甘肃酒泉“风光资源”启规模化平价上网时代

平价上网是指电网供电的峰平电价，工、商业用电结构分为峰尖、峰平、峰谷。就是光伏电站传输给电网时，价格与火电、水电价格持平，因此为平价上网。平价上网还分为低压用户侧和中高压发电侧，由于用户侧电价高为每度1元左右，因此平价容易实现，而发电侧0.3元，比较难。光伏并网发电系统的电价收益由以下组成：1、省内补贴0.1，补20年。2、国家补贴0.42，补20年。3、售电费，普遍《能源合同管理协议》是按峰时电价的9折计算。4、地级市补贴，个别地方有，一般在0.1-0.18之间，可享受3-5年补贴。更多关于平价上网是什么意思，进入：https://m.abcgonglue.com/ask/8c19321615836641.html?zd查看更多内容

光伏行业所说的平价上网，是针对煤发电成本而言的。即光伏发电的成本达到煤发电的成本，即可以达到与煤发电上网电价相同的价格。目前由于光伏发电成本的价格还是高于煤发电的价格，所以国家目前是通过补贴来达到新能源与煤发电的平衡，以保证新能源行业的发展。但国家的中长期目标就是达到光伏上网电价=煤上网电价，即平价上网。

关于如何选择网络的问题是很多消费者们都在意的问题。那么什么是风电平价上网呢，这是一种什么类型的上网方法呢。上网的好处和坏处有哪些，这些问题对于大家了解网络有很好的帮助。 现在是网络时代，通过网络大家可以了解很多外面的世界或者是新闻。当然大家离开了网络肯定是会很郁闷的。所以关于如何选择网络的问题是很多消费者们都在意的问题。那么什么是风电平价上网呢，这是一种什么类型的上网方法呢。上网的好处和坏处有哪些，这些问题对于大家了解网络有很好的帮助。 什么是风电平价上网 光伏电站的平价上网是指电网供电的峰平电价，工、商业用电结构分为峰尖、峰平、峰谷。就是光伏电站传输给电网时，价格与火电、水电价格持平，因此为平价上网。平价上网还分为低压用户侧和中高压发电侧，由于用户侧电价高为每度1元左右，因此平价容易实现，而发电侧0.3元，比较难。 上网的好处和坏处有哪些 1、有利于青少年非线性思维方式的形成线性思维方式强调事物的先后顺序，对事物的认识从头到尾都遵循单一的顺序。而在网络中大量使用的超文本阅读方式是以网状形式来构筑和处理信息的。它是一种跳跃式的、综合的非线性思维方式。从非线性的角度出发，思考问题的同时必须考虑它与周围事物的种种联系，并透过这种网状的联系来寻求解决问题的方法。 2、这种思维方式改变了传统线性思维所固有的较狭隘、死板的弊端，有利于培养青少年的发散性思维、拓展青少年的思路，有利于帮助他们正确地看待周围的人和事，树立科学的人生观和世界观。 3、对网络的使用同时又可以培养青少年以一种系统的眼光看待问题和积极利用现代化工具去分析问题、解决问题的思维意识，而这恰恰是信息时代所必需的。 4、青少年的创造能力得到了发展随着国内几大互联网的崛起，年轻的网络创建者们成为了青少年的榜样。网络创业的神话、网络平等的故事激励着大量朝气蓬勃的年轻人。知识与创造力的重要性已越来越深地植根于广大青少年的心中。网络上的信息极其丰富，而且更新速度非常快。 5、青少年在这种浩如烟海的信息面前，不再看重“博闻强记”，计算机和网络就是他们的记忆。他们面临最重要的任务不是获取已知，而是以高度的想象力去创造和运用新知识。网络使青少年的观念发生了革命性的变革，无论是在创新观念、锻炼创新思维、培养创新能力、实现创新内容等方面都得到了极大的提高，他们的智力得到了升华。 6、满足了青少年交流、沟通和理解的需要网络高效、快速、方便、独特的交流方式与当代青少年偏于好奇、乐于幻想、追求独立的要求相吻合。因此，网络一出现，便注定与青少年紧紧联系在一起。网络使得青少年和世界息息相通，使得他们在有限的学习、工作的重压之外获得了更广泛的空间。当全世界缤纷多彩的信息资源集结在青少年的面前，他们的视野、心胸会与以往完全不同。 7、网络环境下青少年的健康成长问题，是事关培养社会主义事业接班人和国家长远发展的重大理论和实践问题。对此，我们进行了探索性的调查、分析、研究，以期能够引导青少年在网络社会中趋利避害，在德智体美劳等各方面协调发展，并为党委和政府决策服务，为两个文明建设服务。 8、网络对青少年健康成长的影响是多层次、多方面的，概括地说是双重的。世界卫生组织给健康下的定义为：健康是指生理、心理和社会适应都达到一个完好的状态。 9、我国在教育方针中也明确提出要将青少年培养成为德、智、体、美、劳全面协调发展，“面向现代化，面向世界，面向未来”的“四有”新人。因此，我们试从网络对青少年的思想品德素质、智力素质、身体素质、心理素质、社会适应能力等方面，探讨网络对青少年健康成长的双重影响。 什么是风电平价上网，是电网供电峰平电价，这种电价一般是比较低的，而且也是比较不错的优惠力度。对于未成年青少年来说经常上网是有一定影响的，上网的好处和坏处有哪些给大家介绍了相关的内容，所以需要大家多了解一些，避免网络对青少年的身心有一定的伤害，这些相关的小常识需要大家多了解。

光伏电站的平价上网是指电网供电的峰平电价，工、商业用电结构分为峰尖、峰平、峰谷。就是光伏电站传输给电网时，价格与火电、水电价格持平，因此为平价上网。国家能源局新能源与可再生能源司副司长梁志鹏及处长董秀芬在不同场合均说明：到2020年，实现用户侧的平价上网；到2025年，实现发电侧的平价上网。

大庆市新能源平价上网电价收费标准是0.44元/kWh。根据查询相关公开信息显示：针对新能源发电并接入电网的企业制定的电价大庆市是0.44元/kWh。新能源平价上网是指将新型可再生能源发电企业的电力资源并入电网，由电网企业向这些企业支付符合市场化条件的、与传统能源电价相当的价格，实现新能源发电企业和传统能源企业平等地进入电力市场，促进可再生能源的发展和应用。

平价上网项目申请书一般包括以下几个部分：1. 项目概述：简要介绍平价上网项目的背景、目的和重要性，阐述项目对于能源行业和经济社会发展的贡献。2. 项目内容：详细描述平价上网项目的具体内容、范围和实施方法，包括建设规模、技术路线、设备选型、运维管理、安全保障等。3. 项目方案：提供可行的项目方案，包括项目的融资、合作、运营等方面，说明项目的可行性和可持续性。4. 项目预算：详细列出平价上网项目的预算，包括建设投资、运营费用、收益预测等，说明项目的经济效益和社会效益。5. 风险评估：对平价上网项目存在的风险和不确定性进行评估，并提出相应的风险控制措施和应对方案，确保项目实施的顺利和成功。6. 申请材料：包括项目申请表、承诺书、相关证明材料等，证明项目申请人的资质和能力，并保证项目的合法性和规范性。在具体撰写平价上网项目申请书时，需要结合具体情况进行

中国将从2021年正式进入风电光伏平价上网时代。根据查询相关信息显示：我国风电、光伏已经初步进入入平价上网的发展阶段，今年以来，多地出台新能源强制配装储能政策，但因为受到成本制约，光伏电站自主加装储能的积极性并不高。

 基本电费的计算有两种办法，0.56~0.62元之间。一种是按用电最大需量计算，另一种是按用电容量计算。中国对用电容量在315 kV·A以上的用户执行两部制电价。按实际用电量计算的电费部分。电度电费用以补偿电力企业随发供电量变化而变化的变动成本支出部分。对居民等小用户，电度电费即为其全部应交电费。对执行两部制电价的用户，电度电费仅为应交电费的一部分，再加上基本电费才为其全部应交电费。电度电费是按照电力企业在用户处安装的计费电能计量装置中有功电能表读数为基数计算的。中国城市居民用电价格一般是在0.56~0.62元。我国的电费标准一度电价格并不是统一的，主要还要区分居民用电、工业用电、商业用电、以及租房用电，这些地方用电的价格都是不一样的，大家一定要区分清楚，这样就知道自己每个月用电的费用多少了。中国城市居民用电价格一般是在0.56~0.62元一度左右。工业用电价格就稍微贵一些，一般工业用电价格为0.86~1.80元一度电;另外，还有租房的电费，一般都是给外来务工人员使用的，出租房的电费为1.00元一度电。按实际用电量计算的电费部分。电度电费用以补偿电力企业随发供电量变化而变化的变动成本支出部分。对居民等小用户，电度电费即为其全部应交电费；对执行两部制电价的用户，电度电费仅为应交电费的一部分，再加上基本电费才为其全部应交电费。电度电费是按照电力企业在用户处安装的计费电能计量装置中有功电能表读数为基数计算的。由于电能表计数是累计值，因此在计算一个规定期限内的用电量时，应是期末读数与期初读数之差。在电能计量装置中装用电流互感器和电压互感器时，还要分别乘以电流互感器和电压互感器的变比。电流互感器（或电压互感器）的变比为电流互感器（或电压互感器）一次绕组与二次绕组的额定电流（或电压）的比值。

