未来五年全球将新增近700GW光伏装机

    2019-11-29 10:06:45 次阅读

    一直以来,国际能源署(IEA)全球太阳能市场预期均严重低估了年度实际安装数据,因此,人们应就此提出警示。

    IEA刚刚发布了包括太阳能在内的可再生能源五年预测报告,但从行业健康预警的角度来看,仍然需要重点突出一些关键领域。

    IEA认为,五年预测报告显示,DG市场装机量会超过300GW。至2024年,DG市场累计总量将达到600GW。IEA指出,鉴于可用屋顶总面积,这仅占分布式光伏技术潜力的6%。

    根据IEA的五年预测报告,从2019年至2024年,预计太阳能光伏行业会新增近700GW项目。根据IEA的新闻稿,在1200GW新能源项目总量中,光伏占比为60%。

    以演示材料中的700GW为例,这意味着在五年的预测期内,光伏年度装机量为140GW。

    根据彭博新能源财经对2019年二季度的预测(低预测值),预计至2021年,光伏年装机量不会高于124GW,三年间的平均年装机量为121GW。

    Wood Mackenzie的最新预测称,2019年全球太阳能市场将达到114.5GW,较上年增长18%。至2024年,预计光伏年装机量将达到120GW-125GW。

    应当指出,一直以来,绝大多数受人尊敬的独立市场研究公司对光伏年装机量的预测都较为保守,只是偶尔会接近“实际”装机量(尽管实际装机量数据存在争议)。

    但是,从彭博新能源财经的“高预测值”来看,很明显,三年预测期内的年平均装机量或约为151GW,但2019年145GW的高预测值似乎越来越遥不可及,这主要是由于中国的需求疲软以及新支持机制需要更长时间才能集聚新动力。

    IEA看似在努力抵制低估光伏行业的做法并已接近了独立预测机构的预期。但是,还应指出的是, Wood Mackenzie的“直线发展”预测值得质疑,这不仅仅是因为光伏行业项目并不具备多年直线发展的经验。

    公用事业光伏项目进展是否顺利?

    人们对IEA最新预测感到好奇的部分是对分布式发电(DG)的关注。这一领域的业务取得了令人瞩目的增长,但却损害了占主导地位的公用事业光伏项目。

    IEA认为,五年预测报告显示,DG市场装机量会超过300GW。至2024年,DG市场累计总量将达到600GW。IEA指出,鉴于可用屋顶总面积,这仅占分布式光伏技术潜力的6%。

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    DG市场历来依赖于政府的积极支持,而近年来,这种支持一直在减弱。

    但是,IEA对DG市场仍非常看好。

    IEA执行总监Birol博士表示:“随着成本持续下降,我们越来越有动力加大太阳能光伏的开发力度。”

    人们看好太阳能发展是出于以下原因:在全球大多数国家,分布式太阳能光伏系统的发电成本已低于零售电价。IEA预测至2024年,这些成本还将进一步下降15%-35%,这会令光伏技术“更具吸引力并推动全球应用”。

    成本下降也适用于公用事业行业,这一行业受 “软成本”的影响要小得多。事实证明,DG市场“软成本”很难降低,特别是在美国。

    IEA认为,至2024年,户用太阳能屋顶系统的数量将增加一倍以上,达到约1亿个。澳大利亚、比利时、加利福尼亚、荷兰和奥地利是大型市场。

    Birol博士补充表示:“分布式光伏的潜力令人叹为观止,需要妥善管理分布式光伏的发展以平衡光伏系统所有者、消费者以及能源和配电公司的不同利益。在不损害电力安全的前提下,IEA已经准备好向政府提出如何充分利用这一迅速发展的技术的建议。”

    还应指出的是,虽然没有在大范围内取得成功,但多年来,全球大多数光伏贸易机构都在这么做。

    相关阅读:十四五"末期光伏发电有望成为成本最低的新增可再生能源

    谈到光伏发展技术在“十四五”期间的发展目标,陶冶基于个人研究结果做出了如下判断:2021-2025年期间光伏发电新增装机规模达到260GW左右,平均年度新增装机50GW。但年度新增装机规模需要经历平稳增长过程,发展时序上循序渐进、由低到高,“十四五”初期光伏年度新增装机规模保持在45GW-50GW。“十四五”期间我国可再生能源在一次能源消费比重和全社会用电量比重将持续提高,预计2025年可再生能源在全社会用电量当中有望比重提高至35%—37%,非化石能源比重超过18%。“十四五”期间光伏发电经济性方面有望实现突破。预计“十四五”末期,光伏发电将成为发电成本最低的新增可再生能源电力技术。

