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Southern African Development Community (SADC）南部非洲發展共同體納米比亞代表團于11月10日到訪位于北大街的陜西建工集團總部，共同商討在納米比亞合作建設光伏項目一事。陜西建工安裝集團董事長孟堅、陜西建工安裝集團新能源有限公司董事長李建飛及總經理李衛江出席了此次會談。

    會談之前，集團公司領導陪同納米比亞代表團參觀了陜建博物館，對陜西建工集團的發展歷史、海外項目及所獲獎項進行了詳細介紹，同時也讓雙方對此次會談成功增添了信心。

     會談上，雙方圍繞非洲國家光伏產業發展戰略、產業布局、轉型升級、項目管理和技術管理等方面進行深入交流。孟堅對于非洲人民積極利用太陽能解決自身能源問題給予肯定，他希望雙方能夠進一步加強溝通，資源互補，加強多領域的深度交流合作，實現共贏發展。

    會談結束后，陜西建工集團接待團陪同納米比亞代表團一同前往我公司的戰略合作伙伴——隆基樂葉光伏，參觀陜建安裝集團為其建造的生產車間和陜建新能源所選用的產品鏈。

 

 日前，首屆中國光伏產業領跑論壇暨頒獎大會在江蘇舉行，陜西建工安裝集團獲“中國光伏產業十大領跑企業”稱號。

 今年8月，陜建安裝集團中標江蘇泗洪光伏發電應用領跑基地天崗湖1號、3號漁光互補項目，合同額2000多萬元，工期130天。

(來源鏈接：//www.tongwei.com/content/index/show/cid/15/aid/9126.html)

今天（10月31日），商務部發布《關于終止對原產于歐盟的進口太陽能級多晶硅的反傾銷措施和反補貼措施》公告，自2018年11月1日起，對原產于歐盟的進口太陽能級多晶硅所適用的反傾銷措施和反補貼措施終止實施。

2014年4月30日，商務部發布年度第25號和第26號公告，決定對原產于歐盟的進口太陽能級多晶硅實施反傾銷措施和反補貼措施，實施期限為2年。在公告規定時限內，國內太陽能級多晶硅產業未提出期終復審申請，商務部亦決定不主動發起期終復審調查。鑒此，自2018年11月1日起，對原產于歐盟的進口太陽能級多晶硅所適用的反傾銷措施和反補貼措施終止實施。

 
商務部公告2018年第86號

關于終止對原產于歐盟的進口太陽能級多晶硅的反傾銷措施和反補貼措施的公告
 
2014年4月30日，商務部發布年度第25號和第26號公告，決定對原產于歐盟的進口太陽能級多晶硅實施反傾銷措施和反補貼措施，實施期限為2年。

2017年4月28日，商務部發布年度第22號和第23號公告，決定自2017年5月1日起，繼續對原產于歐盟的進口太陽能級多晶硅實施反傾銷措施和反補貼措施，實施期限為18個月。

2018年3月15日，商務部發布年度第30號公告，宣布上述反傾銷、反補貼措施將于2018年10月31日到期，國內產業或代表國內產業的自然人、法人或有關組織可在該反傾銷、反補貼措施到期日60天前，以書面形式向商務部提出期終復審申請。

在公告規定時限內，國內太陽能級多晶硅產業未提出期終復審申請，商務部亦決定不主動發起期終復審調查。鑒此，自2018年11月1日起，對原產于歐盟的進口太陽能級多晶硅所適用的反傾銷措施和反補貼措施終止實施。

 商務部
2018年10月31日

 隨著國家環保督查對汾渭平原的日趨嚴格，加之近期西安市對秦嶺山脈的綜合治理等行動影響，陜西地區砂石價格高漲，并對周邊地區砂石供需關系造成影響。關注陜西及周邊河南、山西等地區相關政策至關重要。近日，生態環境部等中央11部門聯合陜西、山西、河南三省印發《汾渭平原2018-2019年秋冬季大氣污染綜合治理攻堅行動方案》（以下簡稱《方案》），對砂石露天礦山、非法采砂、砂石運輸及砂石上下游行業污染現象提出整治方案，并列出整治完成時間表，對限制類、淘汰類企業大幅提高電價。據悉西安混凝土C30指導價已至695元每方，近期或將突破700元大關！該《方案》將對該地區砂石供需關系造成深刻影響！

本《方案》主要內容如下：

加強揚塵綜合治理。嚴格降塵考核，各城市平均降塵量不得高于9 噸/月·平方公里，沙塵暴影響大的月份平均降塵量不得高于12 噸/月·平方公里。自2019 年1 月起，生態環境部每月向社會公布各城市降塵監測結果。

取締城市河道非法采砂，清理采砂遺留渣場，實施汾河、渭河河灘及黃河古道等生態恢復治理。

推進露天礦山綜合整治。對違反資源環境法律法規和有關規劃、污染環境、破壞生態、亂采濫挖的露天礦山，依法予以關閉；對污染治理不規范的露天礦山，依法責令停產整治，整治完成經相關部門組織驗收合格后方可恢復生產，對拒不停產或擅自恢復生產的依法強制關閉；對責任主體滅失的露天礦山，要加強修復綠化、減塵抑塵。

實施大宗物料錯峰運輸。各地要針對鋼鐵、建材、焦化、有色、化工、礦山等涉及大宗物料運輸的重點用車企業，制定錯峰運輸方案，納入重污染天氣應急預案中，在橙色及以上重污染天氣預警期間，原則上不允許重型載貨車進出廠區（保證安全生產運行、運輸民生保障物資或特殊需求產品的車輛除外）。重點企業和單位在車輛出入口安裝視頻監控系統，并保留監控記錄三個月以上，秋冬季期間每日登記所有柴油貨車進出情況，并保留至2019 年4 月30日。

落實好對高污染、高耗能和產能過剩行業的差別化電價、水價政策，對限制類、淘汰類企業大幅提高電價，支持各地進一步提高加價幅度。

本《方案》涉及當前砂石高價、短缺、熱點的陜西地區，近期，受環保及市場多種因素影響，陜西省范圍內的砂、石等建筑材料價格均出現較大幅度上漲。陜西地區各類加強河道采砂、砂石礦山治理力度的政策頻出，砂石行情備受社會各界關注。

