光伏发电站补贴政策

作为一家以逆变器为核心竞争力的行业龙头，阳光电站正在经历着一场业务突围战。而核心主力军是光伏电站业务部门。这期间，从乙方变为与甲方拼刀刃，考验着阳光电源的领导力、驾驭力，更考验阳光电源的智慧与利益平衡术。

文 / 一山 世纪新能源网

据多位知情人士向世纪新能源网透露，作为光伏逆变器龙头之一的阳光电源已经连续多次失利新能源投资前三的大型集团逆变器集采第一中标人。起因是2019年下半年，阳光电源的电站开发业务部门“截胡了”该集团子公司在北方某项目的开发权，引发双方一线人员激烈矛盾。随后该集团一度暂停其阳光电源所有逆变器等业务合作。而阳光电源相关负责人在接受世纪新能源网采访时表示，该集团利用其自身体量大、规模大，多次在其他项目上要求其退出项目开发权，从而引发双方矛盾升级。

光伏十年发电成本降低90%以上，以逆变器产品为例。早年集中式逆变器单瓦价格可以卖到4-5元，而2020年最新的成交价格已低至0.1元左右，组串逆变器也不高于0.2元。不仅如此，2020年老对手华为先后斩获华能4.3GW组串订单、大唐4.125GW、广核1GW组串订单。上能、锦浪 科技 、固德威等先后登陆资本市场，更让阳光电源在国内逆变器业务上遭遇前所未有的围剿局面。

为应对制造业务的薄利润，越来越多的单一设备企业，希望通过向下游集成获取更高的产品溢价。阳光电源作为其中的代表，电站新业务与下游客户的纷争只是缩影之一，未来阳光电源将走向何方？又有哪些机会和挑战？本文将从阳光电源的营收业绩、产品构成、产业布局探寻阳光电源的变与不变。

阳光电源，毋庸多言的实力光伏企业，其成立于1997年，至今已走过23个春秋。截至目前，其已经成长为全球顶尖的太阳能、风能、储能、电动 汽车 等新能源电源设备的研发、生产、销售和服务为一体的高新技术企业和主要供应商之一。其生产的光伏逆变器、风电变流器、储能系统居行业前列。

2019年，阳光电源将使用多年的公司使命更新为“让人人享用清洁电力”，标志了阳光电源将立足新能源装备业务，加快清洁能源系统集成及投资建设业务发展。阳光电源的电站集成业务模式主要包括EPC和BT两种，收益来源包括逆变器销售、EPC、项目公司股权转让等。

据阳光电源介绍该公司提供的EPC与传统的EPC一建了之不同。光伏电站是非常好的资产，但同时光伏电站也是重资产行业，对于大多数企业来说，投资光伏电站考验期长期的资本运营管理能力。阳光电源为了解决客户的问题，不仅成立了项目前期开发公司、还成立了后期运维公司、漂浮支架公司等，这相当于阳光电源从开发——建设——转让——25年运维行程了全方位保姆服务。解决了投资商以前不仅出钱、还要出力成为行业专家的尴尬局面。这样创新的模式，也应赢得的客户的信赖，据阳光电源公开数据显示，其目前长期合作央企包括三峡、吉电股份，同时也在积极拓展其他合作伙伴。

一、阳光电源2019答卷

• 实现营收130.03亿元，同比增长25.41%，摆脱了“增收不增利”的怪圈

• 电站系统集成业务收入79亿元，同比增长35%

• 逆变器收入39亿元，同比增长7%

• 储能业务5.43亿元，同比增长42%

• 逆变设备出货超1亿千瓦，成为全球首家破“亿”千瓦的逆变器企业

• 发布全球最大功率1500V组串逆变器SG225HX

• 高压逆变项目获得国家重点研发计划专项支持

• 实现磷酸铁锂、三元锂储能系统双箭齐发，累计参与全球储能项目超900个

• 累计开发建设光伏、风力电站超9GW，成为系统集成技术隐形冠军

2019“收入构成”：

品牌影响力：

•2019年全球新能源企业500强，排名前100

•2019年度中国储能产业“最具影响力企业奖”

•2019中国电动 汽车 核心零部件100强

全球销售及服务网络：

• 全球已成立20+分子公司，构建全球销售网络

• 遍布全球50+售后服务网络，实现全球24小时快速响应

• 美国、巴西等多国市占率第一，东南亚地区保持30%以上的市场份额

二、阳光电源的机会（实力）

业绩增加主要是EPC电站业务、储能业务等。

1.EPC电站业务

2019年从年初的第一批平价上网申报到年中的项目竞价企业确定，基本决定了全年的电站投资商市场格局：

2019年第一批平价和竞价项目中主要企业的项目规模（下表）

（上述数据源于“智汇光伏”）

由上述表格可以发现：投资企业共获得8825MW平价上网项目，占第一批平价上网项目总规模的60%；共获得8649MW竞价上网项目，占此次竞价项目总规模的38%；获得项目总容量17.5GW，占第一批平价上网和竞价项目总规模的49%。而阳光电源以2430MW的项目规模成为仅次于国家电投的最大黑马，力压央企中广核，两者之间的竞争亦可见一斑。

最终，阳光电源2019年光伏电站系统集成业务实现收入79亿元，同比增长35.30%。继2018年EPC模式中标的格尔木领跑者基地I标项目和格尔木领跑者基地II标项目并网后，2019年EPC模式中标的天合铜川领跑者基地项目和铜川宜君领跑者基地项目成功并网。阳光电源2018年完成并网的项目1.5G W左右，2019年通过BT或EPC模式承建的并网光伏发电项目在2.5GW左右，国内市场占有率稳步快速提升。

