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今日，業內期盼已久的平價上網政策終于出臺了！從全文來看，本次還是將“無補貼平價上網”的風電、光伏項目作為領先的“試點”來推動；雖然沒有直接給予電價補貼，但給予了許多其他方面的支持政策，如1）不限規模、不占用補貼指標；2）過網費明確，不繳納交叉補貼；3）省級管理，隨時批復；4）20年固定電價，穩定收益預期，5）享受綠證補貼等等。
個人學習完，覺得該文件有六大看點。
看點一：帶來增量市場，提振行業信心
在補貼缺口擴大的壓力下，光伏行業普遍對2019年帶補貼的指標規模預期大幅降低；由于規模、補貼標準一直不明確，行業對2019年的國內市場新增裝機普遍預期較低。
而平價上網項目，則是在原有的“帶補貼的指標規模”基礎上，又提供了一大塊增量市場空間；更重要的是，這塊增量的規模理論上是不受限制的。毫無疑問，這將極大提振市場信心！
看點二：權利下放到省級，國家不控制規模
國家能源局對“無補貼平價上網項目”并不限制規模，而把這個管理權限下放到省級。文件中特別強調了，電網公司要保障試點項目的消納！為了保證存量項目的“棄光率、棄光率雙降”指標和新項目的消納，省級電網公司會根據預期的消納情況對項目總規模和開發步驟進行控制。
由于審批權在地方，所以項目可以隨時備案、隨時開展工作，而不需要等到特定時間。地方政府批復項目時同時抄送給國家能源局，國家能源局選擇定期公示“無補貼平價上網項目”目錄，以保障名單中項目享受特殊支持政策。
看點三：哪些地方可以做
由于考慮到要保障項目消納，只有光伏市場環境監測評價結果是綠色的省份可以開展；另外，跨區域輸電通道（特高壓）項目，如果受端省份是綠色地區，也可以做。
根據國家可再生能源信息管理中心發布的《關于2018年前三季度光伏發電市場環境監測評價結果的通知》，綠色省份只有14個，主要集中在資源差的三類資源區，如湖南、貴州這種資源特別差的地區。實際上，現階段能開展光伏平價上網試點的省份，不會超過10個。
看點四：五項措施提高項目收益預期
為了盡量提高這類試點項目的收益，文件中采取了五項具體措施：
1）認可地方補貼，即去補貼是去國家補貼，享受地方補貼的項目也可以進入試點；
2）通過就近交易市場提高項目收益。在文件中，明確試點項目就近交易時，不需要繳納上一級的過網費！與用電大戶就近交易價格肯定高于脫硫煤標桿電價，項目收益更好！
3）不需要繳納交叉補貼！目前大工業、工商業用電戶的電費中，都包含“交叉補貼”，各省的金額不同，大約在0.1~0.15元/kWh左右。這無疑相當于項目電價又有0.1~0.15元/kWh的增長空間！這無疑將大大提高項目的收益率！
4）可獲得綠證收入。目前的綠證價格與補貼掛鉤。此次下發的無補貼平價上網項目，其補貼為“0”，理論上，試點項目綠證的邊際成本為0，可以極低的價格出售?！犊稍偕茉磁漕~制》2018年已經征求了三輪意見，預期將很快下發，并從2019年1月1日開始實施。“配額制”的實施，必然會帶來綠證購買的需求。相對于目前市場上風電100多元每張，光伏500多元每張的綠證，這批“0”成本的綠證無疑將極具競爭力！即使以幾十元一張，折合每度電也有幾分錢的收入，這又給項目帶來一筆額外的收益！
5）優先發電權交易。文件強調了電網按照保障小時數全額收購項目電量。如果保障小時數之外發生限電，這部分電量可以優先參與發電權交易。交易的價格雖然不如脫硫煤電價高，但仍然是業主收益的一個補充。
有地方補貼、就近交易高電價、免交叉補貼、綠證收益、優先交易5項措施加持，可以使項目實際的電價高于脫硫煤電價0.2元/kWh以上，“去補貼平價”的門檻就低了很多！
看點五：固定電價，20年穩定收益
我國正在進行電改，所有類型的項目將逐漸開始參與市場化競爭，可能5年以后就沒有“脫硫煤標桿電價”的說法！如果這種情況發生，試點項目的收益該如何保障。為了保障試點項目有穩定的收益，文件中特別強調了，電網公司要跟項目簽署長達“20年”的購售電協議！
未來，無論電力市場如何變化，未來的電價是漲還是跌，試點項目的收益是十分明確的。這一措施，很好的避免了試點項目將來可能面臨的電價下降風險！
