各國(guó)可再生能源招標(biāo)電價(jià)比較研究

　　近年來(lái)，全球風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電等可再生能源技術(shù)不斷進(jìn)步、產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展、應(yīng)用規(guī)模持續(xù)擴(kuò)大，使可再生能源發(fā)電成本顯著下降?？稍偕茉窗l(fā)電支持政策也從高保障性的固定上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制，向推進(jìn)其參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)的拍賣招標(biāo)、溢價(jià)補(bǔ)貼、綠色電力證書等多樣化機(jī)制轉(zhuǎn)變。

　　2014年以來(lái)，招標(biāo)機(jī)制確定可再生能源上網(wǎng)電價(jià)為越來(lái)越多的國(guó)家和地區(qū)采用，其實(shí)施帶動(dòng)了風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電成本和電價(jià)的大幅度下降，部分國(guó)家的可再生能源招標(biāo)電價(jià)與常規(guī)能源發(fā)電相比已經(jīng)具備了經(jīng)濟(jì)性和市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。我國(guó)在2015～2017年通過(guò)光伏領(lǐng)跑基地進(jìn)行光伏發(fā)電電價(jià)和開發(fā)企業(yè)招標(biāo)，2017年又實(shí)施首批13個(gè)風(fēng)電項(xiàng)目的平價(jià)上網(wǎng)（即零電價(jià)補(bǔ)貼）示范，但與國(guó)際水平相比，國(guó)內(nèi)成本和電價(jià)水平相對(duì)偏高。

　　本文總結(jié)對(duì)比了近兩年國(guó)內(nèi)外可再生能源招標(biāo)電價(jià)水平，從資源條件、投資運(yùn)行費(fèi)用、稅收金融政策等方面分析了影響可再生能源成本的主要因素，提出降低成本和電價(jià)的措施建議。

　　一、國(guó)內(nèi)外可再生能源發(fā)電招標(biāo)進(jìn)展和電價(jià)水平情況

　　2017年，全球40多個(gè)國(guó)家實(shí)施了可再生能源發(fā)電招標(biāo)機(jī)制。分技術(shù)看，光伏發(fā)電招標(biāo)應(yīng)用的國(guó)家最多，其次是陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電、光熱發(fā)電等。

　　（一）光伏發(fā)電

　　光伏發(fā)電招標(biāo)電價(jià)近年來(lái)屢創(chuàng)新低，在一些太陽(yáng)能資源豐富的國(guó)家如智利、印度等，光伏發(fā)電已成為所有新建電源中電價(jià)最低的電源。2016年底，阿聯(lián)酋阿布扎比117萬(wàn)千瓦的光伏發(fā)電項(xiàng)目招標(biāo)電價(jià)2.42美分/千瓦時(shí)，考慮夏季獎(jiǎng)勵(lì)電價(jià)后實(shí)際電價(jià)為2.92美分/千瓦時(shí)，為當(dāng)年全球最低。

　　2017年10月，沙特阿拉伯30萬(wàn)千瓦光伏發(fā)電項(xiàng)目最低競(jìng)標(biāo)電價(jià)達(dá)到1.786美分/千瓦時(shí)。

　　2017年，印度招標(biāo)電價(jià)最低為3.8美分/千瓦時(shí)，普遍在4～5美分/千瓦時(shí)。美洲地區(qū)，阿根廷中標(biāo)電價(jià)在5.5美分/千瓦時(shí)左右；智利中標(biāo)電價(jià)達(dá)到2.91美分/千瓦時(shí)；墨西哥由于有可再生能源綠色電力證書政策，2017年11月，中標(biāo)電價(jià)低至1.77美分/千瓦時(shí)，即使加上可再生能源綠色電力證書收益（約3美分/千瓦時(shí)），光伏發(fā)電項(xiàng)目實(shí)際收益也僅折合人民幣0.3元/千瓦時(shí)左右；美國(guó)光伏發(fā)電的購(gòu)電協(xié)議（PPA）電價(jià)也大多在5美分/千瓦時(shí)左右。

