2、发债解决补贴问题：电网公司发债解决对政策影响最小，如果用政策性银行发债，需要调整政策，耗时更长。
3、平价后制约因素：主要是收益率问题。即便2025年达到20%的非化石能源消费目标，全国的非水可再生能源占比也才18-19%，部分地区超25%左右，电力系统是可以支撑的。
一、政策介绍
政策整体评价：政策力度合适，有利于行业发展。
财政部春节前发的4号文是非常重要的文件，涉及补助资金的管理问题及操作细则问题，补贴目录的机制变化、补贴品种的调整、存量项目补贴发放等等问题，4号文都有总领性描述。特别是以收定支、开源节流、目录项目清单、政策协调等等问题都在4号文提出了，另外新增项目补贴不拖欠、预算化管理、今天的小时数，4号文都有说明。但是针对项目层面，4号文对于合理利用小时数只是说按照规定核准的全部机组完成并网，同时经审批的项目要按照合理利用小时数来核定中央的财政补贴。文件补充说明中已经提出：单个项目的合理利用小时数按照核定电价时年度利用小时数和补贴年限来确定，在今天打补丁的政策中，第一次明确风光应当拿20年补贴，生物质拿15年补贴。关于今天的补充文件，在文件开头已经把政策意义目的进行了充分的交代，促进高质量发展。4号文明确了结算规则，合理利用小时数从这一文件落实。从合理利用小时数变成全寿命周期小时数的原因是在于，可选方案有对年度合理利用小时数设定上限，但是最终从操作性和合理性上看，从保障发电企业的合理收益来看，全寿命周期小时数更好。
细则上，第一，不管是4号文还是今天的426号文，合理利用小时数直接采用发改委核定固定电价时采用的小时数，这次的总全寿命周期小时数就是当时测算电价时所使用的年度利用小时数*年限得出的，按照年化计算的是电价小时数，并不是新制定的，所以这次没增没减。第二，通过明确全生命周期合理利用小时数以内的全部电量都能拿到补贴，这次对项目补贴会不会打折、是不是交易了就没有补贴、拿多少补贴、什么样的项目有补贴、补贴资金如何发放都明确了。第三，项目层面上，明确了项目应收的补贴资金规模，对于财政主管部门来说，杜绝不合理补贴资金的支出，利于后续解决存量补贴欠款问题。第四，本文件说的是补贴项目多少电量可以拿补贴，与交易保障性小时数无关。第五，只针对有补贴项目，不存在因为平价项目用了新技术在有限资源条件下多发电而对其多拿绿证造成影响。第六，如果核查后发现申报和实际容量不符的，将按照2倍不符差额扣除补贴。第七，小时数和年限不管谁先到要求就停止国补。第八，过去几年发展中的领跑者、参与全国竞价这些项目有一些成本压力，所以在政策中考虑了10%的利用小时数增量。
根据各类可再生能源年限可以大致得出，风电1800-2400小时的年度利用小时数，光伏1100-1600小时的年度利用小时数，海风2600小时的年度利用小时数，海风偏低主要是因为2014年可研是按照此标准测算出的8毛5的电价，现在看小时数低，说明当时制定的电价高。
二、问答环节
政策解读问题：
1、如果有些利用小时数低的地区，20年里面没用完发电小时数，后续电量怎么规定？
如果20年内没达到全生命周期小时数，剩下的不享有补贴，可以参与市场化交易。这一政策出台后，我个人认为有利于后运维市场的技改，因为一旦全寿命周期小时数确定了，存量项目发电没到20年的时候，可以进行技改提升发电量，这对于新上设备如何延用原有补贴政策给了个参照。
2、风光的合理利用小时数设定有无偏向？
没有偏向，直接用的原来测算电价所使用的小时数。之前价格司的文件是按照价格水平进行描述，未描述测算边界，但事实上我们一直采用的这一边界进行测算。
3、保障小时数和全生命周期利用小时数有无区别？
今天的全生命周期利用小时数是只要发电就能拿到补贴，直到拿完补贴。而2016年的全额保障收购小时数，这是决定一年内有多少能拿到煤电标杆电价，剩下的参与市场化交易。可再生能源电价分为两部分，一个是煤电标杆电价，可以直接从电网拿，另一部分是补贴资金，如果超出保障小时数以后只能参与电力市场交易，价格一般会比煤电标杆价格低。
4、发电小时数超标准的多不多？