看點六：企業要抓住窗口期
需要特別注意的是，本文件的有效期到2020年底，即窗口期僅為兩年。只有這兩年內的項目，才能享受到上述一系列支持措施。也許兩年以后，將出現大批量的平價上網的風電、光伏項目，屆時將不再給予上述特殊的支持。
國家發展改革委國家能源局關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知
發改能源〔2019〕19號
各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委（能源局）、經信委（工信委、工信廳），各國家能源局派出機構，國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司、中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、國家能源投資集團公司、國家電力投資集團公司、中國華潤集團公司、中國長江三峽集團公司、國家開發投資公司、中國核工業集團公司、中國廣核集團有限公司、電力規劃設計總院、水電水利規劃設計總院：
隨著風電、光伏發電規模化發展和技術快速進步，在資源優良、建設成本低、投資和市場條件好的地區，已基本具備與燃煤標桿上網電價平價（不需要國家補貼）的條件。為促進可再生能源高質量發展，提高風電、光伏發電的市場競爭力，現將推進風電、光伏發電無補貼平價上網的有關要求和支持政策措施通知如下。
一、開展平價上網項目和低價上網試點項目建設。各地區要認真總結本地區風電、光伏發電開發建設經驗，結合資源、消納和新技術應用等條件，推進建設不需要國家補貼執行燃煤標桿上網電價的風電、光伏發電平價上網試點項目（以下簡稱平價上網項目）。在資源條件優良和市場消納條件保障度高的地區，引導建設一批上網電價低于燃煤標桿上網電價的低價上網試點項目（以下簡稱低價上網項目）。在符合本省（自治區、直轄市）可再生能源建設規劃、國家風電、光伏發電年度監測預警有關管理要求、電網企業落實接網和消納條件的前提下，由省級政府能源主管部門組織實施本地區平價上網項目和低價上網項目，有關項目不受年度建設規模限制。對于未在規定期限內開工并完成建設的風電、光伏發電項目，項目核準（備案）機關應及時予以清理和廢止，為平價上網項目和低價上網項目讓出市場空間。
二、優化平價上網項目和低價上網項目投資環境。有關地方政府部門對平價上網項目和低價上網項目在土地利用及土地相關收費方面予以支持，做好相關規劃銜接，優先利用國有未利用土地，鼓勵按復合型方式用地，降低項目場址相關成本，協調落實項目建設和電力送出消納條件，禁止收取任何形式的資源出讓費等費用，不得將在本地投資建廠、要求或變相要求采購本地設備作為項目建設的捆綁條件，切實降低項目的非技術成本。各級地方政府能源主管部門可會同其他相關部門出臺一定時期內的補貼政策，僅享受地方補貼的項目仍視為平價上網項目。
三、保障優先發電和全額保障性收購。對風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目，電網企業應確保項目所發電量全額上網，并按照可再生能源監測評價體系要求監測項目棄風、棄光狀況。如存在棄風棄光情況，將限發電量核定為可轉讓的優先發電計劃。經核定的優先發電計劃可在全國范圍內參加發電權交易（轉讓），交易價格由市場確定。電力交易機構應完善交易平臺和交易品種，組織實施相關交易。
四、鼓勵平價上網項目和低價上網項目通過綠證交易獲得合理收益補償。風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目，可按國家可再生能源綠色電力證書管理機制和政策獲得可交易的可再生能源綠色電力證書（以下簡稱綠證），通過出售綠證獲得收益。國家通過多種措施引導綠證市場化交易。
五、認真落實電網企業接網工程建設責任。在風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目規劃階段，有關省級能源主管部門要督促省級電網企業做好項目接網方案和消納條件的論證工作。有關省級電網企業負責投資項目升壓站之外的接網等全部配套電網工程，做好接網等配套電網建設與項目建設進度銜接，使項目建成后能夠及時并網運行。