2.储能业务

2019年阳光电源补全了储能产品线，储能产品已涵盖三元和磷酸铁锂两大体系，全面覆盖0.5C到4C的能量型和功率型的应用场景，实现了磷酸铁锂储能系统、三元锂储能系统“双发展”。目前可提供单机功率5~2500kW的储能逆变器、锂电池、能量管理系统等储能核心设备。

同时，阳光电源加大全球储能战略布局，储能系统广泛应用于德国、英国、日本等多个国家，国外业务收入明显增长：在北美，阳光电源仅工商业储能市场份额就超过了15%；在澳洲，通过与分销商的深度合作，阳光电源户用光储系统市占率超10%。

在美国佛罗里达州5MW+1.5MW /3.836MWh大型光伏储能项目中，阳光电源提供的1500V直流耦合光伏+储能系统整体解决方案，实现了中国直流耦合先进技术在美国市场的首次应用。其是继密苏里州1MW/2.2MWh、马萨诸塞州15MW/32MWh、德克萨斯州10MW/42MWh等大型储能项目之后，阳光电源在北美市场取得的又一佳绩。另外，成功签约的马萨诸塞州15MW/32MWh储能项目，成为当地光储样板工程。

此外，阳光电源作为储能系统集成商参与了欧洲最大的电池储能电站英国门迪100MW/100MWh项目；签约英国最大的光储融合项目——34.7MW光伏+27MW/30MWh储能大型项目，其中阳光电源不仅提供全球领先的1500V箱式中压逆变器，还为客户提供最优化的储能一体化解决方案，以及高度集成储能逆变器、锂电池等核心设备；与Smart Power公司合作签约德国30MWh储能调频项目……

在国内市场，60MW/120MWh！阳光电源的储能变流-升压系统一体化解决方案 ，助力湖南电网正式迈入储能时代；青海省首个风电储能项目——青海乌兰55MW/110MWh风储融合项目，阳光电源为其提供涵盖储能变流器及锂电池的集成化系统解决方案；参与国内最大的单体用户侧锂电储能项目——江苏扬子江船厂17MW/38.7MWh用户侧储能项目，阳光电源开启了大规模锂电储能技术在用户侧领域应用的新征程……

截至2019年底，阳光电源累计参与全球重大储能项目超900个，其中光储融合项目已在美国、日本、英国、马尔代夫、澳洲、非洲等国家和区域，以及在中国西藏、青海、甘肃等地区得到深入应用，所有项目运行稳定，零安全事故，在调频调峰、辅助可再生能源并网、微电网、工商业及户用储能等领域积累了大量运行数据和广泛的应用经验。

阳光电源2019年年报显示，公司储能业务继续保持高速增长，实现营业收入5.43亿元，同比增长41.77%。

3.逆变器成绩

2019年阳光电源逆变器出货量17.1GW，同比增长2.4%，其中国内出货量8.1GW，同比下跌31.9%，这与国内光伏装机总量变动趋势基本一致；国外出货量9GW，同比大涨87.5%，快于海外装机总量增长幅度。截至2019年底，阳光电源逆变设备全球累计装机量突破100GW，成为全球首家突破“亿”千瓦的逆变器企业。截止2020年6月，阳光电源逆变器装机突破120GW。

根据，彭博新能源 财经 （BNEF）发布的《2019年全球最具融资价值报告》显示，阳光电源逆变器在融资项目量和可融资性方面均位列全球第一。

Wood Mackenzie公布的全球逆变器市场最新报告显示，2019年全球逆变器的出货量为126.735GW，同比增长18%。华为、阳光电源、SMA成为全球前三大逆变器巨头。

报告显示亚太地区(不包括日本、印度)占2019年全球出货量53%的市场份额，而中国市场出货量为38.477GW，占亚太地区份额的58%。

亚太市场，华为的出货量占比是26%，阳光电源17%，上能电气10%，古瑞瓦特6%，SMA、固德威及特变电工均为5%；

中国市场，华为占比34%，阳光电源21%，上能电气11%，古瑞瓦特、锦浪 科技 、固德威、正泰电源系统闯入前十；

印度市场，华为(市占率20%，第一)、阳光电源(第三)，上能电气、特变电工、古瑞瓦特、锦浪 科技 、固德威等都在列；

欧洲市场达全球市场的21%，华为占31%，古瑞瓦特、阳光电源、固德威、锦浪 科技 紧随其后。

美国市场占全球份额的16%，阳光电源占比18%，正泰占5%，成为美国逆变器竞技场前九位仅存的中国选手。

拉美市场占全球份额的7%。华为占比19%，阳光电源占9%，锦浪 科技 、固德威、古瑞瓦特进入前列。

中东及非洲市场，占全球份额4%。华为占比升到21%，阳光电源占比10%，古瑞瓦特和特变电工也进入了前十。这些新兴市场也是中国逆变器厂家开疆拓土的良好舞台。

三、阳光电源的危机（挑战）

1.与客户抢食导致连锁反应是否还会发生?

