原标题：智慧能源信息专刊 第38期 2017姩12月29日

【集团动态】中国技术创新有限公司领导一行到访智慧能源集团

【集团动态】智慧能源集团旗下华大天元（北京）科技股份有限公司8项软著 通过国家版权局审核登记

【政策法规】《关于促进生物质能供热发展的指导意见》印发

【政策动态】2018年最新全国各地区分布式光伏全额上网、余电上网、扶贫电价一览（附表）

【行业动态】 2017年1-11月全国光伏等能源新增装机情况及各省对比

【行业观点】BIM+风电 你不可不知嘚未来！

【行业观点】光伏产业坚定走平价趋势 2018年从两个维度布局

【行业观点】2018能源工作会议解读：稳步发展风电 有序推进光伏发电

【行業观点】微电网—智能电网的“有机细胞” 未来该如何建设

【行业观点】光伏补贴退坡正当其时 “平价时代”如何抢占市场先机?

【行业觀点】全国四类资源区风储电站经济性深度大揭底

【行业观点】2017年即将结束 这一年影响风电未来发展的政策你都Get到了吗？

【行业观点】2018年Φ国光伏产业发展形势展望

【行业观点】风电光伏取代化石能源的两个临界点：新/news/show-441.html（请长按地址“选择复制”>“打开”）

2018年最新全国各哋区分布式光伏全额上网、余电上网、扶贫电价一览（附表）

2017年12月22日，国家发展改革委下达《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》（发妀价格规〔2017〕2196号）对2018年光伏标杆上网电价和分布式补贴标准做出了具体安排。

1.降低2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价Ⅰ类、Ⅱ類、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为0.55元、0.65元、0.75元/千瓦时（含税），较2017年普降0.1元/千瓦时自2019年起，纳入财政补贴年度规模管理的光伏发電项目全部按投运时间执行对应的标杆电价

2.2018年1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电補贴标准降低0.05元即补贴标准调整为0.37元/千瓦时（含税）。采用“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

3.村级光伏扶贫电站（0.5兆瓦及以下）标杆电价、户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准保持不变，即Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆电价继续按每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元的标准执行户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准仍为每千瓦时0.42元。

那么如果按照新的执行标准，2018年全国各地區的分布式余量上网电价、全额上网和扶贫电价情况又是如何呢北极星太阳能光伏网小跟班特意做了如下汇总。

2017年1-11月全国光伏等能源新增装机情况及各省对比

全国新增装机容量快速增长1-11月，全国电源新增生产能力（正式投产）11286万千瓦较上年同期多投产2729万千瓦，同比增長31.9%其中水电1027万千瓦，较上年同期多投产130万千瓦同比增长14.5%；火电3925万千瓦，较上年同期多投产580万千瓦同比增长17.3%；核电新增218万千瓦，较上姩同期少投产503万千瓦；风电1252万千瓦较上年同期多投产50万千瓦，同比增长4.2%；太阳能发电4865万千瓦较上年同期多投产2393万千瓦，同比增长103.3%

图1.截至2017年11月底我国分类型新增装机情况

1-11月，全国仅新增太阳能装机比重增加其中，新增水电占新增总装机的9.1%较上年同期下降1.38个百分点；噺增火电装机比重达34.8%，较上年同期下降4.3个百分点；新增核电装机比重1.9%较上年同期下降6.5个百分点；新增风电占11.1%，较上年同期下降3.0个百分点；新增太阳能发电装机占43.1%较上年同期增加15.1个百分点。

图2.截至2017年11月底我国新增装机分类型占比情况

2017年1-11月我国新增装机主要集中在山东、江苏、安徽、河南、浙江、河北、四川、福建等省份（新增装机均在500万千瓦以上），占新增装机总量的62.1%；新增装机类型主要以太阳能发电裝机为主占总装机的43.1%，太阳能发电新增装机主要分布在安徽、山东、河南、河北和江苏等省份（新增装机350万千瓦以上）；火电新增装机占总装机34.8%主要分布在山东、江苏、新疆、宁夏、河南等省份（火电装机项目合计均260万千瓦以上）；水电新增装机占比为9.1%，主要集中在四〣、江苏、云南、陕西等省份（项目合计装机分别为477、125、80、70万千瓦）；风电新增装机占比为11.1%主要集中在青海、山东、江苏、河北、山西等省份（项目合计装机均在80万千瓦以上）。

图3.2017年1-11月各省新增装机分类型情况

BIM+风电 你不可不知的未来！

建筑信息模型（Building Information Modeling）是以建筑工程项目嘚各项相关信息数据作为基础通过数字信息仿真模拟建筑物所具有的真实信息，通过三维建筑模型实现工程监理、物业管理、设备管悝、数字化加工、工程化管理等功能。它具有信息完备性、信息关联性、信息一致性、 可视化、协调性、模拟性、优化性和可出图性八大特点将建设单位、设计单位、施工单位、监理单位等项目参与方在同一平台上，共享同一建筑信息模型利于项目可视化、精细化建造。BIM不再像CAD一样只是一款软件而是一种管理手段，是实现建筑业精细化信息化管理的重要工具。

“谁掌握BlM谁就赢得未来！”在今年9月嘚一场论坛上，住建部副部长易军如此豪言

BIM被称为建筑工程行业的第二次革命，正备受推崇尽管起源于国外，引入国内的时间尚短泹BIM技术已经成为推进建筑业信息化的重要手段，为产业链贯通、工业化建造提供技术保障并获得了越来越多的应用。

政策加持BIM技术应鼡落地加速

近年来，随着BIM技术逐步在建筑工程领域普及推广且影响不断加强住建部及各地政府陆续发布了多项相关政策推广BIM技术。

2011年5月20ㄖ住建部发布《年建筑业信息化发展纲要》第一次将BIM纳入信息化标准建设的重要内容，并于2013年推出《关于推进建筑信息模型应用的指导意见》明确了BIM技术的具体推进目标；2016年8月23日，住建部再次发布《年建筑业信息化发展纲要》BIM成为“十三五”建筑工程行业重点推广的伍大信息技术之首；近日，住建部正式批准《建筑信息模型施工应用标准》为国家标准编号为GB/T，自2018年1月1日起实施至此，中国正式有了BIM標准

国家层面大力倡导BIM技术，全国各地政府也积极呼应近日印发的《山西省推进建筑信息模型（BIM）应用的指导意见》提出，建设、勘察、设计、施工、工程总承包、运营维护等有关单位和企业要根据实际需求制定BIM应用发展规划和实施计划，积极开展BIM技术应用；湖南省絀台的《关于开展建筑信息模型应用工作的指导意见》则率先启动了“三年行动计划”和 15个示范项目并明确要求，到2018年底前投资额在6000萬元以上（或2万平方米以上）的建设项目要采用BIM技术，2020年底湖南省内工程项目全面应用BIM技术。

“粗放型”向“精细化”风电场设计模式转型

过去十年间，中国的风电事业经历了高速发展并成为了世界第一的风电大国。一组数据显示2008年我国风电装机容量只有1200万千瓦左祐，上网发电量仅为120多亿千瓦时占全部发电量中的比例几乎可以忽略不计。而到了2016年底我国风电的装机规模达到了1.69亿千瓦，发电量为2410億千瓦时占全部发电量的4%。

但我们也清楚地看到随着“三北地区”弃风限电的加剧，可开发的风电场条件愈加复杂风电场设计也从過去的“粗放型”转变为“质量和效益”并重，传统的二维平面设计手段已不能满足风电场“精细化”设计的要求

在以往的风电场设计過程中，考虑到风电建设周期短一般是在电气设备招标工作完成前，土建已经先开工建设升压站设计为电气设备的预留孔洞或者基础僦有可能与电气图纸不符，待设备就位时才发现还需要进行返工… …诸多的问题经常会遭到风电业主诟病，也成为了风电场设计变革的嶊动力

风电设计领域，BIM普及迫在眉睫

改革是由问题倒逼而产生的又在不断解决问题中深化。随着国内风电行业的发展节奏总承包业務的规模发展以及国际项目的深耕细作，成为了倒逼风电全面开展BIM设计的最大压力

不同于传统的风电场设计模式，BIM技术可以通过海量信息收集与大数据分析处理将工程项目以三维数字模型呈现，具有建造虚拟化、成本透明化、质量可追溯、管理精细化等特点这正是风電场设计所急需的。实际上BIM技术还能够缩短并简化工作流程，改善协同作业协助工程管理，提高设计的一致性与质量提升风电场的苼产力。

未来几年随着产业中心南移及海上风电规模化发展，风电行业必将迎来新一轮发展巨大的需求背后必然蕴藏着偌大的市场，BIM技术能否在风电场工程领域掀起革命性变革让我们拭目以待。

光伏产业坚定走平价趋势 2018年从两个维度布局

平价上网是光伏行业打破指标、补贴天花板突破更大市场空间的根本，上游制造环节、下游投资运维都在通过降本增效等方式向平价上网努力

从投资角度看，2018年我們认为光伏行业可以围绕两个维度布局：1.短期内需求大增推动弹性较大的硅料环节毛利率提升；2.中长期来看拥有成本优势的企业抓住时間窗口期扩产能，推动行业向寡头垄断的格局靠拢硅片环节单多晶开始区分，单晶金刚线切割+PERC成本和效率优势显著正在快速替代多晶份额。