陜西地區

近期砂石行情：

10月9日

《陜西渭河采砂規劃（2019-2023）》修編會議上，陜西水利廳要求：渭河砂石資源的開采，要做到依法依規合理，要建立由國有企業主導的采砂經營新模式。

10月11日

陜西省政府發布《陜西省鐵腕治霾打贏藍天保衛戰三年行動方案（2018-2020年）（修訂版）》，要求關中地區原則上禁止新建露天礦山建設項目。推進露天礦山綜合整治，全面完成露天礦山摸底排查；對違反資源環境法律法規、規劃，污染環境、破壞生態、亂采濫挖的露天礦山，依法予以關閉；對污染治理不規范的露天礦山，依法責令停產整治，整治完成并經相關部門組織驗收合格后方可恢復生產，對拒不停產或擅自恢復生產的依法強制關閉。

10月17日

西安水務發布《2018-2020年秦嶺北麓河道禁采監管方案》，指出將針對秦嶺北麓生態保護區執行最嚴格的禁采規定，嚴厲打擊河道范圍內非法采砂行為，推動秦嶺北麓生態環境保護與修復。

10月27日

陜西出臺的《關于嚴格規范生態環境保護領域行政行為的指導意見》，從采石采砂采礦、工程施工等9個方面，嚴禁各地各部門在環保督察整改中實施“一刀切”。

近期在陜西當地環保風暴中，礦山關停，砂石緊缺，導致當地砂石價格一漲再漲、每日一價。砼企現金流極度緊張，只能被迫提高混凝土價格！西安混凝土C30指導價已至695元每方，近期或將突破700元大關！

陜西省近期商混價格一覽表

隨著國家環保督查對汾渭平原的日趨嚴格，加之近期西安市對秦嶺山脈的綜合治理等行動影響，陜西地區砂石價格高漲，并將對周邊地區砂石供需關系造成影響。關注陜西及周邊河南、山西等地區相關政策至關重要。《汾渭平原2018-2019年秋冬季大氣污染綜合治理攻堅行動方案》對陜西、山西和河南地區砂石相關政策要求如下。

陜西省

西安市

“三線一單”編制。2018年12 月底前，完成生態保護紅線劃定。啟動環境質量底線、資源利用上線、生態環境準入清單編制工作。

“散亂污”企業及集群排查。2018年10 月底前，完成新一輪“散亂污”企業及集群排查，建立管理臺賬。

開展“散亂污”企業及集群綜合整治。2018 年10 月底前，對不能穩定達標排放的“散亂污”企業，通過關停取締、整合搬遷、整改提升的方式，完成全市固定臺賬4063戶、動態臺賬7415 戶共11478 戶“散亂污”企業整治工作。

銅川市

建成區重污染企業搬遷。2018年9 月底起，啟動冀東水泥股份有限公司5、6、7 號3 條生產線搬遷工作，3 年內搬遷8號生產線。

壓減水泥產能。2018 年12 月底前，淘汰水泥產能25 萬噸（鼎鑫水泥有限公司磨機1臺、東方建材有限公司磨機1 臺）。

強化露天礦山綜合治理。2018年12 月底前，結合渭北“旱腰帶”整治，關閉16 家、擬整合5 家、保留13 家非煤礦山開采企業。結合國家山水林田湖生態修復試點，對一二三道橋廢棄的石碴企業進行生態修復。強化礦山企業的日常監管，對污染防治措施落實不到位的、治理不規范的露天礦山，依法責令停產整治。

嚴管渣土車運輸。2018 年12 月底前，渣土車全部安裝衛星定位系統，杜絕超速超高裝載、帶泥上路、拋灑泄漏等現象。

寶雞市

加強重點企業物料公路運輸監管。采暖期，發電、煤化工、焦化、陶瓷、水泥、味精、商混站等重點企業物料運輸企業，運輸車輛必須為國五以上車輛或新能源車，在主要交通路段設置檢查卡口。

強化露天礦山綜合治理。2018年12 月底前，實施礦山地質環境保護和土地復墾，完成15 處責任主體滅失礦山修復綠化。嚴厲打擊無證開采、越界開采、破壞生態環境問題，對污染防治措施落實不到位的，依法責令停產整治。

咸陽市

強化露天礦山綜合治理。2018年12 月底前，對北仲山一線已經取締的采石類礦山鞏固取締成果，實施生態恢復；防止新的無序開采行為造成的揚塵污染，嚴厲打擊各類非法開采行為對污染治理不規范的露天礦山，依法責令停產整治。初步建成全市7 個采石礦山揚塵在線監控系統，在礦山開采、加工、轉運等重點區域安裝攝像頭，進行實時監控。

