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近日，住房城鄉建設部發文，將聯合多部門開展工程建設領域專業技術人員職業資格“掛證”等違法違規行為專項整治。

整治內容：對工程建設領域勘察設計注冊工程師、注冊建筑師、建造師、監理工程師、造價工程師等專業技術人員及相關單位、人力資源服務機構進行全面排查，嚴肅查處持證人注冊單位與實際工作單位不符、買賣租借(專業)資格(注冊)證書等“掛證”違法違規行為，以及提供虛假就業信息、以職業介紹為名提供“掛證”信息服務等違法違規行為。

通知原文：

住房城鄉建設部辦公廳等關于開展工程建設領域

專業技術人員職業資格“掛證”等違法違規行為專項整治的通知
 
各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團住房城鄉建設、人力資源社會保障、交通運輸、水利主管部門，省級通信管理局，各地區鐵路監管局，民航管理局：
  為遏制工程建設領域專業技術人員職業資格“掛證”現象，維護建筑市場秩序，促進建筑業持續健康發展，住房城鄉建設部、人力資源社會保障部、工業和信息化部、交通運輸部、水利部、鐵路局、民航局決定開展工程建設領域專業技術人員職業資格“掛證”等違法違規行為專項整治（以下簡稱專項整治）。現將有關事項通知如下：
  一、專項整治內容和目標
  對工程建設領域勘察設計注冊工程師、注冊建筑師、建造師、監理工程師、造價工程師等專業技術人員及相關單位、人力資源服務機構進行全面排查，嚴肅查處持證人注冊單位與實際工作單位不符、買賣租借（專業）資格（注冊）證書等“掛證”違法違規行為，以及提供虛假就業信息、以職業介紹為名提供“掛證”信息服務等違法違規行為。通過專項整治，推動建立工程建設領域專業技術人員職業資格“掛證”等違法違規行為預防和監管長效機制。
  二、工作安排
  （一）自查自糾（2018年12月至2019年1月底）。
    地方各級住房城鄉建設、人力資源社會保障、交通運輸、水利、通信部門負責組織本行政區域內自查自糾工作，指導、督促本地區工程建設領域專業技術人員、相關單位、人力資源服務機構進行自查自糾。相關專業技術人員和單位應對照相關法律法規，對是否存在“掛證”等違法違規行為進行自查。存在相關問題的人員、單位，應及時辦理注銷等手續。在自查自糾期間，對整改到位的，可視情況不再追究其相關責任。
    各省級住房城鄉建設部門會同人力資源社會保障、交通運輸、水利、通信主管部門總結本地區自查自糾情況，并由省級住房城鄉建設部門統一匯總形成自查自糾情況報告，于2019年2月20日前報住房城鄉建設部，并抄送人力資源社會保障部、工業和信息化部、交通運輸部、水利部、鐵路局、民航局。
  （二）全面排查（2019年2月至2019年6月底）。
    各省級住房城鄉建設、人力資源社會保障、交通運輸、水利、通信主管部門在自查自糾基礎上組織開展全面排查。要結合參保繳費、人事檔案等相關數據和信息，對工程建設領域專業技術人員進行全面比對排查，重點排查參保繳費單位與注冊單位不一致情況；對排查出的問題要及時調查核實，對存在“掛證”等違法違規行為的，由發證機關依法依規從嚴處罰。人力資源社會保障部門要對人力資源服務機構違規發布虛假就業信息、以職業介紹為名提供“掛證”信息服務、扣押勞動者職業（專業）資格（注冊）證書的行為進行全面排查，對存在違法違規行為的依法從嚴查處。
  地方各級住房城鄉建設、交通運輸、水利、通信部門對排查中發現人員掛靠問題突出的單位，要依據有關法律法規，對其承建項目主要管理技術人員到崗履職情況進行全面排查，對存在違規行為的依法依規處理。要完善工程建設領域專業技術人員信息，利用建筑市場監管信息平臺和相關信用信息平臺數據進行比對，發現問題線索并及時查處。
  各省級住房城鄉建設、人力資源社會保障、交通運輸、水利、通信主管部門總結本地區全面排查工作情況，并由省級住房城鄉建設部門統一匯總形成專項整治全面排查工作總結，于2019年7月15日前報住房城鄉建設部，并抄送人力資源社會保障部、工業和信息化部、交通運輸部、水利部、鐵路局、民航局。自2019年3月起，每月5日前省級住房城鄉建設部門負責將上月查處的工程建設領域專業技術人員職業資格“掛證”等違法違規情況處理匯總表（見附件）報住房城鄉建設部，并抄送人力資源社會保障部、工業和信息化部、交通運輸部、水利部、鐵路局、民航局。