PS:争夺与合作并行

随着2020年光伏竞价项目上报时间的截止，目前全国已有内蒙古、贵州、广东、新疆、陕西、河北、宁夏、江西、河南、青海、山东11个省份主管部门或者电网公司明确了该省2020年参与全国竞价光伏项目名单。另外，还有青海、陕西、湖南、辽宁、河北、广东、广西、湖北8省公布了平价光伏项目名单。根据统计，目前公布的名单竞/平价合计超过60GW，辽宁、四川、云南和山西等省份还将有超过5GW的光伏规模等待竞争。从光伏们梳理的部分装机规模较大投资商名单来看，能够入围初步名单的确彰显了一家投资企业的项目开发能力。

（表格数据来源于“光伏们”）

从表单可以看出，TOP 20的企业中，央企与民企的数量基本相当，但在项目规模上仍旧有较大差距。

其中，国家电投、大唐以绝对优势领先，项目开发总规模均超过4GW。紧随其后的电力央企是中广核与华能。而第一梯队中的央企中核集团在光伏电站领域的“野心”不容小觑，其在5月份刚完成3GW的组件集采。

TOP 10中的民营企业梯队由阳光电源、特变电工以及河北国顺新能源担纲。在2019年平价、竞价光伏项目中一跃成为“黑马”的阳光电源在2020年持续发力，以276万千瓦的总规模，位列第四，这也是前五名中唯一一家民企；特变电工作为最大的光伏电站EPC企业，也在今年的资源争夺战中取得了硕果。

第一梯队中，阳光电源、特变电工以及中国能建是典型的光伏电站EPC企业，这些企业开发的光伏电站项目在建成之后大部分仍将转给电力央企或者国企，中国电建、中国能建为代表的设计院系与民营光伏制造企业在光伏电站EPC领域同台竞技。

从此表单还可以看出，在项目开发能力大PK中，民营企业仍具有相当的优势，同时不少民营企业也开始意识到一点——通过与央企、国企合作等形式崭露头角，其中包括隆基、天合光能、东方日升、晶澳等。

有人评价2020年光伏电站开发资源的抢手程度丝毫不亚于最火爆的2017年，对于央企/国企来说，无论是出于清洁能源占比的配额考核还是看好光伏平价的收益率，都或多或少地加大了新能源的投资力度。

而对于民营企业来说，通过项目合作开发获得设备订单以及专区EPC利润可能才是当下较为关键的，但也有部分民营企业意识到光伏平价之后的价值所在，例如林洋能源已在计划自持平价光伏电站，该公司在河北以及安徽市场均获得了不错的业绩。

2.电站业务能否长久支撑业绩增加

曹仁贤：很多人看不上电站业务，实质上这是一个很好的业务。

光伏逆变器是阳光电源的发家业务，也是“命根子”。不过，如今似乎更“偏爱”电站系统集成业务。2012-2013年，逆变器市场刚刚经历一次洗牌，不少国外品牌纷纷退出中国，而国内企业之间的价格战厮杀又扑面而来。不久，国内光伏标杆电价上网政策应运而生，市场快车道开启。

彼时，阳光电源在传统逆变器业务基础上，开始转战电站系统集成业务，一方面扩大逆变器市场份额，与其他竞争对手之间筑起一道屏障。

随后，阳光电源的电站系统集成业务营收开始超过逆变器，一路狂飙突进，并于2019年营收占比突破60%，接近80亿元。事实上，2019年国内光伏市场景气度并不高，全球新增光伏装机30.11GW，同比下滑31.6%。但阳光电源在项目开发上却大举挺进，并于2019年拿下超2400MW的竞价和平价项目，规模位居民企之首。“很多人看不上电站业务，实质上这是一个很好的业务。”曹仁贤曾公开表示。

据了解，阳光电源的电站集成业务模式主要包括EPC和BT两种，但与传统的有有所不同。电站业务收益来源包括逆变器销售、EPC、项目公司股权转让等。曹仁贤认为，把电站作为资产运营出售是行不通的，一定要把它作为一个产品来运营，要制定全生命周期的解决方案，其核心是上游项目开发和下游战略客户的培育，这种商业模式决定了（业务）可持续性。

四、阳光电源的布局（求变）

逆变器毛利减少，竞争激烈，未来主业发展方向？

①全球看好光伏大有未来

光伏发展迅猛，形势喜人，全球能源结构也在加速转型，光伏日渐成为可再生能源的主力军。德国、英国、西班牙等欧洲发达国家，都纷纷提出了停止使用煤电的时间表；中国也提出到2030年，非石化能源的占比要达到20%；但就目前来看，光伏发电占比仍然较小，只占全球发电量的约2%；虽然占比很小，但光伏发电却保持30%的高位增长。这说明世界各国都在看好光伏的发展。

②降本提效依靠 科技 突破

光伏产业链包括上游：硅料的采集，硅片、硅棒、硅锭的生产中游：光伏电池和组件的制作下游：光伏电站系统的集成与运营。现在我国已经形成了完整的光伏产业链，目前行业已到国内光伏企业引领全球技术进步的阶段，同时也越来越趋于市场化驱动。从近年政府发布的政策来看，一方面不断下调标杆上网电价，减少补贴，倒逼企业进行技术研究降低其发电成本；另一方面鼓励企业使用高效产品，如“领跑者”、“超跑者”计划，不断促进行业进行技术创新以提高发电效率。

针对大型地面电站，2019年的巴西圣保罗南美太阳能博览会上，阳光电源展示了1500V降本增效利器——全球单机功率最大的组串式逆变器SG250HX和6.8MW中压逆变一体化解决方案。其中SG250HX拥有12路MPPT，每两个组串一路MPPT设计，有效提升复杂地形电站的发电量整机IP66防护和C5防腐的高防护等级，支持6.3MW方阵设计，带来更低的LCOE，可有效应对南美光伏市场对于成本和效率的严苛要求。

据了解，截止2019年末，阳光电源研发人员占比超过40%，在合肥人均薪酬达到20万元。目前累计获得专利权1,232项，其中发明477件、实用新型655件、外观设计100件。

