受国内多晶硅价格下降及部分多晶硅企业停产检修的影响，一季度以来，我国多晶硅进口4万吨，同比小幅提升4.4%。然而展望2019全年，业内人士则认为，基于全球光伏新增装机需求进一步增长和三四季度国内多晶硅产量供应回暖影响，预计我国多晶硅进口量占国内需求的比重仍将继续下滑。

  海关总署统计数据显示，2018年，中国多晶硅进口量达15.13万吨，同比下降0.4%；进口金额20.77亿美元，同比下降12.3%；多晶硅进口均价为13.72美元/千克，同比下降12%。从月度进口情况看，进口单价呈逐渐降低趋势，特别是"5·31"新政出台后进口价格大幅下降。

  从进口区域看，2018年中国自亚洲和欧洲进口的多晶硅数量占比在99%左右。全年平均进口单价为13.72美元/千克。其中，自欧洲进口均价最高，为13.76美元/千克；自北美洲进口均价最低，为9.06美元/千克。与2017年相比，自亚洲进口数量同比增长5.5%，自北美洲进口数量和金额同比出现较大幅下降，在69%以上。

  从具体进口市场看，2018年中国大陆主要多晶硅进口市场为韩国、德国和台湾，自前三大市场进口量占总进口量的75%左右。因受中国多晶硅"双反"税率影响较小，韩国持续保持中国第一大多晶硅进口来源国地位，2018年中国自韩国进口金额为6.80亿美元，占总进口额的32.72%，同比下降35.63%；进口量为5.02万吨，同比下降26.78%。

  "自2013年以来，我国光伏企业每年进口多晶硅数量不断增加，从2013进口7.3万吨逐年增长到2018年进口15.13万吨，年复合增长率为15.7%；进口金额由13.49亿美元增长到20.77亿美元，年复合增长率为9%；进口均价由18.5美元/千克下降到13.72美元/千克，多晶硅进口量增价跌趋势明显。"中国机电产品进出口商会光伏分会秘书长张森表示，2016年中国硅片产量64.8GW，多晶硅需求为25.92万吨；2016年中国多晶硅进口量为13.9万吨，中国多晶硅开工企业17家，有效产能达到21万吨，产量达19.4万吨，多晶硅进口占总需求的53.5%；2018年中国硅片产量109.2GW，

  多晶硅需求43.68万吨，其中2018年中国进口多晶硅15.13万吨，多晶硅进口占总需求的34.6%，低于2016年水平。随着中国多晶硅企业发展和新建产能释放，国产多晶硅替代进口多晶硅趋势日益显著。

  值得注意的是，2018年，中国光伏产业呈现规模稳定增长、建设开始放缓、市场价格持续下滑的特点。据中国光伏行业协会统计，2018年，中国多晶硅产量超过25万吨，同比增长超过3.3%；硅片产量109.2GW，同比增长19.1%；电池片产量87.2GW，同比增长21.1%；组件产量85.7GW，同比增长14.3%。

  2018年，中国光伏发电新增装机4426万千瓦，同比下降16.6%。其中，光伏电站2330万千瓦，同比减少30.7%；分布式光伏2096万千瓦，同比增长7.8%。（记者 刘叶琳）