　　歐洲太陽(yáng)能資源條件一般，但通過(guò)招標(biāo)方式電價(jià)也有顯著下降。德國(guó)光伏發(fā)電平均中標(biāo)電價(jià)從2015年4月第一輪的9.10歐分/千瓦時(shí)，逐步下降至2017年10月第九輪的4.91歐分/千瓦時(shí)，這一水平已經(jīng)低于德國(guó)電網(wǎng)平均購(gòu)電價(jià)格。

　　我國(guó)自2015年開始對(duì)光伏領(lǐng)跑基地實(shí)施招標(biāo)確定項(xiàng)目開發(fā)企業(yè)，自2016年對(duì)普通光伏電站和光伏領(lǐng)跑基金全面實(shí)施項(xiàng)目招標(biāo)確定開發(fā)企業(yè)和上網(wǎng)電價(jià)。當(dāng)年第二批光伏領(lǐng)跑基地項(xiàng)目的電價(jià)有顯著下降，普遍低于同地區(qū)光伏發(fā)電標(biāo)桿電價(jià)15%～35%，大部分在0.50～0.75元/千瓦時(shí)（折合7.5～11.5美分/千瓦時(shí)），最低價(jià)達(dá)到0.45元/千瓦時(shí)。光伏發(fā)電標(biāo)桿電價(jià)近幾年也呈現(xiàn)逐年下降趨勢(shì)，年降幅在0.1元/千瓦時(shí)左右，2017年為0.65～0.85元/千瓦時(shí)（折合10～13美分/千瓦時(shí)）。無(wú)論是招標(biāo)電價(jià)還是標(biāo)桿電價(jià)，我國(guó)光伏發(fā)電電價(jià)水平均高于大部分國(guó)家的招標(biāo)電價(jià)。

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　　2017年，國(guó)際光熱發(fā)電的招標(biāo)電價(jià)也進(jìn)入了快速下行軌道。6月和9月，沙特阿拉伯電力工程公司（ACWA Power）、上海電氣和美國(guó)亮源組成的聯(lián)合體中標(biāo)迪拜20萬(wàn)千瓦和70萬(wàn)千瓦塔式光熱發(fā)電項(xiàng)目，電價(jià)分別為9.45美分/千瓦時(shí)和7.3美分/千瓦時(shí)；美國(guó)SolaReserve公司8月以6美分/千瓦時(shí)的價(jià)格中標(biāo)南澳15萬(wàn)千瓦光熱發(fā)電項(xiàng)目，10月又以低于5美分/千瓦時(shí)的電價(jià)中標(biāo)智利光熱發(fā)電項(xiàng)目。我國(guó)在2016年啟動(dòng)了首批20個(gè)光熱發(fā)電示范項(xiàng)目，總裝機(jī)134.5萬(wàn)千瓦，通過(guò)競(jìng)爭(zhēng)配置確定的統(tǒng)一的示范項(xiàng)目電價(jià)為1.15元/千瓦時(shí)。

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　　巴西自2009年實(shí)施競(jìng)標(biāo)機(jī)制，2014年陸上風(fēng)電招標(biāo)電價(jià)就達(dá)到5.6美分/千瓦時(shí)，其后繼續(xù)下降。2017年，智利風(fēng)電招標(biāo)電價(jià)達(dá)到4.52美分/千瓦且低于同期招標(biāo)的氣電、煤電、水電。秘魯風(fēng)電招標(biāo)電價(jià)為3.7美分/千瓦時(shí)，低于同期招標(biāo)的水電（4.6美分/千瓦時(shí)）。此外，美國(guó)風(fēng)電PPA價(jià)格也低至2美分/千瓦時(shí)，大部分項(xiàng)目在3美分/千瓦時(shí)左右；加拿大和墨西哥的最低電價(jià)分別為6.6美分/千瓦時(shí)和3.62美分/千瓦時(shí)。

　　2017年10月，印度100萬(wàn)千瓦風(fēng)電項(xiàng)目的招標(biāo)電價(jià)為4.1美分/千瓦時(shí)。我國(guó)對(duì)風(fēng)電實(shí)施標(biāo)桿電價(jià)政策，2017年電價(jià)水平為0.47～0.60元/千瓦時(shí)（折合7～9美分/千瓦時(shí)），雖然在2017年6月開始實(shí)施首批13個(gè)風(fēng)電項(xiàng)目的平價(jià)上網(wǎng)（即零電價(jià)補(bǔ)貼）示范，但與國(guó)際水平相比，總體上國(guó)內(nèi)成本和電價(jià)水平偏高。