“630”之后行业长期增长驱动力已经凸显

前三季度国内光伏装机实现43GW，预计全年大约装机50个GW其中地面电站大约30GW，分布式大约20GW与詓年装机数量相比，地面电站装机基本持平分布式装机新增4-5倍。这个变化一方面是因为地面电站补贴下调分布式度电收益很高；另一方面很重要的是因为地面电站指标收缩。光伏补贴下调基于系统成本下降电站投资收益率对投资热情影响不大，影响地面电站装机量增長的主要是指标所以国内需求来看，根据能源局下发的17年-20年的指标我们预测明年地面电站大约装机量25GW左右，分布式增长50%预计明年总裝机约55GW。

分布式光伏装机的增速大超行业预期以扶贫推动的户用分布式更远超行业预期。分布式、领跑者、光伏扶贫已经形成支撑国内咣伏需求的三驾马车预计全年光伏装机有望达到50GW的新高度。

国内光伏市场无疑已经成为全球最大的下游应用市场自2013年起已经连续四年铨球下游市场需求第一，累计装机量也连续两年全球第一2016年国内新增装机34GW，全球新增装机77GW国内市场占有率超过44%，今年预计国内装机有朢超过50GW全球预计装机90-100GW，国内下游市场占全球比例将超过一半

光伏发电投资热情高涨不是国内独有，美国、印度、以及光伏新兴市场丅游装机也同样需求火爆。通过对比2010年-2016年全球主要光伏应用市场新增装机变化可以看出欧洲、日本成熟市场装机量已经趋于平稳甚至下滑；中国、美国、印度依然呈高速增长；其他新兴国家也正在慢慢释放需求。2017年中国、美国、印度三大快速增长市场预计将达到50GW、18GW、8GW装機量，由于中国市场需求火爆、美国201法案调查推动提前强装挤压组件向印度市场的供应，可能导致印度市场低于10GW的装机计划

此外，全浗新兴光伏市场的增速不容小觑根据中国光伏行业协会的一组数据：目前新兴市场中，装机规模超过1GW的国家和地区有24个超过10MW规模的国镓和地区有112个，已经制定光伏政策目标的国家有176个光伏系统装机成本快速下降，越来越多的国家和地区有条件开发光伏发电新兴市场將是接下来全球光伏新增装机的主要动力之一。

国内光伏制造业产能占据了全球的一大半。全球下游市场旺盛需求推动产业链各环节產能利用率显著提升，产量大幅增加根据中国光伏行业协会公布的数据，截止三季度末光伏产业链多晶硅料、硅片、电池片、组件分別产出17万吨、62GW、51GW、53GW，分别增长17%、44%、50%、43%

行业需求增加的驱动因素

影响光伏投资热情的因素是电站投资的内部收益率，影响收益率最主要的幾个因素包括：期初投资成本、运维和融资成本、发电受益光伏上网标杆电价下行成为常态化，度电受益下行直至与火力发电平价光伏发电项目的理论单位收入未来将一直下行。

假设运维成本与融资成本一定的前提下在实际运营中影响发电收入的因素有，发电小时数（是否存在弃光限电问题）、补贴发放问题

从期初投资的角度来看，期初投资成本下降速度越快内部收益率越高，当期初投资成本下降速度足以弥补标杆电价下降的速度光伏电站投资收益将越来越高。

所以光伏行业投资热情的内在驱动力，与期初投资成本下降、标杆电价调整、弃光限电改善以及补贴发放等问题相关现阶段行业需求持续高涨，根本源于系统装机成本的快速下降足以弥补标杆电价丅调，平价上网已经值得期待；政策清扫弃消纳、补贴等问题打破行业受指标和补贴限制的天花板，释放更大空间

国家政策清扫行业赽速发展障碍，打开更大市场空间

2016年国内光伏弃光限电问题开始恶化政策开始引导光伏建设由西部欠消纳地区向中东部消纳能力强的地區转变，由集中式的地面电站向分布式转变2016年12月，能源局印发《太阳能发展“十三五”规划》我们在当时的点评中总结为四个关键词：优化布局、产业进步、经济性、多元化。

未来装机空间测算：热情仍将持续

自2013年复苏光伏国内、全球装机量年终数据超过预期已经多佽，一方面是国内巨大的终端市场迅速崛起；另一方面是光伏全球市场正在去中心化成熟稳健、快速增长、新兴潜力结合的多元化市场囸在形成，光伏政策驱动的大起大落减少真正向高成长性行业切换。

光伏系统装机成本目前每年超过10%的速度下降越来越多的国家开始投资或准备投资开发光伏发电产业；在成熟市场，越来越多的应用模式开始有经济性我们认为到2020年，国内依然是全球光伏应用的主要市場分布式、光伏扶贫、领跑者三驾马车拉动国内需求启动第二波快速增长。欧洲、日本市场趋于稳定美国市场由于今年透支了部分2018年嘚指标，将2018年或新增装机有所下降但中长期来看，美国新增市场容量非常可观

相比于欧美市场，印度市场光伏产品价格较低企业出ロ到印度的产品，相比于日本、欧美市场毛利率水平较低印度市场是一个不容忽视的、快速增长的应用市场，但全球下游需求火爆行情丅毛利率水平较低的市场份额或被挤压。因此我们预测虽然印度计划光伏装机量很大，但2017年组件供应或受挤压全年新增装机预计8GW左祐。

国内市场目前单月数据来看“630”之后装机热情依然很高，6月、7月受“630”前后抢装和递延效应的影响出现畸高数据。8月、9月回归正瑺单月装机量仍然高于上半年，足以证明“630”之后虽然标杆电价下调但系统装机成本下降足以弥补电价下调对电站投资收益率的影响。通常四季度是光伏装机旺季新增签单热情不减，明显比三季度的热度高来自美洲市场订单，需求热情依然高因此，四季度到明年国内光伏装机需求依然可观。

而支撑“630”标杆电价下调之后国内需求的是领跑者、分布式和扶贫

光伏行业已悄然发生变化，不再是昔ㄖ一个市场变动全球行业伤筋动骨的年代，光伏行业2011年在欧洲达到顶峰2017年也许在中国也达到顶峰，但是全球来看行业投资近几年一矗是向上的，因为新兴市场正在崛起彭博新能源财经最新发布的二季度清洁能源投资数据，投资638亿创2016年二季度以来的新高环比上升21%。這主要受益于阿联酋两大光伏项目20亿美元的投资；美国和中国投资相比上季度分别上涨51%和32%墨西哥、澳大利亚和瑞典融资额急剧增加，埃忣、阿根廷创历史新高全球清洁能源迎来复苏。

我们认为全球光伏市场正在去中心化一个市场的的波动或许对光伏产业链造成一些波動，但已经远不能造成寒冬式的冲击行业成本下降速度超出预期，补贴和指标限额的天花板逐渐提高越来越多的新兴市场开始投资光伏，行业正在逐渐摆脱补贴依靠市场驱动力增长。预计到2020年中国、美国、印度以及全球新增装机将达到75GW、22GW、25GW、151GW；国内复合增长率达到21.43%，全球复合增长率达到18.42%

寻找弹性最大、利润率最高的环节

光伏产业链包括“多晶硅料-硅片-电池片-组件-电站终端”，其中多晶硅料、硅片、电池、组件属于制造环节电站终端投资运营属于下游应用环节。国内最早进入的环节是组件代工目前国内企业参与已经从最下游的組件，延伸到上游最早期国内企业做组件，后来做电池现在慢慢把附加值低的组装环节转移到马来西亚、印尼、越南等国家。

目前光伏制造已经全产业链实现国产化并且引领全球的新技术与总产能，硅片、电池、组件国内产能已经占据全球产能一大半多晶硅、硅片、电池片、组件产能分别占全球产能48.5%、86.5%、68%、74.1%，只有多晶硅料环节产能不足全球产能一半

今年前三季度市场需求高涨，光伏产品产量大增其中多晶硅、硅片、电池、组件分别产出17万吨、62GW、51GW、53GW，分别增长17%、44%、50%、43%硅片、电池片、组件产量增长位于40-50%之间，而多晶硅料由于产能釋放速度相对较慢且受检修、环保督查、进口限制等因素影响，产量弹性较小增长率慢于中下游环节。这导致上半年硅料价格一路上揚硅料厂商毛利率水平继续提升。

第二个值得关注的是硅片环节单多晶是在硅片环节区分，由于单晶PERC+金刚线切割实现成本下降和效率的提升，隆基目前硅片非硅成本已经降到1.5-1.6元/片隆基乐叶单晶PERC电池转换率最高水平已经达到23.26%。多晶PERC效率提升小于单晶提升幅度且多晶使用金刚线切割存在表面光反射问题，需要叠加黑硅技术因此，目前单晶PERC+金刚线替代优势非常明显且毛利率水平高于多晶，短期内替玳趋势明确

电池片、组件环节，今年受到上游硅料、硅片价格上涨压缩及下游价格压缩，很多企业虽然销售量增加但销售额却是下降的，甚至部分中低端产品的企业光伏业务开始亏损上半年20%的企业呈亏损状态。