  本文来源：中国产业经济信息网

在四月的最后一日，万众期待的光伏补贴政策终于出台。根据国家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知(以下简称“通知”)，I~III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.40元(含税，下同)、0.45元、0.55元；“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式补贴标准调整为每千瓦时0.10元；户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.18元。
  这样的补贴标准代表了什么？后市有怎样的趋势？我们一起来看看。
  集中式：全力向平价看齐
  根据通知，2019年开始，集中式光伏电站标杆上网电价成为历史，转而变为指导电价。这与2019年开始的竞争配置有很大关系，指导电价是配合竞争配置模式而存在的电价标准。总之一句话，在新的竞价模式下，集中式光伏电站项目将全面向评价项目看齐。
  指导电价最主要的作用就是给相关项目限定最高电价，即新增集中式光伏电站上网电价不得超过所在资源区指导价。具体而言，Ⅰ类资源区的集中式光伏项目上网电价不得超过每千瓦时0.40元，Ⅱ类资源区不超过0.45元、Ⅲ类资源区不超过0.55元。
  所以在竞价模式下，集中式电站的上网电价必然会比指导电价更低。由于报价越低的项目越有可能拿到补贴，所以相关企业及业主一定会尽量压低项目的电价，这样一来，项目报出的电价就会无限接近于成本价。最终，集中式光伏项目的上网电价将会不断向平价上网项目靠近。
  事实上，决定集中式光伏项目最终上网电价的已经不是指导电价，而是市场竞争的激烈与否。如何在保证收益的前提下，报出最低的电价，这是业主和相关企业需要考虑的问题。可以预见的是，集中式光伏项目的报价将会主要集中在当地燃煤机组标杆上网电价及指导电价的区间之内，电价越低，越有可能获得补贴。那有没有最终价格低于当地燃煤机组标杆上网电价的情况出现呢？
  无论有没有这种情况的发生，“通知”都已经考虑到，所以规定：市场竞争方式确定的价格在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。
  说白了，当在市场竞争模式下，如果某地的项目报价已经低于燃煤机组标杆上网电价，那该地区就已经具备了平价上网的条件，继而不再需要补贴，这样的话该项目的电量收益将直接由当地电网结算，不需要耗费补贴资金。这类项目的电价甚至比平价上网项目电价更低，或成为首批“低价上网项目”。
  存量项目：部分可拿补贴
  值得一提的是，为了解决去年“531”的遗留问题，“通知”体现了较大的诚意：
  国家能源主管部门已经批复的纳入财政补贴规模且已经确定项目业主，但尚未确定上网电价的集中式光伏电站(项目指标作废的除外)，2019年6月30日(含)前并网的，上网电价按照《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号)规定执行；7月1日(含)后并网的，上网电价按照本通知规定的指导价执行。
  根据《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号)，新投运的光伏电站标杆上网电价I类、II类、III类资源区标杆分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元(含税)；“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电项目补贴标准调整为每千瓦时0.32元(含税)，“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。
  综合下来，2019年有部分项目可以按资源区享受每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元的补贴标准。条件有三个：一是纳入财政补贴规模且已经确定项目业主；二是尚未确定上网电价；三是在6月30日(含)前并网。
  也就是说，这部分项目不需要参与竞价，可以享受2018年的补贴标准。有符合上述前两个条件的项目应该赶紧动工，这应该是最后一批不需要竞价就能获得补贴的集中式光伏项目了。

  本文来源：OFweek太阳能光伏网

在市场关于中国能源主管部门放松煤电审批的猜测声中，国家发改委、工信部和国家能源局日前下发《2019年煤电化解过剩产能工作要点》(下称《工作要点》)，强调有序推动项目核准建设，严控煤电新增产能规模，按需合理安排应急备用电源和应急调峰储备电源。
  为了防止高歌猛进的煤电步钢铁与煤炭产能过剩后尘，主管部门自2016年开始推出一系列限制措施，为煤电扩容踩下急刹车。除了每年发布基于三年后规划目标的煤电规划建设风险预警外，能源局多次叫停多省不具备核准建设条件的煤电项目，及已核准的新建、在建煤电项目。多措并举下，2016年以来中国遏制燃煤电厂开发的成效显著，淘汰关停落后煤电机组2000万千瓦以上，提前两年完成“十三五”去产能目标任务。2018年全国新增煤电2903万千瓦、同比少投产601万千瓦，为2004年以来的最低水平。
  《工作要求》明确今年的煤电去产能目标任务：淘汰关停不达标的落后煤电机组(含燃煤自备机组，下同)。依法依规清理整顿违规建设煤电项目。发布实施煤电规划建设风险预警，有序推动项目核准建设，严控煤电新增产能规模，按需合理安排应急备用电源和应急调峰储备电源。统筹推进燃煤电厂超低排放和节能改造，西部地区具备条件的机组2020年完成改造工作。
  该文件要求，列入2019年度煤电淘汰落后产能目标任务的机组，除地方政府明确作为应急备用电源的机组外，应在12月底前完成拆除工作，需至少拆除锅炉、汽轮机、发电机、输煤栈桥、冷却塔、烟囱中的任两项。 同时，按照相关要求继续做好违规建设煤电项目的清理整顿工作。
  国家能源局4月下旬发布的《关于发布2022年煤电规划建设风险预警的通知》中，政策禁止新建自用煤电项目的省份数量继续缩减，“增强电力(热力)供应保障能力”首次进入预警文件。
  《工作要求》围绕保供提出：按需推进煤电应急工作，在积极稳妥化解煤电过剩产能的同时，为妥善应对高峰时段电力缺口，进一步提高电力、热力应急保障能力，切实维护电力系统安全稳定运行和电力、热力的可靠供应，根据《煤电应急备用电源管理指导意见》、《关于煤电应急调峰储备电源管理的指导意见》等相关文件要求，指导督促各地区落实文件要求，根据实际情况，按程序合理安排煤电应急备用电源和应急调峰储备电源，并做好相关工作。
  与此同时，结合分省煤电规划建设风险预警等级，电力、热力供需形势，项目建设实际情况等，研究适时按需分类将取齐(补齐)手续的停建、缓建项目移出《关于印发2017年分省煤电停建和缓建项目名单的通知》确定的2017年停建、缓建项目名单。
  对未列为2019年投产、应急备用电源、应急调峰储备电源但实际并网发电的项目，相应省级能源主管部门和项目单位将被约谈和问责，2020年不再安排煤电投产规模。国家能源局各派出监管机构不得颁发电力业务许可证。
  《工作要求》强调严控各地煤电新增产能，对预警结果不同的地区采取分类管理：装机充裕度为红色和橙色的地区，原则上不新安排省内自用煤电项目投产，确有需要的，有序适度安排煤电应急调峰储备电源。装机充裕度为绿色的地区，也要优先利用清洁能源发电和外送电源项目，并采取省间电力互济、电量短时互补，加强需求侧管理，充分发挥应急备用电源、应急调峰储备电源作用等措施，减少对新投产煤电装机的需求。确实无法满足需求的，按需适度安排煤电投产规模。

