【盤點】2017年一季度光伏行業23件大事

國家能源局在京召開新聞發布會，發布《能源發展「十三五」規劃》及《可再生能源發展「十三五」規劃》，與光伏相關主要內容如下：

1）到2020年，單位GDP能耗下降15%以上，能源消費總量要控制在50億噸標準煤以內。「十三五」時期非化石能源消費比重提高到15%以上，天然氣消費比重力爭達到10%，煤炭消費比重降低到58%以下。

2）能源發展布局

風電、光伏布局向東中部轉移，新增風電裝機中，中東部地區約佔58%，新增太陽能裝機中，中東部地區約佔56%，並以分散式開發、就地消納為主。

大幅減少輸電通道，主動放緩了煤電建設節奏，嚴格控制煤電規模。

3）太陽能領域

堅持技術進步、降低成本、擴大市場、完善體系。優化太陽能開發布局，優先發展分散式光伏發電，擴大「光伏+」多元化利用，促進光伏規模化發展。穩步推進「三北」地區光伏電站建設，積極推動光熱發電產業化發展。建立棄光率預警考核機制，有效降低光伏電站棄光率。2020年，太陽能發電規模達到1.1億kW以上，其中分散式光伏6000萬kW、光伏電站4500萬kW、光熱發電500萬kW，光伏發電力爭實現用戶側平價上網。

4）大力發展農村清潔能源

採取有效措施推進農村地區太陽能、 風能、 小水電、 農林廢棄物、養殖場廢棄物、地熱能等可再生能源開發利用，促進農村清潔用能，加快推進農村採暖電能替代。鼓勵分散式光伏發電與設施農業發展相結合，大力推廣應用太陽能熱水器、小風電等小型能源設施，實現農村能源供應方式多元化， 推進綠色能源鄉村建設。

本次跨區現貨交易期從2017年1月1日至12月31日。其中賣電方為新疆電網2016年12月31日前滿足電網運行要求的疆內消納風電、光伏企業，天中直流配套新能源企業和分散（布）式、特許權經營新能源企業不參與現貨交易。其餘新能源企業按照平等、自願原則入市。買方為山東、江蘇、浙江、上海等省級電網企業。

本次富餘新能源電量跨區外送交易新能源上網電價均為0.15元/kWh。新疆電網輸電費及送出通道網損、輸電費用按中長期外送交易的核定價格執行（含疆內穿越網損）。

2016年，西北五省（區）新增光伏發電併網1011萬kW，累計併網3037萬kW，佔全網總裝機的13.8%。2016年，光伏發電量287.17億kWh，佔全網總發電量的4.57%；利用小時數1151h，棄光電量70.42億kWh，棄光率19.81%。

事件6：1月25日，首批多能互補集成優化示範工程名單出爐

1月25日，國家能源局發布《首批多能互補集成優化示範工程的通知》（國能規劃[2017]37號），提出：

首批多能互補集成優化示範工程共安排23個項目，其中，終端一體化集成供能系統17個、風光水火儲多能互補系統6個。

首批示範工程原則上應於2017年6月底前開工，在2018年底前建成投產。示範工程實施「能進能出」機制。已列入首批示範工程的項目，如發生重大變化不符合示範要求，或2017年6月底前仍未能開工，將予以取消。

2月

2月4日，國家能源局公布《2016年光伏發電統計信息》，介紹了2016年光伏發電項目的建設情況。

1）新增、累計裝機量全球第一

截至2016年底，新增裝機3454萬kW，累計裝機7742萬kW，新增和累計裝機容量均為全球第一。其中，光伏電站累計裝機容量6710萬kW，分散式累計裝機容量1032萬kW。全年發電量662億kWh，佔全年總發電量的1%。