    ——国家发展和改革委员会能源研究所可再生能源发展中心副主任 陶冶

    国家发展和改革委员会能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶《关于十四五我国新能源发展战略的思考》演讲发言实录:

    标题是“思考”两个字,谈谈我个人对十四五期间我国光伏行业发展的理解。能源主管部门目前已经启动“十四五”的规划研究,由多家研究机构联合完成,协会、组织、企业联合参与。2019年主要是重大问题的前期研究阶段,明年才会进入到我们整个规划编织的程序性的工作。

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    大家之所以关注规划,我想更多的是在我们今明两年,我们对于整个光伏市场行业发展的一个非常或者说较为清晰的条件下大家更多的在关心或者问题聚焦到2025年我们会怎么样,我们全面的进入到平价之后会发生什么样的市场趋势。

    之所以关注于规划,跟我们整个的国民经济体系发展历史的脉络是有关系的。大家知道,国民经济发展五年规划是国家发展的纲领性文件,而在可再生能源规划上面又有我们的能源规划和我们的电力规划,就是说这些都是一脉相承的。

    尤其是在我们的计划经济体系下和在我们可再生能源行业全面的要受到国家经济性激励政策的扶持下,我们的规划不单单是一个国家对未来这个产业怎么发展的一个综合性、权威性趋势上的判断,更多的时候我们这些规划的执行上有刚性和约束。直到今天我们也能够看到,我们规划仍然是发挥这样一个作用,比如说我们到2020年底前,我们的陆上风电,享受补贴的这样一个规模受到规划的约束,我们高电价补贴的海上风电也要按照我们这样一个规划的约束,这是一个情况。但是这几年我们从“十一五”开始,“十一五”、“十二五”、“十三五”已经出了三个五年的可再生能源发展规划,我们整个规划中其中的内涵很多是在变化的,比如最为突出的约束性和刚性的问题,我们也在逐渐的引导,变成了我们原来从约束性目标变成引导性目标,规划执行上是要从约束性到引导性。

    第二个,我们规划显著变化的第二个方面是从单纯的数量型要求,转为质量型要求。除了对发展装机目标和规模做出要求外,对结构、经济性、相关产业、发展模式等也做出规划。比如整个电力占比的问题,甚至“十三五”规划当中我们提出了比如经济性指标的问题,最影响深远的,提出到2020年我们的双平价,风电的供给侧平价,光伏是消费侧平价,直到现在看到的,2020年之后我们进入到了风光全面实现了可再生能源占比的目标。

    第三个,从单一技术规划向融合规划转变。现在我们能看到,很多没有能源规划的,但是和可再生能源发展息息相关的,比如储能、综合能源问题、电网衔接问题、多能互补问题等等,都在我们已有的甚至下一步规划当中将会进一步的明确这些问题。我想跟大家谈什么,我想最为清楚的要明白我们这个规划到底要做什么。

    从整个发展来说,我们可再生能源的发展,不单单做带了我们用可再生能源单一的满足我们所谓的能源和电力需求,大家能够看到,从两个层面来说,可再生能源发展都有很大的在国民经济和社会发展中很大的影响。第一个,从国家层面上,我们不单单在中国,我们在很多的国家都把转型的目标,就是我们非常确定的未来的能源,甚至是主要电力是来自于我们的可再生能源,而且包括绿色和发展的问题。最为核心的是,我们发现我们在能源的地缘政治的传统问题下,随着可再生能源的发展,我们发现可再生能源对地缘政治的影响是非常重要的,尤其是现在我们在中国有71%的石油进口、43%的天然气进口的情况下,我想发展可再生能源、增加本土化的能源供应,不单单是我们说中国要不要走能源独立的道路,对这种国际之间的关系和我们地缘政治的影响是非常深远的,包括我们跟中东的国家,包括我们在中亚的这些国家,我们回过头来审慎国内能源,我们可再生能源第一个觉得,这应当是我们的发展机遇。