本文来源于：澎湃新闻

北极星风力发电网讯:2018年，我国海上风电进入快速发展阶段，岁末年初更是有一批大容量海上风电项目集中核准。而随着2019年国家风电、光伏平价上网政策的出台，风电项目又迎来波动。现在2019年“竞价新时代”已过近半，北极星风力发电网特地整理了2019年1月至今40个重大海上风电项目动态，总装机11.27GW，供大家参考。

2019年1月至今，据不完全统计，北极星挑选出共计17个重大海上风电项目核准、开工、吊装、并网等动态，总装机11270MW（包括2019年初江苏省一次性批复核准的24个海上风电项目），主要分布在我国沿海几大省份。

其中江苏省海上风电项目数量、装机量均居首位。主要是其2018年底一次性批复核准24个海上风电项目，2019年初正式发布文件，总装机6700MW，外加另外5个海上风电项目，总装机量达8150MW。其余海上风电项目装机广东、福建、浙江、辽宁、上海依次递减。

值得一提的有“3”首个海上风电项目。分别为：

2019年1月2日，国华能源投资有限公司首个海上风电项目——国华东台四期（H2）300兆瓦海上风电场6台4兆瓦风机并网投产；

2019年1月4日，大唐集团首个首个自主开发建设的海上风电项目——滨海300MW海上风电项目首台风机并网；

2019年4月12日，浙江省首个海上风电项目——国电舟山普陀6号海上风电场全容量投产。

2019年4月初，两份风电平价上网政策的发布引起业界轰动和密切关注，2020年风电平价上网的压力迫近。有相关证券分析认为此政策的推出将一定程度减慢海上风电发展速度，但有利于其长期发展；陆上风电或将有“抢装潮”现象。（小编前面发布的《独家汇总丨华能、大唐、中广核、三峡4月份风电项目中标信息出炉！（附清单）》也可以看出苗头，华能集团超百个风电项目以“工程施工类”占大多数）

目前内蒙古、陕西、河南等也已相继公布了2019年平价上网风电项目上报情况。发改委能源研究所时璟丽分析指出，海上风电目前来看有一定降价空间。2018年核准的项目，办理完开工手续的项目就可以不参与竞价，其余需要竞价。

 国内最大的氢燃料电池膜电极生产线在广州落地，第一代膜电极产品已经发布。

    新能源车年产能达30万辆，电动公交车投入规模居世界城市前列，全国首家燃料电池膜电极产业化项目正式建成，广州正打造“中国氢谷”……记者从广州市工信局获悉，“十三五”以来广州市出台系列政策，加大产业扶持力度，八大新兴产业之一的节能和新能源产业进入发展快车道，对促进经济增长、产业转型升级，建设生态文明城市、美丽广州的目标发挥了重要作用。2018年广州市节能和新能源产业增加值547.53亿元，规模稳步提高，绿色低碳发展水平不断提升。