光伏平价上网一直是光伏行业关注的热点。2017年10月，工信部副部长罗文在2017中国光伏大会上表示，下一步工信部将会同相关部门统筹完善光伏补贴政策，通盘考虑补贴逐步下调机制。

国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司近日发布《关于公布2020年风电、光伏发电平价上网项目的通知》，《通知》指出，结合各省级能源主管部门报送信息，2020年风电平价上网项目装机规模1139.67万千瓦、光伏发电平价上网项目装机规模3305.06万千瓦。为避免项目列入平价项目名单后延迟建设，浪费接网消纳资源，同时考虑风电、光伏发电项目合理建设周期，《通知》规定，除并网消纳受限原因以外，风电项目应于2022年底前并网、光伏发电项目应于2021年底前并网。同时，明确已公布的2019年第一批平价项目亦按此要求组织建设。《通知》明确，国家能源局将按年度梳理并公布在规定时限内并网的风电、光伏发电平价上网项目，未在规定时限内并网的风电、光伏发电平价上网项目将从2019年第一批、2020年风电、光伏发电平价上网项目清单中移除。为确保风电、光伏发电平价项目顺利接网消纳、保障项目合理收益，《通知》明确电网企业应按照平价上网项目有关政策要求，认真落实接网工程建设责任，确保平价项目优先发电和全额保障性收购，同时，按要求与风电、光伏发电平价上网项目单位签订不少于20年的长期固定电价购售电合同等，为平价项目建设运行做好政策保障。《通知》同时公布了2019年第一批7个平价项目信息变更情况，主要分布在山西、黑龙江、江苏、广东4个省份。

从这复制来的：在管理层的引导下，无论是无补贴光伏发电示范‏项‏目，还是各地自行组织实施的无补贴光伏发电‏项‏目，必将促进制造成本的降低、高‏价比‏产‏品的推广、非技术成本的控制，并从而为下半年国内光伏市场注入活力，终要带动中国光伏早日迈入平价上网时代。

法律分析：2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网。2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。法律依据：《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》一、2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网。二、2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。

一度电价格并不是统一的，中国城市居民使用一度电的价格一般是在0.56~0.62元一度电左右。如果说是工业用电，价格就稍微贵一些，一般工业用电价格为0.86~1.80元。一度电各地电费收费标准也是不一样的，在很多的地方都采用的是不同梯度的电费，也就是这些地区的电费根据使用的电量的档次来缴纳。扩展资料：关于陆上风电上网电价：1、将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。2、2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）。2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。3、参与分布式市场化交易的分散式风电上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴。不参与分布式市场化交易的分散式风电项目，执行项目所在资源区指导价。4、2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。参考资料来源：国家发改委官网-关于完善风电上网电价政策的通知

2020年风电，光伏发电平价上网项目须2020年底核准并开工建设光伏发电项目须于2021年底前并网。

根据您的描述，如您是广东电网公司的用电客户，1、选择“自发自用，余电上网”模式的光伏项目，在用电符合显著减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为“全额上网”模式，需重新申请备案；非居民客户由项目业主自行准备资料向当地能源主管部门备案，在获得当地能源主管部门备案证明文件后，提交供电企业，重新签订相关合同。分布式电站由“自发自用、余电上网”变更为“全额上网”，变更生效时间由现场客户经理与客户协商确定，为了便于结算，通常约定月的起点，具体要以现场协商为准。2、“自发自用、余电上网”变更为“全额上网”，在您公司的项目期内只可以变更一次；“自发自用、余电上网”模式的光伏项目允许变更为“全额上网”模式，但不得再变更回“自发自用、余电上网”模式。“全额上网”模式的光伏项目允许变更为“自发自用、余电上网”模式，但不得再变回“全额上网”模式。3、“自发自用、余电上网”模式，如果有新政策出来，是否受新政策的影响需要按照政府部门承认并网验收时间确定，具体详情需用户自行到当地发改委咨询。4、项目公司法人变更对于变更为全额上网没有有影响；法人变更如果涉及主体变更，需要办理过户，如果公司主体不变，则需要到所属供电营业厅更新一下营业信息。为了更好的回答您，建议您可以致电24小时供电服务热线95598提供相关信息咨询，供电企业将安排客户经理为您跟进处理。希望我们的回答能对您有所帮助。

光伏行业将要向平价上网发展，去补贴光伏电站项目不需要国家指标，在解决消纳问题的前提下可以由当地政府组织建设，平价上网就要求光伏行业由原来重规模，轻质量向高质量、精细化发展，这样才能使整个行业向着一个健康的方向发展，光伏电站也由大型集中地面式向着分布式自发自用发展，所以才会有光伏发电遇冷的感觉。不可否认有些东西会有阶段性机会，比如玻璃(建立在时间差上面)，还有些有更安全的增长，比如EVA/POE(建立在过剩、微利上面)。光伏行业将要向平价上网发展，去补贴光伏电站项目不需要国家指标，在解决消纳问题的前提下可以由当地政府组织建设，平价上网就要求光伏行业由原来重规模，轻质量向高质量、精细化发展，这样才能使整个行业向着一个健康的方向发展，光伏电站也由大型集中地面式向着分布式自发自用发展，所以才会有光伏发电遇冷的感觉。

光伏太阳能发电是一种可再生能源，通过将太阳光转化为电能来产生电力，有以下好处：首先，光伏太阳能发电可以降低碳排放，减缓全球变暖的趋势。相比于化石燃料发电，光伏发电不产生任何二氧化碳和其他温室气体排放，对环境污染和气候变化产生的负面影响更少。其次，光伏太阳能发电可以提供可靠的能源，减少对传统能源的依赖。太阳是一个稳定可靠的能源资源，而且足够丰富，人类可以从中获取足够的能源供应，这对于实现能源的可持续发展非常重要。再者，光伏太阳能发电可以促进社会经济的发展。光伏发电是一项新兴产业，可以带来就业机会和经济增长，特别是在一些欠发达地区，太阳能电池板的制造和安装等环节都需要大量的人力资源。同时，随着太阳能技术的进步，其在商业和家庭中的应用也越来越普遍，为人们的生活提供方便。总的来说，光伏太阳能发电作为一种可再生能源，有着非常重要的环境效益和经济效益。因此，各国政府和企业应该更加重视发展光伏太阳能产业，将其推向更广阔的应用空间。

