标杆电价下调

，会议决定，抓住当前燃煤发电市场化交易电量已占约50%、电价明显低于标杆上网电价的时机，对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，从明年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为基准价
+上下浮动的市场化机制。 与此同时，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定，但明年暂不

。 不过光伏平价一方面对标燃煤发电标杆电价，另一方面，若燃煤发电标杆电价下调，其同样面临平价下调的压力。9月26日，国务院常务会议明确，从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价

一、应用领跑者完成历史使命 2015年，我国开展第一批领跑者项目试点，仅大同一个基地，总规模为1GW;此次，中标项目采用了标杆电价，评标时并未采用竞争电价。 2016年，开展第二批领跑者项目，共
8个基地，总规模为5.5GW。除了张家口0.5GW之外，其他5GW均采用招标的方式，而投标电价是决定中标与否的最关键因素。应用领跑者开始了倒逼全行业电价下调的历史使命。 2017年，开展第三批应用

浙江省历史上缺电问题突出，为吸引投资一度制定了较高的标杆电价。本次调价前，浙江省煤电标杆电价为0.415元/千瓦时，而与之相邻的江苏、安徽标杆电价分别仅为0.391元/千瓦时、0.384元/千瓦时

系统电压频率和电能质量带来相应的影响。这是出台一些相关的光伏和风电厂电网发电的考核细则。 这里主要有几点：光伏标杆上网电价下调，新能源发电不稳定，对电网造成冲击，以及夜间用户用电较少，而且风力发电

出售给电网企业。其中高出当地脱硫煤火电机组上网标杆电价的差额部分来取全网分摊的办法对电网企业进行回补，光伏标杆电价越低，补贴越低。 光伏标杆电价下调历史 光伏发电标杆上网电价的制定始于2011年7月

、地面电站电价改为指导电价 地面电站电价从标杆电价改为指导电价，价格下调0.1-0.15元/kwh，二类地区补贴依赖上限最低。已有指标项目在2019年7月1日(含)之后并网执行新电价，或将带动存量已
核准未并网项目630抢装。本次《通知》表示光伏地面电站电价从标杆电价改为指导电价，参与竞争性配置的地面电站上网电价不得超过指导电价。本次I类、II类、III类资源区电价分别为0.40、0.45

。除了部分已经开工的项目，新开工项目要在12月31日前并网是非常紧张的。中间一旦有什么意外，比如阻工、某个手续办理拖延等，都会造成工程无法如期并网。 而一旦未如期并网，将面临电价下调。项目的收益
全国大约40%的电力是通过市场化交易开展的。显然，这一比例会逐渐增加。当全面市场化交易之后，可能就再没有脱硫煤标杆电价的提法了! 根据多家新能源电力企业反应，参与市场化竞争，大约会带来电价5~6分

/年的速度下调。 2018年初，I类资源区标杆上网电价已降至0.55元/度 (含税)，Ⅱ类资源区0.65元/度 (含税)， III类资源区0.75元/度(含税)。5月31日，国家发改委、财政部
、能源局三部委联合发出《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号)文件(以下简称531)，在18年电价的基础上统一再次将上网电价下调了0.05元/度，进一步加速了光伏上网

元/年的速度下调。 2018年初，I类资源区标杆上网电价已降至0.55元/度 (含税)，Ⅱ类资源区0.65元/度 (含税)， III类资源区0.75元/度(含税)。5月31日，国家发改委
、财政部、能源局三部委联合发出《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号)文件(以下简称531)，在18年电价的基础上统一再次将上网电价下调了0.05元/度，进一步加速了光伏上网