image.id,image.ts,image.image_url,guangfu_hangyezixun.id,guangfu_hangyezixun.ts,guangfu_hangyezixun.title,guangfu_hangyezixun.list_date,guangfu_hangyezixun.content,guangfu_hangyezixun.publishing,guangfu_hangyezixun.source,guangfu_hangyezixun.author,guangfu_hangyezixun.date,guangfu_hangyezixun.keywords
101,"2017-09-18 06:18:41",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090714163292.jpg,128,"2017-09-18 06:18:41",光伏逆变器外壳发热及逆变器散热原理分析,2017-09-07,"北极星太阳能光伏网讯:在夏天运行的逆变器，外壳温度比较高触碰会有烫手的感觉。那么逆变器外壳是热好还是不热好？以及为什么外壳会有烫手的感觉？下面就针对这个两问题结合逆变器散热来做一些分析和解答。一、常见金属导热系数及散热器材料选择1、常见金属导热性和散热材料的选择，下表为常见金属的导热系数表：表1 常见金属的导热系数表由上表知，银导热性最好，铜、金次之，然后是铝，而散热器通常用铝来制作主要因为：相较于金、银、铜而言，铝的重量轻、价格便宜而且耐腐蚀、利用加工设备可以制成各种复杂的形状，能满足电子电力行业对散热器的诸多要求，因此被认为是制作散热器的最佳材料。图1 散热器实物图二、热传导和热均衡表2 关键器件额定工作温度表逆变器中的元器件都有其额定工作温度，如果逆变器散热性能差，随着逆变器持续工作，元器件的热量传递不到外界，其温度就会越来越高。温度过高会降低元器件性能和寿命，为了保持逆变器内部元器件工作温度在额定温度范围内，保证其效能和使用寿命，就需要导热材料把逆变器内部热量传递出来，从热传导角度来讲，逆变器内外温度越均衡，即内部发热元器件和散热器、外壳温度越接近，其热能传导性越好。如果逆变器外冷内热，意味着逆变器散热性能不优。这就类似保温杯与普通水杯的关系：图2 水杯散热原理图众所周知装有相同温度热水的杯子，普通杯比保温杯散热快，杯壁也比保温杯杯壁烫。这是因为保温杯内外壁之间为真空，无导热介质，因此外壁温度低，内部热量散不出去，达到保温效果；普通杯的杯壁为单层，能较好的传递内部热量，因此外壁发烫但降温比保温杯更快。逆变器的散热原理与单层杯散热原理类似，能将逆变器内部元器件的热量快速地传递出来，达到迅速降低逆变器内部元器件温度的目的，逆变器提高工作和使用寿命。由上可知良好的散热性能对于逆变器十分重要，下面就具体讲解逆变器发热和散热的基本原理。三、逆变器散热和散热设计1、电路中，有源元器件只要通上电流就会有热量产生。逆变器中主要发热器件有：开关管（IGBT、MOSfet）、磁芯元件（电感、变压器）等。因此，为了保证元器件能在额定温度下工作，系统的散热能力非常重要。图3（左）功率IGBT模块 图4（右）IGBT管图5 磁芯元器件2、逆变器工作时发热是不可避免的，例如一台5kW的逆变器，一般系统发热功率大约是逆变器总功率的1.5-2.5%，其热损耗约为75-125W。因此系统散热降温十分重要，针对小型户用系统，业界通常使用自然散热方式。3、要使得散热性能优异，可以由以下几点实现：①散热面积越大效果越好例如5kW逆变器发热功率为125W，按照60℃时自然冷却可承担最大热流密度为0.05W/cm2算散热面积至少约为0.25m2，为了保证体积不变，增大散热器表面积，散热器表面采用多散热齿加褶皱设计，这样就使散热器与空气接触面积增大，有利于快速散热。图6 散热器的多散热齿设计图7散热器的褶皱设计②外壳-散热器紧密对接结构图8 散热器与外壳接触区域图 9（左）整体式外壳 图10（右）非整体式外壳逆变器外壳为铝合金，具有良好的导热性。如上图，采用整体式外壳结构，散热器与外壳通过较大面积直接紧密连结，元器件的热量能通过散热器直接传递到铝合金外壳上，形成了器件→散热器→外壳→空气的散热路径。另外，元器件的热量又能通过逆变器内部空气传导到外壳，再经过外壳发散到外部空气中。形成了器件→内部空气→外壳→外部空气的又一条散热路径。采用非整体式外壳，壳体和散热器之间需要两次连接，接触不紧密。因此，参与散热的只有散热器和一小部分中间壳体，上部壳体不参与散热，使整体散热性能大幅降低。从上面可以看出，采用整体式外壳结构，散热器与外壳直接紧密连结，让铝合金外壳通过两条路径参与散热，因为更多参与散热，所以逆变器外壳温度相对较高，这一现象的好处在于——外壳良好的导热性，把逆变器内部热量通过壳体更快的传递出来，从而降低了逆变器内部温度和元器件温度，从而保证了元器件和逆变器更长的使用寿命。③电感外置设计图11 电感外置设计如上图所示，电感外置的结构设计可以将将发热器件功率电感外置，降低机箱内温度。电感独立高效散热。四、逆变器外壳发热和烫手原因1、为了更好、更快地降低元器件温度，保证元器件更长的使用寿命，采用整体式外壳与散热器紧密接触的设计，使外壳成为系统散热的重要组成部分，散热性能加强，外壳温度较高，这属于逆变器工作的正常现象。2、体感温度：人体的体感温度在36℃左右，会有温热感；在45℃左右会有烫热感；在50℃左右长时间接触会有烫疼感；在60℃时长时间接触会形成烫伤。因为逆变器散热的需要和工作环境（户外阳光直射）的特殊性，安规标准规定逆变器外壳温度不能超过70℃，夏天外部环境温度为40℃时，外壳温度一般在55℃～60℃之间，因此人触碰到逆变器外壳时就会有发烫的感觉。五、总结从上面元器件温度和寿命的关系，以及逆变器散热结构的原理两个主要角度分析，外壳成为系统散热器件的一部分，能分担元器件的部分热量。虽然外壳温度升高，出现发热，但是逆变器内部元器件温度会降低得更多！更快！从而保证元器件和逆变器更长的使用寿命和正常的工作。在夏天，外界温度达38℃，这时逆变器外壳温度一般在60℃左右（安规标准逆变器外壳温度不超过70℃），触碰逆变器外壳就会有烫手的感觉。但即使出现发热，也不会造成烫伤。",光伏逆变器,宁波锦浪新能源科技股份有限公司,,"2017/9/7 13:57:35","光伏逆变器 光伏逆变器散热 锦浪科技"
102,"2017-09-18 06:18:41",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090714164375.jpg,128,"2017-09-18 06:18:41",光伏逆变器外壳发热及逆变器散热原理分析,2017-09-07,"北极星太阳能光伏网讯:在夏天运行的逆变器，外壳温度比较高触碰会有烫手的感觉。那么逆变器外壳是热好还是不热好？以及为什么外壳会有烫手的感觉？下面就针对这个两问题结合逆变器散热来做一些分析和解答。一、常见金属导热系数及散热器材料选择1、常见金属导热性和散热材料的选择，下表为常见金属的导热系数表：表1 常见金属的导热系数表由上表知，银导热性最好，铜、金次之，然后是铝，而散热器通常用铝来制作主要因为：相较于金、银、铜而言，铝的重量轻、价格便宜而且耐腐蚀、利用加工设备可以制成各种复杂的形状，能满足电子电力行业对散热器的诸多要求，因此被认为是制作散热器的最佳材料。图1 散热器实物图二、热传导和热均衡表2 关键器件额定工作温度表逆变器中的元器件都有其额定工作温度，如果逆变器散热性能差，随着逆变器持续工作，元器件的热量传递不到外界，其温度就会越来越高。温度过高会降低元器件性能和寿命，为了保持逆变器内部元器件工作温度在额定温度范围内，保证其效能和使用寿命，就需要导热材料把逆变器内部热量传递出来，从热传导角度来讲，逆变器内外温度越均衡，即内部发热元器件和散热器、外壳温度越接近，其热能传导性越好。如果逆变器外冷内热，意味着逆变器散热性能不优。这就类似保温杯与普通水杯的关系：图2 水杯散热原理图众所周知装有相同温度热水的杯子，普通杯比保温杯散热快，杯壁也比保温杯杯壁烫。这是因为保温杯内外壁之间为真空，无导热介质，因此外壁温度低，内部热量散不出去，达到保温效果；普通杯的杯壁为单层，能较好的传递内部热量，因此外壁发烫但降温比保温杯更快。逆变器的散热原理与单层杯散热原理类似，能将逆变器内部元器件的热量快速地传递出来，达到迅速降低逆变器内部元器件温度的目的，逆变器提高工作和使用寿命。由上可知良好的散热性能对于逆变器十分重要，下面就具体讲解逆变器发热和散热的基本原理。三、逆变器散热和散热设计1、电路中，有源元器件只要通上电流就会有热量产生。逆变器中主要发热器件有：开关管（IGBT、MOSfet）、磁芯元件（电感、变压器）等。因此，为了保证元器件能在额定温度下工作，系统的散热能力非常重要。图3（左）功率IGBT模块 图4（右）IGBT管图5 磁芯元器件2、逆变器工作时发热是不可避免的，例如一台5kW的逆变器，一般系统发热功率大约是逆变器总功率的1.5-2.5%，其热损耗约为75-125W。因此系统散热降温十分重要，针对小型户用系统，业界通常使用自然散热方式。3、要使得散热性能优异，可以由以下几点实现：①散热面积越大效果越好例如5kW逆变器发热功率为125W，按照60℃时自然冷却可承担最大热流密度为0.05W/cm2算散热面积至少约为0.25m2，为了保证体积不变，增大散热器表面积，散热器表面采用多散热齿加褶皱设计，这样就使散热器与空气接触面积增大，有利于快速散热。图6 散热器的多散热齿设计图7散热器的褶皱设计②外壳-散热器紧密对接结构图8 散热器与外壳接触区域图 9（左）整体式外壳 图10（右）非整体式外壳逆变器外壳为铝合金，具有良好的导热性。如上图，采用整体式外壳结构，散热器与外壳通过较大面积直接紧密连结，元器件的热量能通过散热器直接传递到铝合金外壳上，形成了器件→散热器→外壳→空气的散热路径。另外，元器件的热量又能通过逆变器内部空气传导到外壳，再经过外壳发散到外部空气中。形成了器件→内部空气→外壳→外部空气的又一条散热路径。采用非整体式外壳，壳体和散热器之间需要两次连接，接触不紧密。因此，参与散热的只有散热器和一小部分中间壳体，上部壳体不参与散热，使整体散热性能大幅降低。从上面可以看出，采用整体式外壳结构，散热器与外壳直接紧密连结，让铝合金外壳通过两条路径参与散热，因为更多参与散热，所以逆变器外壳温度相对较高，这一现象的好处在于——外壳良好的导热性，把逆变器内部热量通过壳体更快的传递出来，从而降低了逆变器内部温度和元器件温度，从而保证了元器件和逆变器更长的使用寿命。③电感外置设计图11 电感外置设计如上图所示，电感外置的结构设计可以将将发热器件功率电感外置，降低机箱内温度。电感独立高效散热。四、逆变器外壳发热和烫手原因1、为了更好、更快地降低元器件温度，保证元器件更长的使用寿命，采用整体式外壳与散热器紧密接触的设计，使外壳成为系统散热的重要组成部分，散热性能加强，外壳温度较高，这属于逆变器工作的正常现象。2、体感温度：人体的体感温度在36℃左右，会有温热感；在45℃左右会有烫热感；在50℃左右长时间接触会有烫疼感；在60℃时长时间接触会形成烫伤。因为逆变器散热的需要和工作环境（户外阳光直射）的特殊性，安规标准规定逆变器外壳温度不能超过70℃，夏天外部环境温度为40℃时，外壳温度一般在55℃～60℃之间，因此人触碰到逆变器外壳时就会有发烫的感觉。五、总结从上面元器件温度和寿命的关系，以及逆变器散热结构的原理两个主要角度分析，外壳成为系统散热器件的一部分，能分担元器件的部分热量。虽然外壳温度升高，出现发热，但是逆变器内部元器件温度会降低得更多！更快！从而保证元器件和逆变器更长的使用寿命和正常的工作。在夏天，外界温度达38℃，这时逆变器外壳温度一般在60℃左右（安规标准逆变器外壳温度不超过70℃），触碰逆变器外壳就会有烫手的感觉。但即使出现发热，也不会造成烫伤。",光伏逆变器,宁波锦浪新能源科技股份有限公司,,"2017/9/7 13:57:35","光伏逆变器 光伏逆变器散热 锦浪科技"
103,"2017-09-18 06:18:41",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090714171265.jpg,128,"2017-09-18 06:18:41",光伏逆变器外壳发热及逆变器散热原理分析,2017-09-07,"北极星太阳能光伏网讯:在夏天运行的逆变器，外壳温度比较高触碰会有烫手的感觉。那么逆变器外壳是热好还是不热好？以及为什么外壳会有烫手的感觉？下面就针对这个两问题结合逆变器散热来做一些分析和解答。一、常见金属导热系数及散热器材料选择1、常见金属导热性和散热材料的选择，下表为常见金属的导热系数表：表1 常见金属的导热系数表由上表知，银导热性最好，铜、金次之，然后是铝，而散热器通常用铝来制作主要因为：相较于金、银、铜而言，铝的重量轻、价格便宜而且耐腐蚀、利用加工设备可以制成各种复杂的形状，能满足电子电力行业对散热器的诸多要求，因此被认为是制作散热器的最佳材料。图1 散热器实物图二、热传导和热均衡表2 关键器件额定工作温度表逆变器中的元器件都有其额定工作温度，如果逆变器散热性能差，随着逆变器持续工作，元器件的热量传递不到外界，其温度就会越来越高。温度过高会降低元器件性能和寿命，为了保持逆变器内部元器件工作温度在额定温度范围内，保证其效能和使用寿命，就需要导热材料把逆变器内部热量传递出来，从热传导角度来讲，逆变器内外温度越均衡，即内部发热元器件和散热器、外壳温度越接近，其热能传导性越好。如果逆变器外冷内热，意味着逆变器散热性能不优。这就类似保温杯与普通水杯的关系：图2 水杯散热原理图众所周知装有相同温度热水的杯子，普通杯比保温杯散热快，杯壁也比保温杯杯壁烫。这是因为保温杯内外壁之间为真空，无导热介质，因此外壁温度低，内部热量散不出去，达到保温效果；普通杯的杯壁为单层，能较好的传递内部热量，因此外壁发烫但降温比保温杯更快。逆变器的散热原理与单层杯散热原理类似，能将逆变器内部元器件的热量快速地传递出来，达到迅速降低逆变器内部元器件温度的目的，逆变器提高工作和使用寿命。由上可知良好的散热性能对于逆变器十分重要，下面就具体讲解逆变器发热和散热的基本原理。三、逆变器散热和散热设计1、电路中，有源元器件只要通上电流就会有热量产生。逆变器中主要发热器件有：开关管（IGBT、MOSfet）、磁芯元件（电感、变压器）等。因此，为了保证元器件能在额定温度下工作，系统的散热能力非常重要。图3（左）功率IGBT模块 图4（右）IGBT管图5 磁芯元器件2、逆变器工作时发热是不可避免的，例如一台5kW的逆变器，一般系统发热功率大约是逆变器总功率的1.5-2.5%，其热损耗约为75-125W。因此系统散热降温十分重要，针对小型户用系统，业界通常使用自然散热方式。3、要使得散热性能优异，可以由以下几点实现：①散热面积越大效果越好例如5kW逆变器发热功率为125W，按照60℃时自然冷却可承担最大热流密度为0.05W/cm2算散热面积至少约为0.25m2，为了保证体积不变，增大散热器表面积，散热器表面采用多散热齿加褶皱设计，这样就使散热器与空气接触面积增大，有利于快速散热。图6 散热器的多散热齿设计图7散热器的褶皱设计②外壳-散热器紧密对接结构图8 散热器与外壳接触区域图 9（左）整体式外壳 图10（右）非整体式外壳逆变器外壳为铝合金，具有良好的导热性。如上图，采用整体式外壳结构，散热器与外壳通过较大面积直接紧密连结，元器件的热量能通过散热器直接传递到铝合金外壳上，形成了器件→散热器→外壳→空气的散热路径。另外，元器件的热量又能通过逆变器内部空气传导到外壳，再经过外壳发散到外部空气中。形成了器件→内部空气→外壳→外部空气的又一条散热路径。采用非整体式外壳，壳体和散热器之间需要两次连接，接触不紧密。因此，参与散热的只有散热器和一小部分中间壳体，上部壳体不参与散热，使整体散热性能大幅降低。从上面可以看出，采用整体式外壳结构，散热器与外壳直接紧密连结，让铝合金外壳通过两条路径参与散热，因为更多参与散热，所以逆变器外壳温度相对较高，这一现象的好处在于——外壳良好的导热性，把逆变器内部热量通过壳体更快的传递出来，从而降低了逆变器内部温度和元器件温度，从而保证了元器件和逆变器更长的使用寿命。③电感外置设计图11 电感外置设计如上图所示，电感外置的结构设计可以将将发热器件功率电感外置，降低机箱内温度。电感独立高效散热。四、逆变器外壳发热和烫手原因1、为了更好、更快地降低元器件温度，保证元器件更长的使用寿命，采用整体式外壳与散热器紧密接触的设计，使外壳成为系统散热的重要组成部分，散热性能加强，外壳温度较高，这属于逆变器工作的正常现象。2、体感温度：人体的体感温度在36℃左右，会有温热感；在45℃左右会有烫热感；在50℃左右长时间接触会有烫疼感；在60℃时长时间接触会形成烫伤。因为逆变器散热的需要和工作环境（户外阳光直射）的特殊性，安规标准规定逆变器外壳温度不能超过70℃，夏天外部环境温度为40℃时，外壳温度一般在55℃～60℃之间，因此人触碰到逆变器外壳时就会有发烫的感觉。五、总结从上面元器件温度和寿命的关系，以及逆变器散热结构的原理两个主要角度分析，外壳成为系统散热器件的一部分，能分担元器件的部分热量。虽然外壳温度升高，出现发热，但是逆变器内部元器件温度会降低得更多！更快！从而保证元器件和逆变器更长的使用寿命和正常的工作。在夏天，外界温度达38℃，这时逆变器外壳温度一般在60℃左右（安规标准逆变器外壳温度不超过70℃），触碰逆变器外壳就会有烫手的感觉。但即使出现发热，也不会造成烫伤。",光伏逆变器,宁波锦浪新能源科技股份有限公司,,"2017/9/7 13:57:35","光伏逆变器 光伏逆变器散热 锦浪科技"
104,"2017-09-18 06:18:43",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090711235882.jpg,130,"2017-09-18 06:18:43",河南能监办要求9月15日前上报2016年度发电价格与成本情况报告,2017-09-07,"北极星太阳能光伏网讯: 原标题:关于报送河南省2016年度发电价格与成本情况报告的通知",光伏系统工程,国家能源局河南监管办公室,,"2017/9/7 11:25:21","光伏发电成本 光伏价格 河南光伏市场"
105,"2017-09-18 06:18:43",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090711241082.jpg,130,"2017-09-18 06:18:43",河南能监办要求9月15日前上报2016年度发电价格与成本情况报告,2017-09-07,"北极星太阳能光伏网讯: 原标题:关于报送河南省2016年度发电价格与成本情况报告的通知",光伏系统工程,国家能源局河南监管办公室,,"2017/9/7 11:25:21","光伏发电成本 光伏价格 河南光伏市场"
106,"2017-09-18 06:18:49",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090710593452.jpg,131,"2017-09-18 06:18:49",埃及电力市场：机遇与风险,2017-09-07,"北极星太阳能光伏网讯:彭博新能源财经数据显示，埃及光伏项目（不含跟踪器）的资本回报率(unleveredequityreturns)为10-11%，陆上风电项目略低，为8-9%。由于可再生能源资源丰富、资本投入成本低廉，特别是存在优惠融资途径可以协助开发商降低债务成本等优势，埃及是全球光伏和陆上风电成本最低的国家之一。埃及可再生能源项目的承购风险适中，从某种程度上说，投资环境也在不断优化。然而，开发商仍必须面对政策延迟、通货膨胀及汇率波动等风险。彭博新能源财经分析显示，为了满足不断提高的电力需求，埃及将在2017到2021年间新增24GW发电容量，增幅达61%。其中，天然气容量的短期增长最大，占新增容量的73%。埃及2017到2021年间的新增容量规划绝大部分属于3家均由西门子(Siemens)建设的电厂。自埃尼(Eni)公司在地中海埃及水域的Zohr地区勘探到天然气储量后，埃及的燃气价格可能有所下降，这应该可以避免进一步的燃气供应短缺。然而，考虑到2017到2021年间的24GW新增发电容量规划，埃及成功实现2035年能源战略目标已然板上钉钉。在此背景下，埃及可能并没有太大兴趣继续发展天然气发电容量。考虑到包括经济环境良好在内的各种因素，埃及的可再生能源从中期来看潜力更大。2019年上线的陆上风电项目，主要得益于优惠融资政策，平准化电力成本仅为$60/MWh。对比来看，2018年上线的同类光伏项目的度电成本则在$75/MWh。迄今为止，埃及可再生能源项目的主要债务融资主要来源于各大开发银行。为了实现能源战略目标，埃及需要另外新建7.3GW风电容量和5.5GW光伏容量。然而，根据彭博新能源财经的最新评估，埃及政府的光伏热发电容量建设计划可能不是性价比最高的选择：如果现在开始建设，7GW（按照能源战略中的目标）光伏热容量的成本为380亿美元，几乎是同等规模光伏容量的7倍。长期来看，煤电和核能仍将继续受到潜在新进市场参与者的青睐。目前，大约14GW煤电项目的建设已经进入后期协商阶段，俄罗斯Rosatom公司在埃及的首个4.8GW核电项目也将马上敲定。不过，有些市场参与者可能会因埃及从“直接采购”向“投标机制”转型，对这一市场望而却步。以下是几组数据：10-11%埃及光伏项目的去杠杆内部股权收益率8-9%埃及陆上风电项目的去杠杆内部股权收益率5.9GW2017到2021年间，埃及的新增风电和光伏容量规划 原标题:埃及电力市场：机遇与风险 （摘要）",光伏系统工程,彭博新能源财经,,"2017/9/7 11:01:43","光伏发电 可再生能源 埃及光伏市场"
107,"2017-09-18 06:18:55",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090710572315.jpg,132,"2017-09-18 06:18:55","不要补贴求满发 光伏企业有利可图吗？——各类资源区8%收益下的最低电价",2017-09-07,"北极星太阳能光伏网讯:在当前各类资源区的资源条件和成本下，对于企业来说，不要补贴，以燃煤标杆电价上网是不经济的，满足不了收益率的基本要求。那如果我们的关注点转移到要保证企业融资前税前的内部收益率达到8%，最低的上网电价是多少呢？今天咱们进一步深入论述下：如果未来脱硫燃煤标杆电价达到什么样的电价水平，“不要补贴求满发”的想法就可以实现了？1、测算前提条件（1）单个集中地面电站30MW容量；（2）投资水平在6元/W、6.5元/W两档测算；（3）资本金20%，剩余80%采用银行贷款（4）运行期考虑25年，光伏组件25年衰减20%；（5）利率按照当前中国人民银行公布的长期4.9%，短期4.35%计算；（6）光伏电价采用最新的2017年光伏发电标杆上网电价；（7）燃煤发电上网电价依据《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》(发改价格[2015]3105号)文公布电价；（8）按三类资源区进行测算。2、Ⅰ类资源区的测算“系列一”测算得出按照目前6～6.5元/W的造价水平，以脱硫燃煤标杆上网电价上网，收益率在-1.69%～2.27%之间。在保证企业融资前税前内部收益率为8%的（以下均简称为8%的内部收益率）条件下的，最低上网电价是多少呢？Ⅰ类资源区8%的收益率下最低上网电价测算表从上表可以看出，当光伏单位投资在6元/W时，保持项目正常的8%的收益率的条件下的上网电价为0.44～0.58元/kWh，当光伏单位投资在6.5元/W时，保持项目正常的8%的收益率的条件下，上网电价为0.49～0.65元/kWh。也就是说Ⅰ类资源区，要想达到8%的融资前税前内部收益率，能接受的上网电价要≥0.44元/kWh，具体根据不同资源不同成本确定。3、Ⅱ类资源区的测算测算方法跟Ⅰ类资源区相同。“系列一”测算得出按照目前的造价6～6.5元/W水平，以脱硫燃煤标杆上网电价上网，收益率在-4.75%～4.04%之间。Ⅱ类资源区在保证企业8%的内部收益率的条件下的最低上网电价是多少呢？Ⅱ类资源区8%的收益率下最低上网电价测算表保持项目正常的8%的收益率，在资源最好的条件下上网电价要在0.4790元/kWh以上，当光伏单位投资在6.5元/W时，保持项目正常的8%的收益率在资源最好的条件下，上网电价在0.5170元/kWh以上。总体归纳Ⅱ类资源区要想达到8%的融资前税前内部收益率，资源最好的地方能接受的上网电价要≥0.48元/kWh。4、Ⅲ类电价区的测算“系列一”测算得出按照目前的造价6～6.5元/W水平，以脱硫燃煤标杆上网电价上网，收益率-4.23%～2.61%之间。计算保证企业8%的内部收益率的条件下的最低上网电价：Ⅲ类资源区8%的收益率下最低上网电价测算表当光伏单位投资在6元/W时，保持项目正常的8%的收益率，在资源最好的条件下，上网电价在0.6125元/kWh以上，当光伏单位投资在6.5元/W时，保持项目正常的8%的收益率，在资源最好的条件下，上网电价在0.6635元/kWh以上。5、结论（1）Ⅰ类资源区。在当前的成本条件下，资源最好的地方要想达到8%的融资前税前内部收益率，上网电价需要高于0.44元/kWh；（2）Ⅱ类资源区。在当前的成本条件下，资源最好的地方要想达到8%的融资前税前内部收益率，上网电价需要高于0.48元/kWh；（3）Ⅲ类资源区。在当前的成本条件下，资源最好的地方要想达到8%的融资前税前内部收益率，上网电价需要高于0.61元/kWh。通过上述结论，我们可以明确看到，虽然当前部分省市已经公布了最新调整后的燃煤标杆电价，但是调整幅度距离我们测算水平还有一定的差距，以当前成本水平实现不要补贴满发在上网难度较大，但是通过测算我们也可以看到电价差距的空间，同时在成本连年下降和燃煤标杆电价近几年不断上调的趋势下，离这个设想是越来越近的。 原标题:不要补贴求满发，光伏企业有利可图吗？——各类资源区的8%收益下的最低电价",光伏系统工程,计鹏新能源,赵娜,"2017/9/7 10:59:07","光伏上网电价 光伏补贴 光伏电站收益"
108,"2017-09-18 06:18:55",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090710574296.jpg,132,"2017-09-18 06:18:55","不要补贴求满发 光伏企业有利可图吗？——各类资源区8%收益下的最低电价",2017-09-07,"北极星太阳能光伏网讯:在当前各类资源区的资源条件和成本下，对于企业来说，不要补贴，以燃煤标杆电价上网是不经济的，满足不了收益率的基本要求。那如果我们的关注点转移到要保证企业融资前税前的内部收益率达到8%，最低的上网电价是多少呢？今天咱们进一步深入论述下：如果未来脱硫燃煤标杆电价达到什么样的电价水平，“不要补贴求满发”的想法就可以实现了？1、测算前提条件（1）单个集中地面电站30MW容量；（2）投资水平在6元/W、6.5元/W两档测算；（3）资本金20%，剩余80%采用银行贷款（4）运行期考虑25年，光伏组件25年衰减20%；（5）利率按照当前中国人民银行公布的长期4.9%，短期4.35%计算；（6）光伏电价采用最新的2017年光伏发电标杆上网电价；（7）燃煤发电上网电价依据《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》(发改价格[2015]3105号)文公布电价；（8）按三类资源区进行测算。2、Ⅰ类资源区的测算“系列一”测算得出按照目前6～6.5元/W的造价水平，以脱硫燃煤标杆上网电价上网，收益率在-1.69%～2.27%之间。在保证企业融资前税前内部收益率为8%的（以下均简称为8%的内部收益率）条件下的，最低上网电价是多少呢？Ⅰ类资源区8%的收益率下最低上网电价测算表从上表可以看出，当光伏单位投资在6元/W时，保持项目正常的8%的收益率的条件下的上网电价为0.44～0.58元/kWh，当光伏单位投资在6.5元/W时，保持项目正常的8%的收益率的条件下，上网电价为0.49～0.65元/kWh。也就是说Ⅰ类资源区，要想达到8%的融资前税前内部收益率，能接受的上网电价要≥0.44元/kWh，具体根据不同资源不同成本确定。3、Ⅱ类资源区的测算测算方法跟Ⅰ类资源区相同。“系列一”测算得出按照目前的造价6～6.5元/W水平，以脱硫燃煤标杆上网电价上网，收益率在-4.75%～4.04%之间。Ⅱ类资源区在保证企业8%的内部收益率的条件下的最低上网电价是多少呢？Ⅱ类资源区8%的收益率下最低上网电价测算表保持项目正常的8%的收益率，在资源最好的条件下上网电价要在0.4790元/kWh以上，当光伏单位投资在6.5元/W时，保持项目正常的8%的收益率在资源最好的条件下，上网电价在0.5170元/kWh以上。总体归纳Ⅱ类资源区要想达到8%的融资前税前内部收益率，资源最好的地方能接受的上网电价要≥0.48元/kWh。4、Ⅲ类电价区的测算“系列一”测算得出按照目前的造价6～6.5元/W水平，以脱硫燃煤标杆上网电价上网，收益率-4.23%～2.61%之间。计算保证企业8%的内部收益率的条件下的最低上网电价：Ⅲ类资源区8%的收益率下最低上网电价测算表当光伏单位投资在6元/W时，保持项目正常的8%的收益率，在资源最好的条件下，上网电价在0.6125元/kWh以上，当光伏单位投资在6.5元/W时，保持项目正常的8%的收益率，在资源最好的条件下，上网电价在0.6635元/kWh以上。5、结论（1）Ⅰ类资源区。在当前的成本条件下，资源最好的地方要想达到8%的融资前税前内部收益率，上网电价需要高于0.44元/kWh；（2）Ⅱ类资源区。在当前的成本条件下，资源最好的地方要想达到8%的融资前税前内部收益率，上网电价需要高于0.48元/kWh；（3）Ⅲ类资源区。在当前的成本条件下，资源最好的地方要想达到8%的融资前税前内部收益率，上网电价需要高于0.61元/kWh。通过上述结论，我们可以明确看到，虽然当前部分省市已经公布了最新调整后的燃煤标杆电价，但是调整幅度距离我们测算水平还有一定的差距，以当前成本水平实现不要补贴满发在上网难度较大，但是通过测算我们也可以看到电价差距的空间，同时在成本连年下降和燃煤标杆电价近几年不断上调的趋势下，离这个设想是越来越近的。 原标题:不要补贴求满发，光伏企业有利可图吗？——各类资源区的8%收益下的最低电价",光伏系统工程,计鹏新能源,赵娜,"2017/9/7 10:59:07","光伏上网电价 光伏补贴 光伏电站收益"
109,"2017-09-18 06:18:55",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090710580643.jpg,132,"2017-09-18 06:18:55","不要补贴求满发 光伏企业有利可图吗？——各类资源区8%收益下的最低电价",2017-09-07,"北极星太阳能光伏网讯:在当前各类资源区的资源条件和成本下，对于企业来说，不要补贴，以燃煤标杆电价上网是不经济的，满足不了收益率的基本要求。那如果我们的关注点转移到要保证企业融资前税前的内部收益率达到8%，最低的上网电价是多少呢？今天咱们进一步深入论述下：如果未来脱硫燃煤标杆电价达到什么样的电价水平，“不要补贴求满发”的想法就可以实现了？1、测算前提条件（1）单个集中地面电站30MW容量；（2）投资水平在6元/W、6.5元/W两档测算；（3）资本金20%，剩余80%采用银行贷款（4）运行期考虑25年，光伏组件25年衰减20%；（5）利率按照当前中国人民银行公布的长期4.9%，短期4.35%计算；（6）光伏电价采用最新的2017年光伏发电标杆上网电价；（7）燃煤发电上网电价依据《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》(发改价格[2015]3105号)文公布电价；（8）按三类资源区进行测算。2、Ⅰ类资源区的测算“系列一”测算得出按照目前6～6.5元/W的造价水平，以脱硫燃煤标杆上网电价上网，收益率在-1.69%～2.27%之间。在保证企业融资前税前内部收益率为8%的（以下均简称为8%的内部收益率）条件下的，最低上网电价是多少呢？Ⅰ类资源区8%的收益率下最低上网电价测算表从上表可以看出，当光伏单位投资在6元/W时，保持项目正常的8%的收益率的条件下的上网电价为0.44～0.58元/kWh，当光伏单位投资在6.5元/W时，保持项目正常的8%的收益率的条件下，上网电价为0.49～0.65元/kWh。也就是说Ⅰ类资源区，要想达到8%的融资前税前内部收益率，能接受的上网电价要≥0.44元/kWh，具体根据不同资源不同成本确定。3、Ⅱ类资源区的测算测算方法跟Ⅰ类资源区相同。“系列一”测算得出按照目前的造价6～6.5元/W水平，以脱硫燃煤标杆上网电价上网，收益率在-4.75%～4.04%之间。Ⅱ类资源区在保证企业8%的内部收益率的条件下的最低上网电价是多少呢？Ⅱ类资源区8%的收益率下最低上网电价测算表保持项目正常的8%的收益率，在资源最好的条件下上网电价要在0.4790元/kWh以上，当光伏单位投资在6.5元/W时，保持项目正常的8%的收益率在资源最好的条件下，上网电价在0.5170元/kWh以上。总体归纳Ⅱ类资源区要想达到8%的融资前税前内部收益率，资源最好的地方能接受的上网电价要≥0.48元/kWh。4、Ⅲ类电价区的测算“系列一”测算得出按照目前的造价6～6.5元/W水平，以脱硫燃煤标杆上网电价上网，收益率-4.23%～2.61%之间。计算保证企业8%的内部收益率的条件下的最低上网电价：Ⅲ类资源区8%的收益率下最低上网电价测算表当光伏单位投资在6元/W时，保持项目正常的8%的收益率，在资源最好的条件下，上网电价在0.6125元/kWh以上，当光伏单位投资在6.5元/W时，保持项目正常的8%的收益率，在资源最好的条件下，上网电价在0.6635元/kWh以上。5、结论（1）Ⅰ类资源区。在当前的成本条件下，资源最好的地方要想达到8%的融资前税前内部收益率，上网电价需要高于0.44元/kWh；（2）Ⅱ类资源区。在当前的成本条件下，资源最好的地方要想达到8%的融资前税前内部收益率，上网电价需要高于0.48元/kWh；（3）Ⅲ类资源区。在当前的成本条件下，资源最好的地方要想达到8%的融资前税前内部收益率，上网电价需要高于0.61元/kWh。通过上述结论，我们可以明确看到，虽然当前部分省市已经公布了最新调整后的燃煤标杆电价，但是调整幅度距离我们测算水平还有一定的差距，以当前成本水平实现不要补贴满发在上网难度较大，但是通过测算我们也可以看到电价差距的空间，同时在成本连年下降和燃煤标杆电价近几年不断上调的趋势下，离这个设想是越来越近的。 原标题:不要补贴求满发，光伏企业有利可图吗？——各类资源区的8%收益下的最低电价",光伏系统工程,计鹏新能源,赵娜,"2017/9/7 10:59:07","光伏上网电价 光伏补贴 光伏电站收益"
110,"2017-09-18 06:19:06",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090709392323.jpg,134,"2017-09-18 06:19:06","严重空气污染作祟 印度太阳能发电量恐损失高达25%",2017-09-07,"北极星太阳能光伏网讯:印度正急于利用太阳能帮助数亿贫困人口提供电力，但最新一份研究指出，印度身为全球第三大污染国度，其空气污染可能使该国的太阳能发电量损失将近四分之一。自印度现任总理莫迪就任后，印度政府开出2022年3月前国内太阳能装机量要达到100GW的目标，且再生能源发电量要提高到全国发电量的40%。为了达标，印度新能源和可再生能源部（Ministry of New and Renewable Energy，MNRE）可说是大刀阔斧改革，包括大幅降低太阳能产品的进口关税，强制重新分配电力来源、澄清环评报告的规定不适用于太阳能发电厂等，让太阳能开发商在建置基础设施时豁免一些环境许可限制。TrendForce新能源研究金级报告今年3月曾经预估，2017年全球前三大太阳能需求国排名可能会重新洗牌，强劲崛起的印度可望取代日本成为需求第三大国家。印度对于成为全球太阳能源强国雄心勃勃，现在却有专家指出，该国严重的空气污染不只会让太阳能板的效率大打折扣，恐怕也会让印度政府投入可再生能源的数十亿美元资本“蒙上灰尘”。研究发现，每年造成印度数百万人生病丧命的粉尘烟雾，也会使太阳能发电量减少25%以上。美国与印度科学家从第一次研究中指出，人造颗粒漂浮在空气中、沉积在太阳能电池板上，将严重影响太阳光被转化为能量，进而导致发电量急剧下降。这可从全印度空气污染最严重的城市德里看出，印度太阳能谘询公司总监Vinay Rutagi表示，安装在德里屋顶的太阳能电池板，其发电量比40公里外的相同面板减少了30%。而若以印度目前的太阳能发展水平来看，空气污染将使整体太阳能源耗损高达3900MW。这数字是什么概念？它代表比该国耗资6.79亿美元建造的全球最大太阳能发电场的总发电容量还要高出6倍之多。印度“卡穆蒂太阳能发电计划（Kamuthi Solar Power Project）”为印度远大太阳能计划的一部分，于2016年底超越美国建造了全球最大的太阳能发电场，以250万个太阳能组件、576个逆变器、154个变压器与6,000公里长的电缆组成，总发电容量648MW，计划完工上线后，将使印度太阳能总发电容量超过10GW。而太阳能源的损失，只会随着印度政府对市场的势在必得而越来越多。研究作者之一、美国杜克大学Mike Bergin教授表示，空气污染造成的金额损失在呈现指数上升，高达数十亿美元。只不过，印度政府现正处于发展太阳能产业的冲刺期中，对于负面的研究与预测并没有太多关注，虽然印度能源部门日前曾祭出空污管制的方针，预计2030年后全印度只贩售电动车，但该国太阳能设施正在蓬勃发展阶段，投资者愿意让接下来十馀年光景的投资都打对折？印度理工学院甘地纳加尔校区（IIT Gandhinagar）Chinmay Ghoro副教授倒是提醒，政策制定者在投资太阳能产业的同时，应该加倍规范阴沉沉的天空。（本文由Technews科技新报授权转载）",光伏系统工程,Technews科技新报,,"2017/9/7 9:39:58","太阳能发电量 光伏发电 印度光伏市场"
111,"2017-09-18 06:19:13",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090709222139.jpg,135,"2017-09-18 06:19:13",降补贴与竞价上网机制--光伏产业平价上网之路,2017-09-07,北极星太阳能光伏网讯:光伏的产业，在很多西方发达国家发展的比较早，其中比较有代表性的国家就是德国。其光伏的产业，政策，市场还有技术均有很多值得新兴市场学习和借鉴的地方。其中，德国光伏产业的降价趋势可以作为我们预测未来光伏平价上网的有力参考。同时我们看到，随着光伏产业度电成本的下降，海外的市场需求逐渐放量，存在着巨大的市场潜力和机会。今天兔子君就为大家列举下德国光伏的降价历史，并简要阐释海外光伏电站的未来市场空间。FiT制度带来的装机波动德国光伏成本下降趋势2008年开始德国光伏系统成本大幅下降，此时FiT下调速度却滞后于系统成本，因此从2008年开始到2012年德国新增光伏装机规模大幅增加;因此也造就了光伏产业加速发展的盛世。而2012-2014年FiT还在快速下降时，系统成本降低空间非常小，装机规模大幅下降。德国FiT下调路线图竞价上网制度推动平价上网竞价上网制度为政府通过招标的方式，确定最低中标价为项目的上网电价，且该电价保持若干年不变。德国2014年进行大型地面光伏电站项目的招标试点，2015年开始对100kw以上的项目实施招标制，目前对规模在750kW-10MW之间的光伏项目实施竞价上网制度，从下表可以看出德国竞价上网中标价比FiT的上限低接近60%，目前该上网电价已经在德国煤电上网电价区间内。德国竞价成本下降由以上的信息可以总结，合理的光伏成本下降，可以促进技术更新的需求，在市场竞争的机制下，有助于淘汰低效产能，促进成本下降，淘汰劣质产品与企业的过程。然而，需要结合市场的发展。否则过度的调整补贴，会大幅度挤压产业利润，对产业持续健康的发展起到不利的影响。某种程度上，德国的平价上网是在牺牲了产业的利润，也导致了后期大幅度的装机量下降。那么世界范围内的竞价上网情况如何呢?各国竞价上网成为主流目前全球已经有超过20个国家对光伏上网电价的确定实施竞价制度，光伏装机大国已经开始或即将实施竞价政策。德国在2015年开始对实施招标制，我国2016年推出的领跑者计划项目实施招标制、未来该制度也将是趋势，日本也将在今年10月对2MW以上的大型光伏项目实时招标制，主流国家的上网电价招标制将是趋势，进而推动技术进步与成本的进一步降低。各个国家竞价上网情况国际市场上可以看到，竞价上网制度下部分小国已经实现平价上网：印度光伏招标上网电价已经降至0.04美元/kWh以下。秘鲁、墨西哥的招标上网电价已经低至0.05美元/kWh以下。智利、迪拜等地光伏电站项目最低中标上网电价已低至0.03美元/度以下，并低于化石能源水平，实现平价。而在目前的全球发电结构来看，平价上网无疑可以很好的促进光伏产业持续稳定的发展。从全球的发电结构来看，目前全球可再生能源发电(包括水电)仅占23.5%，而非水可再生能源发电占比仅有6.3%，风电和光伏合计发电占比为5.9%。与全球部分可再生能源发展理念较为先进的国家相比，全球可再生能源发电尤其是非水可再生能源的发电比例还有较大的提升空间。各个国家可再生能源占比可再生能源将是大势所趋：随着全球气候的变暖以及能源形势的严峻，全球越来越多的国家倡导可再生能源的发展和使用，大部分国家都为可再生能源发电占比进行中长期的规划，部分国家已经提前完成2020年的规划(意大利、丹麦等)，不少国家计划到2050年的可再生能源发电(包含水电)占比要达到50%以上。水力发电占比呈下降趋势，非水可再生能源发电将是未来的趋势：从全球主要国家的水电发展来看，除少数国家水电占比有小幅上升以外(中国、希腊、日本、英国)，大部分国家的水电发电占比都呈下降趋势，由此判断水电占比未来不会上升，因此其未来可再生能源发电目标(含水电)比现在的净增加值基本都是非水可再生能源发电，非水可再生能源的建设和发展将是未来的趋势。总结借鉴前人的经验，可以避免很多误区。在技术飞速发展的今天，在环保需求日益紧迫的世界环境下，促进可再生能源的发展是社会与每个人的责任。在政策上切实结合市场的情况，合力的给予辅助，不过分，不苛刻。在如今的世界能源结构下，光伏在内的可再生能源未来会有更加广阔的前景!,光伏系统工程,PV兔子,兔子君,"2017/9/7 9:26:14","光伏补贴 光伏平价上网 光伏产业"
112,"2017-09-18 06:19:13",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090709224188.jpg,135,"2017-09-18 06:19:13",降补贴与竞价上网机制--光伏产业平价上网之路,2017-09-07,北极星太阳能光伏网讯:光伏的产业，在很多西方发达国家发展的比较早，其中比较有代表性的国家就是德国。其光伏的产业，政策，市场还有技术均有很多值得新兴市场学习和借鉴的地方。其中，德国光伏产业的降价趋势可以作为我们预测未来光伏平价上网的有力参考。同时我们看到，随着光伏产业度电成本的下降，海外的市场需求逐渐放量，存在着巨大的市场潜力和机会。今天兔子君就为大家列举下德国光伏的降价历史，并简要阐释海外光伏电站的未来市场空间。FiT制度带来的装机波动德国光伏成本下降趋势2008年开始德国光伏系统成本大幅下降，此时FiT下调速度却滞后于系统成本，因此从2008年开始到2012年德国新增光伏装机规模大幅增加;因此也造就了光伏产业加速发展的盛世。而2012-2014年FiT还在快速下降时，系统成本降低空间非常小，装机规模大幅下降。德国FiT下调路线图竞价上网制度推动平价上网竞价上网制度为政府通过招标的方式，确定最低中标价为项目的上网电价，且该电价保持若干年不变。德国2014年进行大型地面光伏电站项目的招标试点，2015年开始对100kw以上的项目实施招标制，目前对规模在750kW-10MW之间的光伏项目实施竞价上网制度，从下表可以看出德国竞价上网中标价比FiT的上限低接近60%，目前该上网电价已经在德国煤电上网电价区间内。德国竞价成本下降由以上的信息可以总结，合理的光伏成本下降，可以促进技术更新的需求，在市场竞争的机制下，有助于淘汰低效产能，促进成本下降，淘汰劣质产品与企业的过程。然而，需要结合市场的发展。否则过度的调整补贴，会大幅度挤压产业利润，对产业持续健康的发展起到不利的影响。某种程度上，德国的平价上网是在牺牲了产业的利润，也导致了后期大幅度的装机量下降。那么世界范围内的竞价上网情况如何呢?各国竞价上网成为主流目前全球已经有超过20个国家对光伏上网电价的确定实施竞价制度，光伏装机大国已经开始或即将实施竞价政策。德国在2015年开始对实施招标制，我国2016年推出的领跑者计划项目实施招标制、未来该制度也将是趋势，日本也将在今年10月对2MW以上的大型光伏项目实时招标制，主流国家的上网电价招标制将是趋势，进而推动技术进步与成本的进一步降低。各个国家竞价上网情况国际市场上可以看到，竞价上网制度下部分小国已经实现平价上网：印度光伏招标上网电价已经降至0.04美元/kWh以下。秘鲁、墨西哥的招标上网电价已经低至0.05美元/kWh以下。智利、迪拜等地光伏电站项目最低中标上网电价已低至0.03美元/度以下，并低于化石能源水平，实现平价。而在目前的全球发电结构来看，平价上网无疑可以很好的促进光伏产业持续稳定的发展。从全球的发电结构来看，目前全球可再生能源发电(包括水电)仅占23.5%，而非水可再生能源发电占比仅有6.3%，风电和光伏合计发电占比为5.9%。与全球部分可再生能源发展理念较为先进的国家相比，全球可再生能源发电尤其是非水可再生能源的发电比例还有较大的提升空间。各个国家可再生能源占比可再生能源将是大势所趋：随着全球气候的变暖以及能源形势的严峻，全球越来越多的国家倡导可再生能源的发展和使用，大部分国家都为可再生能源发电占比进行中长期的规划，部分国家已经提前完成2020年的规划(意大利、丹麦等)，不少国家计划到2050年的可再生能源发电(包含水电)占比要达到50%以上。水力发电占比呈下降趋势，非水可再生能源发电将是未来的趋势：从全球主要国家的水电发展来看，除少数国家水电占比有小幅上升以外(中国、希腊、日本、英国)，大部分国家的水电发电占比都呈下降趋势，由此判断水电占比未来不会上升，因此其未来可再生能源发电目标(含水电)比现在的净增加值基本都是非水可再生能源发电，非水可再生能源的建设和发展将是未来的趋势。总结借鉴前人的经验，可以避免很多误区。在技术飞速发展的今天，在环保需求日益紧迫的世界环境下，促进可再生能源的发展是社会与每个人的责任。在政策上切实结合市场的情况，合力的给予辅助，不过分，不苛刻。在如今的世界能源结构下，光伏在内的可再生能源未来会有更加广阔的前景!,光伏系统工程,PV兔子,兔子君,"2017/9/7 9:26:14","光伏补贴 光伏平价上网 光伏产业"
113,"2017-09-18 06:19:13",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090709232577.jpg,135,"2017-09-18 06:19:13",降补贴与竞价上网机制--光伏产业平价上网之路,2017-09-07,北极星太阳能光伏网讯:光伏的产业，在很多西方发达国家发展的比较早，其中比较有代表性的国家就是德国。其光伏的产业，政策，市场还有技术均有很多值得新兴市场学习和借鉴的地方。其中，德国光伏产业的降价趋势可以作为我们预测未来光伏平价上网的有力参考。同时我们看到，随着光伏产业度电成本的下降，海外的市场需求逐渐放量，存在着巨大的市场潜力和机会。今天兔子君就为大家列举下德国光伏的降价历史，并简要阐释海外光伏电站的未来市场空间。FiT制度带来的装机波动德国光伏成本下降趋势2008年开始德国光伏系统成本大幅下降，此时FiT下调速度却滞后于系统成本，因此从2008年开始到2012年德国新增光伏装机规模大幅增加;因此也造就了光伏产业加速发展的盛世。而2012-2014年FiT还在快速下降时，系统成本降低空间非常小，装机规模大幅下降。德国FiT下调路线图竞价上网制度推动平价上网竞价上网制度为政府通过招标的方式，确定最低中标价为项目的上网电价，且该电价保持若干年不变。德国2014年进行大型地面光伏电站项目的招标试点，2015年开始对100kw以上的项目实施招标制，目前对规模在750kW-10MW之间的光伏项目实施竞价上网制度，从下表可以看出德国竞价上网中标价比FiT的上限低接近60%，目前该上网电价已经在德国煤电上网电价区间内。德国竞价成本下降由以上的信息可以总结，合理的光伏成本下降，可以促进技术更新的需求，在市场竞争的机制下，有助于淘汰低效产能，促进成本下降，淘汰劣质产品与企业的过程。然而，需要结合市场的发展。否则过度的调整补贴，会大幅度挤压产业利润，对产业持续健康的发展起到不利的影响。某种程度上，德国的平价上网是在牺牲了产业的利润，也导致了后期大幅度的装机量下降。那么世界范围内的竞价上网情况如何呢?各国竞价上网成为主流目前全球已经有超过20个国家对光伏上网电价的确定实施竞价制度，光伏装机大国已经开始或即将实施竞价政策。德国在2015年开始对实施招标制，我国2016年推出的领跑者计划项目实施招标制、未来该制度也将是趋势，日本也将在今年10月对2MW以上的大型光伏项目实时招标制，主流国家的上网电价招标制将是趋势，进而推动技术进步与成本的进一步降低。各个国家竞价上网情况国际市场上可以看到，竞价上网制度下部分小国已经实现平价上网：印度光伏招标上网电价已经降至0.04美元/kWh以下。秘鲁、墨西哥的招标上网电价已经低至0.05美元/kWh以下。智利、迪拜等地光伏电站项目最低中标上网电价已低至0.03美元/度以下，并低于化石能源水平，实现平价。而在目前的全球发电结构来看，平价上网无疑可以很好的促进光伏产业持续稳定的发展。从全球的发电结构来看，目前全球可再生能源发电(包括水电)仅占23.5%，而非水可再生能源发电占比仅有6.3%，风电和光伏合计发电占比为5.9%。与全球部分可再生能源发展理念较为先进的国家相比，全球可再生能源发电尤其是非水可再生能源的发电比例还有较大的提升空间。各个国家可再生能源占比可再生能源将是大势所趋：随着全球气候的变暖以及能源形势的严峻，全球越来越多的国家倡导可再生能源的发展和使用，大部分国家都为可再生能源发电占比进行中长期的规划，部分国家已经提前完成2020年的规划(意大利、丹麦等)，不少国家计划到2050年的可再生能源发电(包含水电)占比要达到50%以上。水力发电占比呈下降趋势，非水可再生能源发电将是未来的趋势：从全球主要国家的水电发展来看，除少数国家水电占比有小幅上升以外(中国、希腊、日本、英国)，大部分国家的水电发电占比都呈下降趋势，由此判断水电占比未来不会上升，因此其未来可再生能源发电目标(含水电)比现在的净增加值基本都是非水可再生能源发电，非水可再生能源的建设和发展将是未来的趋势。总结借鉴前人的经验，可以避免很多误区。在技术飞速发展的今天，在环保需求日益紧迫的世界环境下，促进可再生能源的发展是社会与每个人的责任。在政策上切实结合市场的情况，合力的给予辅助，不过分，不苛刻。在如今的世界能源结构下，光伏在内的可再生能源未来会有更加广阔的前景!,光伏系统工程,PV兔子,兔子君,"2017/9/7 9:26:14","光伏补贴 光伏平价上网 光伏产业"