    经济层面、市场层面来说,我觉得当前我们发展也好、可再生能源也好,也跟我们整个电力转型和现代能源体系建设,甚至是未来支撑我们能源和电力成本进一步的下降是息息相关的。从国内的角度来说,我想我们把可再生能源的发展并不局限在我们到底是用煤还是用风、用光的这样一个问题,包括现在我们在能源领域推进的电改、油改、气改,以及我们在整个的,对于污染防治以及产业结构转型等等调整“四个结构”、“四减四增”等等这些,都跟我们可再生能源发展是很重要的息息相关的。光伏作为主要的可再生能源基础,也是我们的战略性新兴产业,是我们产业革命很重要的一个方向。更重要的大家能看到,越来越多的在我们工业侧、消费侧实现了很多以新能源为主的融合发展的“新能源+”。从“一带一路”角度,这是大家定期谈的非常多的,如果把中国的能源流、电力流和“一带一路”的传统路径摆在一起看的话,大家会发现整个方向是逆方向而动的。这里边我想谈到的,我们在传统的思维下,包括现在我们都认为,我们中国的能源电力更多的来自于我们的西部地区和北方地区,支持我们的南方和东部地区的发展,但是我们在未来的“一带一路”政策支持下大家能看到,包括我们的云南、新疆等等这些地区,不单单要传统的支持东部地区,甚至更多的在“一带一路”的条件下,自身要成为区域发展的一个核心的推动力量,成为经济、交易、文化等等这样一个中心,未来更多的能源,甚至是清洁能源,要支撑自己的发展,而东部要靠本部的分布式能源、本地的分布式清洁能源支持海外的发展过程。

    在发展的过程当中我想趋势大家都是认可的,但是对于目标、过程我觉得大家的差异化和分歧还是非常大的,也就是说到底我们走到哪里去、怎么过,还要不要经历油气时代,煤炭的定位等等这些问题,可再生能源在未来到底是占三分天下,还是要占到中国一次能源的60%呢,我想这是很重要的问题,这对于“十四五”期间也是我们要关注的问题,大家知道我们的能源产业作为基础设施锁定效应是非常强的,转型不是轻易的,一旦下了重大的决心和决定,对于我们未来的结构影响是非常深远的。

    从近期,也就是在这个月10月11日,国家能源工作委员会在克强总理的支持下强调了,再次明确了我们近、中期国内的发展,也提到了我们要进一步的增强我们的能源安全新战略,推动我们的现代化建设,保障能源供给的长期战略性的任务。对于我们不同的能源品种确实都进行了这样的表述,在我们能源供给侧改革的条件下,未来可再生能源到底如何发展,很重要的是需要我们倒逼国民和经济社会发展的情况来谋划。未来基本的思路,还是要立足于我们的基本国情,多元化的推进我们的清洁化的供给。

    今年9月底前的数据,这是风电的,为什么在这儿加一个风电的,无论从消纳市场上、新能增援结构占比上,光伏的发展更多的可能要兼顾其他的能源品种,尤其是其他可再生能源品种的情况。由于我们现在政策的引导,确实今、明两年我们风电发展也进入到了快车道的过程当中了,截至到9月底,风电超过1.9亿千瓦。

    说到光伏,今年上半年是11.4GW,到9月份我们目前是16GW,增速确实是下降的非常大,同比下降54%,下降的幅度还是比较大的,当然逻辑刚才大家也都非常清楚了,现在对于全年的我们的并网大家也是比较谨慎的。9月底累计装机在1.9亿千瓦左右,其中分布式光伏接近30%,也就是说在今年年底之前我们大概率的光伏会突破2亿千瓦总量的目标情况。

    从发展趋势来看有几点,2017年以来,2017年之前我们更多的依靠国内市场,但是2017年之后,我想我们的国际市场上应当说为整个国内产业链的支撑起到了很大的作用,而且更为重要的是平滑的我们国内市场的波动。从2019年底和2020年来看,我个人认为海外市场会保持一个稳中有升的态势。这里核心的问题就是,我们很多人认为中国的可再生能源市场是政策市场,这是完全正确的,但是我们要注意的是,全球可再生能源市场也是政策市场,全球的可再生能源市场对于政策的影响也是非常关注的,我们发展可再生能源很重要的一点,从减碳、清洁能源角度的看,世界上绝大部分国家对于2020年我们的可再生能源发展和减碳目标都有刚性约束,这样目标的引导下,2020年前国际市场的增速应该是可以确定的,但是对于2020年之后,我个人认为我们要进行新一轮的研究或者做更为深入的分析。国内项目年内并网完成率不高的主因的除了我们的政策因素外,我觉得最重要的是我们项目自身条件的问题,土地的问题、接网的问题以及我们融资环境恶化的问题。