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　　國(guó)際海上風(fēng)電成本和電價(jià)下降迅速。2017年，英國(guó)批準(zhǔn)的將于2022～2023年并網(wǎng)發(fā)電的海上風(fēng)電電價(jià)為0.0575英鎊/千瓦時(shí)，且2017年英國(guó)新并網(wǎng)海上風(fēng)電電價(jià)已經(jīng)低于核電。2016年11月，瑞典能源企業(yè)Vattenfall Vindkraft A/S中標(biāo)丹麥海上風(fēng)電項(xiàng)目，電價(jià)0.372丹麥克朗/千瓦時(shí)（折合5.39美分/千瓦時(shí)），成為截至當(dāng)時(shí)全球海上風(fēng)電最低電價(jià)。

　　2017年4月，德國(guó)對(duì)4個(gè)總裝機(jī)為149萬(wàn)千瓦的海上風(fēng)電項(xiàng)目進(jìn)行招標(biāo)，丹麥東能源公司（DONG Energy）和德國(guó)EnBW公司以最低投標(biāo)價(jià)中標(biāo)，其中東能源的投標(biāo)價(jià)為0，即項(xiàng)目無(wú)電價(jià)補(bǔ)貼，收益僅來(lái)自于電力市場(chǎng)售電。我國(guó)目前潮間帶風(fēng)電和近海風(fēng)電的標(biāo)桿電價(jià)水平分別為0.75元/千瓦時(shí)和0.85元/千瓦時(shí)（折合11.5～13美分/千瓦時(shí)）。

　　二、國(guó)內(nèi)外可再生能源發(fā)電成本和電價(jià)差異的主要因素分析

　　比較上述電價(jià)水平，可以看出，我國(guó)可再生能源電價(jià)與國(guó)際相比整體上處于偏高水平。表1列出了根據(jù)調(diào)研數(shù)據(jù)測(cè)算的國(guó)內(nèi)外部分光伏發(fā)電和海上風(fēng)電項(xiàng)目的平準(zhǔn)化成本及構(gòu)成。通過(guò)對(duì)比分析，影響可再生能源發(fā)電項(xiàng)目成本和造成國(guó)內(nèi)外電價(jià)差異的因素主要在以下幾個(gè)方面。

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　　天然資源條件是影響風(fēng)光等可再生能源發(fā)電項(xiàng)目成本和電價(jià)的最基本因素，也是無(wú)法改變的基本條件。根據(jù)表1，阿根廷光伏發(fā)電項(xiàng)目年太陽(yáng)能總輻射量約2350千瓦時(shí)/平方米，是我國(guó)I類太陽(yáng)能資源區(qū)的1.25倍，資源條件帶來(lái)的成本差距達(dá)20%～30%。

　　德國(guó)近海風(fēng)電項(xiàng)目的單位千瓦投資、年單位千瓦運(yùn)維費(fèi)分別是我國(guó)東部沿海地區(qū)近海風(fēng)電項(xiàng)目的2.3倍、2.6倍，但前者風(fēng)電年等效利用小時(shí)數(shù)是后者的1.9倍，最終使兩個(gè)并網(wǎng)時(shí)間相差三年的項(xiàng)目的度電成本相差不大。

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　　初始投資主要取決于設(shè)備和原材料價(jià)格、土地成本以及人工費(fèi)用等。2017年下半年國(guó)內(nèi)光伏發(fā)電和風(fēng)電的初始投資水平在6500元/千瓦和7200元/千瓦左右，高于國(guó)外招標(biāo)項(xiàng)目約10%。以阿聯(lián)酋光伏發(fā)電項(xiàng)目為例，其招標(biāo)電價(jià)創(chuàng)下了低于3美分/千瓦時(shí)的2016年世界紀(jì)錄，其中一個(gè)關(guān)鍵因素就是單位總投資折合人民幣低于5000元/千瓦。