    电动公交车投入规模居世界城市前列

    目前广州市新能源汽车产能已达30万辆/年，全年广汽新能源产销超过2万辆，同比增长4倍以上。新能源汽车推广规模不断攀升。2018年广州市新增新能源汽车73160辆，保有量达到134041辆，同比增长165%，占全市机动车保有量257.33万辆的5.2%，占全国新能源汽车保有量261万辆的5.1%。推广规模紧随上海、北京、深圳之后，车辆累计行驶里程超30亿公里。

    广州全面实现公交电动化。截至2018年底，全市累计推广应用纯电动公交车11225辆，超额完成超过1万辆的原定工作目标，电动公交车投入规模居世界城市前列。全市累计建成各类充电桩约2.6万个、换电站13座，累计充电4亿度。

    超前布局氢能产业核心技术

    目前，广州以智慧能源为引领，发展多种新能源利用。去年9月，国家能源局综合司批复广州开发区建设新能源综合利用示范区。广州超前布局氢能产业核心技术，着力发展黄埔区（广州开发区）氢能产业，发挥集聚效应，积极打造“中国氢谷”。

    3月27日，广州鸿基创能公司举行了“氢芯中国”氢燃料电池膜电极产业化项目竣工仪式和产品发布会。鸿基创能公司建设的氢燃料电池膜电极生产线，规划产能为10万平方米/年，产品功率密度达1.2瓦/平方米，为全国最大膜电极生产线。鸿基创能科技（广州）有限公司首席技术官、加拿大国家工程院院士叶思宇表示，鸿基创能是全国首家实现燃料电池膜电极产业化的企业，拥有目前国内燃料电池领域领军人才密度最高的技术团队。

    据悉，在广州市有关部门的大力支持和协调下，该项目一方面加紧完成厂房装修和设备订制、安装、调试，另一方面创造条件与国外企业合作，加快产品测试验证。鸿基创能的生产线建设与产品测试验证、完善几乎同步完成，于是有了竣工与产品发布同时呈现的“壮举”。

    同时，黄埔区依托省级氢燃料电池汽车商业运营示范区建设，引进了加拿大工程院叶思宇院士，牵头联合广州氢丰能源、鸿基创能、雄川氢能等公司筹划建设氢能创新研究中心，开展燃料电池用低铂金催化剂、电解水制氢与车用燃料电池电堆和系统等关键技术研发创新。

    今年以来，中新知识城、广州开发区西区建成了加氢站，氢燃料电池物流车已开始示范运行。

    推动新能源产业驶入快车道

    评论

    谁抓住了新兴战略产业，谁就有了发展新动能。以节能和新能源为代表的战略性新兴产业，代表了新一轮科技革命和产业变革的方向，是城市获取未来竞争新优势之关键所在。譬如，氢能源就是21世纪最具发展潜力的清洁能源，具有“能量密度高、零排放、效率高、来源广、可再生”等特点，符合环保和可持续发展的要求，世界各国都在大力推进。在节能和新能源产业方面，广州谋划较早、起点较高，成绩不俗。

    让全社会认识并接受节能和新能源产品，垒起节能和新能源产业的巍巍大厦，要进一步夯实地基，特别是基础设施供给。以新能源汽车为例，在电池技术尚未完全成熟的今天，硬件设施的建设情况决定了车主们能走多远、放心走多远。具体来说，就是充电桩的可及性，包括铺设数量和密度。揆诸现实，在充电桩建设方面，仍然有巨大的提升空间。充电尚且如此，对于氢能源来说，加氢站的技术含量更高、建设难度更大，无论管网建设，还是站点设置，都需要政府予以大力支持，方能行稳致远。

    节能和新能源产业的竞争，归根结底是人才的竞争。围绕节能和新能源产业的新技术不断涌现，这一领域的竞争也越发激烈，行业高精尖人才显得尤为重要。广州要发挥高等教育和科研机构众多的优势，以基础研究为依托，以商业应用为目标，联合海内外特别是港澳地区科学家，瞄准国内顶级水平、世界先进水平，不断推动节能和新能源研究上水平，为相关企业培养高素质人才，为市场提供先进产品技术。（记者耿旭静）

  本文来源于：广州日报

刺眼的阳光，白花花、毒辣辣，晒黑了脸、灼脱了皮。青海德令哈工业园内正在忙碌的中国电建核电工程有限公司员工们，对高原阳光既怕又爱。由他们一手建设的中广核50兆瓦光热项目，一排排巨大的槽式集热器，在他们身后像向日葵一样正对着太阳。