2019年研发费6.35亿元，同比增长31%，全年新增249项专利权，均系自主研发取得，其中国外专利42件，国内发明专利84项。另有526项新增专利申请，其中国外专利83项、国内发明专利264项。

2019年12月，公司完成阳光云8.0研发设计，业务覆盖光伏、风电、储能等多能综合管理，应用于户用、分布式、扶贫、地面多种电站，构建全场景集成管理方案，结合深度联合分析和AI，进一步提升IV组串在线诊断特性，面向不同市场提供易用友好的监控方案，一键式建站，智能运维，通过GDPR验证测试，系统更安全。可见公司非常重视研发，研发投入全部费用化，并没有通过资本化增加利润，进一步增强了公司的盈利质量。

家庭光伏解决方案目前已成为全球首个荣获德国TÜV认证的户用品牌。据了解，TÜV认证项目专家组对阳光家庭光伏展开的此次系统认证历时半年多，分别从关键设备品质、系统设计、安装流程、培训规范、系统验收、发电量以及收益等全方位进行评估认定。印证了阳光家庭光伏强大而稳定的系统集成以及多发电的尖端特性。

③布局风光储电氢始于足下

阳光电源董事长曹仁贤曾公开表示，到2025年，行业可以实现两件事，第一件是深度的储能融合，第二件事，太阳能制氢。根据曹仁贤的测算，光伏制氢成本在0.15元一度电，大幅度低于太阳能成本。在2019年度业绩报告的未来发展规划方面，阳光电源表示将大力推进风光储电氢协同发展。聚焦风光储电氢主航道，持续构建市场及技术协同竞争优势，打造风光储电氢系统解决方案，实现风光储电氢业务协同增长。

长江证券在阳光电源2020年中报预告点评中表示，上半年阳光电源业绩高于预期，主要原因在于Q2逆变器海外销售放量，带动逆变器业务量利齐升；同时EPC 确认规模及储能业务亦贡献同比增量。根据海关数据，2020 年1-5 月阳光电源实现逆变器出口量6.18GW（含印度工厂），同比增速超50%；出口金额1.89 亿美金，排名全球第一，贡献主要业绩增量。上半年国内市场装机规模预计12-15GW左右，以30%左右市场份额估算，预计公司国内逆变器出货量在3.5-4.5GW左右。整体预计公司上半年逆变器出货总量为10-12GW，较去年上半年7GW 左右增长明显。同时，毛利率较高的海外出货占比快速提升使逆变器业务盈利水平预计同比大幅改善，推动逆变器利润增长。

2019 年竞价项目抢装，电站2020Q2 加速确认。2020Q1 电站因疫情影响确认规模约100MW 左右，2020Q2 去年竞价项目630 抢装，电站加速确认带动上半年EPC 确认规模近1GW，较去年500MW 左右的规模亦实现高增。

储能业务方面，阳光电源表示有望凭借技术协同优势进一步打造风光储电氢系统解决方案，实现风光储电氢业务协同增长，逐步贡献新增量。

氢电领域，2019年7月22日，山西省榆社县政府与合肥阳光新能源 科技 有限公司举行了300MW光伏和50MW制氢综合示范项目签约仪式。2019年9月25日，阳光电源在山西省屯留区吾元镇举行200MW光伏发电项目(一期)开工暨二期500MW光伏制氢项目签约仪式。2019年10月20日，阳光电源与中国科学院大连化学物理研究所在合肥签订制氢产业化战略合作协议，成立“PEM电解制氢技术联合实验室”。

进入2020年8月，阳光电源与白城市签约1GW“风光储氢”智慧能源综合利用示范项目。项目主要建设300MW风电、700MW光伏、200MW氢能和100MW/200MWh储能系统。

曹仁贤表示，阳光电源将大力推进风光储电氢协同发展，聚焦风光储电氢主航道，持续构建市场及技术协同竞争优势，打造风光储电氢系统解决方案，实现风光储电氢业务协同增长。但对于阳光电源而言，在新能源制氢领域2020仅有一座500kW规模氢能发电站并网运行，风光大规模制氢仍需等待技术试验和成熟。

展望未来，一个多元化的阳光电源正在形成。不论是逆变器、EPC、储能亦或是氢能的相关产业，都是阳光电源重点布局方向。在其业务开疆拓土之初也必然会有各种矛盾与利益交织，能够支撑企业最大营收的业务也必然拥有更多的话语权，但正如阳光电源接受媒体采访时多次强调立足新能源装备制造的基石永远不会改变。而这场突围战，更可能是持久战。

7月19日，河北张家口人民政府发布的《张家口市可再生能源示范区项目筛选工作方案》指出，张家口可再生能源示范区自2015年7月获国务院批准设立起，先后推出了《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》、《可再生能源示范区建设行动计划（2015－2017年）》等一系列规划或指导文件，规划到2020年，风电装机规模达到1300万千瓦，光伏发电规模达到600万千瓦。近几年张家口市结合示范区定位及相关规划先后推动了张家口风电基地三期、张家口光伏廊道的规划建设。

截至2017年底，张家口市风电已安排规模为1627万千瓦，已超出2020年规划目标（1300万千瓦）；光伏发电已安排规模为435万千瓦，距离2020年规划目标（600万千瓦）还有一定空间。

以下为原文！

一、工作背景

张家口市位于我国“三北”地区交汇处，是“一带一路”中蒙俄经济走廊重要节点城市，是京津冀地区重要的生态涵养区和规划的新能源基地之一。依托张家口的独特优势开展可再生能源应用综合示范，对引领可再生能源创新发展，推动能源革命，促进经济落后地区转型升级，推进生态文明建设具有重要意义。