渭南市

老舊車淘汰。2018 年12 月底前，淘汰國三及以下營運中重型柴油貨車7950 輛。淘汰采用稀薄燃燒技術或“油改氣”的老舊燃氣車輛1200 輛。

強化露天礦山綜合治理。2018年12 月底前，對污染治理不規范的露天礦山，依法責令停產整治。

楊凌示范區

采砂場。全年時間段內，嚴格按照揚塵管控“六個百分百”要求加強揚塵管理。

嚴管渣土車運輸。2018 年10 月底前，全部安裝衛星定位系統，杜絕超速、超高裝載、帶泥上路、拋灑泄漏等現象。

西咸新區

老舊車淘汰。2018 年12 月底前，配合西安、咸陽淘汰國三及以下營運中重型柴油貨車，淘汰采用稀薄燃燒技術和“油改氣”的老舊燃氣車輛。

道路揚塵綜合整治。全年時間段內在用渣土運輸車輛每季度至少接受一次密閉性檢測，杜絕沿路拋灑。

商混企業和預拌砂漿企業整治。2018 年12 月底前，全面開展商混及預拌砂漿企業綜合整治，對于保留的17 家商混企業及預拌砂漿企業嚴格落實揚塵污染防治措施。

韓城市

實施排污許可。2018 年12 月底前，按照國家、省統一安排完成排污許可證核發任務。

強化露天礦山綜合治理。2018年12 月底前，完成3 處礦山生態環境恢復治理試點工程。對污染治理不規范的露天礦山，依法責令停產整治。

新車環保監督管理。全年時間段內，新注冊登記柴油貨車開展檢驗時，逐車核實環保信息公開情況，查驗污染控制裝置，開展上線排放檢測。

山西省

晉中市

鐵路貨運比例提升，2018年10 月底前，安泰、茂盛等重點企業開展公轉鐵，2018 年增加鐵路運力60 萬噸。

大力發展多式聯運，2018年12 月底前，研究建設城市綠色物流體系，支持利用城市現有鐵路、物流貨場轉型升級為城市配送中心。2018 年12 月底前，建設中鼎物流園區多式聯運項目，加快推進集裝箱多式運輸，申請成為交通運輸部第二批多式聯運示范項目。2018 年12 月底前祁縣、左權、和順、昔陽建設4 個城市綠色物流配送中心。

強化露天礦山綜合治理，2018年12 月底前，對污染治理不規范的露天礦山，依法責令停產整治。

運城市

鐵路貨運比例提升。2018年12 月底前，鐵路貨運量比2017 年增長5%。

大力發展多式聯運。2018年12 月底前，研究制定城市綠色物流體系和城市配送中心建設方案。

強化露天礦山綜合治理。2018年10 月底前，對污染治理不規范的露天礦山，依法責令停產整治。

渣土運輸車監管全年時間段內。所有渣土車輛全部采用“全密閉”“全定位”“全監控”的新型環保渣土車，建立倒查機制，對違法渣土運輸車輛，同時追溯上游施工工地責任。

露天堆場揚塵整治全年時間段內。全面清理城鄉結合部以及城中村拆遷的渣土和建筑垃圾，不能及時清理的必須采取苫蓋等抑塵措施。裸露地面采取撒種草籽等措施及時綠化。

臨汾市

鐵路貨運比例提升。2018年12 月底前，完成霍州物流基地建設，加快臨汾北、侯馬鐵路貨運場物流基地改造，啟動黃河金三角鐵路物流中心等貨運樞紐規劃設計。

強化露天礦山綜合治理。2018年12 月底前，全面完成露天礦山摸底排查。對違反資源環境法律法規、規劃，污染環境、破壞生態、亂采濫挖的露天礦山，依法予以關閉。

呂梁市

強化露天礦山綜合治理。2018年12 月底前，對污染治理不規范的露天礦山，依法責令停產整治。

渣土運輸車監管。長期堅持，所有渣土車輛全部采用“全密閉”“全定位”“全監控”的新型環保渣土車，建立倒查機制，對違法渣土運輸車輛，同時追溯上游施工工地責任。

河南省

洛陽市

“三線一單”編制。2018年12 月底前，完成生態保護紅線劃定工作，2019 年底前完成環境質量底線和生態環境準入清單、資源利用上線編制。

規范建材和加工業有序發展。2018年12 月底前，制定建材和加工業中小企業整治方案，劃定標準，通過關停、搬遷、整合、治理措施，解決石英砂、石材加工、水泥制品、青銅器加工、制鞋等行業無序發展的問題，從源頭上優化產業結構。

貨物運輸方式優化調整。2018年10 月底前，出臺《洛陽市優化交通運輸結構實施方案》。提升清潔運輸比例，降低機動車貨運車輛的揚塵、尾氣排放對城市空氣質量的影響。

強化露天礦山綜合治理。全年時間段內，開展露天礦山執法檢查，對非法開采、破壞生態環境的依法予以關閉，對拒不停產或擅自恢復生產的依法強制關閉。未落實無組織排放控制措施和有組織排放不達標的依法責令停產整改。

河道采砂廠整治。2018 年10 月底前，對“四河同治”“三渠聯動”建設項目遺留的渣場、垃圾進行清理。2018 年10 月底前，對伊河、洛河河道內關閉取締的采砂廠遺留的渣場、垃圾進行清理。

三門峽市

強化露天礦山綜合治理。2018 年12 月底前，對全市92 家露天礦山進行深度整治。

砂價上漲，砂石一時成為“軟黃金”，本《方案》的發布將對汾渭平原，特別是陜西地區的砂石行情產生巨大影響，目前，西安混凝土C30指導價已至695元每方，或許突破700元大關指日可待！

 2018年我國風電行業風資源區分析：Ⅳ類風資源區新增裝機最多
      根據全國900多個氣象站將陸地上離地10m高度資料進行估算，全國平均風功率密度為100W/m2，風能資源總儲量約32.26億kW，可開發和利用的陸地上風能儲量有2.53億kW，近海可開發和利用的風能儲量有7.5億kW，共計約10億kW。如果陸上風電年上網電量按等效滿負荷2000小時計，每年可提供5000億千瓦時電量，海上風電年上網電量按等效滿負荷2500小時計，每年可提供1.8萬億千瓦時電量，合計2.3萬億千瓦時電量。

風能密度、地形劃定四類風資源區

      風能資源取決于風能密度和可利用的風能年累積小時數，風能資源受地形的影響較大。根據我國風能密度及地形狀況，我國風能資源區可分為四大類：

第I類風能資源區：內蒙古自治區除赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市以外的其他地區；新疆維吾爾自治區烏魯木齊市、伊犁哈薩克族自治州、昌吉回族自治州、克拉瑪依市、石河子市；

第II類風能資源區：河北省張家口市、承德市；內蒙古自治區赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市；甘肅省張掖市、嘉峪關市、酒泉市；

第III類風能資源區：吉林省白城市、松原市；黑龍江省雞西市、雙鴨山市、七臺河市、綏化市、伊春市、大興安嶺地區；甘肅省除張掖市、嘉峪關市、酒泉市以外的其他地區；新疆維吾爾自治區除烏魯木齊市、伊犁哈薩克族自治州、昌吉回族自治州、克拉瑪依市、石河子市以外的其他地區；寧夏回族自治區；

