在2月份的新增装机中，750kW光伏系统容量为287.3MW。
否则，我们会看到(太阳能)项目调试和运营活动出现重大延误。电力需求已经下降了10%以上。
我们也希望放贷者在印度储备银行(RBI)的指导下能够采取宽容态度，并为借款人提供偿债灵活性。尽管似乎无法避免延迟项目调试，但开发商也可能面临付款延迟或Discom的付款被冻结的情况，这是由于电力需求下降而导致收入下降。在接受pv magazine采访时，Bridge to India董事总经理维纳伊鲁斯塔吉表示:不幸的是，现在还不能确定对该行业的影响，因为到处都是混乱状态。更重要的是，电力需求持续低迷会产生多米诺骨牌效应，电力需求在一段较长时间内(比如2-3个月或更长的时间内)下降将对DISCOM的财务状况造成影响，从而影响他们向发电厂的付款，届时Discom可能会面临贷款机构违约。这意味着，由于冠状病毒导致的供应链中断而错过合同义务最后期限的太阳能项目开发商可以援引不可抗力条款来避免财务处罚。
尽管随着中国恢复生产进口发货已逐渐恢复，但现在人们的注意力主要集中在印度国内的情况上。由于印度各地的商业和工业部门关闭，导致电力需求下降，Discom的收入受到了打击。所以政府应当做的事情，是尽快建立和完善这些相应的市场收益机制，而不是吊起补贴优先兑付、新增项目规模这样的胡萝卜。
在财政补贴逐步削减的大前提下，绿证交易对光热发电行业肯定是一个利好，但要做到光热行业真正从绿证机制中受益，除了配额制以外，我建议： 1)扩大允许申领绿证的项目范围，目前只有纳入国家可再生能源电价附加补贴目录的陆上风电、地面集中式光伏电站项目可以申请绿证，这样相当于剥夺了光热项目通过绿证收入替代财政补贴的机会，因此应当将绿证项目范围扩展到涵盖所有投运的光热项目，这样光热项目才有可能享受得到绿证带来的好处，特别是对将来不再享受中央财政补贴的光热项目;2)取消绿证挂牌价格的上下限，完全应由市场来确定交易价格;3)考虑按照峰谷时段制定不同的绿证种类，而不是按照目前的发电类型来分类，因为峰谷时段反映的思想是同量不同质的市场供求关系变化，与市场化改革的大方向相一致的。财政部将商有关部门公布年度新增补贴总额。有了这个数，可能会堵死一部分项目想通过扩充规模而多发电、多申领财政补贴的路子，但从另一方面来看，对于那些达不到这个数的项目来说，是可以多优化配置、多提升运行水平，更好地向这个目标靠拢。为什么要提消纳?因为弃风、弃光。
根据国外经验，电力交易市场中的峰谷电价区间在0.5~3倍的基准水平范围波动是常见的事情。各省级发改、财政、能源部门要加强对本地区非水可再生能源的管理，结合实际制定发展规划。
所以说无论是哪种情况，不需要给出什么支持政策，政府只要好好地把相关的市场收益机制建立和完善起来，通过这些市场机制承接原有财政补贴的收益，原有项目才有可能考虑是否自愿转为平价项目，这样财政补贴的负担才有可能减轻。2022年开始，光热项目不再享受1.15的电价，它会与其它可再生能源项目一起，竞争入选每年新增补贴范围的名额，没入选的就走市场定价的路子。第(十)条，说的是新能源项目如何实现融资。既然政府是这个历史转折的主要推手，作为甩掉财政补贴包袱的代价，主管部门应当尽快着手建立和完善替代财政补贴的相关市场收益机制，前面提到的绿证是一个，而以下是另一个机制电力现货交易市场，这也是5年前国内启动的新电改的目标。
第(七)条说的是以后所有的可再生能源项目，无论是不是享受财政补贴，都要自行到管理平台上填报申请信息，这符合当今网络化办事的便捷流程。电力现货交易市场，说白了就是类似股票公开报价交易市场，里面的股票就是针对当天的、第二天的不同时段及实时的电力商品，供求双方实时报价并被撮合交易，所以这是完全由市场定价的电力交易机制，它反映的是同量不同质的市场供求关系变化对电价的影响。4)电力现货交易市场是弥补原财政补贴的另一种市场收益机制，电价完全由市场公开报价确定，设有奖罚分明的严格规则，并对已享受财政补贴的项目进入交易市场作出合理限制或进行收益扣减。今年初，财政部、国家发改委、国家能源局三部委联合下发了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》(财建[2020]4号)，光热行业同仁看了之后是哀鸿遍野，觉得前途一片灰暗。
光热项目充分发挥自身的技术优势，利用不同时段的交易电价，实现收益最大化，真正通过市场实现项目的盈利。(六)通过竞争性方式配置新增项目。
四、加强组织领导促进非水可再生能源高质量发展是推动能源战略转型、加快生态文明建设的重要内容，各有关方面要采取有力措施，全面实施预算绩效管理，保障各项政策实施效果。所以，这一点不应把它理解为海上风电、光热项目已被排除在将来可再生能源年度补贴总额的范围之外，而是说新增的海上风电、光热项目不会自动地、单独地纳入中央财政补贴范围，它们会与光伏、陆上风电、生物质项目一样，要么一起接受筛选作为年度新增补贴总额范围内的待选项目，要么就一起平价上网。