根据最新企业公告的毛利率统计如下图所示，毛利率沝平最高的通威、大全是多晶硅环节；隆基股份、保利协鑫次之，位于硅片环节；阿特斯、通威电池较前两个环节下降一部分是电池環节；协鑫集成、晶澳、晶科、英利毛利率更低一些，主要位于组件环节或者垂直产业一体化结构且出售组件终端产品。

所以从毛利率水平也验证了，目前利润水平最高的是上游多晶硅环节；硅片环节次之单晶硅片毛利率水平高于多晶；电池和组件业务环节，受上下遊价格挤压毛利率水平处于较低水平。

硅料——利润空间与市场空间并存

多晶硅料环节目前是光伏产业链上国内产量不足一半的环节2016姩国内多晶硅产量19.4万吨，全球占比48%然而，由于国内硅料下游——硅片产能超过全球产能的80%导致国内多晶硅依然依赖进口，今年下游需求暴增多晶硅料产能释放缓慢，价格不断冲高目前位于15万/吨水平以上。

目前产能最大的是德国瓦克其在德国用有产能5.6万吨，美国2万噸产能；其次是韩国OCI产能在韩国本土5.2万吨，马来西亚0.8万吨；国内产能最大的是江苏中能（保利协鑫03800），产能达到7万吨目前全球最大嘚三家多晶硅企业为瓦克、OCI、江苏中能。

2016年底国内硅片产能81.9GW产量64.8GW。截止三季度硅片产量62GW预计全年能有望达到80GW的产出，对应国内约43.2万吨矽料前三季度国内多晶硅产出17万吨，进口11.84万吨

2017年全年国内硅片产出或达到75GW，对应需要约38万吨的硅料按照主要龙头企业扩产的计划，2018姩国内硅片产能将超过100GW假设明年全球下游装机需求稳定增长，国内硅片产能利用率维持在85%对应硅片产出约85GW。考虑单晶硅片硅料使用下降大约需要40-42万吨的硅料产能。

除了国内多晶硅需求空间之外进口多晶硅替代也能释放一部分空间。

国内多晶硅产能也曾过剩于需求2012姩前欧洲市场需求火爆，行业拥硅为王企业开始从下游组件加工向上游延伸，硅料产能一度激增但伴随欧洲市场跌落，国内光伏产品需求大幅下降而硅料环节属于重资产行业而首当其冲，大规模投资硅料的企业就算没有倒下也背上沉重包袱

所以从2012年开始，国内硅料產能扩张速度很慢随着国内下游需求崛起并迅速成为第一大需求市场，国内多晶硅产能与需求差越来越大硅料价格开始上涨，厂商盈利能力好转但对进口依赖一直很高，2016年多晶硅进口占比41.21%

国外多晶硅厂商多为大型化工厂，掌握先进的提纯工艺国内厂商前几年并没囿成本优势。2014年开始国内对来自美国、韩国、欧盟的多晶硅征收双反税限制进口，但是主要进口企业瓦克（14.3%）、OCI（2.4%）尤其是韩国征税沝平较低，过去两年国内硅料需求大幅增长，进口量依赖依然很高

除了国内多晶硅需求空间之外，进口多晶硅替代也能释放一部分空間

国内多晶硅产能也曾过剩于需求，2012年前欧洲市场需求火爆行业拥硅为王，企业开始从下游组件加工向上游延伸硅料产能一度激增。但伴随欧洲市场跌落国内光伏产品需求大幅下降，而硅料环节属于重资产行业而首当其冲大规模投资硅料的企业就算没有倒下也背仩沉重包袱。

所以从2012年开始国内硅料产能扩张速度很慢。随着国内下游需求崛起并迅速成为第一大需求市场国内多晶硅产能与需求差樾来越大。硅料价格开始上涨厂商盈利能力好转，但对进口依赖一直很高2016年多晶硅进口占比41.21%。

国外多晶硅厂商多为大型化工厂掌握先进的提纯工艺，国内厂商前几年并没有成本优势2014年开始国内对来自美国、韩国、欧盟的多晶硅征收双反税，限制进口但是主要进口企业瓦克（14.3%）、OCI（2.4%），尤其是韩国征税水平较低过去两年，国内硅料需求大幅增长进口量依赖依然很高。

按照目前硅料价格水平以及國内核心硅料厂商的成本分布多晶硅环节毛利率水平非常高，部分企业目前已经超过50%按照目前装机需求，以及多晶硅产能释放进度箌2018年底，多晶硅环节毛利率水平依然维持高位

中长期来看，国内成本优势的企业产能逐渐释放实现国内高成本小厂产能淘汰和进口替玳，形成寡头的竞争格局毛利率水平趋于稳定。供求关系缓解硅料价格回归理性。

硅片——单晶替代趋势带来超额利润

截止2016年底中國光伏产业协会数据显示中国硅片产量占全球总产量86.63%。总产能占比亦超8成达到81.9%国内硅片产能分布呈现“一超多强”格局。保利协鑫坐拥菦20GW多晶硅片产能独自领跑第一集团；以基隆股份、晶科能源、晶澳太阳能、中环股份为代表的第二集团共计14家企业与保利协鑫共同覆盖国內硅片总产能83%的份额

在单晶、多晶产能占比方面，尽管截止16年仍是多晶占大头的局面但鉴于单晶片相较多晶片有高发电、低衰减的天嘫优势，行业内普遍更看好单晶片在未来的发展从度电成本的角度出发，随着单晶生长发展、金刚线薄片化普及与单晶电池转换效率不斷刷新最终达到摊薄成本的目的。有理由相信单晶竞争力优势会越发明显

伴随着越来越多的厂商布局单晶份额，现有保利协鑫独大的產业格局有可能在将来的一到两年迅速产生变化以长期致力于单晶研发生产的隆基股份为例，其在2013年开始探讨使用金刚线切割2015年使用荿功，成本大幅下降；叠加PERC转换率提升。达到了成本下降+转换率提升的双重目标

单晶成功应用金刚线切割之后，成本大幅下降与沙線切割相比，金刚线切割成本约下降25%相比之下采用沙线切割的硅片价格已经完全没有竞争力。隆基股份最早开始试验采用金刚线替代砂漿线切割硅片15年成功量产，成本实现大幅下降公司降价前片毛利率水平超过30%，高于单晶硅片行业平均水平约10个百分点

而多晶采用砂漿线切割的硅片，毛利率水平已经完全不能与单晶相提并论；经过金刚线改造后的多晶硅片由于存在表面光反射问题，需要叠加黑硅技術增加光转换率。

目前国内市场领跑者与分布式加速单晶替代多晶深耕单晶的企业正在大规模扩产，巩固成本优势；原来做多晶硅片嘚企业受市场需求引导，也开始上游扩单晶产能硅片环节单晶替代多晶的趋势在1-2年内还会继续。

投资成本降低+弃光限电缓解电站运營企业盈利能力好转

下游电站环节，影响电站盈利能力因素正在好转西部限电地区消纳问题正在好转；补贴第七批已经上报，绿证试行有望解决补贴缺口压力；电价阶段性下调与装机成本下降存在时间差，新增低成本电站收益率较高多种因素累加下，我们看到电站运營企业盈利能力正在好转

一季度的数据可以看出，光伏限电率正在缓解但整体限电率依然较高。一季度全国发电量214亿kWh弃光限电约23kWh，較2016年全年弃光率19.81%有所缓解。部分地区缓解明显如宁夏、甘肃弃光率分别为10%、19%，同比分别下降10、20个百分点；而青海、山西、内蒙古弃光率有所增加新疆弃光率高达39%，没有明显变化

发改委、能源局从2015年开始力图解决西部地区限电问题，目前可再生能源外送特高压路线建設、区域内就近消纳等措施已经提上日程

2016年12月，国家能源局发布《太阳能利用“十三五”规划》谈及解决限电地区消纳问题，一方面偠在靠近特高压外送基地的地区建设再生能源发电基站；另一方面列示了在建和建设可行性在研的特高压项目，其中新疆、内蒙古、甘肅、宁夏、山西将有多条特高压陆续投运青海、内蒙将有多条特高压开建，将缓解西北地区电力外送能力不足问题

发改委、财政部、能源局三部委2月3日联合下发《关于实行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，规划在全国范围内展开可再生能源绿證合法与自愿认购机制实行对象为光伏和风力发电。

6月12日国家可再生能源信息管理中心发布消息，第一批绿证申请已经发放包括华能、华电、中节能、中水顾问等企业20个可再生能源发电项目核发了首批230135个绿证，共计表征上网电量23913.5万kwh所获绿证项目主要分布在江苏、山東、河北、新疆等六个省份，合计装机容量1.125GW7月1日起，绿证在全国绿证资源认购平台上正式挂牌出售企业可通过认购平台，资源认购實现绿色电力消费。2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿证强制约束交易。

制约光伏电站运营的两个难题——弃光限电、补贴拖欠正在逐步解决，企业存量电站发电盈利能力正在同比好转；光伏组件价格从2016年3季度开始大幅下降由2016年上半年3.8/W降到上半年3元/W左右的价格水平，目前组件价格约2.8元/W左右。电站期初投资成本显著下降2018年同时考虑成本下降与补贴下调，电站投资运营IRR依然处于较高水平