六、促進風電、光伏發電通過電力市場化交易無補貼發展。國家發展改革委、國家能源局會同有關單位組織開展分布式發電市場化交易試點工作。鼓勵在國家組織實施的社會資本投資增量配電網、清潔能源消納產業園區、局域網、新能源微電網、能源互聯網等示范項目中建設無需國家補貼的風電、光伏發電項目，并以試點方式開展就近直接交易。鼓勵用電負荷較大且持續穩定的工業企業、數據中心和配電網經營企業與風電、光伏發電企業開展中長期電力交易，實現有關風電、光伏發電項目無需國家補貼的市場化發展。
七、降低就近直接交易的輸配電價及收費。對納入國家有關試點示范中的分布式市場化交易試點項目，交易電量僅執行風電、光伏發電項目接網及消納所涉及電壓等級的配電網輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費。對納入試點的就近直接交易可再生能源電量，政策性交叉補貼予以減免。
八、扎實推進本地消納平價上網項目和低價上網項目建設。接入公共電網在本省級電網區域內消納的無補貼風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目，由有關省級能源主管部門協調落實支持政策后自主組織建設。省級電網企業承擔收購平價上網項目和低價上網項目的電量收購責任，按項目核準時國家規定的當地燃煤標桿上網電價與風電、光伏發電項目單位簽訂長期固定電價購售電合同（不少于20年），不要求此類項目參與電力市場化交易（就近直接交易試點和分布式市場交易除外）。
九、結合跨省跨區輸電通道建設推進無補貼風電、光伏發電項目建設。利用跨省跨區輸電通道外送消納的無補貼風電、光伏發電項目，在送受端雙方充分銜接落實消納市場和電價并明確建設規模和時序后，由送受端省級能源主管部門具體組織實施。鼓勵具備跨省跨區輸電通道的送端地區優先配置無補貼風電、光伏發電項目，按受端地區燃煤標桿上網電價（或略低）扣除輸電通道的輸電價格確定送端的上網電價，受端地區有關政府部門和電網企業負責落實跨省跨區輸送無補貼風電、光伏發電項目的電量消納，在送受端電網企業協商一致的基礎上，與風電、光伏發電企業簽訂長期固定電價購售電合同（不少于20年）。對無補貼風電、光伏發電項目要嚴格落實優先上網和全額保障性收購政策，不要求參與跨區電力市場化交易。
十、創新金融支持方式。國家開發銀行、四大國有商業銀行等金融機構應根據國家新能源發電發展規劃和有關地區新能源發電平價上網實施方案，合理安排信貸資金規模，創新金融服務，開發適合項目特點的金融產品，積極支持新能源發電實現平價上網。同時，鼓勵支持符合條件的發電項目及相關發行人通過發行企業債券進行融資，并參考專項債券品種推進審核。
十一、做好預警管理銜接。風電、光伏發電監測預警（評價）為紅色的地區除已安排建設的平價上網示范項目及通過跨省跨區輸電通道外送消納的無補貼風電、光伏發電項目外，原則上不安排新的本地消納的平價上網項目和低價上網項目；鼓勵橙色地區選取資源條件較好的已核準（備案）項目開展平價上網和低價上網工作；綠色地區在落實消納條件的基礎上自行開展平價上網項目和低價上網項目建設。
十二、動態完善能源消費總量考核支持機制。開展省級人民政府能源消耗總量和強度“雙控”考核時，在確保完成全國能耗“雙控”目標條件下，對各地區超出規劃部分可再生能源消費量不納入其“雙控”考核。
請各有關單位按照上述要求，積極推進風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目建設，各?。ㄗ灾螀^、直轄市）能源主管部門應將有關項目信息報送國家能源局。國家發展改革委、國家能源局將及時公布平價上網項目和低價上網項目名單，協調和督促有關方面做好相關支持政策的落實工作。
對按照本通知要求在2020年底前核準（備案）并開工建設的風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目，在其項目經營期內有關支持政策保持不變。國家發展改革委、國家能源局將及時研究總結各地區的試點經驗，根據風電、光伏發電的發展狀況適時調整2020年后的平價上網政策。