【能源人都在看，点击右上角加"关注"】 2019年下半年以来，随着国家队的进场，各地掀起一股光伏项目开发的热潮！随着2020年9月“碳达峰、碳中和”顶层设计的确定，这股热潮达到前所未有的高度。（详见：《地方政府与光伏企业签署的42GW开发协议！》） 根据各省投资项目在线审批平台上的数据，广东、湖北、江西、山东、河北、内蒙等地的光伏项目备案量，均超过10GW。以江西省为例，1月底，江西省发改委公布了本省1MW以上备案项目名单，申请备案总规模超过34GW，进入省规划项目库的就有27GW以上！（详见：《27GW光伏项目进入江西省规划论证项目库！》）因此，有从业人员坦言：这波地面电站开发的热度，相对于2017年的那波，有过之而无不及！只不过，那波是民企抢屋顶，这波是央企抢土地！然而，对于光伏项目，从完成备案到项目开工，还有一段很长的路要走！ 一、光伏是唯一采用“备案制”管理的能源项目 无论是煤电项目，还是风电项目，能源项目投资管理，一般都采用核准制；而光伏项目，自从2014年开始，由“核准制”变为“备案制”。这两者之间的区别最大。 1、核准制 项目手续前置，需要办理好全部的项目手续，包括省土地批复、省电网的接入批复、环保批复等等，全部手续文件齐备之后，发改委才会给核准文件。 2、备案制 项目手续后置，只需要提供项目的基本信息、基本技术方案等基础信息即可完成备案，完成备案之后再去办理土地批复、接入批复、环保批复等支持性文件。 完成核准的项目，由于各种手续齐全，不出意外基本可以落地；而完成备案的项目，经常在办理后续手续的时候遇到困难，导致项目落地率低。 土地、接入，是平价上网项目面临的最大的两个问题。 二、稀缺的土地，是决定项目落地的第一要素！ 1、一块土地被多次备案 多位前期开发人员坦言：当前项目开发过程中，最关键的是要拿到土地资源！ 土地资源有多紧张呢？ 某省的开发人员介绍，该省几乎每个县，都有好几个集团的人在开发。打个比方“一块土地，基本上是树上骑个猴、地上七个猴！”我要派人天天去政府守着，一天不去，估计地就没有了！ 另一名开发人员介绍：一块地，我们已经完成了备案，但后期又有两家公司拿这块地做了备案。我们一看这种情况，就先把土地租金的定金支付给当地村民，签署了正式的合同，这就算把地拿到手了，其他两家完成备案也是白搭。 以广东省为例，作为全国第一用电大省，广东省有巨大的用电需求，肯定不存在限电的问题；而且，广东省煤电基准价高，资源也还可以，平价上网项目收益好，因此格外受到投资企业的青睐！2019年、2020年的两批平价上网项目中，广东省分别为2.38GW、10.89GW，总量居于全国首位。 然而，作为经济最发达的省份，土地是广东省的稀缺资源！按照广东发改委要求，前两批项目，都获得了省电网公司的接入批复。然而，在项目实施的过程中，很多项目出现土地不够用规模打折，甚至由于土地性质原因完全无地可用的局面。据介绍，广东前两批平价上网项目，目前可能只有不到三分之一的项目，落实了土地。 “现在，广东省电网要求拿到土地落地文件，才给接入系统批复”广东某项目开发人员介绍“土地落地文件，至少是已经预付土地租金的证明文件”。 按照光伏项目常规的开发流程，都是项目各种手续办齐全之后，确定项目要开工，再支付土地租金。然而，现在这种模式很容易被“翘单”。 比如，某企业跟某村集体签署了土地租赁意向书之后，就去办理各项手续文件；电网接入都办好了，准备开工时，发现另外一家投资企业已经将土地租金的预付款付了，并签署了正式的租赁合同！第一家投资企业前期所有的投入，都打了水漂！ 在这种情况下，也不可避免的出现，一块地被多家企业拿去备案！备案规模的统计数据看似很大，而最终能落地的，只有一家。 2、不断被推高的土地租金和路条费 一块地好几家抢，所有者“待价而沽”心理浓厚。土地租金的行情也不断上涨，相对于一年前，几乎翻了一番。土地租金、青苗补偿两项加起来，要超过2000元/亩。 除了土地租金看涨之外，另一个大幅上涨的就是“路条费”！ 受疫情影响，电力央企在国外开拓业务难度加大，加大了国内新能源项目的开发力度，开发任务都很重，甚至一些原来做火电项目的人都转行来做新能源开发。然而，新能源项目的投资风险点、财务测算和传统火电完全不同，这些人未经过专业、系统的培训，而且有传统电力的思维惯性，为了完成任务，出手都很大方。 “之前，广东的光伏项目开发市场一直非常理性。去年年初，项目开发前期费用才5~7分/W。但受一些央企开发人员抢项目的影响，很多路条方死灰复燃，漫天要价。现在一些条件特别好的项目，已经涨到两毛甚至更高。”某项目开发人员介绍，“您要呼吁一下理性开发，不要让路条方把市场搞乱了。一些央企开发人员高价开出去，最后总部算不过帐，收益率达不到，完成的任务越多，未来被人巡查审计的风险越大！如果项目最终完不成，也会引发信誉危机，破坏契约精神。” 3、虚报的项目规模 某项目开发人员介绍：平价上网项目都是100MW级别的，需要两三千亩地，涉及范围非常大。 而如此大范围的土地里面，往往有一部分土地由于各种原因，如土地性质、建设条件等不能被利用。如果前期开发过程中，如果不到项目现场大致跑一遍，不到各相关部门认真核实，可利用面积很容易高估。 另一方面，为了完成集团任务，让数据看起来好看，数据往往被人为放大。比如，能干100MW的项目，往往报成200MW、300MW，这会给后期的工作造成很多困难。然而，项目开发、项目实施往往是两批人，开发人员把任务完成了，哪管后期落地的困难！一些备案成200MW、300MW的项目，可能最后连100MW都干不成。 4、“集散式”光伏项目 “我们集团需要大项目，但现在大块的土地太难找，土地资源这么珍贵，一些小块土地也不得不利用起来。”有开发人员介绍，“我们在做一些“集散式”项目。就是在一些小块的零散土地上，建设一些6MW以内的项目。在一个县域内，做十几个这样的小项目凑成一个较大的规模。” 三、接入与送出，短期困境，但未来可期 对于平价上网项目，除了土地之外，另一大限制因素一定是接入。 1、可建设规模与物理接入条件不匹配 在一些地区，土地可建设规模和物理接入条件不匹配的矛盾，非常突出！ 有开发人员介绍，“我们选中一块非常好的土地，面积大，施工条件好，就是周边30公里以内没有可接入的变电站！我们场地附近还有其他企业也遇到类似的问题。” 对于这一问题，解决方案一般有两个： 一是等电网的配套工程，但周期会比较差，估计要两年以上。 二是几家投资企业筹资建设，费用按接入规模分摊。这种方式落地时间最快，西部很多省份的光伏基地都采用了这种方式 “现在，我们在相邻的投资企业商量，是否可以合资建设一个220kV的升压变电站，一起送出”上述开发人员说，“但这会存在一定的政策风险，我们需要等省级电网的意见，但项目今年应该是没办法落地了。” 当前，国家政策明确送出线路必须由电网建设，升压变电站是可以投资企业自建后由电网回购？虽然西部省份有投资企业筹资自建的案例，但大多数中东部省份还未出现这种情况，很多省电网公司对此事的态度也比较模糊。 2、接入问题预期未来会逐渐得到解决 2020年，一些新规划了GW级的大型光伏基地，同样面临附近接入资源不足的困境。据了解，国家电网积极参与到“十四五”可再生能源基地的相关规划工作中，一般当地政府规划了发电基地，电网公司都会配合做对应的送出规划。 2021年1月27日，国家电网辛保安在“达沃斯议程”对话会中表示： 未来5年，国家电网公司将年均投入超过700亿美元 ，推动电网向能源互联网升级，促进能源清洁低碳转型，助力实现“碳达峰、碳中和”目标。 2020年，国家电网新增固定资产投资4600亿元。其中，最大的一块就是特高压投资1811亿元，约占总投资的40%。2020年，蒙西—晋中、驻马店—南阳特高压工程有序推进，青海—河南 800千伏直流工程、张北—雄安1000千伏特高压交流工程相继贯通，解决了一大批新能源项目的接入、送出问题！山西垣曲抽水蓄能电站项目年初开工，安徽绩溪抽水蓄能电站6台机组年底全部并网。 “我们去市里做项目开发的时候，市领导直接让我们在基地范围内选地，这样不需要担心送出问题”某企业开发人员介绍到。“十三五”末期，新能源项目的接入、送出问题十分突出，成为限制规模发展的卡脖子问题，预期在“十四五”期间会逐步得到解决。然而，由于电网规划、招标、建设等流程，新建的常规电压等级的送出工程一般要两年以上，特高压则需要更长的时间。 解决接入与送出，未来可期，但需要时间。 四、困境中突围 当补贴不再是光伏项目限制因素时，土地和接入成为发展的主要矛盾，而接入之后还将面临消纳的问题。 对于光伏项目，完成备案仅仅是一个开始，从备案到并网，还有一段很长的路要走。然而，“碳达峰、碳中和”的顶层设计不会变，电力企业们能源转型、投资光伏等新能源的决心与目标不会变！“逢山开路，遇水搭桥”，光伏行业就是在不断解决各种问题中，突出重围的！

题主是否想询问“光伏地阻变大的原因”？太阳辐射量。光伏指的是光伏发电系统，是利用光伏电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。若该系统运行时，出现地阻数值变大的情况，是因为太阳辐射量导致的，属于正常情况。光伏发电系统应用于建筑、农业、渔业、公共设施、景观建设等方面。

平价上网。在无国家补贴的情况下，光伏所发的电由电网公司根据本地区的脱硫燃煤电价收购，由于我国不同地区的燃煤标杆上网电价各不相同，各地区的光伏发电平价上网的基准也有所区别。还有一种是竞价上网，通过参与电力交易市场，市场化交易形成上网电价。附2022年我国各地区标杆上网电价