　　阿聯(lián)酋項(xiàng)目預(yù)期并網(wǎng)發(fā)電時(shí)間為2019年上半年，而2017年歐洲光伏發(fā)電單位投資水平已經(jīng)折合人民幣5000～5500元/千瓦，在未來(lái)一年多的時(shí)間內(nèi)投資水平還有可能下降，再加上阿聯(lián)酋項(xiàng)目規(guī)模大（單體項(xiàng)目裝機(jī)117萬(wàn)千瓦），因此低于5000元/千瓦的初始投資水平是可行的。降低初始投資可以有效降低發(fā)電成本和電價(jià)，僅按照國(guó)內(nèi)現(xiàn)有的政策條件，若光伏發(fā)電單位初始投資從目前的6500元/千瓦降低到5000元/千瓦，我國(guó)I類地區(qū)的光伏發(fā)電電價(jià)可以由目前的0.55元/千瓦時(shí)降至0.43元/千瓦時(shí)。

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　　政策對(duì)可再生能源發(fā)電項(xiàng)目成本和價(jià)格的影響最大，具體包括購(gòu)電協(xié)議、貸款、稅收、土地、并網(wǎng)等政策。

　　一是購(gòu)電協(xié)議期限。通常購(gòu)電協(xié)議期限越長(zhǎng)，平準(zhǔn)化成本越低，目前國(guó)外項(xiàng)目的購(gòu)電協(xié)議期限為15年至25年不等，我國(guó)可再生能源標(biāo)桿電價(jià)的執(zhí)行期限一般為20年，購(gòu)電協(xié)議或電價(jià)政策執(zhí)行期限帶來(lái)的國(guó)內(nèi)外成本差距相對(duì)較小。

　　二是貸款利率。貸款利率對(duì)項(xiàng)目成本影響較大，墨西哥、阿聯(lián)酋、阿根廷以及歐洲一些國(guó)家的可再生能源項(xiàng)目年貸款利率普遍在2.5%以內(nèi)，相應(yīng)的光伏發(fā)電財(cái)務(wù)成本折合人民幣0.03～0.05元/千瓦時(shí)。而我國(guó)目前15年長(zhǎng)期貸款年利率為4.9%，由此帶來(lái)的財(cái)務(wù)成本達(dá)10分/千瓦時(shí)以上。

　　若我國(guó)15年長(zhǎng)期貸款的年利率在4.9%的基礎(chǔ)上下調(diào)1.5個(gè)百分點(diǎn)，則可再生能源企業(yè)的財(cái)務(wù)成本可下降1/4左右;若進(jìn)一步下降至國(guó)際上2.5%左右的水平，則相應(yīng)的財(cái)務(wù)成本可以控制在0.05元/千瓦時(shí)左右。

　　三是稅收政策。以光伏發(fā)電為例，國(guó)際上招標(biāo)項(xiàng)目的稅收水平折合人民幣0.02～0.05元/千瓦時(shí)，阿布扎比招標(biāo)項(xiàng)目更是完全免稅，而目前我國(guó)企業(yè)需繳納17%的增值稅、10%的增值稅附加以及25%的企業(yè)所得稅（可再生能源發(fā)電可享受“三免三減半”所得稅優(yōu)惠），發(fā)電成本中各項(xiàng)稅負(fù)合計(jì)0.08～0.09元/千瓦時(shí)。

　　目前我國(guó)對(duì)光伏發(fā)電實(shí)施增值稅50%即征即退政策，但這一優(yōu)惠政策將于2018年底到期，即使考慮政策可延續(xù)，各類稅負(fù)也至少為0.06元/千瓦時(shí)，仍相對(duì)偏高。

　　四是土地費(fèi)用。目前國(guó)際上除阿布扎比招標(biāo)項(xiàng)目免收土地使用費(fèi)外，很多國(guó)家的土地費(fèi)用折合成本大多在人民幣0.01元/千瓦時(shí)左右，而我國(guó)的年土地使用費(fèi)（按400元/畝年考慮）加上初始征地和植被補(bǔ)償費(fèi)用后可達(dá)0.02～0.03元/千瓦時(shí)，個(gè)別地區(qū)高至0.05元/千瓦時(shí)。土地使用費(fèi)用對(duì)可再生能源發(fā)電成本影響較大。若光伏發(fā)電年土地使用費(fèi)由400元/畝年降至200元/畝年，我國(guó)I類地區(qū)光伏發(fā)電度電成本可下降至少0.01元/千瓦時(shí)。