第IV類風資源區：除前三類資源區以外的其他地區。

第Ⅳ類風資源區新增、累計裝機最多

2017年，全國風電新增裝機容量1966萬千瓦，其中風電新增裝機容量排在前五的省份分別為河北（10.8％）、山東（7.7％）、江蘇（7.7％）、內蒙古（7.3％）和青海（6.8％），合計占全國新增裝機容量的40.4％。

2017年，新增裝機主要集中在第Ⅳ類風資源區，新增裝機容量占全年總裝機容量的79％，較2016年新增裝機容量占比增長了15％；Ⅲ類風資源區新增裝機容量占比較2016年下降了12％；Ⅰ 類風資源區（6％），較2016年下降了3％，Ⅱ類風資源區（9％），與2016年新增裝機容量占比持平。截至2017年底，這四類風資源區累計裝機容量比例分別為，Ⅰ 類風資源區占比為12％、Ⅱ類風資源區占比為18％、Ⅲ類風資源區占比為19％、Ⅳ類風資源區占比為51％。

風電建設向IV類資源區轉移明顯

 為落實國務院辦公廳《能源發展戰略行動計劃（2014-2020）》關于風電電價2020年實現平價上網的目標要求，合理引導新能源投資，促進光伏發電和風力發電產業健康有序發展，依據《可再生能源法》，2016年12月，國家發展改革委決定調整新能源標桿上網電價政策，相比于當前電價水平I、II、III類區下調幅度較大，風電發展向IV類資源區轉移的趨勢明顯。

儲能與光伏系統結合應用已成為用戶側降低電費支出、提高供電可靠性和減少環境污染的重要手段，校園微網、島嶼光儲、工商業用戶側光儲系統應用成為2017年全球重點應用方向，全球分布式光儲系統應用廣泛。

今年5月31日，國家發改委下發了《關于2018年光伏發電有關事項的通知》，補貼標準和光伏指標收緊，光伏企業緊急尋求“儲能出口”。
縱觀國外政策發現，光儲規模化應用激勵來自于三個方面，一是政策支持力度;二是光伏系統成本下降，上網補貼支持減弱;三是電力市場逐步開放，可再生能源補貼成本轉嫁，用戶用電成本提升。這些因素刺激著工商業用戶和居民用戶利用儲能系統提升經濟價值，減少對電網的依賴。
德國：資金支持下的光儲繁榮
早在2013年，為支持光伏儲能系統項目建設，德國就設立了光伏儲能補貼政策支持計劃，該政策為戶用儲能設備提供投資額30%的補貼，最初還要求光伏運營商必須將60%的發電量送入電網。

2016年，德國開始執行新的光儲補貼政策，該補貼會持續到2018年底，計劃為與并網式光伏發電系統配套安裝的儲能單元提供補貼，但只允許將光伏系統峰值功率的50%回饋給電網，這與之前要求光儲系統向電網饋電的需求有很大不同，這也說明在可再生能源規模化發展階段，鼓勵自發自用、余量上網成為對分布式能源的新要求。

2016年10月，德國復興信貸銀行不得不終止這項補貼，主要原因是這筆支持資金早在2016年就已用盡。與此同時，政府也確認自2017年7月1日起，補貼金將按計劃從支持投資總額的19%減至16%，自10月1日起再削減3%，2018年起整體降至10%。

此外，大規模保障性補貼推動了德國新能源產業的超常規發展，但同時也大幅推高了電價，且最終由電力消費者承擔，德國的電力零售價格也從2000年的14歐分/千瓦時上升到2013年的約29歐分/千瓦時，民眾所承擔的可再生能源分攤費用大幅增加，政策的“過度支持”向“適度支持”逐步轉變。快速下降的儲能系統成本、逐年降低的光伏上網補貼電價、不斷攀升的居民零售電價以及持續的戶用儲能安裝補貼政策支持等因素推動著德國戶用光儲市場的發展，自發自用也成為用戶的必然選擇。
美國：稅收減免促光儲結合
在美國，除某些地區良好的自然條件、儲能資金支持政策和高額電費支出壓力外，一些其他因素也在刺激著光儲系統的結合應用。

最初，投資稅收減免(ITC)是政府為了鼓勵綠色能源投資而出臺的稅收減免政策，光伏項目可按照投資額的30%抵扣應納稅。而成本加速折舊是美國稅務局發布的納稅指引規定，2005年12月31日以后建設的光伏系統可以采用成本加速折舊法，即固定資產折舊額按照設備年限逐步遞減。

2016年，美國儲能協會向美國參議院提交了ITC法案，明確先進儲能技術都可以申請投資稅收減免，并可以獨立方式或者并入微網和可再生能源發電系統等形式運行。

為推動儲能與可再生能源的協同發展，政策還要求儲能系統儲存的電能必須有75%來自于可再生能源，才可享受ITC支持，這一支持比例是系統投資的30%，而到2022年這一支持比例將下降到10%。儲能系統儲存可再生能源發電在75%-99%之間時，可享受部分的ITC支持，只有當儲能系統全部由可再生能源充電時，才可全額享受ITC支持。

與此同時，沒有可再生能源配套支撐的儲能系統可以使用7年的成本加速折舊，這相當于25%資本成本的減少，利用可再生能源充電比例低于50%的儲能系統雖未達到ITC支持標準，但仍可享受相同的成本加速折舊支持。而高于50%這一比例的儲能系統都可使用5年的加速折舊，相當于27%資本成本的削減。

日本：開放電力市場中的光儲應用
在棄核所導致的電力供應緊張和電力價格上漲的情況下，日本也著手開展了新一輪電力體制改革，目標直指電力安全穩定供應和抑制電價的增長。

2014年秋，日本的五大電力公司曾因太陽能發電項目勢頭過猛，而暫停過收購光伏電力，為解決此問題，日本政府支持可再生能源發電公司引入儲能電池，資助電力公司開展集中式可再生能源配備儲能的示范項目，以降低棄風/光率、保障電網運行的穩定性。