2018年，中国光伏行业基本面将再获改善：1、光伏发电成本进一步下降，到2020年，发电成本将下降33%至0.35元/千瓦时，“平价上网”时代已不遥远;2018年至2020年，全球光伏年需求将达112GW至136GW，其中，中国年新增光伏装机容量至少为50GW;中国一线光伏制造商仍被低估，这些光伏制造龙头凭借在技术方面不断创新，将新增产能转化为新的市场份额，巩固行业地位。 2、“平价上网”，是国内光伏行业发展方向。2017年12月22日，国家发改委正式发布了《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》，进一步下调了今年光伏项目上网电价以及补贴金额，中国光伏行业在“政策驱动”转向“成本驱动”的路上又迈出坚实一步。3、光伏电价、补贴的下调倒逼企业不断降低光伏发电成本。近十年来，中国光伏发电成本已由2007年的2元/千瓦时降至2017年0.5元至0.6元/千瓦时。瑞银证券预计，到2020年，中国光伏发电成本有望进一步下降33%，从而步入“平价上网”时代。4、光伏产业链上游多晶硅、硅片以及中游电池、组件制造成本的下降是主要原因。多晶硅的主要生产成本为电费和折旧，这两项分别约占生产成本的35%、20%。目前，中国多晶硅制造商正在通过两种方式来降低生产成本：降低每千克多晶硅产量平均用电以及通过扩大产能以摊薄每千克多晶硅的折旧成本。目前，中国一线多晶硅厂商多晶硅总成本为9美元/千克，未来两年，这一数据有望降至7美元/千克。降低硅片生产成本的主要方式则为：加大铸锭尺寸提升每生产轮次产量以摊薄单位成本以及用金刚线切割取代传统砂浆线切割。未来两年内，中国一线硅片制造商目标将非硅制造成本进一步削减30%以上。提升转换效率，是中游电池、组件端企业继续研发的思路。5、在PERC、HIT、IBC等新技术驱动下，中国制造商转换效率将继续引领全球。对于光伏发电成本的下降趋势，业内基本保持积极态度。但由于2017年国内光伏行业超预期发展，在今年光伏需求能否再现去年高增长的质疑下，业内对于今年国内光伏新增装机量的预测出现分歧。持谨慎态度的人士预测认为，今年中国新增装机量或达到40GW，低于2017年。而有人则持乐观态度，预计2018年至2020年中国年新增光伏装机容量至少为50GW。扩展资料：光伏产业的发展前景：1、首先，政府对光伏产业大力支持，接连出台相关政策。日本从20世纪70年代便把太阳能发展作为未来能源战略的一部分，从那时起便不断出台支持政策。纵观日本政府政策出台的思路：实行高额补贴，推动光伏企业研发和投产的积极性，表明了国家对新能源的鼓励态度。同时解决并网发电系统的运用问题，免除企业的后顾之忧。之后向民用系统倾斜，扩大装机量。根据中国目前的情况，一开始就高额补贴可能会起到相反的效果，但日本政府光伏政策的思路还是值得借鉴的。2、其次，企业坚持不懈，把光伏发电的经济效益和社会效益相结合。在日本刚发展光伏产业时，很多企业的光伏业务收入占总收入的比例不到10%，但由于企业都认识到了光伏产业的前景，依旧高投入进行光伏研发。如今，日本的光伏企业成就斐然。根据中投顾问发布的《2010-2015年中国太阳能光伏发电产业投资分析及前景预测报告》显示，日本夏普公司2000-2006年连续七年占据全球太阳能电池产量榜首位置，此外，夏普、京都陶瓷等日本企业的科技研发水平也处于世界前列。 　 最后，日本民众节约环保意识强。日本国民从小就接受了节能环保的教育，对国家的环保政策强烈支持，积极响应国家号召，在很大程度上促进了太阳能光伏系统普及率的提升。3、另外，中投顾问研究总监张砚霖也指出，日本发展光伏产业的经验，还有一点值得借鉴，那就是注重人才的培养。一个产业的发展，离不开高素质的人才队伍，日本政府对太阳能专业人才培养的高投入取得了良好的效果，不仅促进了光伏产业的发展，更减轻了就业压力。尽管这些政策是否符合中国光伏产业发展的“胃口”还有待进一步讨论，但中国不妨从日本光伏产业发展经验中汲取一些养分，让国内的光伏产业少走一些弯路。参考资料：百度百科-光伏产业

法律分析：国家的大力支持是光伏发电在农村迅速发展的动力。光伏发电是国家大力扶持的清洁能源利用方式，被列入十三五规划中，而且光伏相关项目也作为“十三五”的百大重点工程之一。针对分布式光伏发电国家给予0.42元的补贴，也就是说光伏发电每发一度电，用户可以拿到国家给予的0.42元的补贴，此补贴持续20年，另外很多地区还有省级补贴、市级补贴，将大幅缩短投资周期。法律依据：《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》 一、开展平价上网项目和低价上网试点项目建设。各地区要认真总结本地区风电、光伏发电开发建设经验，结合资源、消纳和新技术应用等条件，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目（以下简称平价上网项目）。在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区，引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目（以下简称低价上网项目）。在符合本省（自治区、直辖市）可再生能源建设规划、国家风电、光伏发电年度监测预警有关管理要求、电网企业落实接网和消纳条件的前提下，由省级政府能源主管部门组织实施本地区平价上网项目和低价上网项目，有关项目不受年度建设规模限制。对于未在规定期限内开工并完成建设的风电、光伏发电项目，项目核准（备案）机关应及时予以清理和废止，为平价上网项目和低价上网项目让出市场空间。

关于补贴，意见稿提出：实施适当的财政补贴政策。合理安排省管海域未能享受国家补贴项目的省级补贴，采取投资补贴的方式，实现项目开发由补贴向平价的平稳过渡。其中：补贴范围为省管海域2022年和2023年全容量并网项目，对2024年起并网的项目不再补贴;补贴项目总装机容量不超过450万千瓦，其中2022年补贴项目装机容量不超过210万千瓦；补贴标准为2022年、2023年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元、1000元，补贴后的项目电价为我省燃煤发电基准价;补贴方式为按照项目“全容量并网、先并先得”原则，经电网公司核定为全容量并网的项目，按其完成全容量并网年度的补贴标准进行补贴，其中：2022年实际全容量并网容量超过210万千瓦的，超过部分按2023年标准进行补贴;低于210万千瓦的，按实际全容量并网容量计算补贴，且剩余补贴容量结转到2023年度，并按该年补贴标准予以补贴;补贴资金由省财政统筹解决。鼓励地方政府配套财政资金、支持项目建设和产业发展。法律依据：《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》一、积极推进平价上网项目建设各省级能源主管部门会同各派出能源监管机构按照《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）要求，研究论证本地区建设风电、光伏发电平价上网项目的条件，在组织电网企业论证并落实平价上网项目的电力送出和消纳条件基础上，优先推进平价上网项目建设。二、严格规范补贴项目竞争配置各省级能源主管部门应按照国家可再生能源“十三五”相关规划和本区域电力消纳能力，分别按风电和光伏发电项目竞争配置工作方案确定需纳入国家补贴范围的项目。竞争配置工作方案应严格落实公开公平公正的原则，将上网电价作为重要竞争条件，优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。各派出能源监管机构加强对各省（区、市）风电、光伏发电项目竞争配置的监督。

6月5日，科士达在上海新国际博览中心展馆发布新品逆变器 《中国能源报》：光伏行业补贴逐年退坡，行业预计将在2021年实现平价上网。科士达作为一家深耕光伏领域多年的企业，您如何看待平价上网前期光伏行业的发展？您认为在2019-2020年的窗口期，光伏行业需要面对哪些挑战？ 肖怀宇： 平价上网是光伏未来的必然趋势。从目前的整体成本上来看，只有在部分利用小时数超过1500小时的区域可以达到， 但目前在全国开展平价是不现实的 。而随着技术的提升和整体成本的下降，一旦全国范围内都实现了光伏平价，市场将是巨大的，我们对光伏平价的前景十分有信心。 在窗口期，我认为要面临两个问题。第一是如何坚持到平价时代到来，第二练好内功， 也就是保证品质和并控制成本 。近年来，科士达一直执行“稳中有进”的理念，不管是资产负责率和现金流都优于同行。我们的UPS和充电桩业务一直在 健康 发展，逆变器也在全球市场做了布局，去年“531政策”出来以后对我们造成一些影响，但对我们整个全球产品的销售和出货没有根本的影响，所以会有比较好的平衡。 《中国能源报》：随着光伏平价上网迫近，降本增效成为光伏行业的迫切需求。逆变器作为光伏发电的关键设备，科士达智能逆变器将如何助力光伏实现这一目标？ 肖怀宇： 科士达作为设备供应商，如何在保证品质的情况下降低成本是我们的工作重心。科士达的产品已经得到了光伏市场主流客户的认可，但我们仍需要不断提高品质， 保证在整个生命周期内低的故障率 。在成本方面，逆变器在光伏里的成本只有5%左右，除了通过增加单机容量、降低逆变器的成本以外，我认为更重要的是通过逆变器来降低整个系统的成本以及后期运维成本。 随着平价上网目标的临近，1500V光伏发电系统在降低初始投资、度电成本以及增加系统发电量方面的优势明显，目前已成为助推平价上网的利器。科士达秉承“因地制宜、科学设计”的理念，在1500V光伏发电系统中可以提供包含逆变器、汇流箱、中压系统、监控系统及电站控制系统在内的全套1500V解决方案，以优质的产品和服务助力平价上网和服务客户。 《中国能源报》：新的发展形势对逆变器的功率等级、电压等级、容配比等指标都提出了更高的要求，科士达将如何实现技术的更新迭代？您认为逆变器的技术升级将带来哪些新功能？ 肖怀宇： 针对平价上网项目，科士达围绕核心设备被光伏逆变器投入了大量的人力、物力及财力一直在不断地 探索 和研究，产品的功率等级、功率密度、散热能力、可靠性、稳定性以及产品的电压等级和容配比等方面一直是我们研究的重点。在功率等级这方面，科士达集中式逆变器推出了单机功率为1500V/3.125MW的机型，组串式逆变器我们推出了单机为1500V/100kW-175kW的产品，可以针对性地匹配国内外客户各种平价上网项目的需求。 在容配比方面，我们的全系列产品都可以满足1.3倍以上超配应用，可以更好的降低客户的LCOE；为适应组件技术及光伏系统技术的发展，我们的产品都可以兼容双面组件的接入，最大限度的提升客户发电量，产品在环境温度50度的环境下满足1.1倍过载长期运行，确保在恶劣环境下不降额，集成夜间SVG功能、IV曲线扫面功能、直流拉弧监测等功能，从而帮助客户降低初始投资、提升系统发电量、调高系统的可靠性和稳定性。 《中国能源报》：“光储充”作为光伏领域的新突破口，多地已积极布局“光储充”一体化示范项目，科士达如何看待“光储充”项目的未来发展前景？ 肖怀宇： 光伏系统必然配搭储能系统，光伏发电系统是将太阳能转换成电能的发电系统，在全球减少碳排放的大趋势下，光伏发电凭借资源易获取，成本快速下降，安装规模灵活且环境限制小的特点，在较发达地区各国的能源结构中占比不断增大。 作为国内电芯企业的目标市场，光伏储能项目中，对电池需求较大的主要集中在大型光伏并网储能系统和家用离网或并网储能系统。 光储充最核心的就是“储” ，要么是光储、储充、光储充一体化，至于商业模式则可能包括数据中心的储能方案、工商业侧充电桩加储能、电网侧调频、分布式储能等。 《中国能源报》：早在20多年前，科士达UPS产品就已进入欧美市场，经过二十多年发展，请问科士达目前在海外市场有何布局？ 肖怀宇： 科士达UPS产品经过多年的海外拓展已经发货一百多个国家，在行业研究机构IHS的排名中UPS发货量全球排名第六位，全国第一位。光伏的海外市场开发相对来说晚一点，目前我们在独联体和东南亚区域都取得了一些突破，去年的IHS逆变器发货量排名我们也进入全球前十。 科士达针对海外的光伏重点市场已经设立了十几个办事处，中长期来看我们比较看好欧洲已实现平价上网的部分区域，光照条件优越的中东地区，以及电力缺口较大的拉美地区。 另外我们认为未来最大的机会还是在储能，储能市场的扩大仍然在于电池成本的进一步降低 。科士达和宁德时代已经宣布设立合资公司专攻储能系统解决方案，双方强强合作的结果未来将会在储能市场上拿到较大份额。 End 欢迎分享给你的朋友！ 出品 | 中国能源报（ID：cnenergy） 责编 | 卢奇秀 推荐阅读 行业竞争激烈，各家都拿出看家本领（文末有美女哟）！ 光伏行业强强整合时代正式开启，华能集团将收购协鑫新能源51%控股权 2019 SNEC 现场 | 隆基新品亮相，将加速平价上网