2）光伏發電向中東部轉移。

新增光伏發電裝機中，西北地區為974萬kW，佔全國的28%；西北以外地區為2480萬kW，佔全國的72%；中東部地區新增裝機容量超過100萬kW的省份達9個。

3）分散式光伏發電裝機容量發展提速。

2016年分散式新增裝機424萬kW，同比增長200%。中東部地區分散式光伏有較大增長。

圖1：截止2016年底各省光伏累計裝機量

圖2：截止2016年底各省光伏新增裝機量

事件8：2月4日，《關於試行可再生能源綠色電力證書核發及自願認購交易制度的通知》發布

建立可再生能源綠色電力證書自願認購體系。鼓勵各級政府機關、企事業單位、社會機構和個人在全國綠色電力證書核發和認購平台上自願認購綠色電力證書，作為消費綠色電力的證明。根據市場認購情況，自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易。

試行可再生能源綠色電力證書的核發工作。從即日起，將依託可再生能源發電項目信息管理系統，試行為陸上風電、光伏發電企業（不含分散式光伏發電）所生產的可再生能源發電量發放綠色電力證書。

綠色電力證書自2017年7月1日起正式開展認購工作，認購價格按照不高於證書對應電量的可再生能源電價附加資金補貼金額由買賣雙方自行協商或者通過競價確定認購價格。風電、光伏發電企業出售可再生能源綠色電力證書後，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼。

根據Energy Trend 的統計數據，2016年全世界光伏組件出貨總量為72.5GW。出貨量前10名的企業如下表。

表3：2016年光伏組件出貨量世界前十企業

據預測，全世界一、二線企業的產能已經能完全覆蓋住現有市場需求。然而，2017年僅本土電池片產能就將有約10GW的擴充，供過於求局面嚴重將增加企業的價格壓力。

註：彩色為一、二線企業產能，灰色為三線企業產能

圖1：2016、2017年企業產能與市場需求預測

事件10：2月14日，國家能源局《關於開展跨區域省間可再生能源增量現貨交易試點工作的復函》

同意國家電網公司開展可再生能源增量現貨交易試點，可先期開展西北、四川等水電、風電、光伏跨區域省間可再生能源增量現貨交易試點，在國家能源局指導下，暫由國家電力調度控制中心商相關交易中心具體組織實施。

原則上受電地區電力現貨市場啟動后，跨區域省間可再生能源增量現貨交易應融入受電地區電力現貨市場。跨區域省間可再生能源增量現貨交易電量參加受電地區電力輔助服務補償機制。

原則上送電地區可調節機組的調峰要求應高於受電地區（含直接交易），推動送受端發電企業和電力用戶參與跨區域省間可再生能源增量現貨交易。

表4：2016年光伏產業回顧

事件12：2月28日，國家能源局發布《2017年能源工作指導意見》

2017年全國能源消費總量控制在44億噸標準煤左右。非化石能源消費比重提高到14.3%左右，天然氣消費比重提高到6.8%左右，煤炭消費比重下降到60%左右。

全國能源生產總量36.7億噸標準煤左右。單位國內生產總值能耗同比下降5.0%以上。燃煤電廠平均供電煤耗314克標準煤/kWh，同比減少1克。完成煤電節能改造規模6000萬千瓦。

推進非化石能源規模化發展，著力解決棄風、棄光、棄水等突出問題，促進電源建設與消納送出相協調，提高清潔低碳能源發展質量和效益。在太陽能光熱利用、分散式能源系統大容量儲能等領域，推動應用技術產業化推廣。

國家統計局發布了《2016年能源生產情況》，主要內容如下：

2016年，全國全年發電量61425億kWh，比上年增長5.6%，增速加快5.3個百分點。

火電增速由負轉正，增速由2015年的下降2.6%轉為增長3.6%；水力發電增長5.6%，比上年加快0.3個百分點；核能、風力和太陽能發電保持高速增長。核能發電增長24.9%，回落4.0個百分點；風力發電增長27.6%，加快11.5個百分點；太陽能發電增長58.8%，加快4.5個百分點。

非化石能源發電比重進一步提升，水電、風電、太陽能發電裝機容量世界第一。核能發電、風力發電、太陽能發電佔全部發電量比重分別為3.5%、3.9%和1.0%，比上年分別提高0.5、0.7和0.3個百分點；水力發電佔19.4%，與上年持平；火力發電佔72.2%，比上年下降1.4個百分點。

