今天（10月31日），商务部发布《关于终止对原产于欧盟的进口太阳能级多晶硅的反倾销措施和反补贴措施》公告，自2018年11月1日起，对原产于欧盟的进口太阳能级多晶硅所适用的反倾销措施和反补贴措施终止实施。

2014年4月30日，商务部发布年度第25号和第26号公告，决定对原产于欧盟的进口太阳能级多晶硅实施反倾销措施和反补贴措施，实施期限为2年。在公告规定时限内，国内太阳能级多晶硅产业未提出期终复审申请，商务部亦决定不主动发起期终复审调查。鉴此，自2018年11月1日起，对原产于欧盟的进口太阳能级多晶硅所适用的反倾销措施和反补贴措施终止实施。

 
商务部公告2018年第86号

关于终止对原产于欧盟的进口太阳能级多晶硅的反倾销措施和反补贴措施的公告
 
2014年4月30日，商务部发布年度第25号和第26号公告，决定对原产于欧盟的进口太阳能级多晶硅实施反倾销措施和反补贴措施，实施期限为2年。

2017年4月28日，商务部发布年度第22号和第23号公告，决定自2017年5月1日起，继续对原产于欧盟的进口太阳能级多晶硅实施反倾销措施和反补贴措施，实施期限为18个月。

2018年3月15日，商务部发布年度第30号公告，宣布上述反倾销、反补贴措施将于2018年10月31日到期，国内产业或代表国内产业的自然人、法人或有关组织可在该反倾销、反补贴措施到期日60天前，以书面形式向商务部提出期终复审申请。

在公告规定时限内，国内太阳能级多晶硅产业未提出期终复审申请，商务部亦决定不主动发起期终复审调查。鉴此，自2018年11月1日起，对原产于欧盟的进口太阳能级多晶硅所适用的反倾销措施和反补贴措施终止实施。

 商务部
2018年10月31日

随着国家环保督查对汾渭平原的日趋严格，加之近期西安市对秦岭山脉的综合治理等行动影响，陕西地区砂石价格高涨，并对周边地区砂石供需关系造成影响。关注陕西及周边河南、山西等地区相关政策至关重要。近日，生态环境部等中央11部门联合陕西、山西、河南三省印发《汾渭平原2018-2019年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》（以下简称《方案》），对砂石露天矿山、非法采砂、砂石运输及砂石上下游行业污染现象提出整治方案，并列出整治完成时间表，对限制类、淘汰类企业大幅提高电价。据悉西安混凝土C30指导价已至695元每方，近期或将突破700元大关！该《方案》将对该地区砂石供需关系造成深刻影响！

本《方案》主要内容如下：

加强扬尘综合治理。严格降尘考核，各城市平均降尘量不得高于9 吨/月·平方公里，沙尘暴影响大的月份平均降尘量不得高于12 吨/月·平方公里。自2019 年1 月起，生态环境部每月向社会公布各城市降尘监测结果。

取缔城市河道非法采砂，清理采砂遗留渣场，实施汾河、渭河河滩及黄河古道等生态恢复治理。

推进露天矿山综合整治。对违反资源环境法律法规和有关规划、污染环境、破坏生态、乱采滥挖的露天矿山，依法予以关闭；对污染治理不规范的露天矿山，依法责令停产整治，整治完成经相关部门组织验收合格后方可恢复生产，对拒不停产或擅自恢复生产的依法强制关闭；对责任主体灭失的露天矿山，要加强修复绿化、减尘抑尘。

实施大宗物料错峰运输。各地要针对钢铁、建材、焦化、有色、化工、矿山等涉及大宗物料运输的重点用车企业，制定错峰运输方案，纳入重污染天气应急预案中，在橙色及以上重污染天气预警期间，原则上不允许重型载货车进出厂区（保证安全生产运行、运输民生保障物资或特殊需求产品的车辆除外）。重点企业和单位在车辆出入口安装视频监控系统，并保留监控记录三个月以上，秋冬季期间每日登记所有柴油货车进出情况，并保留至2019 年4 月30日。

落实好对高污染、高耗能和产能过剩行业的差别化电价、水价政策，对限制类、淘汰类企业大幅提高电价，支持各地进一步提高加价幅度。

本《方案》涉及当前砂石高价、短缺、热点的陕西地区，近期，受环保及市场多种因素影响，陕西省范围内的砂、石等建筑材料价格均出现较大幅度上涨。陕西地区各类加强河道采砂、砂石矿山治理力度的政策频出，砂石行情备受社会各界关注。

陕西地区

近期砂石行情：

10月9日

《陕西渭河采砂规划（2019-2023）》修编会议上，陕西水利厅要求：渭河砂石资源的开采，要做到依法依规合理，要建立由国有企业主导的采砂经营新模式。

10月11日

陕西省政府发布《陕西省铁腕治霾打赢蓝天保卫战三年行动方案（2018-2020年）（修订版）》，要求关中地区原则上禁止新建露天矿山建设项目。推进露天矿山综合整治，全面完成露天矿山摸底排查；对违反资源环境法律法规、规划，污染环境、破坏生态、乱采滥挖的露天矿山，依法予以关闭；对污染治理不规范的露天矿山，依法责令停产整治，整治完成并经相关部门组织验收合格后方可恢复生产，对拒不停产或擅自恢复生产的依法强制关闭。

10月17日

西安水务发布《2018-2020年秦岭北麓河道禁采监管方案》，指出将针对秦岭北麓生态保护区执行最严格的禁采规定，严厉打击河道范围内非法采砂行为，推动秦岭北麓生态环境保护与修复。