光伏并网发电上网电价多少钱?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。

2019年中国光伏行业市场分析：平价上网趋势日渐明显，新能源消纳形势依旧严峻光伏“新政”在出台 进入精细化发展新阶段让光伏行业在一季度焦灼等待的“新政”，终于在4月上旬连续发布的多份文件中找到答案。4月12日，国家能源局发布《关于报送2019年度风电、光伏发电平价上网项目名单的通知》;而前两天《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案(征求意见稿)》才刚发布——推进平价上网文件接踵而至，表明相关部门加快推动平价项目上报和建设进程的决心。中国光伏行业协会副秘书长刘译阳告诉第一财经，在宏观政策引导下，中国的光伏产业将由粗放式发展转向精细化发展的新阶段，由拼规模、拼速度、拼价格转向拼质量、拼技术、拼效益转变的新阶段。在新的形势下，中国光伏产业将会进一步加强技术创新，加快提质、降本、增效的步伐，以求尽快地实现全面平价上网。平价上网趋势日显随着光伏发电技术的进步和产业规模的持续扩大，光伏建设成本和发电成本不断下降，光伏平价上网成为可能。发电成本方面，水电水利规划设计总院副院长易跃春近日表示，自2011年起出台标杆电价、2013年起出台分区标杆电价以来，平均电价水平逐年降低。2015年启动领跑基地建设后，第二批、第三批光伏领跑基地项目通过竞争产生的上网电价，比当时光伏上网标杆电价平均低0.21元/千瓦时和0.24元/千瓦时，其中第三批基地中青海格尔木基地项目最低入选电价0.31元/千瓦时，已低于当地燃煤标杆电价。建设成本方面，2018年第四季度，新建光伏系统的建设成本已降至5元/瓦以下。易跃春认为，光伏平价上网在我国部分地区具备条件。全国能够实现平价上网的地方，现阶段主要集中在资源和建设条件较好、消纳保障条件较好、当地燃煤标杆电价相对较高的地区。刘译阳表示，由于产品价格和投资成本的快速下降，我国光伏发电的竞争力得以进一步提升。2018年，“5·31”新政之后，国内新增装机仍能保持一定规模。2018年，国家能源局会同有关部门对光伏产业发展政策及时进行了优化调整，全年光伏发电新增装机4426万千瓦，仅次于2017年新增装机，为历史第二高。其中，集中式电站和分布式光伏分别新增2330万千瓦和2096万千瓦，发展布局进一步优化。到12月底，全国光伏发电装机达到1.74亿千瓦，其中，集中式电站12384万千瓦，分布式光伏5061万千瓦。李创军强调，2018年，全国光伏发电量1775亿千瓦时，同比增长50%。平均利用小时数1115小时，同比增加37小时;光伏发电平均利用小时数较高的地区中，蒙西1617小时、蒙东1523小时、青海1460小时、四川1439小时。李创军指出，2018年，全国光伏发电弃光电量同比减少18亿千瓦时，弃光率同比下降2.8个百分点，实现弃光电量和弃光率“双降”。弃光主要集中在新疆和甘肃，其中，新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时，弃光率16%，同比下降6个百分点;甘肃弃光电量10.3亿千瓦时，弃光率10%，同比下降10个百分点。光伏行业补贴缺口大超过600亿元光伏平价上网在提升光伏发电竞争力的同时，可有效促进度电补贴的下降，缓解补贴资金收支缺口。因广受国家补贴，光伏产业受到“巨婴症”的指责，国家财政面临较大压力。中国光伏行业协会统计数据显示，2018年，我国可再生能源补贴缺口超过1400亿元，其中光伏行业缺口超过600亿元。为何会产生巨额补贴缺口?一方面是收入不足。可再生能源电价附加作为可再生能源补贴的唯一来源，自2016年可再生能源电价附加调整到1.9分/千瓦时之后，再未做调整;部分自备电厂拖欠缴纳可再生能源电价附加。另一方面是支出超出预期。2018年，全国光伏发电装机达到174.5GW，提前完成可再生能源“十三五”规划提出的底线目标。其中，集中式电站123.84GW，分布式光伏50.61GW。光伏发电补贴强度较高，补贴需求增大。多位接受第一财经记者采访的业内专家认为，对于已经颁布的政策还需承担履约责任，补贴资金应该及时到位。否则会动摇市场对绿色发展的决心，引发行业发展危机。借鉴可再生能源发展较好的国家，可再生能源发展到一定阶段，补贴逐步退坡是大势所趋。德国在2010年至2012年期间光伏装机量急速增长。一方面政府提高了可再生能源附加税，电力消费者买单;另一方面政府调低了补贴。业内人士认为，可再生能源补贴逐步退坡，最终实现平价上网，更加符合新一轮电改的方向。通过实行竞价上网，可以突出风电、光伏变动成本低的优势，在风大和光照充足的区域，风电和光伏可以报极低的价格来获取发电权，这将在一定程度上降低弃风弃光率，同时降低整体电力市场交易价格，使得电力系统获得既便宜又清洁的电力。而补贴退坡也不能“一刀切”“断崖式”，应设计合理退坡机制，以确保发电企业和相关装备制造业持续健康发展，避免大起大落。2019年1月，财政部在“关于可再生能源发电补贴政策”座谈会上表达的思路是，先保证补贴的年度收支平衡，再考虑累计缺口如何应对。按照有关规定，可再生能源电价附加由电网企业向电力用户代征，并向有关可再生能源发电企业发放。国家电网公司财务部相关负责人对第一财经记者表示，征收方面，可再生能源电价附加随终端售电量收取，收取标准为1.9分/千瓦时，国家电网公司所属各级电网企业按月将收取的可再生能源补贴上缴中央财政。目前，电网企业直供用户全都按时缴纳了可再生能源电价附加，但部分自备电厂自发自用电量、地方电网售电量，有的不通过电网企业上缴，情况不太清楚。发放方面，电网企业统计纳入可再生能源补助目录项目的补贴电量、补贴金额，提前向财政部申请补贴资金，今年3月初，它们已经向财政部申请了全年的可再生能源补助资金。财政部补贴资金将直接拨到各省电网企业，电网企业在收到钱的结算周期将补贴拨付至各项目。今年，财政部正在研究将补助资金直接拨付至各可再生能源发电项目，电网企业将积极配合做好工作。新能源消纳“天花板”仍存可再生能源利用率在2018年显著提升，弃水、弃风、弃光状况明显缓解。2018年，全国光伏发电量1775亿千瓦时，同比增长50%。弃光电量54.9亿千瓦时，全国平均弃光率3%，同比下降2.8个百分点。但值得关注的是，部分地区光伏等新能源发电消纳形势依然严峻。目前弃光主要集中在新疆和甘肃地区，其中，新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时，弃光率16%，同比下降6个百分点;甘肃弃光电量10.3亿千瓦时，弃光率10%，同比下降10个百分点。业内人士认为，新疆、甘肃新能源消纳主要面临以下问题：本地负荷低于新能源装机容量，电力供大于求;系统灵活性不足,自备电厂参与系统调峰不够;外送通道容量受限。此外，部分地区未严格执行国家全额保障性收购政策，制定了低于国家规定的新能源保障小时数，影响企业收益。由于光伏具有随机性与波动性的特点，传统模式难以满足清洁能源大规模接入后的消纳需求。国家电网国调中心相关负责人对第一财经表示，需以“全国一盘棋”的思路来促进清洁能源跨区消纳。具体来说，以“全国一盘棋”的思路来加强清洁能源发展科学规划研究，统筹源-网-荷协调发展，统筹大规模清洁能源发展、消纳问题，推动电源和电网、清洁能源与其他电源统一规划、统一平衡，促进清洁能源健康可持续发展;加快推进特高压工程建设，确保具备“全国一盘棋”的电网基础。通过特高压跨区工程来扩大清洁能源资源配置范围，促进清洁能源消纳;构建全国统一电力市场，加大清洁能源跨省跨区交易规模。通过市场手段拓展清洁能源消纳空间展望2019年，刘译阳表示，尽管新的补贴政策尚未出台，但是“稳中求进”的发展思路已经确定，中国仍将会保持一定的光伏市场体量。全球市场上，预计光伏装机仍将保持持续向上的发展态势。中、美、印等主要市场需求保持平稳;欧洲市场老树新芽，可能会出现较大幅度增长;新兴市场正在快速崛起，越来越多的国家将进入到GW级市场的行列。更多数据来源参考前瞻产业研究院发布的《中国光伏行业投融资前景与战略分析报告》。