3月

事件14：3月1日，《建築節能與綠色建築發展「十三五」規劃的通知》印發

3月1日，住房和城鄉建設部印發《關於印發建築節能與綠色建築發展「十三五」規劃的通知》，設專欄對可再生能源建築應用工作的推進進行了討論，文件提出：

擴大可再生能源建築應用規模。引導各地做好可再生能源資源條件勘察和建築利用條件調查，編製可再生能源建築應用規劃。研究建立新建建築工程可再生能源應用專項論證制度。加大太陽能光熱系統在城市中低層住宅及酒店、學校等有穩定熱水需求的公共建築中的推廣力度。實施可再生能源清潔供暖工程，利用太陽能、空氣熱能、地熱能等解決建築供暖需求。在末端用能負荷滿足要求的情況下，因地制宜建設區域可再生能源站。鼓勵在具備條件的建築工程中應用太陽能光伏系統。

太陽能光熱建築應用。在學校、醫院、幼稚園、養老院以及其他有公共熱水需求的場所和條件適宜的居住建築中，加快推廣太陽能熱水系統。全國城鎮新增太陽能光熱建築應用面積20億平方米以上。

太陽能光伏建築應用。在建築屋面和條件適宜的建築外牆，建設太陽能光伏設施，鼓勵小區級、街區級統籌布置。鼓勵專業建設和運營公司，投資和運行太陽能光伏建築系統，提高運行管理，建立共贏模式，確保裝置長期有效運行。全國城鎮新增太陽能光電建築應用裝機容量1000萬千瓦以上。

事件15：3月2日，工信部發布《2016年光伏產業運行情況》

2016年，光伏產業產業總產值達到3360億元，同比增長27%。其中：多晶硅產量19.4萬噸，同比增長17.5%；矽片產量約63GW，同比增長31.2%，光伏電池產量約為49GW，同比增長19.5%，光伏組件產量約為53GW，同比增長20.7%，光伏新增併網裝機量達到34.5GW，同比增長127%。產業鏈各環節生產規模全球佔比均超過50%，繼續位居全球首位。前五家多晶硅企業平均毛利率超20%，前10家組件企業平均毛利率超15%，部分生產輔材企業毛利甚至超過25%。

先進晶體硅電池已建成產能超過10GW，單晶和多晶電池平均轉換效率達到20.5%和19.1%；多晶硅企業生產能耗已下降至80kWh/kg，生產成本已下降至70元/ kg以下，晶體硅組件生產成本下降至2.5元/W以下，資源較好地區的光伏發電成本下降至0.65元/kWh水平。

企業境外已建成的產能超過5GW，矽片、電池片和組件產品出口額約為138.4億美元，同比下降11.3%。

事件16：3月7日，光伏組件價格全線跌破3元/W

3月7日開標的國家電力投資公司1.1GW光伏組件招標中，無論是單晶或多晶，最低投標價都已跌破3元大關。

表5：近期部分光伏項目的組件中標價格

表 6：國電投1.1GW光伏組件招標的投標價格（單位：元/W）

事件17：3月8日，國家發改委印發《企業投資項目核准和備案管理辦法》

1）根據項目不同情況，分別實行核准管理或備案管理。對關係國家安全、涉及全國重大生產力布局、戰略性資源開發和重大公共利益等項目，實行核准管理。其他項目實行備案管理。

2）除涉及國家秘密的項目外，項目核准、備案通過國家建立的項目在線監管平台辦理。

3）企業辦理項目核准手續，應當向核准機關提交項目申請書；由國務院核准的項目，向國務院投資主管部門提交項目申請書。項目申請書應當包括下列內容：企業基本情況；項目情況，包括項目名稱、建設地點、建設規模、建設內容等；項目利用資源情況分析以及對生態環境的影響分析；項目對經濟和社會的影響分析。

4）實行備案管理的項目，企業應當在開工建設前通過在線平台將下列信息告知備案機關：企業基本情況；項目名稱、建設地點、建設規模、建設內容；項目總投資額；項目符合產業政策的聲明。