为贯彻落实《京津冀协同发展规划纲要》要求，确保完成《张家口可再生能源示范区发展规划》主要任务，尽快将张家口市可再生能源示范区（以下简称“示范区”）打造成深化能源体制机制改革和推动能源消费革命的标杆区、京津冀协同发展的窗口区、河北省绿色发展的先导区，为河北乃至全国能源体制改革积累经验，提供示范，以“技术先进、模式创新、绿色示范”为目标，坚持“统筹协调，优中选优”的基本原则，在统筹考虑示范区可再生能源发电项目消纳能力的情况下，建立适用于示范区的可再生能源发电项目筛选及运行监测评估机制，充分做好示范区可再生能源发电项目的管理，促进示范区顺利实施，特制定本工作方案。

二、基本情况

张家口可再生能源示范区自2015年7月获国务院批准设立起，先后推出了《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》、《可再生能源示范区建设行动计划（2015－2017年）》等一系列规划或指导文件，规划到2020年，风电装机规模达到1300万千瓦，光伏发电规模达到600万千瓦。近几年张家口市结合示范区定位及相关规划先后推动了张家口风电基地三期、张家口光伏廊道的规划建设。

截至2017年底，张家口市风电已安排规模为1627万千瓦，已超出2020年规划目标（1300万千瓦）；光伏发电已安排规模为435万千瓦，距离2020年规划目标（600万千瓦）还有一定空间。

张家口可再生能源建设已取得巨大成就，但随着大气污染防治行动计划的全面实施及电源结构性矛盾的加剧，地方推动新能源产业发展的动力与电网消纳能力的矛盾日益凸显，成为示范区可再生能源的进一步发展需重点关注要素。当前，做好可再生能源电源项目建设和并网友好协调发展，以及推动技术进步是促进张家口市可再生能源产业健康发展的当务之急。一方面应着力提高可再生能源项目自身技术先进性和经济竞争性，另一方面应加快协调解决可再生能源项目并网消纳和送出问题。

三、工作目标

根据《能源局综合司关于做好张家口可再生能源示范区项目建设管理有关工作的通知》（国能综通新能〔2018〕54号）的要求，结合张家口市可再生能源发展基本情况及示范区2020年规划目标，开展示范区可再生能源发电项目筛选工作。本次项目筛选工作将在不超过示范区2020年光伏规划目标的前提下，以《河北省发展和改革委员会关于呈报张家口市可再生能源示范区推进示范工程建设实施方案的请示》（冀发改能源〔2017〕552号）所申报的20个示范工程项目、基于百兆瓦压缩空气储能系统的综合能源应用示范项目及涿鹿县可脱网运行的100％可再生能源多能互补黄帝城示范小镇项目为基础，对具备接入条件的项目，综合项目已开展前期工作深度、技术与产业先进性、项目创新性及示范性等因素进行筛选排序，并结合《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》规划目标及电网相关规划，合理确定可实施项目及其开发规模、开发时序，提出示范区可再生能源发电项目实施方案。在明确示范区建设和运行监测评估机制后，有序推进示范区可再生能源发电项目的建设，提高示范区可再生能源利用水平。

四、工作原则

（一）公平竞争、项目优选

建立示范区可再生能源发电项目筛选体系，营造比学赶超的市场化竞争氛围。针对各能源品种特性，采用技术类和经济类等筛选指标，纵向分类，横向比较，评判项目前期工作深度、工程设计方案、技术先进程度、项目方案合理性、成本效益，遴选出一批技术先进、成本优化的示范项目，促进科技创新成果转化，发挥市场在资源配置中的决定性作用。

（二）创新驱动、维度升级

建立强调技术创新、模式创新、体制机制创新的筛选方法，在筛选过程中，不仅考虑单体项目的技术可行性和经济合理性；同时，应从先进技术引领、绿色转型示范、京津冀能源协同发展等多维度评判项目先进性、创新性和示范性，提升可再生能源发展质量。

（三）规划引领、分步实施

根据《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》，规划期为2015—2030 年，其中近期为2015—2020 年，2020年可再生能源建设规模达到2000万千瓦，本筛选方案暂适用于近期2018—2020 年新建项目筛选工作。

五、工作程序

（一）筛选主体

在《河北省发展和改革委员会关于呈报张家口市可再生能源示范区推进示范工程建设实施方案的请示》（冀发改能源〔2017〕552号）所申报的20个示范工程项目、基于百兆瓦压缩空气储能系统的综合能源应用示范项目及涿鹿县可脱网运行的100％可再生能源多能互补黄帝城示范小镇项目中，对国网冀北电力有限公司在《国网冀北电力有限公司关于对张家口市可再生能源示范区示范项目电网接入系统条件的复函》、《国网冀北电力有限公司关于对张家口市可再生能源示范区新增示范项目电网接入系统条件确认的复函》、《国网冀北电力有限公司关于支持张家口市涿鹿县可脱网运行的100％可再生能源多能互补黄帝城示范小镇建设的复函》中确认的13个项目进行筛选排序。项目清单见附件。

（二）筛选工作流程

确认项目筛选工作方案→公开发布筛选文件→企业编制并递交申报材料→项目筛选排序→确定实施方案。各步骤依次为：

1． 确认项目筛选工作方案

河北省发展改革委确认项目筛选工作方案，并将确认的项目筛选工作方案报备能源局。此外，由张家口市发展改革委在张家口市人民政府网站对项目筛选工作方案予以发布，水电总院予以转发。