    （三）指導監督（2019年2月至2019年9月底）。
    住房城鄉建設部、人力資源社會保障部、工業和信息化部、交通運輸部、水利部、鐵路局、民航局將加強各地專項整治工作開展情況的指導監督，對重點問題和典型案件掛牌督辦；對工作開展不力的地區、部門及相關責任人進行約談；情節嚴重的，提請有關部門對相關責任人進行問責。
     三、工作要求
  （一）強化組織實施。各省級住房城鄉建設、人力資源社會保障、交通運輸、水利、通信主管部門要高度重視專項整治工作，強化組織領導，加強溝通協調，明確任務分工，制定具體工作方案，落實責任部門和責任人，確保專項整治取得實效；要積極會同公安、網監等主管部門，利用信息化等手段，加強對專業技術人員、相關單位、人力資源服務機構違法違規行為的排查力度。
  （二）依法從嚴查處。地方各級住房城鄉建設、人力資源社會保障、交通運輸、水利、通信部門要遵循“全覆蓋、零容忍、嚴執法、重實效”的原則，依法從嚴查處工程建設領域職業資格“掛證”等違法違規行為。對違規的專業技術人員撤銷其注冊許可，自撤銷注冊之日起3年內不得再次申請注冊，記入不良行為記錄并列入建筑市場主體“黑名單”，向社會公布；對違規使用“掛證”人員的單位予以通報，記入不良行為記錄，并列入建筑市場主體“黑名單”，向社會公布；對違規的人力資源服務機構，要依法從嚴查處，限期責令整改，情節嚴重的，依法從嚴給予行政處罰，直至吊銷人力資源服務許可證。對發現存在“掛證”等違規行為的國家機關和事業單位工作人員，通報其實際工作單位和有關國家監察機關。
  各地專業技術人員職業資格注冊管理部門在專項整治工作中要嚴肅工作紀律，嚴格遵守各項管理規定，及時快捷辦理各項注銷、注冊等手續，確保整治期間各項注冊工作有序進行。對于專業技術人員與用人單位沒有勞動關系或已解除勞動關系，但因各種原因未辦理注銷注冊的，專業技術人員職業資格注冊管理部門可依據用人單位或個人申請及提交的與原用人單位解除勞動合同書面證明、勞動仲裁、司法判決等材料，直接辦理注銷手續。
  涉及到注冊建筑師的具體工作，由省級住房城鄉建設、人力資源社會保障部門指導本地區注冊建筑師管理委員會，按照《中華人民共和國注冊建筑師條例》和本通知要求進行。
  （三）堅持源頭治理。地方各級住房城鄉建設、人力資源社會保障、交通運輸、水利、通信部門要梳理與專業技術人員職業資格掛鉤的有關措施和規定，沒有法律法規依據的一律取消；要加強職業資格考試報名審核，嚴格杜絕不符合報考條件的人員參加工程建設領域各類職業資格考試；在考試、注冊審批時嚴格核查，對未盡到職責的單位和人員進行問責。地方各級住房城鄉建設部門在辦理除資質許可外的相關行政許可審批時，不得將工程建設領域專業技術人員職業資格作為審批條件。
  （四）強化信息公開。地方各級住房城鄉建設、人力資源社會保障等部門應公布投訴舉報電話和信箱，并向社會公布，對投訴舉報事項要逐一登記，認真查處；要充分發揮建筑市場監管信息平臺和相關信用信息平臺作用，對被查處的違法行為單位和人員，在平臺中記錄其不良行為，并向社會公布，形成失信懲戒和社會監督機制。
  （五）加強輿論引導。地方各級住房城鄉建設、人力資源社會保障等部門要通過各種途徑加強教育引導和宣傳，充分運用典型案例進行警示教育，提高專業技術人員、有關單位、人力資源服務機構對“掛證”等違法違規行為危害性的認知，增強行業自覺抵制“掛證”等違法違規行為意識，有效發揮專項整治的最大成效。
  （六）建立長效預防機制。地方各級住房城鄉建設、人力資源社會保障、交通運輸、水利、通信部門對專項整治工作要進行全面分析總結，認真梳理分析整治過程中發現的問題，充分總結經驗，結合地區行業實際，鼓勵相關單位建立可持續的人才培養與梯隊建設機制，形成預防、查處和監管的長效機制。
  附件：工程建設領域專業技術人員職業資格“掛證”等違法違規情況處理匯總表