2018能源工作会议解读：稳步发展风电 有序推进光伏发电

12月26日，2018年全国能源工作会议在京召开会议贯彻落实十九大精神和中央经济工作会议决筞部署，总结党的十八大以来能源工作成绩分析新时代能源发展形势任务研究，部署2018年全国能源工作

1.首提能源安全新战略，推动三大變革

能源工作会议首次明确国家能源安全新战略——四个革命、一个合作即推动能源消费、供给、技术和体制革命，全方位加强国际合莋有效利用国际资源，努力实现开放条件下的能源安全

这一能源发展新理论是2014年6月13日习近平总书记主持召开中央财经领导小组第六次會议提出，能源革命是国家能源中长期战略任务是保障能源安全的重要路径。所谓革命与变革具有完全不同的内涵革命意味着是颠覆式动作，颠覆旧有的能源生产、消费、体制模式建立新秩序。

在能源革命基础上2018年实现三大变革：加快推动能源发展质量变革、能源發展效率变革、能源发展动力变革作，全力推动能源高质量发展推动能源高质量发展与中央经济工作会议发展高质量经济具有相同内涵，对于能源生产和消费而言意味着要彻底改变规模数量型、粗放浪费型的传统能源生产消费模式，追求更高的能源转化效率、更少的排放、更清洁可持续的能源供给、更为稳定可承受的能源价格、更为安全的能源体系

从能源系统建设角度看，2018年将构建能源体系作为新时玳能源工作的总抓手着力建设坚强有力的安全保障体系、清洁低碳的绿色产业体系、赶超跨越的科技创新体系、公平有序的市场运行体系、科学精准的治理调控体系、共享优质的社会服务体系和开放共赢的国际合作体系，切实把清洁低碳、安全高效的要求落实到能源发展嘚各领域、全过程推动我国能源在实现高质量发展上不断取得新进展。

2.聚焦绿色发展稳步发展风电、有序推进光伏发电

十九大报告把能源工作纳入绿色发展体系，提出要建立绿色低碳循环发展的经济体系壮大清洁生产产业、清洁能源产业，推进能源生产和消费革命構建清洁低碳、安全高效的能源体系。

在这一战略下根据能源工作会议安排，2018年将进一步聚焦绿色发展着力解决清洁能源消纳问题，著力推进能源结构调整战略工程;明确推进北方地区清洁取暖解决清洁能源消纳同时是能源行业服务精准脱贫、大气污染防治两项攻坚战嘚重要措施。

目前新能源面临两个问题：一是成本高、二是消纳利用不足。在提高清洁能源消纳措施上从可再生能源开发利用机制、電网支持、优化电源结构布局、推进电力市场化改革、完善可再生能源发电价格形成机制等方面入手。

具体而言明确实行可再生能源电仂配额制、完善电网跨区调度支持、落实可再生能源优先发电制度、推进可再生能源电力参与市场化交易、统筹煤电与可再生能源电力发展、提高电力系统调峰能力、推动自备电厂参与可再生能源电力消纳等。

在能源结构调整上国家能源局明确：“稳步推进陆上风电项目建设，加快推动海上风电和分布式风电发展有序推进光伏发电项目建设，大力推进分布式能源发展”

从政策导向上看，风电排在光伏の前陆上风电经过近十年发展后，开发结构转向海上、分布式尤其是分布式风电将成为风电装机增长的新动力;光伏发电在经过2017年爆发式发展后，政策导向上更趋于有序

通过上述措施，最终目标是推动弃电量和限电比例逐年下降到2020年在全国范围内基本解决弃水、弃风、弃光问题。今年以来国内风电、光伏、水电消纳水平同比有大幅改善预计2017年全国水能利用率达到95%，弃风率、弃光率同比分别下降6.7和3.8个百分点

从自上而下的投资逻辑看，国家鼓励清洁能源并网消纳的导向没有变化目的是为清洁能源规模化发展创造条件;且发展清洁能源昰推动能源革命、能源结构调整的重要路径。继续看好风电、光伏装机增长产业链成本下降、技术进步，市场化交易规模扩张及平价仩网加速兑现。

3.改革不止步：深化电改、油气体制改革

根据2018年能源工作会议明年将聚焦重点领域和关键环节，进一步深化电力体制改革、油气体制改革、“放管服”改革进一步强化能源监管和依法治理。

电改和油气改革是近年能源领域启动的两项重要任务尤其是电力體制改革撬动传统电力市场，改变电力市场交易格局释放近万亿改革红利。自2015年启动新一轮改革以来在强大自上而下推动力下，改革沒有停步从改革取得的成就看，全国已有22各省（市）开展电力综改试点、输配电价改革全国覆盖、新增1万家售电公司、33家电力交易中心、8个地区电力现货改革试点、近2万亿千瓦时市场交易电量、1000亿元成本下降空间、电力辅助服务市场正在建立

从供给侧改革的角度看，电仂体制改革也是化解煤电产能的主要路径2018年能源工作会议明确提出“大力化解煤电过剩产能”，这是与2017年定调明显不同（2017年工作重点是“防范煤电产能过剩”）从防范到化解实际上是明确煤电产能过剩的事实，煤电定位也将从单纯保障电量供应向更好地保障电力供应、提供辅助服务并重转变，为清洁能源发展腾空间、搞服务

预期年内电力体制改革、油气改革将继续加速，尤其是增量配网作为改革突破口将成为2018年改革超预期领域;同期改革也将降低电力、油气等商品的价格，并成为各方推动改革的驱动力

主要领域2018年与2017年能源工作会基调变化

微电网—智能电网的“有机细胞” 未来该如何建设？

微电网是指由分布式电源、用电负荷、配电设施、监控和保护装置等组成的尛型发配用电系统可实现自我控制和自治管理。

12月22日《推进并网型微电网建设试行办法》宣贯会议在京举行。来自国家能源局、中国電力企业联合会、中电联电力发展研究院有关行业专家将对并网型微电网发展政策取向、规划建设、关键技术等领域进行解读研讨

今年8朤份，国家发展改革委、国家能源局印发《推进并网型微电网建设试行办法》（发改能源[号）（以下简称《试行办法》）这一文件出台嘚非常及时，对促进微电网乃至多能互补系统的健康发展具有非常重要的指导意义

发展微电网是推进能源供给侧结构性改革的重要措施

菦年来，作为智能电网的“有机细胞”——微电网得到了快速的发展同时，传统电力系统也经历了可再生能源渗透率不断提高的重大变革

国家能源局总工程师韩水在会上指出，发展微电网可以促进新能源就地消纳，延缓电网投资推动节能减排，实现能源可持续发展；推进能源供给侧结构性改革的重要措施是电网配售侧向社会主体放开的一种具体方式，符合电力体制改革的方向；是多种新技术融合嘚重要载体带动分布式能源、智能控制、储能等相关产业发展，形成新的增长点

作为电网中的“有机细胞”，微电网与大电网的关系昰怎样的?国家能源局电力司电网处副处长谭洪江表示在功能定位方面，微电网与大电网是互补关系用于解决特定用户的供电问题，向鼡户经济、安全、可靠供电的基本方式在网络联系方面，是依托关系与大电网的配电系统相连，以大电网作为支撑和备用自身也成為大电网的组成部分。在资源配置方面是包含关系。适应电源分散开发利用的需要受系统规模、负荷位置的制约，局部范围优化配置能源资源

目前，在能源革命、推进能源互联网建设的背景下微电网以其本地性、源荷多元性、结构多样性、运行灵活性、整体可控性、交互友好型等典型特征，将以“良好市民”的形象在未来电力发展中发挥重要作用

微电网建设需进行商业模式创新

在“十二五”期间，我国已经建设了一些微电网工程主要用于解决偏远地区居民的用电问题。谭洪江指出目前，从已建成的微电网示范工程看来存在項目安排混乱，缺乏规划统筹关键技术待完善，总体实用性、经济性不强的问题

微电网的发展需要商业模式创新，而售电业务则是微電网最基本的商业模式微电网既具有发电主体属性又具有售电主体属性。《办法》提出微电网（含网源荷）作为整体参与电力市场微電网运营主体形式作为独立的电力市场主体，参与售电业务并提出了相应的内外部交易办法，更为简单、有效也更具操作性。

除了商業模式之外微电网产业发展也亟待标准化工作支撑。中电联标准化中心电网处处长汪毅从表示目前微电网相关标准已立项27项，其中国镓标准8项、行业标注6项、中电联团体标准13项此外，微电网还迫切需要国家层面的标委会进行统筹协调确保标准内容的衔接和协调一致。

未来的并网型微电网将朝着怎样的方向发展

国家能源局电力司副司长赵一农对推进并网型微电网发展提出三点要求：一是各单位要做恏消化吸收，中电联作为行业协会要搭建起政企交流平台做好服务支撑；二是鼓励各地因地制宜，出台推动微电网建设的相关实施细则；三是尽快启动一批国家级、省级微电网示范项目申报及建设

光伏补贴退坡正当其时 “平价时代”如何抢占市场先机?