    “它利用熔盐实现光热储能，无论阴雨天还是夜晚，都能连续稳定发电。”项目经理李会刚介绍，“这个工程年发电量近2亿度，与火电比，每年可节约6万吨标煤，减少二氧化碳排放10万吨，相当于植树造林4200亩。”

    德令哈，年平均日照时数3500小时以上，年平均太阳总辐射量为7000兆焦平方米，眼下正成为名副其实的“光热之都”。一座座大型光热电站，如沙场点兵一般，塔式、槽式、蝶式，集热储能，各显其能。

    青海拥有丰富的风光水资源，创建国家清洁能源示范省条件得天独厚。青海省能源局负责人介绍，青海清洁能源消费比重持续领跑全国，2018年非化石能源消费比重保持在四成，远高于全国14%的平均水平，曾创下连续9天、216小时全部清洁电力消费世界纪录。并网新能源装机已突破1229万千瓦，首次超过传统水电装机。其中集中式光伏电站956万千瓦，居全国第一。

    风、光不稳定，会偷懒耍脾气。青海坚持多能互补、协调发展。来到共和县，一边是高湖碧波的龙羊峡水电站，一边是一望无垠的光伏电站，组成全球最大的水光互补电站。“这个850兆瓦光伏电站接入水电站，通过水轮机组快速调节，把间歇、波动、随机、不稳定的锯齿形光伏电源，调整为均衡、优质、安全的平滑稳定电源，组合送入电网。”黄河水电运营公司执行董事金东兵说，光伏电站也可视为“虚拟水电机组”。

    针对清洁能源“消纳难”“外送难”“调峰难”，青海积极组织新能源发电企业与大用户直接交易，提升新能源消纳能力，同时持续开拓省外电力市场，去年外送清洁电力100亿千瓦时，首次实现电力净输出。全年弃光弃风率均低于5%，新能源消纳水平全国领先。“风光天上来，电从空中走。”世界首条全部输送清洁电力的青海海南至河南驻马店外送通道明年将正式投用，青海海西至华东±1100千伏特高压直流外送通道即将开工建设。

    国内首次由储能电站与集中式光伏电站之间开展的调峰辅助市场化交易合约日前在西宁签订，这是国网青海电力公司通过物联网，在储能领域以市场培育形成共享模式的探索。在青海电力公司省能源大数据中心，总经理张节潭介绍：“依托这个平台，我们建立储能与电网互动的数据共享网络，有效缓解清洁能源消纳困难。”

    青海依托众多光伏产业发展先进制造业，初步构建集多晶硅、单晶硅、太阳能电池和逆变器、光伏支架等为一体的研发制造产业链，上游制造保障下游发电、下游发电促进上游制造，良性循环、优化组合、错位发展。西宁市东川工业园晶硅基地、南川工业园高倍聚光太阳能电池基地等，产业如今风生水起。（记者刘成友、王梅）

     本文来源于：人民日报

近日，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于统筹推进自然资源资产产权制度改革的指导意见》（以下简称《意见》），明确了统筹推进自然资源资产产权制度改革的时间表与路线图。