10月27日

陕西出台的《关于严格规范生态环境保护领域行政行为的指导意见》，从采石采砂采矿、工程施工等9个方面，严禁各地各部门在环保督察整改中实施“一刀切”。

近期在陕西当地环保风暴中，矿山关停，砂石紧缺，导致当地砂石价格一涨再涨、每日一价。砼企现金流极度紧张，只能被迫提高混凝土价格！西安混凝土C30指导价已至695元每方，近期或将突破700元大关！

陕西省近期商混价格一览表

随着国家环保督查对汾渭平原的日趋严格，加之近期西安市对秦岭山脉的综合治理等行动影响，陕西地区砂石价格高涨，并将对周边地区砂石供需关系造成影响。关注陕西及周边河南、山西等地区相关政策至关重要。《汾渭平原2018-2019年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》对陕西、山西和河南地区砂石相关政策要求如下。

陕西省

西安市

“三线一单”编制。2018年12 月底前，完成生态保护红线划定。启动环境质量底线、资源利用上线、生态环境准入清单编制工作。

“散乱污”企业及集群排查。2018年10 月底前，完成新一轮“散乱污”企业及集群排查，建立管理台账。

开展“散乱污”企业及集群综合整治。2018 年10 月底前，对不能稳定达标排放的“散乱污”企业，通过关停取缔、整合搬迁、整改提升的方式，完成全市固定台账4063户、动态台账7415 户共11478 户“散乱污”企业整治工作。

铜川市

建成区重污染企业搬迁。2018年9 月底起，启动冀东水泥股份有限公司5、6、7 号3 条生产线搬迁工作，3 年内搬迁8号生产线。

压减水泥产能。2018 年12 月底前，淘汰水泥产能25 万吨（鼎鑫水泥有限公司磨机1台、东方建材有限公司磨机1 台）。

强化露天矿山综合治理。2018年12 月底前，结合渭北“旱腰带”整治，关闭16 家、拟整合5 家、保留13 家非煤矿山开采企业。结合国家山水林田湖生态修复试点，对一二三道桥废弃的石碴企业进行生态修复。强化矿山企业的日常监管，对污染防治措施落实不到位的、治理不规范的露天矿山，依法责令停产整治。

严管渣土车运输。2018 年12 月底前，渣土车全部安装卫星定位系统，杜绝超速超高装载、带泥上路、抛洒泄漏等现象。

宝鸡市

加强重点企业物料公路运输监管。采暖期，发电、煤化工、焦化、陶瓷、水泥、味精、商混站等重点企业物料运输企业，运输车辆必须为国五以上车辆或新能源车，在主要交通路段设置检查卡口。

强化露天矿山综合治理。2018年12 月底前，实施矿山地质环境保护和土地复垦，完成15 处责任主体灭失矿山修复绿化。严厉打击无证开采、越界开采、破坏生态环境问题，对污染防治措施落实不到位的，依法责令停产整治。

咸阳市

强化露天矿山综合治理。2018年12 月底前，对北仲山一线已经取缔的采石类矿山巩固取缔成果，实施生态恢复；防止新的无序开采行为造成的扬尘污染，严厉打击各类非法开采行为对污染治理不规范的露天矿山，依法责令停产整治。初步建成全市7 个采石矿山扬尘在线监控系统，在矿山开采、加工、转运等重点区域安装摄像头，进行实时监控。

渭南市

老旧车淘汰。2018 年12 月底前，淘汰国三及以下营运中重型柴油货车7950 辆。淘汰采用稀薄燃烧技术或“油改气”的老旧燃气车辆1200 辆。

强化露天矿山综合治理。2018年12 月底前，对污染治理不规范的露天矿山，依法责令停产整治。

杨凌示范区

采砂场。全年时间段内，严格按照扬尘管控“六个百分百”要求加强扬尘管理。

严管渣土车运输。2018 年10 月底前，全部安装卫星定位系统，杜绝超速、超高装载、带泥上路、抛洒泄漏等现象。

西咸新区

老旧车淘汰。2018 年12 月底前，配合西安、咸阳淘汰国三及以下营运中重型柴油货车，淘汰采用稀薄燃烧技术和“油改气”的老旧燃气车辆。

道路扬尘综合整治。全年时间段内在用渣土运输车辆每季度至少接受一次密闭性检测，杜绝沿路抛洒。

商混企业和预拌砂浆企业整治。2018 年12 月底前，全面开展商混及预拌砂浆企业综合整治，对于保留的17 家商混企业及预拌砂浆企业严格落实扬尘污染防治措施。

韩城市

实施排污许可。2018 年12 月底前，按照国家、省统一安排完成排污许可证核发任务。

强化露天矿山综合治理。2018年12 月底前，完成3 处矿山生态环境恢复治理试点工程。对污染治理不规范的露天矿山，依法责令停产整治。

新车环保监督管理。全年时间段内，新注册登记柴油货车开展检验时，逐车核实环保信息公开情况，查验污染控制装置，开展上线排放检测。

山西省

晋中市

铁路货运比例提升，2018年10 月底前，安泰、茂盛等重点企业开展公转铁，2018 年增加铁路运力60 万吨。

大力发展多式联运，2018年12 月底前，研究建设城市绿色物流体系，支持利用城市现有铁路、物流货场转型升级为城市配送中心。2018 年12 月底前，建设中鼎物流园区多式联运项目，加快推进集装箱多式运输，申请成为交通运输部第二批多式联运示范项目。2018 年12 月底前祁县、左权、和顺、昔阳建设4 个城市绿色物流配送中心。