                 中華人民共和國住房和城鄉建設部辦公廳
                 中華人民共和國人力資源和社會保障部辦公廳
                 中華人民共和國工業和信息化部辦公廳
                 中華人民共和國交通運輸部辦公廳
                 中華人民共和國水利部辦公廳
                 國家鐵路局綜合司
                 中國民用航空局綜合司
                 2018年11月22日

       各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委（能源局）、經信委（工信委、工信廳），各國家能源局派出機構，國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司、中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、國家能源投資集團公司、國家電力投資集團公司、中國華潤集團公司、中國長江三峽集團公司、國家開發投資公司、中國核工業集團公司、中國廣核集團有限公司、電力規劃設計總院、水電水利規劃設計總院：

   隨著風電、光伏發電規模化發展和技術快速進步，在資源優良、建設成本低、投資和市場條件好的地區，已基本具備與燃煤標桿上網電價平價（不需要國家補貼）的條件。為促進可再生能源高質量發展，提高風電、光伏發電的市場競爭力，現將推進風電、光伏發電無補貼平價上網的有關要求和支持政策措施通知如下。

  一、開展平價上網項目和低價上網試點項目建設。各地區要認真總結本地區風電、光伏發電開發建設經驗，結合資源、消納和新技術應用等條件，推進建設不需要國家補貼執行燃煤標桿上網電價的風電、光伏發電平價上網試點項目（以下簡稱平價上網項目）。在資源條件優良和市場消納條件保障度高的地區，引導建設一批上網電價低于燃煤標桿上網電價的低價上網試點項目（以下簡稱低價上網項目）。在符合本省（自治區、直轄市）可再生能源建設規劃、國家風電、光伏發電年度監測預警有關管理要求、電網企業落實接網和消納條件的前提下，由省級政府能源主管部門組織實施本地區平價上網項目和低價上網項目，有關項目不受年度建設規模限制。對于未在規定期限內開工并完成建設的風電、光伏發電項目，項目核準（備案）機關應及時予以清理和廢止，為平價上網項目和低價上網項目讓出市場空間。

  二、優化平價上網項目和低價上網項目投資環境。有關地方政府部門對平價上網項目和低價上網項目在土地利用及土地相關收費方面予以支持，做好相關規劃銜接，優先利用國有未利用土地，鼓勵按復合型方式用地，降低項目場址相關成本，協調落實項目建設和電力送出消納條件，禁止收取任何形式的資源出讓費等費用，不得將在本地投資建廠、要求或變相要求采購本地設備作為項目建設的捆綁條件，切實降低項目的非技術成本。各級地方政府能源主管部門可會同其他相關部門出臺一定時期內的補貼政策，僅享受地方補貼的項目仍視為平價上網項目。

  三、保障優先發電和全額保障性收購。對風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目，電網企業應確保項目所發電量全額上網，并按照可再生能源監測評價體系要求監測項目棄風、棄光狀況。如存在棄風棄光情況，將限發電量核定為可轉讓的優先發電計劃。經核定的優先發電計劃可在全國范圍內參加發電權交易（轉讓），交易價格由市場確定。電力交易機構應完善交易平臺和交易品種，組織實施相關交易。

  四、鼓勵平價上網項目和低價上網項目通過綠證交易獲得合理收益補償。風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目，可按國家可再生能源綠色電力證書管理機制和政策獲得可交易的可再生能源綠色電力證書（以下簡稱綠證），通過出售綠證獲得收益。國家通過多種措施引導綠證市場化交易。

  五、認真落實電網企業接網工程建設責任。在風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目規劃階段，有關省級能源主管部門要督促省級電網企業做好項目接網方案和消納條件的論證工作。有關省級電網企業負責投資項目升壓站之外的接網等全部配套電網工程，做好接網等配套電網建設與項目建設進度銜接，使項目建成后能夠及時并網運行。

  六、促進風電、光伏發電通過電力市場化交易無補貼發展。國家發展改革委、國家能源局會同有關單位組織開展分布式發電市場化交易試點工作。鼓勵在國家組織實施的社會資本投資增量配電網、清潔能源消納產業園區、局域網、新能源微電網、能源互聯網等示范項目中建設無需國家補貼的風電、光伏發電項目，并以試點方式開展就近直接交易。鼓勵用電負荷較大且持續穩定的工業企業、數據中心和配電網經營企業與風電、光伏發電企業開展中長期電力交易，實現有關風電、光伏發電項目無需國家補貼的市場化發展。

  七、降低就近直接交易的輸配電價及收費。對納入國家有關試點示范中的分布式市場化交易試點項目，交易電量僅執行風電、光伏發電項目接網及消納所涉及電壓等級的配電網輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費。對納入試點的就近直接交易可再生能源電量，政策性交叉補貼予以減免。

