年，我国的可再生能源补贴的发放金额与

地区实现平价上网有些困难，但是在某些地区或者领域实现平价应该不难。什么是平价?那就是不要补贴。实际上，目前发电侧做不到平价上网，不要补贴的话现在脱硫电价全国平均4毛钱，而当前三类地区的标杆电价都高于4毛
。例如，补贴拖欠算是相对容易解决的问题。到今年年底，我国可再生能源补贴拖欠预计达到1500亿。如果需要政府下决心解决，就比较好解决;弃光限电损害了电站收益，变相增加了光伏的成本，不利于光伏实现平价上网

随着年底的临近，关于光伏的各项政策也即将陆续出台，地面指标、分布式指标、标杆电价、光伏扶贫、领跑者这几个关键词将构成2019年光伏市场的主旋律。根据往年政策惯性以及遗留指标，结合112座谈会
，我们推测其指标将会下发至2019年，其量大约在5GW左右。 5、个别省份的示范项目指标，以河北省张家口可再生能源示范项目为例，其要求2019年并网的光伏指标约为1.65G左右，后续安排了1.95GW

过程中，在成本允许的范围内向电网缴纳一定的过网费就可以进行。项目电价是是市场化的电价，并不是通常所说的平价或是标杆电价。项目之所以能够得到国家能源局的批复，很重要的原因就是因为选择了异质结这样的
可再生能源的政策。第二是电力市场改革。第三是落实土地消纳条件，就是发售电电价土地消纳条件。这个是国家能源局的批复，这个批复其实是对各省都适用的。总结起来，土地、电价、消纳缺一不可。所以，尽管国家批复

给可再生能源企业带来比上网标杆电价超额的收益，但只有生产且消纳的可再生能源电量才计入配额产生绿证，也就是说弃风弃光的电量不计算在内。积极的参与可再生能源电力交易，与售电公司与电力交易机构展开合作或自行寻找大的电力消费者，提前布局，无疑能减少弃光弃风的损失。

，分布式装机指标仅安排10GW，并下调光伏上网标杆电价和分布式度电补贴。自此以后，我国国内的光伏电站建设全面放缓。与此同时，一些光伏厂商也同步开启了限产减员、兜售电站资产、谋求转型等自保措施，以应对
急刹车，一方面与整个行业产能过剩有关，另一方面则与可再生能补贴缺口不断扩大有着紧密联系。数据显示，目前我国可再生能源补贴资金缺口已达到1100亿元。业内人士预测，随着可再生能源装机规模的提升，资金