强化露天矿山综合治理，2018年12 月底前，对污染治理不规范的露天矿山，依法责令停产整治。

运城市

铁路货运比例提升。2018年12 月底前，铁路货运量比2017 年增长5%。

大力发展多式联运。2018年12 月底前，研究制定城市绿色物流体系和城市配送中心建设方案。

强化露天矿山综合治理。2018年10 月底前，对污染治理不规范的露天矿山，依法责令停产整治。

渣土运输车监管全年时间段内。所有渣土车辆全部采用“全密闭”“全定位”“全监控”的新型环保渣土车，建立倒查机制，对违法渣土运输车辆，同时追溯上游施工工地责任。

露天堆场扬尘整治全年时间段内。全面清理城乡结合部以及城中村拆迁的渣土和建筑垃圾，不能及时清理的必须采取苫盖等抑尘措施。裸露地面采取撒种草籽等措施及时绿化。

临汾市

铁路货运比例提升。2018年12 月底前，完成霍州物流基地建设，加快临汾北、侯马铁路货运场物流基地改造，启动黄河金三角铁路物流中心等货运枢纽规划设计。

强化露天矿山综合治理。2018年12 月底前，全面完成露天矿山摸底排查。对违反资源环境法律法规、规划，污染环境、破坏生态、乱采滥挖的露天矿山，依法予以关闭。

吕梁市

强化露天矿山综合治理。2018年12 月底前，对污染治理不规范的露天矿山，依法责令停产整治。

渣土运输车监管。长期坚持，所有渣土车辆全部采用“全密闭”“全定位”“全监控”的新型环保渣土车，建立倒查机制，对违法渣土运输车辆，同时追溯上游施工工地责任。

河南省

洛阳市

“三线一单”编制。2018年12 月底前，完成生态保护红线划定工作，2019 年底前完成环境质量底线和生态环境准入清单、资源利用上线编制。

规范建材和加工业有序发展。2018年12 月底前，制定建材和加工业中小企业整治方案，划定标准，通过关停、搬迁、整合、治理措施，解决石英砂、石材加工、水泥制品、青铜器加工、制鞋等行业无序发展的问题，从源头上优化产业结构。

货物运输方式优化调整。2018年10 月底前，出台《洛阳市优化交通运输结构实施方案》。提升清洁运输比例，降低机动车货运车辆的扬尘、尾气排放对城市空气质量的影响。

强化露天矿山综合治理。全年时间段内，开展露天矿山执法检查，对非法开采、破坏生态环境的依法予以关闭，对拒不停产或擅自恢复生产的依法强制关闭。未落实无组织排放控制措施和有组织排放不达标的依法责令停产整改。

河道采砂厂整治。2018 年10 月底前，对“四河同治”“三渠联动”建设项目遗留的渣场、垃圾进行清理。2018 年10 月底前，对伊河、洛河河道内关闭取缔的采砂厂遗留的渣场、垃圾进行清理。

三门峡市

强化露天矿山综合治理。2018 年12 月底前，对全市92 家露天矿山进行深度整治。

砂价上涨，砂石一时成为“软黄金”，本《方案》的发布将对汾渭平原，特别是陕西地区的砂石行情产生巨大影响，目前，西安混凝土C30指导价已至695元每方，或许突破700元大关指日可待！

 2018年我国风电行业风资源区分析：Ⅳ类风资源区新增装机最多
      根据全国900多个气象站将陆地上离地10m高度资料进行估算，全国平均风功率密度为100W/m2，风能资源总储量约32.26亿kW，可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿kW，近海可开发和利用的风能储量有7.5亿kW，共计约10亿kW。如果陆上风电年上网电量按等效满负荷2000小时计，每年可提供5000亿千瓦时电量，海上风电年上网电量按等效满负荷2500小时计，每年可提供1.8万亿千瓦时电量，合计2.3万亿千瓦时电量。

风能密度、地形划定四类风资源区

      风能资源取决于风能密度和可利用的风能年累积小时数，风能资源受地形的影响较大。根据我国风能密度及地形状况，我国风能资源区可分为四大类：

第I类风能资源区：内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外的其他地区；新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市；

第II类风能资源区：河北省张家口市、承德市；内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市；甘肃省张掖市、嘉峪关市、酒泉市；

第III类风能资源区：吉林省白城市、松原市；黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市、大兴安岭地区；甘肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外的其他地区；新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市以外的其他地区；宁夏回族自治区；

第IV类风资源区：除前三类资源区以外的其他地区。

第Ⅳ类风资源区新增、累计装机最多

2017年，全国风电新增装机容量1966万千瓦，其中风电新增装机容量排在前五的省份分别为河北（10.8％）、山东（7.7％）、江苏（7.7％）、内蒙古（7.3％）和青海（6.8％），合计占全国新增装机容量的40.4％。

2017年，新增装机主要集中在第Ⅳ类风资源区，新增装机容量占全年总装机容量的79％，较2016年新增装机容量占比增长了15％；Ⅲ类风资源区新增装机容量占比较2016年下降了12％；Ⅰ 类风资源区（6％），较2016年下降了3％，Ⅱ类风资源区（9％），与2016年新增装机容量占比持平。截至2017年底，这四类风资源区累计装机容量比例分别为，Ⅰ 类风资源区占比为12％、Ⅱ类风资源区占比为18％、Ⅲ类风资源区占比为19％、Ⅳ类风资源区占比为51％。