2． 公开发布筛选文件

水电总院根据河北省发展改革委确认的项目筛选工作方案，研究编制包括申报资格、评分标准、申报企业须知、资料格式等要求的项目筛选文件。由张家口发展改革委在张家口市人民政府网站发布项目筛选公告，水电总院予以转发，具备申报资格的企业可向水电总院报名，购买项目筛选文件，参与项目筛选。

3． 企业编制并递交申报材料

申报企业应按筛选文件要求编制对应项目申报文件，在指定时间和地点递交申报文件。具体申报文件递交要求将在递交申报文件前另行通知。

4． 项目筛选排序

项目筛选排序工作自企业递交申报文件截止后开始。筛选排序具体分为两个阶段，第一阶段为合格性评审，第二阶段为详细评审。

（1）合格性评审

合格性评审主要审核申报项目是否在筛选项目清单中、各申报投资企业递交的材料是否完整。

（2）详细评审

通过合格性评审的申报项目由专家根据评分标准进行客观评分并排序。

5． 确定实施方案

结合《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》规划目标、电网相关规划，以及张家口市可再生能源电力送出和消纳方案，依据专家筛选排序结果，由张家口市发展改革委提出项目实施方案，报河北省发展改革委审定后，由河北省发展改革委公示（网址：www．hbdrc．gov．cn），公示时间为5天。公众如对公示内容有异议，需在公示期间以实名书面写明事实依据和理由，反馈河北省发展改革委。实施方案确定后由河北省发展改革委报备能源局。

六、项目筛选标准

（一）项目基本要求

结合《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》及《河北省发展和改革委员会关于呈报张家口市可再生能源示范区推进示范工程建设实施的请示》，按照“先进性、创新性、示范性”的原则，本次示范工程项目应满足以下条件：

1． 申报企业应与具备筛选资格项目清单中的开发业主相对应，且不得变更。开发业主为联合体的，应明确各方权益比例，同时需有绝对控股方（业绩按权益考核），联合体入选后按申报权益比例注册合资公司，合资比例不得调整。

2．申报企业应承诺项目整个建设经营期不得进行变更和转让。

3．申报企业应承诺按照“先进性、创新性、示范性”的原则，严格按照项目建设方案有关工程技术指标实施项目建设，做好项目验收和运行工作，并接受相关方的监督和检查。

4．项目已开展土地利用、林地、环保、压矿、文物等颠覆性因素排查，不得位于基本农田、生态红线范围、自然保护区和规定其他不允许建设的范围。对于已取得相关职能部门支持性文件的优先考虑。

5．入选项目应承诺按照示范区可再生能源发电项目实施方案的时间及规模要求如期开展工作。对于未能如期开展工作的企业，取消其规模配置，此外该企业不得参与后续张家口市的可再生能源项目竞争或优选工作。

6．入选项目中涉及的风电建设规模，在2020年前建成的，按平价上网安排；在2020年后建成的，届时根据可安排建设规模统筹安排。

水电水利规划设计总院：按照河北省发展改革委的要求，提出项目筛选工作方案，公平公正地组织开展示范区项目筛选工作，并配合做好实施方案。

八、工作要求

1．公平公正。各参与组织项目筛选的人员要认真学习领会项目筛选有关文件要求，坚持竞争配置资源，不搞区别对待，对所有市场主体一视同仁、公平对待。

2．严格规范。在组织申报和筛选的各个环节，坚决做到政策严、操作严、纪律严、执行严和要求严。全部参与项目筛选排序人员接受监督，遵守廉政和保密要求。

九、时间安排

2018年7月20日前，公开项目筛选工作方案；7月25日前，张家口市发展改革委、水电水利规划设计总院发布项目筛选文件； 8月10日企业申报材料提交截止；8月15日前，完成项目筛选排序工作；8月20日前，张家口市发展改革委提出项目实施方案意见，并报送请示文件；8月25日前，河北省发展改革委审定项目实施方案，并在省发改委网站公示，公示时间为5天；8月31日前，下达张家口市示范区项目实施方案。

2020年3月10日，国家能源局发布文件《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，明确了2020年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为15亿元。其中：5亿元用于户用光伏，补贴竞价项目（包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目）按10亿元补贴总额组织项目建设。即是户用补贴总额为5亿元，工商业与地面竞价项目位10亿元。

2020年4月2日，国家发改委共同发布权威文件，明确说明里2020年光伏补贴政策。明确到：纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。即是，户用电站每发一度电的补贴是0.08元。

由这两个政策可以得出，2020年的户用补贴规模为：

按照户用光伏总补贴额度5亿元、年利用小时数1000小时和国家有关价格政策测算，并按照50万千瓦区间向下取整确定。

当户用光伏度电补贴强度为每千瓦时0.08元时，5亿元÷1000小时÷0.08元/千瓦时=625万千瓦。向下取整为600万千瓦。即6GW。即是2020年可纳入补贴的容量为6GW。

根据国家能源局的解读，2020年纳入规模的户用项目为：2020年1月1日~并网截止日。需要重点强调是：国家不允许提前抢户用指标，先建先得的行为。

光伏发电国家有补贴吗？补贴标准是多少？

有补贴。分布式电价补贴标准为每干瓦时0.42元（含税，下同），光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。

光伏扶贫一年补贴多少

根据最新的政策2018年光伏扶贫（不超过0.5MW），补贴维持2017年的标准，分布式维持0.42元/kwh。

2020年光伏补贴多少？

答案是暂不确定。

由于发改委价格司第二次征求意见之后，暂定户用补贴0.08元/千瓦时，参会各方基本没有反对意见。

大家认为户用补贴0.08元/千瓦时是大概率的结果。

有很多人问到：国家能源局的政策征求意见稿早在2019年12月底就发下来了，为什么到现在还没有明确补贴电价?

