电价标杆

科技进步极大程度降低了可再生能源成本，另外我国也支持煤炭清洁化发展。我国光伏与风电的固定电价往往高于煤电的标杆电价，差额部分通过可再生能源附加的形式进行弥补。值得注意的是，我国终端可再生能源附加征费基本未发
能源转型呈现出不同的特征。例如德国通过财政补贴等方式激励可再生能源大规模发展，同时将补贴通过终端电价进行疏导，推高了整个社会用能成本。美国通过技术进步使大规模、廉价开采页岩气成为可能，天然气一直在蚕食煤炭

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

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
，发电企业月度竞价让利较标杆电价降低超多0.1元/千瓦时;当长协让利不断拉低发电企业降价4分的心理预期时，省内发电企业只能眼睁睁的看着售电公司赚得盘满钵满，同时还要填补用户越来越大的胃口。 用户

164个规模26万千瓦。 2020年，位列三类资源区的广东省光伏上网指导价为0.49元/千瓦时，脱硫煤标杆电价0.453元/千瓦时，这意味着广东普通光伏电站竞价项目电价可降空间仅0.037元/千瓦时
发电小时数为1100小时，若保证8%的收益率测算，当项目造价为4元/瓦时，电价为0.437元/千瓦时;若造价为0.35元/千瓦时，则电价约为0.41元/千瓦时。而平价项目盈利，则造价须须低于4.5元

，企业通过绿证交易获得收入替代财政补贴。这意味着对于风电、光伏产业而言，执行了近十年的标杆上网电价+可再生能源电价附加政策体系将逐步退出历史舞台，风电、光伏即将全面进入绿证时代。 在即将到来的绿证时代

，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

增长趋势，但受光伏标杆电价下降的影响，公司新建光伏发电项目上网电价较以前年度有所下降，导致光伏发电项目平均上网电价有所下滑。 值得注意的是，三峡新能源近几年的应收账款规模呈快速增长状态。根据财报
的实施，对普通光伏电站及分布式光伏项目建设规模均进行了限制，并进一步下调了光伏电站标杆上网电价。多数光伏企业受到较大影响，甚至出现业绩大幅亏损。 2019年以来，国家发改委、国家能源局陆续发布《关于

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

元，成为我国商业光伏电站的开端。 2013年，国家发改委发布关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知，实行分区标杆上网电价政策，并根据年等效利用小时数将全国划分为三类太阳能资源区。其中年等效
利用小时数大于1600小时为一类资源区，1400-1600小时之间为二类资源区，1200-1400小时之间为三类资源区。 2018年，光伏电价共降低两次，其中令整个行业为之一颤的531政策将标杆电价和

保障收购小时数并不是一个概念。光伏們了解到，价格制定部门在核定每年光伏标杆上网电价时一般以1100、1350、1600作为三类资源的年利用小时数边界。 某100MW光伏电站：两种补贴方案收益差距可达8
。 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