风电建设向IV类资源区转移明显

为落实国务院办公厅《能源发展战略行动计划（2014-2020）》关于风电电价2020年实现平价上网的目标要求，合理引导新能源投资，促进光伏发电和风力发电产业健康有序发展，依据《可再生能源法》，2016年12月，国家发展改革委决定调整新能源标杆上网电价政策，相比于当前电价水平I、II、III类区下调幅度较大，风电发展向IV类资源区转移的趋势明显。

储能与光伏系统结合应用已成为用户侧降低电费支出、提高供电可靠性和减少环境污染的重要手段，校园微网、岛屿光储、工商业用户侧光储系统应用成为2017年全球重点应用方向，全球分布式光储系统应用广泛。

今年5月31日，国家发改委下发了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》，补贴标准和光伏指标收紧，光伏企业紧急寻求“储能出口”。
纵观国外政策发现，光储规模化应用激励来自于三个方面，一是政策支持力度;二是光伏系统成本下降，上网补贴支持减弱;三是电力市场逐步开放，可再生能源补贴成本转嫁，用户用电成本提升。这些因素刺激着工商业用户和居民用户利用储能系统提升经济价值，减少对电网的依赖。
德国：资金支持下的光储繁荣
早在2013年，为支持光伏储能系统项目建设，德国就设立了光伏储能补贴政策支持计划，该政策为户用储能设备提供投资额30%的补贴，最初还要求光伏运营商必须将60%的发电量送入电网。

2016年，德国开始执行新的光储补贴政策，该补贴会持续到2018年底，计划为与并网式光伏发电系统配套安装的储能单元提供补贴，但只允许将光伏系统峰值功率的50%回馈给电网，这与之前要求光储系统向电网馈电的需求有很大不同，这也说明在可再生能源规模化发展阶段，鼓励自发自用、余量上网成为对分布式能源的新要求。

2016年10月，德国复兴信贷银行不得不终止这项补贴，主要原因是这笔支持资金早在2016年就已用尽。与此同时，政府也确认自2017年7月1日起，补贴金将按计划从支持投资总额的19%减至16%，自10月1日起再削减3%，2018年起整体降至10%。

此外，大规模保障性补贴推动了德国新能源产业的超常规发展，但同时也大幅推高了电价，且最终由电力消费者承担，德国的电力零售价格也从2000年的14欧分/千瓦时上升到2013年的约29欧分/千瓦时，民众所承担的可再生能源分摊费用大幅增加，政策的“过度支持”向“适度支持”逐步转变。快速下降的储能系统成本、逐年降低的光伏上网补贴电价、不断攀升的居民零售电价以及持续的户用储能安装补贴政策支持等因素推动着德国户用光储市场的发展，自发自用也成为用户的必然选择。
美国：税收减免促光储结合
在美国，除某些地区良好的自然条件、储能资金支持政策和高额电费支出压力外，一些其他因素也在刺激着光储系统的结合应用。

最初，投资税收减免(ITC)是政府为了鼓励绿色能源投资而出台的税收减免政策，光伏项目可按照投资额的30%抵扣应纳税。而成本加速折旧是美国税务局发布的纳税指引规定，2005年12月31日以后建设的光伏系统可以采用成本加速折旧法，即固定资产折旧额按照设备年限逐步递减。

2016年，美国储能协会向美国参议院提交了ITC法案，明确先进储能技术都可以申请投资税收减免，并可以独立方式或者并入微网和可再生能源发电系统等形式运行。

为推动储能与可再生能源的协同发展，政策还要求储能系统储存的电能必须有75%来自于可再生能源，才可享受ITC支持，这一支持比例是系统投资的30%，而到2022年这一支持比例将下降到10%。储能系统储存可再生能源发电在75%-99%之间时，可享受部分的ITC支持，只有当储能系统全部由可再生能源充电时，才可全额享受ITC支持。

与此同时，没有可再生能源配套支撑的储能系统可以使用7年的成本加速折旧，这相当于25%资本成本的减少，利用可再生能源充电比例低于50%的储能系统虽未达到ITC支持标准，但仍可享受相同的成本加速折旧支持。而高于50%这一比例的储能系统都可使用5年的加速折旧，相当于27%资本成本的削减。

日本：开放电力市场中的光储应用
在弃核所导致的电力供应紧张和电力价格上涨的情况下，日本也着手开展了新一轮电力体制改革，目标直指电力安全稳定供应和抑制电价的增长。

2014年秋，日本的五大电力公司曾因太阳能发电项目势头过猛，而暂停过收购光伏电力，为解决此问题，日本政府支持可再生能源发电公司引入储能电池，资助电力公司开展集中式可再生能源配备储能的示范项目，以降低弃风/光率、保障电网运行的稳定性。

2015年，日本政府共划拨744亿日元，针对安装储能电池的太阳能或风能发电企业给予补贴。

其实，日本早在2012年就启动了光伏固定上网电价政策，极大地促进了日本国内光伏市场的迅猛发展。

然而可再生能源收购制度和固定上网电价的执行也带来了新的问题，一方面太阳能光伏的过度建设和并网给电网稳定运行带来了压力，电网公司不得不要求独立光伏发电商必须装配一些电池储能系统来提升电网的稳定性;另一方面可再生能源发电补贴资金成本累加到电费中，也增加了国民的负担。为此，日本经济产业省对可再生能源收购制度和固定上网电价机制进行了改革，将此前从成本角度出发确定可再生能源收购价格的方式调整为通过企业间竞标决定，并且设定了中长期收购价格的发展目标，明确了上网电价的降价时间表。光伏上网补贴电价的持续降低和近一段时间内售电价格的提升将激发用户提高光伏自发自用水平，储能也势必成为提升用户侧用电经济效益的重要手段。