2015年，日本政府共劃撥744億日元，針對安裝儲能電池的太陽能或風能發電企業給予補貼。

其實，日本早在2012年就啟動了光伏固定上網電價政策，極大地促進了日本國內光伏市場的迅猛發展。

然而可再生能源收購制度和固定上網電價的執行也帶來了新的問題，一方面太陽能光伏的過度建設和并網給電網穩定運行帶來了壓力，電網公司不得不要求獨立光伏發電商必須裝配一些電池儲能系統來提升電網的穩定性;另一方面可再生能源發電補貼資金成本累加到電費中，也增加了國民的負擔。為此，日本經濟產業省對可再生能源收購制度和固定上網電價機制進行了改革，將此前從成本角度出發確定可再生能源收購價格的方式調整為通過企業間競標決定，并且設定了中長期收購價格的發展目標，明確了上網電價的降價時間表。光伏上網補貼電價的持續降低和近一段時間內售電價格的提升將激發用戶提高光伏自發自用水平，儲能也勢必成為提升用戶側用電經濟效益的重要手段。

中國：綜合能源項目的重要支撐
與國外30年開放電力市場的過程相比，我國“30年電力市場改革”還在有序推進。理論上來看，已經具備了一定光儲規模化應用的技術條件和市場環境。一方面“跨墻售電”開放了富余分布式能源區域交易的可能性，開放電力市場下的用戶間交易得以實現;另一方面光伏發電補貼退坡顯著，急尋政策外收益，且當前用戶弱化電網依賴的意愿也相對突出。

此外，《推進并網型微電網建設試行辦法》明確提出并網微網中可再生能源裝機容量占比要超過 50%，且微電網與外部電網的年交換電量一般不超過年用電量的50%。在示范項目支持下，要保障可再生能源高滲透率和提高波動性可再生能源接入配電網的比例，同時在可再生能源規模化利用情況下，要保證盡量自發自用，形成系統內部高度“自治”能力，必然要引進儲能技術配套應用。

當前，儲能已經成為我國綜合能源示范項目中不可或缺的重要技術支撐，開放電力市場傳導出的電價機制和光伏資金政策扶持的減弱刺激著市場關注度的轉移，也刺激著光伏與儲能協同應用的可能。現階段，交叉補貼的存在和居民建筑用能局限性還不能刺激居民用戶側儲能的配套應用，但隨著光儲技術成本的降低，工商業用戶側光儲應用價值將顯現。希望以開放電力市場為前提，依據市場化價格機制和交易機制推動我國光儲的發展和應用。

未來，我國光儲配套發展和應用還將得益于當前的政策退坡和未來市場的深度開放。

據南開大學消息，該校陳永勝教授領銜的科研團隊在有機太陽能電池領域研究中獲突破性進展。

他們設計和制備的具有高效、寬光譜吸收特性的疊層有機太陽能電池材料和器件，實現了17.3%的光電轉化效率，刷新了目前文獻報道的有機/高分子太陽能電池光電轉化效率的世界最高紀錄，這一最新成果讓有機太陽能電池距離產業化更近一步。

美國東部時間9日下午，介紹該研究的論文在線發表于國際頂級學術期刊《科學》上。

有機太陽能電池在質輕、柔軟、半透明、可大面積低成本印刷、環境友好等方面，遠遠優于傳統太陽能電池，被認為是具有重大產業前景的新一代綠色能源技術。

陳永勝教授團隊與中科院國家納米科學中心丁黎明教授、華南理工大學葉軒立教授研究團隊合作，首先利用半經驗模型，從理論上預測了有機太陽能電池實際可以達到的最高效率和理想活性層材料的參數要求。

在此基礎上，采用成本低廉與工業化生產兼容的溶液加工方法制備得到了高效的有機太陽能墊層器件，獲得了17.3%的驗證效率。

需要補貼的光伏市場可能會大大受限，平均每年大概也就30G，直到平價以后就不再需要補貼，平價光伏市場的開拓需要各方共同努力，需要政府和電網解決三座大山的問題、放開容配比是技術創新的問題。另外，新的政策，市場化交易+非水可再生能源電力配額+綠色證書制度+順價銷售，又能開啟一大塊市場，雖然要補貼，但是通過市場競爭方式解決補貼問題，再加上差異化的市場和出口市場等，發展前景還是很可觀的


去年的數據，中國的制造業世界第一，占到全世界70%以上，各個產業來看都是如此，從光伏市場去年是超過50%，國家當年裝機達到53G，累計裝機超過1.3億千瓦，大大超出了原來的預期。從市場來看，分布式去年是一個亮點，當年達到了20GW，戶用電源達到50萬套，雖然總量不多，去年戶用光伏的元年，全國光伏累計裝機超過1.3億。

從過去10年來看，整個光伏價格下降了90%，到2017年數據組件是3元，十年以前是36元。系統價格去年按照官方的數據，平均是7元，實際上比7元還要低，今年下降的比較厲害，今年報價是2元多一點，當然個別標書整個組件的價格甚至到1.6元、1.7元，系統造價基本上在6元以下，又有大幅度的削減，所以中國為世界光伏作出了巨大的貢獻。

我們要把這個定義搞清楚，除了普通的光伏電站以外，分布式是這樣的，第一類，這是國家能源局的文件，建筑光伏是不需要配額的，戶用電源和自發自用的項目也不需要配額，甭管多大，哪怕50MWd規模，只要是接入企業內網，也屬于自發自用，不需要配額。當然自發自用享受的是固定補貼，屋頂分布式有的是全額上網的，享受標桿電價，自發自用的享受固定補貼，還有一個是分布式光伏電站，就是我們說的“光伏+”，這部分是受配額限制的，這是5.31之前的政策。