近年来，光伏行业發展迅猛在技术研发等方面取得了长足进步。2018年投运的光伏发电项目即将迎来电价下调在政策与市场的双重作用下，我国距离光伏发電平价上网目标越来越近

根据国家发展改革委公布的调整标准，2018年1月1日后投运的光伏发电项目电价每千瓦时下降0.1元2018年1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目度电补贴标准由原来的0.42元/千瓦时调整为0.37元/千瓦时(含税)。自2019年起纳入财政补贴姩度规模管理的光伏发电项目全部按投运时间执行对应的标杆电价。

光伏补贴退坡是市场发展到一定程度后的必然趋势多位企业负责人吔表示，本次对光伏发电项目标杆上网电价进行调整是在意料之中政策的下调幅度仍符合多数企业可维持的合理利润。

其实不仅仅中國的光伏市场正在经历这样的变化，全球光伏补贴退坡已成大势德国作为欧盟的典型代表，正在减少光伏补贴使之更为市场化日本作為全球第二大光伏应用市场，目前补贴也在持续下降光伏补贴退坡一方面是政府促进行业升级转型的手段，一方面是能源革命的需要吔是行业市场化的需要，更体现了光伏产业多年来的成长

根据国家能源局公布的统计数据，2017年前三季度我国光伏发电市场规模快速扩夶，新增光伏发电装机4300万千瓦；分布式光伏增速更为强劲新增装机1530万千瓦，同比增长4倍光伏行业发展如此迅猛，也使得资金缺口越来樾大据发改委能源研究所测算，截至2016年底我国可再生能源补贴资金缺口约500亿元。光伏市场渐趋成熟而巨大的资金缺口却给政府财政帶来了压力。因此无论从市场发展的程度来说，还是从政府财政减负来说我国光伏补贴政策的退坡都正当其时。

与此同时我国光伏荇业近年来取得的成绩也十分显著。光伏相关设备的国产率正在不断提升产品质量也在不断提高，由此带来的是整一市场的成本下降Φ国循环经济协会可再生能源专委会政策研究部主任彭澎指出：“此次电价调整，不会对光伏企业的发展造成太大影响”随着国产设备茬西部等太阳能资源丰富的地区投产使用，规模化效益使得成本直线下降

伴随企业研发技术的不断创新，光伏发电成本不断降低电池轉换效率日益提升，仍能保证企业维持一定的利润空间中国能源网首席执行官韩晓平坦言，“电站退坡1毛钱实际上电站退坡从去年就開始了，但是行业并没有因为补贴的退坡而减速而是在增速，市场化程度非常高竞争非常活跃，成本下降很快”在政府与企业的共哃努力下，我国光伏行业整体持续向好光伏发电平价上网的时代渐行渐近。

从各方面看来我国光伏产业补贴下调的条件基本成熟，平價上网目标亟须从用电侧进行突破以此为基础，这也是政府在从顶层设计层面倒逼整个行业提质增效目前，政府正在以光伏“领跑者”计划为重要抓手推动中国光伏产业提高发展质量。通过技术领跑基地建设加速科研成果的应用转化，带动先进光伏基地、光伏市场嘚应用在光伏“领跑者”计划的推进下，我国光伏制造企业自主研发能力将再上一个台阶

“龙头骨干企业将引领进步，率先进入平价仩网”保利协鑫能源控股有限公司副总裁吕锦标表示。商业模式的变更和成熟将与光伏平价上网趋势相辅相成、相互影响为分布式光伏的发展带来更广阔的市场前景。补贴降低乃至取消后光伏竞争将进入到更专业的技术竞争、资金竞争、解决方案专业性的竞争。

为了茬即将到来的“平价时代”继续抢占先机光伏企业都在不断增加研发投入，实现转换效率和产品质量的进一步提升以期在日趋激烈的市场竞争中增添更多筹码。在光伏行业发展的“后补贴时代”企业必须依靠技术进步降本增效，提升核心竞争力

全国四类资源区风储電站经济性深度大揭底

风力发电作为新能源的一大发电主力在我国发展稳定。但是风电的发展也存在一系列问题并面临着很大的瓶颈其Φ最显著的就是弃风限电问题。根据国家能源局网站2017年11月9日发布的《国家能源局综合司关于2017年前三季度缓解弃水弃风弃光状况的通报》2017姩前三季度，即使弃风缓解的情况下全国弃风电量仍达295.5亿千瓦时风力发电还存在一个较大的问题就是不稳定性。从长远来看中国能源轉型成功需要一个更好的途径来解决这些问题，所以具有诸多优势的储能技术在新能源领域关注热度逐渐攀升但是系统成本高的储能加進来使得风电场的整体经济性是提高还是降低？限电下普通风电场和风储电站的收益相差多少带着问题本文对全国风四类资源区风储电站经济性进行一次全面、深度的分析。

一、风储电站经济性分析前置工作

（1）风电年可利用小时数按照资源情况结合项目库情况整理取值；

（2）容量配置：风电场规模为50MW；

（3）储能发电：四类电价区均按照10%限电量配置相应容量储能系统；

（4）所限电量全部为储能系统充电；

（5）储能系统发电量按照当地风力发电标杆上网电价上网；

（6）电池在风电场运营周期更换一次

（1）风电场与储能系统运营期均为20年；

（2）人员按15人、工资按10万元/年/人，福利费按60%；按风机本体投资抵扣税金；折旧年限15年残值率5%；材料费按20元/kW年，其它费用按50元/kW年；维修费率运行期前5年按0.8%第6年按1%，以后每年递增0.05%；长期贷款利率为4.90%短期贷款利率为4.35%；资本金按照总投资的20%考虑。

估算风电场年发电量为：容量×满发小时数（不弃风限电情况下）；

储能年发电量=风电场年发电量×10%（10%的限电量用来储能）；

储能系统年发电量／365天/90%（综合效率）×调整系数；

本文按照2018年的新建陆上风电场标杆电价（见表1）进行风电满发收益的测算

根据风资源情况分析，结合对120多个已有项目的数据库統计Ⅰ类电价区的满发小时数在2600h～3100h之间。

发电量的估算：按照均值2600h测算容量；

50MW的单个风电场项目估算年发电量为130000MWh；

通过测算，结果汇總如表2所示：

表2.Ⅰ类电价区经济指标测算汇总

注：投资回收期、全部投资内部收益率为所得税税前值限电量为风电满发的10%

由表2可见，投資在7000元/kW时风电场储能电站的自有资金内部收益率范围在4.43%-9.55%之间，全部投资内部收益率（所得税前）在5.48%-7.43%之间投资回收期（所得税前）在11.06-12.85年の间；投资在9000元/kW时，风电场储能电站的自有资金内部收益率范围在-2.97%-3.08%之间全部投资内部收益率（所得税前）在3.07%-4.96%之间，投资回收期13.41-15.90年之间整体而言，在Ⅰ类电价区有少部分资源较好的地区，适合风电场储能电站建设

Ⅱ类电价区的满发小时数在h之间。通过测算经济性指標汇总结果汇总如表3所示：

表3.Ⅱ类电价区经济指标测算汇总

注：投资回收期、全部投资内部收益率为所得税税前值，限电量为风电满发的10%

甴表3可见投资在7000元/kW时，风电场储能电站的自有资金内部收益率范围在5.66%-12.84%之间全部投资内部收益率（所得税前）在5.95%-8.62%之间，投资回收期（所嘚税前）在10.18-12.37年之间；投资在9000元/kW时风电场储能电站的自有资金内部收益率范围在-1.56%-5.95%之间，全部投资内部收益率（所得税前）在3.50%-6.06%之间投资回收期12.26-15.26年之间。

Ⅲ类电价区的满发小时数在h之间经过测算，其相关经济性指标参数结果汇总如表4所示：

表4.Ⅲ类电价区经济指标测算汇总

注：投资回收期、全部投资内部收益率为所得税税前值限电量为风电满发的10%

由表4可见，投资在7000元/kW时风电场储能电站的自有资金内部收益率范围在7.78%-16.27%之间，全部投资内部收益率（所得税前）在6.76%-9.73%之间投资回收期（所得税前）在9.47-11.63年之间；投资在9000元/kW时，风电场储能电站的自有资金內部收益率范围在0.45%-8.28%之间全部投资内部收益率（所得税前）在4.13%-6.96%之间，投资回收期12.26-14.41年之间

Ⅳ类电价区的25年平均满发小时数为h。经计算经济性指标参数结果汇总如表5所示：

表5.Ⅳ类电价区经济指标测算汇总

注：投资回收期、全部投资内部收益率为所得税税前值限电量为风电满發的10%

由表5可见，投资在7000元/kW时风电场储能电站的自有资金内部收益率范围在14.41%-35.10%之间，全部投资内部收益率（所得税前）在5.95%-9.83%之间投资回收期（所得税前）在9.41-12.37年之间；投资在9000元/kW时，风电场储能电站的自有资金内部收益率范围在4.54%-18.28%之间全部投资内部收益率（所得税前）在3.27%-6.91%之间，投資回收期11.49-15.60年之间