  八、扎實推進本地消納平價上網項目和低價上網項目建設。接入公共電網在本省級電網區域內消納的無補貼風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目，由有關省級能源主管部門協調落實支持政策后自主組織建設。省級電網企業承擔收購平價上網項目和低價上網項目的電量收購責任，按項目核準時國家規定的當地燃煤標桿上網電價與風電、光伏發電項目單位簽訂長期固定電價購售電合同（不少于20年），不要求此類項目參與電力市場化交易（就近直接交易試點和分布式市場交易除外）。

  九、結合跨省跨區輸電通道建設推進無補貼風電、光伏發電項目建設。利用跨省跨區輸電通道外送消納的無補貼風電、光伏發電項目，在送受端雙方充分銜接落實消納市場和電價并明確建設規模和時序后，由送受端省級能源主管部門具體組織實施。鼓勵具備跨省跨區輸電通道的送端地區優先配置無補貼風電、光伏發電項目，按受端地區燃煤標桿上網電價（或略低）扣除輸電通道的輸電價格確定送端的上網電價，受端地區有關政府部門和電網企業負責落實跨省跨區輸送無補貼風電、光伏發電項目的電量消納，在送受端電網企業協商一致的基礎上，與風電、光伏發電企業簽訂長期固定電價購售電合同（不少于20年）。對無補貼風電、光伏發電項目要嚴格落實優先上網和全額保障性收購政策，不要求參與跨區電力市場化交易。

  十、創新金融支持方式。國家開發銀行、四大國有商業銀行等金融機構應根據國家新能源發電發展規劃和有關地區新能源發電平價上網實施方案，合理安排信貸資金規模，創新金融服務，開發適合項目特點的金融產品，積極支持新能源發電實現平價上網。同時，鼓勵支持符合條件的發電項目及相關發行人通過發行企業債券進行融資，并參考專項債券品種推進審核。

  十一、做好預警管理銜接。風電、光伏發電監測預警（評價）為紅色的地區除已安排建設的平價上網示范項目及通過跨省跨區輸電通道外送消納的無補貼風電、光伏發電項目外，原則上不安排新的本地消納的平價上網項目和低價上網項目；鼓勵橙色地區選取資源條件較好的已核準（備案）項目開展平價上網和低價上網工作；綠色地區在落實消納條件的基礎上自行開展平價上網項目和低價上網項目建設。

  十二、動態完善能源消費總量考核支持機制。開展省級人民政府能源消耗總量和強度“雙控”考核時，在確保完成全國能耗“雙控”目標條件下，對各地區超出規劃部分可再生能源消費量不納入其“雙控”考核。

   請各有關單位按照上述要求，積極推進風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目建設，各省（自治區、直轄市）能源主管部門應將有關項目信息報送國家能源局。國家發展改革委、國家能源局將及時公布平價上網項目和低價上網項目名單，協調和督促有關方面做好相關支持政策的落實工作。

  對按照本通知要求在2020年底前核準（備案）并開工建設的風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目，在其項目經營期內有關支持政策保持不變。國家發展改革委、國家能源局將及時研究總結各地區的試點經驗，根據風電、光伏發電的發展狀況適時調整2020年后的平價上網政策。

                                                                                                                              國家發展改革委

                                                                                                                               國家能源局

                                                                                                                              2019年1月7日

 11月22日，由中國光伏行業協會主辦的“2018中國光伏行業年度大會暨智慧能源創新論壇”在合肥市隆重召開，會議以“新形勢、新作為”為主題，旨在研究能源變革背景下，光伏行業持續創新發展的方向與路徑。大會就中國光伏產業概況、能源變革下光伏前景展望、中美“貿易”爭端背景下光伏出口形勢、未來光伏產業發展格局、光伏發電最新技術、光伏+儲能、智慧能源等多個議題進行了深入探討。

商務部貿易救濟調查局局長 余本林

 過去十幾年，中國光伏行業經歷了很多風風雨雨，但經過這么多磨難之后仍見到了彩虹。行業發展如此之壯大，從2000年到2007年，中國光伏產業成為全球第一，產品產量高速增長，到2011年，先后遭遇歐盟、美國、印度、澳大利亞等雙反調查，幾乎是全球性的封鎖，但中國光伏產業在過去十幾年發展壯大過程中，通過應對貿易摩擦，成功地化危機為機遇。

