燃煤标杆电价

实际光照条件均达到二类资源区水平，且燃煤标杆电价、居民用电价格相对较高，安装户用光伏的收益更理想，预计将占到今年户用市场75-80%装机规模。 此外，有行业专家透露，财政部打算联合发改委、能源局推出

改革启动之初，到此时8个现货试点完成首轮试结算，占比容量近半的煤电以现货或中长期协约的形式，通过不同程度的让利进入了更短更快的市场。随着燃煤标杆电价的取消，以及发用电计划的全面放开，在产能过剩且市场存在
情况，各大发电集团及发电企业，按照成本加微利的原则，测算大用户直供最低交易报价，省电力行协加权平均后公布执行的条款，直接明确了2016年山西省第二批直供电价较上网标杆电价降幅不高于0.02元/千瓦时

家发改委、国家能源局于2012年出台《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》(财建〔2012〕102号)，明确建议风电、光伏项目标杆电价高于所在省区燃煤标杆上网电价的部分由可再生能源电价附加统一解决
绿证成本的基本水平。通过测算，上述三省风电成本电价与当地平价上网电价(即燃煤标杆电价)的差额如上表所示。 其次，从供需总体形势分析，同样基于《2018年度全国可再生能源电力发展监测评价的通知》中相关

，补贴20年。 2、户用光伏项目光伏电站的收益组成(注：不考虑地方补贴的情况) (1)全额上网模式收益： 户用电站总收益=户用光伏电站全电量X(0.08元/kWh+当地燃煤标杆电价) (2
)自发自用、余电上网模式收益(由三部分组成)： ①余电上网的卖电收益=余电上网电量X当地燃煤标杆电价 ②自用电量节省的电费=不装光伏电站的电费-装光伏电站的电费 ③户用光伏电站全电量的国家补贴=光伏电站

的电站 这里主要指2018年之前备案并网、执行标杆电价的存量光伏电站。2016年，组件价格跌破4元/W，2017年又跌破3元/W，降幅较大。随着组件价格不断下滑，在光伏系统造价中的占比也有所下降
项目中，采用光伏组件超配的方案，能大幅提高交流侧电气设备的利用率，从而降低度电成本，提高项目的经济性。 从第二批领跑者项目开始，上网电价不再是固定的标杆电价，而是需要电站投资企业竞价上网。相关企业

政策的设想是，单个项目补贴资金额度根据国家发展改革委核定电价时采用的年利用小时数和补贴年限确定，达到补贴资金额度的项目不再享受国家补贴，但仍可按照燃煤发电上网基准价与电网企业进行结算。但目前仍处在政策
。 电站交易雪上加霜，高效技术、容配比放开受阻 按照目前合理利用小时数的政策设想，只有合理利用小时数之内的电量才可以拿到补贴，之外的多发电量只能拿到相应的脱硫煤标杆电价，这意味着使用高效技术的电站收益将

指导价，已经能够触碰到当地煤电价格的上限。 不仅如此，在青海之外I类资源区，宁夏、甘肃的燃煤标杆电价分别为0.2595元/千瓦时和0.3078元/千瓦时，内蒙古按照蒙西和蒙东燃煤标杆电价分别为

=申报电价-0.05元/千瓦时，III类资源区修正后的电价=申报电价-0.15元/千瓦时。 (2)自发自用、余电上网工商业分布式光伏发电项目：修正后的电价=申报电价-所在省份燃煤标杆电价+0.3元
/千瓦时，其中燃煤标杆电价不足0.3元/千瓦时地区的项目，申报电价不进行修正。 (3)申报电价以0.1厘/千瓦时为最小报价单位。 发改委定价格：0.35、0.4、0.49，0.05，0.08 4月3日

实际情况调整上述标杆电价。之前发布的上述年份新建陆上风电标杆上网电价政策不再执行。光伏发电、陆上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分，由当地省级电网结算;高出部分通过国家
是发钱的日子。 2008年至今 两次批复电价 两次特许权招标 八次发布标杆电价(指导电价) 十个电价文件 十二次电价调整 中国光伏发电上网电价 每kWh 从4元到0.35元 每次

)。 在青海之外I类资源区，宁夏、甘肃的燃煤标杆电价分别为0.2595元/千瓦时和0.3078元/千瓦时，内蒙古按照蒙西和蒙东燃煤标杆电价分别为0.2829元/千瓦时和0.3035元/千瓦时。按照