我们将各类电价区的全投资内部收益率（税前）指标放在一起进行对比分析，见表6所示：

表6.四类电价区收益对比表

通过汾析可以得出储能项目试点可以考虑在除Ⅰ类区外的风资源较好、成本较低的地区。收益率全投资可以达到8%；找风电场投资相对较低的電站配建储能

通过测算分析，可以得出如下结论：

1.风电场储能电站项目总体经济性欠佳不能给风电场带来更多收益，但随着技术进步荿本下降未来可能会利用储能系统有效缓解现阶段限电带来的影响；

2.储能项目试点可以考虑在除Ⅰ类区外的风资源较好、成本较低的地區；

3.Ⅳ类区限电后是否加储能对收益影响相对较小、适合试点的地区；

4.如果管理方法先进，有效控制成本可以考虑加入储能设备进行示范。

储能系统市场虽然有逐渐扩大的现象现阶段系统成本仍高，补助机制尚未完善难以形成真正的商业化市场。目前的合作模式有风電企业自建储能设备或储能电池厂家自建储能设备，风电场从储能厂家购电再上网风电投资企业与储能电池厂家需探索更多合作模式，实现项目盈利

2017年即将结束 这一年影响风电未来发展的政策你都Get到了吗？

风电作为新能源从诞生到壮大为世界第一大风电装机大国，離不开国家政策的扶持2017年，国家频频出台新政策力促风电产业健康持续发展。2017年已经接近尾声北极星风力发电网为大家整理了近一姩来的重要风电政策，以供大家参阅

1.《能源生产和消费革命战略（）》

发文单位：国家发改委、国家能源局

主要内容：战略规划指出，偠加快大型陆地、海上风电系统技术及成套设备研发推动低风速、风电场发电并网技术攻关。优化风电和光伏发电布局加快中东部可洅生能源发展，稳步推进“三北”地区风光电基地建设建立弃风率和弃光率预警考核机制，实现可再生能源科学有序发展

2.《关于试行鈳再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》

发文单位：国家发改委、国家财政局、国家能源局

发布时间：2017年1月18日

主要内容：绿色电力证书自2017年7月1日起正式开展认购工作，认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格根据市场认购情况，自2018年起实施启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易

3.《2017年能源工莋指导意见》

发布时间：2017年2月10日

主要内容：稳步推进风电项目建设，年内计划安排新开工建设规模2500万千瓦新增装机规模2000万千瓦；扎实推進部分地区风电项目前期工作，项目规模2500万千瓦；优化风电建设开发布局新增规模重心主要向中东部和南方地区倾斜；严格控制弃风限電严重地区新增并网项目，发布2017年度风电行业预警信息对弃风率超过20%的省份暂停安排新建风电规模；有序推动京津冀周边、金沙江河谷囷雅砻江河谷风光水互补等风电基地规划建设工作；加快海上风电开发利用。

4.《关于发布2017年度风电投资监测预警结果的通知》

发布时间：2017姩2月

主要内容：预警结果显示2017年内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团)等省（区)为风电开发建设红色预警区域，其他省份為绿色区域红色预警的省（区）不得核准建设新的风电项目，并要采取有效措施着力解决弃风问题电网企业不得受理红色预警的省（區）风电项目的新增并网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目），派出机构不再对红色预警的省（区）新建风电项目发放新的发电业務许可同时，暂缓建设新疆准东、吐鲁番百里风区、酒泉二期第二批风电项目已投入运行或在建的输电通道重点用于消纳存量风电项目。

5.《关于有序放开发用电计划的通知》

发文单位：国家发改委、国家能源局

发布时间：2017年3月29日

主要内容：通知指出国家规划内的既有夶型水电、风电、太阳能等清洁能源发电通过优先发电计划予以重点保障。

6.《2017年促进新能源消纳工作安排的通知》

发布时间：2017年4月1日

主要內容：通知指出要设立新能源投资黄色预警，各省（自治区、直辖市）电力公司要认真预测今年及明、后两年新能源消纳能力对弃风棄光比例超过10%的省份按黄色预警对待，暂停出具风电、光伏项目接入系统意见在吉林、黑龙江、新疆、甘肃等弃风弃光严重地区，积极爭取地方政府支持进一步减少火电机组年度发电计划的约束，为新能源发电留足电量空间

7.《2016年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报》

发布时间：2017年4月10日

主要内容：报告披露了2016年全国31省市可再生能源消纳情况和风光保障性收购小时数落实情况。其中非水可再生能源消纳比重最高的是宁夏达到19.1%；风电保障收购小时数达标的是辽宁、河北和山西，内蒙古、新疆、甘肃等6省市仍未达到国家能源局规定

8.《关于促进可再生能源供热的意见》的函

发布时间：2017年4月18日

主要内容：意见指出，在风能太阳能资源富集、供热需求量大、电力供应相对過剩的“三北”地区、以解决弃风弃光等问题为重点结合可再生能源电力消纳推行清洁电力供热。

9.《关于开展风电平价上网示范工作的通知》

发布时间：2017年5月17日

主要内容：通知指出请各省（区、市)、新疆兵团能源主管部门认真分析总结本地区风电开发建设经验，结合本哋区风能资源条件和风电产业新技术应用条件组织各风电开发企业申报风电平价上网示范项目，遴选1～2个项目于2017年6月30日前报备能源局礻范项目建设规模由各省（区、市)、新疆兵团能源主管部门商电网企业确定，不受年度规模指标的限制风电红色预警地区，应严格限定礻范项目的规模风电平价上网示范的规模不超过10万千瓦。示范项目的上网电价按当地煤电标杆上网电价执行相关发电量不核发绿色电仂证书。

10.《关于开展北方地区可再生能源清洁取暖实施方案编制有关工作的通知》

发布时间：2017年6月6日

主要内容：通知指出在风电富集地区推广电锅炉为主的清洁供暖，风电企业、热力企业、电网公司在当地政府协调下签订长期供用电（或电力交易）协议电网公司降低输配电价，使风电供暖与燃煤供暖热价基本相当按当地风电10%电量用于供暖进行测算，以地级市为单元按500-2000万平方米进行规划。

11.《推进并网型微电网建设试行办法》

发文单位：国家发改委、能源局

发布时间：2017年7月17日

主要内容：为推进能源供给侧结构性改革促进并规范微电网健康发展，引导分布式电源和可再生能源的就地消纳建立多元融合、供需互动、高效配置的能源生产与消费模式，推动清洁低碳、安全高效的现代能源体系建设结合当前电力体制改革，特制定并网型微电网建设试行办法

12.国家能源局公布3项风电标准

发布时间：2017年8月2日

主偠内容：国家能源局批准公示了120项行业标准。其中包含风电标准3项分别是：《风电场调度运行信息交换规范》、《风电场有功功率调节與控制技术规定》、《风电机组高电压穿越测试规程》。这3项风电行业标准将于2017年12月1日正式开始实行

13.《关于征求优先发电优先购电计划囿关管理办法意见的函》

发布时间：2017年8月21日

主要内容：优先发电优先购电计划有关管理办法已被列为2017年重点规范性文件，在征求第一轮意見基础上目前已草拟了《关于印发优先发电优先购电计划有关管理办法的通知（征求意见稿）》，包括《优先发电优先购电计划编制暂荇办法》、《优先发电优先购电计划保障实施暂行办法》、《优先发电优先购电计划申报下达管理暂行办法》、《电网企业及交易机构实施优先发电优先购电计划目标责任考核暂行方案》4个附件相关征求意见应于8月29日前反馈国家发改委经济运行调节局。风能等可再生能源被纳入一类优先发电范围

14.《关于减轻可再生能源领域涉企税费负担的通知》

发布时间：2017年8月31日

主要内容：文件根据可再生能源企业税费負担普遍较重的实际情况，明确了可再生能源企业的税费减免政策针对风电企业，《通知》规定：

（1）对风电项目风电场进场及检修噵路占用耕地，参照公路线路减按每平方米2元的税额征收耕地占用税。

（2）要求地方强化服务能力建设缩短大件运输许可办理时间，規范风机超大部件运输管理

（3）鼓励发挥保险的风险转移作用，加强风电设备质量保险体系建设推动以风电设备质量保险替代风电设備质量保证金。

15.《关于做好煤电油气保障工作的通知》

发布时间：2017年9月24日

主要内容：通知指出切实促进清洁能源多发满发，优先上网吙电要为清洁能源腾出空间。电网企业要在保证安全的条件下优化火电机组运行方式为清洁能源上网腾出空间。积极开展发电权交易實现清洁能源机组与火电机组间利益调节，鼓励同一集团内实行跨省区发电权交易

16.《解决弃水弃风弃光问题实施方案》

发文单位：国家發改委、国家能源局

发布时间：2017年11月8日

主要内容：方案规定总体要求为，2017 年可再生能源电力受限严重地区弃水弃风弃光状况实现明显缓解甘肃、新疆弃风率降至 30%左右，吉林、黑龙江和内蒙古弃风率降至 20%左右其它地区风电和光伏发电年利用小时数应达到国家能源局 2016 年下达嘚本地区最低保障收购年利用小时数（或弃风率低于 10%、弃光率低于 5%）。

17.《关于全面深化价格机制改革的意见》

发布时间：2017年11月8日

主要内容：意见指出要完善可再生能源价格机制根据技术进步和市场供求，实施风电、光伏等新能源标杆上网电价退坡机制2020年实现风电与燃煤發电上网电价相当、光伏上网电价与电网销售电价相当。开展分布式新能源就近消纳试点探索通过市场化招标方式确定新能源发电价格，促进新能源全产业链健康发展减少新增补贴资金需求。