　　五是并網(wǎng)政策。國(guó)際上可再生能源發(fā)電項(xiàng)目支付的并網(wǎng)費(fèi)用在總投資中的占比約為1%～3%，而我國(guó)需要支付的并網(wǎng)費(fèi)用占總投資的5%左右。若嚴(yán)格執(zhí)行《可再生能源法》和相關(guān)法規(guī)，清楚地劃分可再生能源開發(fā)企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)的投資責(zé)任，則我國(guó)可再生能源發(fā)電的度電成本和電價(jià)可降低0.01～0.02元/千瓦時(shí)。

　　整體上看，在影響可再生能源發(fā)電成本和造成國(guó)內(nèi)外電價(jià)差異的各項(xiàng)因素中，初始投資、運(yùn)行費(fèi)用、購(gòu)電協(xié)議期限等帶來(lái)的差別不大，客觀上的自然資源條件差異對(duì)發(fā)電成本造成了一定的影響，而貸款、稅收、土地、并網(wǎng)等方面的支持政策才是降低成本空間的主要因素。

　　以光伏發(fā)電為例，阿布扎比和我國(guó)I類地區(qū)典型項(xiàng)目按實(shí)際條件測(cè)算的電價(jià)折合人民幣分別為0.20元/千瓦時(shí)、0.55元/千瓦時(shí)，但若按我國(guó)I類地區(qū)的太陽(yáng)能資源條件、2017年國(guó)內(nèi)光伏發(fā)電投資和運(yùn)維水平、阿布扎比項(xiàng)目的政策條件進(jìn)行測(cè)算，相應(yīng)的電價(jià)則僅為0.31元/千瓦時(shí)。

　　三、降低可再生能源發(fā)電成本政策措施建議

　　為切實(shí)降低國(guó)內(nèi)可再生能源發(fā)電的成本和電價(jià)，需要重點(diǎn)從兩個(gè)方面入手:一是持續(xù)以技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)升級(jí)推進(jìn)成本下降;二是實(shí)施與可再生能源發(fā)展相適應(yīng)的政策，盡快消除附加在可再生能源發(fā)電上的不合理費(fèi)用，清除不合理政策。具體政策措施建議如下。

　?。ㄒ唬┏掷m(xù)實(shí)施競(jìng)爭(zhēng)機(jī)制，推動(dòng)技術(shù)進(jìn)步與產(chǎn)業(yè)升級(jí)

　　對(duì)技術(shù)成熟和實(shí)現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展的可再生能源技術(shù)采用競(jìng)爭(zhēng)招標(biāo)機(jī)制是國(guó)際趨勢(shì)，我國(guó)采用競(jìng)爭(zhēng)招標(biāo)機(jī)制有利于穩(wěn)定可再生能源的發(fā)展節(jié)奏、優(yōu)化布局、達(dá)成國(guó)家2020年和2030年非化石能源發(fā)展目標(biāo)。通過(guò)招標(biāo)可以了解成本和價(jià)格需求，推進(jìn)技術(shù)進(jìn)步、產(chǎn)業(yè)升級(jí)、降低成本，以更低的成本實(shí)現(xiàn)清潔能源轉(zhuǎn)型。

　　建議根據(jù)2017年首批風(fēng)電無(wú)補(bǔ)貼試點(diǎn)實(shí)施效果，“十三五”期間持續(xù)實(shí)施風(fēng)電無(wú)補(bǔ)貼試點(diǎn)，擴(kuò)大試點(diǎn)范圍和規(guī)模，適時(shí)開展光伏發(fā)電無(wú)補(bǔ)貼試點(diǎn)。推行以競(jìng)爭(zhēng)機(jī)制降低陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)成本，通過(guò)電價(jià)或補(bǔ)貼水平招標(biāo)選擇項(xiàng)目業(yè)主，消除地方性的不合理費(fèi)用，消除政策實(shí)施障礙。根據(jù)無(wú)補(bǔ)貼試點(diǎn)和競(jìng)爭(zhēng)電價(jià)情況，及時(shí)調(diào)整電價(jià)和補(bǔ)貼退坡幅度，實(shí)現(xiàn)2020年風(fēng)電與當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電同平臺(tái)競(jìng)爭(zhēng)、光伏發(fā)電電價(jià)水平在2015年基礎(chǔ)上下降50%以上以及在用電側(cè)實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)的目標(biāo)。