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这个是看地方，不同的地方电价不同，像佛山的，国家补贴0.42元/度，佛山地方补贴0.15元/度，卖给南方电网是0.45元/度，合计为0.42+0.15+0.45=1.02元很多地方是按照阶梯电价算，不同的时间段的电价不同

调整了。山东省目前的光伏发电是平价上网，电价是0.396元每度，2021年的时候还有每度电三分钱的补贴，2022年，所有的补贴全部取消了。

光伏行业长周期底部探明，平价上网大未来开启光伏行业景气度由光伏发电经济性决定，经济性由①补贴金额和②装机成本决定。国家通过不断调整补贴额度和方式来推动行业发展。企业通过技术进步、规模优势等降低装机成本提升竞争力，表现出来的就是补贴不断下降、产品价格不断下降、新技术不断涌现。2017年光伏行业发展情况据前瞻产业研究院发布的《光伏行业投融资前景与战略分析报告》数据显示：表观原因，上半年装机24GW大超预期，分布式7GW同比+300%，全年装机量53GW，分布式19GW同比+300%。装机高速增长带来行业景气度全面提升。本质原因：分布式度电补贴0.42元/kWh已经连续四年没有下调，而光伏装机成本早已从8-9元/W下降至5.5-6元/W，成本大幅下降导致回报率大幅提升，带来装机超预期。产能过剩加速行业洗牌由产能过剩引发的行业危机其实现在已开始爆发，表现在不少组件企业做组件今年没有利润。由于国家政策面的调整，今年国内光伏装机容量会比去年少20%，意味着有10吉瓦左右的产能没有地方消纳。随着行业竞争日趋激烈，大量企业倒闭也并非没有可能。经过洗牌，行业会进入新一轮平稳发展的阶段。今年行业供过于求的局面肯定会发生，这种情况下必然会出现一轮整合调整，给行业带来挤出效应。一些没有竞争力、不符合未来发展趋势的产能会被淘汰。光伏行业也会最终形成几家巨头。今年制造端的毛利率水平会下降，但不同企业的情况也不一样。随着中国市场逐渐面临“天花板”，全球化布局的企业会更有优势。因此，就光伏产能过剩来说，通过行业的自动淘汰、技术进步，将在消解中推动更新一代的技术和更新一代的产品，占据更多的市场份额。部分地区已平价上网对上述产能过剩问题，它其实包含两方面：一是行业在发展过程中先进产能肯定会淘汰落后产能;二是全球市场仍会有强劲需求，包括南美、非洲市场等，可以为过剩的产能提供出路。随着市场越来越大、价格越来越低，一些地方已经不需要补贴，也就是说可以实现平价上网了。“从最近一次青海领跑者基地的招标价格看，最低竞标电价只有0.31元/千瓦时，已经实现了平价。预计其他地方实现平价上网也不需要太长时间。光伏行业不可能每年保持30%的增长，今年不会像去年一样火爆，但还是会有10%左右的增长。总体上，行业还是会保持年均20%的增幅，具体到各国市场，中国的需求目前已企稳，美国市场会有所下降，欧洲尤其南欧市场的需求在复苏，印度和拉美市场仍在强劲增长。这就是为什么今年光伏市场的需求增幅仍会增长10%。近年来由扩产导致的产能过剩的确存在，整个行业也确实存在一定的资金压力。但目前，一些大企业已站稳脚跟，有些小企业会被大企业吸收兼并。尽管光伏产品的价格下跌会导致毛利率下降，但降价也会促进出货量和份额的提升。总体上，市场增长可能会变慢，但绝不会进入萧条周期。

平价上网是指电网供电的峰平电价，工、商业用电结构分为峰尖、峰平、峰谷。就是光伏电站传输给电网时，价格与火电、水电价格持平，因此为平价上网。平价上网还分为低压用户侧和中高压发电侧，由于用户侧电价高为每度1元左右，因此平价容易实现，而发电侧0.3元，比较难。光伏并网发电系统的电价收益由以下组成：1、省内补贴0.1，补20年。2、国家补贴0.42，补20年。3、售电费，普遍《能源合同管理协议》是按峰时电价的9折计算。4、地级市补贴，个别地方有，一般在0.1-0.18之间，可享受3-5年补贴。更多关于平价上网是什么意思，进入：https://m.abcgonglue.com/ask/8c19321615836641.html?zd查看更多内容

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平价上网：光伏电站的平价上网是指电网供电的峰平电价，工、商业用电结构分为峰尖、峰平、峰谷。就是光伏电站传输给电网时，价格与火电、水电价格持平，因此为平价上网。平价上网还分为低压用户侧和中高压发电侧，由于用户侧电价高为每度1元左右，因此平价容易实现，而发电侧0.3元，比较难。光伏并网发电系统的电价收益由以下组成：1、省内补贴0.1，补20年。2、国家补贴0.42，补20年。3、售电费，普遍《能源合同管理协议》是按峰时电价的9折计算。4、地级市补贴，个别地方有，一般在0.1-0.18之间，可享受3-5年补贴。

光伏电站的平价上网是指电网供电的峰平电价，工、商业用电结构分为峰尖、峰平、峰谷。就是光伏电站传输给电网时，价格与火电、水电价格持平，因此为平价上网。平价上网还分为低压用户侧和中高压发电侧，由于用户侧电价高为每度1元左右，因此平价容易实现，而发电侧0.3元，比较难。光伏并网发电系统的电价收益由以下组成：1、省内补贴0.1，补20年。2、国家补贴0.42，补20年。3、售电费，普遍《能源合同管理协议》是按峰时电价的9折计算。4、地级市补贴，个别地方有，一般在0.1-0.18之间，可享受3-5年补贴。

法律分析：2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网。2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。法律依据：《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》 各省、自治区、直辖市发展改革委，国家电网有限公司、南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：为贯彻落实党中央、国务院决策部署，充分发挥电价信号作用，合理引导投资、促进资源高效利用，推动光伏发电、风电等新能源产业高质量发展，经商国家能源局，现就2021年光伏发电、风电等新能源上网电价政策有关事项通知如下：一、2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网。二、2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。三、2021年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。四、鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。本通知自2021年8月1日起执行。

一度电价格并不是统一的，中国城市居民使用一度电的价格一般是在0.56~0.62元一度电左右。如果说是工业用电，价格就稍微贵一些，一般工业用电价格为0.86~1.80元。一度电各地电费收费标准也是不一样的，在很多的地方都采用的是不同梯度的电费，也就是这些地区的电费根据使用的电量的档次来缴纳。扩展资料：关于陆上风电上网电价：1、将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。2、2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）。2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。3、参与分布式市场化交易的分散式风电上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴。不参与分布式市场化交易的分散式风电项目，执行项目所在资源区指导价。4、2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。参考资料来源：国家发改委官网-关于完善风电上网电价政策的通知