114,"2017-09-18 06:19:13",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090709235742.jpg,135,"2017-09-18 06:19:13",降补贴与竞价上网机制--光伏产业平价上网之路,2017-09-07,北极星太阳能光伏网讯:光伏的产业，在很多西方发达国家发展的比较早，其中比较有代表性的国家就是德国。其光伏的产业，政策，市场还有技术均有很多值得新兴市场学习和借鉴的地方。其中，德国光伏产业的降价趋势可以作为我们预测未来光伏平价上网的有力参考。同时我们看到，随着光伏产业度电成本的下降，海外的市场需求逐渐放量，存在着巨大的市场潜力和机会。今天兔子君就为大家列举下德国光伏的降价历史，并简要阐释海外光伏电站的未来市场空间。FiT制度带来的装机波动德国光伏成本下降趋势2008年开始德国光伏系统成本大幅下降，此时FiT下调速度却滞后于系统成本，因此从2008年开始到2012年德国新增光伏装机规模大幅增加;因此也造就了光伏产业加速发展的盛世。而2012-2014年FiT还在快速下降时，系统成本降低空间非常小，装机规模大幅下降。德国FiT下调路线图竞价上网制度推动平价上网竞价上网制度为政府通过招标的方式，确定最低中标价为项目的上网电价，且该电价保持若干年不变。德国2014年进行大型地面光伏电站项目的招标试点，2015年开始对100kw以上的项目实施招标制，目前对规模在750kW-10MW之间的光伏项目实施竞价上网制度，从下表可以看出德国竞价上网中标价比FiT的上限低接近60%，目前该上网电价已经在德国煤电上网电价区间内。德国竞价成本下降由以上的信息可以总结，合理的光伏成本下降，可以促进技术更新的需求，在市场竞争的机制下，有助于淘汰低效产能，促进成本下降，淘汰劣质产品与企业的过程。然而，需要结合市场的发展。否则过度的调整补贴，会大幅度挤压产业利润，对产业持续健康的发展起到不利的影响。某种程度上，德国的平价上网是在牺牲了产业的利润，也导致了后期大幅度的装机量下降。那么世界范围内的竞价上网情况如何呢?各国竞价上网成为主流目前全球已经有超过20个国家对光伏上网电价的确定实施竞价制度，光伏装机大国已经开始或即将实施竞价政策。德国在2015年开始对实施招标制，我国2016年推出的领跑者计划项目实施招标制、未来该制度也将是趋势，日本也将在今年10月对2MW以上的大型光伏项目实时招标制，主流国家的上网电价招标制将是趋势，进而推动技术进步与成本的进一步降低。各个国家竞价上网情况国际市场上可以看到，竞价上网制度下部分小国已经实现平价上网：印度光伏招标上网电价已经降至0.04美元/kWh以下。秘鲁、墨西哥的招标上网电价已经低至0.05美元/kWh以下。智利、迪拜等地光伏电站项目最低中标上网电价已低至0.03美元/度以下，并低于化石能源水平，实现平价。而在目前的全球发电结构来看，平价上网无疑可以很好的促进光伏产业持续稳定的发展。从全球的发电结构来看，目前全球可再生能源发电(包括水电)仅占23.5%，而非水可再生能源发电占比仅有6.3%，风电和光伏合计发电占比为5.9%。与全球部分可再生能源发展理念较为先进的国家相比，全球可再生能源发电尤其是非水可再生能源的发电比例还有较大的提升空间。各个国家可再生能源占比可再生能源将是大势所趋：随着全球气候的变暖以及能源形势的严峻，全球越来越多的国家倡导可再生能源的发展和使用，大部分国家都为可再生能源发电占比进行中长期的规划，部分国家已经提前完成2020年的规划(意大利、丹麦等)，不少国家计划到2050年的可再生能源发电(包含水电)占比要达到50%以上。水力发电占比呈下降趋势，非水可再生能源发电将是未来的趋势：从全球主要国家的水电发展来看，除少数国家水电占比有小幅上升以外(中国、希腊、日本、英国)，大部分国家的水电发电占比都呈下降趋势，由此判断水电占比未来不会上升，因此其未来可再生能源发电目标(含水电)比现在的净增加值基本都是非水可再生能源发电，非水可再生能源的建设和发展将是未来的趋势。总结借鉴前人的经验，可以避免很多误区。在技术飞速发展的今天，在环保需求日益紧迫的世界环境下，促进可再生能源的发展是社会与每个人的责任。在政策上切实结合市场的情况，合力的给予辅助，不过分，不苛刻。在如今的世界能源结构下，光伏在内的可再生能源未来会有更加广阔的前景!,光伏系统工程,PV兔子,兔子君,"2017/9/7 9:26:14","光伏补贴 光伏平价上网 光伏产业"
115,"2017-09-18 06:19:13",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090709242580.jpg,135,"2017-09-18 06:19:13",降补贴与竞价上网机制--光伏产业平价上网之路,2017-09-07,北极星太阳能光伏网讯:光伏的产业，在很多西方发达国家发展的比较早，其中比较有代表性的国家就是德国。其光伏的产业，政策，市场还有技术均有很多值得新兴市场学习和借鉴的地方。其中，德国光伏产业的降价趋势可以作为我们预测未来光伏平价上网的有力参考。同时我们看到，随着光伏产业度电成本的下降，海外的市场需求逐渐放量，存在着巨大的市场潜力和机会。今天兔子君就为大家列举下德国光伏的降价历史，并简要阐释海外光伏电站的未来市场空间。FiT制度带来的装机波动德国光伏成本下降趋势2008年开始德国光伏系统成本大幅下降，此时FiT下调速度却滞后于系统成本，因此从2008年开始到2012年德国新增光伏装机规模大幅增加;因此也造就了光伏产业加速发展的盛世。而2012-2014年FiT还在快速下降时，系统成本降低空间非常小，装机规模大幅下降。德国FiT下调路线图竞价上网制度推动平价上网竞价上网制度为政府通过招标的方式，确定最低中标价为项目的上网电价，且该电价保持若干年不变。德国2014年进行大型地面光伏电站项目的招标试点，2015年开始对100kw以上的项目实施招标制，目前对规模在750kW-10MW之间的光伏项目实施竞价上网制度，从下表可以看出德国竞价上网中标价比FiT的上限低接近60%，目前该上网电价已经在德国煤电上网电价区间内。德国竞价成本下降由以上的信息可以总结，合理的光伏成本下降，可以促进技术更新的需求，在市场竞争的机制下，有助于淘汰低效产能，促进成本下降，淘汰劣质产品与企业的过程。然而，需要结合市场的发展。否则过度的调整补贴，会大幅度挤压产业利润，对产业持续健康的发展起到不利的影响。某种程度上，德国的平价上网是在牺牲了产业的利润，也导致了后期大幅度的装机量下降。那么世界范围内的竞价上网情况如何呢?各国竞价上网成为主流目前全球已经有超过20个国家对光伏上网电价的确定实施竞价制度，光伏装机大国已经开始或即将实施竞价政策。德国在2015年开始对实施招标制，我国2016年推出的领跑者计划项目实施招标制、未来该制度也将是趋势，日本也将在今年10月对2MW以上的大型光伏项目实时招标制，主流国家的上网电价招标制将是趋势，进而推动技术进步与成本的进一步降低。各个国家竞价上网情况国际市场上可以看到，竞价上网制度下部分小国已经实现平价上网：印度光伏招标上网电价已经降至0.04美元/kWh以下。秘鲁、墨西哥的招标上网电价已经低至0.05美元/kWh以下。智利、迪拜等地光伏电站项目最低中标上网电价已低至0.03美元/度以下，并低于化石能源水平，实现平价。而在目前的全球发电结构来看，平价上网无疑可以很好的促进光伏产业持续稳定的发展。从全球的发电结构来看，目前全球可再生能源发电(包括水电)仅占23.5%，而非水可再生能源发电占比仅有6.3%，风电和光伏合计发电占比为5.9%。与全球部分可再生能源发展理念较为先进的国家相比，全球可再生能源发电尤其是非水可再生能源的发电比例还有较大的提升空间。各个国家可再生能源占比可再生能源将是大势所趋：随着全球气候的变暖以及能源形势的严峻，全球越来越多的国家倡导可再生能源的发展和使用，大部分国家都为可再生能源发电占比进行中长期的规划，部分国家已经提前完成2020年的规划(意大利、丹麦等)，不少国家计划到2050年的可再生能源发电(包含水电)占比要达到50%以上。水力发电占比呈下降趋势，非水可再生能源发电将是未来的趋势：从全球主要国家的水电发展来看，除少数国家水电占比有小幅上升以外(中国、希腊、日本、英国)，大部分国家的水电发电占比都呈下降趋势，由此判断水电占比未来不会上升，因此其未来可再生能源发电目标(含水电)比现在的净增加值基本都是非水可再生能源发电，非水可再生能源的建设和发展将是未来的趋势。总结借鉴前人的经验，可以避免很多误区。在技术飞速发展的今天，在环保需求日益紧迫的世界环境下，促进可再生能源的发展是社会与每个人的责任。在政策上切实结合市场的情况，合力的给予辅助，不过分，不苛刻。在如今的世界能源结构下，光伏在内的可再生能源未来会有更加广阔的前景!,光伏系统工程,PV兔子,兔子君,"2017/9/7 9:26:14","光伏补贴 光伏平价上网 光伏产业"
116,"2017-09-18 06:19:29",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090615292121.png,137,"2017-09-18 06:19:29",2017年7月京津唐光伏电站并网运行管理运行结算汇总表,2017-09-06,北极星太阳能光伏网讯:,光伏系统工程,国家能源局华北监管局,,"2017/9/6 15:33:28","光伏电站并网 光伏发电 光伏市场"
117,"2017-09-18 06:19:37",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090613424849.png,138,"2017-09-18 06:19:37","A股光伏企业三季报前瞻 这六家净利润有望翻倍",2017-09-06,北极星太阳能光伏网讯:在今年上半年国内光伏行业维持高景气度的背景下，A股光伏企业普遍“报喜”。今年8月中旬，中国电力企业联合会公布的《2017年1-7月份电力工业运行简况》显示，1至7月份，全国新增光伏发电装机容量累计达34.92GW。参照国家能源局此前公布的上半年国内新增光伏发电装机数据，7月份，光伏新增装机数据高达10.52GW，继续以超预期的态势发展。瑞银证券日前发布的研报指出，进入7月份，光伏需求和产品均价并未出现市场此前预期的显著下跌，三季度需求势头不减。对此，瑞银证券预测整个下半年国内光伏发电新增装机将对比去年同期增长14GW至16GW，从而全年的数据将摸高至40GW。与去年不同的是，今年上半年“抢装潮”过后，去年同期出现的光伏行业装机需求下滑、光伏产品价格大幅下跌的现象并未出现，这使得A股光伏企业上半年业绩报喜的局面或将延续至三季度。事实上，这从目前诸多A股光伏企业公布的前三季度业绩预告中可见一斑。截至9月5日，A股共计23家光伏企业（含拥有光伏业务企业，下同）发布前三季度的业绩预测。根据预测，尽管各企业之间业绩出现分化，但仍有14家企业前三季度净利润确定同比增长，这其中的代表企业如太阳能（000591.SZ）、中环股份（002129.SZ）；3家企业在确保盈利的基础上，其净利润同比减少，代表企业如协鑫集成（002506.SZ）；5家企业报告期内亏损，代表企业如易成新能（300080.SZ）、*ST海润（600401.SH）。23家A股光伏企业（含拥有光伏业务企业）太阳能、中环股份、横店东磁（002056.SZ）等14家A股光伏企业今年1至9月份的净利润确定盈利并较去年同期实现增长。根据业绩预告，太阳能预测今年前三季度的净利润范围为6.10亿元至7.30亿元，同比增长49.57%至78.99%，其预测净利润额暂居23家企业的首位。上半年，太阳能实现营业收入和归属于上市公司股东的净利润分别为23.10亿元、3.93亿元，其净利润额同比增幅也达到78.33%。太阳能靓丽的业绩得益于其迅猛发展的光伏电站业务。2015年，通过资产重组，太阳能注入光伏资产，进入光伏电站投资运营领域。两年时间里，其光伏电站装机容量快速增长。截至今年上半年，太阳能光伏电站总装机容量超过3.6GW。并网装机量的大幅增长使得其电力销售业绩释放，上半年，太阳能电力销售收入超过12亿元，同比增长65%。根据业绩预告，前三季度业绩预增的14家光伏企业中，6家企业的净利润有望翻倍。其中，作为光伏新军的科林环保（002499.SZ）披露的0.45亿元至0.50亿元净利润范围、同比增幅149.09%至176.77%的预测数据较为显眼。在业绩预告中，该公司表示其新增光伏电站工程预计能带来利润增长点从而影响业绩。科林环保原先的主营业务为袋式除尘设备的设计与制造，但自其上市次年，科林环保的净利润几乎逐年下滑。尤其是在2015年、2016年两年，该公司扣非后的归属于上市公司股东的净利润连续亏损，预示着其主营业务遭遇了异常严重的困境，剥离似乎成为该公司维持生存的最有效方式。今年6月份，科林环保挂牌出售科林技术100%股权，但首次挂牌转让未征集到符合条件的意向受让方。在随后的二次挂牌中，科林环保原实际控制人接盘，该公司才得以顺利剥离主业，转战光伏业务。此次资产出售并实现主业转型的效果立竿见影，今年上半年，科林环保实现营业收入和归属于上市公司股东的净利润分别为7.66亿元、0.44亿元，分别同比增长432.93%、166.70%。在业绩预减的光伏企业中，协鑫集成与亚玛顿（002623.SZ）的净利润同比降幅较大。其中，协鑫集成预测1至9月份实现净利润范围为0.30亿元至0.80亿元，同比降幅61.77%至85.66%；亚玛顿预测1至9月份的净利润范围为0.10亿元至0.15亿元，同比降幅67.02%至78.01%。不过，在绝大多数光伏企业实现盈利时，*ST海润、易成新能、航天机电（600151.SH）、安彩高科（600207.SH）、天龙光电（300029.SZ）这五家企业前三季度却可能遭遇亏损。值得注意的是，尽管天龙光电预测前三季度亏损幅度较去年同期缩小。但这家以单晶硅炉制造为最大主营业务的光伏设备企业在今年迎来了“保壳”关键年。此前，天龙光电2015年、2016年连续两年归属于上市公司股东的净利润亏损，且其扣非后归属于上市公司股东的净利润数据更是连续五年为负。,光伏系统工程,界面新闻,曹恩惠,"2017/9/6 13:49:43","光伏企业财报 光伏行业 光伏市场"
118,"2017-09-18 06:19:55",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090610115369.png,142,"2017-09-18 06:19:55",2017年7月京津唐光伏发电站并网运行结算汇总表,2017-09-06,"北极星太阳能光伏网讯: 原标题:2017年7月京津唐光伏发电站并网运行结算汇总表",光伏系统工程,国家能源局华北监管局,,"2017/9/6 10:14:28","光伏电站 光伏消纳 河北光伏市场"
119,"2017-09-18 06:19:55",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090610120814.png,142,"2017-09-18 06:19:55",2017年7月京津唐光伏发电站并网运行结算汇总表,2017-09-06,"北极星太阳能光伏网讯: 原标题:2017年7月京津唐光伏发电站并网运行结算汇总表",光伏系统工程,国家能源局华北监管局,,"2017/9/6 10:14:28","光伏电站 光伏消纳 河北光伏市场"
120,"2017-09-18 06:19:55",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090610121828.png,142,"2017-09-18 06:19:55",2017年7月京津唐光伏发电站并网运行结算汇总表,2017-09-06,"北极星太阳能光伏网讯: 原标题:2017年7月京津唐光伏发电站并网运行结算汇总表",光伏系统工程,国家能源局华北监管局,,"2017/9/6 10:14:28","光伏电站 光伏消纳 河北光伏市场"
121,"2017-09-18 06:19:55",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090610122779.png,142,"2017-09-18 06:19:55",2017年7月京津唐光伏发电站并网运行结算汇总表,2017-09-06,"北极星太阳能光伏网讯: 原标题:2017年7月京津唐光伏发电站并网运行结算汇总表",光伏系统工程,国家能源局华北监管局,,"2017/9/6 10:14:28","光伏电站 光伏消纳 河北光伏市场"
122,"2017-09-18 06:19:55",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090610123674.png,142,"2017-09-18 06:19:55",2017年7月京津唐光伏发电站并网运行结算汇总表,2017-09-06,"北极星太阳能光伏网讯: 原标题:2017年7月京津唐光伏发电站并网运行结算汇总表",光伏系统工程,国家能源局华北监管局,,"2017/9/6 10:14:28","光伏电站 光伏消纳 河北光伏市场"
123,"2017-09-18 06:19:55",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090610124669.png,142,"2017-09-18 06:19:55",2017年7月京津唐光伏发电站并网运行结算汇总表,2017-09-06,"北极星太阳能光伏网讯: 原标题:2017年7月京津唐光伏发电站并网运行结算汇总表",光伏系统工程,国家能源局华北监管局,,"2017/9/6 10:14:28","光伏电站 光伏消纳 河北光伏市场"
124,"2017-09-18 06:19:55",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090610125574.png,142,"2017-09-18 06:19:55",2017年7月京津唐光伏发电站并网运行结算汇总表,2017-09-06,"北极星太阳能光伏网讯: 原标题:2017年7月京津唐光伏发电站并网运行结算汇总表",光伏系统工程,国家能源局华北监管局,,"2017/9/6 10:14:28","光伏电站 光伏消纳 河北光伏市场"
125,"2017-09-18 06:20:19",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090511241560.png,148,"2017-09-18 06:20:19","江苏能源局要求9月8日前上报各地2017光伏指标方案 总规模120万千瓦",2017-09-05,"北极星太阳能光伏网讯: 原标题:江苏能源局要求9月8日前上报各地2017光伏指标方案 总规模120万千瓦",光伏系统工程,江苏省能源局,,"2017/9/5 11:27:39","光伏指标 光伏发电 江苏光伏市场"
126,"2017-09-18 06:20:19",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090511261054.jpg,148,"2017-09-18 06:20:19","江苏能源局要求9月8日前上报各地2017光伏指标方案 总规模120万千瓦",2017-09-05,"北极星太阳能光伏网讯: 原标题:江苏能源局要求9月8日前上报各地2017光伏指标方案 总规模120万千瓦",光伏系统工程,江苏省能源局,,"2017/9/5 11:27:39","光伏指标 光伏发电 江苏光伏市场"
127,"2017-09-18 06:20:20",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090510473756.jpg,149,"2017-09-18 06:20:20","绿能宝凶多吉少 “互联网金融+光伏”行不通？",2017-09-05,北极星太阳能光伏网讯:自“最慢30年完成全部兑付”、“逾期事件负责人跑路”、“警方立案侦查”、“母公司SPI陷退市危机”之后。备受行业关注的绿能宝逾期事件又有了新的进展。据了解，收到纳斯达克交易所的退市裁定之后，SPI通过向纳斯达克上市资格评估小组提交听证会请求而暂时停止了退市程序。近日SPI对外宣布，纳斯达克交易所已接受了SPI继续交易的申请，这也就意味着SPI暂时躲过了退市的命运。暂停退市绿能宝依然凶多吉少据观察，母公司SPI虽然暂时躲过了退市危机，但绿能宝的逾期兑付问题并没有因此解决。小编查阅绿能宝官网得知，曾承诺每周五在官网上发布当周兑付、筹款及融资等各项工作进展的绿能宝，其官网上关于兑付进展的公告依然停留在6月1日-6月9日。此后近三个月没有相关兑付进展公告发布。绿能宝的逾期兑付危机从4月10日爆发，其逾期金额累计超过2.2亿元，涉及线上投资人5746人。其时绿能宝发布公告称将在180日内完成所有逾期金额的兑付，但据统计，在5月份，绿能宝兑付了31名投资人，金额为68.8万元。至6月21日，绿能宝兑付的投资人达到了206名，兑付金额总金额327万元。七月份之后绿能宝兑付速度更加缓慢。最近的兑付进展是8月25日，绿能宝当天共兑付36人，兑付资金5.7万元。但是8月25日的兑付并没有得到绿能宝的官方证实。无论如何，所谓的180日内的兑付已经快到期限，但是目前绿能宝已兑付的金额才几百万而已，相对于2.2亿的逾期兑付总金额简直杯水车薪。自兑付危机爆发之后，绿能宝在上海、北京各地的办事处人走楼空。面对投资者的质疑，绿能宝兑付负责人毛毅峰曾承诺绿能宝绝不跑路，并保证每周兑付不低于1次，最慢30年完成兑付。“最慢30年”这一超长的兑付期限引来业界一片哗然，但更令人大跌眼镜的是作出此承诺的毛毅峰在12天之后向绿能宝提出辞职。据爆料，毛毅峰的辞职信中提到，其2016年后半段被绿能宝集团以绩效名义扣去20%工资未补发，已被欠薪三个月。是以，虽然SPI暂时脱离了退市危险，但是兑付危机却一直存在。有专家分析认为，光伏项目投资金额大，回笼周期长，以绿能宝此次逾期兑付涉及的金额来看，除非有机构愿意出来接盘，否则绿能宝投资人能够全部收回本金的希望非常低。但是原本在“绿能宝”成立之初被列为投资方的巨人集团史玉柱在逾期兑付事件爆发之后却紧急与绿能宝撇清关系，称自己并非绿能宝股东，与绿能宝唯一的关系就是“绿能宝欠他钱”。另一名曾被绿能宝列为投资方的商界领袖恒大集团许家印则选择沉默到底。两位商界领袖的态度表明了一切，在此情况之下哪个机构愿意出来为绿能宝接盘？除此之外，绿能宝母公司SPI的退市危机只是暂时远离而已。据纳斯纳克公告显示，尽管已允许SPI继续交易，但SPI还需要向纳斯达克听证会提交公司审计情况、20-f报告、以及有能力长期在纳斯达克挂牌交易的说明。一旦SPI无法履行听证会提出的上述要求，SPI的股票依然有可能在纳斯达克被终止交易。联系SPI在2013年-2015年连续三年的持续亏损，以及一而再再而三推迟披露的2016年年度报告，SPI未来很有可能因为持续30天以上股票收盘价低于1美元而被纳斯达克摘牌。另外，据统计SPI目前总市值约人民币1.69亿元，所以绿能宝即使将SPI全卖了也无法兑付2.2亿元的逾期款项，当然，这只是一个假设。对于此次逾期兑付，绿能宝现在貌似只能寄希望于催收项目款项。绿能宝公告表示，目前绿能宝正通过法律手段追讨EPC及线下项目回款，已进入司法诉讼程序的回款金额约3.9亿元。但是在光伏补贴长期拖欠的情况下，绿能宝要是能收回这些款项的话就不会爆发兑付危机了；如果绿能宝有信心在短时间内将这些款项追回的话，那也就不用作出“最慢30年兑付”这种让人目瞪口呆的承诺了。也就是说，绿能宝就算能追回这些项目款项，但所需要的时间必定不短，问题是绿能宝和SPI能支撑那么长时间吗？总的来说，虽然此次SPI暂离退市危险，但在困难重重之下，绿能宝依然凶多吉少。而与赛维LDK不同的是，绿能宝由于经营模式以及涉嫌自融的争议，或将很难得到政府机构的支持。相反的是，苏州市工业园区分局已经对绿能宝进行了立案调查。经营模式惹争议作为国内第一个太阳能领域的投融资平台，绿能宝的横空出世对光伏行业甚至是整个能源行业来说都是极具意义的。但是自绿能宝平台被推出以来，其经营模式备受争议。根据绿能宝官网介绍，绿能宝是一家利用投资购买电池板后租给太阳能电站，用发电收入偿还投资人利息的互联网金融服务平台。投资人的整个投资过程为：投资人先在绿能宝平台投入资金购买光伏电池板，然后绿能宝将投资人购买的光伏电池板租赁给太阳能发电站，而电站并网发电产生的发电效益将回笼给绿能宝，最后绿能宝再给投资人按月付租。图片来源：绿能宝官网在这个过程当中，投资人拥有对光伏电池板的所有权，绿能宝扮演了一个类似“中介”的作用。咋看之下，绿能宝为投资人提供了一个稳定、省时、省力的理财方式，而且这种投资对投资人的专业程度没有限制，投资人甚至不需要对光伏电站的运营知识有所了解就可以完成投资。但是看似简单的经营模式不但触碰监管红线，而且存在很大风险。其一，如果在投资过程中投资人仅仅提供资金，不参与光伏项目的运营管理，则绿能宝作为融资租赁公司，其资金来源于公众，是违反《融资租赁企业监督管理办法》的；其二，投资人的钱被绿能宝投入到太阳能电站中，再通过电站的发电收益来偿还投资人。这个模式只有在光伏电站运营良好的情况下是可行的，而事实上并不是每一个光伏电站的发电能力、运营水平都能达到标准；其三，国家补贴的存在会使得不了解行业详情的投资人进行盲目投资，而且国家补贴的拖欠使得投资人的回报存在不确定性，这也是造成绿能宝逾期兑付的主要原因。,光伏系统工程,OFweek太阳能光伏网,,"2017/9/5 10:51:42","绿能宝 SPI 绿能宝兑付危机"
128,"2017-09-18 06:20:20",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090510481916.jpg,149,"2017-09-18 06:20:20","绿能宝凶多吉少 “互联网金融+光伏”行不通？",2017-09-05,北极星太阳能光伏网讯:自“最慢30年完成全部兑付”、“逾期事件负责人跑路”、“警方立案侦查”、“母公司SPI陷退市危机”之后。备受行业关注的绿能宝逾期事件又有了新的进展。据了解，收到纳斯达克交易所的退市裁定之后，SPI通过向纳斯达克上市资格评估小组提交听证会请求而暂时停止了退市程序。近日SPI对外宣布，纳斯达克交易所已接受了SPI继续交易的申请，这也就意味着SPI暂时躲过了退市的命运。暂停退市绿能宝依然凶多吉少据观察，母公司SPI虽然暂时躲过了退市危机，但绿能宝的逾期兑付问题并没有因此解决。小编查阅绿能宝官网得知，曾承诺每周五在官网上发布当周兑付、筹款及融资等各项工作进展的绿能宝，其官网上关于兑付进展的公告依然停留在6月1日-6月9日。此后近三个月没有相关兑付进展公告发布。绿能宝的逾期兑付危机从4月10日爆发，其逾期金额累计超过2.2亿元，涉及线上投资人5746人。其时绿能宝发布公告称将在180日内完成所有逾期金额的兑付，但据统计，在5月份，绿能宝兑付了31名投资人，金额为68.8万元。至6月21日，绿能宝兑付的投资人达到了206名，兑付金额总金额327万元。七月份之后绿能宝兑付速度更加缓慢。最近的兑付进展是8月25日，绿能宝当天共兑付36人，兑付资金5.7万元。但是8月25日的兑付并没有得到绿能宝的官方证实。无论如何，所谓的180日内的兑付已经快到期限，但是目前绿能宝已兑付的金额才几百万而已，相对于2.2亿的逾期兑付总金额简直杯水车薪。自兑付危机爆发之后，绿能宝在上海、北京各地的办事处人走楼空。面对投资者的质疑，绿能宝兑付负责人毛毅峰曾承诺绿能宝绝不跑路，并保证每周兑付不低于1次，最慢30年完成兑付。“最慢30年”这一超长的兑付期限引来业界一片哗然，但更令人大跌眼镜的是作出此承诺的毛毅峰在12天之后向绿能宝提出辞职。据爆料，毛毅峰的辞职信中提到，其2016年后半段被绿能宝集团以绩效名义扣去20%工资未补发，已被欠薪三个月。是以，虽然SPI暂时脱离了退市危险，但是兑付危机却一直存在。有专家分析认为，光伏项目投资金额大，回笼周期长，以绿能宝此次逾期兑付涉及的金额来看，除非有机构愿意出来接盘，否则绿能宝投资人能够全部收回本金的希望非常低。但是原本在“绿能宝”成立之初被列为投资方的巨人集团史玉柱在逾期兑付事件爆发之后却紧急与绿能宝撇清关系，称自己并非绿能宝股东，与绿能宝唯一的关系就是“绿能宝欠他钱”。另一名曾被绿能宝列为投资方的商界领袖恒大集团许家印则选择沉默到底。两位商界领袖的态度表明了一切，在此情况之下哪个机构愿意出来为绿能宝接盘？除此之外，绿能宝母公司SPI的退市危机只是暂时远离而已。据纳斯纳克公告显示，尽管已允许SPI继续交易，但SPI还需要向纳斯达克听证会提交公司审计情况、20-f报告、以及有能力长期在纳斯达克挂牌交易的说明。一旦SPI无法履行听证会提出的上述要求，SPI的股票依然有可能在纳斯达克被终止交易。联系SPI在2013年-2015年连续三年的持续亏损，以及一而再再而三推迟披露的2016年年度报告，SPI未来很有可能因为持续30天以上股票收盘价低于1美元而被纳斯达克摘牌。另外，据统计SPI目前总市值约人民币1.69亿元，所以绿能宝即使将SPI全卖了也无法兑付2.2亿元的逾期款项，当然，这只是一个假设。对于此次逾期兑付，绿能宝现在貌似只能寄希望于催收项目款项。绿能宝公告表示，目前绿能宝正通过法律手段追讨EPC及线下项目回款，已进入司法诉讼程序的回款金额约3.9亿元。但是在光伏补贴长期拖欠的情况下，绿能宝要是能收回这些款项的话就不会爆发兑付危机了；如果绿能宝有信心在短时间内将这些款项追回的话，那也就不用作出“最慢30年兑付”这种让人目瞪口呆的承诺了。也就是说，绿能宝就算能追回这些项目款项，但所需要的时间必定不短，问题是绿能宝和SPI能支撑那么长时间吗？总的来说，虽然此次SPI暂离退市危险，但在困难重重之下，绿能宝依然凶多吉少。而与赛维LDK不同的是，绿能宝由于经营模式以及涉嫌自融的争议，或将很难得到政府机构的支持。相反的是，苏州市工业园区分局已经对绿能宝进行了立案调查。经营模式惹争议作为国内第一个太阳能领域的投融资平台，绿能宝的横空出世对光伏行业甚至是整个能源行业来说都是极具意义的。但是自绿能宝平台被推出以来，其经营模式备受争议。根据绿能宝官网介绍，绿能宝是一家利用投资购买电池板后租给太阳能电站，用发电收入偿还投资人利息的互联网金融服务平台。投资人的整个投资过程为：投资人先在绿能宝平台投入资金购买光伏电池板，然后绿能宝将投资人购买的光伏电池板租赁给太阳能发电站，而电站并网发电产生的发电效益将回笼给绿能宝，最后绿能宝再给投资人按月付租。图片来源：绿能宝官网在这个过程当中，投资人拥有对光伏电池板的所有权，绿能宝扮演了一个类似“中介”的作用。咋看之下，绿能宝为投资人提供了一个稳定、省时、省力的理财方式，而且这种投资对投资人的专业程度没有限制，投资人甚至不需要对光伏电站的运营知识有所了解就可以完成投资。但是看似简单的经营模式不但触碰监管红线，而且存在很大风险。其一，如果在投资过程中投资人仅仅提供资金，不参与光伏项目的运营管理，则绿能宝作为融资租赁公司，其资金来源于公众，是违反《融资租赁企业监督管理办法》的；其二，投资人的钱被绿能宝投入到太阳能电站中，再通过电站的发电收益来偿还投资人。这个模式只有在光伏电站运营良好的情况下是可行的，而事实上并不是每一个光伏电站的发电能力、运营水平都能达到标准；其三，国家补贴的存在会使得不了解行业详情的投资人进行盲目投资，而且国家补贴的拖欠使得投资人的回报存在不确定性，这也是造成绿能宝逾期兑付的主要原因。,光伏系统工程,OFweek太阳能光伏网,,"2017/9/5 10:51:42","绿能宝 SPI 绿能宝兑付危机"
129,"2017-09-18 06:20:28",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090510423027.jpg,150,"2017-09-18 06:20:28",N型太阳能电池的优势和商业化面临的挑战,2017-09-05,"北极星太阳能光伏网讯:目前全球多数硅晶太阳能电池都采用传统P型标准制程，但P型电池在转换效率达到22%后，即面临资本及技术投入边际效益率递减效应，转换效率难再有效增加。因此太阳能厂开始将目光放在次世代的N型太阳能电池的商业化上，其中又以异质结（Hetero junction with Intrinsic，HJT）电池，以及指叉状背接触（Interdigitated Back Contact，IBC）电池两种技术最具有潜力，本文将探讨此两种N型太阳能电池发展状况，提供相关业者参考。目前能量产N型太阳能电池的厂商，仅有SunPower与Panasonic两家。图为SunPower的太阳能板。图／路透太阳能发电成本的下降，来自两大主要因素。一为制造成本的下降，二为太阳能电池与模组本身转换效率的提升。在商业竞争下，太阳能电池转换效率逐年往高效率发展，从早期平均约15%左右，以每年0.5%左右的速度逐年增加。目前全球绝大多数的硅晶电池皆采用P型，但在效率达到22%后，效率提升的空间已有限，面临资本及技术投入边际效益率递减问题。效率有优势的N型电池虽然P型电池发展遭遇瓶颈，全球太阳能厂仍面临需求端仍不断追求效率提升的压力，产业界将目光放在次世代的N型太阳能量产化上。主要N型硅晶太阳能电池主要包括，HJT、IBC和N-PERT/N-PERL电池三大类。这三种均带有N型晶硅电池的特点，例如：少子寿命高、无光衰、弱光效应好，但其中又以HJT及IBC因为提升效率的潜力最大，受到关注度最高。各国厂商无不纷纷加紧研发速度，主要太阳能国家政策也加以政策扶持。但至目前为止，能成功量产并商业化销售的，只有日本Panasonic以及美国SunPower两家公司。其中HJT电池是距离实现大规模量产最近的次世代太阳能电池技术，其优势不仅在于能量转换效率高，还在于制程简单、高温下发电效率衰减小、可使用薄型化硅晶圆、和低模组封装损失、可双面发电等多种优点，成为次世代最被看好的电池技术。而IBC电池，P-N结和电极全部置于电池背面，消除了电池正面栅线的遮光，增加转换效率，可达到23%以上。但其制程复杂，机台设备投资大，使成本几乎为传统电池的两倍以上，因此如何降低IBC制造成本，是目前各国开发重点。也有实验室开发出同时结合HJT＋IBC两种结构之电池，并实现了25.6%的全球最高效率，是晶硅太阳电池有机会实现的最高效率。而第三种电池N-PERT/N-PERL结构简单，最大程度保留和利用现有传统P型电池设备制程，量产化困难度最低，但转换效率没有前面两种电池高。而根据国际太阳能技术路线图ITRPV2016所做的预测，指出随着IBC、HJT等电池新结构，N型单晶电池的效率优势会越来越明显，市场占有率会逐步增加。并随着雷射、离子注入等技术的量产化，HJT太阳能电池将可望在2026年超过10%市场占有率，IBC背部接触式达12%。而传统的P型电池市占率将逐年降低。商业化的挑战虽然HJT太阳能电池具有许多优势，但在商业化量产上，仍面临挑战需要克服：新增设备机台与制程要求严格：与传统P型电池制程不同，需增加薄膜沉积机台。要制作非晶硅与晶体硅沉积，对制程环境要求严格。除此之外，磷扩散制程需要达到适合洁净度要求、并有效的钝化。低温模组封装技术：由于HJT电池的低温制程特性，不能采取传统硅晶电池的高温封装法，需要开发适宜的低温封装技术。高品质的硅晶圆材料：高品质的硅晶圆材料需求，将使购料成本上升。至于IBC太阳能电池最主要的挑战，来自于量产化成本的下降：背面指状交叉状制程与离子注入技术的量产化：IBC电池的核心技术是如何在电池背面制造出良好的指状交叉状的P区和N区。传统作法是利用液态硼扩散和微影制程，但需要高温制程且均匀性较差，需要多道复杂制程。半导体产业中常用的离子注入技术，虽均匀性较佳、结深精确可控但成本高昂，如何达到量产化，是目前最具挑战的关键议题。雷射加工困难度：利用雷射的高能使局部升华在电池背面开孔，但制程带来的硅片损伤影响接触电极。因需精准定位增加加工时间，降低生产效率，量产化仍是瓶颈。最初市场仅有SunPower与Panasonic两家厂商投入次世代N型太阳能电池量产上，但随着HJT电池专利到期，与各国投入研发降低IBC电池生产成本下，近年来国际大厂如Tesla（SolarCity）、韩国LG，中国大陆英利等公司，也纷纷投入N型电池开发。台湾厂商方面，也有公司开始投入。其中以新日光开发HJT电池最为积极，目前已有试量产成果，预计在2017年下半年将有50MW可进入产阶段。其他公司如元晶也宣布俄罗斯机台厂IZOVAC，共同研发HJT太阳能电池技术，但仍在研发阶段。N型电池效率与发展前景值得期待，但量产化及成本下降是目前最需要解决之议题。如果导入成本过于昂贵，最终发电成本仍无法与传统型太阳能电池抗衡，而无法快速渗透市场。在目前P型太阳能电池一片红海竞争之下，台湾厂商在制程调整、良率开发、参数优化、量产化经验，皆具有相当的竞争优势，如果能在次世代N型太阳能电池上站稳脚步，将可有效建立技术进入门槛。（本文作者为资策会MIC产业分析师） 原标题:N型电池 太阳能次世代新星",光伏电池组件,中时电子报,吴骏骅,"2017/9/5 10:44:33","N型太阳能电池 IBC电池 HJT电池"
130,"2017-09-18 06:20:39",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090510000276.png,152,"2017-09-18 06:20:39",全国四分之三的光伏电站市场面临较大投资风险,2017-09-05,"北极星太阳能光伏网讯:中国国家能源局最近发布了光伏电站市场监测评价体系的征求意见稿。根据该意见稿的评分方法，2017-20年新增电站建设规模的86.5GW中，有76%都处于有较大投资风险的地区。在接受评估的38个区域中，仅有8个被评为“低投资风险”地区。然而，我们认为，这些“低风险”地区也存在着不少不利因素。投资风险的衡量主要通过两个方面：一个是根据上一年数据得出的限电风险，另一类则是竞争力指标（即当地政策支持力度），包括土地成本、政府和电网公司是否有支持措施等等。归根结底，基本上所有的评价维度都会对项目未来的现金流产生影响。能源局已经对风电和煤电都出台了类似的评估办法。总体来说，无论是从审批流程、开发商或是投资方北京，光伏行业比煤电或风电更加分散，因此管理与评估难度也更大。评估结果有可能每年更新一次。我们即将出版一份综合性的报告和一个相关模型，综合地对中国各地风电、光伏、煤电的风险做出评估和预测。受评估的38个地区中，其中仅有8个被评为“低风险”地区、24个为“中等风险”，另外6个则为“高风险”地区。然而，即使是一些“低风险”省份也面临着不容忽视的问题。首先，许多这些省份的地面电站备案规模已经超过2017-20的指标，这意味着指标竞争将相当激烈，争取指标过程当中的风险和成本也会增加。其次，对于项目开发而言，省级的评估并不足够详细，在这些“低风险”省份当中，已经有不少地区已经面临较高的投资风险（比如限电）。此外，这份评价体系出台的时间，刚好是在能源局公布2017-20年86.5GW地面电站指标之后的大约一个月。指标规模远超行业预期，也很有可能是多方妥协之下的结果，毕竟光伏行业和地方政府都乐见更多的光伏项目投资。再考虑到仅有极少数几个地区被列为“低风险”地区，能源局极有可能希望通过评估结果，提醒地方政府以及开发商重视风险所在。这个评价结果，其实也呼应了我们在分析86.5GW电站指标时所提出的问题：是否所有指标都会被建成？目前，我们对装机量仍然保持较乐观态度，但对部分地区项目未来的发电量、现金流保持谨慎。关于规模和未来需求预测的详细分析，请见8月8日发布的报告“China Wants Solar to Reach Parity with Coal from 2021”。以下是几组数据：21GW2017到2020年，“低风险”地区的光伏电站新增建设指标。34%截止至2017年6月，“低风险”地区并网光伏容量占全国的比例。5个截止至2017年6月，电站备案规模超出指标规模的“低风险”地区 原标题:四分之三的中国光伏电站市场面临较大投资风险",光伏系统工程,彭博新能源财经,,"2017/9/5 10:01:05","光伏电站投资 光伏发电 光伏市场"
131,"2017-09-18 06:20:51",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090509131377.png,154,"2017-09-18 06:20:51","20.3%！1366科技与韩华Q CELLS再度刷新直接硅片记录",2017-09-05,"北极星太阳能光伏网讯:时隔8个月，硅片制造商1366科技与韩华Q CELLS合作再次刷新了直接硅片技术新的性能记录，电池转化效率由19.6%提升至20.3%。目前，该结果已经获得德国弗劳恩霍夫太阳能系统研究所光伏校准实验室(FraunhoferI SECal Lab)独立确认。这一纪录在1366科技与其开发合作伙伴韩华Q CELLS共同努力下得以实现。1366科技的直接硅片产品结合韩华Q CELLS的Q.ANTUM电池技术，且在后者试产线上采用量产标准流程也实现了20.1%的平均转化效率。通过两家公司的合作，已将直接硅片技术的电池效率平均每年提升了0.8%。是什么原因驱动1366的技术快速进步？这一结果将为光伏行业带来怎样的影响力？针对当下火热的PERC电池技术，直接法硅片究竟如何完美结合？日前，北极星太阳能光伏网对1366科技首席执行官弗兰克•范•米尔洛(Frank Van Mierlo)进行了专访。弗兰克•范•米尔洛多晶电池转换效率提至20.3%北极星：最新的电池转换效率提升到多少？能否透露更多的细节？Frank：对于最新实现的效率感到非常兴奋。1366科技与韩华Q CELLS共同研发，多晶硅片成功实现了20.3%的电池转换效率，并且该效率也经过了验证。1366科技的直接硅片产品结合韩华Q CELLS基于Q.ANTUM技术的PERC电池，并在后者试产线上采用量产标准流程生产时也达到了平均20.1%的电池转换效率。两家企业之间的紧密合作极大程度上促进了直接法硅片产品电池转换效率的增长，目前正以平均每年0.8%的速度增长着。未来更是潜力巨大。电池转换效率有望在短时间内达到21%，如此高的转换率过去只有单晶硅片才能实现。同时，这对于1366和所有合作伙伴们来说都是一个非常棒的消息。这说明企业共同的努力行之有效，也是走向更大成功的一个里程碑。北极星：电池效率接连提升，是什么原因驱动了1366科技的技术进步？Frank：成果来之不易。一夜成名背后是十年的汗水，是一群才华横溢的团队共同的付出。1366科技与韩华进行了一段时间的合作，并取得了一系列显著的成果。即使是用普通的电池加工方式，1366科技的硅片转化效率也能与传统切片工艺的硅片相媲美。如果在这基础上再采用先进电池加工过程，比如PERC技术，1366科技的硅片就能够比普通切片的硅片更加出色。这也正是企业核心技术所在。1366科技硅片晶格结构相当均匀，这样的结构意味着能够更容易地对其进行钝化，进而大幅提升电池转换效率。今天所看见的只是一个开端，1366科技将继续以更快的速度提升效率。事实上，目前的效率已经领先于很多业内其他企业了。北极星：专家预测，至今年末全球PERC电池产能将增长到20GW，全年产量约为14GW。到2026年PERC电池可能将占据中国50%以上的市场。据了解，直接法硅片与PERC可以很好的结合，这其实对1366来说也是一个机遇，请问在这方面有什么新的发展思路吗？Frank：我同意PERC是未来整个行业的发展趋势。PERC技术对1366科技来说尤其重要，主要是因为1366科技的技术使硅片具有精细均匀的晶格结构，并且纯度更高。这意味着1366科技能够更容易地对其钝化来实现卓越的电池转换效率。如之前提到的，新的电池转化效率得益于PERC技术。PERC技术日益成为行业主流，1366科技也会继续刷新纪录。除此外，PERC技术与薄硅片有协同效应。直接法硅片是能够实现行业对薄片这一需求的唯一技术，因为1366科技能够制造3D硅片或者厚边薄片。厚的边缘可以让我们保持较高的电池和组件生产良率，同时厚而坚固的边缘能让我们的产品不易断裂。薄硅片需要有良好的背面反射，而PERC技术正好能够完美实现。除了PERC技术，1366科技在电池结构方面的其他研发也非常适合运用在硅片上。但是企业依旧在不断研发，期待着新的突破。简而言之，1366科技的硅片与下一阶段的电池科技发展趋势不谋而合。可节省三分之二能耗 降低20%的光伏组件成本北极星：使用直接硅片技术在成本上是否有优势？如果实现量产，可降低多少成本？Frank：直接硅片技术的一个非常显著的优势是其成本极低，但更大的优势是它节省了三分之二的能耗并且能源回收期可缩短至一年以下。这意味着1366科技对于缓解气候变化与改善空气质量能够做出贡献。如今，在能耗减少的过程中，1366科技将硅片的成本减半。众所周知，硅片是太阳能电池板中最昂贵的部件，大约占总成本的40%。通过成本减半，1366科技能够将太阳能电池板的总成本降低20%。北极星：如果合作伙伴使用1366科技的硅片和技术需要哪些方面的改造？初期投入是多少？Frank：就规模化硅片生产而言，其前期投入与建普通硅片厂相当，但由于避免了大量的辅材，多晶硅用量减半，电耗降低，因此运营支出低很多。对于使用直接硅片的电池组件制造商而言，不用新增任何投入。直接硅片可直接用于大部分现有的电池产线。北极星：6月29日，由日本IHI集团旗下全资子公司IPC建造的，全球首个采用直接硅片（Direct Wafer®）的500kW太阳能电站完成并网发电，能否介绍一下已运行的电站情况?Frank：我们预计这个电站在其生命周期内预计可减少9500吨二氧化碳的排放。目前该电站运行非常好。1366科技每天都会监测性能比率，并且与预期的一致。由于目前该组件只运行了几个月，衰减率还无法评估，但我们对这个项目充满信心。北极星：那么，未来1366科技在中国市场有怎样的布局及规划？Frank：今天的结果让1366科技更清晰地看到直接硅片技术对升级光伏制造进而对保护地球环境的巨大潜力，中国制造在光伏行业举足轻重。1366科技愿意将这项具有颠覆性的西方技术带到中国，以期与中国超高效的制造技术相结合，提高能源回收率缩短至一年以内，并快速推进平价上网。1366科技希望与合作伙伴一起成为行业领导者、成为最大硅片供应商。关于1366科技众所周知，传统的硅片制造工艺步骤繁多并浪费严重。光伏产业链是从多晶硅提纯开始的。多晶硅料的制备是一个高能耗的过程，得到的是高纯硅材料（99.9999999%）。然而，如此高纯的硅材料却在接下来的硅片制备中白白浪费了50%。因此，行业急需一种新的工艺避免浪费，节约能源的同时降低硅片成本。数十年来，业界都在积极探索避免浪费的新工艺，寄希望于从硅的熔液中直接获得硅片。全球范围内大大小小的公司都曾试图破解这一难题。虽然取得了一些进展，但仍然无法与传统的铸锭切片工艺相抗衡。转机在2008年出现。弗兰克˙范˙米尔洛（Frank Van Mierlo），一位有着成功经验的企业家，成功说服了一些业内专家，一同创办了1366科技，立志革新硅片加工工艺。公司吸纳了很多有经验的工程师，他们非常清楚早期各种尝试的不足。基于MIT的新工艺，以及7年坚持不懈的努力，1366科技成功开发出了可商业化的全新工艺，避免了浪费，使硅片成本降低一半，能耗降低三分之二。这一突破集合了MIT、欧美公司和一些知名研究机构的集体智慧，完美解开了困扰业内近40年的难题，开创了硅片制造的新标准！",光伏系统工程,北极星太阳能光伏网（独家）,,"2017/9/5 9:15:37","1366科技 韩华Q CELLS 直接硅片"