 同時，我也想提出一個思考和一個提醒。思考就是光伏行業發展應該遵循什么樣的模式？尤其在行業發展壯大之后，以前粗放式的高速增長模式已經不再適用，國內國外等各種不確定因素下，光伏行業該如何發展？另外，近幾年我國應對歐美的貿易摩擦相對比較成功，市場也發生了一定轉移，由歐美市場逐漸轉向發展中新興市場。那么我也想給光伏企業提出一個提醒，在進軍新興市場的過程中，也要注意貿易摩擦問題，做到有序出口，穩步擴展海外市場。

工業和信息化部電子信息司副司長 吳勝武

 光伏產業是基于現有能源需求、與半導體技術相結合而興起的朝陽產業，經過十幾年的發展，光伏產業已成為我國為數不多的、可同步參與國際競爭并有望達到國際領先水平的戰略性新興產業。目前我國光伏產業在制造業規模全球領先，產業化技術水平不斷進步，應用市場快速成長，產業體系逐步健全，已具備向智能光伏邁進的堅實基礎。

 我國光伏產業正處于轉型發展的關鍵期，光伏企業應進一步加大研發力度，實施智能化和精細化管理，提高生產效率，提升發展質量，降低生產成本，加速提升光伏發電的競爭力。電力體制改革進程也要求光伏企業要改變傳統的僅提供產品和電力的發展模式，積極探索能源互聯網、儲能、分布式發電交易等新型技術和商業模式。

 2018年至今，工信部電子信息司主要開展了以下工作：一是著力實施統籌規劃、推進產業智能化的升級；二是加強行業管理，規范產業發展，繼續組織實施光伏制造產業規范條件；三是支持企業自主創新，增強產業核心競爭力；四是發布標準化基礎體系，不斷完善產業配套，貫徹落實光伏產業綜合標準化技術體系；五是引導開拓工業化的國際市場，推動光伏企業走出去。

 接下來，工信部將重點做好以下工作：一是加強行業管理，規范產業發展秩序；二是推動光伏產業加快轉型升級；三是優化光伏產業發展環境；四是加強光伏企業國際合作。

合肥市政協主席 韓冰

 太陽能是最清潔、安全、可靠的能源，發展國家正在把太陽能的開發利用作為能源革命的主要內內容。近幾年合肥市積極響應國家政策指引，搶抓光伏新能源產業戰略發展機遇，采取了多項措施。一是政策環境的優化，在全國率先推出一系列支持政策，其中光伏度電補貼在國補基礎上再補0.25元，連補15年，補貼力度可以說比較大了；二是在全國率先首創了光伏扶貧模式，目前光伏扶貧模式已經從合肥走向了全國。

 2017年，合肥市光伏企業實現產值425億元，走在全國城市前列。到目前為止，全市建成、并網發電的各類光伏發電系統超過了1.8萬個，裝機規模達2.2GW，位居全國省會城市前列。未來，合肥將繼續以打造中國光伏第一城為目標，持續推動我市光伏產業發展壯大和轉型升級，為生態文明建設不斷貢獻新的力量。

中國光伏行業協會副理事長兼秘書長 王勃華

 王勃華介紹，1到10月，國內硅片產量77.8GW，電池片產量60.5GW，組件產量63.7GW，體量較大企業產能利用率基本上保持在70%以上，很多體量較小企業的產能利用率已低于50%。據能源局發布數據，1到10月，我國新增光伏裝機量約36GW，累計超過116GW。

 王勃華表示，1到10月，我國硅片、電池片、組件出口總額增長了14.6%，多晶硅的進口處于下降趨勢。中國組件產品出口的集中度在持續降低，新型市場、遍地開花的局面擴大。去年我國的第一大組件出口市場印度，占總出口量的30.9%，今年只占15.9%。

 王勃華對光伏行業的全球前景持樂觀態度，他對光伏市場的未來做了簡單的分析，首先行業人要繼續對國內市場充滿信心，其次光伏行業是全球性的制造業，要立足全球市場來考慮問題；最后，光伏行業仍要創新，要降本、提質、增效。王勃華認為，光伏行業目前還處于成本快速下降的過程中，據他預計，2018年到2022年成本可能還會有百分之三十的下降。

國家發展和改革委員會能源研究所原所長 韓文科

 韓文科從大能源的角度，闡釋了對光伏產業發展的看法。他認為，在能源生產和消費革命背景下，結合供給側結構性改革等宏觀政策，完善相關產業政策，將進一步推動光伏產業發展。近來，產業政策發生了變化，競爭性政策逐漸抬頭，在光伏產業今后的發展中，國家的能源主管部門要在宏觀政策的作用下找尋新路徑，光伏和風電如何與其他能源形式結合，是行業如今要思考的問題。

