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華電福新(816) 首個漁光互補項目並網發電+風景相 stockbisque

去年大約這個時間筆者寫過內地的漁光互補光伏發電項目，最近華電福新(816)的首個漁光互補項目已在江蘇泰州興化市正式並網發電了。據介紹該項目總規劃為200MW，總投資20億元，今次並網的是10MW首期工程，第二期80MW工程將會在2014年完成，到2015年完成全部投資。收益方面，該項目並網電價為每千瓦時1.30元，年均收益率為8%，10年左右可收回投資成本。

除了華電福新的項目外，當地政府也引入兩個漁光互補光伏發電項目，規模分別為100MW及200MW。三個項目皆位於當地李中水上森林公園(風景見文章底部)附近，當地居民除了可以每年從發電企業獲得可觀的魚塘租金和改養殖喜陰怕光、高附加值的魚種(如虎頭鯊與螃蟹、龍蝦、泥鰍、黃蟮等)外，日後更可以發展生態旅遊。所以雖然光伏發電年均收益率為8%，但社會整體收益遠高於此數字。

天然氣分布式能源項目
除了首個漁光互補項目並網外，華電福新位於蘇州的泰州醫藥城樓宇型天然氣分布式天然氣項目也報捷，在2013年12月28日正式並網。該項目是首批四個國家天然氣分布式能源示範項目其中一個，也是第一個並網發電的示範項目。項目裝機規模為4MW，所發電能全部上網，全年上網電量可達25,000MWh。

華電福新在天然氣分布式能源的技術和經驗可以說在同業中較為領先的。公司旗下的156MW廣州大學城分佈式能源項目是國內首個大規模併網的分佈式發電項目，據說該電站每年都要接待多個參觀考察團。而即將在今年3月試運行(9月正式投產)的上海迪士尼度假區分布式能源中心項目可能是另一個showcase 項目。

去年，華電福新聯同上海申迪與上海益流能源建的合資公司獲得上海迪士尼度假區分布式能源中心項目。從解放日報的報告，華電福新在天然氣分布式能源的優勢可見一斑：在上海迪士尼的建設中「由中方建設者提出先進方案，最後被美方認可和接受，這卻並不多見，能源中心項目可謂是一次“另類合作”。記者了解到，當美方公司第一次看到由華電福新能源公司提出的分布式能源解決方案時，就被其高效、環保的設計方案所吸引，這種模式正是迪士尼從未嘗試，而又渴望探索的方向。但是出於謹慎，美方仍花了8個月時間，就方案的可行性、可靠性做了充分論證，迪士尼首席科學家還親赴中國，實地考察項目，最終中方方案以其大膽創新和可靠穩定獲得了青睞」(原文)。

氣源的困局
發展天然氣分布式能源項目最大挑戰是天然氣供應量不足。面對這方面的困局，華電集團積極嘗試開拓頁岩氣源外，近月又分別簽署了海南澄邁及廣東江門LNG綜合能源項目，而最近又傳出收購加拿大天然氣資產的少數股權。

免責聲明: 由於部分資料來自網上或筆者觀點/計算有誤，本圖表/本文內容可能存在錯漏和僅供參考之用。讀者在作任何投資決定前請諮詢專業人仕及自行承擔一切投資風險。


江蘇興化風景
香港人喜歡田野上的油菜花，而江蘇興化提供另類選擇：水中油菜花。

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中國光伏發展需確保大規模並網

經過近十年的快速發展，太陽能光伏不再是全新的概念，光伏發電已成為世界包括中國在內的重要發電品種之一;而且由於太陽能的普遍性和靈活性，未來光伏發電成為世界主流能源的可能性很大。經過近10年努力，中國已成為最大的光伏制造與光伏應用國。在光伏發電發展上，可以說是世界看中國;中國的光伏市場和光伏政策對世界影響舉足輕重。