132,"2017-09-18 06:20:59",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090509120274.jpg,155,"2017-09-18 06:20:59","特斯拉申请太阳能电池板连接专利 提高市场竞争力",2017-09-05,北极星太阳能光伏网讯:SolarCity通过导电浆料连接重叠的太阳能电池的概念可能有助于特斯拉达到其成本和性能目标。特斯拉新太阳能屋顶产品面临的最大问题之一是如何克服技术和成本效益挑战，阻止其他建筑一体化光伏竞争者进入屋顶太阳能市场。本周，特斯拉被授予这方面的专利或许可以帮助回答其中一些问题。CBInsights首次报道的该专利是用于固化施加到两个相邻的光伏电池板的导电浆料的方法，即以“级联”或重叠结构排列的太阳能电池，就像特斯拉太阳能屋顶一样。虽然不清楚特斯拉是否正在使用专利中描述的方法来实现其目前的太阳能屋顶生产，但该概念已经存在一段时间了。该专利申请是由solarcity于2016年5月首次提交，在特斯拉收购26亿美元前六个月。特斯拉在5月份开始接受订单，并宣布在8月份首次工作。它还开始发布定价数据，平均价格为21.85美元/平方英尺，这与标准瓷砖或石板屋顶产品具有成本竞争力，但是以每瓦成本为基础，比现在的太阳能电池板价格更贵。平铺的太阳能电池板也面临着核心挑战：从一个瓦片到下一个有效的流动，同时防止雨，风，热和其他屋顶条件，这可能会破坏系统的性能。GTMResearch美洲研究主管MJShiao指出：“产生电池板与电池板接触的成本是级联或重叠的电池板设计的挑战之一。“如果有一个更有效和可靠的方法，这将有助于降低成本，提高设计的可行性。”特斯拉的新专利通过使用聚合物膏将一个瓦榫的导电母线连接到另一个瓦楞来攻击挑战。这种糊状物既可以物理地结合两个重叠的结构，也可以让电流从一个电池流到另一个电池，并且意味着比电池之间的焊接金属连接更灵活并且适应更大温度变化。但是，它的主要创新围绕如何电流通过“传送带”，而不是使用批次或固定的过程。特斯拉称之为“示例性在线热固化系统”，根据其专利，它比当前可用的另外两个选项要好：对流炉和加热表面。对流炉的问题是“这种方法的加热效率通常很低，因为大部分热量可能会逃逸到环境中”，专利声明说。此外，“空气必须循环，以确保在条带上发生有效和均匀的对流”，并且“不均匀的气流可能导致条带上的温度不均匀”。加热表面提供了更多的均匀性，但由于在将太阳能电池放置在其上之前需要冷却，因此“加热和冷却可能需要很长时间，从而降低制造系统的生产量。”“此外，大热量的加热和冷却可以消耗大量的能量，并且可能导致大的热应力施加到工具上。特斯拉的专利描述了系统的两个主要部分-运行在下面的太阳能晶片的载体和位于上面的加热元件。晶片载体包括聚苯并咪唑(PBI)塑料，一种具有非常低热导率的塑料，以“确保从加热器发出的热量大部分被捕获在加热器和基板载体之间，因此可以有效地固化导电浆料“它还包括一些由空气间隙分开的组件，以允许单个组件在加热时膨胀。位于传送带上方的加热元件还具有许多特征，包括具有“基本上深色涂层”的“辐射块”以提高其效率，“可包括阳极化涂层或高发射率涂层”，厚度介于1和100微米之间。专利说明：“设计良好的系统可以有效地加热条带而不损坏光伏接头，可将导电浆料固化所需的时间缩短至25至60秒。”顺便说一下，特斯拉的钢化玻璃太阳能瓦片正在使用松下和Silevo的技术混合，SolarCity在2014年购买了2亿美元。与大多数建筑集成光伏(BIPV)产品相比，技术并不相同过去十几年来，这些使用低效率薄膜太阳能材料已经不能与多晶硅太阳能电池板竞争。,光伏电池组件,GTM,,"2017/9/5 9:13:13","特斯拉 太阳能电池 SolarCity"
133,"2017-09-18 06:21:09",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090509051510.jpg,156,"2017-09-18 06:21:09","中国领跑全球光伏发电市场 光伏配件需求持续旺盛",2017-09-05,"北极星太阳能光伏网讯:随着全球用电设备的数量急剧增长，用电需求不断上升，而煤炭、石油、天然气等能源的减少使用，促使各国太阳能、风能等可再生能源的需求持续上升。与此同时，太阳能光伏发电技术的日益成熟与光伏发电产品的持续供应替代了全球部分传统能源的供应，太阳能光伏市场迅速拓展开来。据前瞻产业研究院《光伏发电产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》统计，全球太阳能光伏发电累计装机容量由2012年的100.5GW增长到2016年的306.5GW，年均复合增长率高达32.15%。从全球光伏发电新增装机容量来看，中国2016年光伏新增装机容量为34.54GW，领跑全球光伏市场。光伏发电新增装机容量对比数据 数据来源：前瞻产业研究院整理我国光伏发电装机区域呈现东中西部共同发展、新增装机容量不断向中东部转移的格局。2016年全国新增光伏发电装机中，西北地区为974万千瓦，占全国的28%;西北以外地区为2480万千瓦，占全国的72%;中东部地区新增装机容量超过100万千瓦的省份达9个。中国领跑全球光伏发电市场与光伏发电设备的价格、技术水平和国家政策有较大关系，同时也客观反映了中国光伏发电市场较大的需求空间。我国光伏配件品质的提升与制造成本的下降将进一步促进光伏发电新增装机容量的上升。在全球光伏产业繁荣期间，我国光伏制造企业抓住各国政府对光伏产业予以鼓励与补贴的机遇，产能迅速扩张，并逐步抢占全球市场，形成了包括高纯硅生产、太阳能电池及组件制造、光伏系统安装及相关配套产业在内的较完整的太阳能光伏产业链。报告数据显示，2012-2016年，我国光伏配件产量保持较快的增长速度，年产量由23.0GW增长至53.0GW，年均复合增长率高达23.21%。我国已成为全球光伏组件产量最大的国家，全球产量占比达到60%以上。中国光伏配件产量数据来源：前瞻产业研究院整理根据前瞻产业研究院预测，到2021年全球太阳能光伏发电累计装机容量在高增长率情况下将达到935.5GW，低增长率情况下将达到623.2GW，有较高的概率会达到772GW。2016年全球累积装机容量为306.5GW，2017-2021年全球太阳能光伏发电累计装机容量的年均复合增长率将达到20.29%，而中国作为全球光伏配件产出最大的国家，势必将充分把握全球光伏发电装机量快速发展的机遇，我国光伏焊带行业也将迎来新的发展机遇。产业战略是一切战略的基础，是经济发展之基石!俗话说：男怕入错行，女怕嫁错郎。企业如果选择产业稍有不慎，或者轻易布局延伸进入与自己核心能力基因不匹配的产业，就有可能事倍功半无所作为甚至踏入无边苦海，导致企业发展从此一蹶不振乃至品牌销声匿迹。如果您对光伏产业前景有任何疑问，可以咨询前瞻产业研究院获取一对一专业指导意见。",光伏系统工程,前瞻产业研究院,杨帆,"2017/9/5 9:08:46","光伏发电 光伏装机量 光伏市场"
134,"2017-09-18 06:21:09",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090509052937.jpg,156,"2017-09-18 06:21:09","中国领跑全球光伏发电市场 光伏配件需求持续旺盛",2017-09-05,"北极星太阳能光伏网讯:随着全球用电设备的数量急剧增长，用电需求不断上升，而煤炭、石油、天然气等能源的减少使用，促使各国太阳能、风能等可再生能源的需求持续上升。与此同时，太阳能光伏发电技术的日益成熟与光伏发电产品的持续供应替代了全球部分传统能源的供应，太阳能光伏市场迅速拓展开来。据前瞻产业研究院《光伏发电产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》统计，全球太阳能光伏发电累计装机容量由2012年的100.5GW增长到2016年的306.5GW，年均复合增长率高达32.15%。从全球光伏发电新增装机容量来看，中国2016年光伏新增装机容量为34.54GW，领跑全球光伏市场。光伏发电新增装机容量对比数据 数据来源：前瞻产业研究院整理我国光伏发电装机区域呈现东中西部共同发展、新增装机容量不断向中东部转移的格局。2016年全国新增光伏发电装机中，西北地区为974万千瓦，占全国的28%;西北以外地区为2480万千瓦，占全国的72%;中东部地区新增装机容量超过100万千瓦的省份达9个。中国领跑全球光伏发电市场与光伏发电设备的价格、技术水平和国家政策有较大关系，同时也客观反映了中国光伏发电市场较大的需求空间。我国光伏配件品质的提升与制造成本的下降将进一步促进光伏发电新增装机容量的上升。在全球光伏产业繁荣期间，我国光伏制造企业抓住各国政府对光伏产业予以鼓励与补贴的机遇，产能迅速扩张，并逐步抢占全球市场，形成了包括高纯硅生产、太阳能电池及组件制造、光伏系统安装及相关配套产业在内的较完整的太阳能光伏产业链。报告数据显示，2012-2016年，我国光伏配件产量保持较快的增长速度，年产量由23.0GW增长至53.0GW，年均复合增长率高达23.21%。我国已成为全球光伏组件产量最大的国家，全球产量占比达到60%以上。中国光伏配件产量数据来源：前瞻产业研究院整理根据前瞻产业研究院预测，到2021年全球太阳能光伏发电累计装机容量在高增长率情况下将达到935.5GW，低增长率情况下将达到623.2GW，有较高的概率会达到772GW。2016年全球累积装机容量为306.5GW，2017-2021年全球太阳能光伏发电累计装机容量的年均复合增长率将达到20.29%，而中国作为全球光伏配件产出最大的国家，势必将充分把握全球光伏发电装机量快速发展的机遇，我国光伏焊带行业也将迎来新的发展机遇。产业战略是一切战略的基础，是经济发展之基石!俗话说：男怕入错行，女怕嫁错郎。企业如果选择产业稍有不慎，或者轻易布局延伸进入与自己核心能力基因不匹配的产业，就有可能事倍功半无所作为甚至踏入无边苦海，导致企业发展从此一蹶不振乃至品牌销声匿迹。如果您对光伏产业前景有任何疑问，可以咨询前瞻产业研究院获取一对一专业指导意见。",光伏系统工程,前瞻产业研究院,杨帆,"2017/9/5 9:08:46","光伏发电 光伏装机量 光伏市场"
135,"2017-09-18 06:21:09",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090509054188.jpg,156,"2017-09-18 06:21:09","中国领跑全球光伏发电市场 光伏配件需求持续旺盛",2017-09-05,"北极星太阳能光伏网讯:随着全球用电设备的数量急剧增长，用电需求不断上升，而煤炭、石油、天然气等能源的减少使用，促使各国太阳能、风能等可再生能源的需求持续上升。与此同时，太阳能光伏发电技术的日益成熟与光伏发电产品的持续供应替代了全球部分传统能源的供应，太阳能光伏市场迅速拓展开来。据前瞻产业研究院《光伏发电产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》统计，全球太阳能光伏发电累计装机容量由2012年的100.5GW增长到2016年的306.5GW，年均复合增长率高达32.15%。从全球光伏发电新增装机容量来看，中国2016年光伏新增装机容量为34.54GW，领跑全球光伏市场。光伏发电新增装机容量对比数据 数据来源：前瞻产业研究院整理我国光伏发电装机区域呈现东中西部共同发展、新增装机容量不断向中东部转移的格局。2016年全国新增光伏发电装机中，西北地区为974万千瓦，占全国的28%;西北以外地区为2480万千瓦，占全国的72%;中东部地区新增装机容量超过100万千瓦的省份达9个。中国领跑全球光伏发电市场与光伏发电设备的价格、技术水平和国家政策有较大关系，同时也客观反映了中国光伏发电市场较大的需求空间。我国光伏配件品质的提升与制造成本的下降将进一步促进光伏发电新增装机容量的上升。在全球光伏产业繁荣期间，我国光伏制造企业抓住各国政府对光伏产业予以鼓励与补贴的机遇，产能迅速扩张，并逐步抢占全球市场，形成了包括高纯硅生产、太阳能电池及组件制造、光伏系统安装及相关配套产业在内的较完整的太阳能光伏产业链。报告数据显示，2012-2016年，我国光伏配件产量保持较快的增长速度，年产量由23.0GW增长至53.0GW，年均复合增长率高达23.21%。我国已成为全球光伏组件产量最大的国家，全球产量占比达到60%以上。中国光伏配件产量数据来源：前瞻产业研究院整理根据前瞻产业研究院预测，到2021年全球太阳能光伏发电累计装机容量在高增长率情况下将达到935.5GW，低增长率情况下将达到623.2GW，有较高的概率会达到772GW。2016年全球累积装机容量为306.5GW，2017-2021年全球太阳能光伏发电累计装机容量的年均复合增长率将达到20.29%，而中国作为全球光伏配件产出最大的国家，势必将充分把握全球光伏发电装机量快速发展的机遇，我国光伏焊带行业也将迎来新的发展机遇。产业战略是一切战略的基础，是经济发展之基石!俗话说：男怕入错行，女怕嫁错郎。企业如果选择产业稍有不慎，或者轻易布局延伸进入与自己核心能力基因不匹配的产业，就有可能事倍功半无所作为甚至踏入无边苦海，导致企业发展从此一蹶不振乃至品牌销声匿迹。如果您对光伏产业前景有任何疑问，可以咨询前瞻产业研究院获取一对一专业指导意见。",光伏系统工程,前瞻产业研究院,杨帆,"2017/9/5 9:08:46","光伏发电 光伏装机量 光伏市场"
136,"2017-09-18 06:21:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090416380873.jpg,157,"2017-09-18 06:21:12",2017年7月份陕西电网“两个细则”考核补偿情况的通知,2017-09-04,北极星太阳能光伏网讯:有关发电企业：根据《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2015〕28号）规定，2017年7月份陕西电网发电厂并网考核和辅助服务补偿结果复核工作已完成，现予公布，请依据附件结算。国家能源局西北监管局2017年8月31日附件陕西7月.doc,光伏系统工程,国家能源局西北监管局,,"2017/9/4 16:31:44","光伏消纳 光伏电站并网 陕西光伏市场"
137,"2017-09-18 06:21:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090416383351.jpg,157,"2017-09-18 06:21:12",2017年7月份陕西电网“两个细则”考核补偿情况的通知,2017-09-04,北极星太阳能光伏网讯:有关发电企业：根据《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2015〕28号）规定，2017年7月份陕西电网发电厂并网考核和辅助服务补偿结果复核工作已完成，现予公布，请依据附件结算。国家能源局西北监管局2017年8月31日附件陕西7月.doc,光伏系统工程,国家能源局西北监管局,,"2017/9/4 16:31:44","光伏消纳 光伏电站并网 陕西光伏市场"
138,"2017-09-18 06:21:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090416392694.jpg,157,"2017-09-18 06:21:12",2017年7月份陕西电网“两个细则”考核补偿情况的通知,2017-09-04,北极星太阳能光伏网讯:有关发电企业：根据《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2015〕28号）规定，2017年7月份陕西电网发电厂并网考核和辅助服务补偿结果复核工作已完成，现予公布，请依据附件结算。国家能源局西北监管局2017年8月31日附件陕西7月.doc,光伏系统工程,国家能源局西北监管局,,"2017/9/4 16:31:44","光伏消纳 光伏电站并网 陕西光伏市场"
139,"2017-09-18 06:21:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090416393790.jpg,157,"2017-09-18 06:21:12",2017年7月份陕西电网“两个细则”考核补偿情况的通知,2017-09-04,北极星太阳能光伏网讯:有关发电企业：根据《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2015〕28号）规定，2017年7月份陕西电网发电厂并网考核和辅助服务补偿结果复核工作已完成，现予公布，请依据附件结算。国家能源局西北监管局2017年8月31日附件陕西7月.doc,光伏系统工程,国家能源局西北监管局,,"2017/9/4 16:31:44","光伏消纳 光伏电站并网 陕西光伏市场"
140,"2017-09-18 06:21:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090416394648.jpg,157,"2017-09-18 06:21:12",2017年7月份陕西电网“两个细则”考核补偿情况的通知,2017-09-04,北极星太阳能光伏网讯:有关发电企业：根据《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2015〕28号）规定，2017年7月份陕西电网发电厂并网考核和辅助服务补偿结果复核工作已完成，现予公布，请依据附件结算。国家能源局西北监管局2017年8月31日附件陕西7月.doc,光伏系统工程,国家能源局西北监管局,,"2017/9/4 16:31:44","光伏消纳 光伏电站并网 陕西光伏市场"
141,"2017-09-18 06:21:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090416395588.jpg,157,"2017-09-18 06:21:12",2017年7月份陕西电网“两个细则”考核补偿情况的通知,2017-09-04,北极星太阳能光伏网讯:有关发电企业：根据《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2015〕28号）规定，2017年7月份陕西电网发电厂并网考核和辅助服务补偿结果复核工作已完成，现予公布，请依据附件结算。国家能源局西北监管局2017年8月31日附件陕西7月.doc,光伏系统工程,国家能源局西北监管局,,"2017/9/4 16:31:44","光伏消纳 光伏电站并网 陕西光伏市场"
142,"2017-09-18 06:21:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090416173241.png,158,"2017-09-18 06:21:12",2017年7月份宁夏电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）,2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:根据《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2015〕28号）规定，2017年7月份宁夏电网发电厂并网考核和辅助服务补偿结果复核工作已完成，现予公布，请依据附件结算。国家能源局西北监管局2017年8月31日 原标题:2017年7月份宁夏电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）",光伏系统工程,西北能监局,,"2017/9/4 16:19:11","光伏消纳 光伏电站并网 宁夏光伏市场"
143,"2017-09-18 06:21:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090416175329.png,158,"2017-09-18 06:21:12",2017年7月份宁夏电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）,2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:根据《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2015〕28号）规定，2017年7月份宁夏电网发电厂并网考核和辅助服务补偿结果复核工作已完成，现予公布，请依据附件结算。国家能源局西北监管局2017年8月31日 原标题:2017年7月份宁夏电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）",光伏系统工程,西北能监局,,"2017/9/4 16:19:11","光伏消纳 光伏电站并网 宁夏光伏市场"
144,"2017-09-18 06:21:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090416181039.png,158,"2017-09-18 06:21:12",2017年7月份宁夏电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）,2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:根据《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2015〕28号）规定，2017年7月份宁夏电网发电厂并网考核和辅助服务补偿结果复核工作已完成，现予公布，请依据附件结算。国家能源局西北监管局2017年8月31日 原标题:2017年7月份宁夏电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）",光伏系统工程,西北能监局,,"2017/9/4 16:19:11","光伏消纳 光伏电站并网 宁夏光伏市场"
145,"2017-09-18 06:21:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090416182245.png,158,"2017-09-18 06:21:12",2017年7月份宁夏电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）,2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:根据《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2015〕28号）规定，2017年7月份宁夏电网发电厂并网考核和辅助服务补偿结果复核工作已完成，现予公布，请依据附件结算。国家能源局西北监管局2017年8月31日 原标题:2017年7月份宁夏电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）",光伏系统工程,西北能监局,,"2017/9/4 16:19:11","光伏消纳 光伏电站并网 宁夏光伏市场"
146,"2017-09-18 06:21:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090416053162.png,159,"2017-09-18 06:21:12",2017年7月份青海电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）,2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:根据《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2015〕28号）规定，2017年7月份青海电网发电厂并网考核和辅助服务补偿结果复核工作已完成，现予公布，请依据附件结算。国家能源局西北监管局2017年8月31日 原标题:2017年7月份青海电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）",光伏系统工程,西北能监局,,"2017/9/4 16:09:19","光伏消纳 光伏电站并网 青海光伏市场"
147,"2017-09-18 06:21:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090416064393.png,159,"2017-09-18 06:21:12",2017年7月份青海电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）,2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:根据《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2015〕28号）规定，2017年7月份青海电网发电厂并网考核和辅助服务补偿结果复核工作已完成，现予公布，请依据附件结算。国家能源局西北监管局2017年8月31日 原标题:2017年7月份青海电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）",光伏系统工程,西北能监局,,"2017/9/4 16:09:19","光伏消纳 光伏电站并网 青海光伏市场"
148,"2017-09-18 06:21:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090416073618.png,159,"2017-09-18 06:21:12",2017年7月份青海电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）,2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:根据《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2015〕28号）规定，2017年7月份青海电网发电厂并网考核和辅助服务补偿结果复核工作已完成，现予公布，请依据附件结算。国家能源局西北监管局2017年8月31日 原标题:2017年7月份青海电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）",光伏系统工程,西北能监局,,"2017/9/4 16:09:19","光伏消纳 光伏电站并网 青海光伏市场"
149,"2017-09-18 06:21:12",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090416082458.png,159,"2017-09-18 06:21:12",2017年7月份青海电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）,2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:根据《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2015〕28号）规定，2017年7月份青海电网发电厂并网考核和辅助服务补偿结果复核工作已完成，现予公布，请依据附件结算。国家能源局西北监管局2017年8月31日 原标题:2017年7月份青海电网“两个细则”考核补偿情况（光伏）",光伏系统工程,西北能监局,,"2017/9/4 16:09:19","光伏消纳 光伏电站并网 青海光伏市场"
150,"2017-09-18 06:21:40",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090411283581.png,163,"2017-09-18 06:21:40","光伏扶贫电站获政策支持 村级电站将成主力军",2017-09-04,北极星太阳能光伏网讯:近期，各省市纷纷出台光伏扶贫政策，由已下发的政策可知，十三五期间2017-2020年，光伏扶贫将是光伏产业发展的重要一环。甚至有业内人士透露，2017年-2019年的总体光伏扶贫指标约为20GW。从发布的文件中也可明显看出，光伏扶贫电站获得了政策上的大力支持。光伏扶贫电站获政策倾斜最新一份省级光伏扶贫政策在8月29日下发，即吉林省《关于做好2017年集中式光伏扶贫项目申报工作的通知》。《通知》要求，2017年国家下达吉林省的500MW(0.5GW)新增光伏电站指标将全部用于集中式光伏扶贫电站，还规定《吉林省光伏扶贫项目管理办法》预计9月末可正式印发实施。除吉林外，近期河北、山西、山东等地也纷纷下发光伏扶贫政策。8月中旬，河北发文组织申报100万千瓦(1GW)的集中式光伏扶贫项目，同时要求在8月25日前将光伏扶贫方案上报;与河北省类似，山西省要求将2017年国家能源局下达山西的800MW光伏建设指导规模全部用于集中式光伏扶贫电站;山东省也明确2017年新增500MW指标全部用于光伏扶贫。无论是吉林还是河北、山西，文件中纷纷将百兆瓦的电站指标用于建设集中式光伏扶贫电站，各省的政策规定似乎与能源局的政策倾向出现了偏差，颇有些耐人寻味。根据8月初国家能源局、国务院扶贫办联合下发的《关于“十三五”光伏扶贫计划编制有关事项的通知》要求“以村级光伏扶贫电站为主要建设模式，不具备建设村级电站条件的地区，可建设集中式光伏扶贫电站”，上述各省下发的文件却又把指标都给了集中式电站，莫非以上地区均“不具备建设村级电站的条件”?不过总体上看，政策均向光伏扶贫方面倾斜，根据各省政策及十三五可再生能源发展规划可知，各地专用于光伏扶贫电站的指标分配如下：河北省1GW、山东省0.5GW、河南省0.9GW、江西省0.5GW、湖南省0.5GW、湖北省0.5GW、云南省0.5GW、广东省0.5GW，加上最近山西省0.8GW及吉林省0.5GW，10个省份加起来的规模指标已达6.2GW。光伏扶贫电站所获的政策支持由此可见一斑。村级光伏扶贫电站是主要模式在国家能源局及国务院扶贫办8月下发的关于“十三五”光伏扶贫计划的相关通知中规定：“以村级光伏扶贫电站为主要建设模式，村级电站应在建档立卡贫困村建设，单个村级电站容量控制在300千瓦左右(具备就近接入条件的可放大至500千瓦)。”另规定“今年将把未来3年村级光伏电站的指标一次性下达完毕”，因此有业内专家表示，“《通知》的出台，标志着村级光伏扶贫电站将成为“十三五”时期光伏扶贫的主要模式。”据悉，光伏扶贫村级电站建成后，由县级统一运营管理，但电站产权及其收益权归贫困村所有，即项目建成验收后产权移交贫困村，电站收益全部打入贫困村集体账户，具体管理办法则由相关扶贫部门另行制定。实践表明，村级光伏扶贫电站是最行之有效的光伏扶贫模式，能实现精准扶贫、新能源开发利用的“双赢”。一方面，村级光伏扶贫电站产权属于村集体，有利于协调建设用地。同时，电站规模较小，初始投资少，建设用地面积小，村集体和企业面临的压力也小。另一方面，村级光伏扶贫电站发电上网要求相对较低，现有电网基本能满足电力上网需求，即使需要进行电网改造也相对容易。最重要的是，政策明确，村级电站产权属于村集体，村级光伏扶贫电站的收益归村集体、农户所有，解决了贫困村无集体经济收入的问题。集中式电站是补充且限定更多除了侧重村级电站的建设，能源局和扶贫办联合下发的通知中对集中式光伏扶贫电站的建设规定得更为详细，“不具备建设村级电站条件的地区，可建设集中式光伏扶贫电站，但要严格按照政府投资入股、按股分成的资产收益模式建设，发生光伏限电问题的省份不安排集中式光伏扶贫电站。以县为单元，总受益户数与总建设规模的匹配关系为村级电站每户对应5-7千瓦，集中式电站每户对应25-30千瓦。”对于村级电站，国家能源局和扶贫办根据各省(区、市)光伏扶贫要求，确定脱贫攻坚期间各省(区、市)村级电站建设规模，并于2017年一次性下达。对于集中式光伏扶贫电站，分年度分批下达规模，并纳入各省(区、市)光伏发电年度总规模统筹考虑。除上述规定外，集中式电站的建设过初审后还需国家批复。“各级初审通过后，有关县(市、区)可对实施方案中初始投资、电网接入等建设条件已落实的300千瓦以下的村级小电站提前开展建设。集中并网扶贫电站须待国家批复实施方案，规模单独下达后方可实施。”对集中式电站要求较多可能有以下原因：一是集中式电站需占地较多，因此存在土地资源浪费的潜在风险;二是大容量的光伏电站由多台变换装置组合实现，这些设备的协同工作需要进行同一管理，目前这方面技术尚不成熟。小结：8月已经过去，根据下发的各省扶贫通知要求，各地区需根据规划及实施方案确定当地建设任务，并将相关材料会同扶贫主管部门初审后于8月31日之前上报到国务院扶贫办和国家能源局。由此可知全国光伏扶贫规模及建设任务应正处于汇总过程中，对于能源局及扶贫办进一步的规划要求，我们不妨拭目以待。,光伏系统工程,SOLARZOOM,,"2017/9/4 11:34:29","光伏扶贫 村级光伏电站 光伏市场"
151,"2017-09-18 06:21:40",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090411285793.png,163,"2017-09-18 06:21:40","光伏扶贫电站获政策支持 村级电站将成主力军",2017-09-04,北极星太阳能光伏网讯:近期，各省市纷纷出台光伏扶贫政策，由已下发的政策可知，十三五期间2017-2020年，光伏扶贫将是光伏产业发展的重要一环。甚至有业内人士透露，2017年-2019年的总体光伏扶贫指标约为20GW。从发布的文件中也可明显看出，光伏扶贫电站获得了政策上的大力支持。光伏扶贫电站获政策倾斜最新一份省级光伏扶贫政策在8月29日下发，即吉林省《关于做好2017年集中式光伏扶贫项目申报工作的通知》。《通知》要求，2017年国家下达吉林省的500MW(0.5GW)新增光伏电站指标将全部用于集中式光伏扶贫电站，还规定《吉林省光伏扶贫项目管理办法》预计9月末可正式印发实施。除吉林外，近期河北、山西、山东等地也纷纷下发光伏扶贫政策。8月中旬，河北发文组织申报100万千瓦(1GW)的集中式光伏扶贫项目，同时要求在8月25日前将光伏扶贫方案上报;与河北省类似，山西省要求将2017年国家能源局下达山西的800MW光伏建设指导规模全部用于集中式光伏扶贫电站;山东省也明确2017年新增500MW指标全部用于光伏扶贫。无论是吉林还是河北、山西，文件中纷纷将百兆瓦的电站指标用于建设集中式光伏扶贫电站，各省的政策规定似乎与能源局的政策倾向出现了偏差，颇有些耐人寻味。根据8月初国家能源局、国务院扶贫办联合下发的《关于“十三五”光伏扶贫计划编制有关事项的通知》要求“以村级光伏扶贫电站为主要建设模式，不具备建设村级电站条件的地区，可建设集中式光伏扶贫电站”，上述各省下发的文件却又把指标都给了集中式电站，莫非以上地区均“不具备建设村级电站的条件”?不过总体上看，政策均向光伏扶贫方面倾斜，根据各省政策及十三五可再生能源发展规划可知，各地专用于光伏扶贫电站的指标分配如下：河北省1GW、山东省0.5GW、河南省0.9GW、江西省0.5GW、湖南省0.5GW、湖北省0.5GW、云南省0.5GW、广东省0.5GW，加上最近山西省0.8GW及吉林省0.5GW，10个省份加起来的规模指标已达6.2GW。光伏扶贫电站所获的政策支持由此可见一斑。村级光伏扶贫电站是主要模式在国家能源局及国务院扶贫办8月下发的关于“十三五”光伏扶贫计划的相关通知中规定：“以村级光伏扶贫电站为主要建设模式，村级电站应在建档立卡贫困村建设，单个村级电站容量控制在300千瓦左右(具备就近接入条件的可放大至500千瓦)。”另规定“今年将把未来3年村级光伏电站的指标一次性下达完毕”，因此有业内专家表示，“《通知》的出台，标志着村级光伏扶贫电站将成为“十三五”时期光伏扶贫的主要模式。”据悉，光伏扶贫村级电站建成后，由县级统一运营管理，但电站产权及其收益权归贫困村所有，即项目建成验收后产权移交贫困村，电站收益全部打入贫困村集体账户，具体管理办法则由相关扶贫部门另行制定。实践表明，村级光伏扶贫电站是最行之有效的光伏扶贫模式，能实现精准扶贫、新能源开发利用的“双赢”。一方面，村级光伏扶贫电站产权属于村集体，有利于协调建设用地。同时，电站规模较小，初始投资少，建设用地面积小，村集体和企业面临的压力也小。另一方面，村级光伏扶贫电站发电上网要求相对较低，现有电网基本能满足电力上网需求，即使需要进行电网改造也相对容易。最重要的是，政策明确，村级电站产权属于村集体，村级光伏扶贫电站的收益归村集体、农户所有，解决了贫困村无集体经济收入的问题。集中式电站是补充且限定更多除了侧重村级电站的建设，能源局和扶贫办联合下发的通知中对集中式光伏扶贫电站的建设规定得更为详细，“不具备建设村级电站条件的地区，可建设集中式光伏扶贫电站，但要严格按照政府投资入股、按股分成的资产收益模式建设，发生光伏限电问题的省份不安排集中式光伏扶贫电站。以县为单元，总受益户数与总建设规模的匹配关系为村级电站每户对应5-7千瓦，集中式电站每户对应25-30千瓦。”对于村级电站，国家能源局和扶贫办根据各省(区、市)光伏扶贫要求，确定脱贫攻坚期间各省(区、市)村级电站建设规模，并于2017年一次性下达。对于集中式光伏扶贫电站，分年度分批下达规模，并纳入各省(区、市)光伏发电年度总规模统筹考虑。除上述规定外，集中式电站的建设过初审后还需国家批复。“各级初审通过后，有关县(市、区)可对实施方案中初始投资、电网接入等建设条件已落实的300千瓦以下的村级小电站提前开展建设。集中并网扶贫电站须待国家批复实施方案，规模单独下达后方可实施。”对集中式电站要求较多可能有以下原因：一是集中式电站需占地较多，因此存在土地资源浪费的潜在风险;二是大容量的光伏电站由多台变换装置组合实现，这些设备的协同工作需要进行同一管理，目前这方面技术尚不成熟。小结：8月已经过去，根据下发的各省扶贫通知要求，各地区需根据规划及实施方案确定当地建设任务，并将相关材料会同扶贫主管部门初审后于8月31日之前上报到国务院扶贫办和国家能源局。由此可知全国光伏扶贫规模及建设任务应正处于汇总过程中，对于能源局及扶贫办进一步的规划要求，我们不妨拭目以待。,光伏系统工程,SOLARZOOM,,"2017/9/4 11:34:29","光伏扶贫 村级光伏电站 光伏市场"
152,"2017-09-18 06:21:40",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090411330250.png,163,"2017-09-18 06:21:40","光伏扶贫电站获政策支持 村级电站将成主力军",2017-09-04,北极星太阳能光伏网讯:近期，各省市纷纷出台光伏扶贫政策，由已下发的政策可知，十三五期间2017-2020年，光伏扶贫将是光伏产业发展的重要一环。甚至有业内人士透露，2017年-2019年的总体光伏扶贫指标约为20GW。从发布的文件中也可明显看出，光伏扶贫电站获得了政策上的大力支持。光伏扶贫电站获政策倾斜最新一份省级光伏扶贫政策在8月29日下发，即吉林省《关于做好2017年集中式光伏扶贫项目申报工作的通知》。《通知》要求，2017年国家下达吉林省的500MW(0.5GW)新增光伏电站指标将全部用于集中式光伏扶贫电站，还规定《吉林省光伏扶贫项目管理办法》预计9月末可正式印发实施。除吉林外，近期河北、山西、山东等地也纷纷下发光伏扶贫政策。8月中旬，河北发文组织申报100万千瓦(1GW)的集中式光伏扶贫项目，同时要求在8月25日前将光伏扶贫方案上报;与河北省类似，山西省要求将2017年国家能源局下达山西的800MW光伏建设指导规模全部用于集中式光伏扶贫电站;山东省也明确2017年新增500MW指标全部用于光伏扶贫。无论是吉林还是河北、山西，文件中纷纷将百兆瓦的电站指标用于建设集中式光伏扶贫电站，各省的政策规定似乎与能源局的政策倾向出现了偏差，颇有些耐人寻味。根据8月初国家能源局、国务院扶贫办联合下发的《关于“十三五”光伏扶贫计划编制有关事项的通知》要求“以村级光伏扶贫电站为主要建设模式，不具备建设村级电站条件的地区，可建设集中式光伏扶贫电站”，上述各省下发的文件却又把指标都给了集中式电站，莫非以上地区均“不具备建设村级电站的条件”?不过总体上看，政策均向光伏扶贫方面倾斜，根据各省政策及十三五可再生能源发展规划可知，各地专用于光伏扶贫电站的指标分配如下：河北省1GW、山东省0.5GW、河南省0.9GW、江西省0.5GW、湖南省0.5GW、湖北省0.5GW、云南省0.5GW、广东省0.5GW，加上最近山西省0.8GW及吉林省0.5GW，10个省份加起来的规模指标已达6.2GW。光伏扶贫电站所获的政策支持由此可见一斑。村级光伏扶贫电站是主要模式在国家能源局及国务院扶贫办8月下发的关于“十三五”光伏扶贫计划的相关通知中规定：“以村级光伏扶贫电站为主要建设模式，村级电站应在建档立卡贫困村建设，单个村级电站容量控制在300千瓦左右(具备就近接入条件的可放大至500千瓦)。”另规定“今年将把未来3年村级光伏电站的指标一次性下达完毕”，因此有业内专家表示，“《通知》的出台，标志着村级光伏扶贫电站将成为“十三五”时期光伏扶贫的主要模式。”据悉，光伏扶贫村级电站建成后，由县级统一运营管理，但电站产权及其收益权归贫困村所有，即项目建成验收后产权移交贫困村，电站收益全部打入贫困村集体账户，具体管理办法则由相关扶贫部门另行制定。实践表明，村级光伏扶贫电站是最行之有效的光伏扶贫模式，能实现精准扶贫、新能源开发利用的“双赢”。一方面，村级光伏扶贫电站产权属于村集体，有利于协调建设用地。同时，电站规模较小，初始投资少，建设用地面积小，村集体和企业面临的压力也小。另一方面，村级光伏扶贫电站发电上网要求相对较低，现有电网基本能满足电力上网需求，即使需要进行电网改造也相对容易。最重要的是，政策明确，村级电站产权属于村集体，村级光伏扶贫电站的收益归村集体、农户所有，解决了贫困村无集体经济收入的问题。集中式电站是补充且限定更多除了侧重村级电站的建设，能源局和扶贫办联合下发的通知中对集中式光伏扶贫电站的建设规定得更为详细，“不具备建设村级电站条件的地区，可建设集中式光伏扶贫电站，但要严格按照政府投资入股、按股分成的资产收益模式建设，发生光伏限电问题的省份不安排集中式光伏扶贫电站。以县为单元，总受益户数与总建设规模的匹配关系为村级电站每户对应5-7千瓦，集中式电站每户对应25-30千瓦。”对于村级电站，国家能源局和扶贫办根据各省(区、市)光伏扶贫要求，确定脱贫攻坚期间各省(区、市)村级电站建设规模，并于2017年一次性下达。对于集中式光伏扶贫电站，分年度分批下达规模，并纳入各省(区、市)光伏发电年度总规模统筹考虑。除上述规定外，集中式电站的建设过初审后还需国家批复。“各级初审通过后，有关县(市、区)可对实施方案中初始投资、电网接入等建设条件已落实的300千瓦以下的村级小电站提前开展建设。集中并网扶贫电站须待国家批复实施方案，规模单独下达后方可实施。”对集中式电站要求较多可能有以下原因：一是集中式电站需占地较多，因此存在土地资源浪费的潜在风险;二是大容量的光伏电站由多台变换装置组合实现，这些设备的协同工作需要进行同一管理，目前这方面技术尚不成熟。小结：8月已经过去，根据下发的各省扶贫通知要求，各地区需根据规划及实施方案确定当地建设任务，并将相关材料会同扶贫主管部门初审后于8月31日之前上报到国务院扶贫办和国家能源局。由此可知全国光伏扶贫规模及建设任务应正处于汇总过程中，对于能源局及扶贫办进一步的规划要求，我们不妨拭目以待。,光伏系统工程,SOLARZOOM,,"2017/9/4 11:34:29","光伏扶贫 村级光伏电站 光伏市场"
153,"2017-09-18 06:21:40",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090411291174.png,163,"2017-09-18 06:21:40","光伏扶贫电站获政策支持 村级电站将成主力军",2017-09-04,北极星太阳能光伏网讯:近期，各省市纷纷出台光伏扶贫政策，由已下发的政策可知，十三五期间2017-2020年，光伏扶贫将是光伏产业发展的重要一环。甚至有业内人士透露，2017年-2019年的总体光伏扶贫指标约为20GW。从发布的文件中也可明显看出，光伏扶贫电站获得了政策上的大力支持。光伏扶贫电站获政策倾斜最新一份省级光伏扶贫政策在8月29日下发，即吉林省《关于做好2017年集中式光伏扶贫项目申报工作的通知》。《通知》要求，2017年国家下达吉林省的500MW(0.5GW)新增光伏电站指标将全部用于集中式光伏扶贫电站，还规定《吉林省光伏扶贫项目管理办法》预计9月末可正式印发实施。除吉林外，近期河北、山西、山东等地也纷纷下发光伏扶贫政策。8月中旬，河北发文组织申报100万千瓦(1GW)的集中式光伏扶贫项目，同时要求在8月25日前将光伏扶贫方案上报;与河北省类似，山西省要求将2017年国家能源局下达山西的800MW光伏建设指导规模全部用于集中式光伏扶贫电站;山东省也明确2017年新增500MW指标全部用于光伏扶贫。无论是吉林还是河北、山西，文件中纷纷将百兆瓦的电站指标用于建设集中式光伏扶贫电站，各省的政策规定似乎与能源局的政策倾向出现了偏差，颇有些耐人寻味。根据8月初国家能源局、国务院扶贫办联合下发的《关于“十三五”光伏扶贫计划编制有关事项的通知》要求“以村级光伏扶贫电站为主要建设模式，不具备建设村级电站条件的地区，可建设集中式光伏扶贫电站”，上述各省下发的文件却又把指标都给了集中式电站，莫非以上地区均“不具备建设村级电站的条件”?不过总体上看，政策均向光伏扶贫方面倾斜，根据各省政策及十三五可再生能源发展规划可知，各地专用于光伏扶贫电站的指标分配如下：河北省1GW、山东省0.5GW、河南省0.9GW、江西省0.5GW、湖南省0.5GW、湖北省0.5GW、云南省0.5GW、广东省0.5GW，加上最近山西省0.8GW及吉林省0.5GW，10个省份加起来的规模指标已达6.2GW。光伏扶贫电站所获的政策支持由此可见一斑。村级光伏扶贫电站是主要模式在国家能源局及国务院扶贫办8月下发的关于“十三五”光伏扶贫计划的相关通知中规定：“以村级光伏扶贫电站为主要建设模式，村级电站应在建档立卡贫困村建设，单个村级电站容量控制在300千瓦左右(具备就近接入条件的可放大至500千瓦)。”另规定“今年将把未来3年村级光伏电站的指标一次性下达完毕”，因此有业内专家表示，“《通知》的出台，标志着村级光伏扶贫电站将成为“十三五”时期光伏扶贫的主要模式。”据悉，光伏扶贫村级电站建成后，由县级统一运营管理，但电站产权及其收益权归贫困村所有，即项目建成验收后产权移交贫困村，电站收益全部打入贫困村集体账户，具体管理办法则由相关扶贫部门另行制定。实践表明，村级光伏扶贫电站是最行之有效的光伏扶贫模式，能实现精准扶贫、新能源开发利用的“双赢”。一方面，村级光伏扶贫电站产权属于村集体，有利于协调建设用地。同时，电站规模较小，初始投资少，建设用地面积小，村集体和企业面临的压力也小。另一方面，村级光伏扶贫电站发电上网要求相对较低，现有电网基本能满足电力上网需求，即使需要进行电网改造也相对容易。最重要的是，政策明确，村级电站产权属于村集体，村级光伏扶贫电站的收益归村集体、农户所有，解决了贫困村无集体经济收入的问题。集中式电站是补充且限定更多除了侧重村级电站的建设，能源局和扶贫办联合下发的通知中对集中式光伏扶贫电站的建设规定得更为详细，“不具备建设村级电站条件的地区，可建设集中式光伏扶贫电站，但要严格按照政府投资入股、按股分成的资产收益模式建设，发生光伏限电问题的省份不安排集中式光伏扶贫电站。以县为单元，总受益户数与总建设规模的匹配关系为村级电站每户对应5-7千瓦，集中式电站每户对应25-30千瓦。”对于村级电站，国家能源局和扶贫办根据各省(区、市)光伏扶贫要求，确定脱贫攻坚期间各省(区、市)村级电站建设规模，并于2017年一次性下达。对于集中式光伏扶贫电站，分年度分批下达规模，并纳入各省(区、市)光伏发电年度总规模统筹考虑。除上述规定外，集中式电站的建设过初审后还需国家批复。“各级初审通过后，有关县(市、区)可对实施方案中初始投资、电网接入等建设条件已落实的300千瓦以下的村级小电站提前开展建设。集中并网扶贫电站须待国家批复实施方案，规模单独下达后方可实施。”对集中式电站要求较多可能有以下原因：一是集中式电站需占地较多，因此存在土地资源浪费的潜在风险;二是大容量的光伏电站由多台变换装置组合实现，这些设备的协同工作需要进行同一管理，目前这方面技术尚不成熟。小结：8月已经过去，根据下发的各省扶贫通知要求，各地区需根据规划及实施方案确定当地建设任务，并将相关材料会同扶贫主管部门初审后于8月31日之前上报到国务院扶贫办和国家能源局。由此可知全国光伏扶贫规模及建设任务应正处于汇总过程中，对于能源局及扶贫办进一步的规划要求，我们不妨拭目以待。,光伏系统工程,SOLARZOOM,,"2017/9/4 11:34:29","光伏扶贫 村级光伏电站 光伏市场"