　?。ǘ┮?guī)范政策實(shí)施，消除可再生能源發(fā)電非技術(shù)成本

　　風(fēng)、光等可再生能源作為清潔和運(yùn)營(yíng)期零碳的能源，在目前化石能源開采和利用、碳排放和污染物排放等負(fù)外部性未能完全納入成本的情況下，應(yīng)該得到差別化的電價(jià)政策支持。但另一方面，不能因?yàn)榭稍偕茉窗l(fā)電得到了國(guó)家政策支持，各個(gè)方面就將其視為“唐僧肉”，必須規(guī)范實(shí)施政策，消除附加在可再生能源發(fā)電成本上的不合理因素，降低非技術(shù)成本。

　　一是降低并網(wǎng)成本，嚴(yán)格按照《可再生能源法》和相關(guān)規(guī)定，劃分開發(fā)企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)投資責(zé)任。

　　二是降低用地成本，嚴(yán)格執(zhí)行國(guó)務(wù)院《促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的若干意見》等國(guó)家有關(guān)政策規(guī)定，結(jié)合可再生能源土地使用的特殊性，細(xì)化土地使用政策，明確土地使用類別以及相應(yīng)的征地補(bǔ)償、年使用費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)，并規(guī)范執(zhí)行、加強(qiáng)監(jiān)管。

　　三是嚴(yán)格禁止地方性不合理附加費(fèi)用，如不能將可再生能源項(xiàng)目本體投資外的附加投資強(qiáng)加給開發(fā)企業(yè)，在與礦山等廢棄土地治理的可再生能源發(fā)電項(xiàng)目中，土地預(yù)處理及費(fèi)用等需要在項(xiàng)目開發(fā)之前解決，不應(yīng)由開發(fā)企業(yè)承擔(dān)。

　　四是積極采取措施，逐步減少棄風(fēng)棄光比例和縮小棄風(fēng)棄光范圍，切實(shí)落實(shí)可再生能源全額保障性收購(gòu)制度。對(duì)最低保障性小時(shí)數(shù)以內(nèi)的電量，電網(wǎng)企業(yè)必須全額全價(jià)收購(gòu);保障性小時(shí)數(shù)以內(nèi)的限電電量，應(yīng)要求電網(wǎng)企業(yè)“照付不議”支付電費(fèi)。

　　五是盡快解決可再生能源電價(jià)補(bǔ)貼拖欠問題。

　?。ㄈ﹦?chuàng)新實(shí)施適合可再生能源發(fā)展的政策機(jī)制

　　一是結(jié)合電力體制改革，落實(shí)和做好分布式可再生能源參與市場(chǎng)化交易試點(diǎn)工作；

　　二是創(chuàng)新信貸政策，克服融資障礙，解決民營(yíng)開發(fā)企業(yè)和分布式可再生能源開發(fā)項(xiàng)目實(shí)際貸款利率偏高問題。降低融資成本，通過(guò)增信方式降低分布式可再生能源項(xiàng)目融資成本，采取綠色金融和項(xiàng)目股權(quán)債權(quán)融資等方式降低大型電站融資成本。

　　三是實(shí)施稅收政策。如在經(jīng)濟(jì)較為發(fā)達(dá)的東中部，探索實(shí)施可再生能源發(fā)電所得稅減免或稅收返還，明確光伏發(fā)電50%即征即退增值稅政策為長(zhǎng)效政策。四是盡快推出可再生能源電力配額制和綠色證書強(qiáng)制交易，近期緩解、中期最終解決可再生能源補(bǔ)貼資金缺口以及限電問題，保障可再生能源電價(jià)與成本同步下降并盡快實(shí)現(xiàn)補(bǔ)貼政策退出。