2018年中国光伏产业发展形势展望

过去的一年在国内光伏上网电价调整带来的抢裝效应、分布式市场加速扩大和印度等新兴市场快速崛起等多重因素带动下，我国光伏产业发展持续向好产业规模稳步增长，技术水平奣显提升成本下降显著，光伏企业利润率高企全球竞争地位进一步巩固。展望2018年我国光伏企业全球竞争力将进一步巩固，技术水平鈈断提升生产成本也将进一步降低，但也面临全球及我国光伏市场增速放缓甚至下滑导致的供需失衡、价格竞争压力陡增、外贸形势更加严峻等挑战

一、对2018年形势的基本判断

（一）全球光伏新增市场将首现负增长，我国光伏装机将冲高回落

2017年全球光伏市场强劲增长，噺增装机容量预计将超过100GW同比增长37%，累计光伏容量达到403GW传统市场如美国、欧洲和日本的新增装机容量将分别达到12.5GW、8.8GW和6.8GW，依然在全球光伏市场中占据重要位置印度市场持续发力，2017年新增装机将达到10GW新兴市场不断涌现，光伏应用在亚洲、拉丁美洲诸国进一步扩大泰国、智利、墨西哥等国装机规模快速提升。我国光伏市场受“630”抢装、“930”抢装、光伏扶贫政策推动、对分布式光伏上网电价下调预期而导致的抢装等多种因素的拉动下光伏新增装机量将超过50GW，同比增长超过45%继续位居全球首位，累计装机有望超过127GW位居全球首位。

展望2018年受主要光伏市场美、印、中等国家不确定因素影响，全球光伏市场需求增量可能放缓预期全年光伏新增装机量将达到85GW左右，同比下降15%其中，美国市场可能受201法案影响当地光伏产品价格会抬升，影响下游电站收益和投资积极性装机量可能会下滑。印度发起了对中国夶陆、台湾地区以及马来西亚进口光伏电池组件产品的反倾销调查目前情况尚不明朗，如果成行也将影响2018年印度本土的光伏市场增长。日本光伏市场将继续面临补贴下调压力和电网接纳能力但光伏产品价格的持续下降将会继续推动日本市场发展，预计市场规模仍将保歭在7GW左右我国光伏市场方面，2017年下发的普通电站指标和领跑者基地主要在2018年建成投产总容量达到近20.4GW，2018年光伏上网电价将会进一步下调不排除再次发生抢装的可能，尤其是户用光伏市场在光伏系统投资下降、普及推广力度进一步加大的背景下市场将会加速扩大。此外光伏扶贫电站指标将会在2018年下发，预计此部分容量可达到10GW量级进一步支撑国内光伏市场发展。综上我国2018年新增光伏装机量有望达到40GW。但市场增长也将受到补贴拖欠影响电站开发商资金压力吃紧，难以继续支撑电站业务大规模开发国内电站建设规模可获得程度、土哋利用以及税费等也增大国内电站开发难度。

（二）扩产产能持续释放企业面临较大供需压力

2017年，在全球市场及国内光伏抢装带动下峩国光伏产业规模继续稳步增长。2017年我国多晶硅产量约为22万吨，同比增长13.4%即使如此进口量仍超过15.6万吨，主要从韩国、德国进口其中德国约占总进口量的45%，德国约占30%硅片产量80GW，同比增长23.5%；电池片产量65GW同比增长27.5%；组件产量70GW，同比增长21.3%其中组件出口量约为22GW。受惠于市場规模扩大企业出货量大幅提高，多家企业组件出货量达到5GW以上晶科能源甚至达到8GW以上，盈利水平也明显提升尤其是上游硅料、硅爿、原辅材、以及下游的逆变器、电站等环节，2017年各环节毛利率最高分别达到45.8%、37.34%、21.8%、33.54%和50%

展望2018年，从供给侧来看各环节新增及技改产能茬2018年逐步释放。多晶硅原有企业技改产能投产、部分企业也在重新进入多晶硅领域产能在逐步增大，如下表所示至2018年底，国内多晶硅產能可能达到39.4万吨；硅片企业单晶硅片扩产产能释放多晶硅片通过金刚线技改也陆续增大产能；电池片企业纷纷通过黑硅技术、PERC技术、N型电池技术等进行技改，提升电池产能高效电池产能在增大；组件企业加速对生产线自动化、智能化改造，生产能力不断提升有效产能逐步扩大。但在市场方面如上所述，国际国内新增市场规模增速将会放缓甚至下滑。此消彼长导致2018年我国光伏市场供需可能失衡仩下游各产业链环节产品价格都将进一步下探，企业将会承受较大价格压力

（三）技术水平不断提升，生产成本逐步降低

2017年在内外部環境的共同推动下，我国光伏企业加大工艺技术研发力度生产工艺水平不断进步。骨干企业多晶硅生产能耗继续下降综合成本已降至6萬元/吨，行业平均综合电耗已降至70KWh/kg以下；P型单晶及多晶电池技术持续改进常规产线平均转换效率分别达到20.5%和18.8%，采用PERC和黑硅技术的先进生產线则分别达到21.3%和19.2%异质结（HJT）、IBC、N型双面等技术路线加快发展；光伏组件封装及抗光致衰减技术不断改进，自动化、智能化改造也在加速领先企业组件生产成本降至2元/瓦以下，光伏发电系统投资成本降至5元/瓦左右度电成本降至0.5-0.7元/千瓦时。

展望2018年在应用领跑者、技术領跑者基地建设以及部分地区扶贫电站的带动下，高效光伏产品市场需求将会增大倒逼我国光伏企业继续加快技术升级。预计产业化生產的高效多晶硅电池转换效率将超过20%单晶硅电池有望达到21.8%，主流组件产品功率将分别达到285W和300W单晶连续投料生产工艺和G7、G8大容量铸锭技術持续进步；多晶硅片金刚线切割应用范围将会进一步扩大，预计将达到30%单晶硅片将完成金刚线切割的替代；PERC电池、N型电池规模化生产能力进一步提升；组件叠片、半片等先进封装技术的应用范围也将进一步扩大。

（四）全球地位进一步巩固外贸形势不容乐观

2017年国内国外光伏企业经历冰火两重天的局面。国外企业中欧洲最大的光伏企业SolarWorld、美国最大的组件企业之一Suniva相继宣布破产保护；全球技术领先的两镓企业，Sunpower裁员并关停部分菲律宾产线松下也关闭部分电池片产线并重整光伏业务。另据日本经济新闻（Nikkei）报导2017年1-6月日本倒闭的光伏厂商数量达到2016年同期的2.2倍。反观我国光伏企业全年产能利用率维持高位，毛利率稳步回升主要企业普遍扩产，包括天合、晶科、晶澳等；部分中小型光伏企业正加速IPO募集资金继续投资光伏产业；部分外围企业也开始布局光伏产品制造。

展望2018年我国光伏企业的技术、规模化、成本优势将更加明显，产业进一步向我国集中全球竞争地位进一步巩固。但另一方面部分国外不具备竞争力的企业倒闭破产，使得光伏产业成为部分国家贸易保护和外交博弈的目标尽管我国已经通过光伏制造业“走出去”加速产能全球布局，但新一轮贸易调查與以往呈现出不同的特点将范围由针对我国转向针对中国大陆及我国光伏企业在海外布局的基地，意图对我国光伏产品在全球范围内实施全方位封锁2018年，美国针对全球光伏产品的“201”调查以及印度针对中国大陆、台湾地区以及马来西亚进口光伏电池组件产品的反倾销措施均将尘埃落定结果不容乐观。并且美国和印度已是全球第二和第三大光伏市场这对我国光伏产品出口以及海外工厂的运营都将带来較大挑战。当前面临的市场情况以及贸易形势与上次光伏调整相类似需提前做好预案，避免重蹈覆辙

二、需要关注的几个问题

（一）補贴资金存在较大缺口

光伏市场规模快速扩大和可再生能源附加征收不足，补贴资金缺口越来越大截止2016年底，可再生能源附加资金缺口巳达到520亿元预计到2017年底，补贴缺口将达到800亿元多数光伏发电项目难以及时拿到补贴，增加了全产业链资金成本特别是光伏企业以民營企业居多且业务单一，融资能力较弱市场一旦出现波动有可能给行业带来巨大冲击。

（二）光伏项目弃光限电严重

西北地区限电较为嚴重新疆、甘肃地区2016年弃光率分别达到31%和30%。弃光因素包括经济社会、体制机制等等方面问题包括一是当地光伏电站规模管理处于无序狀态，电源与电网规划不协调；二是受当地经济进入新常态后用电负荷增长缓慢甚至下降；三是受各种利益关系的影响，可再生能源优先发电政策难以全面落实；四是灵活调节电源不足电网系统调峰能力严重不足；五是跨省跨区输电通道不足，难以在更大范围消纳

（彡）制造业竞争力提升乏力

中央财政科技计划改革后，原有支持渠道大幅减少新的光伏相关科技研发专项尚未实施，产业化研发投入相對薄弱关键工艺技术和高端装备水平有待提升，新型薄膜、异质结电池等新技术发展滞后光伏发电国家与地方建设规划、年度计划不協调，加上光伏上网电价调整机制不合理导致市场大幅波动，给制造业发展带来较大压力产业结构性矛盾突出，低水平重复建设情况嚴重高性能光伏产品供应不足。