154,"2017-09-18 06:21:40",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090411295088.png,163,"2017-09-18 06:21:40","光伏扶贫电站获政策支持 村级电站将成主力军",2017-09-04,北极星太阳能光伏网讯:近期，各省市纷纷出台光伏扶贫政策，由已下发的政策可知，十三五期间2017-2020年，光伏扶贫将是光伏产业发展的重要一环。甚至有业内人士透露，2017年-2019年的总体光伏扶贫指标约为20GW。从发布的文件中也可明显看出，光伏扶贫电站获得了政策上的大力支持。光伏扶贫电站获政策倾斜最新一份省级光伏扶贫政策在8月29日下发，即吉林省《关于做好2017年集中式光伏扶贫项目申报工作的通知》。《通知》要求，2017年国家下达吉林省的500MW(0.5GW)新增光伏电站指标将全部用于集中式光伏扶贫电站，还规定《吉林省光伏扶贫项目管理办法》预计9月末可正式印发实施。除吉林外，近期河北、山西、山东等地也纷纷下发光伏扶贫政策。8月中旬，河北发文组织申报100万千瓦(1GW)的集中式光伏扶贫项目，同时要求在8月25日前将光伏扶贫方案上报;与河北省类似，山西省要求将2017年国家能源局下达山西的800MW光伏建设指导规模全部用于集中式光伏扶贫电站;山东省也明确2017年新增500MW指标全部用于光伏扶贫。无论是吉林还是河北、山西，文件中纷纷将百兆瓦的电站指标用于建设集中式光伏扶贫电站，各省的政策规定似乎与能源局的政策倾向出现了偏差，颇有些耐人寻味。根据8月初国家能源局、国务院扶贫办联合下发的《关于“十三五”光伏扶贫计划编制有关事项的通知》要求“以村级光伏扶贫电站为主要建设模式，不具备建设村级电站条件的地区，可建设集中式光伏扶贫电站”，上述各省下发的文件却又把指标都给了集中式电站，莫非以上地区均“不具备建设村级电站的条件”?不过总体上看，政策均向光伏扶贫方面倾斜，根据各省政策及十三五可再生能源发展规划可知，各地专用于光伏扶贫电站的指标分配如下：河北省1GW、山东省0.5GW、河南省0.9GW、江西省0.5GW、湖南省0.5GW、湖北省0.5GW、云南省0.5GW、广东省0.5GW，加上最近山西省0.8GW及吉林省0.5GW，10个省份加起来的规模指标已达6.2GW。光伏扶贫电站所获的政策支持由此可见一斑。村级光伏扶贫电站是主要模式在国家能源局及国务院扶贫办8月下发的关于“十三五”光伏扶贫计划的相关通知中规定：“以村级光伏扶贫电站为主要建设模式，村级电站应在建档立卡贫困村建设，单个村级电站容量控制在300千瓦左右(具备就近接入条件的可放大至500千瓦)。”另规定“今年将把未来3年村级光伏电站的指标一次性下达完毕”，因此有业内专家表示，“《通知》的出台，标志着村级光伏扶贫电站将成为“十三五”时期光伏扶贫的主要模式。”据悉，光伏扶贫村级电站建成后，由县级统一运营管理，但电站产权及其收益权归贫困村所有，即项目建成验收后产权移交贫困村，电站收益全部打入贫困村集体账户，具体管理办法则由相关扶贫部门另行制定。实践表明，村级光伏扶贫电站是最行之有效的光伏扶贫模式，能实现精准扶贫、新能源开发利用的“双赢”。一方面，村级光伏扶贫电站产权属于村集体，有利于协调建设用地。同时，电站规模较小，初始投资少，建设用地面积小，村集体和企业面临的压力也小。另一方面，村级光伏扶贫电站发电上网要求相对较低，现有电网基本能满足电力上网需求，即使需要进行电网改造也相对容易。最重要的是，政策明确，村级电站产权属于村集体，村级光伏扶贫电站的收益归村集体、农户所有，解决了贫困村无集体经济收入的问题。集中式电站是补充且限定更多除了侧重村级电站的建设，能源局和扶贫办联合下发的通知中对集中式光伏扶贫电站的建设规定得更为详细，“不具备建设村级电站条件的地区，可建设集中式光伏扶贫电站，但要严格按照政府投资入股、按股分成的资产收益模式建设，发生光伏限电问题的省份不安排集中式光伏扶贫电站。以县为单元，总受益户数与总建设规模的匹配关系为村级电站每户对应5-7千瓦，集中式电站每户对应25-30千瓦。”对于村级电站，国家能源局和扶贫办根据各省(区、市)光伏扶贫要求，确定脱贫攻坚期间各省(区、市)村级电站建设规模，并于2017年一次性下达。对于集中式光伏扶贫电站，分年度分批下达规模，并纳入各省(区、市)光伏发电年度总规模统筹考虑。除上述规定外，集中式电站的建设过初审后还需国家批复。“各级初审通过后，有关县(市、区)可对实施方案中初始投资、电网接入等建设条件已落实的300千瓦以下的村级小电站提前开展建设。集中并网扶贫电站须待国家批复实施方案，规模单独下达后方可实施。”对集中式电站要求较多可能有以下原因：一是集中式电站需占地较多，因此存在土地资源浪费的潜在风险;二是大容量的光伏电站由多台变换装置组合实现，这些设备的协同工作需要进行同一管理，目前这方面技术尚不成熟。小结：8月已经过去，根据下发的各省扶贫通知要求，各地区需根据规划及实施方案确定当地建设任务，并将相关材料会同扶贫主管部门初审后于8月31日之前上报到国务院扶贫办和国家能源局。由此可知全国光伏扶贫规模及建设任务应正处于汇总过程中，对于能源局及扶贫办进一步的规划要求，我们不妨拭目以待。,光伏系统工程,SOLARZOOM,,"2017/9/4 11:34:29","光伏扶贫 村级光伏电站 光伏市场"
155,"2017-09-18 06:21:42",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090410151538.jpg,164,"2017-09-18 06:21:42","为解决风电和光伏上网 发改委发特急文件开展电力现货市场",2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:近期电力市场化改革的动作在加快，继全面推进跨省跨区和区域电网输配电价的核定工作后，又开始向建立电力现货市场迈进。8月28日，国家发改委下发特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（下称《通知》），确定了南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区作为第一批试点，要求加快组织推动电力现货市场建设工作。在2018年底前启动电力现货市场试运行。按时间划分，将日以上的交易称为电力中长期交易（或远期交易），将日前及日以内的交易称为电力现货交易。随着电力体制改革的推进，电力中长期交易规模不断扩大。《通知》表示，目前亟待加快探索建立电力现货交易机制，改变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制，构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系。华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣对界面新闻记者分析称，建立电力现货市场，主要意义之一在于解决困扰多年的清洁能源如何进入市场，以及弃风、弃光的问题。“目前弃风、弃光、弃水比较严重，尤其是风电和光伏，随机波动性大，在没有电力现货市场、只有中长期合约交易市场的情况下，这些新能源电力很难进入市场体现价值。”曾鸣对界面新闻记者说。“有了现货市场后，因为是实时的市场，风电和光伏可以在市场中按边际成本进行报价，体现它们的价值。同时，为风光调峰的传统能源，其价值也能通过现货市场体现出来。”另一大意义则是对整体的各类电能而言。曾鸣表示，中长期合约没有实时性的价格信号，电能作为特殊商品在不同时段的价值无法体现，有了现货市场后，各类电能的价值都可通过价格信号来体现。《通知》称，上述八个试点的选择，主要根据地方政府意愿和前期工作进展，结合各地电力供需形势、网源结构和市场化程度等条件。试点原则上按现有电力调度控制区（考虑跨省跨区送受电）组织开展，具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。电力现货市场建设试点成熟一个，启动一个。曾鸣分析称，这八大试点各具特点。例如，广东售电侧市场化改革在全国最早，进展最快；蒙西是独立电网，地方政府容易整体把握和引导；浙江是用电大省，涉及本地和跨区电源同时供应，且有经济基础；甘肃是西北的风电基地，但弃风弃光严重，试点以后可以看出现货市场对减少弃风弃光的效果等。在目前中国的电力市场环境下，建立电力现货市场还有很多条件并不具备，所以选择了试点先行的方式。曾鸣对界面新闻记者表示，面临的挑战之一是市场机制的建立，以减少行政干预，真正通过市场的信号来引导供需行为。“从中国国情看，行政干预比较突出，所以现货市场要克服这一问题。”曾鸣说。另一大挑战，则是电力现货市场规则的研究和制定。曾鸣称，电力现货市场的规则和电力调度的规则、实时运行的约束条件密切相关。这就要求电网的调度部门和电力交易部门通力合作，在政府部门的监管下，实现电力安全调度和电力现货交易这两个规则的协调一致性。根据国际经验看，这两大规则的协调一致性非常重要。“既不能影响了安全运营，又要保证市场在运行时能够通过现货价格信号发现电力商品的价值，来引导供需双方的行为。如果做不到，电力现货市场就变成了空架子，体现不出真正的价值。但电力的安全运行也是至关重要的。”曾鸣对界面新闻记者表示。按照上述《通知》要求，试点地区要围绕形成日内分时电价机制，在明确现货市场优化目标的基础上，建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制。此外，组织市场主体开展日前、日内、实时电能量交易，要实现调度运行和市场交易有机衔接，促进电力系统安全运行、市场有效运行，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。附：国家发改委特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》 原标题:为解决风电和光伏上网 发改委发特急文件启动电力现货市场",光伏系统工程,界面新闻,张慧,"2017/9/4 10:19:47","弃光 光伏消纳 光伏市场"
156,"2017-09-18 06:21:42",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090414055399.png,164,"2017-09-18 06:21:42","为解决风电和光伏上网 发改委发特急文件开展电力现货市场",2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:近期电力市场化改革的动作在加快，继全面推进跨省跨区和区域电网输配电价的核定工作后，又开始向建立电力现货市场迈进。8月28日，国家发改委下发特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（下称《通知》），确定了南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区作为第一批试点，要求加快组织推动电力现货市场建设工作。在2018年底前启动电力现货市场试运行。按时间划分，将日以上的交易称为电力中长期交易（或远期交易），将日前及日以内的交易称为电力现货交易。随着电力体制改革的推进，电力中长期交易规模不断扩大。《通知》表示，目前亟待加快探索建立电力现货交易机制，改变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制，构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系。华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣对界面新闻记者分析称，建立电力现货市场，主要意义之一在于解决困扰多年的清洁能源如何进入市场，以及弃风、弃光的问题。“目前弃风、弃光、弃水比较严重，尤其是风电和光伏，随机波动性大，在没有电力现货市场、只有中长期合约交易市场的情况下，这些新能源电力很难进入市场体现价值。”曾鸣对界面新闻记者说。“有了现货市场后，因为是实时的市场，风电和光伏可以在市场中按边际成本进行报价，体现它们的价值。同时，为风光调峰的传统能源，其价值也能通过现货市场体现出来。”另一大意义则是对整体的各类电能而言。曾鸣表示，中长期合约没有实时性的价格信号，电能作为特殊商品在不同时段的价值无法体现，有了现货市场后，各类电能的价值都可通过价格信号来体现。《通知》称，上述八个试点的选择，主要根据地方政府意愿和前期工作进展，结合各地电力供需形势、网源结构和市场化程度等条件。试点原则上按现有电力调度控制区（考虑跨省跨区送受电）组织开展，具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。电力现货市场建设试点成熟一个，启动一个。曾鸣分析称，这八大试点各具特点。例如，广东售电侧市场化改革在全国最早，进展最快；蒙西是独立电网，地方政府容易整体把握和引导；浙江是用电大省，涉及本地和跨区电源同时供应，且有经济基础；甘肃是西北的风电基地，但弃风弃光严重，试点以后可以看出现货市场对减少弃风弃光的效果等。在目前中国的电力市场环境下，建立电力现货市场还有很多条件并不具备，所以选择了试点先行的方式。曾鸣对界面新闻记者表示，面临的挑战之一是市场机制的建立，以减少行政干预，真正通过市场的信号来引导供需行为。“从中国国情看，行政干预比较突出，所以现货市场要克服这一问题。”曾鸣说。另一大挑战，则是电力现货市场规则的研究和制定。曾鸣称，电力现货市场的规则和电力调度的规则、实时运行的约束条件密切相关。这就要求电网的调度部门和电力交易部门通力合作，在政府部门的监管下，实现电力安全调度和电力现货交易这两个规则的协调一致性。根据国际经验看，这两大规则的协调一致性非常重要。“既不能影响了安全运营，又要保证市场在运行时能够通过现货价格信号发现电力商品的价值，来引导供需双方的行为。如果做不到，电力现货市场就变成了空架子，体现不出真正的价值。但电力的安全运行也是至关重要的。”曾鸣对界面新闻记者表示。按照上述《通知》要求，试点地区要围绕形成日内分时电价机制，在明确现货市场优化目标的基础上，建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制。此外，组织市场主体开展日前、日内、实时电能量交易，要实现调度运行和市场交易有机衔接，促进电力系统安全运行、市场有效运行，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。附：国家发改委特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》 原标题:为解决风电和光伏上网 发改委发特急文件启动电力现货市场",光伏系统工程,界面新闻,张慧,"2017/9/4 10:19:47","弃光 光伏消纳 光伏市场"
157,"2017-09-18 06:21:42",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090414104089.jpg,164,"2017-09-18 06:21:42","为解决风电和光伏上网 发改委发特急文件开展电力现货市场",2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:近期电力市场化改革的动作在加快，继全面推进跨省跨区和区域电网输配电价的核定工作后，又开始向建立电力现货市场迈进。8月28日，国家发改委下发特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（下称《通知》），确定了南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区作为第一批试点，要求加快组织推动电力现货市场建设工作。在2018年底前启动电力现货市场试运行。按时间划分，将日以上的交易称为电力中长期交易（或远期交易），将日前及日以内的交易称为电力现货交易。随着电力体制改革的推进，电力中长期交易规模不断扩大。《通知》表示，目前亟待加快探索建立电力现货交易机制，改变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制，构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系。华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣对界面新闻记者分析称，建立电力现货市场，主要意义之一在于解决困扰多年的清洁能源如何进入市场，以及弃风、弃光的问题。“目前弃风、弃光、弃水比较严重，尤其是风电和光伏，随机波动性大，在没有电力现货市场、只有中长期合约交易市场的情况下，这些新能源电力很难进入市场体现价值。”曾鸣对界面新闻记者说。“有了现货市场后，因为是实时的市场，风电和光伏可以在市场中按边际成本进行报价，体现它们的价值。同时，为风光调峰的传统能源，其价值也能通过现货市场体现出来。”另一大意义则是对整体的各类电能而言。曾鸣表示，中长期合约没有实时性的价格信号，电能作为特殊商品在不同时段的价值无法体现，有了现货市场后，各类电能的价值都可通过价格信号来体现。《通知》称，上述八个试点的选择，主要根据地方政府意愿和前期工作进展，结合各地电力供需形势、网源结构和市场化程度等条件。试点原则上按现有电力调度控制区（考虑跨省跨区送受电）组织开展，具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。电力现货市场建设试点成熟一个，启动一个。曾鸣分析称，这八大试点各具特点。例如，广东售电侧市场化改革在全国最早，进展最快；蒙西是独立电网，地方政府容易整体把握和引导；浙江是用电大省，涉及本地和跨区电源同时供应，且有经济基础；甘肃是西北的风电基地，但弃风弃光严重，试点以后可以看出现货市场对减少弃风弃光的效果等。在目前中国的电力市场环境下，建立电力现货市场还有很多条件并不具备，所以选择了试点先行的方式。曾鸣对界面新闻记者表示，面临的挑战之一是市场机制的建立，以减少行政干预，真正通过市场的信号来引导供需行为。“从中国国情看，行政干预比较突出，所以现货市场要克服这一问题。”曾鸣说。另一大挑战，则是电力现货市场规则的研究和制定。曾鸣称，电力现货市场的规则和电力调度的规则、实时运行的约束条件密切相关。这就要求电网的调度部门和电力交易部门通力合作，在政府部门的监管下，实现电力安全调度和电力现货交易这两个规则的协调一致性。根据国际经验看，这两大规则的协调一致性非常重要。“既不能影响了安全运营，又要保证市场在运行时能够通过现货价格信号发现电力商品的价值，来引导供需双方的行为。如果做不到，电力现货市场就变成了空架子，体现不出真正的价值。但电力的安全运行也是至关重要的。”曾鸣对界面新闻记者表示。按照上述《通知》要求，试点地区要围绕形成日内分时电价机制，在明确现货市场优化目标的基础上，建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制。此外，组织市场主体开展日前、日内、实时电能量交易，要实现调度运行和市场交易有机衔接，促进电力系统安全运行、市场有效运行，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。附：国家发改委特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》 原标题:为解决风电和光伏上网 发改委发特急文件启动电力现货市场",光伏系统工程,界面新闻,张慧,"2017/9/4 10:19:47","弃光 光伏消纳 光伏市场"
158,"2017-09-18 06:21:42",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090414105398.png,164,"2017-09-18 06:21:42","为解决风电和光伏上网 发改委发特急文件开展电力现货市场",2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:近期电力市场化改革的动作在加快，继全面推进跨省跨区和区域电网输配电价的核定工作后，又开始向建立电力现货市场迈进。8月28日，国家发改委下发特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（下称《通知》），确定了南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区作为第一批试点，要求加快组织推动电力现货市场建设工作。在2018年底前启动电力现货市场试运行。按时间划分，将日以上的交易称为电力中长期交易（或远期交易），将日前及日以内的交易称为电力现货交易。随着电力体制改革的推进，电力中长期交易规模不断扩大。《通知》表示，目前亟待加快探索建立电力现货交易机制，改变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制，构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系。华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣对界面新闻记者分析称，建立电力现货市场，主要意义之一在于解决困扰多年的清洁能源如何进入市场，以及弃风、弃光的问题。“目前弃风、弃光、弃水比较严重，尤其是风电和光伏，随机波动性大，在没有电力现货市场、只有中长期合约交易市场的情况下，这些新能源电力很难进入市场体现价值。”曾鸣对界面新闻记者说。“有了现货市场后，因为是实时的市场，风电和光伏可以在市场中按边际成本进行报价，体现它们的价值。同时，为风光调峰的传统能源，其价值也能通过现货市场体现出来。”另一大意义则是对整体的各类电能而言。曾鸣表示，中长期合约没有实时性的价格信号，电能作为特殊商品在不同时段的价值无法体现，有了现货市场后，各类电能的价值都可通过价格信号来体现。《通知》称，上述八个试点的选择，主要根据地方政府意愿和前期工作进展，结合各地电力供需形势、网源结构和市场化程度等条件。试点原则上按现有电力调度控制区（考虑跨省跨区送受电）组织开展，具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。电力现货市场建设试点成熟一个，启动一个。曾鸣分析称，这八大试点各具特点。例如，广东售电侧市场化改革在全国最早，进展最快；蒙西是独立电网，地方政府容易整体把握和引导；浙江是用电大省，涉及本地和跨区电源同时供应，且有经济基础；甘肃是西北的风电基地，但弃风弃光严重，试点以后可以看出现货市场对减少弃风弃光的效果等。在目前中国的电力市场环境下，建立电力现货市场还有很多条件并不具备，所以选择了试点先行的方式。曾鸣对界面新闻记者表示，面临的挑战之一是市场机制的建立，以减少行政干预，真正通过市场的信号来引导供需行为。“从中国国情看，行政干预比较突出，所以现货市场要克服这一问题。”曾鸣说。另一大挑战，则是电力现货市场规则的研究和制定。曾鸣称，电力现货市场的规则和电力调度的规则、实时运行的约束条件密切相关。这就要求电网的调度部门和电力交易部门通力合作，在政府部门的监管下，实现电力安全调度和电力现货交易这两个规则的协调一致性。根据国际经验看，这两大规则的协调一致性非常重要。“既不能影响了安全运营，又要保证市场在运行时能够通过现货价格信号发现电力商品的价值，来引导供需双方的行为。如果做不到，电力现货市场就变成了空架子，体现不出真正的价值。但电力的安全运行也是至关重要的。”曾鸣对界面新闻记者表示。按照上述《通知》要求，试点地区要围绕形成日内分时电价机制，在明确现货市场优化目标的基础上，建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制。此外，组织市场主体开展日前、日内、实时电能量交易，要实现调度运行和市场交易有机衔接，促进电力系统安全运行、市场有效运行，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。附：国家发改委特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》 原标题:为解决风电和光伏上网 发改委发特急文件启动电力现货市场",光伏系统工程,界面新闻,张慧,"2017/9/4 10:19:47","弃光 光伏消纳 光伏市场"
159,"2017-09-18 06:21:42",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090414120134.jpg,164,"2017-09-18 06:21:42","为解决风电和光伏上网 发改委发特急文件开展电力现货市场",2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:近期电力市场化改革的动作在加快，继全面推进跨省跨区和区域电网输配电价的核定工作后，又开始向建立电力现货市场迈进。8月28日，国家发改委下发特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（下称《通知》），确定了南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区作为第一批试点，要求加快组织推动电力现货市场建设工作。在2018年底前启动电力现货市场试运行。按时间划分，将日以上的交易称为电力中长期交易（或远期交易），将日前及日以内的交易称为电力现货交易。随着电力体制改革的推进，电力中长期交易规模不断扩大。《通知》表示，目前亟待加快探索建立电力现货交易机制，改变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制，构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系。华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣对界面新闻记者分析称，建立电力现货市场，主要意义之一在于解决困扰多年的清洁能源如何进入市场，以及弃风、弃光的问题。“目前弃风、弃光、弃水比较严重，尤其是风电和光伏，随机波动性大，在没有电力现货市场、只有中长期合约交易市场的情况下，这些新能源电力很难进入市场体现价值。”曾鸣对界面新闻记者说。“有了现货市场后，因为是实时的市场，风电和光伏可以在市场中按边际成本进行报价，体现它们的价值。同时，为风光调峰的传统能源，其价值也能通过现货市场体现出来。”另一大意义则是对整体的各类电能而言。曾鸣表示，中长期合约没有实时性的价格信号，电能作为特殊商品在不同时段的价值无法体现，有了现货市场后，各类电能的价值都可通过价格信号来体现。《通知》称，上述八个试点的选择，主要根据地方政府意愿和前期工作进展，结合各地电力供需形势、网源结构和市场化程度等条件。试点原则上按现有电力调度控制区（考虑跨省跨区送受电）组织开展，具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。电力现货市场建设试点成熟一个，启动一个。曾鸣分析称，这八大试点各具特点。例如，广东售电侧市场化改革在全国最早，进展最快；蒙西是独立电网，地方政府容易整体把握和引导；浙江是用电大省，涉及本地和跨区电源同时供应，且有经济基础；甘肃是西北的风电基地，但弃风弃光严重，试点以后可以看出现货市场对减少弃风弃光的效果等。在目前中国的电力市场环境下，建立电力现货市场还有很多条件并不具备，所以选择了试点先行的方式。曾鸣对界面新闻记者表示，面临的挑战之一是市场机制的建立，以减少行政干预，真正通过市场的信号来引导供需行为。“从中国国情看，行政干预比较突出，所以现货市场要克服这一问题。”曾鸣说。另一大挑战，则是电力现货市场规则的研究和制定。曾鸣称，电力现货市场的规则和电力调度的规则、实时运行的约束条件密切相关。这就要求电网的调度部门和电力交易部门通力合作，在政府部门的监管下，实现电力安全调度和电力现货交易这两个规则的协调一致性。根据国际经验看，这两大规则的协调一致性非常重要。“既不能影响了安全运营，又要保证市场在运行时能够通过现货价格信号发现电力商品的价值，来引导供需双方的行为。如果做不到，电力现货市场就变成了空架子，体现不出真正的价值。但电力的安全运行也是至关重要的。”曾鸣对界面新闻记者表示。按照上述《通知》要求，试点地区要围绕形成日内分时电价机制，在明确现货市场优化目标的基础上，建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制。此外，组织市场主体开展日前、日内、实时电能量交易，要实现调度运行和市场交易有机衔接，促进电力系统安全运行、市场有效运行，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。附：国家发改委特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》 原标题:为解决风电和光伏上网 发改委发特急文件启动电力现货市场",光伏系统工程,界面新闻,张慧,"2017/9/4 10:19:47","弃光 光伏消纳 光伏市场"
160,"2017-09-18 06:21:42",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090414122558.png,164,"2017-09-18 06:21:42","为解决风电和光伏上网 发改委发特急文件开展电力现货市场",2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:近期电力市场化改革的动作在加快，继全面推进跨省跨区和区域电网输配电价的核定工作后，又开始向建立电力现货市场迈进。8月28日，国家发改委下发特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（下称《通知》），确定了南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区作为第一批试点，要求加快组织推动电力现货市场建设工作。在2018年底前启动电力现货市场试运行。按时间划分，将日以上的交易称为电力中长期交易（或远期交易），将日前及日以内的交易称为电力现货交易。随着电力体制改革的推进，电力中长期交易规模不断扩大。《通知》表示，目前亟待加快探索建立电力现货交易机制，改变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制，构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系。华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣对界面新闻记者分析称，建立电力现货市场，主要意义之一在于解决困扰多年的清洁能源如何进入市场，以及弃风、弃光的问题。“目前弃风、弃光、弃水比较严重，尤其是风电和光伏，随机波动性大，在没有电力现货市场、只有中长期合约交易市场的情况下，这些新能源电力很难进入市场体现价值。”曾鸣对界面新闻记者说。“有了现货市场后，因为是实时的市场，风电和光伏可以在市场中按边际成本进行报价，体现它们的价值。同时，为风光调峰的传统能源，其价值也能通过现货市场体现出来。”另一大意义则是对整体的各类电能而言。曾鸣表示，中长期合约没有实时性的价格信号，电能作为特殊商品在不同时段的价值无法体现，有了现货市场后，各类电能的价值都可通过价格信号来体现。《通知》称，上述八个试点的选择，主要根据地方政府意愿和前期工作进展，结合各地电力供需形势、网源结构和市场化程度等条件。试点原则上按现有电力调度控制区（考虑跨省跨区送受电）组织开展，具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。电力现货市场建设试点成熟一个，启动一个。曾鸣分析称，这八大试点各具特点。例如，广东售电侧市场化改革在全国最早，进展最快；蒙西是独立电网，地方政府容易整体把握和引导；浙江是用电大省，涉及本地和跨区电源同时供应，且有经济基础；甘肃是西北的风电基地，但弃风弃光严重，试点以后可以看出现货市场对减少弃风弃光的效果等。在目前中国的电力市场环境下，建立电力现货市场还有很多条件并不具备，所以选择了试点先行的方式。曾鸣对界面新闻记者表示，面临的挑战之一是市场机制的建立，以减少行政干预，真正通过市场的信号来引导供需行为。“从中国国情看，行政干预比较突出，所以现货市场要克服这一问题。”曾鸣说。另一大挑战，则是电力现货市场规则的研究和制定。曾鸣称，电力现货市场的规则和电力调度的规则、实时运行的约束条件密切相关。这就要求电网的调度部门和电力交易部门通力合作，在政府部门的监管下，实现电力安全调度和电力现货交易这两个规则的协调一致性。根据国际经验看，这两大规则的协调一致性非常重要。“既不能影响了安全运营，又要保证市场在运行时能够通过现货价格信号发现电力商品的价值，来引导供需双方的行为。如果做不到，电力现货市场就变成了空架子，体现不出真正的价值。但电力的安全运行也是至关重要的。”曾鸣对界面新闻记者表示。按照上述《通知》要求，试点地区要围绕形成日内分时电价机制，在明确现货市场优化目标的基础上，建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制。此外，组织市场主体开展日前、日内、实时电能量交易，要实现调度运行和市场交易有机衔接，促进电力系统安全运行、市场有效运行，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。附：国家发改委特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》 原标题:为解决风电和光伏上网 发改委发特急文件启动电力现货市场",光伏系统工程,界面新闻,张慧,"2017/9/4 10:19:47","弃光 光伏消纳 光伏市场"
161,"2017-09-18 06:22:08",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090409141860.jpg,168,"2017-09-18 06:22:08","格力G-IEMS局域能源互联网系统全球发布 每个家庭将配有光伏发电和户用储能",2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:9月1日，在德国柏林国际电子消费展（IFA）上，格力G-IEMS局域能源互联网系统面向全球发布。这一融合了高效发电、安全储电、可靠变电、高效用电、实时能源控制、能源信息集中管理、轻量化交互的完整生态系统，将有力促进全球能源产业向着清洁化、智能化迈进，打造网络化的能源新世界。发布会上，德国科学院院士、诺贝尔奖预选工作组成员LeoLorenz教授表示：“格力G-IEMS局域能源互联网系统的成功研发，对于世界节能减排事业意义重大，将推动节能减排迈向新台阶。”完整生态掀能源革命当今世界，是一个被互联网深度改变的世界。依托这张无影无形却无处不在的“网”，数据被高效地管理、运用、集散、分发，人类的生活也随之发生巨大改变，在几十年前无法想象的便利、高效，早已随着互联网的发展变为现实。如果将互联网说成是一次全球信息革命，能源互联网毫无疑问将是发生在能源世界的另外一次革命。如同数据之于互联网般，驱动人类现代文明的能源将在能源互联网中流转，以一个高度智能的中枢为核心，能源在其中被高效地管理、转换与运用。这不是科幻电影中的未来图景，如今，它已经在真实世界中得以实现。格力自主研发的G-IEMS局域能源互联网系统，并非仅仅是一张调配能源的“网”，更是一个融合了高效发电、安全储电、可靠变电、高效用电、实时能源控制、能源信息集中管理、轻量化交互的完整生态系统。通过对光伏发电、储能系统、电网和用电设备等端口的整合管理，实现了完善的光伏能源利用和用电调配，响应了国家推进清洁能源替代、电替代等能源改革，以系统集成为用户创造清洁、安全、可靠、舒适、高效的人居工作环境。随着格力G-IEMS局域能源互联网系统的发布,一幅“未来之城”的美好图景已经呈现。依托格力G-IEMS局域能源互联网系统建成的光伏城，每个家庭配有光伏发电、户用储能，对接电网，单一个体自发自用，余电交易。光伏解决能源供给，储能解决能源存储，变流解决能源转换，光伏空调、直流电器解决用电应用。未来，电网更多提供能源传输通道，每个用户都将同时成为能源的生产者，集中发电将可减少。新能源改变未来格力G-IEMS局域能源互联网系统继承格力光伏空调的光伏直驱技术、三元换流技术、发用电一体化管理技术等，进一步攻关实现了从设备到家居、楼宇、社区、园区，从单一发用网的三元换流到发用储网及多单元之间的能源自由交换，体量和深度再跃一阶，成功实现了能源高效变换、复杂工况可靠运行、能源自由交换交易、信息透明化及安全管控监管的目标，拥有专利392项，其中核心发明专利83项。目前，格力G-IEMS局域能源互联网系统已经可以为家居、工厂、社区、园区提供完整的发、储、用、管能源解决方案。能源互联网家庭级G-HIEMS，以光伏空调为中心，在三元换流及光伏直流直驱技术基础上，突破开放其直流母线，搭载纯直流家电，实现了能源透明、安全、高效利用。分布式能源的自发自用和就近消耗，降低公共电网耗电。在能源与家电结合过程中，格力进一步进行光伏空调、储能产品系列化，并研发了直流冰箱、直流电风扇、直流加湿器、直流电饭煲、直流净水机、直流空气净化器等生活家电。能源互联网工厂级G-FIEMS，以大型光伏空调、工业储能为中心，结合功率级能源采集、实时生产数据获取、数据挖掘分析等技术，以能源信息化、生产数据化、环境可视化，实现工厂全面管理、安全管理、单位产品降能耗、可移动值守，并通过与电网对接，实时响应电网调度指令，储能放电，实现移峰填谷，降低国家电力供应压力。",光伏系统工程,中国制冷与空调网,,"2017/9/4 9:22:13","格力 能源互联网 光伏发电"
162,"2017-09-18 06:22:08",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090409143762.jpg,168,"2017-09-18 06:22:08","格力G-IEMS局域能源互联网系统全球发布 每个家庭将配有光伏发电和户用储能",2017-09-04,"北极星太阳能光伏网讯:9月1日，在德国柏林国际电子消费展（IFA）上，格力G-IEMS局域能源互联网系统面向全球发布。这一融合了高效发电、安全储电、可靠变电、高效用电、实时能源控制、能源信息集中管理、轻量化交互的完整生态系统，将有力促进全球能源产业向着清洁化、智能化迈进，打造网络化的能源新世界。发布会上，德国科学院院士、诺贝尔奖预选工作组成员LeoLorenz教授表示：“格力G-IEMS局域能源互联网系统的成功研发，对于世界节能减排事业意义重大，将推动节能减排迈向新台阶。”完整生态掀能源革命当今世界，是一个被互联网深度改变的世界。依托这张无影无形却无处不在的“网”，数据被高效地管理、运用、集散、分发，人类的生活也随之发生巨大改变，在几十年前无法想象的便利、高效，早已随着互联网的发展变为现实。如果将互联网说成是一次全球信息革命，能源互联网毫无疑问将是发生在能源世界的另外一次革命。如同数据之于互联网般，驱动人类现代文明的能源将在能源互联网中流转，以一个高度智能的中枢为核心，能源在其中被高效地管理、转换与运用。这不是科幻电影中的未来图景，如今，它已经在真实世界中得以实现。格力自主研发的G-IEMS局域能源互联网系统，并非仅仅是一张调配能源的“网”，更是一个融合了高效发电、安全储电、可靠变电、高效用电、实时能源控制、能源信息集中管理、轻量化交互的完整生态系统。通过对光伏发电、储能系统、电网和用电设备等端口的整合管理，实现了完善的光伏能源利用和用电调配，响应了国家推进清洁能源替代、电替代等能源改革，以系统集成为用户创造清洁、安全、可靠、舒适、高效的人居工作环境。随着格力G-IEMS局域能源互联网系统的发布,一幅“未来之城”的美好图景已经呈现。依托格力G-IEMS局域能源互联网系统建成的光伏城，每个家庭配有光伏发电、户用储能，对接电网，单一个体自发自用，余电交易。光伏解决能源供给，储能解决能源存储，变流解决能源转换，光伏空调、直流电器解决用电应用。未来，电网更多提供能源传输通道，每个用户都将同时成为能源的生产者，集中发电将可减少。新能源改变未来格力G-IEMS局域能源互联网系统继承格力光伏空调的光伏直驱技术、三元换流技术、发用电一体化管理技术等，进一步攻关实现了从设备到家居、楼宇、社区、园区，从单一发用网的三元换流到发用储网及多单元之间的能源自由交换，体量和深度再跃一阶，成功实现了能源高效变换、复杂工况可靠运行、能源自由交换交易、信息透明化及安全管控监管的目标，拥有专利392项，其中核心发明专利83项。目前，格力G-IEMS局域能源互联网系统已经可以为家居、工厂、社区、园区提供完整的发、储、用、管能源解决方案。能源互联网家庭级G-HIEMS，以光伏空调为中心，在三元换流及光伏直流直驱技术基础上，突破开放其直流母线，搭载纯直流家电，实现了能源透明、安全、高效利用。分布式能源的自发自用和就近消耗，降低公共电网耗电。在能源与家电结合过程中，格力进一步进行光伏空调、储能产品系列化，并研发了直流冰箱、直流电风扇、直流加湿器、直流电饭煲、直流净水机、直流空气净化器等生活家电。能源互联网工厂级G-FIEMS，以大型光伏空调、工业储能为中心，结合功率级能源采集、实时生产数据获取、数据挖掘分析等技术，以能源信息化、生产数据化、环境可视化，实现工厂全面管理、安全管理、单位产品降能耗、可移动值守，并通过与电网对接，实时响应电网调度指令，储能放电，实现移峰填谷，降低国家电力供应压力。",光伏系统工程,中国制冷与空调网,,"2017/9/4 9:22:13","格力 能源互联网 光伏发电"
163,"2017-09-18 06:22:24",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090408550186.png,170,"2017-09-18 06:22:24",陕西省首批国家级光伏扶贫电站主体在延安并网运行,2017-09-04,北极星太阳能光伏网讯:近日，陕西省首批具备投运条件的国家级光伏扶贫电站主体在延安并网运行，将带动1.6万户老区贫困群众脱贫增收。在延川县延水关镇贯头村村口的向阳坡地上，一块块光伏发电板正在将光能转化为电能，源源不断地输送到国家电网的供电系统中。到今年年底，延川县600户贫困户将以分红的形式，每户获得不少于3000元的扶持。这标志着，国家光伏扶贫“红利”首次惠及老区人民。国家电网延安供电公司建设部主任冯卫军：“延川15兆瓦的光伏扶贫电站并网以后，年发电量预计可达1887万度，可以惠及600户贫困户。”光伏扶贫是国家精准扶贫的重要举措，也是造福革命老区的一项民生工程。2016年10月，由国家能源局、国务院扶贫办共同启动的首批国家级光伏扶贫项目，其中涉及我省的五个项目全部落户老区延安。目前，国网延安供电公司已组建输电铁塔174座，新建35千伏输电线路52公里，完成黄龙、甘泉等四个县区的光伏扶贫电站的并网运行任务。延安市副市长张旭波：“目前我市光伏扶贫项目，累计完成投资15.5亿元，第一批光伏扶贫项目，10月底前全部建成投产，实现帮扶1.6万户贫困户，每年每户收益超过3000元的标准。”,光伏系统工程,西部网-陕西新闻网,"李楠 李红娟 杨帆","2017/9/4 8:56:29","光伏扶贫 光伏发电 陕西光伏市场"
164,"2017-09-18 06:22:38",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090113470050.jpg,172,"2017-09-18 06:22:38","上半年光伏发电装机总量10182万千瓦 弃光率下降4.5%",2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:从初生时的踉踉跄跄，遭受“双反”调查时的举步维艰，再到近年来多项技术领跑全球行业发展，在党的十九大即将到来之际，回望过去5年的发展历程，相信每个光伏行业从业者的心头都会涌起一阵感慨。8月4日，国家能源局对我国光伏发电行业2017年上半年建设运行信息予以公布。统计数据显示，截至6月底，我国光伏发电装机容量达到10182万千瓦，新增光伏发电装机容量2440万千瓦，同比增长9%。经过多年发展，光伏发电终于继水电、风电之后跻身“亿千瓦”阵营，且发展呈增速态势。10182万千瓦———光伏发电装机大跨步前进根据国家能源局公布的数据，截至6月底，全国光伏发电装机容量达到10182万千瓦，新增光伏发电装机容量2440万千瓦，同比增长9%。中东部地区保持强劲发展势头。华东地区新增装机825万千瓦，华中地区新增装机423万千瓦，两地区合计总量超过全国新增总量的50%。其中，排名前列的安徽、浙江、江苏3省新增装机分别为291、260、242万千瓦，总量达到793万千瓦，占全国新增总量的32.5%。受到光伏扶贫等国家政策的重点推动，分布式光伏增速依然明显。今年上半年，我国光伏电站装机总量为8439万千瓦，新增装机1729万千瓦，同比减少16%。分布式光伏装机总量达到1743万千瓦，新增容量711万千瓦，占全国新增总量的近三分之一，同比增长2.9倍。其中，安徽、浙江、山东3省带动力量明显，新增分布式装机容量分别为138、125、123万千瓦，总量达到了全国的54.2%。去年12月份，国家能源局印发《太阳能发展“十三五”规划》指出，到2020年底，光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上。截至今年上半年，这一规划目标已完成了近97%，提前实现已是无可置疑。目标达成后行业政策是否会发生变化？超过目标后已建成的项目能否顺利拿到并网资格？伴随终点线的日渐临近，这些疑虑成为了行业内热议的焦点话题。今年7月，国家能源局印发《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（以下简称《意见》）明确，到2020年底，光伏发电新增装机容量5450万千瓦，新增领跑技术基地装机容量3200万千瓦，新增规划并网容量12800万千瓦（不含领跑技术基地），为光伏行业继续维持大跨步前进步调及时送上了一颗“定心丸”。据《意见》，除北京、天津、上海、福建、重庆、西藏、海南7省（区、市）自行管理本区域光伏电站建设规模，甘肃、宁夏、新疆（含兵团）3个弃光“重灾区”暂不安排建设规模，到2020年，我国光伏发电可新增装机8650万千瓦，新增规划并网容量12800万千瓦。同时，《意见》为分布式光伏发电项目、村级扶贫电站及跨省跨区输电通道配套建设光伏电站的发展开启了一路“绿灯”，其建设速度将免于受到建设规模指标的限制，张家口市光伏发电建设规划也享有专项规划建设指标。据国家能源局统计，截至2016年底，我国光伏发电累计装机容量7742万千瓦。如果甘肃、宁夏、新疆这3个太阳能资源“大户”能够顺利扭转弃光现象，再算上国家扶贫政策对于分布式光伏的大力推动及跨省、区输电通道可能配套建设的光伏电站，光伏发电行业最终实现“十三五”原装机规划的翻番，其实并非遥不可及。16%和16.8%———市场准入门槛再次提升“企业只有加强技术投入、产品创新，才能获得主动发展，否则就只能在别人后面追赶。”正如中国光伏行业协会秘书长王勃华所说，伴随行业发展的逐渐深入，当国家“有力的手”日渐远去，通过技术的不断精进提升利润空间，已成为光伏企业能够保持较快发展的核心竞争力。日前，国家能源局、工业和信息化部、国家认监委联合印发《关于提高主要光伏产品技术指标并加强监管工作的通知》（以下简称《通知》）指出，要对电池组件市场准入标准中的光电转换效率指标及“领跑者”技术指标进行适当提高。《通知》要求，自2018年1月1日起，多晶硅、单晶硅电池组件的光电转换效率市场准入门槛将分别提高至16%和16.8%。2017年建设的先进光伏发电技术应用基地（俗称“领跑者”技术基地），其采用的多晶硅、单晶硅组件的光电转换效率提高至17%和17.8%，同时，“领跑者”技术基地采用的多晶组件和单晶组件，一年内衰减率不得高于2.5%、3%，后续年内衰减率不高于0.7%。之前公布的《意见》已明确表示，到2020年，原则上不再支持建设无技术进步目标、无市场机制创新、补贴强度高的集中式光伏发电项目。在这一政策的指导下，埋首技术革新以在光伏领跑技术基地项目投标中赢得更多建设规模，几乎已成为光伏企业发展集中式电站的唯一出路。值得关注的是，《意见》将行业创新的范围再次拓展，从单纯的技术升级扩大到了整个行业发展方式的变革。《意见》指出，发挥市场在资源配置中起决定性作用和更好地发挥政府作用的理念，创新可再生能源电力发展模式。鼓励结合社会资本投资经营配电网、清洁能源局域电网和微电网建设，促进技术进步和成本降低。通过市场自主和竞争配置并举的方式，不仅能够引导企业主动作为、积极创新，更可以有效促进前沿技术的市场化转化，进而持续推动已市场化的光伏产品的市场化提升，使光伏行业形成一个稳定向上发展的产业链条，推进行业不断升级革新。从促进先进光伏技术产品应用，到光伏领跑技术示范基地遍地开花，再到无技术进步目标的集中式光伏发电项目原则上不再支持建设，加快技术进步、推进产业升级，已成为了当下光伏企业逃不开、躲不掉、必须要担负的时代使命，而他们，终将凭借努力推进我国光伏产业走向更高山峰。同比降4.5%———消纳现象走向好转对比势如破竹的发展势头，更令人欣喜的是，今年前6月，我国弃光情况开始走向好转。根据《意见》公布的统计数据，上半年，我国光伏发电量518亿千瓦时，弃光电量37亿千瓦时，弃光率约为7.14%，同比下降4.5个百分点。即便是被列为弃光“重灾区”的新疆（含兵团）、甘肃地区，其弃光率分别同比下降6%和10%，弃光比重出现明显降低。国家对消纳问题的高度重视，成为了破局弃光现象的最有力武器。尤其是在刚刚发布的《意见》中，落实市场消纳成为了项目进行规划与建设的基本前提。《意见》强调，各省（区、市）能源主管部门要把落实可再生能源电力送出消纳作为安排本区域可再生能源电力建设规模及布局的基本前提条件，集中式光伏发电的年度规模确定及分配都要以省级电网企业承诺投资建设电力送出工程和出具的电力系统消纳能力意见为前提。大型光伏发电基地所在省（区、市）的能源主管部门及市（县）级地方政府能源主管部门需首先落实电力消纳市场，明确电力消纳方案。同时，严格控制弃风弃光严重地区的风电和光伏发电新增建设规模，已成为地区行业发展严格实行的准则。本次印发的《意见》明确指出，甘肃、新疆（含兵团）、宁夏因目前弃光限电严重，暂不安排年度新增建设规划，需待情况明显好转后再另行确定，为3省区光伏发电行业的发展按下了暂停键。截至目前，尽管国家能源局从未正式公布光伏发电的监测预警结果，看向比邻，那些身处红色预警地区的风电企业为了获得新一年的规划指标而使出浑身解数提升消纳水平，须对身处3省区及暂时处于“安全区”的部分光伏发电企业敲响一声警钟。下一阶段，跨省、区特高压输电通道将成为提升电量消纳、推进太阳能资源在更大范围优化配置的有效桥梁。《意见》要求，在太阳能资源富集地区后续规划新建的特高压输电通道均应明确输送可再生能源电量比重指标，对国家能源局已明确可再生能源电量比重指标的特高压输电通道应按指标进行考核。在这一连串的“前提”“明确”“考核”之下，国家对于保障光伏发电消纳、推进行业发展的决心已无需多言。通过国家多部门的联合协作，在政策组合拳的连番击打下，相信光伏发电行业将向着更为健康、有序的方向快步前进。 原标题:砥砺奋进的五年|光彩夺目 激流勇进",光伏系统工程,中国电力报,伍梦尧,"2017/9/1 13:48:54","光伏装机量 光伏消纳 光伏市场"