因此，我们应当抓紧时间，尽快启动建设这些存量项目。3)对于转向市场收益的光热项目，绿证是弥补一部分原财政补贴的一种市场收益机制。此外，在建立电力现货交易市场机制时，我建议： 1)制定奖罚分明的规则，对于寡信失约的供应商，应有严厉的罚则;对于诚信守约的供应商，应考虑奖励，譬如给予交易成交费用的不同折扣;2)对于已享受财政补贴的项目，应当限制进入电力现货交易市场，或从实际成交的电力价格中，扣除重复的部分收益。新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准(备案)并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。鼓励金融机构按照市场化原则对于符合规划并纳入补贴清单的发电项目，合理安排信贷资金规模，切实解决企业合规新能源项目融资问题。
对于光热项目来讲，技术水平高这一点比较容易达成，但补贴强度低、退坡幅度大这两点尚且需要业内人士的共同努力。从国家层面来看，要控制的是补贴资金的总量，简单地来讲，就是不管补给谁、补多少，总的钱数不能超过某个总规模数字。
光热项目的现有价格政策就是发改价格〔2016〕1881号文件，其中提到了：标杆电价1.15适用于目录中的所有光热示范项目;2018年12月31日前投运的项目执行该标杆电价;2019年以后国家将适时完善光热发电价格政策。自2021年1月1日起，实行配额制下的绿色电力证书交易(以下简称绿证)，同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模，并通过多种市场化方式推广绿证交易。
事实上，兑付进度滞后的症结不在于电网企业，而在于中央财政补贴拨付资金的速度。逐一细读体会如下：一、完善现行补贴方式(一)以收定支，合理确定新增补贴项目规模。
所以，我们应向政府提出以下建议：应尽力缩短补贴资金的拨付周期，改为按半年、或按季度拨付，以切实减轻项目业主的现金流压力，其实这也是变相降低项目融资成本。这部分的补贴是在财政预算中的，就看你有没有本事拿全了。这就造成了绿证卖家热情高涨、买家态度冷淡的尴尬局面，也是绿证交易市场饱受诟病的焦点之一。(三)全面推行绿色电力证书交易。
第(四)条提到了价格退坡机制，覆盖了光伏、陆上风电、工商业分布式光伏三种电站，但并未提及光热项目和海上风电，这与我们在第(一)点的分析是互相印证的：政府压根就没想着现在就给光热项目出台个退坡电价，那我们干嘛还要催着政府做这件事情呢?没有新的价格政策，那就一切按原有价格政策来执行就是了。到了光伏、风电无法多发的晚高峰时段，就重新让燃煤机组增加出力，把出力顶上去。
为什么要弃风、弃光?因为无法调度调峰。(八)明确补贴兑付主体责任。
国家发改委和能源局要做的事情呢，就是要确定补给谁、补多少。这是一个老大难问题，其实这也不能全怪金融机构，毕竟国内的商业性金融机构也是遵循市场风险规律办事，首先它们习惯了只向国有企业提供无抵押贷款授信的做法，因为历史经验证明这是风险最低的;其次之前固定的存贷款基准利率市场给予了它们足够安逸的生活，固步自封不思进取，不愿意冒风险去接受新事物，开拓新业务。
因此，这需要整个金融行业的改革。落实配额制、扩大绿证覆盖范围、完全市场定价，是光热项目能够切实从绿证交易受益的关键。这个峰谷电价差价，能够为包括光热项目在内的所有调峰电源，或者其它所有储能电站带来盈利的机会。电网企业依法依规收购可再生能源发电量，及时兑付电价，收购电价(可再生能源发电上网电价)超出常规能源发电平均上网电价的部分，中央财政按照既定的规则与电网企业进行结算。
这里插一句，光伏、风电的短时出力预测技术，是可以减少对电网的冲击，让电网能够提前一些对间歇性有所准备，但出力预测不是电力调度，因为它说到底还是一种被动发电的播报，无法通过主动控制的方式来响应电网的发电要求。因为谁都清楚，对于财政补贴的项目，没有补贴的尽早到位，还本付息是实现不了的。
这里还提到了电网企业根据原则，确定并公开项目清单，与第(一)条结合理解，就是要确定每年哪些具体项目会入选新增补贴总额，具体操作起来可能是财政部确定当年补贴的总规模，国家发改委、能源局确定分配给每一种类型的可再生能源项目补贴规模，譬如风能xx亿，太阳能xx亿，生物质能xx亿，而最后哪些具体项目能够入选，审批权限则下放到电网企业，也就是上头定规模，电网定项目。这种权力下放的原因，一方面当然是可以减轻国家中央部委的工作量，另一方面应该是考虑到电网企业会更清楚电网中负荷调配的具体需求，从而更合理地选择各种类型的可再生能源配比，力图解决可再生能源的消纳问题，因为消纳是目前可再生能源最突出的问题。
国家发展改革委、国家能源局在不超过年度补贴总额范围内，合理确定各类需补贴的可再生能源发电项目新增装机规模，并及早向社会公布，引导行业稳定发展。根据可再生能源发展规划、补助资金年度增收水平等情况，合理确定补助资金当年支持新增项目种类和规模。
评论留言