從裝機規模上，2012年全球光伏累計裝機突破100GW，2015年底達到約250GW。2012年以前，以德國、意大利、西班牙三國為代表的歐洲區域是全球光伏發展的核心地區，占全球總裝機規模的70%以上。而2013年以後，中國、日本、美國三國成為光伏主要增長區域。截至2015年底，中國、德國、日本、美國四個國家累計裝機都超過了20GW。

從2011年中國光伏上網電價政策出臺開始，中國的國內裝機量開始飛速提升。2012年中國年裝機量為4.5GW，僅次於德國的7.6GW居世界第二位;2013至2015年，中國新增光伏裝機10.95GW、10.60GW與15.13GW，增長連續排名世界第一，占全球新增裝機的約四分之一。按照中國2030年之前達到碳排放峰值，且2020年非化石能源占一次能源消費比重15%的目標，2020年中國光伏裝機總量需要達到100GW，意味著“十三五”期間光伏裝機將保持每年10~15GW的發展速度。

從發電量與發電比例上看，德國已率先實現了光伏發電大規模並網應用。2015年，德國可再生能源發電占比合計為32.5%，超過了其他電源，其中光伏發電比例為6.5%。而2015年中國光伏並網發電量雖然增長率很高，但比例仍然微小，僅占總發電量的0.7%。無論如何，基於中國世界第一的能源與電力消費總量，中國光伏裝機都有著極大發展空間。

從發電成本上看，按照學習曲線預測，如果以中國2020年1億~1.5億千瓦光伏裝機的目標進行估算，屆時中國西部地區發電成本可降至0.42~0.45元/kWh，東部地區可降至0.60~0.65元/kWh。按現在的發展速度，中國光伏發電有可能在2025年前達到平價上網的水平。

從產業規模上看，以光伏組件計，中國一直是最大的生產國，占全球產量約一半。在目前行業產能過剩壓力下，中國光伏組件產量仍處於增長態勢，2015的年產量為43GW，內銷比例已超40%。中國光伏產業集中度較高，2014年全球前十大光伏企業中，中國占有6席，且前5名均為中國企業。中國光伏行業經過多年積累，在全產業鏈條上，如材料、設備、生產、應用等各方面，都取得了巨大的提升和規模化成就，目前是全球光伏制造業產業化技術應用最廣泛、配套能力最完善、價格最具備競爭力的。

然而，中國光伏發展與世界先進國家相比還存在兩方面差距：一是隨著發電量的增長，光伏發電大規模並網應用仍未出現妥善的解決方案。直接影響中國光伏的可持續健康發展。從發電小時數上看，2012~2015年，中國光伏利用小時數為1423、1342、1235、1133小時，呈每年遞減約5%的趨勢。2015年中國光伏發電比例為0.7%，棄光比例超過10%，西北部分地區棄光率甚至超過30%。而同期德國光伏發電比例為6.5%且將棄光比限制在1%左右。

與中國相比，德國的可再生能源並網存在幾個方面的優勢：電網規模相對小，且與歐洲大電網相連;國家面積小，可再生資源稟賦較易預測;分布式占主要比例;有市場化電力市場和電價作為支撐;環境與碳排放等各類約束政策實施較好。然而，德國的高比例可再生能源並網並不是沒有代價的，2015年德國電價中的可再生能源附加費為6.35歐分/千瓦時(其中2.63歐分分配給太陽能光伏)，比2012年提高了75%，這導致德國成為歐盟能源費用第二高的國家，僅僅德國的電力附加費就超過了中國許多地區的電力價格。中國是發展中國家，需要保持電價相對穩定與相對低廉，因此，中國需要在電價約束下尋找解決並網問題，比如說儲能與分布式結合應用技術。