中国：综合能源项目的重要支撑
与国外30年开放电力市场的过程相比，我国“30年电力市场改革”还在有序推进。理论上来看，已经具备了一定光储规模化应用的技术条件和市场环境。一方面“跨墙售电”开放了富余分布式能源区域交易的可能性，开放电力市场下的用户间交易得以实现;另一方面光伏发电补贴退坡显著，急寻政策外收益，且当前用户弱化电网依赖的意愿也相对突出。

此外，《推进并网型微电网建设试行办法》明确提出并网微网中可再生能源装机容量占比要超过 50%，且微电网与外部电网的年交换电量一般不超过年用电量的50%。在示范项目支持下，要保障可再生能源高渗透率和提高波动性可再生能源接入配电网的比例，同时在可再生能源规模化利用情况下，要保证尽量自发自用，形成系统内部高度“自治”能力，必然要引进储能技术配套应用。

当前，储能已经成为我国综合能源示范项目中不可或缺的重要技术支撑，开放电力市场传导出的电价机制和光伏资金政策扶持的减弱刺激着市场关注度的转移，也刺激着光伏与储能协同应用的可能。现阶段，交叉补贴的存在和居民建筑用能局限性还不能刺激居民用户侧储能的配套应用，但随着光储技术成本的降低，工商业用户侧光储应用价值将显现。希望以开放电力市场为前提，依据市场化价格机制和交易机制推动我国光储的发展和应用。

未来，我国光储配套发展和应用还将得益于当前的政策退坡和未来市场的深度开放。

据南开大学消息，该校陈永胜教授领衔的科研团队在有机太阳能电池领域研究中获突破性进展。

他们设计和制备的具有高效、宽光谱吸收特性的叠层有机太阳能电池材料和器件，实现了17.3%的光电转化效率，刷新了目前文献报道的有机/高分子太阳能电池光电转化效率的世界最高纪录，这一最新成果让有机太阳能电池距离产业化更近一步。

美国东部时间9日下午，介绍该研究的论文在线发表于国际顶级学术期刊《科学》上。

有机太阳能电池在质轻、柔软、半透明、可大面积低成本印刷、环境友好等方面，远远优于传统太阳能电池，被认为是具有重大产业前景的新一代绿色能源技术。

陈永胜教授团队与中科院国家纳米科学中心丁黎明教授、华南理工大学叶轩立教授研究团队合作，首先利用半经验模型，从理论上预测了有机太阳能电池实际可以达到的最高效率和理想活性层材料的参数要求。

在此基础上，采用成本低廉与工业化生产兼容的溶液加工方法制备得到了高效的有机太阳能垫层器件，获得了17.3%的验证效率。

需要补贴的光伏市场可能会大大受限，平均每年大概也就30G，直到平价以后就不再需要补贴，平价光伏市场的开拓需要各方共同努力，需要政府和电网解决三座大山的问题、放开容配比是技术创新的问题。另外，新的政策，市场化交易+非水可再生能源电力配额+绿色证书制度+顺价销售，又能开启一大块市场，虽然要补贴，但是通过市场竞争方式解决补贴问题，再加上差异化的市场和出口市场等，发展前景还是很可观的


去年的数据，中国的制造业世界第一，占到全世界70%以上，各个产业来看都是如此，从光伏市场去年是超过50%，国家当年装机达到53G，累计装机超过1.3亿千瓦，大大超出了原来的预期。从市场来看，分布式去年是一个亮点，当年达到了20GW，户用电源达到50万套，虽然总量不多，去年户用光伏的元年，全国光伏累计装机超过1.3亿。

从过去10年来看，整个光伏价格下降了90%，到2017年数据组件是3元，十年以前是36元。系统价格去年按照官方的数据，平均是7元，实际上比7元还要低，今年下降的比较厉害，今年报价是2元多一点，当然个别标书整个组件的价格甚至到1.6元、1.7元，系统造价基本上在6元以下，又有大幅度的削减，所以中国为世界光伏作出了巨大的贡献。

我们要把这个定义搞清楚，除了普通的光伏电站以外，分布式是这样的，第一类，这是国家能源局的文件，建筑光伏是不需要配额的，户用电源和自发自用的项目也不需要配额，甭管多大，哪怕50MWd规模，只要是接入企业内网，也属于自发自用，不需要配额。当然自发自用享受的是固定补贴，屋顶分布式有的是全额上网的，享受标杆电价，自发自用的享受固定补贴，还有一个是分布式光伏电站，就是我们说的“光伏+”，这部分是受配额限制的，这是5.31之前的政策。

“5.31”出来以后整个都变了，到底有哪些影响？第一，对普通电站。普通电站就是“5.31”之后并网的享受新电价，整个差了0.15元，2017年电价是0.65元、0.75元、0.85元，结果新公布的电价是0.5元、0.6元、0.7元，这个影响是非常大的，大概整个收益差了25%，这个业内反映很大，但是能源局马上恢复了“6.30”，630之前并网的仍然享受2017年的有0.15元的差价，这个对普通光伏电站影响不大，包括“光伏+”都是如此。

对分布式，对于原来不限额的现在将规模立刻砍到10GW左右，“5.31”之前并网的还是享受有国家补贴，“5.31”之后没有了，这个直接影响到大概10GW的装机，像户用的开发商几万家，从事户用光伏的就业人口有大约60万人，已经备案或者是已经并网没有备案的这种在建的项目影响非常大，大概是影响到10G，而且大家本来都寄希望于影响的人这么多，整个量可能也就是2、3GW，希望国家能不能把这个口放一放，结果到现在看来不可能再放，分布式的影响非常大。