 在韓文科看來，“2030”年及在實現“能源革命”的目標中，光伏將會替代部分核電的作用，成為清潔能源的第一主力，成為連接供應側和消費側的產業。

中國機電產品進出口商會副會長 王貴清

 王貴清認為，中美貿易爭端影響世界經濟，而世界經濟直接、間接地對光伏行業造成了影響。從8月啟動貿易戰開始，美國對中國做了一系列系統性研究，對中國經濟進行了全面的指責，包括技術轉讓、知識產權、創新的法律政策、市場準入、貿易逆差等問題。

 王貴清表示，在中美貿易戰中，光伏行業應做好以下三方面：練好內功，在行業當中有實力；保證市場多元化；做出適當的市場布局。假如做好這三方面，對他人的危機就能轉化為對自己的機遇。

 王貴清介紹，近幾年，光伏組件以高效組件出口為主，315W以上的高效組件占總出口比重在60%以上，且呈現增長趨勢。在他看來，如何保護海外市場，也是行業面臨的一個問題。美、歐、印等傳統市場，光伏企業扎堆進入，出口額漲的很快，接著那些國家就對中國光伏行業發起反傾銷、反補貼，然后企業又一起退出來。王貴清呼吁，光伏企業應對新興市場提早布局，如智利等國家與全球五十多個國家都有自由貿易區，企業可以利用自由貿易區的概念，規避雙反的風險。

對話論壇

 在光伏行業領袖對話環節，國務院原參事石定寰、天合光能董事長高紀凡、陽光電源董事長曹仁賢、隆基股份董事長鐘寶申、正泰新能源董事長仇展煒、三峽新能源董事長李斌、阿特斯COO張光春、通威集團副總裁胡榮柱、晶科電力副總裁余俏琦分別就國家政策、平價上網、企業發展等問題進行了探討。

 石定寰認為，如何把實現巴黎協議的承諾、結構調整、民營經濟發展的政策體現在“十四五”的規劃里面是至關重要的。但是也有薄弱的環節，能源規劃的制定者、決策者主要成員都是傳統化石能源，決策之前需要充分調查研究，充分聽取企業意見。對外貿易方面，歐盟取消MIP是一個好消息，但也要考慮到雙方合作共贏，一定要避免重蹈覆轍，搞低價傾銷。

 李斌認為，國家發展新型能源，一定要有政策可持續性，這樣才能增加市場的信心，他認為，在政策方面，行業仍需要政府提供減少非技術成本方面的支持，這也是支持光伏行業平價上網的一部分。目前設備制造商降價的幅度很大，作為電站投資商，出于希望光伏系統能在25年的運行周期內平穩運行的角度，李斌呼吁，希望設備廠商降價的前提是不降低產品質量。

 仇展煒表示，今后兩三年應當是有補貼項目和無補貼項目共存的時代，有補貼的項目要保留一定規模，補貼力度降低，無補貼項目大量發展起來。從企業的角度看，應該要求政府給無補貼項目創造一個良好的政策環境，如核準優先，融資優惠政策等。盡管目前經歷了531新政、中美貿易摩擦、經濟下調等，但機會仍然大于挑戰，光伏產業已經到了平價前的爆發時期。

 在高紀凡看來，今年光伏行業又經歷了一次內憂外患，但從中長期的角度來說，外界政策的變化，不一定會對光伏產業造成本質上的影響。他認為，目前光伏行業的規模確實不斷增大，但光伏產品的價格的快速下降，導致總銷售額并未增長。但過去十年間，光伏企業每年的投資卻不斷地增加，行業投入產出的比例越來越低。過去二十年是行業通過科技創新、政策支持、不斷投入資金規模化降成本的一個過程。但高質量的發展模式是以少的資源投入創造出更多價值，目前行業的發展方式沒有發生質變。高紀凡表示，行業要想向更有影響力、更高質量發展的方向，除了繼續降本增效，擴大規模以外，更重要的還是要完成從能源特性到感受特性的轉變，與一般能源本質上不同，用戶愿意為體驗付費，這時光伏才能成為基于光伏超越光伏的產業形態。

 曹仁賢認為，企業的自身經營、修煉內功是生存的關鍵，核心在于對市場、政策以及自身的認知有一個正確的認識，以往很多一流企業倒下無非是過于自信。同時也要積極吶喊和呼吁，盡管很多時候都沒有用，但該呼吁的還是要呼吁，十遍二十遍總會有一定效果。

 張光春認為，對行業來說，要堅持技術的發展，但技術的發展需要投資和時間，行業人應有耐心，包括PERC、背鈍化等技術在內，都是經過了很長的時間才能產業化。張光春表示，光伏行業是靠國外市場起家，中國光伏企業不能局限于中國市場，要有全球化定位。每個國家的貿易壁壘都會長期存在，在中國制造業走出去的過程中，行業存在的惡性競爭的壞習慣一定要改。