二是中國的光伏政策需要改進。世界範圍內，可再生能源的支持政策主要包括上網電價政策與配額政策。上網電價通過直接標價方式使可再生能源投資者獲得可預期的穩定收益，配額制通過政府主導強制電力企業消納一部分比例的可再生能源。前者強調“有利潤”，後者強調“有市場”，組合起來可以很好地支持光伏的可持續發展。中國光伏上網電價政策從2011年起實施，至今已被市場與社會接受;而在配額制方面，主要以政府制定國家或省市各地區的裝機計劃。裝機計劃雖然適合我國國情，但存在兩個問題，一是行政手段加大了市場扭曲;二是國外配額制的核心是基於售電側市場，可以通過價格將光伏建設和消納成本疏導至消費終端，而裝機計劃的價格機制更多停留在地方政府與投資者層面，電網需要獨自承擔消納成本，自然影響其接納的積極性。

從“十三五”開始，中國光伏發展的重中之重是如何解決大規模發電並網。首先需要找到“能夠並網”的方法。對近年來的光伏發電效率下降應引起足夠重視，在學習國外先進經驗的同時，大力推進儲能技術的發展與儲能和分布式結合的應用，搶占儲能技術領先位置，早日制定對儲能行業的扶持政策以及針對光伏與儲能結合的專門補貼政策。其次是需要確定“必須並網”的制度。此前中國政府曾對國家電網三令五申必須全額消納可再生能源發電，然而現實結果不盡如人意。接下來，政府需要通過電力市場化改革，對各級發電、售電公司引入更市場化的配額機制，通過市場化電價傳遞環境成本與消納成本，從制度上更有效地確保光伏並網。

(作者系廈門大學能源經濟協同創新中心主任)

保爾森基金會：建議設京津冀可再生能源並網試點區

保爾森基金會6日建議，借鑒德國和美國得州的實踐經驗，設立京津冀可再生能源並網試點區。

該當日發布《風光無“限”——助力京津冀可再生能源的領軍之旅》報告。報告認為，京津冀地區開展可再生能源並網試點具備優勢。

分析稱，北京與張家口是2022年冬奧會的聯合舉辦地，張家口擁有豐富的風光資源，北京也正在尋求清潔能源轉型。借鑒德國和美國得克薩斯州這兩個國際案例，報告認為，京津冀地區可以成為全國可再生能源並網的典範，提高非化石燃料發電占比，同時改善空氣質量。

報告作者、保爾森基金會研究部副主任侯安德介紹，京津冀地區可以在提高可再生能源利用和降低棄風率方面發揮積極領導作用，“這兩點也是中國實現宏偉的清潔能源和減排目標的關鍵。”侯安德認為，確保張家口的清潔電力輸送到整個京津冀地區，也是推進京津冀地區經濟一體化協調發展的切實成果。

據介紹，北京市和河北省張家口市贏得了2022年冬奧會的聯合主辦權。攜手備戰冬奧會之際，兩地也制定了雄心勃勃的發展戰略，以展示在治理空氣汙染和發展清潔能源方面的成就。

張家口已被列為首個國家級可再生能源示範區。截至2015年底，張家口的風電和光伏發電容量達到8吉瓦，計劃到2030年增長到50吉瓦。

但報告認為，張家口城市規模較小，用電需求並不大，不足以完全消納本地的清潔電力，導致張家口棄風率一直居高不下。報告稱，張家口目前的可再生能源示範區通過擴大本地用電負荷與引進高載能行業的發展戰略，可能與國家制定的提高能效和2020年達到能源消費總量控制的目標有沖突。

報告提出了新的解決方案：試點可擴大到張家口之外，將整個京津冀地區設為“可再生能源並網試點區”，將張家口的清潔電力直接輸送到北京和天津等電力需求較高的中心地區。由於棄風仍是京津冀地區甚至全國實現清潔能源轉型的重大困擾，報告建議將降低“棄風率”作為關鍵目標之一。

中國對可再生能源的投入以及可再生能源發電裝機容量均已位居世界前列，但可再生能源發電量卻落後於其它國家。

2015年，美國的風電並網容量僅為中國的58%，但風力發電量卻超過中國。報告稱，從2011年到2015年，中國棄風限電導致的電費損失累計約510億元人民幣，多消耗了原本可以避免的4.3億噸原煤。