“5.31”出來以后整個都變了，到底有哪些影響？第一，對普通電站。普通電站就是“5.31”之后并網的享受新電價，整個差了0.15元，2017年電價是0.65元、0.75元、0.85元，結果新公布的電價是0.5元、0.6元、0.7元，這個影響是非常大的，大概整個收益差了25%，這個業內反映很大，但是能源局馬上恢復了“6.30”，630之前并網的仍然享受2017年的有0.15元的差價，這個對普通光伏電站影響不大，包括“光伏+”都是如此。

對分布式，對于原來不限額的現在將規模立刻砍到10GW左右，“5.31”之前并網的還是享受有國家補貼，“5.31”之后沒有了，這個直接影響到大概10GW的裝機，像戶用的開發商幾萬家，從事戶用光伏的就業人口有大約60萬人，已經備案或者是已經并網沒有備案的這種在建的項目影響非常大，大概是影響到10G，而且大家本來都寄希望于影響的人這么多，整個量可能也就是2、3GW，希望國家能不能把這個口放一放，結果到現在看來不可能再放，分布式的影響非常大。


另外,就是規模，普通電站沒有指標了，分布式也沒有了，原來說分布式不受配額限制，現在都不提了，現在上半年已經12GW了，下半年就沒有指標，整個電價下降當然已經沒有什么針對性項目了，因為已經沒有項目了，雖然公布了新的價格，但是沒有對應的項目，但是留了一個口子，就是如果不要國家補貼是可以各省自行安排建設，不要補貼是可以的，“5.31”出來以后整個形勢大變。

從統計來看，24GW上半年大概是一半一半，一半是普通電站，一半是分布式，普通電站里實際上有相當一部分有一半左右等于先建先得。

另外，“領跑者計劃”+扶貧，加起來大概10G，因為下半年沒有指標了，一共大約34GW。國家有沒有可能把對分布式放個口子，這個看來現在希望不大，因為一放有可能要超過10GW了，至少現在來看整個今年大概34GW，出口還有一部分，出口去年的量，按照協會統計的量是31點幾個GW，現在算起來2018年光伏市場的總量應該60多個將近70GW，下半年有沒有不要補貼的一些項目，現在都在建，我知道有些工商業屋頂項目還在繼續建，因為它不要補貼也能算過賬來，還有一部分有些人在做示范，不要補貼的示范。

“領跑者計劃”，今年能夠并網的大概5個G。扶貧專項，這次理的比較清楚，答記者問，已經批復的扶貧總量大概15GW，已經建成的10GW，大概今年還有5GW左右在繼續實施，總的目標大概說是15GW，280萬戶，實際上大概打不住，整個加起來要解決280萬貧困人口的話，大概18個GW，可能還有第二批，“十三五”應該還有第二批扶貧項目。

所以說，現在開拓平價市場，過去我們就只有一個市場，就是補貼市場，現在不要補貼，一這個市場到底有多大，當然這個需要大家共同努力，能不能有技術創新把電價水平降下來。另外政府和電網也需要解決一些問題，我們常說的“五座大山”，“五座大山”我們光伏業內是沒有辦法解決的，“五座大山”壓下來，不說補簽拖欠，那“四座大山”影響我們電價20%，我們現在電價平均6毛錢，20%，如果說合理的話，如果能夠“五座大山”搬移的話可能能降到4毛錢左右，影響還是相當大的。另外，新的政策措施，市場化交易、綠色證書、強制配額，這個我認為是開啟了另外一扇窗，我待會兒會詳細的來解釋。

“領跑者計劃”在“幾座大山”問題上解決得比較好，土地不要錢，要么只有1元多錢，如果我們能控制在每平方米每年土地費用是不超過2元的話，我認為還是合理的，現在完全不一樣，有的最高的甚至收到6元/平方米，山東發的文是收到每年5元/平方米，而且有的是關門打狗，就是建成以后返過來向你再征收，但是這個政府不大可能一刀切，因為土地有集體所有制的、有國家所有制的，像屋頂都是各自業主的，所以政府也不可能命令以后你就每平方米降到2元，所以這個可能還是需要市場來進行調節，這座大山是不太容易切的，除非像“領跑者計劃”政府一刀切，我就可以給你降到2元以下、1元多甚至不要錢。

電網接入，這個主要在電網公司，是不是能夠按照國家政策來執行，棄光限發，到底是不是因為安全的問題，還是因為利益之爭，利益之爭你就應該解決，如果是安全性問題，棄光是合理的，但是這種，能源局一位領導曾經寫過一個文章，他就說從運行數據看，沒有任何支撐，棄光限電是因為造成了電網安全和電網阻塞而進行的棄光限電，沒有這樣的數據支撐，就是說目前的棄光限電不是因為對電網造成了威脅而造成了棄光限電，而是利益之爭。如果說這樣子的話，政府就應該解決、電網就應該解決。融資成本，補貼拖欠，更是應該解決的問題。融資成本，當然政府說的也不算，銀行不會聽政府的，他有自己運行的原則。

所以非技術成本造成了現在，20%以上的電價成本，所以說這個是應該能夠解決才行。

補貼拖欠大家都知道，到2020年如果不采取任何措施要超過3000億，接網費用實際上國家是有文件的，關于減輕可再生能源負擔這個文件特別明確，電網企業負責投資建設接網工程，但是現在大部分接網工程是開發商來投資建設的，也說了，電網企業如果是開發商建設的，電網階級應該按照協議或者第三方評估的投資額在2018年底前完成回購，但是現在我看了一個消息，回購率只有5%，基本上還是壓在開發商頭上，包括新建項目，除了領跑者，領跑者是嚴格按照這個文件執行的，都是電網來進行建設的，但是普通電站就沒有這么幸運了。這個問題如果按照國家的文件執行，每瓦9毛錢，每瓦將近1元錢，這個部分的成本如果能夠減下去的話這個還是相當可觀的。