國家發展改革委
國家能源局
2019年1月7日
個人學習完，覺得該文件有六大看點。
看點一：帶來增量市場，提振行業信心
在補貼缺口擴大的壓力下，光伏行業普遍對2019年帶補貼的指標規模預期大幅降低；由于規模、補貼標準一直不明確，行業對2019年的國內市場新增裝機普遍預期較低。
而平價上網項目，則是在原有的“帶補貼的指標規模”基礎上，又提供了一大塊增量市場空間；更重要的是，這塊增量的規模理論上是不受限制的。毫無疑問，這將極大提振市場信心！
看點二：權利下放到省級，國家不控制規模
國家能源局對“無補貼平價上網項目”并不限制規模，而把這個管理權限下放到省級。文件中特別強調了，電網公司要保障試點項目的消納！為了保證存量項目的“棄光率、棄光率雙降”指標和新項目的消納，省級電網公司會根據預期的消納情況對項目總規模和開發步驟進行控制。
由于審批權在地方，所以項目可以隨時備案、隨時開展工作，而不需要等到特定時間。地方政府批復項目時同時抄送給國家能源局，國家能源局選擇定期公示“無補貼平價上網項目”目錄，以保障名單中項目享受特殊支持政策。
看點三：哪些地方可以做
由于考慮到要保障項目消納，只有光伏市場環境監測評價結果是綠色的省份可以開展；另外，跨區域輸電通道（特高壓）項目，如果受端省份是綠色地區，也可以做。
根據國家可再生能源信息管理中心發布的《關于2018年前三季度光伏發電市場環境監測評價結果的通知》，綠色省份只有14個，主要集中在資源差的三類資源區，如湖南、貴州這種資源特別差的地區。實際上，現階段能開展光伏平價上網試點的省份，不會超過10個。
看點四：五項措施提高項目收益預期
為了盡量提高這類試點項目的收益，文件中采取了五項具體措施：
1）認可地方補貼，即去補貼是去國家補貼，享受地方補貼的項目也可以進入試點；
2）通過就近交易市場提高項目收益。在文件中，明確試點項目就近交易時，不需要繳納上一級的過網費！與用電大戶就近交易價格肯定高于脫硫煤標桿電價，項目收益更好！
3）不需要繳納交叉補貼！目前大工業、工商業用電戶的電費中，都包含“交叉補貼”，各省的金額不同，大約在0.1~0.15元/kWh左右。這無疑相當于項目電價又有0.1~0.15元/kWh的增長空間！這無疑將大大提高項目的收益率！
4）可獲得綠證收入。目前的綠證價格與補貼掛鉤。此次下發的無補貼平價上網項目，其補貼為“0”，理論上，試點項目綠證的邊際成本為0，可以極低的價格出售?！犊稍偕茉磁漕~制》2018年已經征求了三輪意見，預期將很快下發，并從2019年1月1日開始實施。“配額制”的實施，必然會帶來綠證購買的需求。相對于目前市場上風電100多元每張，光伏500多元每張的綠證，這批“0”成本的綠證無疑將極具競爭力！即使以幾十元一張，折合每度電也有幾分錢的收入，這又給項目帶來一筆額外的收益！
5）優先發電權交易。文件強調了電網按照保障小時數全額收購項目電量。如果保障小時數之外發生限電，這部分電量可以優先參與發電權交易。交易的價格雖然不如脫硫煤電價高，但仍然是業主收益的一個補充。
有地方補貼、就近交易高電價、免交叉補貼、綠證收益、優先交易5項措施加持，可以使項目實際的電價高于脫硫煤電價0.2元/kWh以上，“去補貼平價”的門檻就低了很多！
看點五：固定電價，20年穩定收益
我國正在進行電改，所有類型的項目將逐漸開始參與市場化競爭，可能5年以后就沒有“脫硫煤標桿電價”的說法！如果這種情況發生，試點項目的收益該如何保障。為了保障試點項目有穩定的收益，文件中特別強調了，電網公司要跟項目簽署長達“20年”的購售電協議！
未來，無論電力市場如何變化，未來的電價是漲還是跌，試點項目的收益是十分明確的。這一措施，很好的避免了試點項目將來可能面臨的電價下降風險！
看點六：企業要抓住窗口期
需要特別注意的是，本文件的有效期到2020年底，即窗口期僅為兩年。只有這兩年內的項目，才能享受到上述一系列支持措施。也許兩年以后，將出現大批量的平價上網的風電、光伏項目，屆時將不再給予上述特殊的支持。