法律分析：国家的大力支持是光伏发电在农村迅速发展的动力。光伏发电是国家大力扶持的清洁能源利用方式，被列入十三五规划中，而且光伏相关项目也作为“十三五”的百大重点工程之一。针对分布式光伏发电国家给予0.42元的补贴，也就是说光伏发电每发一度电，用户可以拿到国家给予的0.42元的补贴，此补贴持续20年，另外很多地区还有省级补贴、市级补贴，将大幅缩短投资周期。法律依据：《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》一、开展平价上网项目和低价上网试点项目建设。各地区要认真总结本地区风电、光伏发电开发建设经验，结合资源、消纳和新技术应用等条件，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目（以下简称平价上网项目）。在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区，引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目（以下简称低价上网项目）。在符合本省（自治区、直辖市）可再生能源建设规划、国家风电、光伏发电年度监测预警有关管理要求、电网企业落实接网和消纳条件的前提下，由省级政府能源主管部门组织实施本地区平价上网项目和低价上网项目，有关项目不受年度建设规模限制。对于未在规定期限内开工并完成建设的风电、光伏发电项目，项目核准（备案）机关应及时予以清理和废止，为平价上网项目和低价上网项目让出市场空间。二、优化平价上网项目和低价上网项目投资环境。有关地方政府部门对平价上网项目和低价上网项目在土地利用及土地相关收费方面予以支持，做好相关规划衔接，优先利用国有未利用土地，鼓励按复合型方式用地，降低项目场址相关成本，协调落实项目建设和电力送出消纳条件，禁止收取任何形式的资源出让费等费用，不得将在本地投资建厂、要求或变相要求采购本地设备作为项目建设的捆绑条件，切实降低项目的非技术成本。各级地方政府能源主管部门可会同其他相关部门出台一定时期内的补贴政策，仅享受地方补贴的项目仍视为平价上网项目。三、保障优先发电和全额保障性收购。对风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，电网企业应确保项目所发电量全额上网，并按照可再生能源监测评价体系要求监测项目弃风、弃光状况。如存在弃风弃光情况，将限发电量核定为可转让的优先发电计划。经核定的优先发电计划可在全国范围内参加发电权交易（转让），交易价格由市场确定。电力交易机构应完善交易平台和交易品种，组织实施相关交易。四、鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证），通过出售绿证获得收益。国家通过多种措施引导绿证市场化交易。

一度电价格并不是统一的，中国城市居民使用一度电的价格一般是在0.56~0.62元一度电左右。如果说是工业用电，价格就稍微贵一些，一般工业用电价格为0.86~1.80元。一度电各地电费收费标准也是不一样的，在很多的地方都采用的是不同梯度的电费，也就是这些地区的电费根据使用的电量的档次来缴纳。扩展资料：关于陆上风电上网电价：1、将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。2、2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）。2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。3、参与分布式市场化交易的分散式风电上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴。不参与分布式市场化交易的分散式风电项目，执行项目所在资源区指导价。4、2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。参考资料来源：国家发改委官网-关于完善风电上网电价政策的通知

一度电价格并不是统一的，中国城市居民使用一度电的价格一般是在0.56~0.62元一度电左右。如果说是工业用电，价格就稍微贵一些，一般工业用电价格为0.86~1.80元。一度电各地电费收费标准也是不一样的，在很多的地方都采用的是不同梯度的电费，也就是这些地区的电费根据使用的电量的档次来缴纳。扩展资料：关于陆上风电上网电价：1、将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。2、2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）。2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。3、参与分布式市场化交易的分散式风电上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴。不参与分布式市场化交易的分散式风电项目，执行项目所在资源区指导价。4、2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。参考资料来源：国家发改委官网-关于完善风电上网电价政策的通知

2019年中国光伏行业市场分析：平价上网趋势日渐明显，新能源消纳形势依旧严峻光伏“新政”在出台 进入精细化发展新阶段让光伏行业在一季度焦灼等待的“新政”，终于在4月上旬连续发布的多份文件中找到答案。4月12日，国家能源局发布《关于报送2019年度风电、光伏发电平价上网项目名单的通知》;而前两天《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案(征求意见稿)》才刚发布——推进平价上网文件接踵而至，表明相关部门加快推动平价项目上报和建设进程的决心。中国光伏行业协会副秘书长刘译阳告诉第一财经，在宏观政策引导下，中国的光伏产业将由粗放式发展转向精细化发展的新阶段，由拼规模、拼速度、拼价格转向拼质量、拼技术、拼效益转变的新阶段。在新的形势下，中国光伏产业将会进一步加强技术创新，加快提质、降本、增效的步伐，以求尽快地实现全面平价上网。平价上网趋势日显随着光伏发电技术的进步和产业规模的持续扩大，光伏建设成本和发电成本不断下降，光伏平价上网成为可能。发电成本方面，水电水利规划设计总院副院长易跃春近日表示，自2011年起出台标杆电价、2013年起出台分区标杆电价以来，平均电价水平逐年降低。2015年启动领跑基地建设后，第二批、第三批光伏领跑基地项目通过竞争产生的上网电价，比当时光伏上网标杆电价平均低0.21元/千瓦时和0.24元/千瓦时，其中第三批基地中青海格尔木基地项目最低入选电价0.31元/千瓦时，已低于当地燃煤标杆电价。建设成本方面，2018年第四季度，新建光伏系统的建设成本已降至5元/瓦以下。易跃春认为，光伏平价上网在我国部分地区具备条件。全国能够实现平价上网的地方，现阶段主要集中在资源和建设条件较好、消纳保障条件较好、当地燃煤标杆电价相对较高的地区。刘译阳表示，由于产品价格和投资成本的快速下降，我国光伏发电的竞争力得以进一步提升。2018年，“5·31”新政之后，国内新增装机仍能保持一定规模。2018年，国家能源局会同有关部门对光伏产业发展政策及时进行了优化调整，全年光伏发电新增装机4426万千瓦，仅次于2017年新增装机，为历史第二高。其中，集中式电站和分布式光伏分别新增2330万千瓦和2096万千瓦，发展布局进一步优化。到12月底，全国光伏发电装机达到1.74亿千瓦，其中，集中式电站12384万千瓦，分布式光伏5061万千瓦。李创军强调，2018年，全国光伏发电量1775亿千瓦时，同比增长50%。平均利用小时数1115小时，同比增加37小时;光伏发电平均利用小时数较高的地区中，蒙西1617小时、蒙东1523小时、青海1460小时、四川1439小时。李创军指出，2018年，全国光伏发电弃光电量同比减少18亿千瓦时，弃光率同比下降2.8个百分点，实现弃光电量和弃光率“双降”。弃光主要集中在新疆和甘肃，其中，新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时，弃光率16%，同比下降6个百分点;甘肃弃光电量10.3亿千瓦时，弃光率10%，同比下降10个百分点。光伏行业补贴缺口大超过600亿元光伏平价上网在提升光伏发电竞争力的同时，可有效促进度电补贴的下降，缓解补贴资金收支缺口。因广受国家补贴，光伏产业受到“巨婴症”的指责，国家财政面临较大压力。中国光伏行业协会统计数据显示，2018年，我国可再生能源补贴缺口超过1400亿元，其中光伏行业缺口超过600亿元。为何会产生巨额补贴缺口?一方面是收入不足。可再生能源电价附加作为可再生能源补贴的唯一来源，自2016年可再生能源电价附加调整到1.9分/千瓦时之后，再未做调整;部分自备电厂拖欠缴纳可再生能源电价附加。另一方面是支出超出预期。2018年，全国光伏发电装机达到174.5GW，提前完成可再生能源“十三五”规划提出的底线目标。其中，集中式电站123.84GW，分布式光伏50.61GW。光伏发电补贴强度较高，补贴需求增大。多位接受第一财经记者采访的业内专家认为，对于已经颁布的政策还需承担履约责任，补贴资金应该及时到位。否则会动摇市场对绿色发展的决心，引发行业发展危机。借鉴可再生能源发展较好的国家，可再生能源发展到一定阶段，补贴逐步退坡是大势所趋。德国在2010年至2012年期间光伏装机量急速增长。一方面政府提高了可再生能源附加税，电力消费者买单;另一方面政府调低了补贴。业内人士认为，可再生能源补贴逐步退坡，最终实现平价上网，更加符合新一轮电改的方向。通过实行竞价上网，可以突出风电、光伏变动成本低的优势，在风大和光照充足的区域，风电和光伏可以报极低的价格来获取发电权，这将在一定程度上降低弃风弃光率，同时降低整体电力市场交易价格，使得电力系统获得既便宜又清洁的电力。而补贴退坡也不能“一刀切”“断崖式”，应设计合理退坡机制，以确保发电企业和相关装备制造业持续健康发展，避免大起大落。2019年1月，财政部在“关于可再生能源发电补贴政策”座谈会上表达的思路是，先保证补贴的年度收支平衡，再考虑累计缺口如何应对。按照有关规定，可再生能源电价附加由电网企业向电力用户代征，并向有关可再生能源发电企业发放。国家电网公司财务部相关负责人对第一财经记者表示，征收方面，可再生能源电价附加随终端售电量收取，收取标准为1.9分/千瓦时，国家电网公司所属各级电网企业按月将收取的可再生能源补贴上缴中央财政。目前，电网企业直供用户全都按时缴纳了可再生能源电价附加，但部分自备电厂自发自用电量、地方电网售电量，有的不通过电网企业上缴，情况不太清楚。发放方面，电网企业统计纳入可再生能源补助目录项目的补贴电量、补贴金额，提前向财政部申请补贴资金，今年3月初，它们已经向财政部申请了全年的可再生能源补助资金。财政部补贴资金将直接拨到各省电网企业，电网企业在收到钱的结算周期将补贴拨付至各项目。今年，财政部正在研究将补助资金直接拨付至各可再生能源发电项目，电网企业将积极配合做好工作。新能源消纳“天花板”仍存可再生能源利用率在2018年显著提升，弃水、弃风、弃光状况明显缓解。2018年，全国光伏发电量1775亿千瓦时，同比增长50%。弃光电量54.9亿千瓦时，全国平均弃光率3%，同比下降2.8个百分点。但值得关注的是，部分地区光伏等新能源发电消纳形势依然严峻。目前弃光主要集中在新疆和甘肃地区，其中，新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时，弃光率16%，同比下降6个百分点;甘肃弃光电量10.3亿千瓦时，弃光率10%，同比下降10个百分点。业内人士认为，新疆、甘肃新能源消纳主要面临以下问题：本地负荷低于新能源装机容量，电力供大于求;系统灵活性不足,自备电厂参与系统调峰不够;外送通道容量受限。此外，部分地区未严格执行国家全额保障性收购政策，制定了低于国家规定的新能源保障小时数，影响企业收益。由于光伏具有随机性与波动性的特点，传统模式难以满足清洁能源大规模接入后的消纳需求。国家电网国调中心相关负责人对第一财经表示，需以“全国一盘棋”的思路来促进清洁能源跨区消纳。具体来说，以“全国一盘棋”的思路来加强清洁能源发展科学规划研究，统筹源-网-荷协调发展，统筹大规模清洁能源发展、消纳问题，推动电源和电网、清洁能源与其他电源统一规划、统一平衡，促进清洁能源健康可持续发展;加快推进特高压工程建设，确保具备“全国一盘棋”的电网基础。通过特高压跨区工程来扩大清洁能源资源配置范围，促进清洁能源消纳;构建全国统一电力市场，加大清洁能源跨省跨区交易规模。通过市场手段拓展清洁能源消纳空间展望2019年，刘译阳表示，尽管新的补贴政策尚未出台，但是“稳中求进”的发展思路已经确定，中国仍将会保持一定的光伏市场体量。全球市场上，预计光伏装机仍将保持持续向上的发展态势。中、美、印等主要市场需求保持平稳;欧洲市场老树新芽，可能会出现较大幅度增长;新兴市场正在快速崛起，越来越多的国家将进入到GW级市场的行列。更多数据来源参考前瞻产业研究院发布的《中国光伏行业投融资前景与战略分析报告》。