再有一個，我們電網企業實際上很不容易，我們今天能發展到這么大的市場跟電網支持是分不開的。但是有題寫問題還需要認真研究。如是不是每個站都必須配無功補償，是不是每個站都要配功率預測，我們在國外看了很多光伏電站，美國、德國、西班牙、日本，人家也沒有配這些東西，應該在你的升壓站里配這些東西，但是要壓在每個站都這樣配是不是有必要，我不是說一定要裝或者一定不裝，至少應該它山之石可以功玉，至少借鑒一下人家怎么做的。另外光伏電站融配比，國內要求不能超裝，超過了逆變器的功率就要拆掉，這個就更沒有道理了，國際上普遍都是這樣來做的為什么中國就不能這樣做。

分布式有很多問題，一個是光伏滲透率的問題，逆功率流的問題，我沒有看到任何一個有說服力的分析，另外二次接入是不是380度的接入，你要上百萬的投資來做二次系統，有沒有必要，這個也是壓在我們分布式開發商頭上的負擔，令開發商很困惑，另外就是“凈電量計量”，咱們國家是禁止采用，既然我不要補貼，能不能享受“凈電量計量”，我可以不要補貼，但是你要我的發電量通通都能夠等于電網零售電價的價值？比如說我的用電電價大工業大概7毛錢，我如果說用了“凈電量計量”，我所有發電量都享受7毛錢的電價，不要補貼也是合算的，現在咱們國家是雙向計量，反送電的部分只能3毛多脫硫電價，而自發自用部分享受的是零售電價，但是“凈電量計量”就能夠使所有的光伏電量都是享受的7毛錢的電價，所以這個收益是大大不一樣的。這些問題電網公司能不能按凈用電量來結算，只要光伏的發電量小于一年的用電量，肯定你的光伏電站通通都是享受的高電價，這個是非常簡單的，而且也沒有交易成本。美國是42個州都是有凈電量計量法，就是允許采用“凈電量計量”，而且美國很多州都沒有補貼，就是按照這個政策推動了光伏的發展。

歐洲除了德國以外，其他國家也都是允許才用“凈電量計量”，包括日本，所以我們國家為什么不行？國外都是允許的，我們國家不允許。實際上這個政策的執行有利于提高光伏開發商的收益，直接打開一片“自發自用”的平價市場。

技術創新也需要政府和電網的支持，為什么？容配比的問題，容配比2010年以后國際上普遍都是采用這個辦法，因為可以大大提高收益，另外，比如原來一類地區國家原來限定的是等效利用小時數是1500，實際上這個放開以后增加20%就可以提高到1800，年發電小時數可以大大提高，度電成本成本立刻就可以下來，而且非常好的技術創新手段也已經寫進了IEC的標準，國內是不允許的。

實際上,假如說國家允許或者電網允許我們超裝，同樣要把保障性收購小時數提高上去，因為國家棄光限電標準是按照公布的保障性小時數來的，現在公布保障性收費小時數一類地區1500、二類地區1200左右，這個也要提高上去，一類地區要提高到1800、二類地區1500、三類地區1200，這樣我們的技術創新，你如果卡在仍然是1500、1200、1000的話，我沒有辦法，我能發1800你不讓我發也不行，所以這個是相輔相成的，首先你要放開，要允許我擴裝，第二，你要把標尺也要相應的提高，也只是最低的限度20%。實際上像國外、像美國這是1.4：1.0，前面光伏超裝40%在美國普遍都是這樣，這個電站我也去過。像SMA的，他甚至到1.6，經濟性最好的實際上是1.6：10，當然不同的地區不一樣，至少國外普遍接受的，就是超裝60%，就是10兆瓦的電站裝16兆瓦的光伏組件，這個是經濟性最好的、電價是最低的，這是SMA給的一個報告。

如果我們有“五座大山”不放開容配比是這樣一個邊界條件，如果我們去掉“五座大山”放開容配比另外一套邊界條件，當然這是最低。

現在咱們看一下財務的邊界條件，就是按照不同的邊界條件來做。

最后我就看結論，你如果有“五座大山”，不放開容配比，如果做到內部收益率10%，就是合理的收益比例、一個項目的話，實際的合理電價在三類資源區分別應該到7毛、8毛甚至1元錢，當然有的地方有“一座大山”，有的地方有“兩座大山”，我是極端情況“五座大山”都壓下來。如果我們能夠去掉“五座大山”，容配比能夠放開的話，實際上我們的合理電價同樣10%的內部收益率，我們就可以做到3毛5到5毛5，這樣就有一大批的市場能夠達到平價，至少是在用電側。

我還是按照高的比較，按照目前的水平，組件是1.9元，如果系統造價做到5元，如果我們做到極限，我們組件能夠做到1.5元/瓦，系統做到4元每瓦，我們合理電價就應該在2毛到4毛。至少一二類地區所有的普通光伏電站，包括全國所有的用戶側用電，都可以不要補貼了，我們肯定是能夠達到這樣一個水平的，就是說邊界條件定了以后，這就是一個簡單的數學問題。這是王淑娟整理的各地的電網電價數據，先看發電側，國家脫硫上網電價大概3毛6，在用電側從5毛多，居民用電最低的到工商業用電，10千伏接入的的電價都在0.7遠/kWh，我們把“五座大山”拿掉，2元的組件價格、5元的系統成本，我們也可以在用電側達到平價。如果說我們努力做到最低價，所有的用電側都是可以達到不要補貼的，這是非常顯而易見的。

光伏業內如果說開拓平價光伏市場，光伏業內我們需要做的，我們把成本售價降到2元以下，系統降到5元以下，我們把利用小時數，通過擴裝，這樣一個創新手段就可以做到1800、1500、1200，國家、政府部門和電網也需要回答幾個問題，補貼能不能不拖欠？能不能電網接入按照國家的政策執行？棄光率能不能控制在5%以下？土地成本、貸款，就是融資成本是不是能夠進一步降低，能不能放開容配比，而且把相應的保障小時數提高，最低只提高到20%，其實我們還可以更高，當然我們就不說了。