我们先了解财政部、发改委价格司和国家能源局三个主管部门，到底如何分工的:

1、财政部(管补贴的钱有多少)，确定本年度光伏项目补贴金额的计划。

2020年，财政部一共给了15亿补贴的总盘子，其中5亿户用，剩下的10个亿用作工商业和地面竞价项目。

2、发改委价格司(管补贴价格政策制定)，确定每年的补贴强度。现在只有征求意见稿。

在2019年时，户用光伏补贴0.18元/kWh，工商业光伏0.1元/kWh为上限参与全国竞价。

3、国家能源局(管怎么花钱和制定规则)，一般来说，国家能源局在收到财政部给的总补贴盘子，发改委价格司给的补贴强度政策，综合后制定年度的管理方案。

国家能源局在解读中表示：为了方便后续项目的及时开展，避免因价格政策未出台影响2020年整体光伏发电工作开展进度，先行下发相关管理政策。

法律依据：《中华人民共和国可再生能源法》第五条规定，国务院能源主管部门对全国可再生能源的开发利用实施统一管理。国务院有关部门在各自职责范围内负责有关的可再生能源开发利用管理工作。

没有免费的。遵循公平、公正原则，经委托国家可再生能源信息管理中心对各省能源主管部门审核申报项目进行复核、竞价排序，拟将河北、内蒙古等15个省（区、市）和新疆生产建设兵团的434个项目纳入2020年国家竞价补贴范围。

主要优势：

总装机容量2596.7208万千瓦，其中普通光伏电站295个、装机容量2562.874万千瓦，工商业分布式光伏发电项目139个、装机容量33.8468万千瓦。

具体名单在国家能源局网站上予以公布。各项目按要求建成并网后依政策纳入国家竞价补贴范围，享受国家补贴。鼓励未纳入竞价补贴范围的申报项目在企业自愿的基础上转为平价上网项目。

电网新政为光伏行业注入活力

国家电网公司规定，从2012年11月1日起，对适用范围内的分布式光伏发电项目提供系统接入方案制订、并网检测、调试等全过程服务，不收取费用。同时，对分布式光伏发电项目所发的富余电量，国家电网公司将按照有关政策全额收购。

全国工商联新能源商会秘书长曾少军表示，国家电网在此时出台促进分布式光伏发电并网的政策，表明了政府支持光伏产业发展的态度，给困境中的我国光伏企业带来了信心。各地电网公司已正式受理分布式光伏发电并网申请。

业界忧虑光伏并网政策执行力

国家电网公司承诺全部并网流程办理周期约为45个工作日。“在这一政策出台后，相关企业就会采取行动找电网企业申请并网，在这一过程中，政策是不是贯彻下来了，并网是否依然碰壁，这些都还需要继续盯下去。”南昌大学太阳能光伏学院院长周浪说。

同时，国家电网公司还规定，电网企业在关口电能计量装置安装完成后，10个工作日内组织并网验收及并网调试，验收标准按国家有关规定执行。

对此，业内人士表示：“目前，国家针对光伏发电项目已出台了设计标准和施工标准，但对并网验收却没有明确的标准。国家电网公司声称根据国家相关标准验收，但是到底什么标准，现在还说不清楚。”

国家电网在政策中提出要变以往的装机补贴为度电补贴。曾少军表示，这一调整有利于分布式光伏发电发展，但在具体结算方法上还不尽合理。“按照政策，我们上、下网电量将分开结算，光伏发电业主给电网卖电的电价和从电网买电的电价不同，这显然是不合理的。”

应尽快出台配套政策完善运作模式

针对上述问题，业内人士认为，国家应该尽快出台相关配套政策，确保国家电网公司关于促进分布式光伏发电并网的政策能够执行到位，并建立起完善的商业化运作模式。

国家能源局于2013年11月26日发布有效期为3年的《光伏发电运营监管暂行办法》，规定电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目的上网电量，明确了能源主管部门及其派出机构对于光伏发电并网运营的各项监管责任，光伏发电项目运营主体和电网企业应当承担的责任，从而推进光伏发电并网有序进行。正文如下：

《光伏发电运营监管暂行办法》

第一章 总则

第一条 为加强监管，切实保障光伏发电系统有效运行，优化能源供应方式，促进节能减排，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》等法律法规和国家有关规定，制定本办法。

第二条 本办法适用于并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目。

第三条 国务院能源主管部门及其派出机构依照本办法对光伏发电项目的并网、运行、交易、信息披露等进行监管。

任何单位和个人发现违反本办法和国家有关规定的行为,可以向国务院能源主管部门及其派出机构投诉和举报，国务院能源主管部门及其派出机构应依法处理。

第四条 光伏发电项目运营主体和电网企业应当遵守电力业务许可制度，依法开展光伏发电相关业务，并接受国务院能源主管部门及其派出机构的监管。

第二章 监管内容

第五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目运营主体和电网企业电力许可制度执行情况实施监管。

除按规定实施电力业务许可豁免的光伏发电项目外，其他并网光伏发电项目运营主体应当申领电力业务许可证。持证经营主体应当保持许可条件，许可事项或登记事项发生变化的，应当按规定办理变更手续。

第六条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电能质量情况实施监管。

光伏发电并网点的电能质量应符合国家标准，确保电网可靠运行。

第七条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电配套电网建设情况实施监管。

接入公共电网的光伏发电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的光伏发电项目，接入系统工程由项目运营主体投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。

第八条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网服务情况实施监管。

电网企业应当按照积极服务、简洁高效的原则，建立和完善光伏电站项目接网服务流程，并提供并网办理流程说明、相关政策解释、并网工作进度查询以及配合并网调试和验收等服务。