 鐘寶申認為，一方面，企業要對光伏產業有正確的認知，即這是一個光明的產業，盡管經歷了各種波折，規模仍在持續增長，因此一定要堅信光伏是人類所需要的，是一個光明的產業。另一方面，就是企業能夠活多久、能否活好，一是科技和管理創新，光伏是一個新興產業，技術發展很快，如何才能跟上甚至是引領技術的發展趨勢，隆基總結為“不領先不擴產”，如果在市場暫時供應短缺時一擁而上擴產，而技術和工藝無法達到領先水平的話，一旦市場遭遇風波很難收回投資；二是不要輕易拼盡全力，過早全力沖刺容易一無所有，保持財務穩健才能保持持續發展。

 余俏琦表示，由于光伏企業對政策的依賴度非常高，產業的起伏與政策緊密相關，在當前形勢下，整個行業應該同心協力共度難關。“531”后，上游組件價格的大幅下降加速了平價上網,從第三批領跑者的競價結果可以預測，第四批領跑者的價格趨于平價，在她看來，光伏行業要想走好平價上網前的“最后一公里”主要在于三點，補貼、非技術成本、規模。余俏琦表示，目前大量存量項目未納入目錄，補貼遲遲不到位影響了企業的現金流。技術成本已經很低了，非技術成本依賴于地方政府和電網的支持。有一定的規模才能支撐企業提高技術水平，假如非要面臨補貼和規模二者之間選一的情況下，光伏企業還是會選擇通過降低補貼來提升規模。

 胡榮柱表示，通威是從最難的多晶硅切入光伏產業，光伏產業的政策依賴性非常強，對于企業而言，首先要把自己做好，通威為什么有底氣擴產，還是因為經營管理，在保證持產品質量的情況下不斷的降低成本，才有市場的話語權。

 在光伏行業專家論壇環節，中國可再生能源學會副理事長趙玉文、中關村儲能聯盟理事長俞振華、中山大學教授沈輝、中國光伏行業協會副秘書長王世江、鑒衡認證光伏事業部總經理劉睿、集邦新能源EnergyTrend分析師陳君盈就補貼依賴、光伏+儲能、貿易壁壘、戶用分布式標準體系、未來高效技術發展等議題進行了深入的探討和分享。

國家發改委能源研究所可再生能源發展中心副主任 陶冶

 為應降本去補貼進程加快的需求，明年的工作重點將在電價循序調整、規模化項目管理的調整、上網側平價項目、配額制、綠證交易機制等方面，“十三五”末期及“十四五”初期的工作重點將在無補貼項目的推進以及完善配額制等方面。

 陶冶表示，應正確理解規劃目標與市場預期的區別，規劃目標并沒有對市場進行強約束，規劃目標是引導型目標，從實際結果來看，光伏的“十三五”規劃肯定還需要調整。

 在非化石能源比重目標上，2030年能源消費總量將控制在60億噸標準煤以內，非化石能源占能源消費總量比重達20%左右。根據最新的新增裝機數據，1-10月新增裝機35.78GW，占全部電力新增容量的42.5%。在補貼方面，目前補貼資金來源僅為可再生能源電價附加1.9分/千瓦時，到2017年累計補貼缺口達1200億元，在現有電價附加水平條件下，到2021年累計補貼缺口將達4000億元左右。那么該如何解決呢？陶冶認為，適當提高電價附加水平將有效降低累計補貼缺口，在2021年風電、光伏實現上網側平價條件下，預期能夠在十四五末期實現當年的收支平衡，而累計補貼資資金缺口預期通過擴大與配額制銜接的“綠證”交易規模來解決。

 對于平價問題，陶冶認為，應該理性看待平價，補貼問題不會自然而然消散，新增建設規模也不會“敞口式”發展，可再生能源在電力市場上的電力價值競爭上仍無法實現與傳統電力技術的持平，并且實現平價的階段目標后，仍需宏觀政策扶持。

 關于配額制，目標在于解決消納問題。第三版與第二版的區別主要有以下幾方面：第二版中提出最低約束指標，第三版中提出超過約束指標10%以上的作為激勵指標，超出配額部分的可再生能源消費量不納入雙控考核；第二版中將繳納補償金作為兜底政策，第三版中提出了電力市場信用體體系，列入電力市場主體不良信用紀錄予以聯合懲戒；第二版中是綠證交易，第三版中提出了市場化交易，向超額完成配額的市場主體購買起配額超額完成量，雙方自主確定轉讓價格，自愿認購綠證。