一、二、三、六這幾項，至少是政府和電網義不容辭的責任，這個才有可能給我們開啟一扇窗。當然還有一些差異化的市場，像這是云南的劉祖明教授，他做的非常成功的，他做的直接把交流電提水的解決方案全部給斃掉了，因為現在光伏組件非常便宜，在高山地區很多無電的村莊他們是需要灌溉用水、需要人畜飲水，過去都是拉交流電非常不方便，而且電費非常貴，有的現在有交流電的拉上去的，因為電費很貴，所以老百姓也是申請來用光伏水泵，光伏水泵一次投資以后再也沒有費用了，而且他做的功率很大，原來我們的光伏水泵做幾千瓦，人畜飲水，現在真正解決了灌溉用水，這是做的非常成功。現在已經做到國外，亞洲開發銀行馬上下個月在云南要組織各個發展中國家到那兒去做培訓，打開了一大片的市場，現在供不應求。

像太陽能路燈。我們大家都知道，原來“亮起來工程”，北京市農村，光是北京15萬套，現在都趴在那兒了，根本就沒有發揮作用，一次投資以后，幾年以后蓄電池一壞就沒人管了，三年保修期以后，現在不一樣了，第一，LED他的可靠性提高非常多，達到5萬小時，他的光效比普通的提高了3倍，所以說原來一個45瓦的低壓大燈至少要配100—150瓦的光伏組件，現在只需要裝15瓦LED，50瓦光伏組件，亮度一樣，整個成本都下來了，所以說這是隨著技術創新，像現在LED包括鋰電池，現在再不用鉛酸電池了，原來鉛酸電池3—5年就壞了，現在鋰電池可以到2000次，整個壽命可以延長到8年，而且都是智能化，一個手機上可以實時監控1萬盞以上的太陽能路燈，所以一下進入了商業化的階段，1000多元一套燈，使用8年，經濟上完全可以PK掉交流的路燈，而且沒有電費的問題，就把太陽能路燈一下子推向了商業化市場，所以這個公司做的非常好，現在在國外也做的非常多，

現在在國內也是，“5.31”之后的業務量提高了30%，隨著技術進步，原來我們認為不行的，這個市場就沒有辦法解決，幾年蓄電池一壞，政府沒有人承擔，現在不一樣了，現在1000多元可以持續點燃8年，一下子商業化的市場迅速推開，這個就是一個差異化的市場。我們原來就是做這個的，覺得這個沒戲，幾年以后蓄電池一壞，可是現在人家真正的商業化市場了，根本不要國家補貼的，像光伏水泵、像這個完全用不著。

另外，新的政策，非常清楚，國家剛剛下發的，積極推進電力化市場交易，這里面非常明顯的信號，是跟原來的文件不一樣的，第一，市場化交易要和清潔能源配額制結合，而且全體電力用戶承擔配額消納的，這個是跟原來不一樣的，原來文件可不是這樣寫的。再有一個，他的整個定價機制不談補貼了，就是一個基礎電價+浮動電價，也就是說有可能他是一個順價銷售的概念。

第二個，直接進入順價銷售了。比如我一年用2000度電，有200度電給我配額，配額的是你必須買風電或光伏發電，這個價格是多少呢？價格比如說規定，每度電再增加3毛錢，我200度電一年只增加60元，這樣的概念，直接把補貼的問題也解決了、消納的問題也解決了，所以這個給出了信號。所以這個給我很大的希望。原來的不行，原來的市場化交易試點還是擺脫不了補貼，補貼由電網墊付。現在國家等于說你報上來的試點，你如果不要補貼就做，如果還是要補貼也是沒法做。所以新的電價是不談補貼的，直接就是談順價銷售的問題，所以這個就把這個問題解決了，擺脫開補貼的糾纏。

另外，像這個文件，可再生能源電力配額征求意見稿，可再生能源電力價格，給了非水的可再生能源配額，非水就是風電、光電，這個是配到各處的，你必須要按照配額來執行，但是這個文件又沒有說補貼的問題，只解決消納，沒有補貼，不解決補貼的問題，這個也是不行。所以說，一定要按照新的政策，假如說我分析的對，就是不但解決了消納問題，強制配額。

另外一個，順價銷售，就能夠解決補貼問題，所以我對這個還是非常期待，當然最后出來是不是這樣子我不知道，而且通過電力交易中心他是500萬千瓦的用戶，你就進入電力中心交易，500萬千瓦/年，我可以跟別人進行討價還價了，電力交易中心實際上中國各個省都已經成立了，所以已經有了這樣一個條件來進行市場化交易，所以我對這個政策期待很大。

從國家的長遠目標來看是這樣的，2035年，這是能源所給國家能源局提的一個目標，2035年實現人均1000瓦，倒推過來，2035是15億千瓦的話，2030年10億，2025年5億，2020年2.5億，按照這個，實際上我們每年的平均裝機是不小于50G，2020—2025每年平均裝機50G，2026甚至更多，到2035平均每年裝機1億千瓦。長遠來看，中國能源轉型這樣的目標是一定會促進光伏有更大的發展，就是說前途是非常光明的。

結論，需要補貼的光伏市場可能會大大受限，平均每年大概也就30G，直到平價以后就不再需要補貼了；平價光伏市場需要政府和電網解決三座大山的問題、解決容配比的問題，如果能夠解決得好就是60%的市場都有可能不再需要國家補貼，這個問題如果解決得好。另外，新的政策，市場化交易+可再生能源電力配額+非水可再生能源電力配額+綠色證書制度+順價銷售，又能開啟一大塊市場，雖然要補貼，但是通過市場競爭方式解決補貼問題，而且有一個電力配額制，一下子又能開啟相當大的政策市場，還有差異化的市場等等。

其實還有一個，出口市場。出口市場去年是31G，以前都沒有超過31G，最多28G，今年我估計比去年還要高，35—40G，加上今年的35G，一共今年仍然是有70幾個G，跟去年是持平的，所以今年并不悲觀。再有，補貼的市場30G，今后幾年，平價的市場不

知道有多少，新的政策強制化電力配額的市場化交易的市場，還有一個差異化的市場，整個這五大市場我認為每年50GW應該是以后在最近兩三年仍然能夠回到這樣一個市場的規模，盡管補貼的市場是大大壓縮了，但是其他的市場對我們又敞開了。