報告認為，用4至5年的時間足以讓投資和建設到位，完成政策調整，使可再生能源棄風率降至1%以下。為實現這一目標，需要制定明確的實施方案及時間表。

據預測，將可再生能源並網試點擴大到整個京津冀地區，不但可以提高可再生能源新增電力與輸電規劃的協調性，還可以探索區域性電力現貨市場制度，實現可再生能源的全區調度。

報告還建議，提高可再生能源新增電力與輸電規劃的協調性，同時加快對輸電設施的投資，確保京津冀地區實現清潔能源目標。在京津冀地區試點區域性電力現貨市場。

第四代核電要來了 中國高溫氣冷堆示範工程規劃明年並網發電

正在建設中的20萬千瓦高溫氣冷堆核電站示範工程將在2017年實現並網發電。與此同時，中國核電企業正在把這種第四代核電技術推向海外市場。

國務院近日印發《“十三五”國家科技創新規劃》(以下簡稱《規劃》)，明確提出了未來五年國家科技創新的指導思想、總體要求、戰略任務和改革舉措。其中，大型先進壓水堆及高溫氣冷堆核電站亦被提及。

圖文為高溫氣冷對示意圖

《規劃》 在第四章實施關系國家全局和長遠的重大科技項目中指出，重大科技項目是體現國家戰略目標、集成科技資源、實現重點領域跨越發展的重要抓手。其中第一點的“深入實施國家科技重大專項”提到大型先進壓水堆及高溫氣冷堆核電站說：突破CAP1400壓水堆屏蔽主泵、控制系統、燃料組件等關鍵技術和試驗驗證，高溫堆蒸汽發生器、燃料系統、核級石墨等關鍵技術設備材料和驗證。

《規劃》要求，2017年，20萬千瓦高溫氣冷堆核電站示範工程實現並網發電;2020年，CAP1400示範工程力爭建設完成。形成具有國際先進水平的核電技術研發、試驗驗證、關鍵設備設計制造、標準和自主知識產權體系，打造具有國際競爭力的核電設計、建設和服務全產業鏈。

第一財經記者註意到，在此之前，6月20日正式對外公布的《中國制造2025—能源裝備實施方案》顯示，在先進核電裝備領域，共涉及先進大型壓水堆、高溫氣冷堆 、快中子反應堆 、模塊化小型堆 、核燃料及循環利用等五個領域。該方案是由國家發改委、工業和信息化部、國家能源局聯合印發的。

高溫氣冷堆目前在全球尚無商業運營的經驗。因此上述方案提出，要“依托石島灣高溫氣冷堆示範工程、福建霞浦 60 萬千瓦高溫氣冷堆商業示範工程及後續項目，推動高溫氣冷堆關鍵裝備的試驗示範和產業化”。

所謂石島灣高溫氣冷堆示範工程，即《規劃》中提及的20萬千瓦高溫氣冷堆核電站示範工程。石島灣高溫氣冷堆示範工程由華能山東石島灣核電有限公司負責建設與運營管理。該公司由華能集團、中國核建集團、清華大學各出資47.5%、32.5%和20%於2007年1月共同組建。

中國核建集團官網在7月7日公布一則題為《院士專家：加快推進高溫氣冷堆產業化》的消息稱，20萬千瓦高溫氣冷堆核電站示範工程關鍵設備制造與現場工程建設進展順利，有望按預期並網發電。

消息顯示，7月6日，在中國核建集團、中國核學會共同組織的高溫氣冷堆“院士專家行”活動中，杜祥琬、王大中、黃其勵、葉奇蓁、倪維鬥、趙文智、歐陽曉平7位院士專家們一致認為：高溫氣冷堆不僅是中國產學研結合的重大自主創新成果，而且是政府、企業、高校與行業各方協同效應的體現。高溫氣冷堆具備固有安全性、發電效率高、用途廣泛等優勢，中國在高溫氣冷堆技術領域已經達到世界領先水平，相關技術具有自主知識產權。