企業需要備案證明的，可以要求備案機關出具或者通過在線平台自行列印。

事件18：3月8日，《關於開展分散式發電市場化交易試點的通知》徵求意見

1）市場化交易機制

分散式發電項目單位與配網內就近用戶進行電力交易，電網企業承擔分散式發電的電力輸送和組織電力交易的公共服務，按政府核定的標準收取過網費。

2）交易模式

分散式發電項目與電力用戶進行電量直接交易，向電網企業支付「過網費」。交易範圍首先就近實現，最大交易範圍不超過110kV變電台區。分散式發電項目交易電量不納入核定所在省級電網區域輸配電價的基數電量。

分散式發電項目委託電網企業代售電，電網企業對代售電力按綜合售電價格，扣除「過網費」（含網損電量）后將其與售電收入轉付給分散式發電項目單位。

暫不參與市場交易的就近消納分散式發電項目，仍由電網企業全額收購其上網電量，收購電價為本地區煤電標杆電價與國家核定的110kV「過網費」之和。

3）交易平台

依託市（縣）級電網公司的調度機構，建立分散式電力交易平台，或在省級電網公司調度機構設立市（縣）級區域分散式電力交易子模塊。交易平台負責交易電量的計量和電費收繳。電網企業及其電力調度機構負責分散式發電項目與電力用戶的電力電量平衡和偏差電量調整，確保電力用戶可靠用電以及分散式發電項目的電量全部實現利用。

4）過網費標準

按分散式發電接入電壓等級和輸電及電力消納範圍分級確定。電力用戶（含微電網內部）自發自用及在10kV（20 kV）電壓等級且同一變電台區內消納，免收過網費；35-100千伏接入電網且在同一變電台區內消納，過網費標準為國家核定的本地區最高輸配電價扣除改電力用戶所在電壓等級輸配電價。

5）消納範圍及「過網費」標準適用原則

當分散式發電項目總裝機容量小於變電台區上年度平均用電負荷80%時，「過網費」執行本級電壓等級內的「過網費」標準，超過時執行上一級電壓等級標準。

6）補貼政策

光伏發電執行當地分散式光伏發電的度電補貼標準，選擇市場化交易的分散式光伏電站按照當地分散式光伏發電的度電補貼標準執行。享受國家補貼的電量由電網企業負責計量，補貼資金由所在地電網企業轉付，省級一下地方政府可制定額外的補貼政策。

7）可再生能源電力消費和節能減排權益

分散式發電直接交易的可再生能源電力可視為購電方電力消費中的可再生能源電力消費量。對應的節能量計入購電方，碳減排量由交易雙方約定。實行可再生能源電力配額制時，通過電網輸送和交易的可再生能源電力計入當地電網企業的可再生能源電力配額完成量。

8）有關建設規模的管理

在試點地區建設符合分散式電力交易條件的光伏電站、風電，單個規模不超過2萬kW。

事件19：3月9日，國家能源局印發《2017年資質管理工作重點》

該文件從加強資質管理法規及標準化建設、嚴格資質許可准入監管、深化資質管理放管服改革、深入推進信用體系建設工作、做好能源領域GPA、反壟斷等工作、加強資質管理隊伍能力建設等六方面進行的規定，主要內容包括：

加強承裝（修、試）電力建設市場問題監管。以問題為導向，加強對承裝（修、試）電力設施企業的事中事後監管，在電網建設全過程中規範承裝（修、試）電力設施許可行為，配合電力工程安全監管部門開展監督檢查，嚴肅查處電力建設領域違反資質法律法規的行為，維護承裝、承修、承試電力設施市場秩序。

規範配（售）電業務許可。做好增量配電業務許可工作，規範有序開展擁有配電網運營權售電公司電力業務許可證（供電類）的頒發、管理工作，把好風險關口。重點開展增量配電業務改革試點項目許可證頒發和相關調查研究，為社會資本參與增量配電業務創造條件，推動售電側改革政策落地。

制定完成《能源行業市場主體信用評價管理辦法》、《能源行業嚴重失信市場主體「黑名單」管理暫行規定》、《能源行業信用信息目錄》、《能源行業信用行為分類指導目錄》、《能源行業信用信息應用目錄》、《能源行業市場主體守信激勵與失信懲戒辦法》等制度。