165,"2017-09-18 06:22:48",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090112110495.jpg,173,"2017-09-18 06:22:48",8月全国光伏并网工程一览,2017-09-01,北极星太阳能光伏网讯:尽管上半年的光伏新增装机有相当一部分是为了避免7月1日开始的电价下调而进行的“抢装”，但与16年上半年不同的是，24GW的新增量中有超过7GW是分布式光伏装机(16年同期只有2GW)。下半年已过去两月，集邦咨询新能源研究中心EnergyTrend搜集整理了今年8月全国各省并网的光伏项目，以供参详。（若有缺漏，欢迎联系指正。）下图为各省并网光伏项目装机量总和对比图。,光伏系统工程,集邦新能源网,,"2017/9/1 12:21:06","光伏电站 光伏装机量 光伏市场"
166,"2017-09-18 06:22:48",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090112132469.jpg,173,"2017-09-18 06:22:48",8月全国光伏并网工程一览,2017-09-01,北极星太阳能光伏网讯:尽管上半年的光伏新增装机有相当一部分是为了避免7月1日开始的电价下调而进行的“抢装”，但与16年上半年不同的是，24GW的新增量中有超过7GW是分布式光伏装机(16年同期只有2GW)。下半年已过去两月，集邦咨询新能源研究中心EnergyTrend搜集整理了今年8月全国各省并网的光伏项目，以供参详。（若有缺漏，欢迎联系指正。）下图为各省并网光伏项目装机量总和对比图。,光伏系统工程,集邦新能源网,,"2017/9/1 12:21:06","光伏电站 光伏装机量 光伏市场"
167,"2017-09-18 06:22:48",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090112185658.jpg,173,"2017-09-18 06:22:48",8月全国光伏并网工程一览,2017-09-01,北极星太阳能光伏网讯:尽管上半年的光伏新增装机有相当一部分是为了避免7月1日开始的电价下调而进行的“抢装”，但与16年上半年不同的是，24GW的新增量中有超过7GW是分布式光伏装机(16年同期只有2GW)。下半年已过去两月，集邦咨询新能源研究中心EnergyTrend搜集整理了今年8月全国各省并网的光伏项目，以供参详。（若有缺漏，欢迎联系指正。）下图为各省并网光伏项目装机量总和对比图。,光伏系统工程,集邦新能源网,,"2017/9/1 12:21:06","光伏电站 光伏装机量 光伏市场"
168,"2017-09-18 06:22:48",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090112190766.jpg,173,"2017-09-18 06:22:48",8月全国光伏并网工程一览,2017-09-01,北极星太阳能光伏网讯:尽管上半年的光伏新增装机有相当一部分是为了避免7月1日开始的电价下调而进行的“抢装”，但与16年上半年不同的是，24GW的新增量中有超过7GW是分布式光伏装机(16年同期只有2GW)。下半年已过去两月，集邦咨询新能源研究中心EnergyTrend搜集整理了今年8月全国各省并网的光伏项目，以供参详。（若有缺漏，欢迎联系指正。）下图为各省并网光伏项目装机量总和对比图。,光伏系统工程,集邦新能源网,,"2017/9/1 12:21:06","光伏电站 光伏装机量 光伏市场"
169,"2017-09-18 06:22:48",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090112191726.jpg,173,"2017-09-18 06:22:48",8月全国光伏并网工程一览,2017-09-01,北极星太阳能光伏网讯:尽管上半年的光伏新增装机有相当一部分是为了避免7月1日开始的电价下调而进行的“抢装”，但与16年上半年不同的是，24GW的新增量中有超过7GW是分布式光伏装机(16年同期只有2GW)。下半年已过去两月，集邦咨询新能源研究中心EnergyTrend搜集整理了今年8月全国各省并网的光伏项目，以供参详。（若有缺漏，欢迎联系指正。）下图为各省并网光伏项目装机量总和对比图。,光伏系统工程,集邦新能源网,,"2017/9/1 12:21:06","光伏电站 光伏装机量 光伏市场"
170,"2017-09-18 06:22:48",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090112192855.jpg,173,"2017-09-18 06:22:48",8月全国光伏并网工程一览,2017-09-01,北极星太阳能光伏网讯:尽管上半年的光伏新增装机有相当一部分是为了避免7月1日开始的电价下调而进行的“抢装”，但与16年上半年不同的是，24GW的新增量中有超过7GW是分布式光伏装机(16年同期只有2GW)。下半年已过去两月，集邦咨询新能源研究中心EnergyTrend搜集整理了今年8月全国各省并网的光伏项目，以供参详。（若有缺漏，欢迎联系指正。）下图为各省并网光伏项目装机量总和对比图。,光伏系统工程,集邦新能源网,,"2017/9/1 12:21:06","光伏电站 光伏装机量 光伏市场"
171,"2017-09-18 06:22:48",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090112193745.jpg,173,"2017-09-18 06:22:48",8月全国光伏并网工程一览,2017-09-01,北极星太阳能光伏网讯:尽管上半年的光伏新增装机有相当一部分是为了避免7月1日开始的电价下调而进行的“抢装”，但与16年上半年不同的是，24GW的新增量中有超过7GW是分布式光伏装机(16年同期只有2GW)。下半年已过去两月，集邦咨询新能源研究中心EnergyTrend搜集整理了今年8月全国各省并网的光伏项目，以供参详。（若有缺漏，欢迎联系指正。）下图为各省并网光伏项目装机量总和对比图。,光伏系统工程,集邦新能源网,,"2017/9/1 12:21:06","光伏电站 光伏装机量 光伏市场"
172,"2017-09-18 06:22:48",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090112194669.jpg,173,"2017-09-18 06:22:48",8月全国光伏并网工程一览,2017-09-01,北极星太阳能光伏网讯:尽管上半年的光伏新增装机有相当一部分是为了避免7月1日开始的电价下调而进行的“抢装”，但与16年上半年不同的是，24GW的新增量中有超过7GW是分布式光伏装机(16年同期只有2GW)。下半年已过去两月，集邦咨询新能源研究中心EnergyTrend搜集整理了今年8月全国各省并网的光伏项目，以供参详。（若有缺漏，欢迎联系指正。）下图为各省并网光伏项目装机量总和对比图。,光伏系统工程,集邦新能源网,,"2017/9/1 12:21:06","光伏电站 光伏装机量 光伏市场"
173,"2017-09-18 06:22:48",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090112195652.jpg,173,"2017-09-18 06:22:48",8月全国光伏并网工程一览,2017-09-01,北极星太阳能光伏网讯:尽管上半年的光伏新增装机有相当一部分是为了避免7月1日开始的电价下调而进行的“抢装”，但与16年上半年不同的是，24GW的新增量中有超过7GW是分布式光伏装机(16年同期只有2GW)。下半年已过去两月，集邦咨询新能源研究中心EnergyTrend搜集整理了今年8月全国各省并网的光伏项目，以供参详。（若有缺漏，欢迎联系指正。）下图为各省并网光伏项目装机量总和对比图。,光伏系统工程,集邦新能源网,,"2017/9/1 12:21:06","光伏电站 光伏装机量 光伏市场"
174,"2017-09-18 06:22:48",http://img01.mybjx.net/news/UploadFile/201709/2017090112200660.jpg,173,"2017-09-18 06:22:48",8月全国光伏并网工程一览,2017-09-01,北极星太阳能光伏网讯:尽管上半年的光伏新增装机有相当一部分是为了避免7月1日开始的电价下调而进行的“抢装”，但与16年上半年不同的是，24GW的新增量中有超过7GW是分布式光伏装机(16年同期只有2GW)。下半年已过去两月，集邦咨询新能源研究中心EnergyTrend搜集整理了今年8月全国各省并网的光伏项目，以供参详。（若有缺漏，欢迎联系指正。）下图为各省并网光伏项目装机量总和对比图。,光伏系统工程,集邦新能源网,,"2017/9/1 12:21:06","光伏电站 光伏装机量 光伏市场"
175,"2017-09-18 06:23:04",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090109560940.png,176,"2017-09-18 06:23:04",光伏发展势头再三被权威机构低估：原因有三,2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:德国墨卡托研究所（Mercator Research Institute）的研究人员在最近一期《自然˙能源》杂志上发表题为“The underestimated potential of solar energy to mitigate climate change”（太阳能减缓气候变化的潜力被低估）。在这篇文章中展示了下面的曲线图：从上图可见，国际能源署（IEA）（黑色曲线）、德国全球变化委员会（WBGU）（蓝色曲线）、绿色和平（GreenPeace）（绿色曲线）对于1995-2015年光伏发展的预测与光伏的实际发展轨迹相去甚远，只有绿色和平近几年的预测比较接近现实。那么为什么这些相当严谨而又权威的机构对于光伏发展的模型分析预测如此不靠谱呢？墨卡托研究所的文章认为主要是以下三个原因：1）这些预测低估了政府支持的力度，包括强制固定上网标杆价（feed-intariffs）、税收减免对于光伏市场的推动。2）这些预测没有把握好光伏的“深度学习曲线”（deep leaning curve），光伏装机容量每增加一倍成本就会降低22.5%。3）这些预测对于其他能源低碳技术（如核电、碳捕捉与贮存）的成本下降潜力过于乐观，导致高估了核电、CCS在未来能源系统中的作用（相应地低估了光伏潜力）。那么，未来光伏发展到底是否会继续超出权威机构的预测？墨卡托研究所的研究人员认为，光伏的持续发展取决于两大挑战：第一是光伏融资成本，尤其是在发展中国家的融资成本；第二是电网吸纳高比例光伏的能力。 原标题:光伏发展势头再三被权威机构低估：原因有三",光伏系统工程,国际能源小数据,,"2017/9/1 9:57:44","光伏产业 光伏发电 光伏市场"
176,"2017-09-18 06:23:04",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090109562659.png,176,"2017-09-18 06:23:04",光伏发展势头再三被权威机构低估：原因有三,2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:德国墨卡托研究所（Mercator Research Institute）的研究人员在最近一期《自然˙能源》杂志上发表题为“The underestimated potential of solar energy to mitigate climate change”（太阳能减缓气候变化的潜力被低估）。在这篇文章中展示了下面的曲线图：从上图可见，国际能源署（IEA）（黑色曲线）、德国全球变化委员会（WBGU）（蓝色曲线）、绿色和平（GreenPeace）（绿色曲线）对于1995-2015年光伏发展的预测与光伏的实际发展轨迹相去甚远，只有绿色和平近几年的预测比较接近现实。那么为什么这些相当严谨而又权威的机构对于光伏发展的模型分析预测如此不靠谱呢？墨卡托研究所的文章认为主要是以下三个原因：1）这些预测低估了政府支持的力度，包括强制固定上网标杆价（feed-intariffs）、税收减免对于光伏市场的推动。2）这些预测没有把握好光伏的“深度学习曲线”（deep leaning curve），光伏装机容量每增加一倍成本就会降低22.5%。3）这些预测对于其他能源低碳技术（如核电、碳捕捉与贮存）的成本下降潜力过于乐观，导致高估了核电、CCS在未来能源系统中的作用（相应地低估了光伏潜力）。那么，未来光伏发展到底是否会继续超出权威机构的预测？墨卡托研究所的研究人员认为，光伏的持续发展取决于两大挑战：第一是光伏融资成本，尤其是在发展中国家的融资成本；第二是电网吸纳高比例光伏的能力。 原标题:光伏发展势头再三被权威机构低估：原因有三",光伏系统工程,国际能源小数据,,"2017/9/1 9:57:44","光伏产业 光伏发电 光伏市场"
177,"2017-09-18 06:23:11",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090109353616.png,177,"2017-09-18 06:23:11","多晶硅价格稳步回升 国内检修仍保供应充足",2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:一、多晶硅价格稳步回升2017年7-8月份多晶硅价格稳步回升，7月延续4月下旬以来的涨势，从月初的12.00万元/吨，一路稳步回升到8月底的14.63万元/吨，涨幅为21.9%。8月份多晶硅均价13.83万元/吨，环比增幅为13.3%，同比上涨1.7%。支撑多晶硅价格稳步回升的原因：一方面是由于7月初中硅、永祥以及韩国OCI、韩华检修，截止8月底OCI和中硅尚未完全恢复生产，另再加之江苏中能、赛维LDK、盾安光伏安排的部分装置停车检修，使得国内外市场供应量缩减，而需求在“国内930”和“美国201”政策的刺激下持续火热，硅料企业只要手中有料可签，下游愿以更高价成交，因此旺盛需求是导致多晶硅价格上涨的主要因素；另一方面受环保督查影响，大量工业硅企业减产甚至停产，供应不足使得工业硅价格大幅飙升，多晶硅原料成本的上涨同样是导致硅料价格上涨的重要因素。图1 2017年1月-2017年8月国内多晶硅现货价格 来源：硅业分会二、国内检修仍保供应充足硅业分会统计，截止2017年8月底，国内在产多晶硅企业21家，有效产能共计25.8万吨/年，产能在逐步提升，7-8月份的产能增量主要来自江苏康博（1万吨/年）、宁夏东梦（1000吨/年）、东方希望（投产后目前月产量200吨/月）。根据在产多晶硅企业的扩产进度来看，截止2017年底，国内多晶硅年产能将达到30.4万吨/年左右。2017年7-8月份国内多晶硅产量共计3.97万吨，同比增加14.7%，其中7月份1.95万吨，同比增长15.4%，8月份2.02万吨，同比增加14.1%。7月份产量环比减少1.5%，主要是由于月初四川永祥和洛阳中硅分线检修，永祥检修一周后，产能正式达到2万吨/年，中硅检修影响近一半产量，月底江苏中能由于设备原因都进行了小部分检修。8月份产量环比大幅增加3.6%，主要是增加了江苏康博、宁夏东梦、东方希望的新增产能释放量，其中江苏康博7月份第二条7000吨/年生产线投产，8月份产能达到1万吨/年，跻身国内万吨级企业行列。7-8月份按产量排序，江苏中能、新特能源、新疆大全分别位居前三位，这三大企业产量占总产量的53.3%。中能、特变、中硅、永祥、亚硅、大全、赛维、康博八家万吨级企业产量共计3.11万吨，占国内总产量的78.3%。从各企业生产情况看，江苏中能7月底部分装置检修，部分减少的供应，在后续月度生产计划中补回，预计全年出货量仍然增长；新特能源为满足供应一直坚持生产，检修一再延后。洛阳中硅7月份开始的检修到8月底恢复生产至九成，尚未完全结束。赛维LDK和内蒙盾安均在8月份进行检修，产量部分减少。图2 2016年8月-2017年8月国内多晶硅分企业产量 单位：吨 来源：硅业分会三、自德国进口多晶硅创历史新高根据海关最新数据统计，2017年7月份多晶硅进口量为13711吨，环比减少7.5%，7月份进口均价14.38美元/千克，环比上涨0.7%。值得注意的有以下三点：第一，从韩国进口量仍位居第一。7月份从韩国进口量为5281吨，环比减少32.4%，占总进口量的38.5%。从韩国进口量仍居进口量首位，但环比大幅减少，主要是由于韩华和OCI在7月份都分线检修，产量大幅减少。第二，德国进口量创历史新高。7月份从德国进口多晶硅4741吨，环比增加29.3%，占总进口量的34.6%，7月份从德国进口量大幅增加的原因主要是，在国内光伏终端需求旺盛的前提下，韩国多晶硅企业检修供应不足，美国因惩罚性关税出口中国受阻，新增的光伏需求则集中在德国，创进口量历史新高。第三，从美国按保税区仓储方式进口不减。7月份从美国进口多晶硅622吨，占比为4.5%，其中通过加工贸易方式进口量仍占50.9%，加工贸易进口量中100%的进口量是通过保税区仓储的方式进入国内，直接规避相对高额的惩罚性关税。 图3 2016年7月-2017年7月多晶硅进口量及进口均价示意图分国别来看：2017年7月份，自韩、德、美、中国台湾这四个地区进口量12025吨，占总进口量的87.7%，进口量占比分别为38.5%、34.6%、4.5%、10.1%，韩国进口量仍居首位，德国进口量占比大幅增加。分贸易方式来看：2017年7月份按加工贸易方式进口多晶硅占比22.8%，其中自美国按加工贸易方式进口占比为50.9%，100%通过保税区仓储转口方式进入国内。四、新增产能陆续投放2017年以来，产能优化和新增产能释放从未停歇，国内有效产能从年初的21万吨/年一路增加至8月底的25.6万吨/年，增幅达到21.9%，增量包括新特能源、四川永祥、洛阳中硅等的产能优化，以及新疆大全、江苏康博、东方希望、宁夏东梦、河南恒星等新增产能。8月份之后，陆续将有大批产能投放市场，包括年底前将释放的鄂尔多斯多晶硅8000吨/年、天宏瑞科1.9万吨/年、东方希望1.5万吨/年，预计年底前国内多晶硅产能将达到30.4万吨/年。根据各大企业公布的产能扩张计划，未来多晶硅扩张加速进行：保利协鑫在建多晶硅项目规划6万吨/年，项目首批2万吨设施预计将在明年第二季度前落成，第二批2万吨设施将在明年年底前落成，最后2万吨由徐州现有产能设施转移，将视届时市场情况，计划在2020年年底前落成。2020年项目建成后，公司多晶硅年度产能将由现时的7万吨增加至11.5万吨。通威股份在乐山和包头各5万吨/年高纯多晶硅及配套新能源项目，乐山高纯多晶硅项目已经开建，一期2.5万吨，2018年建成；包头一期2.5万吨高纯晶硅项目将于2017年9月30日前开工建设，2018年建成投产；二期将根据市场需求情况推进。新项目建成投产后连同乐山现有2万吨/年产能，通威高纯晶硅产能将达到12万吨/年。随着近几年新疆、内蒙等地的能源优势愈发明显，扩产或技改产能多集中在西部地区，并借此提升技术，降低物耗、能耗和成本，国内先进企业生产成本在全球已达到绝对领先地位。五、多晶硅后市预测从年初到8月底，国内多晶硅均价12.78万元/吨，相比去年同期仍下跌3.0%。7-8月份的价格上涨，尚不能覆盖3-4月份的悬崖式下跌，涨价只是在旺盛需求下经历价格低谷之后的理性回升，且涨幅相对平稳。8月份在多家企业检修的同时，其他企业有一部分增量，这在一定程度上缓解了供应压力，价格回调总体平稳。未来预期：需求方面，8月最后一周部分企业已签订完毕9月份订单，甚至开始签订10月份订单，可见下游对需求依旧乐观，实际硅片企业自身订单也在10月份之后，隆基9月中旬的检修对硅料需求整体影响有限，而单晶扩张产能的释放和“930”政策则是硅料需求充足的保障；供应方面，9-10月份国内个别尚未来得及检修的企业仍有检修计划，再加之8月底开始国内多晶硅企业陆续感受到环保督查的审查力度，个别企业面临降负荷的难题，国内供应在新增释放量的补充下，预计不会大幅缩减。根据供需情况预计，未来一个月之内，多晶硅价格仍可获支撑。 原标题:多晶硅价格稳步回升 国内检修仍保供应充足",光伏原材料及辅料,中国有色金属工业协会硅业分会,刘晶,"2017/9/1 9:44:09","多晶硅 多晶硅价格 多晶硅市场"
178,"2017-09-18 06:23:11",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090109363939.png,177,"2017-09-18 06:23:11","多晶硅价格稳步回升 国内检修仍保供应充足",2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:一、多晶硅价格稳步回升2017年7-8月份多晶硅价格稳步回升，7月延续4月下旬以来的涨势，从月初的12.00万元/吨，一路稳步回升到8月底的14.63万元/吨，涨幅为21.9%。8月份多晶硅均价13.83万元/吨，环比增幅为13.3%，同比上涨1.7%。支撑多晶硅价格稳步回升的原因：一方面是由于7月初中硅、永祥以及韩国OCI、韩华检修，截止8月底OCI和中硅尚未完全恢复生产，另再加之江苏中能、赛维LDK、盾安光伏安排的部分装置停车检修，使得国内外市场供应量缩减，而需求在“国内930”和“美国201”政策的刺激下持续火热，硅料企业只要手中有料可签，下游愿以更高价成交，因此旺盛需求是导致多晶硅价格上涨的主要因素；另一方面受环保督查影响，大量工业硅企业减产甚至停产，供应不足使得工业硅价格大幅飙升，多晶硅原料成本的上涨同样是导致硅料价格上涨的重要因素。图1 2017年1月-2017年8月国内多晶硅现货价格 来源：硅业分会二、国内检修仍保供应充足硅业分会统计，截止2017年8月底，国内在产多晶硅企业21家，有效产能共计25.8万吨/年，产能在逐步提升，7-8月份的产能增量主要来自江苏康博（1万吨/年）、宁夏东梦（1000吨/年）、东方希望（投产后目前月产量200吨/月）。根据在产多晶硅企业的扩产进度来看，截止2017年底，国内多晶硅年产能将达到30.4万吨/年左右。2017年7-8月份国内多晶硅产量共计3.97万吨，同比增加14.7%，其中7月份1.95万吨，同比增长15.4%，8月份2.02万吨，同比增加14.1%。7月份产量环比减少1.5%，主要是由于月初四川永祥和洛阳中硅分线检修，永祥检修一周后，产能正式达到2万吨/年，中硅检修影响近一半产量，月底江苏中能由于设备原因都进行了小部分检修。8月份产量环比大幅增加3.6%，主要是增加了江苏康博、宁夏东梦、东方希望的新增产能释放量，其中江苏康博7月份第二条7000吨/年生产线投产，8月份产能达到1万吨/年，跻身国内万吨级企业行列。7-8月份按产量排序，江苏中能、新特能源、新疆大全分别位居前三位，这三大企业产量占总产量的53.3%。中能、特变、中硅、永祥、亚硅、大全、赛维、康博八家万吨级企业产量共计3.11万吨，占国内总产量的78.3%。从各企业生产情况看，江苏中能7月底部分装置检修，部分减少的供应，在后续月度生产计划中补回，预计全年出货量仍然增长；新特能源为满足供应一直坚持生产，检修一再延后。洛阳中硅7月份开始的检修到8月底恢复生产至九成，尚未完全结束。赛维LDK和内蒙盾安均在8月份进行检修，产量部分减少。图2 2016年8月-2017年8月国内多晶硅分企业产量 单位：吨 来源：硅业分会三、自德国进口多晶硅创历史新高根据海关最新数据统计，2017年7月份多晶硅进口量为13711吨，环比减少7.5%，7月份进口均价14.38美元/千克，环比上涨0.7%。值得注意的有以下三点：第一，从韩国进口量仍位居第一。7月份从韩国进口量为5281吨，环比减少32.4%，占总进口量的38.5%。从韩国进口量仍居进口量首位，但环比大幅减少，主要是由于韩华和OCI在7月份都分线检修，产量大幅减少。第二，德国进口量创历史新高。7月份从德国进口多晶硅4741吨，环比增加29.3%，占总进口量的34.6%，7月份从德国进口量大幅增加的原因主要是，在国内光伏终端需求旺盛的前提下，韩国多晶硅企业检修供应不足，美国因惩罚性关税出口中国受阻，新增的光伏需求则集中在德国，创进口量历史新高。第三，从美国按保税区仓储方式进口不减。7月份从美国进口多晶硅622吨，占比为4.5%，其中通过加工贸易方式进口量仍占50.9%，加工贸易进口量中100%的进口量是通过保税区仓储的方式进入国内，直接规避相对高额的惩罚性关税。 图3 2016年7月-2017年7月多晶硅进口量及进口均价示意图分国别来看：2017年7月份，自韩、德、美、中国台湾这四个地区进口量12025吨，占总进口量的87.7%，进口量占比分别为38.5%、34.6%、4.5%、10.1%，韩国进口量仍居首位，德国进口量占比大幅增加。分贸易方式来看：2017年7月份按加工贸易方式进口多晶硅占比22.8%，其中自美国按加工贸易方式进口占比为50.9%，100%通过保税区仓储转口方式进入国内。四、新增产能陆续投放2017年以来，产能优化和新增产能释放从未停歇，国内有效产能从年初的21万吨/年一路增加至8月底的25.6万吨/年，增幅达到21.9%，增量包括新特能源、四川永祥、洛阳中硅等的产能优化，以及新疆大全、江苏康博、东方希望、宁夏东梦、河南恒星等新增产能。8月份之后，陆续将有大批产能投放市场，包括年底前将释放的鄂尔多斯多晶硅8000吨/年、天宏瑞科1.9万吨/年、东方希望1.5万吨/年，预计年底前国内多晶硅产能将达到30.4万吨/年。根据各大企业公布的产能扩张计划，未来多晶硅扩张加速进行：保利协鑫在建多晶硅项目规划6万吨/年，项目首批2万吨设施预计将在明年第二季度前落成，第二批2万吨设施将在明年年底前落成，最后2万吨由徐州现有产能设施转移，将视届时市场情况，计划在2020年年底前落成。2020年项目建成后，公司多晶硅年度产能将由现时的7万吨增加至11.5万吨。通威股份在乐山和包头各5万吨/年高纯多晶硅及配套新能源项目，乐山高纯多晶硅项目已经开建，一期2.5万吨，2018年建成；包头一期2.5万吨高纯晶硅项目将于2017年9月30日前开工建设，2018年建成投产；二期将根据市场需求情况推进。新项目建成投产后连同乐山现有2万吨/年产能，通威高纯晶硅产能将达到12万吨/年。随着近几年新疆、内蒙等地的能源优势愈发明显，扩产或技改产能多集中在西部地区，并借此提升技术，降低物耗、能耗和成本，国内先进企业生产成本在全球已达到绝对领先地位。五、多晶硅后市预测从年初到8月底，国内多晶硅均价12.78万元/吨，相比去年同期仍下跌3.0%。7-8月份的价格上涨，尚不能覆盖3-4月份的悬崖式下跌，涨价只是在旺盛需求下经历价格低谷之后的理性回升，且涨幅相对平稳。8月份在多家企业检修的同时，其他企业有一部分增量，这在一定程度上缓解了供应压力，价格回调总体平稳。未来预期：需求方面，8月最后一周部分企业已签订完毕9月份订单，甚至开始签订10月份订单，可见下游对需求依旧乐观，实际硅片企业自身订单也在10月份之后，隆基9月中旬的检修对硅料需求整体影响有限，而单晶扩张产能的释放和“930”政策则是硅料需求充足的保障；供应方面，9-10月份国内个别尚未来得及检修的企业仍有检修计划，再加之8月底开始国内多晶硅企业陆续感受到环保督查的审查力度，个别企业面临降负荷的难题，国内供应在新增释放量的补充下，预计不会大幅缩减。根据供需情况预计，未来一个月之内，多晶硅价格仍可获支撑。 原标题:多晶硅价格稳步回升 国内检修仍保供应充足",光伏原材料及辅料,中国有色金属工业协会硅业分会,刘晶,"2017/9/1 9:44:09","多晶硅 多晶硅价格 多晶硅市场"
179,"2017-09-18 06:23:11",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090109381935.png,177,"2017-09-18 06:23:11","多晶硅价格稳步回升 国内检修仍保供应充足",2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:一、多晶硅价格稳步回升2017年7-8月份多晶硅价格稳步回升，7月延续4月下旬以来的涨势，从月初的12.00万元/吨，一路稳步回升到8月底的14.63万元/吨，涨幅为21.9%。8月份多晶硅均价13.83万元/吨，环比增幅为13.3%，同比上涨1.7%。支撑多晶硅价格稳步回升的原因：一方面是由于7月初中硅、永祥以及韩国OCI、韩华检修，截止8月底OCI和中硅尚未完全恢复生产，另再加之江苏中能、赛维LDK、盾安光伏安排的部分装置停车检修，使得国内外市场供应量缩减，而需求在“国内930”和“美国201”政策的刺激下持续火热，硅料企业只要手中有料可签，下游愿以更高价成交，因此旺盛需求是导致多晶硅价格上涨的主要因素；另一方面受环保督查影响，大量工业硅企业减产甚至停产，供应不足使得工业硅价格大幅飙升，多晶硅原料成本的上涨同样是导致硅料价格上涨的重要因素。图1 2017年1月-2017年8月国内多晶硅现货价格 来源：硅业分会二、国内检修仍保供应充足硅业分会统计，截止2017年8月底，国内在产多晶硅企业21家，有效产能共计25.8万吨/年，产能在逐步提升，7-8月份的产能增量主要来自江苏康博（1万吨/年）、宁夏东梦（1000吨/年）、东方希望（投产后目前月产量200吨/月）。根据在产多晶硅企业的扩产进度来看，截止2017年底，国内多晶硅年产能将达到30.4万吨/年左右。2017年7-8月份国内多晶硅产量共计3.97万吨，同比增加14.7%，其中7月份1.95万吨，同比增长15.4%，8月份2.02万吨，同比增加14.1%。7月份产量环比减少1.5%，主要是由于月初四川永祥和洛阳中硅分线检修，永祥检修一周后，产能正式达到2万吨/年，中硅检修影响近一半产量，月底江苏中能由于设备原因都进行了小部分检修。8月份产量环比大幅增加3.6%，主要是增加了江苏康博、宁夏东梦、东方希望的新增产能释放量，其中江苏康博7月份第二条7000吨/年生产线投产，8月份产能达到1万吨/年，跻身国内万吨级企业行列。7-8月份按产量排序，江苏中能、新特能源、新疆大全分别位居前三位，这三大企业产量占总产量的53.3%。中能、特变、中硅、永祥、亚硅、大全、赛维、康博八家万吨级企业产量共计3.11万吨，占国内总产量的78.3%。从各企业生产情况看，江苏中能7月底部分装置检修，部分减少的供应，在后续月度生产计划中补回，预计全年出货量仍然增长；新特能源为满足供应一直坚持生产，检修一再延后。洛阳中硅7月份开始的检修到8月底恢复生产至九成，尚未完全结束。赛维LDK和内蒙盾安均在8月份进行检修，产量部分减少。图2 2016年8月-2017年8月国内多晶硅分企业产量 单位：吨 来源：硅业分会三、自德国进口多晶硅创历史新高根据海关最新数据统计，2017年7月份多晶硅进口量为13711吨，环比减少7.5%，7月份进口均价14.38美元/千克，环比上涨0.7%。值得注意的有以下三点：第一，从韩国进口量仍位居第一。7月份从韩国进口量为5281吨，环比减少32.4%，占总进口量的38.5%。从韩国进口量仍居进口量首位，但环比大幅减少，主要是由于韩华和OCI在7月份都分线检修，产量大幅减少。第二，德国进口量创历史新高。7月份从德国进口多晶硅4741吨，环比增加29.3%，占总进口量的34.6%，7月份从德国进口量大幅增加的原因主要是，在国内光伏终端需求旺盛的前提下，韩国多晶硅企业检修供应不足，美国因惩罚性关税出口中国受阻，新增的光伏需求则集中在德国，创进口量历史新高。第三，从美国按保税区仓储方式进口不减。7月份从美国进口多晶硅622吨，占比为4.5%，其中通过加工贸易方式进口量仍占50.9%，加工贸易进口量中100%的进口量是通过保税区仓储的方式进入国内，直接规避相对高额的惩罚性关税。 图3 2016年7月-2017年7月多晶硅进口量及进口均价示意图分国别来看：2017年7月份，自韩、德、美、中国台湾这四个地区进口量12025吨，占总进口量的87.7%，进口量占比分别为38.5%、34.6%、4.5%、10.1%，韩国进口量仍居首位，德国进口量占比大幅增加。分贸易方式来看：2017年7月份按加工贸易方式进口多晶硅占比22.8%，其中自美国按加工贸易方式进口占比为50.9%，100%通过保税区仓储转口方式进入国内。四、新增产能陆续投放2017年以来，产能优化和新增产能释放从未停歇，国内有效产能从年初的21万吨/年一路增加至8月底的25.6万吨/年，增幅达到21.9%，增量包括新特能源、四川永祥、洛阳中硅等的产能优化，以及新疆大全、江苏康博、东方希望、宁夏东梦、河南恒星等新增产能。8月份之后，陆续将有大批产能投放市场，包括年底前将释放的鄂尔多斯多晶硅8000吨/年、天宏瑞科1.9万吨/年、东方希望1.5万吨/年，预计年底前国内多晶硅产能将达到30.4万吨/年。根据各大企业公布的产能扩张计划，未来多晶硅扩张加速进行：保利协鑫在建多晶硅项目规划6万吨/年，项目首批2万吨设施预计将在明年第二季度前落成，第二批2万吨设施将在明年年底前落成，最后2万吨由徐州现有产能设施转移，将视届时市场情况，计划在2020年年底前落成。2020年项目建成后，公司多晶硅年度产能将由现时的7万吨增加至11.5万吨。通威股份在乐山和包头各5万吨/年高纯多晶硅及配套新能源项目，乐山高纯多晶硅项目已经开建，一期2.5万吨，2018年建成；包头一期2.5万吨高纯晶硅项目将于2017年9月30日前开工建设，2018年建成投产；二期将根据市场需求情况推进。新项目建成投产后连同乐山现有2万吨/年产能，通威高纯晶硅产能将达到12万吨/年。随着近几年新疆、内蒙等地的能源优势愈发明显，扩产或技改产能多集中在西部地区，并借此提升技术，降低物耗、能耗和成本，国内先进企业生产成本在全球已达到绝对领先地位。五、多晶硅后市预测从年初到8月底，国内多晶硅均价12.78万元/吨，相比去年同期仍下跌3.0%。7-8月份的价格上涨，尚不能覆盖3-4月份的悬崖式下跌，涨价只是在旺盛需求下经历价格低谷之后的理性回升，且涨幅相对平稳。8月份在多家企业检修的同时，其他企业有一部分增量，这在一定程度上缓解了供应压力，价格回调总体平稳。未来预期：需求方面，8月最后一周部分企业已签订完毕9月份订单，甚至开始签订10月份订单，可见下游对需求依旧乐观，实际硅片企业自身订单也在10月份之后，隆基9月中旬的检修对硅料需求整体影响有限，而单晶扩张产能的释放和“930”政策则是硅料需求充足的保障；供应方面，9-10月份国内个别尚未来得及检修的企业仍有检修计划，再加之8月底开始国内多晶硅企业陆续感受到环保督查的审查力度，个别企业面临降负荷的难题，国内供应在新增释放量的补充下，预计不会大幅缩减。根据供需情况预计，未来一个月之内，多晶硅价格仍可获支撑。 原标题:多晶硅价格稳步回升 国内检修仍保供应充足",光伏原材料及辅料,中国有色金属工业协会硅业分会,刘晶,"2017/9/1 9:44:09","多晶硅 多晶硅价格 多晶硅市场"
180,"2017-09-18 06:23:11",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090109393466.png,177,"2017-09-18 06:23:11","多晶硅价格稳步回升 国内检修仍保供应充足",2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:一、多晶硅价格稳步回升2017年7-8月份多晶硅价格稳步回升，7月延续4月下旬以来的涨势，从月初的12.00万元/吨，一路稳步回升到8月底的14.63万元/吨，涨幅为21.9%。8月份多晶硅均价13.83万元/吨，环比增幅为13.3%，同比上涨1.7%。支撑多晶硅价格稳步回升的原因：一方面是由于7月初中硅、永祥以及韩国OCI、韩华检修，截止8月底OCI和中硅尚未完全恢复生产，另再加之江苏中能、赛维LDK、盾安光伏安排的部分装置停车检修，使得国内外市场供应量缩减，而需求在“国内930”和“美国201”政策的刺激下持续火热，硅料企业只要手中有料可签，下游愿以更高价成交，因此旺盛需求是导致多晶硅价格上涨的主要因素；另一方面受环保督查影响，大量工业硅企业减产甚至停产，供应不足使得工业硅价格大幅飙升，多晶硅原料成本的上涨同样是导致硅料价格上涨的重要因素。图1 2017年1月-2017年8月国内多晶硅现货价格 来源：硅业分会二、国内检修仍保供应充足硅业分会统计，截止2017年8月底，国内在产多晶硅企业21家，有效产能共计25.8万吨/年，产能在逐步提升，7-8月份的产能增量主要来自江苏康博（1万吨/年）、宁夏东梦（1000吨/年）、东方希望（投产后目前月产量200吨/月）。根据在产多晶硅企业的扩产进度来看，截止2017年底，国内多晶硅年产能将达到30.4万吨/年左右。2017年7-8月份国内多晶硅产量共计3.97万吨，同比增加14.7%，其中7月份1.95万吨，同比增长15.4%，8月份2.02万吨，同比增加14.1%。7月份产量环比减少1.5%，主要是由于月初四川永祥和洛阳中硅分线检修，永祥检修一周后，产能正式达到2万吨/年，中硅检修影响近一半产量，月底江苏中能由于设备原因都进行了小部分检修。8月份产量环比大幅增加3.6%，主要是增加了江苏康博、宁夏东梦、东方希望的新增产能释放量，其中江苏康博7月份第二条7000吨/年生产线投产，8月份产能达到1万吨/年，跻身国内万吨级企业行列。7-8月份按产量排序，江苏中能、新特能源、新疆大全分别位居前三位，这三大企业产量占总产量的53.3%。中能、特变、中硅、永祥、亚硅、大全、赛维、康博八家万吨级企业产量共计3.11万吨，占国内总产量的78.3%。从各企业生产情况看，江苏中能7月底部分装置检修，部分减少的供应，在后续月度生产计划中补回，预计全年出货量仍然增长；新特能源为满足供应一直坚持生产，检修一再延后。洛阳中硅7月份开始的检修到8月底恢复生产至九成，尚未完全结束。赛维LDK和内蒙盾安均在8月份进行检修，产量部分减少。图2 2016年8月-2017年8月国内多晶硅分企业产量 单位：吨 来源：硅业分会三、自德国进口多晶硅创历史新高根据海关最新数据统计，2017年7月份多晶硅进口量为13711吨，环比减少7.5%，7月份进口均价14.38美元/千克，环比上涨0.7%。值得注意的有以下三点：第一，从韩国进口量仍位居第一。7月份从韩国进口量为5281吨，环比减少32.4%，占总进口量的38.5%。从韩国进口量仍居进口量首位，但环比大幅减少，主要是由于韩华和OCI在7月份都分线检修，产量大幅减少。第二，德国进口量创历史新高。7月份从德国进口多晶硅4741吨，环比增加29.3%，占总进口量的34.6%，7月份从德国进口量大幅增加的原因主要是，在国内光伏终端需求旺盛的前提下，韩国多晶硅企业检修供应不足，美国因惩罚性关税出口中国受阻，新增的光伏需求则集中在德国，创进口量历史新高。第三，从美国按保税区仓储方式进口不减。7月份从美国进口多晶硅622吨，占比为4.5%，其中通过加工贸易方式进口量仍占50.9%，加工贸易进口量中100%的进口量是通过保税区仓储的方式进入国内，直接规避相对高额的惩罚性关税。 图3 2016年7月-2017年7月多晶硅进口量及进口均价示意图分国别来看：2017年7月份，自韩、德、美、中国台湾这四个地区进口量12025吨，占总进口量的87.7%，进口量占比分别为38.5%、34.6%、4.5%、10.1%，韩国进口量仍居首位，德国进口量占比大幅增加。分贸易方式来看：2017年7月份按加工贸易方式进口多晶硅占比22.8%，其中自美国按加工贸易方式进口占比为50.9%，100%通过保税区仓储转口方式进入国内。四、新增产能陆续投放2017年以来，产能优化和新增产能释放从未停歇，国内有效产能从年初的21万吨/年一路增加至8月底的25.6万吨/年，增幅达到21.9%，增量包括新特能源、四川永祥、洛阳中硅等的产能优化，以及新疆大全、江苏康博、东方希望、宁夏东梦、河南恒星等新增产能。8月份之后，陆续将有大批产能投放市场，包括年底前将释放的鄂尔多斯多晶硅8000吨/年、天宏瑞科1.9万吨/年、东方希望1.5万吨/年，预计年底前国内多晶硅产能将达到30.4万吨/年。根据各大企业公布的产能扩张计划，未来多晶硅扩张加速进行：保利协鑫在建多晶硅项目规划6万吨/年，项目首批2万吨设施预计将在明年第二季度前落成，第二批2万吨设施将在明年年底前落成，最后2万吨由徐州现有产能设施转移，将视届时市场情况，计划在2020年年底前落成。2020年项目建成后，公司多晶硅年度产能将由现时的7万吨增加至11.5万吨。通威股份在乐山和包头各5万吨/年高纯多晶硅及配套新能源项目，乐山高纯多晶硅项目已经开建，一期2.5万吨，2018年建成；包头一期2.5万吨高纯晶硅项目将于2017年9月30日前开工建设，2018年建成投产；二期将根据市场需求情况推进。新项目建成投产后连同乐山现有2万吨/年产能，通威高纯晶硅产能将达到12万吨/年。随着近几年新疆、内蒙等地的能源优势愈发明显，扩产或技改产能多集中在西部地区，并借此提升技术，降低物耗、能耗和成本，国内先进企业生产成本在全球已达到绝对领先地位。五、多晶硅后市预测从年初到8月底，国内多晶硅均价12.78万元/吨，相比去年同期仍下跌3.0%。7-8月份的价格上涨，尚不能覆盖3-4月份的悬崖式下跌，涨价只是在旺盛需求下经历价格低谷之后的理性回升，且涨幅相对平稳。8月份在多家企业检修的同时，其他企业有一部分增量，这在一定程度上缓解了供应压力，价格回调总体平稳。未来预期：需求方面，8月最后一周部分企业已签订完毕9月份订单，甚至开始签订10月份订单，可见下游对需求依旧乐观，实际硅片企业自身订单也在10月份之后，隆基9月中旬的检修对硅料需求整体影响有限，而单晶扩张产能的释放和“930”政策则是硅料需求充足的保障；供应方面，9-10月份国内个别尚未来得及检修的企业仍有检修计划，再加之8月底开始国内多晶硅企业陆续感受到环保督查的审查力度，个别企业面临降负荷的难题，国内供应在新增释放量的补充下，预计不会大幅缩减。根据供需情况预计，未来一个月之内，多晶硅价格仍可获支撑。 原标题:多晶硅价格稳步回升 国内检修仍保供应充足",光伏原材料及辅料,中国有色金属工业协会硅业分会,刘晶,"2017/9/1 9:44:09","多晶硅 多晶硅价格 多晶硅市场"
181,"2017-09-18 06:23:11",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090109411066.png,177,"2017-09-18 06:23:11","多晶硅价格稳步回升 国内检修仍保供应充足",2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:一、多晶硅价格稳步回升2017年7-8月份多晶硅价格稳步回升，7月延续4月下旬以来的涨势，从月初的12.00万元/吨，一路稳步回升到8月底的14.63万元/吨，涨幅为21.9%。8月份多晶硅均价13.83万元/吨，环比增幅为13.3%，同比上涨1.7%。支撑多晶硅价格稳步回升的原因：一方面是由于7月初中硅、永祥以及韩国OCI、韩华检修，截止8月底OCI和中硅尚未完全恢复生产，另再加之江苏中能、赛维LDK、盾安光伏安排的部分装置停车检修，使得国内外市场供应量缩减，而需求在“国内930”和“美国201”政策的刺激下持续火热，硅料企业只要手中有料可签，下游愿以更高价成交，因此旺盛需求是导致多晶硅价格上涨的主要因素；另一方面受环保督查影响，大量工业硅企业减产甚至停产，供应不足使得工业硅价格大幅飙升，多晶硅原料成本的上涨同样是导致硅料价格上涨的重要因素。图1 2017年1月-2017年8月国内多晶硅现货价格 来源：硅业分会二、国内检修仍保供应充足硅业分会统计，截止2017年8月底，国内在产多晶硅企业21家，有效产能共计25.8万吨/年，产能在逐步提升，7-8月份的产能增量主要来自江苏康博（1万吨/年）、宁夏东梦（1000吨/年）、东方希望（投产后目前月产量200吨/月）。根据在产多晶硅企业的扩产进度来看，截止2017年底，国内多晶硅年产能将达到30.4万吨/年左右。2017年7-8月份国内多晶硅产量共计3.97万吨，同比增加14.7%，其中7月份1.95万吨，同比增长15.4%，8月份2.02万吨，同比增加14.1%。7月份产量环比减少1.5%，主要是由于月初四川永祥和洛阳中硅分线检修，永祥检修一周后，产能正式达到2万吨/年，中硅检修影响近一半产量，月底江苏中能由于设备原因都进行了小部分检修。8月份产量环比大幅增加3.6%，主要是增加了江苏康博、宁夏东梦、东方希望的新增产能释放量，其中江苏康博7月份第二条7000吨/年生产线投产，8月份产能达到1万吨/年，跻身国内万吨级企业行列。7-8月份按产量排序，江苏中能、新特能源、新疆大全分别位居前三位，这三大企业产量占总产量的53.3%。中能、特变、中硅、永祥、亚硅、大全、赛维、康博八家万吨级企业产量共计3.11万吨，占国内总产量的78.3%。从各企业生产情况看，江苏中能7月底部分装置检修，部分减少的供应，在后续月度生产计划中补回，预计全年出货量仍然增长；新特能源为满足供应一直坚持生产，检修一再延后。洛阳中硅7月份开始的检修到8月底恢复生产至九成，尚未完全结束。赛维LDK和内蒙盾安均在8月份进行检修，产量部分减少。图2 2016年8月-2017年8月国内多晶硅分企业产量 单位：吨 来源：硅业分会三、自德国进口多晶硅创历史新高根据海关最新数据统计，2017年7月份多晶硅进口量为13711吨，环比减少7.5%，7月份进口均价14.38美元/千克，环比上涨0.7%。值得注意的有以下三点：第一，从韩国进口量仍位居第一。7月份从韩国进口量为5281吨，环比减少32.4%，占总进口量的38.5%。从韩国进口量仍居进口量首位，但环比大幅减少，主要是由于韩华和OCI在7月份都分线检修，产量大幅减少。第二，德国进口量创历史新高。7月份从德国进口多晶硅4741吨，环比增加29.3%，占总进口量的34.6%，7月份从德国进口量大幅增加的原因主要是，在国内光伏终端需求旺盛的前提下，韩国多晶硅企业检修供应不足，美国因惩罚性关税出口中国受阻，新增的光伏需求则集中在德国，创进口量历史新高。第三，从美国按保税区仓储方式进口不减。7月份从美国进口多晶硅622吨，占比为4.5%，其中通过加工贸易方式进口量仍占50.9%，加工贸易进口量中100%的进口量是通过保税区仓储的方式进入国内，直接规避相对高额的惩罚性关税。 图3 2016年7月-2017年7月多晶硅进口量及进口均价示意图分国别来看：2017年7月份，自韩、德、美、中国台湾这四个地区进口量12025吨，占总进口量的87.7%，进口量占比分别为38.5%、34.6%、4.5%、10.1%，韩国进口量仍居首位，德国进口量占比大幅增加。分贸易方式来看：2017年7月份按加工贸易方式进口多晶硅占比22.8%，其中自美国按加工贸易方式进口占比为50.9%，100%通过保税区仓储转口方式进入国内。四、新增产能陆续投放2017年以来，产能优化和新增产能释放从未停歇，国内有效产能从年初的21万吨/年一路增加至8月底的25.6万吨/年，增幅达到21.9%，增量包括新特能源、四川永祥、洛阳中硅等的产能优化，以及新疆大全、江苏康博、东方希望、宁夏东梦、河南恒星等新增产能。8月份之后，陆续将有大批产能投放市场，包括年底前将释放的鄂尔多斯多晶硅8000吨/年、天宏瑞科1.9万吨/年、东方希望1.5万吨/年，预计年底前国内多晶硅产能将达到30.4万吨/年。根据各大企业公布的产能扩张计划，未来多晶硅扩张加速进行：保利协鑫在建多晶硅项目规划6万吨/年，项目首批2万吨设施预计将在明年第二季度前落成，第二批2万吨设施将在明年年底前落成，最后2万吨由徐州现有产能设施转移，将视届时市场情况，计划在2020年年底前落成。2020年项目建成后，公司多晶硅年度产能将由现时的7万吨增加至11.5万吨。通威股份在乐山和包头各5万吨/年高纯多晶硅及配套新能源项目，乐山高纯多晶硅项目已经开建，一期2.5万吨，2018年建成；包头一期2.5万吨高纯晶硅项目将于2017年9月30日前开工建设，2018年建成投产；二期将根据市场需求情况推进。新项目建成投产后连同乐山现有2万吨/年产能，通威高纯晶硅产能将达到12万吨/年。随着近几年新疆、内蒙等地的能源优势愈发明显，扩产或技改产能多集中在西部地区，并借此提升技术，降低物耗、能耗和成本，国内先进企业生产成本在全球已达到绝对领先地位。五、多晶硅后市预测从年初到8月底，国内多晶硅均价12.78万元/吨，相比去年同期仍下跌3.0%。7-8月份的价格上涨，尚不能覆盖3-4月份的悬崖式下跌，涨价只是在旺盛需求下经历价格低谷之后的理性回升，且涨幅相对平稳。8月份在多家企业检修的同时，其他企业有一部分增量，这在一定程度上缓解了供应压力，价格回调总体平稳。未来预期：需求方面，8月最后一周部分企业已签订完毕9月份订单，甚至开始签订10月份订单，可见下游对需求依旧乐观，实际硅片企业自身订单也在10月份之后，隆基9月中旬的检修对硅料需求整体影响有限，而单晶扩张产能的释放和“930”政策则是硅料需求充足的保障；供应方面，9-10月份国内个别尚未来得及检修的企业仍有检修计划，再加之8月底开始国内多晶硅企业陆续感受到环保督查的审查力度，个别企业面临降负荷的难题，国内供应在新增释放量的补充下，预计不会大幅缩减。根据供需情况预计，未来一个月之内，多晶硅价格仍可获支撑。 原标题:多晶硅价格稳步回升 国内检修仍保供应充足",光伏原材料及辅料,中国有色金属工业协会硅业分会,刘晶,"2017/9/1 9:44:09","多晶硅 多晶硅价格 多晶硅市场"