關於高溫氣冷堆，中國核電主管部門官員亦作出了鼓勵推進的類似表述。

中國核建集團官網顯示，7月8日，國家能源局局長努爾·白克力到該公司調研時表示，中國在高溫氣冷堆技術領域已經達到世界領先水平，相關技術具有自主知識產權，可在國家能源結構調整、保障能源安全、提升基礎技術研發與裝備制造水平等方面發揮重要作用。

努爾·白克力表示，要在高溫氣冷堆核電站示範工程的基礎上，做好技術優化、商業推廣工作，保持在高溫氣冷堆領域的領先優勢。

華能山東石島灣核電有限公司官網顯示，石島灣高溫氣冷堆示範工程以中國已建成投運的清華大學10兆瓦高溫氣冷實驗堆為基礎，將把中國具有完全自主知識產權的高溫氣冷堆這一重大高新技術成果轉化為現實生產力，是中國建設創新型國家的一項標誌性工程，是世界首臺具備第四代核能系統安全特性的商用核電機組。

院士專家們還稱，高溫氣冷堆是中國核電“走出去”的重要選項，應加快推進國內60萬千瓦級商用高溫氣冷堆電站的落地，向全球提供參考示範，通過推動高溫氣冷堆技術“走出去”為中國核能產業發展作出歷史性貢獻。

除了華能，中核集團和中國廣核集團也看上了高溫氣冷堆。

值得關註的是，中國核建官網顯示，7月15日，中國核建集團與中國廣核集團在京簽署了《高溫氣冷堆核電項目合作協議》。此次簽約，標誌著兩家企業在共同推進高溫氣冷堆技術產業化推廣的道路上邁出了關鍵性步伐。因為這有助於該技術“立足國內、走向海外”。中國廣核集團是國內三大核電運營商之一。其他兩家是中核集團和國家電投。

中國核建集團上述消息顯示，該公司在商用高溫氣冷堆核電站的產業化推廣方面，已經進行了十余年的相關工作。在國內市場方面，在福建、廣東、江西、湖南、浙江、山東、河北等多個省市不同程度完成了廠址踏勘、普選、初可研等工作。而作為高溫氣冷堆海外推廣責任主體，中國核建集團與沙特、阿聯酋迪拜、南非、印尼等國家簽訂了高溫堆技術合作諒解備忘錄，並與巴基斯坦、伊朗、吉布提、巴西、東盟等國家與地區建立了聯系。

在上遊的高溫氣冷堆的設備制造方面，記者註意到，自稱“在高溫氣冷堆的工程建設和項目推廣等方面具有領先優勢”的中國一重在8月5日公布消息說，當天，公司與中國核建集團在京就高溫氣冷堆項目開發建設簽署了戰略合作框架協議。 此次戰略合作框架協議的簽署，標誌著中國一重與中國核建集團在共同推進高溫氣冷堆技術產業化上邁出了關鍵步伐。

中國一重稱，簽約儀式前，雙方圍繞高溫氣冷堆設備制造、材料研發和產業化合作等具體合作內容達成了共識。

巴基斯坦第三座核電站並網 中國已向七國出口核電

10月16日，第一財經記者從中核集團獲悉，當天，“一帶一路”上中核集團出口的第三座核電站----恰希瑪核電3號機組正式並網成功。

據中核集團介紹，恰希瑪核電3、4號機組是踐行中國“一帶一路”倡議，深化中巴全天候戰略合作夥伴關系，見證兩國人民兄弟情誼的友誼工程，機組功率為34萬千瓦，由中核集團中國中原對外工程有限公司負責總承包建設。

