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吃力不讨好。光热项目的现有价格政策就是发改价格〔2016〕1881号文件，其中提到了： 标杆电价1.15适用于目录中的所有光热示范项目;2018年12月31日前投运的项目执行该标杆电价;2019年以后
国家将适时完善光热发电价格政策。推理过程如下：目前的存量太阳能光热发电项目属于光热示范项目吗?属于，所以标杆电价1.15适用于目前的存量光热项目。2018年12月31日前投运的光热项目执行

的标杆电价的支持下，光热发电装机容量曾一度占全球的1/3，同时也建立起了生产能力，积累了大量的开发、设计、安装、运维等技术知识，至今其相关产业仍在全球光热发电行业占据主导地位。随后中国、阿联酋
;2016年，中国的光热发电示范项目可享有度电0.16美分的标杆电价，大约是2013年西班牙的一半。但是最近，上述国家支持发展光热发电的力度正在逐渐减弱，这其中也包括中国。中国现有光热发电总装机容量为

0.35~0.49元/kWh，已经与燃煤标杆电价相差无几。经过多年的发展，光伏市场竞争力不断增强，第一批不依赖补贴的14.8GW平价项目名单也于2019年5月发布，而第二批项目根据刚刚发布的政策，在今年4
指导价0.29~0.47元/kWh，部分地区已低于所在地燃煤标杆电价。经过多年的发展，风电市场竞争力不断增强，第一批不依赖补贴的4.5GW平价项目名单也于2019年5月发布，而第二批项目根据刚刚发布的政策

退出舞台。尽管如此，在多重政策激励下，光伏发电行业在这几年中仍得到了迅猛的发展。截至2013年底，全国集中式光伏发电累计装机容量达到16317MW，比2010年增长了18倍。 4、上网标杆电价阶段
2011年，我国光伏制造业遭遇欧美双反调查，出口量迅速下降，在严峻形势下，为加大国内光伏产品的需求，推进大型光伏电站建设，我国首次出台上网标杆电价政策，即享受中央财政资金补贴的光伏发电项目，在20年

、脱硝、除尘)的差额。中发9号文出台之后，《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》是首个有关燃煤标杆电价的指导性文件，规定全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约2分钱。其后
，燃煤电厂标杆电价经过调价，但平均价格仍低于新能源资源区的标杆上网电价。因此，新能源企业一方面争取保障小时数，一方面需要争抢市场化交易电量，而市场交易的结果相当于割地求和。当前实际风电、光伏发电利用小时

于市场预期，较好地平衡了业主投资收益和市场装机规模。此外，集中式电站指导电价的上调也充分调动了申报积极性，提升了竞价空间。首轮征求意见稿中，部分地区的指导电价与当地燃煤标杆电价差距过小甚至低于燃煤
标杆电价，此轮上调可以更充分调动业主积极性，广泛吸纳参与主体。国家能源局相关负责人表示，从行业各界的主要意见来看，各方普遍希望2020年光伏电价的相应政策文件能够尽快出台。这将有利于各方具备条件时抓紧

时间内，提供相当可观的降价空间才行。实际上，市场化政策很难提供如此力度的降幅。以广东电量交易最为激烈的2018年来看，年度双边交易降价约8分/千瓦时，也不到上网标杆电价的20%;2019年则明显低于这一
，两类国际经验所代表的市场模式之间存在本质区别。我们不妨结合中国背景来阐释背后的原理。一方面先要了解中国的中长期电量交易的成本基础是什么。中长期交易脱胎于传统的计划电量，而计划电量下的上网标杆电价是

此前发出征求意见稿称：在国家可再生能源补贴电价标准不变的情况下，参照云南水电企业平均撮合成交价作为云南省风电、光伏标杆上网结算电价。这是什么意思呢?按照当时云南的脱硫煤标杆电价，云南的光伏
标杆电价计算方法如下：光伏标杆电价 = 脱硫煤标杆电价 + 国家补贴 0.88元/kWh = 0.3358 + 0.5442 脱硫煤标杆电价 (0.3358元/kWh)由当地电网公司承担，国家补贴

为基础的煤电标杆电价机制，以及保证的小时数。电价波动非常有限。默认的建成了就给足够小时数回收投资的做法已经形成惯性与习惯，对部分所谓专业化调峰机组也一样，往往也给3000小时甚至更高，从而有效的降低
美分/度，比我国大部分省份的煤电标杆电价(需要扣除税比较)要低的多。这种故意的信息误导，我国消费者协会应该有个是否涉嫌欺诈的说法。所以，公众对电价是没有切肤之痛的，但是对于病毒，那种真实与想象中的