通威股份光伏事業部總裁 陳星宇

 陳星宇認為，能源革命是全行業乃至全社會的共識，以煤炭、石油為主的能源消費結構無疑是霧霾形成的主要原因，能源革命需要進一步的深化。

 陳星宇表示，當前制造光伏發電系統全過程的能源消耗，可以在電站建成之后的六到九個月全部收回。在三年之內，系統成本還可以下降20%甚至30以上。通威有清潔能源和水產板塊雙主業的發展，目前，通威水產飼料在全國領域占20%，在新能源領域，通威從多晶硅到電池片、組件、下游的漁光一體，由以永祥多晶硅、通威太陽能、通威新能源為主的企業形成了一條產業鏈。

 陳星宇介紹，通威對水面電站定下543的戰略，到2018年底，通威的全部電站要降到5元/W一下，明年降到4元/W，后年降到3元/W。隨著531的政策實施，進程已經明顯提前了，今年年底到明年上半年，通威將實現漁光一體電站建設成本降到4元/W以內。

國網能源研究院新能源與統計研究所主任工程師 黃碧斌

 黃碧斌表示，從運行實踐來看，分布式光伏發展應注重電力電量平衡問題及電壓控制問題。高滲透率分布式電源接入給配電網可靠經濟運行帶來了重大挑戰，目前在配電網層面不存在難以解決的技術問題。未來國網能源研究所將基于承載力，對每個110千伏的變電站做分區，將裝機容量和短路電流作為基于承載力的差異化管控的分區依據。根據大量典型配電網案例的量化分析，通過選取典型值可將各個供電區域劃分為推薦區、適建區、控制區和禁止區。

 建議在規劃建設方面把電網承載力納入分布式電源發展規劃當中，對于已有分布式電源發展規模較大的地區，請省公司、各地的電力公司向地方政府報備后，由地方政府發布重點地區的承載力，引導分布式電源的合理布局。

 另外，在核準備案方面：政府在推薦區和適建區簡化核準備案要求，對于控制區和禁止區應加以管控和暫停核準備案。在并網接入流程方面：對于推薦區和適建區，可以優化受理，進一步簡化管理流程，對于控制區和禁止區，嚴格相關的接入審核，以此引導企業在裝機容量比較小的地區做投資建設。調度運行方面：根據管控分區，確定不同的可觀可測可控要求。對于推薦區和適建區，沿用目前相對較低的調度運行管理要求，實現可觀或者可測，對于控制區和禁止區，按照國家標準或行業標準，做到可測可控。

陽光電源股份有限公司高級副總裁 趙為

 趙為認為，未來能源架構需要最大限度吸納可再生能源，使能源利用更加地高效、清潔、穩定，是能源發展的核心目標，基于這個核心目標所做的一切手段，都屬于智慧能源的一部分。他認為，能源結構不合理，電網靈活性不足制約高比例應用，新能源發電波動性，高滲透率制約高比例應用，智慧能源項目普遍盈利性差都是智慧能源目前面臨的挑戰。

 在他看來，儲能的普遍應用，讓高比例光伏等可再生能源應用成為可能。逆變器技術與產品加速迭代、光伏發電圍繞LCOE降低，不斷創新、電網側圍繞提升電網穩定性進行創新、物聯網、云計算、邊緣計算、大數據、AI等都能助力智慧能源發展。

英利綠色能源控股有限公司首席技術官 宋登元

 宋登元博士主要介紹了光伏發電的最新技術及展望，首先分享了晶體硅太陽電池的效率進展，包括單晶、多晶電池的實驗室和產業化效率，可以看出實驗室效率和產業化效率大概差了3~5個百分點，實驗室的電池走向生產還要考慮很多的因素。從2017~2018年，中國太陽能電池最高效率進展收錄了八個最高紀錄，今年有五種電池刷新了去年的紀錄，說明中國光伏產業的創新能力非常強。

 宋登元認為，高效的實驗室電池技術要成為產業化的技術，關鍵在于設備、材料和工藝復雜性以及硅片類型三個方面，并詳細介紹了PERC、PERT、HJT、TOPCon、IBC等高效電池技術。宋登元表示，國內光伏產業也存在一些短板，主要在基礎研究和關鍵設備方面，如何補短板、增長項是整個光伏行業需要思考并為之努力的。

 會議上，眾多來自行業主管部門、行業組織、行業專家、光伏企業領袖代表就一系列行業發展熱點問題進行探討分析，以更好地摸索新階段、新形勢下我國未來光伏產業發展方向與路徑。

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。

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。