“恰希瑪核電是中巴二十多年合作的典範，將有力推動中巴未來多領域深度合作。”在隨後的並網慶典儀式上，中核集團總經理助理李曉明表示，中巴兩國正在穩步推進中巴經濟走廊建設，致力於打造中巴命運共同體。

巴基斯坦原子能委員會核電委員約瑟夫代則表示，看中巴友誼就應該看恰希瑪核電。恰希瑪核電3號機組將向巴基斯坦提供源源不斷電力，為巴方人民帶來光明，期待與中核集團繼續加強深入合作。

相比中核集團“走出去”起點的阿爾及利亞，中核集團“走出去”的重要一站——巴基斯坦，則更為業界所熟知。巴基斯坦不僅是貫穿中東與南亞的重要“橋梁”，也是中國“絲綢之路經濟帶”和“21世紀海上絲綢之路”的境外“驛站”，還將成為該地區的“經濟中心”。

根據中巴核能合作協議，在巴基斯坦恰希瑪地區建設一座30萬千瓦壓水堆核電站是由中國核工業總公司(中核集團的前身)與巴基斯坦原子能委員會之間開展政府間和平利用核能的一個項目。該項目合同於1991年12月31日在北京人民大會堂簽署，1992年2月25日，經雙方政府批準合同正式生效。1993年8月1日澆灌第一罐混凝土(FCD)。李曉明此前表示，該項目的簽約與實施，標誌著中國核電技術已走出國門，占據了國際核電市場一席之地，有力地提升了中國核工業在世界該領域的影響力。

官方資料顯示，恰希瑪一期核電工程是中國向國外出口的第一座核電站，是中國核電發展史上的一個里程碑，它以良好的運行記錄獲得了國際原子能機構以及巴基斯坦政府與中國政府的高度評價，被中國和巴基斯坦雙方譽為“南南合作”的優秀典範。與此同時，該項目使中國正式成為世界上第八個核電站出口國。

恰希瑪核電項目一期工程由中方以交鑰匙形式向巴基斯坦提供，以中國秦山一期核電站為參考，是當時國內最大的成套設備出口帶動工程和勞務出口的高技術對外合作項目，合同總金額5.8億美元。中方全面負責設計、設備采購、土建施工、設備安裝、調試培訓及電站試運行等工作。

“在工程建設的過程中，中巴兩國文化高度融合。”李曉明此前說，“如果你到我們工程現場去，你會發現現場很多巴方員工的四川話說的挺好。當時我們去巴基斯坦的員工挺多都是四川籍的，雙方員工長期接觸，方言也成為交流的語言之一。”

和高鐵一樣，核電“走出去”已成為國家戰略，國家領導人在出訪期間多次力推中國核電“走出去”。

作為中國核電企業的老大哥，中核集團是中國唯一成功出口過核電站並實現批量出口的企業，已成功向7個國家出口過7臺核電機組、8臺反應堆或核動力裝置，並與全球40多個國家和地區建立了科技經貿關系，正在與20多個國家商談核電及鈾資源、核燃料、核技術應用等核工業全產業鏈合作。

目前，中核集團已向巴基斯坦出口建設4臺30萬千瓦級核電機組、2臺百萬千瓦級核電機組，並正積極開展鈾資源、人才培訓等領域合作。

除了巴基斯坦，中核集團已經與阿根廷、埃及、沙特、南非、英國、法國、約旦、亞美尼亞等多個國家簽署合作協議。

新能源大利好：能源局要求不得自行暫停、停止受理項目並網申請

能源，尤其是可再生能源正在成為中國增強國際影響力的一張王牌。為了鼓勵可再生能源的發展，國家能源局今天又出新招。

4月26日，國家能源局官印發《關於減輕可再生能源領域企業負擔有關事項的通知》（下稱《通知》），旨在促進可再生能源成本下降，減輕可再生能源領域企業投資和經營負擔，支持可再生能源相關實體經濟健康發展。