另外,就是规模，普通电站没有指标了，分布式也没有了，原来说分布式不受配额限制，现在都不提了，现在上半年已经12GW了，下半年就没有指标，整个电价下降当然已经没有什么针对性项目了，因为已经没有项目了，虽然公布了新的价格，但是没有对应的项目，但是留了一个口子，就是如果不要国家补贴是可以各省自行安排建设，不要补贴是可以的，“5.31”出来以后整个形势大变。

从统计来看，24GW上半年大概是一半一半，一半是普通电站，一半是分布式，普通电站里实际上有相当一部分有一半左右等于先建先得。

另外，“领跑者计划”+扶贫，加起来大概10G，因为下半年没有指标了，一共大约34GW。国家有没有可能把对分布式放个口子，这个看来现在希望不大，因为一放有可能要超过10GW了，至少现在来看整个今年大概34GW，出口还有一部分，出口去年的量，按照协会统计的量是31点几个GW，现在算起来2018年光伏市场的总量应该60多个将近70GW，下半年有没有不要补贴的一些项目，现在都在建，我知道有些工商业屋顶项目还在继续建，因为它不要补贴也能算过账来，还有一部分有些人在做示范，不要补贴的示范。

“领跑者计划”，今年能够并网的大概5个G。扶贫专项，这次理的比较清楚，答记者问，已经批复的扶贫总量大概15GW，已经建成的10GW，大概今年还有5GW左右在继续实施，总的目标大概说是15GW，280万户，实际上大概打不住，整个加起来要解决280万贫困人口的话，大概18个GW，可能还有第二批，“十三五”应该还有第二批扶贫项目。

所以说，现在开拓平价市场，过去我们就只有一个市场，就是补贴市场，现在不要补贴，一这个市场到底有多大，当然这个需要大家共同努力，能不能有技术创新把电价水平降下来。另外政府和电网也需要解决一些问题，我们常说的“五座大山”，“五座大山”我们光伏业内是没有办法解决的，“五座大山”压下来，不说补签拖欠，那“四座大山”影响我们电价20%，我们现在电价平均6毛钱，20%，如果说合理的话，如果能够“五座大山”搬移的话可能能降到4毛钱左右，影响还是相当大的。另外，新的政策措施，市场化交易、绿色证书、强制配额，这个我认为是开启了另外一扇窗，我待会儿会详细的来解释。

“领跑者计划”在“几座大山”问题上解决得比较好，土地不要钱，要么只有1元多钱，如果我们能控制在每平方米每年土地费用是不超过2元的话，我认为还是合理的，现在完全不一样，有的最高的甚至收到6元/平方米，山东发的文是收到每年5元/平方米，而且有的是关门打狗，就是建成以后返过来向你再征收，但是这个政府不大可能一刀切，因为土地有集体所有制的、有国家所有制的，像屋顶都是各自业主的，所以政府也不可能命令以后你就每平方米降到2元，所以这个可能还是需要市场来进行调节，这座大山是不太容易切的，除非像“领跑者计划”政府一刀切，我就可以给你降到2元以下、1元多甚至不要钱。

电网接入，这个主要在电网公司，是不是能够按照国家政策来执行，弃光限发，到底是不是因为安全的问题，还是因为利益之争，利益之争你就应该解决，如果是安全性问题，弃光是合理的，但是这种，能源局一位领导曾经写过一个文章，他就说从运行数据看，没有任何支撑，弃光限电是因为造成了电网安全和电网阻塞而进行的弃光限电，没有这样的数据支撑，就是说目前的弃光限电不是因为对电网造成了威胁而造成了弃光限电，而是利益之争。如果说这样子的话，政府就应该解决、电网就应该解决。融资成本，补贴拖欠，更是应该解决的问题。融资成本，当然政府说的也不算，银行不会听政府的，他有自己运行的原则。

所以非技术成本造成了现在，20%以上的电价成本，所以说这个是应该能够解决才行。

补贴拖欠大家都知道，到2020年如果不采取任何措施要超过3000亿，接网费用实际上国家是有文件的，关于减轻可再生能源负担这个文件特别明确，电网企业负责投资建设接网工程，但是现在大部分接网工程是开发商来投资建设的，也说了，电网企业如果是开发商建设的，电网阶级应该按照协议或者第三方评估的投资额在2018年底前完成回购，但是现在我看了一个消息，回购率只有5%，基本上还是压在开发商头上，包括新建项目，除了领跑者，领跑者是严格按照这个文件执行的，都是电网来进行建设的，但是普通电站就没有这么幸运了。这个问题如果按照国家的文件执行，每瓦9毛钱，每瓦将近1元钱，这个部分的成本如果能够减下去的话这个还是相当可观的。


再有一个，我们电网企业实际上很不容易，我们今天能发展到这么大的市场跟电网支持是分不开的。但是有题写问题还需要认真研究。如是不是每个站都必须配无功补偿，是不是每个站都要配功率预测，我们在国外看了很多光伏电站，美国、德国、西班牙、日本，人家也没有配这些东西，应该在你的升压站里配这些东西，但是要压在每个站都这样配是不是有必要，我不是说一定要装或者一定不装，至少应该它山之石可以功玉，至少借鉴一下人家怎么做的。另外光伏电站融配比，国内要求不能超装，超过了逆变器的功率就要拆掉，这个就更没有道理了，国际上普遍都是这样来做的为什么中国就不能这样做。

