市场化光伏项目

企业，在获得光伏项目的审批或备案手续后，因缺乏足够的资金或技术，需引入实力雄厚的第三方共同合作开发项目。 但由于相关政策的不明确和实践中否定性的窗口指导意见，使交易结构复杂、成本高，也增加了合格
、鼓励光伏市场的正常交易，促进光伏业持续健康发展。 05关于深化分布式发电市场化交易试点工作的提案 近年来，我国分布式光伏电站新增装机容量不断攀升，2017年装机容量高达19.4GW，同比增长3.7

1.3-1.4容配比，由于政策及能监局限制超配，因此一般考虑1.05-1.1容配比。从2019年下半年的平价项目开始，光伏项目普遍都在考虑提高容配比。 容配比松绑：来自补贴、电网、弃光的挑战 显然，不论是
上述相关风险，在即将面对全面市场化的前提下，光伏行业不能一味的打口水仗要求电网予以支持，无论是调峰还是弃光，电网都很难做出让步，所以光伏企业必须想办法从技术层面加以解决。 针对补贴核算问题，业界

1.3-1.4容配比，由于政策及能监局限制超配，因此一般考虑1.05-1.1容配比。从2019年下半年的平价项目开始，光伏项目普遍都在考虑提高容配比。 容配比松绑：来自补贴、电网、弃光的挑战 显然，不论是
面对上述相关风险，在即将面对全面市场化的前提下，光伏行业不能一味的打口水仗要求电网予以支持，无论是调峰还是弃光，电网都很难做出让步，所以光伏企业必须想办法从技术层面加以解决。 针对补贴核算问题

关键时期。以正泰集团为例，10多年前在宁夏的光伏项目上网电价是1.15元/千瓦时。现在到沙特阿拉伯招投标，一度电的上网电价只需1.6美分，折合人民币0.12元/千瓦时，比火电更便宜。随着技术不断进步
保障消纳，南存辉还提出破除全额保障性收购制度落实堵点的建议。他指出，个别省份暂未达到国家规定的最低保障收购年利用小时数，且存在以低于国家有关政策明确的电价水平收购的情况;部分地方政府以市场化交易

按照市场化交易出清结果结算。2019年所有光伏电站的平均结算电价不足0.19元/千瓦时，而今年过去的这几个月的平均结算电价甚至都不足0.16元/千瓦时! 在这家深耕青海新能源市场多年的企业看来，2020年
，也许是个好消息可能省下来更多的补贴额度，让更多的光伏项目进入竞价补贴名单。众所周知，因青海以0.2277元/度作为光伏结算电价，所以正常来说，青海的项目所需补贴额度非常大。但从此次开标电价来看，即便以

。 部分地方政府以市场化交易名义，变相压低保障利用小时数。2019年底，某省《2020年度省调发电企业发电量调控目标预案(征求意见稿)》，提出光伏机组安排900小时，执行基准电价之外的电量全部参与
市场交易。这个保障水平远低于国家规定的全额收购最低保障性小时数(1400/1100小时)。 南存辉指出，当前实际风电、光伏发电利用小时数中，大部分电量属于低价市场化交易，参与市场交易实际上是牺牲降低

充足的风光资源，甘肃将光伏扶贫作为脱贫攻坚的重要抓手，确保脱贫攻坚由一次输血实现了向长效造血转变。截至2019年底，十三五第一批、第二批扶贫光伏项目全部并网，累计并网容量84.44万千瓦，惠及贫困户
，国网甘肃省电力公司通过市场化手段，科学调度资源，引导用户在新能源大发时段多用电，达到促进新能源消纳的目的，让用户改变用电习惯、转变观念，从不调峰到要调峰。 高载能用户参与电网调峰，可以达到促进

随着210mm大硅片技术的应用，单块组件功率已经突破500W，并实现量产，对降低BOS成本、提高光伏项目收益起到了重要作用。 但500W显然不是组件效率的上限。从各家企业公开的信息看，目前500W
异质结组件价格，从而降低系统度电成本，提升竞争力。 众所周知，目前PERC电池仍是各家企业扩产的主体，那么，PERC技术是否有可能形成技术锁定、阻碍其他技术实现市场化突破?对此，三峡资本研究咨询部投资总监郑

分布式发电市场化交易规则(试行)》，不仅让隔墙售电再次成为电力市场关注的焦点，也标志着国内首个省级分布式发电市场化交易规范性文件的正式诞生。隔墙售电政策允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给周边的
，户用分布式项目仅次于光伏扶贫项目之后，可见国家对于分布式光伏项目还是非常看重的。 成本优势 能源资源与电力负荷分布的不均衡决定了我国长期以来都采用西电东送的送电形式。但在电网建设已经基本成熟的当

。 文件明确，由于光伏发电利用率低于全区平均水平，阿勒泰、塔城、阿克苏、喀什、和田、克州等6个地区2020年暂不安排新增光伏项目(疆电外送配套项目及户用光伏除外)，存量有补贴已开工项目
在未落实消纳市场前暂缓建设。 此外，文件还要求要积极组织新能源企业参与电力市场化交易和储能设施建设，继续推进南疆光伏储能和新能源汇集站集中式储能试点项目的建设;对于有困难的新能源企业要做好减负脱困