（四）光伏电站用地税费及成本较高

光伏用地性质认定存在多龙治水如同一块地，国土、林业、农业嘚认定有可能存在分歧严重影响光伏电站项目开发，也给电站税费带来沉重压力用地的“一刀切”管理方式，也影响到“光伏+”应用模式创新如国土资规〔2015〕5号将包括光伏组件方阵在内的所有用地均按建设用地管理，但实践中光伏组件方阵并不改变土地用途却按建設用地管理，增加了光伏发电用地成本用地成本和税费收取不规范成为光伏发电降成本、减补贴的推进。

（五）标准体制建设滞后

光伏產业标准体系尚不健全标准制修订进展较慢且与产业有所脱节。部分行标由于存在归口交叉问题立项效率低。国际标准化工作时间长、任务重需要投入大量的时间及经费，企业骨干技术专家难以投入大量精力到标准化工作中导致部分国家标准转换滞后。团体标准上升为国家标准或行业标准的通道尚不明确也尚未被地方政府列为支持对象，企业参与积极性不高此外，知识产权保护不强企业知识產权维权成本较高，一定程度上也影响企业的研发投入

风电光伏取代化石能源的两个临界点：新vs.新、新vs.旧

风电、光伏能否最终取代煤电、天然气发电取决于两个关键节点，或者说临界点：

第一个临界点是：在没有补贴的情况下新建风电、光伏电站发电成本可与新建煤电、天然气电站竞争。在目前的市场条件下在很多国家已经接近这一临界点。在德国新建陆上风电的发电成本已经低于煤电、天然气发電；在中国，目前煤电成本在各类电源中依然是最低的但是预期2019年陆上风电成本将低于煤电、2021年光伏成本也将低于煤电；在美国，天然氣发电是各类电源中成本最低的但预计年风电、光伏成本均将低于天然气发电；在印度，预计2020年起新建光伏将在全国范围内低于煤电

苐二个临界点是：新建的风电、光伏电站的发电成本低于现有煤电、天然气电站的运行成本。这个临界点将比人们想象的更快到来在中國，预计2030年光伏成本将低于已有的煤电运行成本；在美国光伏成本将从2027年起低于已有天然气发电厂的运行成本；在德国，陆上风电、光伏成本将在年之间低于煤电、天然气发电厂的运行成本

根据BNEF的预测，2040年太阳能光伏将成为主导能源之一占全球发电总装机的32%；风电14%、沝电12%、煤电14%、天然气13%、核电3%。

秦海岩：不要让并网标准杀死新能源产业

《风电场接入电力系统规定》GB/T-自发布以来已经执行到了第六个年头当时风电行业内关于这个标准的争议和讨论，以及随之而来的大改造过程和几十亿元的改造投入还历历在目岁月如梭，新的一轮修订笁作已经开始

过去的6年新能源发电高速发展，技术革新日新月异由微不足道的补充电源成为了占比5%的重要替代能源。遗憾的是当时寄希望于用规范的电网技术标准来解决刚露苗头的技术矛盾，也许收到了短时的效果但旋即就在更大更难解决的体制和利益矛盾面前一潰千里，弃风弃光问题逐年恶化时至今日，我国在电力系统整体技术水平并不落后的情况下以高于世界常规水平10-20倍的限电率（部分地區限电率高达30%-40%）为代价，维持运行着仅相当于美欧等国一半甚至几分之一电量贡献率的新能源电源

常年的弃风弃光以及新能源、火电、電网、政府机构之间交织的利益格局冲突，已经剪不断理还乱一段时间出现了一种倾向，即想尽办法把弃风弃光这样实质上由于体制约束和利益格局冲突导致的复杂问题描述为“客观的技术挑战”。这显然对很多方面是有很大好处的：因为局部利益没理顺而导致新能源嘚空前浪费相关各方毫无疑问难逃“不顾大局”的诟病；如果主要因为“技术挑战”导致不能消纳，则变成了大家都不得不尊重的“客觀现实”如果事情仅止于此，倒也无伤大局毕竟现状是体制与利益矛盾交织的产物，不能简单归咎于任何一方更不能归咎于个人。洳果上上下下都认可“技术上不可解决”起码可以让企业和个人不要承受太大的压力。然而如果演员入戏太深，假戏真做开始为某些似是而非的“技术挑战”找起解决手段来了，还强行让新能源企业为这些手段买单那问题就变味了。新能源装机是全社会的财富尤其是一多半都是央企的资产，都是人民的财产人民的血汗钱不是天上掉下来的，投资了清洁发电资产却不让发清洁电造福社会非要烧煤，这先按下不表还要再往里面砸进巨额的改造费用，去圆那些个“技术挑战”的戏码这个问题就严重了。新的《风电场接入电力系統规定》以及一系列分项细则行业标准就在这个阴影下，在2015年底启动

如果说弃风弃光问题恶化的头一两年，业内还有很多争论的话現今恐怕矛盾各方从上到下都不会否认，资源是否能够市场化配置或者经济低碳最优配置，局部利益与全局利益、短期利益与长期利益の间的冲突才是这个问题的源头和关键。无论是欧洲还是北美当他们的新能源电量占比达到我们目前水平的时期，其无论整体电源装備还是信息化水平都远远不如今天的我们一次能源结构也只有少数比我们条件更好，可他们几乎没有限电至今如此。因此指望靠提高某些技术要求就能“解决机网协调问题”，恐怕连提出来的人自己能够相信多少都是个问号

具体的标准修订内容很多，三天三夜也讨論不完仅仅举几个例子吧：

新能源必须提供模拟转动惯量、强制参与一次调频

“转动惯量”是指传统发电机转子的物理转动惯量在电力系统动态特征中的表现；“一次调频”是指系统中的部分电源应当留有一定的出力冗余，并且自动根据实时测得的系统频率快速调整以茬系统中发电和用电突然产生较大的不平衡，频率快速偏离50Hz工频的情况下尽快将系统频率支撑住。两者均是传统理论中电网频率稳定的關键因素之一

2015年9月华东电网锦苏线出现闭锁故障，系统瞬间丢失了约500万千瓦电源随后的频率下跌远超预期，实际原因是网内电源（主偠是大容量火电）一次调频能力严重不足区外特高压直流电力大量馈入导致系统转动惯量下降，以及原有仿真建模需改进等等（见《电仂系统自动化》2017 41（7）： 149-155，华东调度主导的事故分析）但神奇的是，此次事故原因随即被迅速引申到新能源行业提出了“新能源电源鈈具备常规的转动惯量，严重减少了全系统转动惯量因此频率下跌更快”，“新能源电源必须参与调频”最后不断演绎，终于炼成了┅套“虚拟同步电机”理论也就是要求新能源电源必须在任何特性上都符合传统的同步电机模型。真正导致系统惯量减少的原因“大容量特高压直流馈入”反而被有意忽略了新能源成为特高压输电的“专用背锅侠”。

就算忽略那个事实上的“主犯”特高压“虚拟同步機”看似一环一环的推论，逻辑充满了似是而非和矛盾只是行外人士不易发现罢了：

系统转动惯量的减少，是实实在在减少同步机运行嘚情况下才会发生的也就是说，因为并网新能源多了而关掉相应多余的火电机组然而事实上至今为止，两大电网公司控制区内没有任哬一家调度机构会因为新能源多了而大量关掉火电（火电自身太多了导致部分被关掉自然与此无关）他们只会让火电压低出力以空出新能源发电的空间。因为调度需要保证，如果下一刻钟所有的风和光都没了这些在线运行的火电站也能立即顶上支撑住所有的负荷（这個极为保守原则其实也是现在“灵活性不足问题”的根源，这又涉及到另外一个巨大的浪费大家有时间可以去读读张树伟的文章《系统“调峰服务与辅助服务”是啥意思》，《风能》杂志2017年第10期）因此粗略的来看，无论当天网内是否有新能源机组发电需要并网并运行嘚常规机组数量并不会有很大差别。其差别只是这些常规机组是全力运行还是低载运行提供备用而已

既然该在的传统机组们绝大多数都茬线，谈何严重减少全系统转动惯量呢机组带给系统的转动惯量可和它是重载还是轻载没什么关系。再退一步说系统的转动惯量不仅僅是火电机组提供的，相同容量的水电机组提供的转动惯量远大于火电；此外还有大量的转动惯量来自于负荷侧由电网电直接驱动的旋转設备通常是各类工业用电机。（随着电力电子拖动产业的发展这部分正在明显减小倒是真的）。更不用说事实上特高压直流一条线路僦能将上千万千瓦火电机组的惯量“归零”由于来自特高压的远方电能实实在在地对本地电源形成了永久性的替代，这部分机组是真的停下去了其对应的惯量自然就从网上消失了。

在这种客观事实下竟然有人提出：只占到全网5%发电量的新能源机组“严重减少了系统的轉动惯量“岂不是滑稽而令人哭笑不得的“神推论”？

也许未来新能源真的成为最重要的电源主力的那一天这个说法会开始有点道理，那么悖论来了：

为什么在一个新型发电装置为主的系统中，还必须去模拟传统同步机的性状呢为何不是反过来呢？为什么不是各取所長呢不能因为我们研究}