國家發展改革委國家能源局關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知
發改能源〔2019〕19號
各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委（能源局）、經信委（工信委、工信廳），各國家能源局派出機構，國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司、中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、國家能源投資集團公司、國家電力投資集團公司、中國華潤集團公司、中國長江三峽集團公司、國家開發投資公司、中國核工業集團公司、中國廣核集團有限公司、電力規劃設計總院、水電水利規劃設計總院：
隨著風電、光伏發電規模化發展和技術快速進步，在資源優良、建設成本低、投資和市場條件好的地區，已基本具備與燃煤標桿上網電價平價（不需要國家補貼）的條件。為促進可再生能源高質量發展，提高風電、光伏發電的市場競爭力，現將推進風電、光伏發電無補貼平價上網的有關要求和支持政策措施通知如下。
一、開展平價上網項目和低價上網試點項目建設。各地區要認真總結本地區風電、光伏發電開發建設經驗，結合資源、消納和新技術應用等條件，推進建設不需要國家補貼執行燃煤標桿上網電價的風電、光伏發電平價上網試點項目（以下簡稱平價上網項目）。在資源條件優良和市場消納條件保障度高的地區，引導建設一批上網電價低于燃煤標桿上網電價的低價上網試點項目（以下簡稱低價上網項目）。在符合本省（自治區、直轄市）可再生能源建設規劃、國家風電、光伏發電年度監測預警有關管理要求、電網企業落實接網和消納條件的前提下，由省級政府能源主管部門組織實施本地區平價上網項目和低價上網項目，有關項目不受年度建設規模限制。對于未在規定期限內開工并完成建設的風電、光伏發電項目，項目核準（備案）機關應及時予以清理和廢止，為平價上網項目和低價上網項目讓出市場空間。
二、優化平價上網項目和低價上網項目投資環境。有關地方政府部門對平價上網項目和低價上網項目在土地利用及土地相關收費方面予以支持，做好相關規劃銜接，優先利用國有未利用土地，鼓勵按復合型方式用地，降低項目場址相關成本，協調落實項目建設和電力送出消納條件，禁止收取任何形式的資源出讓費等費用，不得將在本地投資建廠、要求或變相要求采購本地設備作為項目建設的捆綁條件，切實降低項目的非技術成本。各級地方政府能源主管部門可會同其他相關部門出臺一定時期內的補貼政策，僅享受地方補貼的項目仍視為平價上網項目。
三、保障優先發電和全額保障性收購。對風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目，電網企業應確保項目所發電量全額上網，并按照可再生能源監測評價體系要求監測項目棄風、棄光狀況。如存在棄風棄光情況，將限發電量核定為可轉讓的優先發電計劃。經核定的優先發電計劃可在全國范圍內參加發電權交易（轉讓），交易價格由市場確定。電力交易機構應完善交易平臺和交易品種，組織實施相關交易。
四、鼓勵平價上網項目和低價上網項目通過綠證交易獲得合理收益補償。風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目，可按國家可再生能源綠色電力證書管理機制和政策獲得可交易的可再生能源綠色電力證書（以下簡稱綠證），通過出售綠證獲得收益。國家通過多種措施引導綠證市場化交易。
五、認真落實電網企業接網工程建設責任。在風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目規劃階段，有關省級能源主管部門要督促省級電網企業做好項目接網方案和消納條件的論證工作。有關省級電網企業負責投資項目升壓站之外的接網等全部配套電網工程，做好接網等配套電網建設與項目建設進度銜接，使項目建成后能夠及時并網運行。