《通知》提出嚴格落實《可再生能源法》要求，切實保障可再生能源產業健康發展。嚴格執行可再生能源發電保障性收購制度。《通知》要求，電網企業要及時受理項目並網申請，明確提供並網接入方案的時限，對符合並網安全技術標準的項目，不得自行暫停、停止受理項目並網申請或拒絕已辦理並網手續的項目並網運行。

《通知》明確，各類接入輸電網的可再生能源發電項目的接網及輸配電工程，全部由所在地電網企業投資建設，保障配套電網工程與項目同時投入運行。所有可再生能源發電項目的電能計量裝置和向電網企業傳送信息的通訊設施均由電網企業出資安裝。

《通知》提出，優化投資環境，降低可再生能源開發成本。減少土地成本及不合理收費。通過綠色金融降低企業融資成本。制止糾正亂收費等增加企業負擔行為。

《通知》特別強調，各級地方政府有關部門不得向可再生能源投資企業收取任何形式的資源出讓費等費用，不得將應由地方政府承擔投資責任的社會公益事業相關投資轉嫁給可再生能源投資企業或向其分攤費用，不得強行要求可再生能源企業在獲取項目配置資格的同時對當地其他產業項目進行投資，不得將風電、光伏發電指標與任何無直接關系的項目捆綁安排，不得強行從可再生能源項目提取收益用於其他用途。

而已向風電、太陽能發電、生物質能等可再生能源項目違規收取資源出讓費（或有償配置項目，以下同）的地區，應按照“誰收取，誰退還”的原則，在本通知發布一年內完成清退。對繼續強行收取資源出讓費的地區，國家不在該地區布局各類可再生能源示範工程，有關省級能源管理部門不得將國務院能源主管部門下達的風電、光伏發電建設規模向此類地區配置。

國家能源局稱，《通知》自印發之日起執行。

“（《通知》的出臺）這表明政府繼續大力發展可再生能源的決心，這對可再生能源的發展和可再生能源企業的發展來說，是一個重大利好。”廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強在接受第一財經記者采訪時說，“中國需要更多的可再生能源，而可再生能源的發展，則需要更多政策的支持。”

對中國來說，大力發展可再生能源可謂順勢而為。目前，面對新的能源形勢和氣候變化，當前世界各國都在發展水能、風能、太陽能等可再生能源。可再生能源已成為國際競爭的重要領域，是許多國家新一代制造技術的代表性產業。加快全球能源轉型，實現綠色低碳發展，已經成為國際社會的共同使命。

但業內普遍認為，近年來，電網企業不能及時受理可再生能源項目並網申請和可再生能源開發成本較高等問題，在很大程度上制約了可再生能源在中國的發展。

在林伯強看來，利好政策出來以後，最關鍵的就是看執行。“執行得好，可再生能源的發展就會變得更加順利。”他說。

光伏新政添註解：已納入補貼項目6月底前並網可享受原政策

三部委聯合下發光伏“531新政”引發行業關註後，11日，國家能源局召開媒體見面會，對政策背景和下一步措施進行解釋說明。

國家能源局表示，政策對光伏發電新增建設規模進行了優化，采取了分類調控方式：對需要國家補貼的普通電站和分布式電站建設規模合理控制增量；對領跑基地項目視調控情況酌情安排；對光伏扶貧和不需國家補貼項目大力支持，有序發展。因此，此次調控並不是所謂的“一刀切”。除了需要國家補貼的項目，在保證消納、滿足質量安全等要求的情況下，其他項目是放開的。

政策調整發揮市場配置資源作用

5月31日公布的《關於2018年光伏發電有關事項的通知》進一步降低了納入新建設規摸範圍的光伏發電項目標桿電價和補貼標準。

其中，普通光伏電站標電價統一降低5分，一類至三類資源區分別為每千瓦時0.5元、0.6元、和0.7元；"自發自用、余量上網"模式的分布式光伏發電補貼標準也降低5分，具體為每千瓦時0.32元；符合國家政策的村級光伏扶貧電站標桿電價保持不變。