開展能源行業信用信息系統設計、開發、建設，建立統一的社會信用代碼，編寫規範的能源行業信用信息標準。實現與能源行業市場主體、能源行業監管機構、能源行業相關協會及其他相關部門信用信息的互聯互通。

事件20：3月10日，酒泉至湖南特高壓送電

酒泉至湖南±800千伏特高壓直流輸電工程成功送電。該工程是重點服務風電、太陽能發電等新能源送出的跨區輸電通道，能大幅促進甘肅能源開發與外送，擴大新能源消納，同時還將有效緩解華中地區電力供需矛盾，助力大氣污染防治。

作為首條「直供湖南」的特高壓線路，該工程投運后，每年可輸送400億kWh電量入湘，能滿足整個湖南省四分之一的用電需求。

事件21：3月13日，「第七批可再生能源電價附加補助項目」開始申報

財政部、國家發展和改革委員會、國家能源局聯合下發《關於組織申報第七批可再生能源電價附加補助項目的通知》（財辦建〔2017〕17號），要求各省發改部門、電網公司開始組織申報「第七批可再生能源電價附加補助項目」。具體要求如下：

1）申報條件

2006年及以後年度核准（備案），且2016年3月底前併網（其中，光伏發電項目應納入2015年及以前年度建設規模範圍，光伏扶貧項目併網時間可放寬至2016年12月底）；

尚未納入前六批補助目錄；

自然人分散式光伏發電項目不再按目錄製管理；

2）申報材料

填寫可再生能源電價附加資金補助目錄申報表、項目核准（備案）文件、上網電價審批文件、生物質能發電項目還需提供可行性研究報告。

3）申報時間

分散式項目由國家電網公司和南方電網公司審核匯總後於6月30日前報財政部、國家發展改革委、國家能源局；

其他項目由省級財政、價格、能源主管部門組織申報，並於6月30日前聯合上報財政部、國家發展改革委、國家能源局。

未能在6月30日前上報的項目將納入下一批目錄。

事件22：3月17日，陽泉領跑者基地裝機量或低於預期

陽泉市採煤沉陷區國家先進技術示範基地建設領導組辦公室公布《關於光伏基地建設項目企業用地調整和新增相關事項的通知》，對企業用地和裝機規模進行說明：

一、光伏建設項目用地要堅持合法合規、規範運作的原則。在原有規劃的基礎上，嚴格按照程序調整用地，不能隨便調整；嚴格技術先進性標準，不能降低技術標準，導致用地擴展；優化布置方案，不能拓展空間。

二、關於發電裝機容量確認，根據國家能源局意見，各中標企業如屬非政策性因素造成的用地短缺裝機容量不足，按照能裝多少容量建多大規模的原則建設，其餘發電裝機容量指標可調整至其它企業完成。

三、屬於政策性因素影響的，請各縣（區）發揮擴權強縣試點政策優勢，立足自身，主動作為，積極協調國土、林業、維穩等部門，將各光伏項目因政策因素不能使用的進行認定，由相關職能部門出具紙質認定書（由主要領導簽字並加蓋公章）。

四、屬於技術性因素影響的，請各縣（區）光伏基地辦提供扣除政策性因素影響外的剩餘地塊匯總情況，報市光伏基地辦統一送水規院進行把關，認定地塊布置光伏發電能力。

事件23：3月17日，592個項目的CCER申請暫緩

國家發改委正在組織修訂《溫室氣體自願減排交易管理暫行辦法》，即日起，暫緩受理溫室氣體自願減排交易方法學、項目、減排量、審定與核證機構、交易機構備案申請。待《暫行辦法》修訂完成併發布后，將依據新辦法受理相關申請。

此次暫緩受理溫室氣體自願減排交易備案申請，不影響已備案的溫室氣體自願減排項目和減排量在國家登記簿登記，也不影響已備案的「核證自願減排量（CCER）」參與交易。已向我委政務服務大廳提出備案申請、但尚未備案的事項，我委將登記在冊，待《暫行辦法》修訂完成後，依據新辦法優先辦理。

根據公布的項目名單，592個風電、光伏等CCER項目備案申請受到影響。