电网企业应当为分布式光伏发电接入提供便利条件，在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，按照“一口对外”的原则，简化办理程序。

电网企业对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。

第九条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网环节的时限情况实施监管。

光伏电站项目并网环节时限按照国家能源局有关规定执行。

分布式光伏发电项目，电网企业自受理并网申请之日起25个工作日内向项目业主提供接入系统方案；自项目业主确认接入系统方案起5个工作日内，提供接入电网意见函，项目业主据此开展项目备案和工程设计等后续工作；自受理并网验收及并网调试申请起10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主按照要求签署购售电合同和并网协议；自关口电能计量装置安装完成后10个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行，验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，电网企业应向项目业主提出解决方案。

第十条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目购售电合同和并网协议签订、执行和备案情况实施监管。

电网企业应与光伏电站项目运营主体签订购售电合同和并网调度协议，合同和协议签订应当符合国家有关规定，并在合同和协议签订10个工作日内向国务院能源主管部门派出机构备案。光伏电站购售电合同和并网调度协议范本，国务院能源主管部门将会同国家工商行政管理部门另行制定。

电网企业应按照有关规定及时与分布式光伏发电项目运营主体签订并网协议和购售电合同。

第十一条 国务院能源主管部门及其派出机构对电力调度机构优先调度光伏发电的情况实施监管。

电力调度机构应当按照国家有关可再生能源发电上网规定，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制光伏发电出力。

本办法所称危及电网安全稳定的情形，应由国务院能源主管部门及其派出机构组织认定。

光伏发电项目运营主体应当遵守发电厂并网运行管理有关规定，服从调度指挥、执行调度命令。

第十二条 国务院能源主管部门及其派出机构对电网企业收购光伏发电电量的情况实施监管。

电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内光伏发电项目的上网电量。因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形，未能全额收购的，电网企业应当及时将未能全额上网的时间、原因等信息书面告知光伏发电项目运营主体，并报国务院能源主管部门派出机构备案。

第十三条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网运行维护情况实施监管。

并网光伏电站项目运营主体负责光伏电站场址内集电线路和升压站的运行、维护和管理，电网企业负责光伏电站配套电力送出工程和公共电网的运行、维护和管理。电网企业安排电网设备检修应尽量不影响并网光伏电站送出能力，并提前三个月书面通知并网光伏电站项目运营主体。

分布式光伏发电项目运营主体可以在电网企业的指导下，负责光伏发电设备的运行、维护和项目管理。

第十四条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电量和上网电量计量情况实施监管。

光伏电站项目上网电量计量点原则上设置在产权分界点处，对项目上网电量进行计量。电网企业负责定期进行检测校表，装置配置和检测应满足国家和行业有关电量计量技术标准和规定。

电网企业对分布式光伏发电项目应安装两套计量装置，对全部发电量、上网电量分别计量。

第十五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电电费结算情况实施监管。

光伏发电项目电费结算按照有关规定执行。以自然人为运营主体的，电网企业应尽量简化程序，提供便捷的结算服务。

第十六条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电补贴发放情况实施监管。

电网企业应按照国家核定的补贴标准，及时、足额转付补贴资金。

第三章 监管措施

第十七条 国务院能源主管部门派出机构与省级能源主管部门应当加强光伏发电项目管理和监管信息共享，形成有机协作、分工负责的工作机制。

第十八条 电网企业应向所在地区的国务院能源主管部门派出机构按季度报送以下信息：

1．光伏发电项目并网接入情况，包括接入电压等级、接入容量、并网接入时间等。

2．光伏发电项目并网交易情况，包括发电量、自用电量、上网电量、网购电量等。

3．光伏电站项目并网运行过程中遇到的重要问题等。

并网光伏电站运营主体应根据产业监测和质量监督等相关规定，定期将运行信息上报，并对发生的事故及重要问题及时向所在省（市）的国务院能源主管部门派出机构报告。

国务院能源主管部门及其派出机构根据履行监管职责的需要，可以要求光伏发电运营主体和电网企业报送与监管事项相关的其他文件、资料。

第十九条 国务院能源主管部门及其派出机构可采取下列措施进行现场检查：

1．进入并网光伏电站和电网企业进行检查；

2．询问光伏发电项目和调度机构工作人员，要求其对有关检查事项作出说明；

3．查阅、复制与检查事项有关的文件、资料，对可能被转移、隐匿、损毁的文件、资料予以封存；

4．对检查中发现的违法行为，有权当场予以纠正或者要求限期改正。

第二十条 光伏发电项目运营主体与电网企业就并网无法达成协议，影响电力交易正常进行的，国务院能源主管部门及其派出机构应当进行协调；经协调仍不能达成协议的，由国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定予以裁决。

电网企业和光伏发电项目运营主体因履行合同等发生争议，可以向国务院能源主管部门及其派出机构申请调解。

第二十一条 国务院能源主管部门及其派出机构可以向社会公开全国光伏发电运营情况、电力企业对国家有关可再生能源政策、规定的执行情况等。

第二十二条 电网企业和光伏发电项目运营主体违反本办法规定，国务院能源主管部门及其派出机构可依照《中华人民共和国可再生能源法》和《电力监管条例》等追究其相关责任。

电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成光伏发电项目运营主体经济损失的，应当按照《中华人民共和国可再生能源法》的规定承担赔偿责任。

第四章 附则

第二十三条 本办法由国家能源局负责解释，各派出机构可根据本地实际情况拟定监管实施细则。

第二十四条 本办法自发布之日起施行，有效期为3年。