同時明確，發揮市場配置資源的決定性作用，加快推進光伏發電平價上網，所有普通光伏電站均須通過競爭性招標方式確定上網電價，國家制定的普通電站標桿電價只是作為招標的上限價格。

國家能源局在11日的會上稱，2017年底，發改委發布《關於2018年光伏發電項目價格政策的通知》（發改價格﹝2017﹞2196號），明確2018年繼續執行“630政策”。本次《通知》規定了2018年普通光伏電站標桿電價的降幅，不涉及“630政策”，之前的“630政策”沒有變化。也就是已經納入2017年及以前建設規模補貼範圍的項目在今年6月30日前並網投運的，繼續執行2017年標桿電價。此外，國家能源局組織招標的技術領跑基地建設項目上網電價政策也保持不變。有的企業擔心不能執行“630政策”，是沒有必要的。

政策調整旨在引導行業走好

我國光伏裝機規模持續擴大，已成為全球最大的應用市場。國家能源局提供的數據顯示，我國光伏發電新增裝機連續5年全球第一，累計裝機規模連續3年位居全球第一，“十二五”期間年均裝機增長率超過50%；進入“十三五”時期，光伏發電建設速度進一步加快，年平均裝機增長率75%，2016年新增並網裝機容量3424萬千瓦，2017年新增並網裝機容量5306萬千瓦。截至2017年底，全國光伏發電累計並網裝機容量達到1.3億千瓦。截至2018年4月底，裝機已超過1.4億千瓦。

光伏發展在取得顯著成績的同時，也遇到了一些困難和問題，概括起來主要有補貼缺口持續擴大，消納問題和產能過大等。

截至2017年底，我國累計可再生能源發電補貼缺口總計達到1127億元，其中光伏補貼缺口455億元（占比約40%），且呈逐年擴大趨勢，目前已超過1200億元，直接影響光伏行業健康有序發展。國家能源局表示，如果這種超常的增長繼續下去，財政補貼缺口將持續擴大，將會對行業發展帶來更加不利的影響。

隨著光伏發電的迅猛增張，一些地方出現了較為嚴重的棄光限電問題。2015年全國棄光率12%，2016年棄光率11%，2017年棄光率雖下降至6%，但個別地方仍然十分嚴重，甘肅、新疆棄光率分別達到20%和22%。今年一季度，棄光電量16.24億千瓦時，棄光率4%，同比下降5.3個百分點，雖有好轉，但仍不穩固。

在國內光伏發電市場高速增長的刺激下，光伏制造企業紛紛擴大產能，光伏制造產能過剩問題、產品和電站建設質量問題也有顯現。國家能源局表示，上述問題的存在，不利於行業健康可持續發展，需要引導市場和行業根據新形勢調整發展思路，將光伏發展重點從擴大規模轉到提質增效上來，著力推進技術進步、降低發電成本、減少補貼依賴，從而推動行業有序發展、高質量發展。

將抓緊研究光伏市場化時間表、路線圖

國家能源局表示，下一步將抓緊研究光伏發電市場化時間表路線圖，統籌考慮非化石能源消費目標、電網消納能力、財政補貼實力，完善“十三五”光伏發展目標和後幾年發展規模，合理把握發展節奏。

此外，大力推進分布式市場化交易。不斷完善商業模式和運行模式，使分布式市場化交易成為分布式光伏發展的一個重要方向，成為新形勢下分布式光伏發展的新突破、新市場。

國家能源局透露，將抓緊可再生能源電力配額制度的落地實施。目前，辦法已完成征求意見工作，正在根據征求意見情況進一步修改完善，爭取年內出臺。這個制度實施後，進一步強化各地方政府和售電公司、參與市場交易大電力用戶、自備電廠等市場主體對消納可再生能源的責任，將對促進包括光伏發電在內的可再生能源發展起到十分重要作用。