182,"2017-09-18 06:23:11",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090109425987.png,177,"2017-09-18 06:23:11","多晶硅价格稳步回升 国内检修仍保供应充足",2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:一、多晶硅价格稳步回升2017年7-8月份多晶硅价格稳步回升，7月延续4月下旬以来的涨势，从月初的12.00万元/吨，一路稳步回升到8月底的14.63万元/吨，涨幅为21.9%。8月份多晶硅均价13.83万元/吨，环比增幅为13.3%，同比上涨1.7%。支撑多晶硅价格稳步回升的原因：一方面是由于7月初中硅、永祥以及韩国OCI、韩华检修，截止8月底OCI和中硅尚未完全恢复生产，另再加之江苏中能、赛维LDK、盾安光伏安排的部分装置停车检修，使得国内外市场供应量缩减，而需求在“国内930”和“美国201”政策的刺激下持续火热，硅料企业只要手中有料可签，下游愿以更高价成交，因此旺盛需求是导致多晶硅价格上涨的主要因素；另一方面受环保督查影响，大量工业硅企业减产甚至停产，供应不足使得工业硅价格大幅飙升，多晶硅原料成本的上涨同样是导致硅料价格上涨的重要因素。图1 2017年1月-2017年8月国内多晶硅现货价格 来源：硅业分会二、国内检修仍保供应充足硅业分会统计，截止2017年8月底，国内在产多晶硅企业21家，有效产能共计25.8万吨/年，产能在逐步提升，7-8月份的产能增量主要来自江苏康博（1万吨/年）、宁夏东梦（1000吨/年）、东方希望（投产后目前月产量200吨/月）。根据在产多晶硅企业的扩产进度来看，截止2017年底，国内多晶硅年产能将达到30.4万吨/年左右。2017年7-8月份国内多晶硅产量共计3.97万吨，同比增加14.7%，其中7月份1.95万吨，同比增长15.4%，8月份2.02万吨，同比增加14.1%。7月份产量环比减少1.5%，主要是由于月初四川永祥和洛阳中硅分线检修，永祥检修一周后，产能正式达到2万吨/年，中硅检修影响近一半产量，月底江苏中能由于设备原因都进行了小部分检修。8月份产量环比大幅增加3.6%，主要是增加了江苏康博、宁夏东梦、东方希望的新增产能释放量，其中江苏康博7月份第二条7000吨/年生产线投产，8月份产能达到1万吨/年，跻身国内万吨级企业行列。7-8月份按产量排序，江苏中能、新特能源、新疆大全分别位居前三位，这三大企业产量占总产量的53.3%。中能、特变、中硅、永祥、亚硅、大全、赛维、康博八家万吨级企业产量共计3.11万吨，占国内总产量的78.3%。从各企业生产情况看，江苏中能7月底部分装置检修，部分减少的供应，在后续月度生产计划中补回，预计全年出货量仍然增长；新特能源为满足供应一直坚持生产，检修一再延后。洛阳中硅7月份开始的检修到8月底恢复生产至九成，尚未完全结束。赛维LDK和内蒙盾安均在8月份进行检修，产量部分减少。图2 2016年8月-2017年8月国内多晶硅分企业产量 单位：吨 来源：硅业分会三、自德国进口多晶硅创历史新高根据海关最新数据统计，2017年7月份多晶硅进口量为13711吨，环比减少7.5%，7月份进口均价14.38美元/千克，环比上涨0.7%。值得注意的有以下三点：第一，从韩国进口量仍位居第一。7月份从韩国进口量为5281吨，环比减少32.4%，占总进口量的38.5%。从韩国进口量仍居进口量首位，但环比大幅减少，主要是由于韩华和OCI在7月份都分线检修，产量大幅减少。第二，德国进口量创历史新高。7月份从德国进口多晶硅4741吨，环比增加29.3%，占总进口量的34.6%，7月份从德国进口量大幅增加的原因主要是，在国内光伏终端需求旺盛的前提下，韩国多晶硅企业检修供应不足，美国因惩罚性关税出口中国受阻，新增的光伏需求则集中在德国，创进口量历史新高。第三，从美国按保税区仓储方式进口不减。7月份从美国进口多晶硅622吨，占比为4.5%，其中通过加工贸易方式进口量仍占50.9%，加工贸易进口量中100%的进口量是通过保税区仓储的方式进入国内，直接规避相对高额的惩罚性关税。 图3 2016年7月-2017年7月多晶硅进口量及进口均价示意图分国别来看：2017年7月份，自韩、德、美、中国台湾这四个地区进口量12025吨，占总进口量的87.7%，进口量占比分别为38.5%、34.6%、4.5%、10.1%，韩国进口量仍居首位，德国进口量占比大幅增加。分贸易方式来看：2017年7月份按加工贸易方式进口多晶硅占比22.8%，其中自美国按加工贸易方式进口占比为50.9%，100%通过保税区仓储转口方式进入国内。四、新增产能陆续投放2017年以来，产能优化和新增产能释放从未停歇，国内有效产能从年初的21万吨/年一路增加至8月底的25.6万吨/年，增幅达到21.9%，增量包括新特能源、四川永祥、洛阳中硅等的产能优化，以及新疆大全、江苏康博、东方希望、宁夏东梦、河南恒星等新增产能。8月份之后，陆续将有大批产能投放市场，包括年底前将释放的鄂尔多斯多晶硅8000吨/年、天宏瑞科1.9万吨/年、东方希望1.5万吨/年，预计年底前国内多晶硅产能将达到30.4万吨/年。根据各大企业公布的产能扩张计划，未来多晶硅扩张加速进行：保利协鑫在建多晶硅项目规划6万吨/年，项目首批2万吨设施预计将在明年第二季度前落成，第二批2万吨设施将在明年年底前落成，最后2万吨由徐州现有产能设施转移，将视届时市场情况，计划在2020年年底前落成。2020年项目建成后，公司多晶硅年度产能将由现时的7万吨增加至11.5万吨。通威股份在乐山和包头各5万吨/年高纯多晶硅及配套新能源项目，乐山高纯多晶硅项目已经开建，一期2.5万吨，2018年建成；包头一期2.5万吨高纯晶硅项目将于2017年9月30日前开工建设，2018年建成投产；二期将根据市场需求情况推进。新项目建成投产后连同乐山现有2万吨/年产能，通威高纯晶硅产能将达到12万吨/年。随着近几年新疆、内蒙等地的能源优势愈发明显，扩产或技改产能多集中在西部地区，并借此提升技术，降低物耗、能耗和成本，国内先进企业生产成本在全球已达到绝对领先地位。五、多晶硅后市预测从年初到8月底，国内多晶硅均价12.78万元/吨，相比去年同期仍下跌3.0%。7-8月份的价格上涨，尚不能覆盖3-4月份的悬崖式下跌，涨价只是在旺盛需求下经历价格低谷之后的理性回升，且涨幅相对平稳。8月份在多家企业检修的同时，其他企业有一部分增量，这在一定程度上缓解了供应压力，价格回调总体平稳。未来预期：需求方面，8月最后一周部分企业已签订完毕9月份订单，甚至开始签订10月份订单，可见下游对需求依旧乐观，实际硅片企业自身订单也在10月份之后，隆基9月中旬的检修对硅料需求整体影响有限，而单晶扩张产能的释放和“930”政策则是硅料需求充足的保障；供应方面，9-10月份国内个别尚未来得及检修的企业仍有检修计划，再加之8月底开始国内多晶硅企业陆续感受到环保督查的审查力度，个别企业面临降负荷的难题，国内供应在新增释放量的补充下，预计不会大幅缩减。根据供需情况预计，未来一个月之内，多晶硅价格仍可获支撑。 原标题:多晶硅价格稳步回升 国内检修仍保供应充足",光伏原材料及辅料,中国有色金属工业协会硅业分会,刘晶,"2017/9/1 9:44:09","多晶硅 多晶硅价格 多晶硅市场"
183,"2017-09-18 06:23:11",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090109431257.png,177,"2017-09-18 06:23:11","多晶硅价格稳步回升 国内检修仍保供应充足",2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:一、多晶硅价格稳步回升2017年7-8月份多晶硅价格稳步回升，7月延续4月下旬以来的涨势，从月初的12.00万元/吨，一路稳步回升到8月底的14.63万元/吨，涨幅为21.9%。8月份多晶硅均价13.83万元/吨，环比增幅为13.3%，同比上涨1.7%。支撑多晶硅价格稳步回升的原因：一方面是由于7月初中硅、永祥以及韩国OCI、韩华检修，截止8月底OCI和中硅尚未完全恢复生产，另再加之江苏中能、赛维LDK、盾安光伏安排的部分装置停车检修，使得国内外市场供应量缩减，而需求在“国内930”和“美国201”政策的刺激下持续火热，硅料企业只要手中有料可签，下游愿以更高价成交，因此旺盛需求是导致多晶硅价格上涨的主要因素；另一方面受环保督查影响，大量工业硅企业减产甚至停产，供应不足使得工业硅价格大幅飙升，多晶硅原料成本的上涨同样是导致硅料价格上涨的重要因素。图1 2017年1月-2017年8月国内多晶硅现货价格 来源：硅业分会二、国内检修仍保供应充足硅业分会统计，截止2017年8月底，国内在产多晶硅企业21家，有效产能共计25.8万吨/年，产能在逐步提升，7-8月份的产能增量主要来自江苏康博（1万吨/年）、宁夏东梦（1000吨/年）、东方希望（投产后目前月产量200吨/月）。根据在产多晶硅企业的扩产进度来看，截止2017年底，国内多晶硅年产能将达到30.4万吨/年左右。2017年7-8月份国内多晶硅产量共计3.97万吨，同比增加14.7%，其中7月份1.95万吨，同比增长15.4%，8月份2.02万吨，同比增加14.1%。7月份产量环比减少1.5%，主要是由于月初四川永祥和洛阳中硅分线检修，永祥检修一周后，产能正式达到2万吨/年，中硅检修影响近一半产量，月底江苏中能由于设备原因都进行了小部分检修。8月份产量环比大幅增加3.6%，主要是增加了江苏康博、宁夏东梦、东方希望的新增产能释放量，其中江苏康博7月份第二条7000吨/年生产线投产，8月份产能达到1万吨/年，跻身国内万吨级企业行列。7-8月份按产量排序，江苏中能、新特能源、新疆大全分别位居前三位，这三大企业产量占总产量的53.3%。中能、特变、中硅、永祥、亚硅、大全、赛维、康博八家万吨级企业产量共计3.11万吨，占国内总产量的78.3%。从各企业生产情况看，江苏中能7月底部分装置检修，部分减少的供应，在后续月度生产计划中补回，预计全年出货量仍然增长；新特能源为满足供应一直坚持生产，检修一再延后。洛阳中硅7月份开始的检修到8月底恢复生产至九成，尚未完全结束。赛维LDK和内蒙盾安均在8月份进行检修，产量部分减少。图2 2016年8月-2017年8月国内多晶硅分企业产量 单位：吨 来源：硅业分会三、自德国进口多晶硅创历史新高根据海关最新数据统计，2017年7月份多晶硅进口量为13711吨，环比减少7.5%，7月份进口均价14.38美元/千克，环比上涨0.7%。值得注意的有以下三点：第一，从韩国进口量仍位居第一。7月份从韩国进口量为5281吨，环比减少32.4%，占总进口量的38.5%。从韩国进口量仍居进口量首位，但环比大幅减少，主要是由于韩华和OCI在7月份都分线检修，产量大幅减少。第二，德国进口量创历史新高。7月份从德国进口多晶硅4741吨，环比增加29.3%，占总进口量的34.6%，7月份从德国进口量大幅增加的原因主要是，在国内光伏终端需求旺盛的前提下，韩国多晶硅企业检修供应不足，美国因惩罚性关税出口中国受阻，新增的光伏需求则集中在德国，创进口量历史新高。第三，从美国按保税区仓储方式进口不减。7月份从美国进口多晶硅622吨，占比为4.5%，其中通过加工贸易方式进口量仍占50.9%，加工贸易进口量中100%的进口量是通过保税区仓储的方式进入国内，直接规避相对高额的惩罚性关税。 图3 2016年7月-2017年7月多晶硅进口量及进口均价示意图分国别来看：2017年7月份，自韩、德、美、中国台湾这四个地区进口量12025吨，占总进口量的87.7%，进口量占比分别为38.5%、34.6%、4.5%、10.1%，韩国进口量仍居首位，德国进口量占比大幅增加。分贸易方式来看：2017年7月份按加工贸易方式进口多晶硅占比22.8%，其中自美国按加工贸易方式进口占比为50.9%，100%通过保税区仓储转口方式进入国内。四、新增产能陆续投放2017年以来，产能优化和新增产能释放从未停歇，国内有效产能从年初的21万吨/年一路增加至8月底的25.6万吨/年，增幅达到21.9%，增量包括新特能源、四川永祥、洛阳中硅等的产能优化，以及新疆大全、江苏康博、东方希望、宁夏东梦、河南恒星等新增产能。8月份之后，陆续将有大批产能投放市场，包括年底前将释放的鄂尔多斯多晶硅8000吨/年、天宏瑞科1.9万吨/年、东方希望1.5万吨/年，预计年底前国内多晶硅产能将达到30.4万吨/年。根据各大企业公布的产能扩张计划，未来多晶硅扩张加速进行：保利协鑫在建多晶硅项目规划6万吨/年，项目首批2万吨设施预计将在明年第二季度前落成，第二批2万吨设施将在明年年底前落成，最后2万吨由徐州现有产能设施转移，将视届时市场情况，计划在2020年年底前落成。2020年项目建成后，公司多晶硅年度产能将由现时的7万吨增加至11.5万吨。通威股份在乐山和包头各5万吨/年高纯多晶硅及配套新能源项目，乐山高纯多晶硅项目已经开建，一期2.5万吨，2018年建成；包头一期2.5万吨高纯晶硅项目将于2017年9月30日前开工建设，2018年建成投产；二期将根据市场需求情况推进。新项目建成投产后连同乐山现有2万吨/年产能，通威高纯晶硅产能将达到12万吨/年。随着近几年新疆、内蒙等地的能源优势愈发明显，扩产或技改产能多集中在西部地区，并借此提升技术，降低物耗、能耗和成本，国内先进企业生产成本在全球已达到绝对领先地位。五、多晶硅后市预测从年初到8月底，国内多晶硅均价12.78万元/吨，相比去年同期仍下跌3.0%。7-8月份的价格上涨，尚不能覆盖3-4月份的悬崖式下跌，涨价只是在旺盛需求下经历价格低谷之后的理性回升，且涨幅相对平稳。8月份在多家企业检修的同时，其他企业有一部分增量，这在一定程度上缓解了供应压力，价格回调总体平稳。未来预期：需求方面，8月最后一周部分企业已签订完毕9月份订单，甚至开始签订10月份订单，可见下游对需求依旧乐观，实际硅片企业自身订单也在10月份之后，隆基9月中旬的检修对硅料需求整体影响有限，而单晶扩张产能的释放和“930”政策则是硅料需求充足的保障；供应方面，9-10月份国内个别尚未来得及检修的企业仍有检修计划，再加之8月底开始国内多晶硅企业陆续感受到环保督查的审查力度，个别企业面临降负荷的难题，国内供应在新增释放量的补充下，预计不会大幅缩减。根据供需情况预计，未来一个月之内，多晶硅价格仍可获支撑。 原标题:多晶硅价格稳步回升 国内检修仍保供应充足",光伏原材料及辅料,中国有色金属工业协会硅业分会,刘晶,"2017/9/1 9:44:09","多晶硅 多晶硅价格 多晶硅市场"
184,"2017-09-18 06:23:27",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090108410114.JPG,179,"2017-09-18 06:23:27",光伏平价上网和补贴退出，离我们到底有多远？,2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:近年来，我国光伏发电等可再生能源产业快速发展，成为实现国家2015年非化石能源在一次能源消费中占比11.4%目标的重要力量，也为2020年和2030年非化石能源占比15%和20%的目标达成打下了坚实基础，为推动能源革命、推进生态文明建设、增强气候变化问题国际话语权做出了重要贡献。但随着产业的发展，可再生能源电价补贴资金需求也在迅速增加，可再生能源发电补贴资金缺口呈现持续扩大趋势，亟需通过有效的政策措施降低可再生能源发电成本，加快推进降低补贴、与常规能源电力平价的进程。1.近年来光伏发电度电补贴水平实现了大幅度下降随着光伏发电技术进步、产业升级、市场规模迅速扩大，光伏发电成本在全球范围内持续下降，根据国际能源署（IEA）、国际可再生能源署（IRENA）等国际机构分析，2010-2015年光伏发电平准化成本降低了约60%，其中我国国内光伏市场的迅速增加从而带来的国内光伏产业发展起到了关键性的作用。从技术水平看，2015年确定的光伏产品技术指标中，多晶硅和单晶硅组件市场准入门槛效率为不低于15%和16%，2018年不低于16%和16.8%，年均增加约0.3个百分点；2015年光伏领跑者标准为16.5%和17%，2017年征求意见文件中的提出的效率为17%和18%，年均增加约0.3个百分点。图1光伏发电投资和标杆电价变化光伏发电投资、发电成本和电价也实现了大幅度下降，初始投资从2010年的约20元/瓦，降到2015年的8-9元/瓦，再到2017年的6-7元/瓦，光伏发电标杆电价从2011年的1.15元/千瓦时，降到2014年的0.9-1.0元/千瓦时，再到2017年0.65-0.85元/千瓦时。2016年光伏领跑技术基地最低中标电价达到0.45元/千瓦时，中标电价水平普遍低于当年光伏标杆电价15-35%。2.技术进步推动光伏发电成本下降潜力大根据对光伏产业发展分析预期，仅考虑目前可预见的晶硅光伏电池的技术进步和产业发展，在近中期光伏发电成本仍具有较大的下降潜力。光伏电池组件成本下降关键环节主要在以下四个方面：①组件转换效率提升，预计“十三五”期间，晶硅光伏组件每年可保持0.2-0.5个百分点的绝对效率提升；②硅利用率的改善，如多线切割技术进步将使硅片厚度从2015年的140微米降到120微米左右，金刚石线切割在2020年可使硅片厚度达到100微米左右，2020年金刚石线切割预期有望占单晶硅和多晶硅切割市场80%和20%的份额；③硅料成本和价格下降，新的硅料生产技术如多晶硅流化床（FBR）法具有低成本优势，可达到10美元/千克的成本，预期2020年可占30-40%的市场份额，总体上2015-2020年间颗粒硅成本下降率超过40%（协鑫预期）；④其他多个工艺环节技术进步，如降低银用量、改善铸锭炉尺寸、细化栅线改进丝网印刷技术等。根据国内外机构和对国内龙头企业调研，预期2018年、2020年晶硅组件价格分别降到2.5元/瓦和2.1元/瓦，2020年后由于组件效率的提升，还有一定的成本下降空间，组件价格有望达到2元/瓦以内。此外，光伏发电逆变器系统向智能化过渡，组串式与集中式逆变器将共存，组串式逆变器价格有望从2017年0.35元/瓦降到2020年的0.20元/瓦，集中式逆变器有望从2017年0.25元/瓦降到2020年的0.10-0.15元/瓦。光伏电站通信和监控系统逐渐由卖产品向卖服务转型，预计2017-2020年通信和监控的初始投资费用可下降0.2-0.3元/瓦，其它设备如接线盒、汇流箱等设备及线路连接的成本随着电子技术的提高和材料的改进，预期降幅在0.1元/瓦左右。运维系统将在应用的直观性和便捷性方面、数据采集和分析的精确性和时效性方面以及远程维护管理等方面有更多的提升和发展，成本也将有一定程度下降。综上，通过研究预期通过产业的进步和升级，2018、2020、2023年光伏发电单位千瓦投资分别降低到6.0元/瓦，5.3元/瓦、4.0元/瓦，即使按照现有政策条件，达到表1中所列的测算用年等效利用小时数，2020年集中光伏电站电价可以达到0.46-0.63元/千瓦时。表1光伏发电成本变化预期 注：如果考虑I类、II类限电造成利用小时数低于全额保障性收购小时数5%和降低III类地区利用小时数测算标准至1000，则2018年电价需求水平为0.53、0.61、0.75元/千瓦时3.光伏发电平价上网和补贴退坡面临的挑战2016年底，能源、电力、可再生能源、风电、太阳能等国家“十三五”发展规划相继颁布，明确提出了降低光伏发电成本、实现平价上网的目标：到2020年光伏项目电价可与电网销售电价相当。在太阳能发展规划中，更提出了量化的电价目标，2020年光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，这也意味着如果延续现有的标杆电价政策，届时光伏发电标杆电价在I类地区不超过0.45元/千瓦时，在III类地区不超过0.5元/千瓦时。这一目标对于III类地区挑战很大，意味着维持现有政策不变2020年就需要将初始投资降低到4元/瓦左右，对于I、II类地区，如果考虑届时仍存在5-10%比例的限电，则初始投资也不能超过4.5元/瓦。表1中电价水平测算是单纯考虑光伏发电技术进步情况，实际上光伏发电补贴退坡直至完全退出还面临诸多挑战，从即往光伏发电成本变化和电价调整看，存在电价水平降低滞后于成本下降的情况，主要原因是部分相关政策执行不到位严重影响了项目经济性和实际收益，加上煤电电价持续低位等均拖慢了光伏发电实现平价的步伐。一是煤电电价问题。虽然2017年7月初各地方不同程度地提升了煤电标杆电价（一般为每千瓦时1分多），但由于2014-2016年的几次调整（各地区煤电标杆电价下降了0.05-0.07元/千瓦时），煤电标杆电价仍处于较低位状态，全国算数平均值约0.38元/千瓦时。更重要的是，电力体制改革放开发电电价和推进直接交易进一步促使了发电侧电价水平的下降。定价机制方面，无论是在煤电标杆电价下，还是在电改推进的放开发电电价和直接交易机制下，煤电的资源环境生态等外部成本均未纳入到成本核算中，造成低水平的煤电电价。如按照调整后的2017年光伏标杆电价水平，大部分地区的度电补贴强度在0.35-0.40元/千瓦时。二是弃光限电问题。2017年弃光范围得以控制，限电比例下降，但部分地区限电仍维持较高比例，全额保障性收购小时数难以达到。根据测算，如果实际发电量低于全额保障性收购小时数5%，则影响电价约0.03元/千瓦时。三是可再生能源补贴资金延迟问题。如果不尽快解决资金缺口问题，补贴拖欠的时间有可能在目前拖欠三年左右时间的基础上继续加长。以新建光伏电站为例，在补贴拖欠时间三年且第四年将之前补贴资金一次性补齐的情况下，成本增加约0.03元/千瓦时。四是土地、税收、金融政策问题。其中土地问题最为严重，包括各地方土地政策的不明确和不规范、税费标准执行不统一等；税收政策方面，光伏发电的增值税政策将在2018年底到期，是否持续需要进一步明确，根据测算，光伏发电增值税政策有无对成本的影响为0.03元/千瓦时左右；由于上述政策执行的不到位加大了光伏发电开发的成本和风险，融资难度增大，财务成本增加。此外，对于分布式光伏，还面临着屋顶可利用性、屋顶租赁费用、配电网消纳（如需要增容）尤其是农网薄弱等问题，这些问题直接或间接增加了分布式光伏发电成本，增大了降低补贴的难度。4.光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境，既包括政策创新，也包括既有政策的有效落实，还包括消除现有不合理政策。为了实现2020年光伏发电在销售侧平价上网，以及在2021-2025年之间实现上网侧平价上网，提出以下建议：1、持续实施以竞争方式激励光伏发电降低成本如果维持现有电价定价机制不变（即不考虑煤电的环境成本）并考虑电改下竞价因素影响，其他现有政策不变，单纯依靠光伏发电自身技术进步和产业升级实现补贴退坡目标，预期光伏电站的度电补贴强度可以逐年下降。2020年新建项目度电补贴强度可以2017年基础上降低0.2元/千瓦时左右，达到0.15-0.20元/千瓦时，2023年度电补贴强度可以2020年基础上再降低0.1元/千瓦时左右，补度电贴强度普遍在0.1元/千瓦时以内。为激励光伏产业发展，需要全面推行以竞争方式优化光伏电站建设的时空布局，及时更新促进技术进步和产业升级的电站技术指标和项目开发要求。在达到要求的情况下，通过电价或补贴水平招标选择项目业主，消除项目开发权转让和各种地方性的不合理费用，降低电价或补贴水平。根据招标电价变化和产业发展情况按年度确定光伏发电标杆电价或者度电补贴水平。对于电价水平调整，为减轻抢装潮对产业的负面影响，建议按年度确定调价标准但分期（如分季度）调整电价或度电补贴水平。此外，建议在太阳能资源比较丰富地区，试点无补贴光伏发电基地建设模式。如，部分I类地区的太阳能资源可以在固定支架情况下发电小时数达到1700以上，跟踪支架可达到1800小时以上，在2020年前具备试点建设无补贴光伏发电基地的条件。2、尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易加快实施可再生能源绿色电力证书自愿认购交易制度，尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易，近期缓解、中期最终解决可再生能源补贴资金缺口以及限电问题。从现实需求看，绿色证书自愿认购市场对于缓解电价补贴资金缺口问题的作用非常有限，必须尽快推出和实施强制性的配额制度，建立绿色证书约束交易机制和市场。如果2018年能够推出绿色证书强制交易，考虑利用三年左右的时间，通过适宜的政策设计，使绿色证书的价格达到0.05元/千瓦时左右，到2023年再达到0.1元/千瓦时左右，则预期2023年前光伏发电可以在上网侧实现全面平价。3、清除光伏发电政策实施障碍，使光伏发电电价和补贴水平及时反映成本①提升可再生能源发展基金规模以解决近期补贴资金缺口。在绿色证书约束交易市场完全建立、绿色证书收益未能完全覆盖补贴资金缺口之前，根据可再生能源发展规模目标、电价退坡和补贴需求，适度调高可再生能源电价附加标准，加强对自备电厂可再生能源征收力度，提升可再生能源电价附加征收率，扩大可再生能源发展基金规模，弥补补贴资金缺口，尽快解决电价补贴拖欠问题。②制定和完善土地、税收等相关政策，降低光伏发电开发利用的非技术成本。结合光伏发电土地使用的特殊性，细化土地使用政策，明确土地使用类别以及相应的征地补偿、年使用费用标准并规范执行、加强监管，降低土地利用成本。建议将太阳能发电增值税50%即征即退政策确定为长期有效的政策。强化对并网设施建设管理，按照国家规定应由电网完成投资建设的部分，不得要求由开发企业投资，或在开发企业投资建设后，电网企业必须以合理价格回购。鼓励金融机构对风光项目提供优惠贷款政策。表2光伏电站补贴降低路径情景（单位：元/千瓦时） ③建立公平竞争的平台，推进光伏发电参与市场化交易。结合电力体制改革进程，在具备实时电力现货交易市场的地区，建立光伏发电与其他电源同平台竞争机制，增量项目应全电量参与市场竞价，存量项目可全电量参与市场竞价，或超出最低保障收购年利用小时数的部分电量参与市场竞价，电网企业按照电力现货交易市场的实时出清价格结算费用。在没有建立实时电力现货交易市场的地区，鼓励超出最低保障收购年利用小时数的光伏发电电力电量通过市场交易方式消纳。地方政府部门不得对全额保障性收购电量部分确定和执行地方性电价政策。4、创新分布式光伏配电侧消纳和市场交易模式，细化分布式光伏补贴标准，2020年前实现工业用户销售侧平价对于分布式光伏发电，首先鼓励自发自用，余量部分鼓励在配电侧消纳并建立市场化交易模式，一是分布式发电项目与电力用户进行电量直接交易，向电网企业支付“过网费”，交易范围首先就近实现，最大交易范围不超过110千伏变电台区；二是分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电量）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。通过这两种方式，分布式光伏发电电量可以在配电侧基本实现消纳，且基于市场交易获得合理收益。在补贴标准方面，建议尽快细化分布式光伏补贴标准，如果余量部分可以实现上述“转供电”或“代售电”，则2020年前新建工业用户的分布式光伏可以实现平价和补贴退出。即使仍采用现有模式，2020年新建工业用户的分布式光伏补贴水平也可以降低到0.1元/千瓦时以内，如果能够推出强制交易的绿色证书，2020年左右也可以实现平价和补贴退出。表3分布式光伏补贴降低路径情景（单位：元/千瓦时） 对于居民用户分布式光伏（自然人并满足单个项目容量上限要求），考虑我国民用电价水平较低且自发自用比例不高的情况，建议出台专门的补贴标准，即以目前的0.42元/千瓦时度电补贴为基础，依据成本和度电补贴需求，相对缓慢实施补贴退坡。2020年预计居民用户分布式光伏度电补贴需求在0.2-0.3元/千瓦时，2025年可以实现平价和补贴退出，如果居民电价上调，则有望2023年左右实现平价和补贴退出。",光伏系统工程,中国能源报,时?丽,"2017/9/1 8:47:26","光伏补贴 光伏平价上网 光伏市场"
185,"2017-09-18 06:23:27",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090108420336.jpg,179,"2017-09-18 06:23:27",光伏平价上网和补贴退出，离我们到底有多远？,2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:近年来，我国光伏发电等可再生能源产业快速发展，成为实现国家2015年非化石能源在一次能源消费中占比11.4%目标的重要力量，也为2020年和2030年非化石能源占比15%和20%的目标达成打下了坚实基础，为推动能源革命、推进生态文明建设、增强气候变化问题国际话语权做出了重要贡献。但随着产业的发展，可再生能源电价补贴资金需求也在迅速增加，可再生能源发电补贴资金缺口呈现持续扩大趋势，亟需通过有效的政策措施降低可再生能源发电成本，加快推进降低补贴、与常规能源电力平价的进程。1.近年来光伏发电度电补贴水平实现了大幅度下降随着光伏发电技术进步、产业升级、市场规模迅速扩大，光伏发电成本在全球范围内持续下降，根据国际能源署（IEA）、国际可再生能源署（IRENA）等国际机构分析，2010-2015年光伏发电平准化成本降低了约60%，其中我国国内光伏市场的迅速增加从而带来的国内光伏产业发展起到了关键性的作用。从技术水平看，2015年确定的光伏产品技术指标中，多晶硅和单晶硅组件市场准入门槛效率为不低于15%和16%，2018年不低于16%和16.8%，年均增加约0.3个百分点；2015年光伏领跑者标准为16.5%和17%，2017年征求意见文件中的提出的效率为17%和18%，年均增加约0.3个百分点。图1光伏发电投资和标杆电价变化光伏发电投资、发电成本和电价也实现了大幅度下降，初始投资从2010年的约20元/瓦，降到2015年的8-9元/瓦，再到2017年的6-7元/瓦，光伏发电标杆电价从2011年的1.15元/千瓦时，降到2014年的0.9-1.0元/千瓦时，再到2017年0.65-0.85元/千瓦时。2016年光伏领跑技术基地最低中标电价达到0.45元/千瓦时，中标电价水平普遍低于当年光伏标杆电价15-35%。2.技术进步推动光伏发电成本下降潜力大根据对光伏产业发展分析预期，仅考虑目前可预见的晶硅光伏电池的技术进步和产业发展，在近中期光伏发电成本仍具有较大的下降潜力。光伏电池组件成本下降关键环节主要在以下四个方面：①组件转换效率提升，预计“十三五”期间，晶硅光伏组件每年可保持0.2-0.5个百分点的绝对效率提升；②硅利用率的改善，如多线切割技术进步将使硅片厚度从2015年的140微米降到120微米左右，金刚石线切割在2020年可使硅片厚度达到100微米左右，2020年金刚石线切割预期有望占单晶硅和多晶硅切割市场80%和20%的份额；③硅料成本和价格下降，新的硅料生产技术如多晶硅流化床（FBR）法具有低成本优势，可达到10美元/千克的成本，预期2020年可占30-40%的市场份额，总体上2015-2020年间颗粒硅成本下降率超过40%（协鑫预期）；④其他多个工艺环节技术进步，如降低银用量、改善铸锭炉尺寸、细化栅线改进丝网印刷技术等。根据国内外机构和对国内龙头企业调研，预期2018年、2020年晶硅组件价格分别降到2.5元/瓦和2.1元/瓦，2020年后由于组件效率的提升，还有一定的成本下降空间，组件价格有望达到2元/瓦以内。此外，光伏发电逆变器系统向智能化过渡，组串式与集中式逆变器将共存，组串式逆变器价格有望从2017年0.35元/瓦降到2020年的0.20元/瓦，集中式逆变器有望从2017年0.25元/瓦降到2020年的0.10-0.15元/瓦。光伏电站通信和监控系统逐渐由卖产品向卖服务转型，预计2017-2020年通信和监控的初始投资费用可下降0.2-0.3元/瓦，其它设备如接线盒、汇流箱等设备及线路连接的成本随着电子技术的提高和材料的改进，预期降幅在0.1元/瓦左右。运维系统将在应用的直观性和便捷性方面、数据采集和分析的精确性和时效性方面以及远程维护管理等方面有更多的提升和发展，成本也将有一定程度下降。综上，通过研究预期通过产业的进步和升级，2018、2020、2023年光伏发电单位千瓦投资分别降低到6.0元/瓦，5.3元/瓦、4.0元/瓦，即使按照现有政策条件，达到表1中所列的测算用年等效利用小时数，2020年集中光伏电站电价可以达到0.46-0.63元/千瓦时。表1光伏发电成本变化预期 注：如果考虑I类、II类限电造成利用小时数低于全额保障性收购小时数5%和降低III类地区利用小时数测算标准至1000，则2018年电价需求水平为0.53、0.61、0.75元/千瓦时3.光伏发电平价上网和补贴退坡面临的挑战2016年底，能源、电力、可再生能源、风电、太阳能等国家“十三五”发展规划相继颁布，明确提出了降低光伏发电成本、实现平价上网的目标：到2020年光伏项目电价可与电网销售电价相当。在太阳能发展规划中，更提出了量化的电价目标，2020年光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，这也意味着如果延续现有的标杆电价政策，届时光伏发电标杆电价在I类地区不超过0.45元/千瓦时，在III类地区不超过0.5元/千瓦时。这一目标对于III类地区挑战很大，意味着维持现有政策不变2020年就需要将初始投资降低到4元/瓦左右，对于I、II类地区，如果考虑届时仍存在5-10%比例的限电，则初始投资也不能超过4.5元/瓦。表1中电价水平测算是单纯考虑光伏发电技术进步情况，实际上光伏发电补贴退坡直至完全退出还面临诸多挑战，从即往光伏发电成本变化和电价调整看，存在电价水平降低滞后于成本下降的情况，主要原因是部分相关政策执行不到位严重影响了项目经济性和实际收益，加上煤电电价持续低位等均拖慢了光伏发电实现平价的步伐。一是煤电电价问题。虽然2017年7月初各地方不同程度地提升了煤电标杆电价（一般为每千瓦时1分多），但由于2014-2016年的几次调整（各地区煤电标杆电价下降了0.05-0.07元/千瓦时），煤电标杆电价仍处于较低位状态，全国算数平均值约0.38元/千瓦时。更重要的是，电力体制改革放开发电电价和推进直接交易进一步促使了发电侧电价水平的下降。定价机制方面，无论是在煤电标杆电价下，还是在电改推进的放开发电电价和直接交易机制下，煤电的资源环境生态等外部成本均未纳入到成本核算中，造成低水平的煤电电价。如按照调整后的2017年光伏标杆电价水平，大部分地区的度电补贴强度在0.35-0.40元/千瓦时。二是弃光限电问题。2017年弃光范围得以控制，限电比例下降，但部分地区限电仍维持较高比例，全额保障性收购小时数难以达到。根据测算，如果实际发电量低于全额保障性收购小时数5%，则影响电价约0.03元/千瓦时。三是可再生能源补贴资金延迟问题。如果不尽快解决资金缺口问题，补贴拖欠的时间有可能在目前拖欠三年左右时间的基础上继续加长。以新建光伏电站为例，在补贴拖欠时间三年且第四年将之前补贴资金一次性补齐的情况下，成本增加约0.03元/千瓦时。四是土地、税收、金融政策问题。其中土地问题最为严重，包括各地方土地政策的不明确和不规范、税费标准执行不统一等；税收政策方面，光伏发电的增值税政策将在2018年底到期，是否持续需要进一步明确，根据测算，光伏发电增值税政策有无对成本的影响为0.03元/千瓦时左右；由于上述政策执行的不到位加大了光伏发电开发的成本和风险，融资难度增大，财务成本增加。此外，对于分布式光伏，还面临着屋顶可利用性、屋顶租赁费用、配电网消纳（如需要增容）尤其是农网薄弱等问题，这些问题直接或间接增加了分布式光伏发电成本，增大了降低补贴的难度。4.光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境，既包括政策创新，也包括既有政策的有效落实，还包括消除现有不合理政策。为了实现2020年光伏发电在销售侧平价上网，以及在2021-2025年之间实现上网侧平价上网，提出以下建议：1、持续实施以竞争方式激励光伏发电降低成本如果维持现有电价定价机制不变（即不考虑煤电的环境成本）并考虑电改下竞价因素影响，其他现有政策不变，单纯依靠光伏发电自身技术进步和产业升级实现补贴退坡目标，预期光伏电站的度电补贴强度可以逐年下降。2020年新建项目度电补贴强度可以2017年基础上降低0.2元/千瓦时左右，达到0.15-0.20元/千瓦时，2023年度电补贴强度可以2020年基础上再降低0.1元/千瓦时左右，补度电贴强度普遍在0.1元/千瓦时以内。为激励光伏产业发展，需要全面推行以竞争方式优化光伏电站建设的时空布局，及时更新促进技术进步和产业升级的电站技术指标和项目开发要求。在达到要求的情况下，通过电价或补贴水平招标选择项目业主，消除项目开发权转让和各种地方性的不合理费用，降低电价或补贴水平。根据招标电价变化和产业发展情况按年度确定光伏发电标杆电价或者度电补贴水平。对于电价水平调整，为减轻抢装潮对产业的负面影响，建议按年度确定调价标准但分期（如分季度）调整电价或度电补贴水平。此外，建议在太阳能资源比较丰富地区，试点无补贴光伏发电基地建设模式。如，部分I类地区的太阳能资源可以在固定支架情况下发电小时数达到1700以上，跟踪支架可达到1800小时以上，在2020年前具备试点建设无补贴光伏发电基地的条件。2、尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易加快实施可再生能源绿色电力证书自愿认购交易制度，尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易，近期缓解、中期最终解决可再生能源补贴资金缺口以及限电问题。从现实需求看，绿色证书自愿认购市场对于缓解电价补贴资金缺口问题的作用非常有限，必须尽快推出和实施强制性的配额制度，建立绿色证书约束交易机制和市场。如果2018年能够推出绿色证书强制交易，考虑利用三年左右的时间，通过适宜的政策设计，使绿色证书的价格达到0.05元/千瓦时左右，到2023年再达到0.1元/千瓦时左右，则预期2023年前光伏发电可以在上网侧实现全面平价。3、清除光伏发电政策实施障碍，使光伏发电电价和补贴水平及时反映成本①提升可再生能源发展基金规模以解决近期补贴资金缺口。在绿色证书约束交易市场完全建立、绿色证书收益未能完全覆盖补贴资金缺口之前，根据可再生能源发展规模目标、电价退坡和补贴需求，适度调高可再生能源电价附加标准，加强对自备电厂可再生能源征收力度，提升可再生能源电价附加征收率，扩大可再生能源发展基金规模，弥补补贴资金缺口，尽快解决电价补贴拖欠问题。②制定和完善土地、税收等相关政策，降低光伏发电开发利用的非技术成本。结合光伏发电土地使用的特殊性，细化土地使用政策，明确土地使用类别以及相应的征地补偿、年使用费用标准并规范执行、加强监管，降低土地利用成本。建议将太阳能发电增值税50%即征即退政策确定为长期有效的政策。强化对并网设施建设管理，按照国家规定应由电网完成投资建设的部分，不得要求由开发企业投资，或在开发企业投资建设后，电网企业必须以合理价格回购。鼓励金融机构对风光项目提供优惠贷款政策。表2光伏电站补贴降低路径情景（单位：元/千瓦时） ③建立公平竞争的平台，推进光伏发电参与市场化交易。结合电力体制改革进程，在具备实时电力现货交易市场的地区，建立光伏发电与其他电源同平台竞争机制，增量项目应全电量参与市场竞价，存量项目可全电量参与市场竞价，或超出最低保障收购年利用小时数的部分电量参与市场竞价，电网企业按照电力现货交易市场的实时出清价格结算费用。在没有建立实时电力现货交易市场的地区，鼓励超出最低保障收购年利用小时数的光伏发电电力电量通过市场交易方式消纳。地方政府部门不得对全额保障性收购电量部分确定和执行地方性电价政策。4、创新分布式光伏配电侧消纳和市场交易模式，细化分布式光伏补贴标准，2020年前实现工业用户销售侧平价对于分布式光伏发电，首先鼓励自发自用，余量部分鼓励在配电侧消纳并建立市场化交易模式，一是分布式发电项目与电力用户进行电量直接交易，向电网企业支付“过网费”，交易范围首先就近实现，最大交易范围不超过110千伏变电台区；二是分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电量）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。通过这两种方式，分布式光伏发电电量可以在配电侧基本实现消纳，且基于市场交易获得合理收益。在补贴标准方面，建议尽快细化分布式光伏补贴标准，如果余量部分可以实现上述“转供电”或“代售电”，则2020年前新建工业用户的分布式光伏可以实现平价和补贴退出。即使仍采用现有模式，2020年新建工业用户的分布式光伏补贴水平也可以降低到0.1元/千瓦时以内，如果能够推出强制交易的绿色证书，2020年左右也可以实现平价和补贴退出。表3分布式光伏补贴降低路径情景（单位：元/千瓦时） 对于居民用户分布式光伏（自然人并满足单个项目容量上限要求），考虑我国民用电价水平较低且自发自用比例不高的情况，建议出台专门的补贴标准，即以目前的0.42元/千瓦时度电补贴为基础，依据成本和度电补贴需求，相对缓慢实施补贴退坡。2020年预计居民用户分布式光伏度电补贴需求在0.2-0.3元/千瓦时，2025年可以实现平价和补贴退出，如果居民电价上调，则有望2023年左右实现平价和补贴退出。",光伏系统工程,中国能源报,时?丽,"2017/9/1 8:47:26","光伏补贴 光伏平价上网 光伏市场"