    但是在这样的背景下,我们看到了,我们今年会有一部分项目流转到明年,而且我们是更快的要启动我们明年的政策机制,甚至是有望在今年年底前就要颁布我们明年到底应该怎么样组织,我想对于明年的整个国内市场来说应该都是非常不错的。很多乐观的认为,明年大概在45GW以上,我也是比较认同的,但有一点我觉得还是在这里提醒大家,明年对于风电来说也是能够享受核准价格并网的最后一年,就是说明年的风电和光伏同样面临着较高装机规模的预期,所以怎么平衡这个市场,我想对于我们行业是一个挑战,但是对于电网公司来说可能挑战是更大的。

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    从当前项目层面来看我觉得有利有弊,因为光伏管理体系非常特殊,我们今年有30亿补贴资金的上限,就是说有补贴的光伏项目补贴资金不拖欠,也就是说2019年今年及之后的项目,我们对于项目层面上投资的边界测算都是很清晰的,不像以前我们要去考虑补贴到底多长时间等等因素。但是在投资模型清晰的条件下,我们也发现我们项目的投资边界是比较严苛的,就是说我们基本上测算下来内部收益率都是临近我们的合理水平,就是说远远的要低于以前我们项目上、账面上收益的水平,尤其是在未来,我们虽然补贴的问题可能不会拖欠,但是我们的并网,如何并网,保障性收购机制怎么形成,市场化交易对于整个项目的影响等等,也是潜在的影响我们项目收益的基本情况。但是对于未来说,我想近、中期内,虽然我们项目在持续进步,但是前期由于政策原因、市场的供求关系,导致我们前期的成本下降比较迅速的条件下,接下来我觉得可能我们的下降空间较为有限,尤其如果是单纯的依靠我们的组件成本下降的话,不会那么快速的下降。

    现在在整个的发展中,其实刚才也谈到了,我觉得风电也好、光伏也好,趋势是非常明确的,而且更为重要的是,未来我相信除了我们在商业模式上和我们固有内部的灵活性上,分布式为主的发展方式上,更为重要的是未来我们确实具备这样一个,包括在“十四五”末期进一步推进我们电力成本下降的这样一个潜力。

    但是在发展的过程当中,规划到底该怎么制定的情况下,我刚才说了一风和光,今年下半年都会超过2亿千瓦,确实对于电力系统来这不是一个小事,我们要兼顾融合发展。但是在实际的发展过程当中我们也要看到,我们确定的目标是什么,我们要确定的是以可再生能源为主导的能源转型,在我们能源和电力需求当中可再生能源应该占大头。很多人认为说,你这个发展速度其实很快了,我们难道没有吗,事实上我们没有。比如说我们2018年比2017年一次能源消费量多了1.5亿吨标煤,其中可再生能源带来的小于0.5亿吨标煤,就是说这里面1/3是可再生能源的,我们经常说的稳油消费、控煤消费等等都在增长,石油、煤炭的消费量2018年同样增长了0.3亿吨标煤,天然气增长了0.5亿吨标煤,“十四五”期间我们进入到全面平价之后,由于我们整个可再生能源,虽然我们自己实现了无补贴发展,但是电力系统来说我们并没有革命性的或者革新性的创新或者我们进入到新的发展阶段,就是说我们仍然会稳定在一个相对平稳的或者略有增长的这样一个等条件下。现在更多的从能源供给和能源安全角度大家能看到,煤电、天然气、核电等等品种都在争取或者要求很大的发展空间,所以我个人觉得,“十四五”期间,当我们看可再生能源是否能够是现在电力里新增能源当中的高比例占比,还是非常大的挑战,也希望引起大家的重视。

    我今天反复在谈,我们要以未来国民经济目标倒逼能源发展,就是说可再生能源到底在什么时间节点、发展多大规模,要看我们对于环境的要求、对于经济的要求、对于能源需求水平的要求,所以对于光伏来说,我个人觉得未来中国的光伏超过25亿的累计装机应该是应有之意,也是我们这样一个环境和我们碳减排的一个刚性需求,至少在2030年我觉得要比我们超过“十二五”规划设定的5亿千瓦的装机目标,目前我认为可能在8.5亿千瓦左右。