分布式有很多问题，一个是光伏渗透率的问题，逆功率流的问题，我没有看到任何一个有说服力的分析，另外二次接入是不是380度的接入，你要上百万的投资来做二次系统，有没有必要，这个也是压在我们分布式开发商头上的负担，令开发商很困惑，另外就是“净电量计量”，咱们国家是禁止采用，既然我不要补贴，能不能享受“净电量计量”，我可以不要补贴，但是你要我的发电量通通都能够等于电网零售电价的价值？比如说我的用电电价大工业大概7毛钱，我如果说用了“净电量计量”，我所有发电量都享受7毛钱的电价，不要补贴也是合算的，现在咱们国家是双向计量，反送电的部分只能3毛多脱硫电价，而自发自用部分享受的是零售电价，但是“净电量计量”就能够使所有的光伏电量都是享受的7毛钱的电价，所以这个收益是大大不一样的。这些问题电网公司能不能按净用电量来结算，只要光伏的发电量小于一年的用电量，肯定你的光伏电站通通都是享受的高电价，这个是非常简单的，而且也没有交易成本。美国是42个州都是有净电量计量法，就是允许采用“净电量计量”，而且美国很多州都没有补贴，就是按照这个政策推动了光伏的发展。

欧洲除了德国以外，其他国家也都是允许才用“净电量计量”，包括日本，所以我们国家为什么不行？国外都是允许的，我们国家不允许。实际上这个政策的执行有利于提高光伏开发商的收益，直接打开一片“自发自用”的平价市场。

技术创新也需要政府和电网的支持，为什么？容配比的问题，容配比2010年以后国际上普遍都是采用这个办法，因为可以大大提高收益，另外，比如原来一类地区国家原来限定的是等效利用小时数是1500，实际上这个放开以后增加20%就可以提高到1800，年发电小时数可以大大提高，度电成本成本立刻就可以下来，而且非常好的技术创新手段也已经写进了IEC的标准，国内是不允许的。

实际上,假如说国家允许或者电网允许我们超装，同样要把保障性收购小时数提高上去，因为国家弃光限电标准是按照公布的保障性小时数来的，现在公布保障性收费小时数一类地区1500、二类地区1200左右，这个也要提高上去，一类地区要提高到1800、二类地区1500、三类地区1200，这样我们的技术创新，你如果卡在仍然是1500、1200、1000的话，我没有办法，我能发1800你不让我发也不行，所以这个是相辅相成的，首先你要放开，要允许我扩装，第二，你要把标尺也要相应的提高，也只是最低的限度20%。实际上像国外、像美国这是1.4：1.0，前面光伏超装40%在美国普遍都是这样，这个电站我也去过。像SMA的，他甚至到1.6，经济性最好的实际上是1.6：10，当然不同的地区不一样，至少国外普遍接受的，就是超装60%，就是10兆瓦的电站装16兆瓦的光伏组件，这个是经济性最好的、电价是最低的，这是SMA给的一个报告。

如果我们有“五座大山”不放开容配比是这样一个边界条件，如果我们去掉“五座大山”放开容配比另外一套边界条件，当然这是最低。

现在咱们看一下财务的边界条件，就是按照不同的边界条件来做。

最后我就看结论，你如果有“五座大山”，不放开容配比，如果做到内部收益率10%，就是合理的收益比例、一个项目的话，实际的合理电价在三类资源区分别应该到7毛、8毛甚至1元钱，当然有的地方有“一座大山”，有的地方有“两座大山”，我是极端情况“五座大山”都压下来。如果我们能够去掉“五座大山”，容配比能够放开的话，实际上我们的合理电价同样10%的内部收益率，我们就可以做到3毛5到5毛5，这样就有一大批的市场能够达到平价，至少是在用电侧。

我还是按照高的比较，按照目前的水平，组件是1.9元，如果系统造价做到5元，如果我们做到极限，我们组件能够做到1.5元/瓦，系统做到4元每瓦，我们合理电价就应该在2毛到4毛。至少一二类地区所有的普通光伏电站，包括全国所有的用户侧用电，都可以不要补贴了，我们肯定是能够达到这样一个水平的，就是说边界条件定了以后，这就是一个简单的数学问题。这是王淑娟整理的各地的电网电价数据，先看发电侧，国家脱硫上网电价大概3毛6，在用电侧从5毛多，居民用电最低的到工商业用电，10千伏接入的的电价都在0.7远/kWh，我们把“五座大山”拿掉，2元的组件价格、5元的系统成本，我们也可以在用电侧达到平价。如果说我们努力做到最低价，所有的用电侧都是可以达到不要补贴的，这是非常显而易见的。

光伏业内如果说开拓平价光伏市场，光伏业内我们需要做的，我们把成本售价降到2元以下，系统降到5元以下，我们把利用小时数，通过扩装，这样一个创新手段就可以做到1800、1500、1200，国家、政府部门和电网也需要回答几个问题，补贴能不能不拖欠？能不能电网接入按照国家的政策执行？弃光率能不能控制在5%以下？土地成本、贷款，就是融资成本是不是能够进一步降低，能不能放开容配比，而且把相应的保障小时数提高，最低只提高到20%，其实我们还可以更高，当然我们就不说了。

一、二、三、六这几项，至少是政府和电网义不容辞的责任，这个才有可能给我们开启一扇窗。当然还有一些差异化的市场，像这是云南的刘祖明教授，他做的非常成功的，他做的直接把交流电提水的解决方案全部给毙掉了，因为现在光伏组件非常便宜，在高山地区很多无电的村庄他们是需要灌溉用水、需要人畜饮水，过去都是拉交流电非常不方便，而且电费非常贵，有的现在有交流电的拉上去的，因为电费很贵，所以老百姓也是申请来用光伏水泵，光伏水泵一次投资以后再也没有费用了，而且他做的功率很大，原来我们的光伏水泵做几千瓦，人畜饮水，现在真正解决了灌溉用水，这是做的非常成功。现在已经做到国外，亚洲开发银行马上下个月在云南要组织各个发展中国家到那儿去做培训，打开了一大片的市场，现在供不应求。