实际上存在超出这一标准的项目，理论上占比不高，但是个别风电开发企业利用小时数会比较高，是会有些影响的。
5、平价后全额收购小时数是否受政策影响？
平价项目无补贴，跟这个政策无关。
6、目前实际的一二三类资源区与利用小时数平均值是否有较大差异？
目前采用的全生命周期利用小时数不是按照实际利用情况调整的，而是按照当时测算时设定的小时数得出的。如果设定小时数高，则度电价格就会低，利用小时数与度电价格是此消彼长的关系，对收益率不影响。
7、新建的风电光伏项目哪个会更受益？
都是平价项目，与该政策无关。
8、这一政策对存量项目有无影响？
针对所有有补贴的存量项目，只要需要国家补贴，都受这个政策覆盖。
光伏问题：
容配比有其合理性，如果按照原有光伏建设规则导则，确实没把容配比放在很高的位置，后续随领跑者项目的实际使用，可以看出容配比确实是可以降低LCOE的一个手段。但是由于在实际合规运行中很多项目打着增加容配比的名义做着套取非合理补贴资金的事情。当然也不会一竿子打死容配比，新的规则允许容配比存在，因为对存量光伏项目一一核查不现实，所以按照现在全生命周期利用小时数以及核定容量来支付补贴资金避免了去核查容配比的问题，并且可以封死与实际不符或者套取补贴的项目。
10、19和20年有10%的奖励，是在合理利用小时数1600小时以外，还是在一二类区定义以外的？这一奖励目的是为了让竞价项目能够继续做完吗？
原来风光建设完拿标杆电价，2019年补贴采取以收定支原则，部分光伏项目采取了先进技术比如双玻和跟踪，通过增加电量降低LCOE，给予奖励主要是考虑当时的竞价条件基础。对于这一奖励的基数，我认为比如光伏一类地区全生命周期利用小时数是32000小时，该地区的领跑者项目是32000*1.1小时的合理利用小时数。
11、光伏电站可以通过技改增加发电量以更好享受补贴吗？
政策制定过程中已经进行了充分的讨论，比如政策能否更好促进后运维市场，比如风电场技改推进的土地、发电许可证等问题，比如如果发电还没到20年，替代的新技术如何享有原有补贴的问题，如果按容量1：1替代显然不公平，但是不管如何技改替代，只要能把剩下的补贴拿完，就能解决补贴延续性的问题。另外，对于光伏项目，如果一类地区发电20年还没发到32000小时，那么不能拿补贴，但是如果不退役，还可以拿煤电价格或者交易价格。
12、对于明年之后新增的光伏项目没有影响，可以通过双面等技术合理放大收益？
不阻碍新技术应用，发电越多越受益。
风电问题：
13、海风目前很多项目利用小时数在3000小时以上，制定2600小时的规定会不会对明年装机量有负面影响？
海风2600小时是2014年按照江苏海风可研测算的。明年不会影响，因为如果能拿到8毛5的国补，任何理性投资者都会投资，即使预期收益率会降低。
14、海风项目国补退出后，广东是按照发电量补还是按照主机的出厂容量补？
广东的战略性新兴产业规划里面我没看到。退补问题主要指的是2021年之后发出的电量，超出煤电标杆电价（4毛5）的部分国家不补贴，由地方补贴，另外不是给出货量补贴，而是给开发企业的电价补贴。
15、早期在好的资源区建了风电场，占了较好的土地和地形，如果本来发电小时数就能超过2400小时/年，技改后多发出的电就不能享受补贴？
如果超过2400小时了，改不改的必要性不大。发到3600小时以后可以走平价，不需要再想着少量的补贴。
16、北京风电宣言提出未来十年每年新增风电装机50-60GW，您怎么看这一数字与十四五目前规划数字的关系？
我本人也是风电行业的从业者，这么多企业家一致认为风电有大的发展，一方面显示了大家的信心，另一方面说明大家看到了风电发展受光伏冲击的危机感。无论从国家定位还是全球最先进的报告来看，未来风光都是双轮驱动，都在比较重要的位置，但是不能认为未来会是主力电源就不去努力缩减目前的差距。个人认为风电有些优势，可以在短期内保障市场发展，但是未来确保双轮驱动还需要风电的技术进步、成本下降以及商业模式探索。目前保底看未来比原来每年新增装机20多GW还是会有很大提升的，但是达到50GW尚需努力。