    从我们当前发展的情况来说,我觉得并不是大家所看到的一帆风顺的,我们确实在这么多年的发展取得了成绩,其实尤其在“十二五”期间我们也暴露出了很多的问题,我们也不容回避,包括我们现在到底发展到哪里去的目标问题,虽然确定了两个十五年的发展目标,我们确定了2035年可再生能源发展大的原则和方针,但是我们仍然还没有明确2035年国家的非化石能源目标。今年我们对可再生能源法也进行了执法检查,暴露出的问题是很多的,我们对于依法治理行业或者依法来执行我们这个行业管理的决心和信心还不够牢固,我们还是缺乏依法办事强有力的手段,未来我们可能也会结合新的发展环境对法进行逐步的修订,包括完善我们全面平价市场环境下的政策体系。

    谈谈消纳的问题。当我们不能再管补贴、不管项目、不管价格的条件下,更多的让电网来决定我们每年的消纳空间,大家知道每年我们的电力需求增速相对来说是趋缓的,我们对于新增的传输通道的建设也是有序的,我想在“十四五”期间如何快速的扩大我们能源的消纳,我想更多的是向我们的市场机制要消纳空间,通过我们的市场化交易,来增加我们在整个固有的电力硬件系统条件下每年的新增装机规模,我想确保每年风光装机70GW以上,我想这应当是我们系统和机制条件下能够做到的。

    说到具体目标,我个人觉得,2021-2025年期间光伏发电新增装机规模达到260GW左右,平均年度新增装机50GW。但年度新增装机规模需要经历平稳增长过程,发展时序上循序渐进、由低到高,“十四五”初期光伏年度新增装机规模保持在45GW-50GW。“十四五”期间我国可再生能源在一次能源消费比重和全社会用电量比重将持续提高,预计2025年可再生能源在全社会用电量当中有望比重提高至35%—37%,非化石能源比重超过18%。“十四五”期间光伏发电经济性方面有望实现突破。预计“十四五”末期,光伏发电将成为发电成本最低的新增可再生能源电力技术。

    经济性的目标来说,对于光伏我有几个想法,我们如果对各种成本技术进行横向对比的话会发现,我们风电的下降潜力相对来说是比较有限的,毕竟是受到传统的大宗商品的影响,我们水电开发的条件也越来越难,包括我们西电东送的输电成本也是很贵的,我想到“十四五”的末期,我们是不是光伏将会成为生产成本最低的新增可再生能源,就是说光伏的成本不单单是要比风电低,甚至比新增水平还要低。

    第二个,进一步推高可再生能源,能够推动可再生能源在电力系统当中占更高比例的,一定是跟我们先进的电力技术和我们其他的储能技术的相结合,我们也看到了,从储能行业自身来说,也提出了雄心勃勃的成本的下降目标,到2025年,我想从我们现在的平价,会实现我们新平价的目标,“十四五”的末期部分地区和一些商业情景下,我们的光伏+储能会实现与我们煤电,不单单是成本基本相当,甚至是电力品质基本相当。这样的条件下,我想我们的可再生能源确实是进入到了一个绝对替代的这样一个发展过程。从政策机制角度来说,这里不展开了,我想这都是我们对于整个发展过程中对于“十四五”提出的基本的情况。

    说到具体的政策,我想我们全面进入到“十四五”的平价政策,我们对现有的政策体系还会进行微调和局部调整,在整体框架不变的情况下会继续实施。包括对光伏来说,我们继续在明年确定的有补贴项目的大原则大家是很清楚的,我们仍然合理的安排一定的补贴资金,来通过竞争性的方式来确定我们的有补贴光伏项目发展,包括调整我们这样一个目录和品种等等,大家要很清楚。

    但是有一条,对于市场化交易项目补贴标准,与市场化交易形成降价空间的问题,就是说当我们未来光伏进一步参与电力市场化交易的情况下,未来如何来确定补贴,如何来确定下降部分均匀的受益于我们的电力消费者和我们国家的补贴资金,我想这些机制还在讨论。

    从价格的主管部门来说,我们知道我们在逐渐的退坡,把原有的固定标杆价格变成了我们现在的指导性价格。更为重要的跟可再生能源相衔接的,到2020年我们将放弃已经实施了15年的燃煤脱硫标杆电价问题,改成我们基准价加上上下幅度,我们知道我们无论是有补贴的光伏项目,还是说我们的竞价光伏项目,甚至是我们未来要做的很多平价光伏项目,在价格机制上都是锚定在我们的脱硫燃煤标杆电价的。如果政策不明确的条件下,影响是大的。单是解决方式不复杂。