186,"2017-09-18 06:23:27",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090108422036.jpg,179,"2017-09-18 06:23:27",光伏平价上网和补贴退出，离我们到底有多远？,2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:近年来，我国光伏发电等可再生能源产业快速发展，成为实现国家2015年非化石能源在一次能源消费中占比11.4%目标的重要力量，也为2020年和2030年非化石能源占比15%和20%的目标达成打下了坚实基础，为推动能源革命、推进生态文明建设、增强气候变化问题国际话语权做出了重要贡献。但随着产业的发展，可再生能源电价补贴资金需求也在迅速增加，可再生能源发电补贴资金缺口呈现持续扩大趋势，亟需通过有效的政策措施降低可再生能源发电成本，加快推进降低补贴、与常规能源电力平价的进程。1.近年来光伏发电度电补贴水平实现了大幅度下降随着光伏发电技术进步、产业升级、市场规模迅速扩大，光伏发电成本在全球范围内持续下降，根据国际能源署（IEA）、国际可再生能源署（IRENA）等国际机构分析，2010-2015年光伏发电平准化成本降低了约60%，其中我国国内光伏市场的迅速增加从而带来的国内光伏产业发展起到了关键性的作用。从技术水平看，2015年确定的光伏产品技术指标中，多晶硅和单晶硅组件市场准入门槛效率为不低于15%和16%，2018年不低于16%和16.8%，年均增加约0.3个百分点；2015年光伏领跑者标准为16.5%和17%，2017年征求意见文件中的提出的效率为17%和18%，年均增加约0.3个百分点。图1光伏发电投资和标杆电价变化光伏发电投资、发电成本和电价也实现了大幅度下降，初始投资从2010年的约20元/瓦，降到2015年的8-9元/瓦，再到2017年的6-7元/瓦，光伏发电标杆电价从2011年的1.15元/千瓦时，降到2014年的0.9-1.0元/千瓦时，再到2017年0.65-0.85元/千瓦时。2016年光伏领跑技术基地最低中标电价达到0.45元/千瓦时，中标电价水平普遍低于当年光伏标杆电价15-35%。2.技术进步推动光伏发电成本下降潜力大根据对光伏产业发展分析预期，仅考虑目前可预见的晶硅光伏电池的技术进步和产业发展，在近中期光伏发电成本仍具有较大的下降潜力。光伏电池组件成本下降关键环节主要在以下四个方面：①组件转换效率提升，预计“十三五”期间，晶硅光伏组件每年可保持0.2-0.5个百分点的绝对效率提升；②硅利用率的改善，如多线切割技术进步将使硅片厚度从2015年的140微米降到120微米左右，金刚石线切割在2020年可使硅片厚度达到100微米左右，2020年金刚石线切割预期有望占单晶硅和多晶硅切割市场80%和20%的份额；③硅料成本和价格下降，新的硅料生产技术如多晶硅流化床（FBR）法具有低成本优势，可达到10美元/千克的成本，预期2020年可占30-40%的市场份额，总体上2015-2020年间颗粒硅成本下降率超过40%（协鑫预期）；④其他多个工艺环节技术进步，如降低银用量、改善铸锭炉尺寸、细化栅线改进丝网印刷技术等。根据国内外机构和对国内龙头企业调研，预期2018年、2020年晶硅组件价格分别降到2.5元/瓦和2.1元/瓦，2020年后由于组件效率的提升，还有一定的成本下降空间，组件价格有望达到2元/瓦以内。此外，光伏发电逆变器系统向智能化过渡，组串式与集中式逆变器将共存，组串式逆变器价格有望从2017年0.35元/瓦降到2020年的0.20元/瓦，集中式逆变器有望从2017年0.25元/瓦降到2020年的0.10-0.15元/瓦。光伏电站通信和监控系统逐渐由卖产品向卖服务转型，预计2017-2020年通信和监控的初始投资费用可下降0.2-0.3元/瓦，其它设备如接线盒、汇流箱等设备及线路连接的成本随着电子技术的提高和材料的改进，预期降幅在0.1元/瓦左右。运维系统将在应用的直观性和便捷性方面、数据采集和分析的精确性和时效性方面以及远程维护管理等方面有更多的提升和发展，成本也将有一定程度下降。综上，通过研究预期通过产业的进步和升级，2018、2020、2023年光伏发电单位千瓦投资分别降低到6.0元/瓦，5.3元/瓦、4.0元/瓦，即使按照现有政策条件，达到表1中所列的测算用年等效利用小时数，2020年集中光伏电站电价可以达到0.46-0.63元/千瓦时。表1光伏发电成本变化预期 注：如果考虑I类、II类限电造成利用小时数低于全额保障性收购小时数5%和降低III类地区利用小时数测算标准至1000，则2018年电价需求水平为0.53、0.61、0.75元/千瓦时3.光伏发电平价上网和补贴退坡面临的挑战2016年底，能源、电力、可再生能源、风电、太阳能等国家“十三五”发展规划相继颁布，明确提出了降低光伏发电成本、实现平价上网的目标：到2020年光伏项目电价可与电网销售电价相当。在太阳能发展规划中，更提出了量化的电价目标，2020年光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，这也意味着如果延续现有的标杆电价政策，届时光伏发电标杆电价在I类地区不超过0.45元/千瓦时，在III类地区不超过0.5元/千瓦时。这一目标对于III类地区挑战很大，意味着维持现有政策不变2020年就需要将初始投资降低到4元/瓦左右，对于I、II类地区，如果考虑届时仍存在5-10%比例的限电，则初始投资也不能超过4.5元/瓦。表1中电价水平测算是单纯考虑光伏发电技术进步情况，实际上光伏发电补贴退坡直至完全退出还面临诸多挑战，从即往光伏发电成本变化和电价调整看，存在电价水平降低滞后于成本下降的情况，主要原因是部分相关政策执行不到位严重影响了项目经济性和实际收益，加上煤电电价持续低位等均拖慢了光伏发电实现平价的步伐。一是煤电电价问题。虽然2017年7月初各地方不同程度地提升了煤电标杆电价（一般为每千瓦时1分多），但由于2014-2016年的几次调整（各地区煤电标杆电价下降了0.05-0.07元/千瓦时），煤电标杆电价仍处于较低位状态，全国算数平均值约0.38元/千瓦时。更重要的是，电力体制改革放开发电电价和推进直接交易进一步促使了发电侧电价水平的下降。定价机制方面，无论是在煤电标杆电价下，还是在电改推进的放开发电电价和直接交易机制下，煤电的资源环境生态等外部成本均未纳入到成本核算中，造成低水平的煤电电价。如按照调整后的2017年光伏标杆电价水平，大部分地区的度电补贴强度在0.35-0.40元/千瓦时。二是弃光限电问题。2017年弃光范围得以控制，限电比例下降，但部分地区限电仍维持较高比例，全额保障性收购小时数难以达到。根据测算，如果实际发电量低于全额保障性收购小时数5%，则影响电价约0.03元/千瓦时。三是可再生能源补贴资金延迟问题。如果不尽快解决资金缺口问题，补贴拖欠的时间有可能在目前拖欠三年左右时间的基础上继续加长。以新建光伏电站为例，在补贴拖欠时间三年且第四年将之前补贴资金一次性补齐的情况下，成本增加约0.03元/千瓦时。四是土地、税收、金融政策问题。其中土地问题最为严重，包括各地方土地政策的不明确和不规范、税费标准执行不统一等；税收政策方面，光伏发电的增值税政策将在2018年底到期，是否持续需要进一步明确，根据测算，光伏发电增值税政策有无对成本的影响为0.03元/千瓦时左右；由于上述政策执行的不到位加大了光伏发电开发的成本和风险，融资难度增大，财务成本增加。此外，对于分布式光伏，还面临着屋顶可利用性、屋顶租赁费用、配电网消纳（如需要增容）尤其是农网薄弱等问题，这些问题直接或间接增加了分布式光伏发电成本，增大了降低补贴的难度。4.光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境，既包括政策创新，也包括既有政策的有效落实，还包括消除现有不合理政策。为了实现2020年光伏发电在销售侧平价上网，以及在2021-2025年之间实现上网侧平价上网，提出以下建议：1、持续实施以竞争方式激励光伏发电降低成本如果维持现有电价定价机制不变（即不考虑煤电的环境成本）并考虑电改下竞价因素影响，其他现有政策不变，单纯依靠光伏发电自身技术进步和产业升级实现补贴退坡目标，预期光伏电站的度电补贴强度可以逐年下降。2020年新建项目度电补贴强度可以2017年基础上降低0.2元/千瓦时左右，达到0.15-0.20元/千瓦时，2023年度电补贴强度可以2020年基础上再降低0.1元/千瓦时左右，补度电贴强度普遍在0.1元/千瓦时以内。为激励光伏产业发展，需要全面推行以竞争方式优化光伏电站建设的时空布局，及时更新促进技术进步和产业升级的电站技术指标和项目开发要求。在达到要求的情况下，通过电价或补贴水平招标选择项目业主，消除项目开发权转让和各种地方性的不合理费用，降低电价或补贴水平。根据招标电价变化和产业发展情况按年度确定光伏发电标杆电价或者度电补贴水平。对于电价水平调整，为减轻抢装潮对产业的负面影响，建议按年度确定调价标准但分期（如分季度）调整电价或度电补贴水平。此外，建议在太阳能资源比较丰富地区，试点无补贴光伏发电基地建设模式。如，部分I类地区的太阳能资源可以在固定支架情况下发电小时数达到1700以上，跟踪支架可达到1800小时以上，在2020年前具备试点建设无补贴光伏发电基地的条件。2、尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易加快实施可再生能源绿色电力证书自愿认购交易制度，尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易，近期缓解、中期最终解决可再生能源补贴资金缺口以及限电问题。从现实需求看，绿色证书自愿认购市场对于缓解电价补贴资金缺口问题的作用非常有限，必须尽快推出和实施强制性的配额制度，建立绿色证书约束交易机制和市场。如果2018年能够推出绿色证书强制交易，考虑利用三年左右的时间，通过适宜的政策设计，使绿色证书的价格达到0.05元/千瓦时左右，到2023年再达到0.1元/千瓦时左右，则预期2023年前光伏发电可以在上网侧实现全面平价。3、清除光伏发电政策实施障碍，使光伏发电电价和补贴水平及时反映成本①提升可再生能源发展基金规模以解决近期补贴资金缺口。在绿色证书约束交易市场完全建立、绿色证书收益未能完全覆盖补贴资金缺口之前，根据可再生能源发展规模目标、电价退坡和补贴需求，适度调高可再生能源电价附加标准，加强对自备电厂可再生能源征收力度，提升可再生能源电价附加征收率，扩大可再生能源发展基金规模，弥补补贴资金缺口，尽快解决电价补贴拖欠问题。②制定和完善土地、税收等相关政策，降低光伏发电开发利用的非技术成本。结合光伏发电土地使用的特殊性，细化土地使用政策，明确土地使用类别以及相应的征地补偿、年使用费用标准并规范执行、加强监管，降低土地利用成本。建议将太阳能发电增值税50%即征即退政策确定为长期有效的政策。强化对并网设施建设管理，按照国家规定应由电网完成投资建设的部分，不得要求由开发企业投资，或在开发企业投资建设后，电网企业必须以合理价格回购。鼓励金融机构对风光项目提供优惠贷款政策。表2光伏电站补贴降低路径情景（单位：元/千瓦时） ③建立公平竞争的平台，推进光伏发电参与市场化交易。结合电力体制改革进程，在具备实时电力现货交易市场的地区，建立光伏发电与其他电源同平台竞争机制，增量项目应全电量参与市场竞价，存量项目可全电量参与市场竞价，或超出最低保障收购年利用小时数的部分电量参与市场竞价，电网企业按照电力现货交易市场的实时出清价格结算费用。在没有建立实时电力现货交易市场的地区，鼓励超出最低保障收购年利用小时数的光伏发电电力电量通过市场交易方式消纳。地方政府部门不得对全额保障性收购电量部分确定和执行地方性电价政策。4、创新分布式光伏配电侧消纳和市场交易模式，细化分布式光伏补贴标准，2020年前实现工业用户销售侧平价对于分布式光伏发电，首先鼓励自发自用，余量部分鼓励在配电侧消纳并建立市场化交易模式，一是分布式发电项目与电力用户进行电量直接交易，向电网企业支付“过网费”，交易范围首先就近实现，最大交易范围不超过110千伏变电台区；二是分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电量）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。通过这两种方式，分布式光伏发电电量可以在配电侧基本实现消纳，且基于市场交易获得合理收益。在补贴标准方面，建议尽快细化分布式光伏补贴标准，如果余量部分可以实现上述“转供电”或“代售电”，则2020年前新建工业用户的分布式光伏可以实现平价和补贴退出。即使仍采用现有模式，2020年新建工业用户的分布式光伏补贴水平也可以降低到0.1元/千瓦时以内，如果能够推出强制交易的绿色证书，2020年左右也可以实现平价和补贴退出。表3分布式光伏补贴降低路径情景（单位：元/千瓦时） 对于居民用户分布式光伏（自然人并满足单个项目容量上限要求），考虑我国民用电价水平较低且自发自用比例不高的情况，建议出台专门的补贴标准，即以目前的0.42元/千瓦时度电补贴为基础，依据成本和度电补贴需求，相对缓慢实施补贴退坡。2020年预计居民用户分布式光伏度电补贴需求在0.2-0.3元/千瓦时，2025年可以实现平价和补贴退出，如果居民电价上调，则有望2023年左右实现平价和补贴退出。",光伏系统工程,中国能源报,时?丽,"2017/9/1 8:47:26","光伏补贴 光伏平价上网 光伏市场"
187,"2017-09-18 06:23:27",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090108430056.jpg,179,"2017-09-18 06:23:27",光伏平价上网和补贴退出，离我们到底有多远？,2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:近年来，我国光伏发电等可再生能源产业快速发展，成为实现国家2015年非化石能源在一次能源消费中占比11.4%目标的重要力量，也为2020年和2030年非化石能源占比15%和20%的目标达成打下了坚实基础，为推动能源革命、推进生态文明建设、增强气候变化问题国际话语权做出了重要贡献。但随着产业的发展，可再生能源电价补贴资金需求也在迅速增加，可再生能源发电补贴资金缺口呈现持续扩大趋势，亟需通过有效的政策措施降低可再生能源发电成本，加快推进降低补贴、与常规能源电力平价的进程。1.近年来光伏发电度电补贴水平实现了大幅度下降随着光伏发电技术进步、产业升级、市场规模迅速扩大，光伏发电成本在全球范围内持续下降，根据国际能源署（IEA）、国际可再生能源署（IRENA）等国际机构分析，2010-2015年光伏发电平准化成本降低了约60%，其中我国国内光伏市场的迅速增加从而带来的国内光伏产业发展起到了关键性的作用。从技术水平看，2015年确定的光伏产品技术指标中，多晶硅和单晶硅组件市场准入门槛效率为不低于15%和16%，2018年不低于16%和16.8%，年均增加约0.3个百分点；2015年光伏领跑者标准为16.5%和17%，2017年征求意见文件中的提出的效率为17%和18%，年均增加约0.3个百分点。图1光伏发电投资和标杆电价变化光伏发电投资、发电成本和电价也实现了大幅度下降，初始投资从2010年的约20元/瓦，降到2015年的8-9元/瓦，再到2017年的6-7元/瓦，光伏发电标杆电价从2011年的1.15元/千瓦时，降到2014年的0.9-1.0元/千瓦时，再到2017年0.65-0.85元/千瓦时。2016年光伏领跑技术基地最低中标电价达到0.45元/千瓦时，中标电价水平普遍低于当年光伏标杆电价15-35%。2.技术进步推动光伏发电成本下降潜力大根据对光伏产业发展分析预期，仅考虑目前可预见的晶硅光伏电池的技术进步和产业发展，在近中期光伏发电成本仍具有较大的下降潜力。光伏电池组件成本下降关键环节主要在以下四个方面：①组件转换效率提升，预计“十三五”期间，晶硅光伏组件每年可保持0.2-0.5个百分点的绝对效率提升；②硅利用率的改善，如多线切割技术进步将使硅片厚度从2015年的140微米降到120微米左右，金刚石线切割在2020年可使硅片厚度达到100微米左右，2020年金刚石线切割预期有望占单晶硅和多晶硅切割市场80%和20%的份额；③硅料成本和价格下降，新的硅料生产技术如多晶硅流化床（FBR）法具有低成本优势，可达到10美元/千克的成本，预期2020年可占30-40%的市场份额，总体上2015-2020年间颗粒硅成本下降率超过40%（协鑫预期）；④其他多个工艺环节技术进步，如降低银用量、改善铸锭炉尺寸、细化栅线改进丝网印刷技术等。根据国内外机构和对国内龙头企业调研，预期2018年、2020年晶硅组件价格分别降到2.5元/瓦和2.1元/瓦，2020年后由于组件效率的提升，还有一定的成本下降空间，组件价格有望达到2元/瓦以内。此外，光伏发电逆变器系统向智能化过渡，组串式与集中式逆变器将共存，组串式逆变器价格有望从2017年0.35元/瓦降到2020年的0.20元/瓦，集中式逆变器有望从2017年0.25元/瓦降到2020年的0.10-0.15元/瓦。光伏电站通信和监控系统逐渐由卖产品向卖服务转型，预计2017-2020年通信和监控的初始投资费用可下降0.2-0.3元/瓦，其它设备如接线盒、汇流箱等设备及线路连接的成本随着电子技术的提高和材料的改进，预期降幅在0.1元/瓦左右。运维系统将在应用的直观性和便捷性方面、数据采集和分析的精确性和时效性方面以及远程维护管理等方面有更多的提升和发展，成本也将有一定程度下降。综上，通过研究预期通过产业的进步和升级，2018、2020、2023年光伏发电单位千瓦投资分别降低到6.0元/瓦，5.3元/瓦、4.0元/瓦，即使按照现有政策条件，达到表1中所列的测算用年等效利用小时数，2020年集中光伏电站电价可以达到0.46-0.63元/千瓦时。表1光伏发电成本变化预期 注：如果考虑I类、II类限电造成利用小时数低于全额保障性收购小时数5%和降低III类地区利用小时数测算标准至1000，则2018年电价需求水平为0.53、0.61、0.75元/千瓦时3.光伏发电平价上网和补贴退坡面临的挑战2016年底，能源、电力、可再生能源、风电、太阳能等国家“十三五”发展规划相继颁布，明确提出了降低光伏发电成本、实现平价上网的目标：到2020年光伏项目电价可与电网销售电价相当。在太阳能发展规划中，更提出了量化的电价目标，2020年光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，这也意味着如果延续现有的标杆电价政策，届时光伏发电标杆电价在I类地区不超过0.45元/千瓦时，在III类地区不超过0.5元/千瓦时。这一目标对于III类地区挑战很大，意味着维持现有政策不变2020年就需要将初始投资降低到4元/瓦左右，对于I、II类地区，如果考虑届时仍存在5-10%比例的限电，则初始投资也不能超过4.5元/瓦。表1中电价水平测算是单纯考虑光伏发电技术进步情况，实际上光伏发电补贴退坡直至完全退出还面临诸多挑战，从即往光伏发电成本变化和电价调整看，存在电价水平降低滞后于成本下降的情况，主要原因是部分相关政策执行不到位严重影响了项目经济性和实际收益，加上煤电电价持续低位等均拖慢了光伏发电实现平价的步伐。一是煤电电价问题。虽然2017年7月初各地方不同程度地提升了煤电标杆电价（一般为每千瓦时1分多），但由于2014-2016年的几次调整（各地区煤电标杆电价下降了0.05-0.07元/千瓦时），煤电标杆电价仍处于较低位状态，全国算数平均值约0.38元/千瓦时。更重要的是，电力体制改革放开发电电价和推进直接交易进一步促使了发电侧电价水平的下降。定价机制方面，无论是在煤电标杆电价下，还是在电改推进的放开发电电价和直接交易机制下，煤电的资源环境生态等外部成本均未纳入到成本核算中，造成低水平的煤电电价。如按照调整后的2017年光伏标杆电价水平，大部分地区的度电补贴强度在0.35-0.40元/千瓦时。二是弃光限电问题。2017年弃光范围得以控制，限电比例下降，但部分地区限电仍维持较高比例，全额保障性收购小时数难以达到。根据测算，如果实际发电量低于全额保障性收购小时数5%，则影响电价约0.03元/千瓦时。三是可再生能源补贴资金延迟问题。如果不尽快解决资金缺口问题，补贴拖欠的时间有可能在目前拖欠三年左右时间的基础上继续加长。以新建光伏电站为例，在补贴拖欠时间三年且第四年将之前补贴资金一次性补齐的情况下，成本增加约0.03元/千瓦时。四是土地、税收、金融政策问题。其中土地问题最为严重，包括各地方土地政策的不明确和不规范、税费标准执行不统一等；税收政策方面，光伏发电的增值税政策将在2018年底到期，是否持续需要进一步明确，根据测算，光伏发电增值税政策有无对成本的影响为0.03元/千瓦时左右；由于上述政策执行的不到位加大了光伏发电开发的成本和风险，融资难度增大，财务成本增加。此外，对于分布式光伏，还面临着屋顶可利用性、屋顶租赁费用、配电网消纳（如需要增容）尤其是农网薄弱等问题，这些问题直接或间接增加了分布式光伏发电成本，增大了降低补贴的难度。4.光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境，既包括政策创新，也包括既有政策的有效落实，还包括消除现有不合理政策。为了实现2020年光伏发电在销售侧平价上网，以及在2021-2025年之间实现上网侧平价上网，提出以下建议：1、持续实施以竞争方式激励光伏发电降低成本如果维持现有电价定价机制不变（即不考虑煤电的环境成本）并考虑电改下竞价因素影响，其他现有政策不变，单纯依靠光伏发电自身技术进步和产业升级实现补贴退坡目标，预期光伏电站的度电补贴强度可以逐年下降。2020年新建项目度电补贴强度可以2017年基础上降低0.2元/千瓦时左右，达到0.15-0.20元/千瓦时，2023年度电补贴强度可以2020年基础上再降低0.1元/千瓦时左右，补度电贴强度普遍在0.1元/千瓦时以内。为激励光伏产业发展，需要全面推行以竞争方式优化光伏电站建设的时空布局，及时更新促进技术进步和产业升级的电站技术指标和项目开发要求。在达到要求的情况下，通过电价或补贴水平招标选择项目业主，消除项目开发权转让和各种地方性的不合理费用，降低电价或补贴水平。根据招标电价变化和产业发展情况按年度确定光伏发电标杆电价或者度电补贴水平。对于电价水平调整，为减轻抢装潮对产业的负面影响，建议按年度确定调价标准但分期（如分季度）调整电价或度电补贴水平。此外，建议在太阳能资源比较丰富地区，试点无补贴光伏发电基地建设模式。如，部分I类地区的太阳能资源可以在固定支架情况下发电小时数达到1700以上，跟踪支架可达到1800小时以上，在2020年前具备试点建设无补贴光伏发电基地的条件。2、尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易加快实施可再生能源绿色电力证书自愿认购交易制度，尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易，近期缓解、中期最终解决可再生能源补贴资金缺口以及限电问题。从现实需求看，绿色证书自愿认购市场对于缓解电价补贴资金缺口问题的作用非常有限，必须尽快推出和实施强制性的配额制度，建立绿色证书约束交易机制和市场。如果2018年能够推出绿色证书强制交易，考虑利用三年左右的时间，通过适宜的政策设计，使绿色证书的价格达到0.05元/千瓦时左右，到2023年再达到0.1元/千瓦时左右，则预期2023年前光伏发电可以在上网侧实现全面平价。3、清除光伏发电政策实施障碍，使光伏发电电价和补贴水平及时反映成本①提升可再生能源发展基金规模以解决近期补贴资金缺口。在绿色证书约束交易市场完全建立、绿色证书收益未能完全覆盖补贴资金缺口之前，根据可再生能源发展规模目标、电价退坡和补贴需求，适度调高可再生能源电价附加标准，加强对自备电厂可再生能源征收力度，提升可再生能源电价附加征收率，扩大可再生能源发展基金规模，弥补补贴资金缺口，尽快解决电价补贴拖欠问题。②制定和完善土地、税收等相关政策，降低光伏发电开发利用的非技术成本。结合光伏发电土地使用的特殊性，细化土地使用政策，明确土地使用类别以及相应的征地补偿、年使用费用标准并规范执行、加强监管，降低土地利用成本。建议将太阳能发电增值税50%即征即退政策确定为长期有效的政策。强化对并网设施建设管理，按照国家规定应由电网完成投资建设的部分，不得要求由开发企业投资，或在开发企业投资建设后，电网企业必须以合理价格回购。鼓励金融机构对风光项目提供优惠贷款政策。表2光伏电站补贴降低路径情景（单位：元/千瓦时） ③建立公平竞争的平台，推进光伏发电参与市场化交易。结合电力体制改革进程，在具备实时电力现货交易市场的地区，建立光伏发电与其他电源同平台竞争机制，增量项目应全电量参与市场竞价，存量项目可全电量参与市场竞价，或超出最低保障收购年利用小时数的部分电量参与市场竞价，电网企业按照电力现货交易市场的实时出清价格结算费用。在没有建立实时电力现货交易市场的地区，鼓励超出最低保障收购年利用小时数的光伏发电电力电量通过市场交易方式消纳。地方政府部门不得对全额保障性收购电量部分确定和执行地方性电价政策。4、创新分布式光伏配电侧消纳和市场交易模式，细化分布式光伏补贴标准，2020年前实现工业用户销售侧平价对于分布式光伏发电，首先鼓励自发自用，余量部分鼓励在配电侧消纳并建立市场化交易模式，一是分布式发电项目与电力用户进行电量直接交易，向电网企业支付“过网费”，交易范围首先就近实现，最大交易范围不超过110千伏变电台区；二是分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电量）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。通过这两种方式，分布式光伏发电电量可以在配电侧基本实现消纳，且基于市场交易获得合理收益。在补贴标准方面，建议尽快细化分布式光伏补贴标准，如果余量部分可以实现上述“转供电”或“代售电”，则2020年前新建工业用户的分布式光伏可以实现平价和补贴退出。即使仍采用现有模式，2020年新建工业用户的分布式光伏补贴水平也可以降低到0.1元/千瓦时以内，如果能够推出强制交易的绿色证书，2020年左右也可以实现平价和补贴退出。表3分布式光伏补贴降低路径情景（单位：元/千瓦时） 对于居民用户分布式光伏（自然人并满足单个项目容量上限要求），考虑我国民用电价水平较低且自发自用比例不高的情况，建议出台专门的补贴标准，即以目前的0.42元/千瓦时度电补贴为基础，依据成本和度电补贴需求，相对缓慢实施补贴退坡。2020年预计居民用户分布式光伏度电补贴需求在0.2-0.3元/千瓦时，2025年可以实现平价和补贴退出，如果居民电价上调，则有望2023年左右实现平价和补贴退出。",光伏系统工程,中国能源报,时?丽,"2017/9/1 8:47:26","光伏补贴 光伏平价上网 光伏市场"
188,"2017-09-18 06:23:27",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201709/2017090108431242.JPG,179,"2017-09-18 06:23:27",光伏平价上网和补贴退出，离我们到底有多远？,2017-09-01,"北极星太阳能光伏网讯:近年来，我国光伏发电等可再生能源产业快速发展，成为实现国家2015年非化石能源在一次能源消费中占比11.4%目标的重要力量，也为2020年和2030年非化石能源占比15%和20%的目标达成打下了坚实基础，为推动能源革命、推进生态文明建设、增强气候变化问题国际话语权做出了重要贡献。但随着产业的发展，可再生能源电价补贴资金需求也在迅速增加，可再生能源发电补贴资金缺口呈现持续扩大趋势，亟需通过有效的政策措施降低可再生能源发电成本，加快推进降低补贴、与常规能源电力平价的进程。1.近年来光伏发电度电补贴水平实现了大幅度下降随着光伏发电技术进步、产业升级、市场规模迅速扩大，光伏发电成本在全球范围内持续下降，根据国际能源署（IEA）、国际可再生能源署（IRENA）等国际机构分析，2010-2015年光伏发电平准化成本降低了约60%，其中我国国内光伏市场的迅速增加从而带来的国内光伏产业发展起到了关键性的作用。从技术水平看，2015年确定的光伏产品技术指标中，多晶硅和单晶硅组件市场准入门槛效率为不低于15%和16%，2018年不低于16%和16.8%，年均增加约0.3个百分点；2015年光伏领跑者标准为16.5%和17%，2017年征求意见文件中的提出的效率为17%和18%，年均增加约0.3个百分点。图1光伏发电投资和标杆电价变化光伏发电投资、发电成本和电价也实现了大幅度下降，初始投资从2010年的约20元/瓦，降到2015年的8-9元/瓦，再到2017年的6-7元/瓦，光伏发电标杆电价从2011年的1.15元/千瓦时，降到2014年的0.9-1.0元/千瓦时，再到2017年0.65-0.85元/千瓦时。2016年光伏领跑技术基地最低中标电价达到0.45元/千瓦时，中标电价水平普遍低于当年光伏标杆电价15-35%。2.技术进步推动光伏发电成本下降潜力大根据对光伏产业发展分析预期，仅考虑目前可预见的晶硅光伏电池的技术进步和产业发展，在近中期光伏发电成本仍具有较大的下降潜力。光伏电池组件成本下降关键环节主要在以下四个方面：①组件转换效率提升，预计“十三五”期间，晶硅光伏组件每年可保持0.2-0.5个百分点的绝对效率提升；②硅利用率的改善，如多线切割技术进步将使硅片厚度从2015年的140微米降到120微米左右，金刚石线切割在2020年可使硅片厚度达到100微米左右，2020年金刚石线切割预期有望占单晶硅和多晶硅切割市场80%和20%的份额；③硅料成本和价格下降，新的硅料生产技术如多晶硅流化床（FBR）法具有低成本优势，可达到10美元/千克的成本，预期2020年可占30-40%的市场份额，总体上2015-2020年间颗粒硅成本下降率超过40%（协鑫预期）；④其他多个工艺环节技术进步，如降低银用量、改善铸锭炉尺寸、细化栅线改进丝网印刷技术等。根据国内外机构和对国内龙头企业调研，预期2018年、2020年晶硅组件价格分别降到2.5元/瓦和2.1元/瓦，2020年后由于组件效率的提升，还有一定的成本下降空间，组件价格有望达到2元/瓦以内。此外，光伏发电逆变器系统向智能化过渡，组串式与集中式逆变器将共存，组串式逆变器价格有望从2017年0.35元/瓦降到2020年的0.20元/瓦，集中式逆变器有望从2017年0.25元/瓦降到2020年的0.10-0.15元/瓦。光伏电站通信和监控系统逐渐由卖产品向卖服务转型，预计2017-2020年通信和监控的初始投资费用可下降0.2-0.3元/瓦，其它设备如接线盒、汇流箱等设备及线路连接的成本随着电子技术的提高和材料的改进，预期降幅在0.1元/瓦左右。运维系统将在应用的直观性和便捷性方面、数据采集和分析的精确性和时效性方面以及远程维护管理等方面有更多的提升和发展，成本也将有一定程度下降。综上，通过研究预期通过产业的进步和升级，2018、2020、2023年光伏发电单位千瓦投资分别降低到6.0元/瓦，5.3元/瓦、4.0元/瓦，即使按照现有政策条件，达到表1中所列的测算用年等效利用小时数，2020年集中光伏电站电价可以达到0.46-0.63元/千瓦时。表1光伏发电成本变化预期 注：如果考虑I类、II类限电造成利用小时数低于全额保障性收购小时数5%和降低III类地区利用小时数测算标准至1000，则2018年电价需求水平为0.53、0.61、0.75元/千瓦时3.光伏发电平价上网和补贴退坡面临的挑战2016年底，能源、电力、可再生能源、风电、太阳能等国家“十三五”发展规划相继颁布，明确提出了降低光伏发电成本、实现平价上网的目标：到2020年光伏项目电价可与电网销售电价相当。在太阳能发展规划中，更提出了量化的电价目标，2020年光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，这也意味着如果延续现有的标杆电价政策，届时光伏发电标杆电价在I类地区不超过0.45元/千瓦时，在III类地区不超过0.5元/千瓦时。这一目标对于III类地区挑战很大，意味着维持现有政策不变2020年就需要将初始投资降低到4元/瓦左右，对于I、II类地区，如果考虑届时仍存在5-10%比例的限电，则初始投资也不能超过4.5元/瓦。表1中电价水平测算是单纯考虑光伏发电技术进步情况，实际上光伏发电补贴退坡直至完全退出还面临诸多挑战，从即往光伏发电成本变化和电价调整看，存在电价水平降低滞后于成本下降的情况，主要原因是部分相关政策执行不到位严重影响了项目经济性和实际收益，加上煤电电价持续低位等均拖慢了光伏发电实现平价的步伐。一是煤电电价问题。虽然2017年7月初各地方不同程度地提升了煤电标杆电价（一般为每千瓦时1分多），但由于2014-2016年的几次调整（各地区煤电标杆电价下降了0.05-0.07元/千瓦时），煤电标杆电价仍处于较低位状态，全国算数平均值约0.38元/千瓦时。更重要的是，电力体制改革放开发电电价和推进直接交易进一步促使了发电侧电价水平的下降。定价机制方面，无论是在煤电标杆电价下，还是在电改推进的放开发电电价和直接交易机制下，煤电的资源环境生态等外部成本均未纳入到成本核算中，造成低水平的煤电电价。如按照调整后的2017年光伏标杆电价水平，大部分地区的度电补贴强度在0.35-0.40元/千瓦时。二是弃光限电问题。2017年弃光范围得以控制，限电比例下降，但部分地区限电仍维持较高比例，全额保障性收购小时数难以达到。根据测算，如果实际发电量低于全额保障性收购小时数5%，则影响电价约0.03元/千瓦时。三是可再生能源补贴资金延迟问题。如果不尽快解决资金缺口问题，补贴拖欠的时间有可能在目前拖欠三年左右时间的基础上继续加长。以新建光伏电站为例，在补贴拖欠时间三年且第四年将之前补贴资金一次性补齐的情况下，成本增加约0.03元/千瓦时。四是土地、税收、金融政策问题。其中土地问题最为严重，包括各地方土地政策的不明确和不规范、税费标准执行不统一等；税收政策方面，光伏发电的增值税政策将在2018年底到期，是否持续需要进一步明确，根据测算，光伏发电增值税政策有无对成本的影响为0.03元/千瓦时左右；由于上述政策执行的不到位加大了光伏发电开发的成本和风险，融资难度增大，财务成本增加。此外，对于分布式光伏，还面临着屋顶可利用性、屋顶租赁费用、配电网消纳（如需要增容）尤其是农网薄弱等问题，这些问题直接或间接增加了分布式光伏发电成本，增大了降低补贴的难度。4.光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境光伏发电补贴退坡进程关键在于政策环境，既包括政策创新，也包括既有政策的有效落实，还包括消除现有不合理政策。为了实现2020年光伏发电在销售侧平价上网，以及在2021-2025年之间实现上网侧平价上网，提出以下建议：1、持续实施以竞争方式激励光伏发电降低成本如果维持现有电价定价机制不变（即不考虑煤电的环境成本）并考虑电改下竞价因素影响，其他现有政策不变，单纯依靠光伏发电自身技术进步和产业升级实现补贴退坡目标，预期光伏电站的度电补贴强度可以逐年下降。2020年新建项目度电补贴强度可以2017年基础上降低0.2元/千瓦时左右，达到0.15-0.20元/千瓦时，2023年度电补贴强度可以2020年基础上再降低0.1元/千瓦时左右，补度电贴强度普遍在0.1元/千瓦时以内。为激励光伏产业发展，需要全面推行以竞争方式优化光伏电站建设的时空布局，及时更新促进技术进步和产业升级的电站技术指标和项目开发要求。在达到要求的情况下，通过电价或补贴水平招标选择项目业主，消除项目开发权转让和各种地方性的不合理费用，降低电价或补贴水平。根据招标电价变化和产业发展情况按年度确定光伏发电标杆电价或者度电补贴水平。对于电价水平调整，为减轻抢装潮对产业的负面影响，建议按年度确定调价标准但分期（如分季度）调整电价或度电补贴水平。此外，建议在太阳能资源比较丰富地区，试点无补贴光伏发电基地建设模式。如，部分I类地区的太阳能资源可以在固定支架情况下发电小时数达到1700以上，跟踪支架可达到1800小时以上，在2020年前具备试点建设无补贴光伏发电基地的条件。2、尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易加快实施可再生能源绿色电力证书自愿认购交易制度，尽快推出可再生能源电力配额考核和绿色证书强制交易，近期缓解、中期最终解决可再生能源补贴资金缺口以及限电问题。从现实需求看，绿色证书自愿认购市场对于缓解电价补贴资金缺口问题的作用非常有限，必须尽快推出和实施强制性的配额制度，建立绿色证书约束交易机制和市场。如果2018年能够推出绿色证书强制交易，考虑利用三年左右的时间，通过适宜的政策设计，使绿色证书的价格达到0.05元/千瓦时左右，到2023年再达到0.1元/千瓦时左右，则预期2023年前光伏发电可以在上网侧实现全面平价。3、清除光伏发电政策实施障碍，使光伏发电电价和补贴水平及时反映成本①提升可再生能源发展基金规模以解决近期补贴资金缺口。在绿色证书约束交易市场完全建立、绿色证书收益未能完全覆盖补贴资金缺口之前，根据可再生能源发展规模目标、电价退坡和补贴需求，适度调高可再生能源电价附加标准，加强对自备电厂可再生能源征收力度，提升可再生能源电价附加征收率，扩大可再生能源发展基金规模，弥补补贴资金缺口，尽快解决电价补贴拖欠问题。②制定和完善土地、税收等相关政策，降低光伏发电开发利用的非技术成本。结合光伏发电土地使用的特殊性，细化土地使用政策，明确土地使用类别以及相应的征地补偿、年使用费用标准并规范执行、加强监管，降低土地利用成本。建议将太阳能发电增值税50%即征即退政策确定为长期有效的政策。强化对并网设施建设管理，按照国家规定应由电网完成投资建设的部分，不得要求由开发企业投资，或在开发企业投资建设后，电网企业必须以合理价格回购。鼓励金融机构对风光项目提供优惠贷款政策。表2光伏电站补贴降低路径情景（单位：元/千瓦时） ③建立公平竞争的平台，推进光伏发电参与市场化交易。结合电力体制改革进程，在具备实时电力现货交易市场的地区，建立光伏发电与其他电源同平台竞争机制，增量项目应全电量参与市场竞价，存量项目可全电量参与市场竞价，或超出最低保障收购年利用小时数的部分电量参与市场竞价，电网企业按照电力现货交易市场的实时出清价格结算费用。在没有建立实时电力现货交易市场的地区，鼓励超出最低保障收购年利用小时数的光伏发电电力电量通过市场交易方式消纳。地方政府部门不得对全额保障性收购电量部分确定和执行地方性电价政策。4、创新分布式光伏配电侧消纳和市场交易模式，细化分布式光伏补贴标准，2020年前实现工业用户销售侧平价对于分布式光伏发电，首先鼓励自发自用，余量部分鼓励在配电侧消纳并建立市场化交易模式，一是分布式发电项目与电力用户进行电量直接交易，向电网企业支付“过网费”，交易范围首先就近实现，最大交易范围不超过110千伏变电台区；二是分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电量）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。通过这两种方式，分布式光伏发电电量可以在配电侧基本实现消纳，且基于市场交易获得合理收益。在补贴标准方面，建议尽快细化分布式光伏补贴标准，如果余量部分可以实现上述“转供电”或“代售电”，则2020年前新建工业用户的分布式光伏可以实现平价和补贴退出。即使仍采用现有模式，2020年新建工业用户的分布式光伏补贴水平也可以降低到0.1元/千瓦时以内，如果能够推出强制交易的绿色证书，2020年左右也可以实现平价和补贴退出。表3分布式光伏补贴降低路径情景（单位：元/千瓦时） 对于居民用户分布式光伏（自然人并满足单个项目容量上限要求），考虑我国民用电价水平较低且自发自用比例不高的情况，建议出台专门的补贴标准，即以目前的0.42元/千瓦时度电补贴为基础，依据成本和度电补贴需求，相对缓慢实施补贴退坡。2020年预计居民用户分布式光伏度电补贴需求在0.2-0.3元/千瓦时，2025年可以实现平价和补贴退出，如果居民电价上调，则有望2023年左右实现平价和补贴退出。",光伏系统工程,中国能源报,时?丽,"2017/9/1 8:47:26","光伏补贴 光伏平价上网 光伏市场"
189,"2017-09-18 06:23:37",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083117154996.png,181,"2017-09-18 06:23:37",吉林省2017年新增500MW光伏指标全部用于集中扶贫,2017-08-31,"北极星太阳能光伏网讯:8月29日，吉林省能源局、吉林省扶贫开发领导办公室联合下发了吉能新能联【2017】292号——《关于做好2017年集中式光伏扶贫项目申报工作的通知》（以下简称《通知》）。《通知》要求，2017年国家下达吉林省的500MW新增光伏电站指标将全部用于集中式光伏扶贫电站，由省级分解下达至各县（市、区）统筹安排使用。各县（市、区）采取竞争性比选或招标方式确定项目业主，按国家和省关于光伏扶贫有关规定，落实户数和款项，并与项目业主签订扶贫协议。此外，《吉林省光伏扶贫项目管理办法》预计9月末可正式印发实施。这些新增的光伏扶贫电站如何分配？《通知》给出了五点规定：一、坚持规划引领。按规定编制上报光伏扶贫行动计划（2017—2019年）的35个县（市）列入本次分配范围。二、坚持突出重点。建设规模重点向脱贫任务较重的国家级、省级贫困县及重点贫困村未实施光伏项目的县（市）倾斜。三、坚持公平公正。统筹贫困户、贫困村和贫困程度3项因素，按各地所占比重进行分配。四、坚持统筹兼顾。对本年度申报领跑者基地的地区，在年度建设规模上予以适当调窜，如年内未获国家批准，在明年建设规模上予以等额调增。五、坚持奖优罚劣。对第一批扶贫项目建设进展缓慢的部分县（市），在本次建设规模分配上予以适当的减扣。对于扶贫电站的申报要求和实施方案《通知》也做了详细规定：一、做好集中式扶贫电站申报工作1、采取竞争性方式配置项目。各县（市、区）需按照项目安排规模（附件），综合考虑企业整体实力、项目建设条件、承担扶贫任务等因素，通过招标或优选等方式等额配置集中式光伏扶贫电站项目及开发主体。项目申报规模一律不得超出省下达的总体规模。对上报项目要严格筛选把关，确保落实扶贫相关要求，符合相关用地政策，具备电网接入条件，力争尽早实现并网发电。2、严格执行国家政策和标准。扶贫对象应从建档立卡贫困户中筛选，优先向老弱病残无劳动能力贫困户倾斜。集中式扶贫电站总受益户数与总建设规模的配比关系为每户对应25—30千瓦，要严格按照国家要求执行。在此基础上，鼓励各地不设扶贫标准上限，通过竞争性比选或招标等方式，实现最高的扶贫标准，带动更多的贫困户数。要保障每户受益不低于3000元，期限为20年。建设集中式扶贫电站，要严格按照政府投资入股、按股分成的资产收益模式，原则上政府出资占项目资本金的50%左右。3、按时上报扶贫电站项目信息。各有关县（市、区）务于9月5日前将集中式光伏扶贫电站项目信息，以正式文件形式报送省能源局和扶贫办，投资企业向当地政府递交的扶贫承诺书随文上报。在正式下达全省年度建设实施方案时，各地扶贫部门与投资企业须签订正式扶贫协议书交换实施方案。二、认真编制光伏扶贫实施方案靖宇、大安、通榆、镇赉、龙井、汪清、和龙、安图八个国家级贫困县，要按照国家和省里要求编制本县光伏扶贫实施方案，包括集中式电站和村级扶贫电站。村级扶贫电站应在建档立卡贫困村建设，单体容量控制在300千瓦左右（具备就近接入条件的可放大至500千瓦）。总受益户数与总建设规模的配比关系为每户对应5—7千瓦。务于9月5日前将2017年集中式光伏扶贫电站和2017—2020年计划建设的村级电站扶贫信息，以正式文件形式报送省能源局和扶贫办，经省能源局和省扶贫办汇总后报送国家能源局和国务院扶贫办。《通知》还透露，《吉林省光伏扶贫项目管理办法》预计9月末可正式印发实施，届时各地将严格按照此办法推进落实和监督管理光伏扶贫项目。附件：吉林省2017年光伏扶贫电站建设规模安排表： 原标题:吉林省2017年新增500MW光伏指标全部用于集中扶贫",光伏系统工程,吉林省能源局,,"2017/8/31 17:17:18","光伏扶贫 光伏指标 吉林光伏市场"
190,"2017-09-18 06:23:37",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083117161190.png,181,"2017-09-18 06:23:37",吉林省2017年新增500MW光伏指标全部用于集中扶贫,2017-08-31,"北极星太阳能光伏网讯:8月29日，吉林省能源局、吉林省扶贫开发领导办公室联合下发了吉能新能联【2017】292号——《关于做好2017年集中式光伏扶贫项目申报工作的通知》（以下简称《通知》）。《通知》要求，2017年国家下达吉林省的500MW新增光伏电站指标将全部用于集中式光伏扶贫电站，由省级分解下达至各县（市、区）统筹安排使用。各县（市、区）采取竞争性比选或招标方式确定项目业主，按国家和省关于光伏扶贫有关规定，落实户数和款项，并与项目业主签订扶贫协议。此外，《吉林省光伏扶贫项目管理办法》预计9月末可正式印发实施。这些新增的光伏扶贫电站如何分配？《通知》给出了五点规定：一、坚持规划引领。按规定编制上报光伏扶贫行动计划（2017—2019年）的35个县（市）列入本次分配范围。二、坚持突出重点。建设规模重点向脱贫任务较重的国家级、省级贫困县及重点贫困村未实施光伏项目的县（市）倾斜。三、坚持公平公正。统筹贫困户、贫困村和贫困程度3项因素，按各地所占比重进行分配。四、坚持统筹兼顾。对本年度申报领跑者基地的地区，在年度建设规模上予以适当调窜，如年内未获国家批准，在明年建设规模上予以等额调增。五、坚持奖优罚劣。对第一批扶贫项目建设进展缓慢的部分县（市），在本次建设规模分配上予以适当的减扣。对于扶贫电站的申报要求和实施方案《通知》也做了详细规定：一、做好集中式扶贫电站申报工作1、采取竞争性方式配置项目。各县（市、区）需按照项目安排规模（附件），综合考虑企业整体实力、项目建设条件、承担扶贫任务等因素，通过招标或优选等方式等额配置集中式光伏扶贫电站项目及开发主体。项目申报规模一律不得超出省下达的总体规模。对上报项目要严格筛选把关，确保落实扶贫相关要求，符合相关用地政策，具备电网接入条件，力争尽早实现并网发电。2、严格执行国家政策和标准。扶贫对象应从建档立卡贫困户中筛选，优先向老弱病残无劳动能力贫困户倾斜。集中式扶贫电站总受益户数与总建设规模的配比关系为每户对应25—30千瓦，要严格按照国家要求执行。在此基础上，鼓励各地不设扶贫标准上限，通过竞争性比选或招标等方式，实现最高的扶贫标准，带动更多的贫困户数。要保障每户受益不低于3000元，期限为20年。建设集中式扶贫电站，要严格按照政府投资入股、按股分成的资产收益模式，原则上政府出资占项目资本金的50%左右。3、按时上报扶贫电站项目信息。各有关县（市、区）务于9月5日前将集中式光伏扶贫电站项目信息，以正式文件形式报送省能源局和扶贫办，投资企业向当地政府递交的扶贫承诺书随文上报。在正式下达全省年度建设实施方案时，各地扶贫部门与投资企业须签订正式扶贫协议书交换实施方案。二、认真编制光伏扶贫实施方案靖宇、大安、通榆、镇赉、龙井、汪清、和龙、安图八个国家级贫困县，要按照国家和省里要求编制本县光伏扶贫实施方案，包括集中式电站和村级扶贫电站。村级扶贫电站应在建档立卡贫困村建设，单体容量控制在300千瓦左右（具备就近接入条件的可放大至500千瓦）。总受益户数与总建设规模的配比关系为每户对应5—7千瓦。务于9月5日前将2017年集中式光伏扶贫电站和2017—2020年计划建设的村级电站扶贫信息，以正式文件形式报送省能源局和扶贫办，经省能源局和省扶贫办汇总后报送国家能源局和国务院扶贫办。《通知》还透露，《吉林省光伏扶贫项目管理办法》预计9月末可正式印发实施，届时各地将严格按照此办法推进落实和监督管理光伏扶贫项目。附件：吉林省2017年光伏扶贫电站建设规模安排表： 原标题:吉林省2017年新增500MW光伏指标全部用于集中扶贫",光伏系统工程,吉林省能源局,,"2017/8/31 17:17:18","光伏扶贫 光伏指标 吉林光伏市场"
191,"2017-09-18 06:23:37",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083116451738.jpg,182,"2017-09-18 06:23:37",2017上半年光伏产业回顾与展望,2017-08-31,"北极星太阳能光伏网讯:国家可再生能源中心的数据显示，目前，全国的光伏发电累计装机量已经达到1.01亿千瓦，首次突破一亿千瓦的大关。而对于光伏行业来说，2017年无疑是极为关键的一年，来自弃光限电、补贴拖欠、电价下调、技术进步等各方面的影响，使得这一行业走到了一个关键的十字路口上。历经了多年的高速发展之后，光伏已经成为中国能源系统不可或缺的组成部分。在2017年时间过半之际，我们综合了官方和权威民间机构的光伏行业统计数据，梳理出了中国光伏行业2017年上半年的发展脉络，希望能为业内人士提供一份参考。国家可再生能源中心的数据显示，目前，全国的光伏发电累计装机量已经达到1.01亿千瓦，首次突破一亿千瓦的大关。而对于光伏行业来说，2017年无疑是极为关键的一年，来自弃光限电、补贴拖欠、电价下调、技术进步等各方面的影响，使得这一行业走到了一个关键的十字路口上。在本期报告中，我们对2017年上半年光伏组件和运营环节的企业进行了回顾，同时对其在下半年可能出现的发展态势进行展望。2017年上半年回顾1、组件环节国内市场：630政策影响巨大。由于630政策的存在，2017年的光伏组件行业，很大程度上是在重复2016年的故事。从数据上来看，在一季度，由于中国三北地区气温较低，施工不便，光伏组件的出货量一直不旺，价格也略显低迷，多数企业盈利情况普遍不佳；而在二季度随着630大限接近，市场需求暴增，价格也开始回暖。企业盈利水平有所提升。海外市场：两处明显变化值得注意。一是从总体上来看，无论是硅片、电池片还是组件，中国企业的出口量都维持着高速增长，然而其出口额却明显同比下降，这说明光伏组件的出口是在以量补价，平均外销价格要比去年低的多。二是从局部来看，国际市场结构出现了明显的变化，其中包括美国、德国、日本在内的成熟市场出口额下滑明显，而包括印度、巴西、墨西哥在内的新兴市场则出现了爆发式增长。这主要是由于中国企业已经有不少在成熟市场国家投资建厂，出货量不再走海关统计口径的原因。生产成本：多因素发力，下降明显。在成本方面，光伏组件企业在2017年上半年延续了2016年的发展态势，其生产规模持续扩大，技术不断进步，同时企业的布局也出现了西移的趋势，例如硅料生产环节由于耗能较大，很多企业都将新增的生产基地布局在了西北地区和西南地区，这些地方由于能源资源比较丰富，电费较低。在上述因素的共同作用下，光伏组件的成本持续下降，而这实际上也是支撑组件企业低价出口的一个重要因素。2、运营环节市场综述：分布式光伏呈现爆发式增长。在光伏电站的运营环节，与往年相比，2017年一个最明显的特征就是分布式光伏装机的占比出现了爆发式的增长。数据显示，2016年上半年全国新增光伏装机中分布式占比约10%，而2017年则达到了30%，装机量同比暴增290%。出现这一现象的原因是，随着行业环境的变化，分布式光伏的几大优势正在逐渐凸显出来，具体来看，主要包括三项：一是不受国家指标控制，只需进行备案即可。而集中式电站如果超出国家建设指标规模，就需要该省自行解决补贴资金。二是对电网的冲击较小，被消纳的可能性更大，无需面临限电困境，三是按照政策，分布式光伏补贴的结算周期不能超过两个月，保障了项目的现金流。在这些利好的驱动下，越来越多的社会资本开始将目光投向分布式电站，尤其是户用光伏。分布式光伏：发展空间大，发展速度快，但隐患重重。对于那些前往中东部地区投资分布式光伏电站的企业来说，他们虽然免去了西部地区弃光限电的烦恼，但同时也要面对东部地区光伏投资的特有问题，也就是复杂的开发条件。一般来说，在集中电站集中光伏电站的开发方面，土地成本并不是一个特别重要的指标。但在分布式光伏方面，我们发现这一费用却有大幅上升的趋势，数据显示，在主要的光伏开发国家中，土地费用在光伏的度电成本中只占大约1分钱，而中国东部地区的分布式项目则为2到3分钱，这一方面是由于东部人口稠密，地价相对昂贵，同时也是由于可以用来安装光伏板的土地和屋顶产权关系比较复杂的原因。电价：绿色证书替代补贴的效果低于预期。在过去的一年间，可再生能源的补贴措施并没有实质性的变化，这导致补贴拖欠的情况也变得更为严峻，直接使得绿能宝等主打光伏融资业务的公司出现了兑付危机。尽管国家能源局希望以绿色证书来代替新能源补贴，但从实际情况来看，效果并不尽人意。数据显示，自2017年7月1日绿色证书正式申购以来，在半个月的时间里，绿色证书的销售收入不到200万元，而目前可再生能源补贴的资金缺口高达数百亿元，远远无法满足现实需求。弃光率：西北地区情况好转明显。在有关部门对弃光地区装机规模的严格控制，以及电网公司的积极推动之下，与2016年相比，中国三北地区的弃光情况已有所改善。数据显示，西北五省的弃光率同比下降4.2个百分点，其中新疆、甘肃、宁夏等地的情况都有明显好转。值得注意的是，尽管国家电网公司对各个省公司已经下达了硬性的新能源消纳指标，并将其纳入了绩效考核，但除了国家电网之外，目前中国还存在着不少当地的电网企业，由于这些企业由地方政府管理，因此并不受相关的绩效考核约束。以陕西省为例，该省可再生能源消纳比例位居全国倒数第一，尽管西北电网架结构相对较好，但由于该省下属的陕西地电对地方煤电有保护倾向，结果直接导致陕西省的弃光率从2016年的1.7%直接上升到2017年上半年的9.7%。2017年下半年展望1）组件环节国内市场：新兴需求有望接棒集中式电站。在2016年的630政策之后，由于抢装占用了运营企业较多的现金，给公司带来了极大的资金压力，因此2016年下半年，光伏组件的需求坍缩，价格一度崩盘，而今年的政策节奏与2016年比较相似，但与去年不同的是，除了集中式电站之外，包括领跑者、光伏扶贫、户用分布式等在内的市场也在发展壮大，而光伏组件的需求增速能否进行平稳换挡，很大程度上取决于这些新兴的市场力量，以及相关政策的走向。海外市场：贸易壁垒风险仍需提防。从基本面上来看，光伏行业在国际市场上的发展潜力十分巨大。《巴黎协定》的批准为全球光伏市场发展奠定了坚实基调,而全球能源的需求也呈现出去中心化的态势，新兴的市场亦开始规模化的发展，然而，由于一系列因素，在2017年上半年，不少欧、美、日光伏组件企业因经营不善接连倒闭，出于对出于对本国光伏组件企业利益的考虑，上述地区和国家的政府纷纷启动了相关的保护程序，以阻止包括中国在内的光伏组件企业进入该国市场。有评论认为，本次光伏贸易战的波及范围与激烈程度甚于2012年的双反，在国内下半年市场增长潜力有限的情况下，国际市场生变，对于中国光伏组件企业而言无疑是一个重大的挑战。生产成本：业绩增长将助力组件成本继续下行。在2016年上半年回顾中我们曾经提到，在现阶段，光伏组件的成本下降动力主要来源于以下几点：一是规模经济效益，二是技术的发展，三是管理经验的积累，四是产能布局的优化。在这其中，第一点和第二点都需要良好业绩的支撑，从而为企业提供足够的市场容量和研发资金。尽管存在一些不确定因素，但从整体上来看，光伏组件生产成本的下降趋势不可阻挡，只是一个速度快慢的问题。2）运营环节分布式光伏的行业标准或将更加完善。分布式光伏的迅猛发展，给一度处于困境中的光伏企业带来了一些转机，不过，由于发展过于迅速，分布式光伏目前也出现了一些亟待规范的现象。例如部分产品质量存在较大问题，设计安装不够规范合理，后续保修服务跟不上等，我们认为，有关部门接下来大几率将会对分布式光伏进行出台规范政策，而相关的行业组织也会出制定相应的行业标准，这将使得分布式光伏行业出现一轮洗牌，届时产业链上一批不够规范的企业很可能被清洗出局。可再生能源附加费提升可能性不大。目前，给实体企业降成本已经成为中央政府的硬性要求之一。在这样的情况下，如果想要兼顾可再生能源附加费上涨与终端电价下调，只有一种可能，那就是削减电价中其他的各类基金，同时上调可再生能源附加费。这样的话，才能两者兼顾，同时舆论压力最小。然而，从近期发布的文件中我们可以看到，虽然政府取消了电价中的城市公用事业附加，同时压缩了大中型水利建设基金，但可再生能源附加费并没有同时上调。在这样的情况下，如果有关部门还想上调可再生能源附加，无疑要面对着较大的压力。外加燃煤标杆电价最近也实现了上涨，由此来看，可再生能源附加费上调的最好时机已经被错过，下半年出现变化的可能性不大。绿色证书制度亟待进行调整。对包括光伏在内的可再生能源电站而言，绿色证书是目前最成熟，也最具可行性的制度。但现行的政策并不利于绿色证书的推广：首先，对于有意向购买绿色证书的用户来说，目前绿色证书的申购流程相对麻烦，购买者需要登录平台，同时进行注册，操作流程不够简便。其次，对于绿色证书的潜在用户而言，当下的政策并没有强制规定要认购绿证，因此对其而言，购买绿色电力并不是一种刚需。然而，鉴于目前可再生能源的补贴缺口在不断扩大，所以，对绿色证书政策进行调整，以使得能够承担得起填补补贴缺口的责任就显得十分必要，具体的切入点主要来自于两个方面，一是简化绿色证书的购买流程。二是推进强制（或半强制）的购买配额。",光伏系统工程,能源杂志,"孙航 李帅","2017/8/31 16:47:57","光伏产业 光伏发电 光伏市场"