生物质问题：
17、生物质的82500小时的制定依据是什么？
82500小时年化后是每年5500小时，覆盖了秸秆直燃、垃圾焚烧、沼气发电三类，当初是按照5500小时测算的，但是对于生物质来说，不同技术或者同样技术不同区域之间差异较大，但是目前因为总要有个标准，未来财政补贴资金以收定支，每年是15亿补贴，垃圾发电补贴在地方试点，十四五期间国补会逐步退出，地方补贴占比提升。
18、目前农林生物质行业内最优秀的几家公司（国能、光大绿色环保、长青等）拿完82500小时的中央补贴之后如果没有新增补贴，现金流可能是负的，因为燃料成本比较刚性，请问制定规划的时候对生物质是怎么考虑的？
先运行后再看，生物质矛盾突出，各技术或区域差异太大，很难找到平衡点，每年或每月的利用小时数我们都在观察，后续有问题再调整，目前这个标准已经充分征求过行业意见了。
19、原有发改委政策中规定280度是6毛5的价格，这次文件中提到全部发电量都能拿补贴，二者有冲突吗？
不冲突，并行执行。垃圾焚烧量和电量挂钩，电量按82500小时数折算，直到用完为止。所以280度以内可享受补贴，只是利用小时数可能会高一些。
其他问题：
20、本人做过研究，但不合适在这里讨论。十四五规划从去年下半年到现在已经探讨了一年左右，为了达成2030年20%的目标，我们对十四五规划的目标预期是18-18.5%。现在在2030和2060年的目标提出以后，我认为可再生能源的发展速度会提升，在此背景下，资本市场和行业大咖等都有自己的理解和判断。虽仍有不确定性，但目前的选择并不多，提高目标无非是19%和20%两个选项。具体装机数字不好谈，但是大结论上，2021年很难一蹴而就达到支撑十四五需要的体制机制环境。对于2060实现碳中和以及2030年实现碳达峰的目标，政府、技术、产业界调整都需要过程。个人预测今年风光合计新增装机72-73GW，明年合计新增装机80-85GW。如果十四五要提前达到20%的目标，在一次能源消费没有大幅调整的情况下，十四五后四年风光合计新增装机要达到100GW左右的规模，如果19%测算的话还要相应下调。另外我想提醒大家，在测算过程中，非化石能源消费不完全来自电力，非水的商品化可再生能源中还有生物质液体燃料、柴油、澄清燃料、乙醇等等，也需要考虑。我个人测算过程中，把20%的目标拆分为商品化生物质的0.5%以及电力的19.5%。
21、对于后续补贴拖欠有无方向性引导？
22、平价后风光发展的制约因素有哪些，电网消纳是不是最大的制约因素？
我认为主要是收益率的问题，不管政策目标怎么定，投资者愿不愿意进入主要还是收益率的问题，现在部分地区可以平价，但是距离100%平价还有距离。电网消纳问题是硬软件共同作用的，短期看机制更重要。高比例可再生能源接入以后，电力系统需要灵活性，但不一定100%都是从电化学储能来，不一定可再生能源新增装机与未来的储能容量是线性的关系，源侧的火电灵活性改造、化学储能与煤电结合以及电网适当建设储能技术、建立云服务等等，这些都是有潜力可以挖掘的。泛泛的说成本和灵活性需求的问题会制约可再生能源发债，但是通过适当的改造还是可以实现的，个人对2030年前碳达峰很有信心，而且当前电力系统能够支撑20%的非化石能源消费目标。2019年非水可再生能源占比10.2%，但宁夏、黑龙江等地已达到20%以上了，所以即便2025年达到20%的非化石能源消费目标，全国的非水可再生能源占比也才18-19%，部分地区超25%左右，电力系统是可以支撑的。
23、因为一些火电厂成本还没收回来，但新装风光成本低于火电以后，国家审核项目的时候会不会考虑对火电的影响？
这不单单是能源行业问题，之前考虑新基建的时候已经考虑碳排放的问题了。目前国家有11亿kW的煤电机组，下一步一方面要对存量煤电机组进行灵活性火电改造，另一方面因为很快将迎来煤电发电量的峰值，煤电的满负荷小时数会降低，让火电进入辅助服务市场是我们下一阶段需要做的工作，这对整个国家的电力市场改革是很重要的课题。