    为什么说它很大,如果我们未来的政策当中没有进行清晰的规定,可再生能源无论是有补贴项目、平价项目,都是跟随浮动价格波动、尤其是这种影响我们看到的,为了确保终端电力消费价格下降,我们这种浮动是只向下、不往上的,这种下降的幅度大家可以简单的理解为,我们的燃煤脱硫标杆电价降价了。

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    第一,光伏现金流有影响。第二,对国家补贴造成了更大的压力,本来我们的钱就不是太够,如果降价对我们补贴压力也是比较大的。第三,我们平价上网,我们即将进入到完全平价,当然我们平价的条件还很苛刻,一旦我们燃煤脱硫标杆电价下降的话,对于我们平价项目的支持力度和下降意愿显然是弱化的,这是从影响大的角度来说。

    实质我们在制定过程当中,解决的方式方法也是比较简单的,就是在原有的价格政策当中强调和规范性的约束或者是描述,我们原有的以锚定脱硫标杆电价的,补充规定锚定在新的煤电基准价就可以了,无论是基准价还是脱硫标杆电价形成机制和影响因素上都是基本相同的,而且也是近中期不会发生变化的,所以机制调整上相对来说也是比较简单的,所以也希望政策出台的时候能够明确可再生能源价格的形成机制,最终对于我们光伏行业来说影响是不大的。

    说到未来其他重点的影响分析,我想补贴的问题是大家都比较关心的,我们存量补贴确实是大头,而且这种存量补贴的大头即便我们每年约束了新增的补贴资金规模,但是绝对的补贴资金不足,还是刚性存在的,就是说我们存量补贴在没有新的政策机制条件下,每年都是增大的。对于下一步应当怎么做,我个人觉得,大家去看财政部正式答复的代表议案,我觉得是最为全面的,虽然很多人都在分散的谈一些他们对于政府的理解和自己对政策的理解,但是我想这个政策我个人认为是当下最为权威的解读。一方面,在我们没有更多开源渠道,无法满足大家增长电价附加去发专项债的条件下,我们更多做的工作是在做节流,降低我们新增规模项目所需的补贴资金,缓解我们新增的需求压力,推进我们的平价项目,优化发展速度,增加竞价,完善我们的退坡机制。

    开源方面,大家很多都是想怎么能够多的来征收,我想目前能看到的,开放我们的目录管理,及时确权,对我们应该享受国家补贴的项目及时的进行集中的确权,让大家到资本市场上能够更好的融资或者进行项目交易,当然未来还有绿证交易、市场化的交易方式,包括应收尽收,但是已经非常明确,在近、中期我们不具备增加电价附加和发专项债的情况,我想这是一个比较权威的。

    进入到我们的权威平价之后,尤其我们进入平价之后进一步成本下降,我想跟风电、光伏是一致的,我们未来会通过更多的竞争性配比资源的方式,不单单是实现平价,更多的实现低价项目的发展。

    从政策来面说有一个很重要的,我们的平价政策,当下我们的平价政策角色更多的是扶上马、送一程的角度,在我们局部地区能够做到平价项目,要做到先行先试,先做探讨,我们明确这些优惠政策,政策的有效期是2年,就是说到2020年底前政策将会到期。从目前角度来说,为了保持我们平稳的政策过度,我们希望政策两年有效期之后,能够在“十四五”初期进一步延续我们的平价政策。

    我们最为核心的在“十四五”期间,我想最为重要的推进和保障整个可再生能源电力发展的一个核心的政策,就是我们原来称之为配额制和我们现在叫建立健全可再生能源电力消纳保障机制的情况,我们现在明确到2020年1月1日开始实施,这个政策是今年5月份颁布的,在今年下半年,我们多家单位,包括我们能源所、水规院、电规院、国网、交易中心等等,也在进行相应配套的制定,就是说除了5月份我们制定的消纳收购的政策文件之外,我们还在完善我们的绿证交易机制,包括我们在指导各个地方都会制定和出台省级能源主管部门的消纳实施方案,电网公司内部也会制定和完善如何组织我们的义务主体完成消纳责任,以及交易中心下一步怎么做好市场化完成量交易、绿证交易等等,包括进一步推进我们绿电的市场。

    目前随着政策实施的稳定性,结合我们国家的能源和电力转移的目标,不断的推进或者加强我们对地方非水可再生能源,包括整个可再生能源电力消纳的水平,增加我们这样一个购电意愿。

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