192,"2017-09-18 06:23:37",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083116452537.jpg,182,"2017-09-18 06:23:37",2017上半年光伏产业回顾与展望,2017-08-31,"北极星太阳能光伏网讯:国家可再生能源中心的数据显示，目前，全国的光伏发电累计装机量已经达到1.01亿千瓦，首次突破一亿千瓦的大关。而对于光伏行业来说，2017年无疑是极为关键的一年，来自弃光限电、补贴拖欠、电价下调、技术进步等各方面的影响，使得这一行业走到了一个关键的十字路口上。历经了多年的高速发展之后，光伏已经成为中国能源系统不可或缺的组成部分。在2017年时间过半之际，我们综合了官方和权威民间机构的光伏行业统计数据，梳理出了中国光伏行业2017年上半年的发展脉络，希望能为业内人士提供一份参考。国家可再生能源中心的数据显示，目前，全国的光伏发电累计装机量已经达到1.01亿千瓦，首次突破一亿千瓦的大关。而对于光伏行业来说，2017年无疑是极为关键的一年，来自弃光限电、补贴拖欠、电价下调、技术进步等各方面的影响，使得这一行业走到了一个关键的十字路口上。在本期报告中，我们对2017年上半年光伏组件和运营环节的企业进行了回顾，同时对其在下半年可能出现的发展态势进行展望。2017年上半年回顾1、组件环节国内市场：630政策影响巨大。由于630政策的存在，2017年的光伏组件行业，很大程度上是在重复2016年的故事。从数据上来看，在一季度，由于中国三北地区气温较低，施工不便，光伏组件的出货量一直不旺，价格也略显低迷，多数企业盈利情况普遍不佳；而在二季度随着630大限接近，市场需求暴增，价格也开始回暖。企业盈利水平有所提升。海外市场：两处明显变化值得注意。一是从总体上来看，无论是硅片、电池片还是组件，中国企业的出口量都维持着高速增长，然而其出口额却明显同比下降，这说明光伏组件的出口是在以量补价，平均外销价格要比去年低的多。二是从局部来看，国际市场结构出现了明显的变化，其中包括美国、德国、日本在内的成熟市场出口额下滑明显，而包括印度、巴西、墨西哥在内的新兴市场则出现了爆发式增长。这主要是由于中国企业已经有不少在成熟市场国家投资建厂，出货量不再走海关统计口径的原因。生产成本：多因素发力，下降明显。在成本方面，光伏组件企业在2017年上半年延续了2016年的发展态势，其生产规模持续扩大，技术不断进步，同时企业的布局也出现了西移的趋势，例如硅料生产环节由于耗能较大，很多企业都将新增的生产基地布局在了西北地区和西南地区，这些地方由于能源资源比较丰富，电费较低。在上述因素的共同作用下，光伏组件的成本持续下降，而这实际上也是支撑组件企业低价出口的一个重要因素。2、运营环节市场综述：分布式光伏呈现爆发式增长。在光伏电站的运营环节，与往年相比，2017年一个最明显的特征就是分布式光伏装机的占比出现了爆发式的增长。数据显示，2016年上半年全国新增光伏装机中分布式占比约10%，而2017年则达到了30%，装机量同比暴增290%。出现这一现象的原因是，随着行业环境的变化，分布式光伏的几大优势正在逐渐凸显出来，具体来看，主要包括三项：一是不受国家指标控制，只需进行备案即可。而集中式电站如果超出国家建设指标规模，就需要该省自行解决补贴资金。二是对电网的冲击较小，被消纳的可能性更大，无需面临限电困境，三是按照政策，分布式光伏补贴的结算周期不能超过两个月，保障了项目的现金流。在这些利好的驱动下，越来越多的社会资本开始将目光投向分布式电站，尤其是户用光伏。分布式光伏：发展空间大，发展速度快，但隐患重重。对于那些前往中东部地区投资分布式光伏电站的企业来说，他们虽然免去了西部地区弃光限电的烦恼，但同时也要面对东部地区光伏投资的特有问题，也就是复杂的开发条件。一般来说，在集中电站集中光伏电站的开发方面，土地成本并不是一个特别重要的指标。但在分布式光伏方面，我们发现这一费用却有大幅上升的趋势，数据显示，在主要的光伏开发国家中，土地费用在光伏的度电成本中只占大约1分钱，而中国东部地区的分布式项目则为2到3分钱，这一方面是由于东部人口稠密，地价相对昂贵，同时也是由于可以用来安装光伏板的土地和屋顶产权关系比较复杂的原因。电价：绿色证书替代补贴的效果低于预期。在过去的一年间，可再生能源的补贴措施并没有实质性的变化，这导致补贴拖欠的情况也变得更为严峻，直接使得绿能宝等主打光伏融资业务的公司出现了兑付危机。尽管国家能源局希望以绿色证书来代替新能源补贴，但从实际情况来看，效果并不尽人意。数据显示，自2017年7月1日绿色证书正式申购以来，在半个月的时间里，绿色证书的销售收入不到200万元，而目前可再生能源补贴的资金缺口高达数百亿元，远远无法满足现实需求。弃光率：西北地区情况好转明显。在有关部门对弃光地区装机规模的严格控制，以及电网公司的积极推动之下，与2016年相比，中国三北地区的弃光情况已有所改善。数据显示，西北五省的弃光率同比下降4.2个百分点，其中新疆、甘肃、宁夏等地的情况都有明显好转。值得注意的是，尽管国家电网公司对各个省公司已经下达了硬性的新能源消纳指标，并将其纳入了绩效考核，但除了国家电网之外，目前中国还存在着不少当地的电网企业，由于这些企业由地方政府管理，因此并不受相关的绩效考核约束。以陕西省为例，该省可再生能源消纳比例位居全国倒数第一，尽管西北电网架结构相对较好，但由于该省下属的陕西地电对地方煤电有保护倾向，结果直接导致陕西省的弃光率从2016年的1.7%直接上升到2017年上半年的9.7%。2017年下半年展望1）组件环节国内市场：新兴需求有望接棒集中式电站。在2016年的630政策之后，由于抢装占用了运营企业较多的现金，给公司带来了极大的资金压力，因此2016年下半年，光伏组件的需求坍缩，价格一度崩盘，而今年的政策节奏与2016年比较相似，但与去年不同的是，除了集中式电站之外，包括领跑者、光伏扶贫、户用分布式等在内的市场也在发展壮大，而光伏组件的需求增速能否进行平稳换挡，很大程度上取决于这些新兴的市场力量，以及相关政策的走向。海外市场：贸易壁垒风险仍需提防。从基本面上来看，光伏行业在国际市场上的发展潜力十分巨大。《巴黎协定》的批准为全球光伏市场发展奠定了坚实基调,而全球能源的需求也呈现出去中心化的态势，新兴的市场亦开始规模化的发展，然而，由于一系列因素，在2017年上半年，不少欧、美、日光伏组件企业因经营不善接连倒闭，出于对出于对本国光伏组件企业利益的考虑，上述地区和国家的政府纷纷启动了相关的保护程序，以阻止包括中国在内的光伏组件企业进入该国市场。有评论认为，本次光伏贸易战的波及范围与激烈程度甚于2012年的双反，在国内下半年市场增长潜力有限的情况下，国际市场生变，对于中国光伏组件企业而言无疑是一个重大的挑战。生产成本：业绩增长将助力组件成本继续下行。在2016年上半年回顾中我们曾经提到，在现阶段，光伏组件的成本下降动力主要来源于以下几点：一是规模经济效益，二是技术的发展，三是管理经验的积累，四是产能布局的优化。在这其中，第一点和第二点都需要良好业绩的支撑，从而为企业提供足够的市场容量和研发资金。尽管存在一些不确定因素，但从整体上来看，光伏组件生产成本的下降趋势不可阻挡，只是一个速度快慢的问题。2）运营环节分布式光伏的行业标准或将更加完善。分布式光伏的迅猛发展，给一度处于困境中的光伏企业带来了一些转机，不过，由于发展过于迅速，分布式光伏目前也出现了一些亟待规范的现象。例如部分产品质量存在较大问题，设计安装不够规范合理，后续保修服务跟不上等，我们认为，有关部门接下来大几率将会对分布式光伏进行出台规范政策，而相关的行业组织也会出制定相应的行业标准，这将使得分布式光伏行业出现一轮洗牌，届时产业链上一批不够规范的企业很可能被清洗出局。可再生能源附加费提升可能性不大。目前，给实体企业降成本已经成为中央政府的硬性要求之一。在这样的情况下，如果想要兼顾可再生能源附加费上涨与终端电价下调，只有一种可能，那就是削减电价中其他的各类基金，同时上调可再生能源附加费。这样的话，才能两者兼顾，同时舆论压力最小。然而，从近期发布的文件中我们可以看到，虽然政府取消了电价中的城市公用事业附加，同时压缩了大中型水利建设基金，但可再生能源附加费并没有同时上调。在这样的情况下，如果有关部门还想上调可再生能源附加，无疑要面对着较大的压力。外加燃煤标杆电价最近也实现了上涨，由此来看，可再生能源附加费上调的最好时机已经被错过，下半年出现变化的可能性不大。绿色证书制度亟待进行调整。对包括光伏在内的可再生能源电站而言，绿色证书是目前最成熟，也最具可行性的制度。但现行的政策并不利于绿色证书的推广：首先，对于有意向购买绿色证书的用户来说，目前绿色证书的申购流程相对麻烦，购买者需要登录平台，同时进行注册，操作流程不够简便。其次，对于绿色证书的潜在用户而言，当下的政策并没有强制规定要认购绿证，因此对其而言，购买绿色电力并不是一种刚需。然而，鉴于目前可再生能源的补贴缺口在不断扩大，所以，对绿色证书政策进行调整，以使得能够承担得起填补补贴缺口的责任就显得十分必要，具体的切入点主要来自于两个方面，一是简化绿色证书的购买流程。二是推进强制（或半强制）的购买配额。",光伏系统工程,能源杂志,"孙航 李帅","2017/8/31 16:47:57","光伏产业 光伏发电 光伏市场"
193,"2017-09-18 06:23:37",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083116454779.jpg,182,"2017-09-18 06:23:37",2017上半年光伏产业回顾与展望,2017-08-31,"北极星太阳能光伏网讯:国家可再生能源中心的数据显示，目前，全国的光伏发电累计装机量已经达到1.01亿千瓦，首次突破一亿千瓦的大关。而对于光伏行业来说，2017年无疑是极为关键的一年，来自弃光限电、补贴拖欠、电价下调、技术进步等各方面的影响，使得这一行业走到了一个关键的十字路口上。历经了多年的高速发展之后，光伏已经成为中国能源系统不可或缺的组成部分。在2017年时间过半之际，我们综合了官方和权威民间机构的光伏行业统计数据，梳理出了中国光伏行业2017年上半年的发展脉络，希望能为业内人士提供一份参考。国家可再生能源中心的数据显示，目前，全国的光伏发电累计装机量已经达到1.01亿千瓦，首次突破一亿千瓦的大关。而对于光伏行业来说，2017年无疑是极为关键的一年，来自弃光限电、补贴拖欠、电价下调、技术进步等各方面的影响，使得这一行业走到了一个关键的十字路口上。在本期报告中，我们对2017年上半年光伏组件和运营环节的企业进行了回顾，同时对其在下半年可能出现的发展态势进行展望。2017年上半年回顾1、组件环节国内市场：630政策影响巨大。由于630政策的存在，2017年的光伏组件行业，很大程度上是在重复2016年的故事。从数据上来看，在一季度，由于中国三北地区气温较低，施工不便，光伏组件的出货量一直不旺，价格也略显低迷，多数企业盈利情况普遍不佳；而在二季度随着630大限接近，市场需求暴增，价格也开始回暖。企业盈利水平有所提升。海外市场：两处明显变化值得注意。一是从总体上来看，无论是硅片、电池片还是组件，中国企业的出口量都维持着高速增长，然而其出口额却明显同比下降，这说明光伏组件的出口是在以量补价，平均外销价格要比去年低的多。二是从局部来看，国际市场结构出现了明显的变化，其中包括美国、德国、日本在内的成熟市场出口额下滑明显，而包括印度、巴西、墨西哥在内的新兴市场则出现了爆发式增长。这主要是由于中国企业已经有不少在成熟市场国家投资建厂，出货量不再走海关统计口径的原因。生产成本：多因素发力，下降明显。在成本方面，光伏组件企业在2017年上半年延续了2016年的发展态势，其生产规模持续扩大，技术不断进步，同时企业的布局也出现了西移的趋势，例如硅料生产环节由于耗能较大，很多企业都将新增的生产基地布局在了西北地区和西南地区，这些地方由于能源资源比较丰富，电费较低。在上述因素的共同作用下，光伏组件的成本持续下降，而这实际上也是支撑组件企业低价出口的一个重要因素。2、运营环节市场综述：分布式光伏呈现爆发式增长。在光伏电站的运营环节，与往年相比，2017年一个最明显的特征就是分布式光伏装机的占比出现了爆发式的增长。数据显示，2016年上半年全国新增光伏装机中分布式占比约10%，而2017年则达到了30%，装机量同比暴增290%。出现这一现象的原因是，随着行业环境的变化，分布式光伏的几大优势正在逐渐凸显出来，具体来看，主要包括三项：一是不受国家指标控制，只需进行备案即可。而集中式电站如果超出国家建设指标规模，就需要该省自行解决补贴资金。二是对电网的冲击较小，被消纳的可能性更大，无需面临限电困境，三是按照政策，分布式光伏补贴的结算周期不能超过两个月，保障了项目的现金流。在这些利好的驱动下，越来越多的社会资本开始将目光投向分布式电站，尤其是户用光伏。分布式光伏：发展空间大，发展速度快，但隐患重重。对于那些前往中东部地区投资分布式光伏电站的企业来说，他们虽然免去了西部地区弃光限电的烦恼，但同时也要面对东部地区光伏投资的特有问题，也就是复杂的开发条件。一般来说，在集中电站集中光伏电站的开发方面，土地成本并不是一个特别重要的指标。但在分布式光伏方面，我们发现这一费用却有大幅上升的趋势，数据显示，在主要的光伏开发国家中，土地费用在光伏的度电成本中只占大约1分钱，而中国东部地区的分布式项目则为2到3分钱，这一方面是由于东部人口稠密，地价相对昂贵，同时也是由于可以用来安装光伏板的土地和屋顶产权关系比较复杂的原因。电价：绿色证书替代补贴的效果低于预期。在过去的一年间，可再生能源的补贴措施并没有实质性的变化，这导致补贴拖欠的情况也变得更为严峻，直接使得绿能宝等主打光伏融资业务的公司出现了兑付危机。尽管国家能源局希望以绿色证书来代替新能源补贴，但从实际情况来看，效果并不尽人意。数据显示，自2017年7月1日绿色证书正式申购以来，在半个月的时间里，绿色证书的销售收入不到200万元，而目前可再生能源补贴的资金缺口高达数百亿元，远远无法满足现实需求。弃光率：西北地区情况好转明显。在有关部门对弃光地区装机规模的严格控制，以及电网公司的积极推动之下，与2016年相比，中国三北地区的弃光情况已有所改善。数据显示，西北五省的弃光率同比下降4.2个百分点，其中新疆、甘肃、宁夏等地的情况都有明显好转。值得注意的是，尽管国家电网公司对各个省公司已经下达了硬性的新能源消纳指标，并将其纳入了绩效考核，但除了国家电网之外，目前中国还存在着不少当地的电网企业，由于这些企业由地方政府管理，因此并不受相关的绩效考核约束。以陕西省为例，该省可再生能源消纳比例位居全国倒数第一，尽管西北电网架结构相对较好，但由于该省下属的陕西地电对地方煤电有保护倾向，结果直接导致陕西省的弃光率从2016年的1.7%直接上升到2017年上半年的9.7%。2017年下半年展望1）组件环节国内市场：新兴需求有望接棒集中式电站。在2016年的630政策之后，由于抢装占用了运营企业较多的现金，给公司带来了极大的资金压力，因此2016年下半年，光伏组件的需求坍缩，价格一度崩盘，而今年的政策节奏与2016年比较相似，但与去年不同的是，除了集中式电站之外，包括领跑者、光伏扶贫、户用分布式等在内的市场也在发展壮大，而光伏组件的需求增速能否进行平稳换挡，很大程度上取决于这些新兴的市场力量，以及相关政策的走向。海外市场：贸易壁垒风险仍需提防。从基本面上来看，光伏行业在国际市场上的发展潜力十分巨大。《巴黎协定》的批准为全球光伏市场发展奠定了坚实基调,而全球能源的需求也呈现出去中心化的态势，新兴的市场亦开始规模化的发展，然而，由于一系列因素，在2017年上半年，不少欧、美、日光伏组件企业因经营不善接连倒闭，出于对出于对本国光伏组件企业利益的考虑，上述地区和国家的政府纷纷启动了相关的保护程序，以阻止包括中国在内的光伏组件企业进入该国市场。有评论认为，本次光伏贸易战的波及范围与激烈程度甚于2012年的双反，在国内下半年市场增长潜力有限的情况下，国际市场生变，对于中国光伏组件企业而言无疑是一个重大的挑战。生产成本：业绩增长将助力组件成本继续下行。在2016年上半年回顾中我们曾经提到，在现阶段，光伏组件的成本下降动力主要来源于以下几点：一是规模经济效益，二是技术的发展，三是管理经验的积累，四是产能布局的优化。在这其中，第一点和第二点都需要良好业绩的支撑，从而为企业提供足够的市场容量和研发资金。尽管存在一些不确定因素，但从整体上来看，光伏组件生产成本的下降趋势不可阻挡，只是一个速度快慢的问题。2）运营环节分布式光伏的行业标准或将更加完善。分布式光伏的迅猛发展，给一度处于困境中的光伏企业带来了一些转机，不过，由于发展过于迅速，分布式光伏目前也出现了一些亟待规范的现象。例如部分产品质量存在较大问题，设计安装不够规范合理，后续保修服务跟不上等，我们认为，有关部门接下来大几率将会对分布式光伏进行出台规范政策，而相关的行业组织也会出制定相应的行业标准，这将使得分布式光伏行业出现一轮洗牌，届时产业链上一批不够规范的企业很可能被清洗出局。可再生能源附加费提升可能性不大。目前，给实体企业降成本已经成为中央政府的硬性要求之一。在这样的情况下，如果想要兼顾可再生能源附加费上涨与终端电价下调，只有一种可能，那就是削减电价中其他的各类基金，同时上调可再生能源附加费。这样的话，才能两者兼顾，同时舆论压力最小。然而，从近期发布的文件中我们可以看到，虽然政府取消了电价中的城市公用事业附加，同时压缩了大中型水利建设基金，但可再生能源附加费并没有同时上调。在这样的情况下，如果有关部门还想上调可再生能源附加，无疑要面对着较大的压力。外加燃煤标杆电价最近也实现了上涨，由此来看，可再生能源附加费上调的最好时机已经被错过，下半年出现变化的可能性不大。绿色证书制度亟待进行调整。对包括光伏在内的可再生能源电站而言，绿色证书是目前最成熟，也最具可行性的制度。但现行的政策并不利于绿色证书的推广：首先，对于有意向购买绿色证书的用户来说，目前绿色证书的申购流程相对麻烦，购买者需要登录平台，同时进行注册，操作流程不够简便。其次，对于绿色证书的潜在用户而言，当下的政策并没有强制规定要认购绿证，因此对其而言，购买绿色电力并不是一种刚需。然而，鉴于目前可再生能源的补贴缺口在不断扩大，所以，对绿色证书政策进行调整，以使得能够承担得起填补补贴缺口的责任就显得十分必要，具体的切入点主要来自于两个方面，一是简化绿色证书的购买流程。二是推进强制（或半强制）的购买配额。",光伏系统工程,能源杂志,"孙航 李帅","2017/8/31 16:47:57","光伏产业 光伏发电 光伏市场"
194,"2017-09-18 06:23:37",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083116463619.JPG,182,"2017-09-18 06:23:37",2017上半年光伏产业回顾与展望,2017-08-31,"北极星太阳能光伏网讯:国家可再生能源中心的数据显示，目前，全国的光伏发电累计装机量已经达到1.01亿千瓦，首次突破一亿千瓦的大关。而对于光伏行业来说，2017年无疑是极为关键的一年，来自弃光限电、补贴拖欠、电价下调、技术进步等各方面的影响，使得这一行业走到了一个关键的十字路口上。历经了多年的高速发展之后，光伏已经成为中国能源系统不可或缺的组成部分。在2017年时间过半之际，我们综合了官方和权威民间机构的光伏行业统计数据，梳理出了中国光伏行业2017年上半年的发展脉络，希望能为业内人士提供一份参考。国家可再生能源中心的数据显示，目前，全国的光伏发电累计装机量已经达到1.01亿千瓦，首次突破一亿千瓦的大关。而对于光伏行业来说，2017年无疑是极为关键的一年，来自弃光限电、补贴拖欠、电价下调、技术进步等各方面的影响，使得这一行业走到了一个关键的十字路口上。在本期报告中，我们对2017年上半年光伏组件和运营环节的企业进行了回顾，同时对其在下半年可能出现的发展态势进行展望。2017年上半年回顾1、组件环节国内市场：630政策影响巨大。由于630政策的存在，2017年的光伏组件行业，很大程度上是在重复2016年的故事。从数据上来看，在一季度，由于中国三北地区气温较低，施工不便，光伏组件的出货量一直不旺，价格也略显低迷，多数企业盈利情况普遍不佳；而在二季度随着630大限接近，市场需求暴增，价格也开始回暖。企业盈利水平有所提升。海外市场：两处明显变化值得注意。一是从总体上来看，无论是硅片、电池片还是组件，中国企业的出口量都维持着高速增长，然而其出口额却明显同比下降，这说明光伏组件的出口是在以量补价，平均外销价格要比去年低的多。二是从局部来看，国际市场结构出现了明显的变化，其中包括美国、德国、日本在内的成熟市场出口额下滑明显，而包括印度、巴西、墨西哥在内的新兴市场则出现了爆发式增长。这主要是由于中国企业已经有不少在成熟市场国家投资建厂，出货量不再走海关统计口径的原因。生产成本：多因素发力，下降明显。在成本方面，光伏组件企业在2017年上半年延续了2016年的发展态势，其生产规模持续扩大，技术不断进步，同时企业的布局也出现了西移的趋势，例如硅料生产环节由于耗能较大，很多企业都将新增的生产基地布局在了西北地区和西南地区，这些地方由于能源资源比较丰富，电费较低。在上述因素的共同作用下，光伏组件的成本持续下降，而这实际上也是支撑组件企业低价出口的一个重要因素。2、运营环节市场综述：分布式光伏呈现爆发式增长。在光伏电站的运营环节，与往年相比，2017年一个最明显的特征就是分布式光伏装机的占比出现了爆发式的增长。数据显示，2016年上半年全国新增光伏装机中分布式占比约10%，而2017年则达到了30%，装机量同比暴增290%。出现这一现象的原因是，随着行业环境的变化，分布式光伏的几大优势正在逐渐凸显出来，具体来看，主要包括三项：一是不受国家指标控制，只需进行备案即可。而集中式电站如果超出国家建设指标规模，就需要该省自行解决补贴资金。二是对电网的冲击较小，被消纳的可能性更大，无需面临限电困境，三是按照政策，分布式光伏补贴的结算周期不能超过两个月，保障了项目的现金流。在这些利好的驱动下，越来越多的社会资本开始将目光投向分布式电站，尤其是户用光伏。分布式光伏：发展空间大，发展速度快，但隐患重重。对于那些前往中东部地区投资分布式光伏电站的企业来说，他们虽然免去了西部地区弃光限电的烦恼，但同时也要面对东部地区光伏投资的特有问题，也就是复杂的开发条件。一般来说，在集中电站集中光伏电站的开发方面，土地成本并不是一个特别重要的指标。但在分布式光伏方面，我们发现这一费用却有大幅上升的趋势，数据显示，在主要的光伏开发国家中，土地费用在光伏的度电成本中只占大约1分钱，而中国东部地区的分布式项目则为2到3分钱，这一方面是由于东部人口稠密，地价相对昂贵，同时也是由于可以用来安装光伏板的土地和屋顶产权关系比较复杂的原因。电价：绿色证书替代补贴的效果低于预期。在过去的一年间，可再生能源的补贴措施并没有实质性的变化，这导致补贴拖欠的情况也变得更为严峻，直接使得绿能宝等主打光伏融资业务的公司出现了兑付危机。尽管国家能源局希望以绿色证书来代替新能源补贴，但从实际情况来看，效果并不尽人意。数据显示，自2017年7月1日绿色证书正式申购以来，在半个月的时间里，绿色证书的销售收入不到200万元，而目前可再生能源补贴的资金缺口高达数百亿元，远远无法满足现实需求。弃光率：西北地区情况好转明显。在有关部门对弃光地区装机规模的严格控制，以及电网公司的积极推动之下，与2016年相比，中国三北地区的弃光情况已有所改善。数据显示，西北五省的弃光率同比下降4.2个百分点，其中新疆、甘肃、宁夏等地的情况都有明显好转。值得注意的是，尽管国家电网公司对各个省公司已经下达了硬性的新能源消纳指标，并将其纳入了绩效考核，但除了国家电网之外，目前中国还存在着不少当地的电网企业，由于这些企业由地方政府管理，因此并不受相关的绩效考核约束。以陕西省为例，该省可再生能源消纳比例位居全国倒数第一，尽管西北电网架结构相对较好，但由于该省下属的陕西地电对地方煤电有保护倾向，结果直接导致陕西省的弃光率从2016年的1.7%直接上升到2017年上半年的9.7%。2017年下半年展望1）组件环节国内市场：新兴需求有望接棒集中式电站。在2016年的630政策之后，由于抢装占用了运营企业较多的现金，给公司带来了极大的资金压力，因此2016年下半年，光伏组件的需求坍缩，价格一度崩盘，而今年的政策节奏与2016年比较相似，但与去年不同的是，除了集中式电站之外，包括领跑者、光伏扶贫、户用分布式等在内的市场也在发展壮大，而光伏组件的需求增速能否进行平稳换挡，很大程度上取决于这些新兴的市场力量，以及相关政策的走向。海外市场：贸易壁垒风险仍需提防。从基本面上来看，光伏行业在国际市场上的发展潜力十分巨大。《巴黎协定》的批准为全球光伏市场发展奠定了坚实基调,而全球能源的需求也呈现出去中心化的态势，新兴的市场亦开始规模化的发展，然而，由于一系列因素，在2017年上半年，不少欧、美、日光伏组件企业因经营不善接连倒闭，出于对出于对本国光伏组件企业利益的考虑，上述地区和国家的政府纷纷启动了相关的保护程序，以阻止包括中国在内的光伏组件企业进入该国市场。有评论认为，本次光伏贸易战的波及范围与激烈程度甚于2012年的双反，在国内下半年市场增长潜力有限的情况下，国际市场生变，对于中国光伏组件企业而言无疑是一个重大的挑战。生产成本：业绩增长将助力组件成本继续下行。在2016年上半年回顾中我们曾经提到，在现阶段，光伏组件的成本下降动力主要来源于以下几点：一是规模经济效益，二是技术的发展，三是管理经验的积累，四是产能布局的优化。在这其中，第一点和第二点都需要良好业绩的支撑，从而为企业提供足够的市场容量和研发资金。尽管存在一些不确定因素，但从整体上来看，光伏组件生产成本的下降趋势不可阻挡，只是一个速度快慢的问题。2）运营环节分布式光伏的行业标准或将更加完善。分布式光伏的迅猛发展，给一度处于困境中的光伏企业带来了一些转机，不过，由于发展过于迅速，分布式光伏目前也出现了一些亟待规范的现象。例如部分产品质量存在较大问题，设计安装不够规范合理，后续保修服务跟不上等，我们认为，有关部门接下来大几率将会对分布式光伏进行出台规范政策，而相关的行业组织也会出制定相应的行业标准，这将使得分布式光伏行业出现一轮洗牌，届时产业链上一批不够规范的企业很可能被清洗出局。可再生能源附加费提升可能性不大。目前，给实体企业降成本已经成为中央政府的硬性要求之一。在这样的情况下，如果想要兼顾可再生能源附加费上涨与终端电价下调，只有一种可能，那就是削减电价中其他的各类基金，同时上调可再生能源附加费。这样的话，才能两者兼顾，同时舆论压力最小。然而，从近期发布的文件中我们可以看到，虽然政府取消了电价中的城市公用事业附加，同时压缩了大中型水利建设基金，但可再生能源附加费并没有同时上调。在这样的情况下，如果有关部门还想上调可再生能源附加，无疑要面对着较大的压力。外加燃煤标杆电价最近也实现了上涨，由此来看，可再生能源附加费上调的最好时机已经被错过，下半年出现变化的可能性不大。绿色证书制度亟待进行调整。对包括光伏在内的可再生能源电站而言，绿色证书是目前最成熟，也最具可行性的制度。但现行的政策并不利于绿色证书的推广：首先，对于有意向购买绿色证书的用户来说，目前绿色证书的申购流程相对麻烦，购买者需要登录平台，同时进行注册，操作流程不够简便。其次，对于绿色证书的潜在用户而言，当下的政策并没有强制规定要认购绿证，因此对其而言，购买绿色电力并不是一种刚需。然而，鉴于目前可再生能源的补贴缺口在不断扩大，所以，对绿色证书政策进行调整，以使得能够承担得起填补补贴缺口的责任就显得十分必要，具体的切入点主要来自于两个方面，一是简化绿色证书的购买流程。二是推进强制（或半强制）的购买配额。",光伏系统工程,能源杂志,"孙航 李帅","2017/8/31 16:47:57","光伏产业 光伏发电 光伏市场"
195,"2017-09-18 06:23:37",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083116461120.jpg,182,"2017-09-18 06:23:37",2017上半年光伏产业回顾与展望,2017-08-31,"北极星太阳能光伏网讯:国家可再生能源中心的数据显示，目前，全国的光伏发电累计装机量已经达到1.01亿千瓦，首次突破一亿千瓦的大关。而对于光伏行业来说，2017年无疑是极为关键的一年，来自弃光限电、补贴拖欠、电价下调、技术进步等各方面的影响，使得这一行业走到了一个关键的十字路口上。历经了多年的高速发展之后，光伏已经成为中国能源系统不可或缺的组成部分。在2017年时间过半之际，我们综合了官方和权威民间机构的光伏行业统计数据，梳理出了中国光伏行业2017年上半年的发展脉络，希望能为业内人士提供一份参考。国家可再生能源中心的数据显示，目前，全国的光伏发电累计装机量已经达到1.01亿千瓦，首次突破一亿千瓦的大关。而对于光伏行业来说，2017年无疑是极为关键的一年，来自弃光限电、补贴拖欠、电价下调、技术进步等各方面的影响，使得这一行业走到了一个关键的十字路口上。在本期报告中，我们对2017年上半年光伏组件和运营环节的企业进行了回顾，同时对其在下半年可能出现的发展态势进行展望。2017年上半年回顾1、组件环节国内市场：630政策影响巨大。由于630政策的存在，2017年的光伏组件行业，很大程度上是在重复2016年的故事。从数据上来看，在一季度，由于中国三北地区气温较低，施工不便，光伏组件的出货量一直不旺，价格也略显低迷，多数企业盈利情况普遍不佳；而在二季度随着630大限接近，市场需求暴增，价格也开始回暖。企业盈利水平有所提升。海外市场：两处明显变化值得注意。一是从总体上来看，无论是硅片、电池片还是组件，中国企业的出口量都维持着高速增长，然而其出口额却明显同比下降，这说明光伏组件的出口是在以量补价，平均外销价格要比去年低的多。二是从局部来看，国际市场结构出现了明显的变化，其中包括美国、德国、日本在内的成熟市场出口额下滑明显，而包括印度、巴西、墨西哥在内的新兴市场则出现了爆发式增长。这主要是由于中国企业已经有不少在成熟市场国家投资建厂，出货量不再走海关统计口径的原因。生产成本：多因素发力，下降明显。在成本方面，光伏组件企业在2017年上半年延续了2016年的发展态势，其生产规模持续扩大，技术不断进步，同时企业的布局也出现了西移的趋势，例如硅料生产环节由于耗能较大，很多企业都将新增的生产基地布局在了西北地区和西南地区，这些地方由于能源资源比较丰富，电费较低。在上述因素的共同作用下，光伏组件的成本持续下降，而这实际上也是支撑组件企业低价出口的一个重要因素。2、运营环节市场综述：分布式光伏呈现爆发式增长。在光伏电站的运营环节，与往年相比，2017年一个最明显的特征就是分布式光伏装机的占比出现了爆发式的增长。数据显示，2016年上半年全国新增光伏装机中分布式占比约10%，而2017年则达到了30%，装机量同比暴增290%。出现这一现象的原因是，随着行业环境的变化，分布式光伏的几大优势正在逐渐凸显出来，具体来看，主要包括三项：一是不受国家指标控制，只需进行备案即可。而集中式电站如果超出国家建设指标规模，就需要该省自行解决补贴资金。二是对电网的冲击较小，被消纳的可能性更大，无需面临限电困境，三是按照政策，分布式光伏补贴的结算周期不能超过两个月，保障了项目的现金流。在这些利好的驱动下，越来越多的社会资本开始将目光投向分布式电站，尤其是户用光伏。分布式光伏：发展空间大，发展速度快，但隐患重重。对于那些前往中东部地区投资分布式光伏电站的企业来说，他们虽然免去了西部地区弃光限电的烦恼，但同时也要面对东部地区光伏投资的特有问题，也就是复杂的开发条件。一般来说，在集中电站集中光伏电站的开发方面，土地成本并不是一个特别重要的指标。但在分布式光伏方面，我们发现这一费用却有大幅上升的趋势，数据显示，在主要的光伏开发国家中，土地费用在光伏的度电成本中只占大约1分钱，而中国东部地区的分布式项目则为2到3分钱，这一方面是由于东部人口稠密，地价相对昂贵，同时也是由于可以用来安装光伏板的土地和屋顶产权关系比较复杂的原因。电价：绿色证书替代补贴的效果低于预期。在过去的一年间，可再生能源的补贴措施并没有实质性的变化，这导致补贴拖欠的情况也变得更为严峻，直接使得绿能宝等主打光伏融资业务的公司出现了兑付危机。尽管国家能源局希望以绿色证书来代替新能源补贴，但从实际情况来看，效果并不尽人意。数据显示，自2017年7月1日绿色证书正式申购以来，在半个月的时间里，绿色证书的销售收入不到200万元，而目前可再生能源补贴的资金缺口高达数百亿元，远远无法满足现实需求。弃光率：西北地区情况好转明显。在有关部门对弃光地区装机规模的严格控制，以及电网公司的积极推动之下，与2016年相比，中国三北地区的弃光情况已有所改善。数据显示，西北五省的弃光率同比下降4.2个百分点，其中新疆、甘肃、宁夏等地的情况都有明显好转。值得注意的是，尽管国家电网公司对各个省公司已经下达了硬性的新能源消纳指标，并将其纳入了绩效考核，但除了国家电网之外，目前中国还存在着不少当地的电网企业，由于这些企业由地方政府管理，因此并不受相关的绩效考核约束。以陕西省为例，该省可再生能源消纳比例位居全国倒数第一，尽管西北电网架结构相对较好，但由于该省下属的陕西地电对地方煤电有保护倾向，结果直接导致陕西省的弃光率从2016年的1.7%直接上升到2017年上半年的9.7%。2017年下半年展望1）组件环节国内市场：新兴需求有望接棒集中式电站。在2016年的630政策之后，由于抢装占用了运营企业较多的现金，给公司带来了极大的资金压力，因此2016年下半年，光伏组件的需求坍缩，价格一度崩盘，而今年的政策节奏与2016年比较相似，但与去年不同的是，除了集中式电站之外，包括领跑者、光伏扶贫、户用分布式等在内的市场也在发展壮大，而光伏组件的需求增速能否进行平稳换挡，很大程度上取决于这些新兴的市场力量，以及相关政策的走向。海外市场：贸易壁垒风险仍需提防。从基本面上来看，光伏行业在国际市场上的发展潜力十分巨大。《巴黎协定》的批准为全球光伏市场发展奠定了坚实基调,而全球能源的需求也呈现出去中心化的态势，新兴的市场亦开始规模化的发展，然而，由于一系列因素，在2017年上半年，不少欧、美、日光伏组件企业因经营不善接连倒闭，出于对出于对本国光伏组件企业利益的考虑，上述地区和国家的政府纷纷启动了相关的保护程序，以阻止包括中国在内的光伏组件企业进入该国市场。有评论认为，本次光伏贸易战的波及范围与激烈程度甚于2012年的双反，在国内下半年市场增长潜力有限的情况下，国际市场生变，对于中国光伏组件企业而言无疑是一个重大的挑战。生产成本：业绩增长将助力组件成本继续下行。在2016年上半年回顾中我们曾经提到，在现阶段，光伏组件的成本下降动力主要来源于以下几点：一是规模经济效益，二是技术的发展，三是管理经验的积累，四是产能布局的优化。在这其中，第一点和第二点都需要良好业绩的支撑，从而为企业提供足够的市场容量和研发资金。尽管存在一些不确定因素，但从整体上来看，光伏组件生产成本的下降趋势不可阻挡，只是一个速度快慢的问题。2）运营环节分布式光伏的行业标准或将更加完善。分布式光伏的迅猛发展，给一度处于困境中的光伏企业带来了一些转机，不过，由于发展过于迅速，分布式光伏目前也出现了一些亟待规范的现象。例如部分产品质量存在较大问题，设计安装不够规范合理，后续保修服务跟不上等，我们认为，有关部门接下来大几率将会对分布式光伏进行出台规范政策，而相关的行业组织也会出制定相应的行业标准，这将使得分布式光伏行业出现一轮洗牌，届时产业链上一批不够规范的企业很可能被清洗出局。可再生能源附加费提升可能性不大。目前，给实体企业降成本已经成为中央政府的硬性要求之一。在这样的情况下，如果想要兼顾可再生能源附加费上涨与终端电价下调，只有一种可能，那就是削减电价中其他的各类基金，同时上调可再生能源附加费。这样的话，才能两者兼顾，同时舆论压力最小。然而，从近期发布的文件中我们可以看到，虽然政府取消了电价中的城市公用事业附加，同时压缩了大中型水利建设基金，但可再生能源附加费并没有同时上调。在这样的情况下，如果有关部门还想上调可再生能源附加，无疑要面对着较大的压力。外加燃煤标杆电价最近也实现了上涨，由此来看，可再生能源附加费上调的最好时机已经被错过，下半年出现变化的可能性不大。绿色证书制度亟待进行调整。对包括光伏在内的可再生能源电站而言，绿色证书是目前最成熟，也最具可行性的制度。但现行的政策并不利于绿色证书的推广：首先，对于有意向购买绿色证书的用户来说，目前绿色证书的申购流程相对麻烦，购买者需要登录平台，同时进行注册，操作流程不够简便。其次，对于绿色证书的潜在用户而言，当下的政策并没有强制规定要认购绿证，因此对其而言，购买绿色电力并不是一种刚需。然而，鉴于目前可再生能源的补贴缺口在不断扩大，所以，对绿色证书政策进行调整，以使得能够承担得起填补补贴缺口的责任就显得十分必要，具体的切入点主要来自于两个方面，一是简化绿色证书的购买流程。二是推进强制（或半强制）的购买配额。",光伏系统工程,能源杂志,"孙航 李帅","2017/8/31 16:47:57","光伏产业 光伏发电 光伏市场"
196,"2017-09-18 06:23:47",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083113340946.png,183,"2017-09-18 06:23:47",海南省印发2017年度普通光伏电站实施方案,2017-08-31,"北极星太阳能光伏网讯:各市、县、自治县发展改革委（局），洋浦经济开发区管委会经济发展局：为切实做好2017年度我省普通光伏项目建设工作，根据国家能源局印发的《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能〔2017〕31号）和《国家发展改革委国家能源局关于完善光伏发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见》（发改能源〔2016〕1163号，以下简称《指导意见》）要求，结合我省实际，现将我省2017年度普通光伏电站项目建设实施方案通知如下：一、实施范围本通知所指普通光伏电站是《指导意见》分类管理中特指的普通光伏电站。2017年度普通光伏电站项目实施范围如下：（一）利用矿区废弃土地、工业闲置地和电厂堆场等建设用地及未利用地建设光伏发电项目。（二）推进利用既有工厂化生产农业大棚顶、既有标准化养殖鱼塘建设农光、渔光互补光伏发电项目。项目所涉农业、渔业亩均纯收益须高于全省平均水平，且种养殖产量不低于同类产品全省平均水平的80%。（三）在符合第一、第二款基础上，优先支持达到国家确定的光伏行业“领跑者”先进技术指标及与智能电网、多能互补、扶贫工作相结合的光伏发电项目。（四）暂停利用水库、海面、河面、一般农用地建设光伏发电项目（第二款中的既有工厂化生产农业大棚顶、既有标准化养殖鱼塘类项除外）。二、申报条件我省2017年度普通光伏电站项目实行规模管理，申报建设规模指标（下称年度指标）配置的项目基本条件：（一）前期工作准备充分，已取得当地政府或省国土、林业、水务部门关于项目用地(落实到具体地块)，以及海南电网责任有限公司有关电网接入条件和送出能力的支持性意见；（二）按照国家有关要求，编制项目建设方案，达到相应设计深度，具备年内开工建设条件；（三）单个普通光伏电站项目规模原则上不超过5万千瓦，且同一个公司（含控股公司）每年申报项目原则上不得超过一个；（四）每个市县（区）申报项目规模原则不得超过10万千瓦；（五）普通光伏电站项目须提供项目建设方案（包括综合利用）、上网电价降价额度及承诺文件、建设用地落实证明文件、规划选址意见、企业资信业绩材料、参与光伏扶贫证明材料（若有）、通讯联系方式等，并加盖企业公章。项目申报材料一式三份。三、申报程序（一）项目业主根据本通知要求向当地发展改革部门提出申请；（二）由市县初选并统筹后，以正式文件报送省发展改革委，同时附申报项目排序表。市县初选时要充分考虑电网接入条件、建设用电落实、建设方案编制深度、综合利用、技术先进性等因素；（三）省发展改革委组织内部评优配置。主要从土地落实、综合利用、生态环保、电网接入条件、上网电价、参与光伏扶贫，以及开发企业资金、技术、业绩和诚信等方面综合评价。（四）公示。评优入选的项目列入2017年度实施方案，并在省发展改革委门户网站公示后，上报国家能源主管部门。（五）备案。列入2017年度实施方案中的项目要按照国家和我省企业固定资产投资项目备案管理有关规定办理备案手续，并在项目备案后10个工作日内，登陆国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台填报项目信息，并按月填报项目建设和运行信息。四、建设要求（一）纳入年度实施方案的项目具备享受国家可再生能源发电补贴资格。（二）项目备案后1年内未建成并网的，调整出2017年度实施方案，项目完工后，再视情况纳入当年实施方案。对未按既定承诺日期开工建设的项目，对其出资人今后提出的建设规模实行限制配置。（三）项目主体工程和配套电力送出工程完工后，项目业主应及时报告省发展改革委，省发展改革委将组织有关部门进行核查，并据此作为申请可再生能源发电补贴的依据。（四）省级能源主管部门每年组织开展我省光伏发电项目建设运行情况评估。按照一地两用（农渔互补）模式建设的普通光伏电站项目，如不能达到备案所要求产量和收益，责令整改，整改后还未能达到要求，将暂停或停止发放当年度可再生能源补贴。（五）2017年9月30日前，各市县发展改革委以正式文件将申报项目暨相关材料报送省发展改革委。逾期视为自动放弃。附件：光伏电站建设投资承诺书海南省发展和改革委员会2017年8月29日（联系人：彭斌庆，联系电话：65226986）（此件主动公开） 原标题:海南省印发2017年度普通光伏电站实施方案",光伏系统工程,海南市发改委,,"2017/8/31 13:37:16","普通光伏电站 光伏发电项目 海南光伏市场"
197,"2017-09-18 06:24:04",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083109213427.png,185,"2017-09-18 06:24:04","顺义区分布式光伏补贴方案：自然人0.4元/度 企业300元/kW",2017-08-31,"北极星太阳能光伏网讯:为有效促进全区节能减排，优化能源结构，推进绿色能源替代，改善大气环境质量，加快实现建设资源节约型、环境友好型社会。区发改委出台了《顺义区分布式光伏发电项目推广应用暂行办法》，一是关于自然人。给予持续5年，每度电0.4元的补贴。二是关于企业和公共机构。给予每千瓦装机容量300元的补贴，不超过100万。三是关于合同能源管理模式。给予每千瓦装机容量400元的补贴，不超过120万。四是关于试点示范建设。试点侧重于与农村煤改电实现互补，提高农村居民收益，降低取暖用电成本。一方面，拟于今年下半年在河东五彩浅山地区的五个镇中，各选一个试点村庄，由企业采用合同能源管理建设，待模式运行成熟后在其他14个镇各一个以上的试点村。另一方面，拟在河东地区各村村委会，先行试点示范建设，充分调动村民积极性。 原标题:《顺义区分布式光伏发电项目推广应用暂行办法》",光伏系统工程,顺义区发改委,,"2017/8/31 9:27:54","分布式光伏补贴 度电补贴 北京光伏市场"
198,"2017-09-18 06:24:04",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083109215462.png,185,"2017-09-18 06:24:04","顺义区分布式光伏补贴方案：自然人0.4元/度 企业300元/kW",2017-08-31,"北极星太阳能光伏网讯:为有效促进全区节能减排，优化能源结构，推进绿色能源替代，改善大气环境质量，加快实现建设资源节约型、环境友好型社会。区发改委出台了《顺义区分布式光伏发电项目推广应用暂行办法》，一是关于自然人。给予持续5年，每度电0.4元的补贴。二是关于企业和公共机构。给予每千瓦装机容量300元的补贴，不超过100万。三是关于合同能源管理模式。给予每千瓦装机容量400元的补贴，不超过120万。四是关于试点示范建设。试点侧重于与农村煤改电实现互补，提高农村居民收益，降低取暖用电成本。一方面，拟于今年下半年在河东五彩浅山地区的五个镇中，各选一个试点村庄，由企业采用合同能源管理建设，待模式运行成熟后在其他14个镇各一个以上的试点村。另一方面，拟在河东地区各村村委会，先行试点示范建设，充分调动村民积极性。 原标题:《顺义区分布式光伏发电项目推广应用暂行办法》",光伏系统工程,顺义区发改委,,"2017/8/31 9:27:54","分布式光伏补贴 度电补贴 北京光伏市场"
199,"2017-09-18 06:24:04",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083109220890.png,185,"2017-09-18 06:24:04","顺义区分布式光伏补贴方案：自然人0.4元/度 企业300元/kW",2017-08-31,"北极星太阳能光伏网讯:为有效促进全区节能减排，优化能源结构，推进绿色能源替代，改善大气环境质量，加快实现建设资源节约型、环境友好型社会。区发改委出台了《顺义区分布式光伏发电项目推广应用暂行办法》，一是关于自然人。给予持续5年，每度电0.4元的补贴。二是关于企业和公共机构。给予每千瓦装机容量300元的补贴，不超过100万。三是关于合同能源管理模式。给予每千瓦装机容量400元的补贴，不超过120万。四是关于试点示范建设。试点侧重于与农村煤改电实现互补，提高农村居民收益，降低取暖用电成本。一方面，拟于今年下半年在河东五彩浅山地区的五个镇中，各选一个试点村庄，由企业采用合同能源管理建设，待模式运行成熟后在其他14个镇各一个以上的试点村。另一方面，拟在河东地区各村村委会，先行试点示范建设，充分调动村民积极性。 原标题:《顺义区分布式光伏发电项目推广应用暂行办法》",光伏系统工程,顺义区发改委,,"2017/8/31 9:27:54","分布式光伏补贴 度电补贴 北京光伏市场"
200,"2017-09-18 06:24:04",http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201708/2017083109223693.png,185,"2017-09-18 06:24:04","顺义区分布式光伏补贴方案：自然人0.4元/度 企业300元/kW",2017-08-31,"北极星太阳能光伏网讯:为有效促进全区节能减排，优化能源结构，推进绿色能源替代，改善大气环境质量，加快实现建设资源节约型、环境友好型社会。区发改委出台了《顺义区分布式光伏发电项目推广应用暂行办法》，一是关于自然人。给予持续5年，每度电0.4元的补贴。二是关于企业和公共机构。给予每千瓦装机容量300元的补贴，不超过100万。三是关于合同能源管理模式。给予每千瓦装机容量400元的补贴，不超过120万。四是关于试点示范建设。试点侧重于与农村煤改电实现互补，提高农村居民收益，降低取暖用电成本。一方面，拟于今年下半年在河东五彩浅山地区的五个镇中，各选一个试点村庄，由企业采用合同能源管理建设，待模式运行成熟后在其他14个镇各一个以上的试点村。另一方面，拟在河东地区各村村委会，先行试点示范建设，充分调动村民积极性。 原标题:《顺义区分布式光伏发电项目推广应用暂行办法》",光伏系统工程,顺义区发改委,,"2017/8/31 9:27:54","分布式光伏补贴 度电补贴 北京光伏市场"