煤电标杆电价

达到要求。因此，大规模分布式项目的投资应该更加谨慎。 事实上，全部自用项目的比例并不算高，余电上网是目前最主要的并网形式。王淑娟以70%自用、30%按煤电标杆电价上网为例，计算了各地分布式项目收益

有多大? 自2011年7月，国家给出第一次标杆电价以来，电价已经下调了4次，如下图所示。 图1：光伏标杆电价历年下调情况 目前并网的项目，大多数执行的是2017年底之前的电价。 2017
~0.75元/kWh，自发自用分布式的应该是0.42元/kWh。 按照2017年的标杆电价(最低补贴强度)计算，则三类资源区中，地面电站、全额上网分布式平均补贴强度为0.505元/kWh;自发自用分布式

千瓦时2.44卢比(约合人民币0.24元)，再创新低。相关人员表示，该项目主要位于拉贾斯坦邦，太阳辐照强烈，土地价格低廉，电价比燃煤发电低30%以上。如果放弃低价清洁的光伏，转而使用高价、高污染的煤电
还很大。 最后，中国企业不可避免地会产生损失。2012年欧美双反发生后，国家能源局及时出台标杆电价政策，鼓励开拓国内应用市场，帮助一批企业渡过难关。然而，印度这一贸易保护措施出台的时间极为巧妙，刚好在

，白条现金流风险太大;担保主体没有如此规模现金流的差额补足能力。 全额上网分布式：仅能以脱硫煤电价评估价值 案例二：河北省某地3兆瓦项目 1、项目特点： 2018年5月31号之前完成并网验收，签定
;项目规模小，担保主体有差额补足能力。 可见，考虑到未来补贴很难到位的预期，金融机构开始以最坏的打算，以脱硫标杆电价对项目的价值进行评估。 自发自用、余电上网分布式：由不屑一顾变宠儿 案例三

开始的号角。 必须承认，过去管制的标杆电价体系无法跟上实际的风电光伏的成本变化动态，有些时候存在着过度激励。但是，这种调整是否属于超调，无疑是仁者见仁智者见智。 这种情景下，光伏行业不受补贴强度下跌
可行性与入网方面同时陷入停滞。 理论上，一个电源是否具有竞争力，永远是跟自身的市场价值(也就是避免的成本)相比而言的。在一个电源普遍过剩的环境下，额外的新增机组避免的成本很低(要大大低于煤电的流动成本

推算出的，与燃煤电价并无直接关系，但目前每个省都捆绑了燃煤电价，难道未来当煤电发电量为零的时候还要捆绑着燃煤电价吗?为什么光伏一定要与燃煤电价捆绑成所谓的标杆电价和平价呢?这种与煤电电价捆绑式定价是不公平

。2018年青海格尔木光伏发电应用领跑者基地中标的上网电价为0.31元/千瓦时，已低于当地0.32元/千瓦时的煤电上网标杆电价。可见，在我国西部等太阳能资源富聚区，当电站建设的非技术成本被严格限定时，平价上网

发电装机 8988 万千瓦，均创历年新高;新增水电装机 1287 万千瓦;新增煤电装机 3855 万千瓦，同比减少 142 万千瓦。 2017 年全国全口径发电量 6.42 万亿千瓦时、同比
》，将全国分为四类风能资源区，风电标杆电价分别为每千瓦时 0.51 元、0.54 元、0.58 元和 0.61 元。在高电价刺激下，2009 年我国风电装机容量增长了 9GW，同比升幅达到 92%。但