六、促進風電、光伏發電通過電力市場化交易無補貼發展。國家發展改革委、國家能源局會同有關單位組織開展分布式發電市場化交易試點工作。鼓勵在國家組織實施的社會資本投資增量配電網、清潔能源消納產業園區、局域網、新能源微電網、能源互聯網等示范項目中建設無需國家補貼的風電、光伏發電項目，并以試點方式開展就近直接交易。鼓勵用電負荷較大且持續穩定的工業企業、數據中心和配電網經營企業與風電、光伏發電企業開展中長期電力交易，實現有關風電、光伏發電項目無需國家補貼的市場化發展。
七、降低就近直接交易的輸配電價及收費。對納入國家有關試點示范中的分布式市場化交易試點項目，交易電量僅執行風電、光伏發電項目接網及消納所涉及電壓等級的配電網輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費。對納入試點的就近直接交易可再生能源電量，政策性交叉補貼予以減免。
八、扎實推進本地消納平價上網項目和低價上網項目建設。接入公共電網在本省級電網區域內消納的無補貼風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目，由有關省級能源主管部門協調落實支持政策后自主組織建設。省級電網企業承擔收購平價上網項目和低價上網項目的電量收購責任，按項目核準時國家規定的當地燃煤標桿上網電價與風電、光伏發電項目單位簽訂長期固定電價購售電合同（不少于20年），不要求此類項目參與電力市場化交易（就近直接交易試點和分布式市場交易除外）。
九、結合跨省跨區輸電通道建設推進無補貼風電、光伏發電項目建設。利用跨省跨區輸電通道外送消納的無補貼風電、光伏發電項目，在送受端雙方充分銜接落實消納市場和電價并明確建設規模和時序后，由送受端省級能源主管部門具體組織實施。鼓勵具備跨省跨區輸電通道的送端地區優先配置無補貼風電、光伏發電項目，按受端地區燃煤標桿上網電價（或略低）扣除輸電通道的輸電價格確定送端的上網電價，受端地區有關政府部門和電網企業負責落實跨省跨區輸送無補貼風電、光伏發電項目的電量消納，在送受端電網企業協商一致的基礎上，與風電、光伏發電企業簽訂長期固定電價購售電合同（不少于20年）。對無補貼風電、光伏發電項目要嚴格落實優先上網和全額保障性收購政策，不要求參與跨區電力市場化交易。
十、創新金融支持方式。國家開發銀行、四大國有商業銀行等金融機構應根據國家新能源發電發展規劃和有關地區新能源發電平價上網實施方案，合理安排信貸資金規模，創新金融服務，開發適合項目特點的金融產品，積極支持新能源發電實現平價上網。同時，鼓勵支持符合條件的發電項目及相關發行人通過發行企業債券進行融資，并參考專項債券品種推進審核。
十一、做好預警管理銜接。風電、光伏發電監測預警（評價）為紅色的地區除已安排建設的平價上網示范項目及通過跨省跨區輸電通道外送消納的無補貼風電、光伏發電項目外，原則上不安排新的本地消納的平價上網項目和低價上網項目；鼓勵橙色地區選取資源條件較好的已核準（備案）項目開展平價上網和低價上網工作；綠色地區在落實消納條件的基礎上自行開展平價上網項目和低價上網項目建設。
十二、動態完善能源消費總量考核支持機制。開展省級人民政府能源消耗總量和強度“雙控”考核時，在確保完成全國能耗“雙控”目標條件下，對各地區超出規劃部分可再生能源消費量不納入其“雙控”考核。
請各有關單位按照上述要求，積極推進風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目建設，各?。ㄗ灾螀^、直轄市）能源主管部門應將有關項目信息報送國家能源局。國家發展改革委、國家能源局將及時公布平價上網項目和低價上網項目名單，協調和督促有關方面做好相關支持政策的落實工作。
對按照本通知要求在2020年底前核準（備案）并開工建設的風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目，在其項目經營期內有關支持政策保持不變。國家發展改革委、國家能源局將及時研究總結各地區的試點經驗，根據風電、光伏發電的發展狀況適時調整2020年后的平價上網政策。
國家發展改革委
國家能源局
2019年1月7日
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