像太阳能路灯。我们大家都知道，原来“亮起来工程”，北京市农村，光是北京15万套，现在都趴在那儿了，根本就没有发挥作用，一次投资以后，几年以后蓄电池一坏就没人管了，三年保修期以后，现在不一样了，第一，LED他的可靠性提高非常多，达到5万小时，他的光效比普通的提高了3倍，所以说原来一个45瓦的低压大灯至少要配100—150瓦的光伏组件，现在只需要装15瓦LED，50瓦光伏组件，亮度一样，整个成本都下来了，所以说这是随着技术创新，像现在LED包括锂电池，现在再不用铅酸电池了，原来铅酸电池3—5年就坏了，现在锂电池可以到2000次，整个寿命可以延长到8年，而且都是智能化，一个手机上可以实时监控1万盏以上的太阳能路灯，所以一下进入了商业化的阶段，1000多元一套灯，使用8年，经济上完全可以PK掉交流的路灯，而且没有电费的问题，就把太阳能路灯一下子推向了商业化市场，所以这个公司做的非常好，现在在国外也做的非常多，

现在在国内也是，“5.31”之后的业务量提高了30%，随着技术进步，原来我们认为不行的，这个市场就没有办法解决，几年蓄电池一坏，政府没有人承担，现在不一样了，现在1000多元可以持续点燃8年，一下子商业化的市场迅速推开，这个就是一个差异化的市场。我们原来就是做这个的，觉得这个没戏，几年以后蓄电池一坏，可是现在人家真正的商业化市场了，根本不要国家补贴的，像光伏水泵、像这个完全用不着。

另外，新的政策，非常清楚，国家刚刚下发的，积极推进电力化市场交易，这里面非常明显的信号，是跟原来的文件不一样的，第一，市场化交易要和清洁能源配额制结合，而且全体电力用户承担配额消纳的，这个是跟原来不一样的，原来文件可不是这样写的。再有一个，他的整个定价机制不谈补贴了，就是一个基础电价+浮动电价，也就是说有可能他是一个顺价销售的概念。

第二个，直接进入顺价销售了。比如我一年用2000度电，有200度电给我配额，配额的是你必须买风电或光伏发电，这个价格是多少呢？价格比如说规定，每度电再增加3毛钱，我200度电一年只增加60元，这样的概念，直接把补贴的问题也解决了、消纳的问题也解决了，所以这个给出了信号。所以这个给我很大的希望。原来的不行，原来的市场化交易试点还是摆脱不了补贴，补贴由电网垫付。现在国家等于说你报上来的试点，你如果不要补贴就做，如果还是要补贴也是没法做。所以新的电价是不谈补贴的，直接就是谈顺价销售的问题，所以这个就把这个问题解决了，摆脱开补贴的纠缠。

另外，像这个文件，可再生能源电力配额征求意见稿，可再生能源电力价格，给了非水的可再生能源配额，非水就是风电、光电，这个是配到各处的，你必须要按照配额来执行，但是这个文件又没有说补贴的问题，只解决消纳，没有补贴，不解决补贴的问题，这个也是不行。所以说，一定要按照新的政策，假如说我分析的对，就是不但解决了消纳问题，强制配额。

另外一个，顺价销售，就能够解决补贴问题，所以我对这个还是非常期待，当然最后出来是不是这样子我不知道，而且通过电力交易中心他是500万千瓦的用户，你就进入电力中心交易，500万千瓦/年，我可以跟别人进行讨价还价了，电力交易中心实际上中国各个省都已经成立了，所以已经有了这样一个条件来进行市场化交易，所以我对这个政策期待很大。

从国家的长远目标来看是这样的，2035年，这是能源所给国家能源局提的一个目标，2035年实现人均1000瓦，倒推过来，2035是15亿千瓦的话，2030年10亿，2025年5亿，2020年2.5亿，按照这个，实际上我们每年的平均装机是不小于50G，2020—2025每年平均装机50G，2026甚至更多，到2035平均每年装机1亿千瓦。长远来看，中国能源转型这样的目标是一定会促进光伏有更大的发展，就是说前途是非常光明的。

结论，需要补贴的光伏市场可能会大大受限，平均每年大概也就30G，直到平价以后就不再需要补贴了；平价光伏市场需要政府和电网解决三座大山的问题、解决容配比的问题，如果能够解决得好就是60%的市场都有可能不再需要国家补贴，这个问题如果解决得好。另外，新的政策，市场化交易+可再生能源电力配额+非水可再生能源电力配额+绿色证书制度+顺价销售，又能开启一大块市场，虽然要补贴，但是通过市场竞争方式解决补贴问题，而且有一个电力配额制，一下子又能开启相当大的政策市场，还有差异化的市场等等。

其实还有一个，出口市场。出口市场去年是31G，以前都没有超过31G，最多28G，今年我估计比去年还要高，35—40G，加上今年的35G，一共今年仍然是有70几个G，跟去年是持平的，所以今年并不悲观。再有，补贴的市场30G，今后几年，平价的市场不

知道有多少，新的政策强制化电力配额的市场化交易的市场，还有一个差异化的市场，整个这五大市场我认为每年50GW应该是以后在最近两三年仍然能够回到这样一个市场的规模，尽管补贴的市场是大大压缩了，但是其他的市场对我们又敞开了。