                                                                                                                        （本文来源于：自然资源部网站）

 随着风力发电在中国的大规模开发，如何在发展中减弱风电对生态环境的影响成为各方关注的问题。4月22日，在第50个“世界地球日”到来之际，大自然保护协会(TNC)与中国可再生能源学会风能专业委员会就“加强可再生能源发展和生态保护”签订合作谅解备忘录。双方将在未来五年紧密携手展开合作，探索出一条适合中国的环境友好型风电发展之路。
  风电清洁、环保，是我国推动能源转型、应对气候变化的需要，是实现非化石能源占一次能源消费比重目标的重要保障措施之一，其能源效益与环境效益显著。但由于缺乏长远和系统的发展规划，某些风电项目在开发过程中出现了一些生态问题。
  联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)的研究报告显示，美国风机造成的鸟类死亡率预估在每年每兆瓦0.95到11.67只。而美国渔业与野生动物协会的统计数据更为直观，美国平均每年有10万到44万只鸟死于风力发电机。
  “风电对环境生态肯定有一定影响，但是不能夸大这种影响。”中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩说，就能源本身而言，美国的一项研究表明，如果以能源全生命周期对鸟类的影响来看，相比风电和光伏，煤电每年杀死的鸟类更多。从煤炭的开采到发电、加之其所造成的气候变化，平均下来，每1000兆瓦的煤电电力会导致5只鸟的死亡。而高楼和家猫对鸟类的影响更是风机的数千倍。
  在风电项目开发过程中，确实也存在一些破坏生态的问题，但这并非风电产业本身所致，更多是项目建设过程中的监管问题。美国、德国、瑞典、丹麦等国家的大量实例证明，规范化建设的林地和山地风电场不会对生态环境造成过度伤害，并能够通过保护和修复措施将损害降到要求的范围内。国内绝大部分风电场也能够严格按照环评要求施工建设，其中国电宁海茶山风电场、华电郴州太平里风电场等众多风电场更是与环境和谐共处，带动地方经济发展，改善民生的典型。
  在公平看待风电环保问题的同时，不可忽视的是，随着风电建设重心东移，风电建设对生态的影响正在加大。如果不加以重视，不仅将对生态造成破坏，也会给开发商带来风险和损失。
  “发展可再生能源和保护生态环境是大家普遍关注的问题，确保在大力发展风电和太阳能光伏发电的同时、不破坏重要的土地和水资源，变得尤为重要。在此背景下，TNC和CWEA在未来五年将紧密携手展开合作。”大自然保护协会亚太区主任Jack Hurd说。
  秦海岩表示，风能行业也在积极寻求确保风电开发与环境保护协调发展的途径，这也正是他们与大自然保护协会合作的初衷。特别是其关于DBD(Developed by Design，发展系统规划)的提出，可以从政府政策制定开始为政府提供更为科学的指导；在企业开发建设前也可以提出有效的规避措施；在不可避免造成一定程度影响的情况下，可以用成本有效的方式对造成影响的区域进行生态补偿和修复。
  据了解，TNC开发的“发展系统规划”方法和工具，以科学为基础，可为消除或缓解开发所造成的生态影响提供更为全面的解决方案：它能够识别潜在的生态风险，引导开发工程规避高生态价值区域，指导补偿资金配置、使其更有效地服务于生态修复和保护。该方法能够弥补当前生态补偿政策和具体实践的很多短板和不足，为生态补偿过程中的关键问题提供更透明和可信的科学解决方案。
  “TNC在美国的诸多成功案例已经表明，经过科学合理的规划、建设和生态修复措施，风电发展和生态保护是可以实现共赢的。”Jack Hurd说，通过预测未来的能源需求，并在国家、地区或景观尺度上进行规划——而非零碎的、逐个项目进行规划——可以减少可再生能源对土地及水资源的影响，保护自然资源和依赖这些资源的生态群落。
  秦海岩表示，风电建设需要做好前期的规划工作，在规划时尽量避开生态环境敏感区域；提高风电的设计水平，使之能够很好地融入环境；施工后及时回填，恢复原有植被，可以大大减少水土流失概率；此外，在修建道路时尽量使用原来的道路或者在原有道路上拓宽，对水土和植被的影响会减小。

  “未来五年我们将与TNC在专业领域联合研究、提高风电产业的环保意识、树立行业标准等方面开展合作。”秦海岩说。

                                                                                                                         (本文来源于：经济日报)

发改价格〔2019〕761号

 

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局，国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：

  为科学合理引导新能源投资，实现资源高效利用，促进公平竞争和优胜劣汰，推动光伏发电产业健康可持续发展，现就完善光伏发电上网电价机制有关问题通知如下。

  一、完善集中式光伏发电上网电价形成机制

  （一）将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价。综合考虑技术进步等多方面因素，将纳入国家财政补贴范围的I~III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.40元（含税，下同）、0.45元、0.55元。

  （二）新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。市场竞争方式确定的价格在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。

  （三）国家能源主管部门已经批复的纳入财政补贴规模且已经确定项目业主，但尚未确定上网电价的集中式光伏电站（项目指标作废的除外），2019年6月30日（含）前并网的，上网电价按照《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源〔2018〕823号）规定执行；7月1日（含）后并网的，上网电价按照本通知规定的指导价执行。

  （四）纳入国家可再生能源电价附加资金补助目录的村级光伏扶贫电站（含联村电站），对应的I~III类资源区上网电价保持不变，仍分别按照每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元执行。

  二、适当降低新增分布式光伏发电补贴标准

  （一）纳入2019年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式（即除户用以外的分布式）光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.10元；采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.10元。

  （二）纳入2019年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式和“全额上网”模式的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.18元。

  （三）鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏产业发展。

  本通知自2019年7月1日起执行。

 

国家发展改革委

2019年4月28日