您好！光伏电价目前执行两套标准，2018年1月1日以前投运的分布式光伏发电项目，上网电价、国家补贴分别按照0.4530元/千瓦时（含税）、0.42元/千瓦时（含税）执行，2018年1月1日以后投运的，上网电价、国家补贴分别按照0.4530元/千瓦时（含税）、0.37元/千瓦时（含税）执行。

光伏产业发展趋势分析 行业去补贴化将成主流531新政后，光伏行业去补贴化将成主流随着被称作史上最严光伏政策“5·31”新政的出台，近年来高速发展的光伏行业出现“降温”。面对新建规模严控、补贴下调等政策，15家A股光伏企业发布的2018年半年业绩报告预告显示，近一半企业净利润较去年同期有所下降。在未来一段时间里，光伏行业去补贴化将成主流，行业洗牌在即，不少光伏企业开始谋转变求生存。6月后光伏不再进行补贴据前瞻产业园产业研究院发布的《光伏行业投融资前景与战略分析报告》数据显示，在产业层面，上半年抢装不如预期，1-5月组件价格基本处于持续下降状态，尤其是“5·31”新政后，组件价格甚至跌破2元/瓦，半年降幅达到近30%。多家组件企业处于亏损状态，中小企业更加明显。从光伏上游企业来看，“5·31”新政后，国内多家硅料厂开始停产检修，总计超过10家，同时硅料价格跌幅也进一步加快; 硅片方面，上半年一些多晶硅片企业受制于设备、资金等因素，陆续停产或破产，6月以来有加速趋势，而且硅片价格持续下降，平均每月下降0.3元/片。去年有半数以上企业净利润下滑，今年一季度又有13家继续下滑。其中，组件企业形势尤为严峻，净利润率降至1%以下，部分企业甚至出现亏损，光伏行业已经进入了“微利”时代。光伏海外市场前景广阔实际上，光伏行业去补贴是必由之路。如果去年底存量130GW未进目录的光伏项目全部进目录，则每年补贴需求为700亿元以上。到2020年平价上网到来之前，增量项目大概需要160亿元的补贴。这样算来，平价上网之前，中国光伏行业每年需要超800亿元的补贴。面对国内市场的低迷，不少骨干企业已加速开拓国外市场，部分光伏企业海外市场已占自身出货量的70%以上。“跑步”进入平价上网时代与此同时，光伏企业想要继续谋求发展，就必须快速转变发展思路、迎难而上，“跑步”进入平价上网时代。未来光伏行业发展的重点在于“降本增效”。会在逆变器内部大量使用自制件，降低生产成本，为投资商提供性价比更高的产品。目前很多企业都在推广半片组件等高效产品，在增加一定设备投入的同时，明显提高发电效率，从而在降本和增效之间取得平衡，技术的进步，能够早日实现平价上网。此外，新政严控光伏新增规模也并非一刀切。新政的出台不是为了控制光伏规模发展，对于先进技术、高质量产品、不需要国家补贴的电站项目“是留了口子的”。在光伏企业看来，下一阶段，分布式光伏仍是行业发展重点。目前我国已有12个省市提供地方性补贴，个别地区盛市、县补贴叠加最高可达0.75元/千瓦时，仍可以开展户用光伏项目，下一步将把资源聚焦在收益较高的地区。下半年常规户用光伏市场整体会有下降，重点开发有地方补贴的城市，以及一些小型工商业项目。分布式装机呈现出多样化发展态势目前，我国分布式装机占比已经从去年的30%增长到今年上半年的接近50%，并呈现出多样化的发展态势。未来，随着分布式电源市朝交易的推广，将会促进更多商业模式的创新。我国光伏行业从过去追求速度和规模转向高质量和高效率方面，这对光伏行业发展有非常重要的意义。相比集中式电站，补贴强度更高的分布式光伏面临的补贴退坡压力更大，未来分布式光伏发展将逐步由“补贴驱动”发展为“配额驱动”，最终过渡到“完全市场驱动”。优化光伏发展环境对此，光伏企业对优化行业环境也有所期待。在成本问题上，光伏电站建设的非技术性成本已占总投资成本的20%以上，包括土地成本、财务成本和并网成本，希望政策制定者加强落实、创新手段，切实降低光伏电站建设的非技术成本。而“融资难”问题上，要形成规范成熟的融资体系，来保障光伏行业健康有序的发展。光伏未来发展趋势分析下一步将着力优化光伏发电的发展环境，通过开展光伏发展专项监管工作，建立市撤境监测评价机制，出台减轻可再生能源领域企业投资经营负担政策文件等，加大行业监管力度，引导企业理性投资，优化行业发展环境，着力解决制约光伏发展的突出矛盾和问题，不断完善光伏发电的发展政策，发挥市场配置资源的决定性作用，完善市锄制。

截止2020年底我国光伏电站装机容量已达253GW，连续多年居世界第一位，而在“双碳”目标的宏伟愿景下，这仍旧只是一个起点。现阶段，随着补贴清退，光伏进入平价上网时代，面对光伏电站诸多复杂特性，如何对电站进行精细化管理，促进实现降本增效，成为电站资产持有者共同的关切点。 作为国内知名的智慧能源运营管理服务商，正泰智维秉持以客户为中心的服务理念，在正泰集团“一云两网”战略的规划下，自主研发了正泰Epower智能运维云平台，利用大数据、云计算技术，对电站进行集中式监控、智能化管理，助推电站运维向数字化、精细化转型，实现降本增效。 故障预处理，保电站安全稳定运行 正泰Epower智能运维云平台通过链接在电站各主要设备上的数据监测装置，对电站生产数据进行实时监测，并利用正泰智维超7GW运维体量的大数据库模型，对运维电站数据信息进行分析诊断，可提前发现电站异常故障点，平台系统自动判定故障预警级别并派发巡检工单，让运维人员及时对相应异常设备故障进行预处理，前置故障响应时间，将隐患在萌芽阶段消除，从而极大降低因设备故障维修造成的发电收益损失。 数字化管理，让运维电站透明化 通过与APP联动进行工单处理，可自动规划并记录运维人员巡检路线，运维人员在现场进行电站故障处理时，同步在APP上上传故障处理图文信息，分类型将故障处理情况进行线上实时反馈。在PC端与APP端双重联动，对运维全过程进行线上线下联动，让运维管理数字化，让一线运维透明化。 精细化管理，做好运维每一小步 正泰Epower智能运维管理云平台，通过对电站进行设备资产管理、备品备件管理、工单管理、报表管理、行政人事等模块进行集中式智能化管控，促进无纸化办公。从运维管理上导入科学成熟的流程制度，细化电站综合管理，提高流程效率，为电站营造良好的生产环境。 正泰Epower智能运维管理云平台，集成正泰10余年新能源电站运营管理经验、行业领先的运维管理技术，并在大规模实际应用中不断优化完善，目前平台已应用电站数量超700座，累计接入容量超7GW，广泛应用于多种类型电站，平均效益增长达3%-5%，深受服务业主好评。 正泰Epower智能运维管理云平台，用心做好运维管理的每一小步，用信息化管理手段为您的电站数字化赋能，与您携手共创智慧能源新时代！

新能源有哪些补贴? 国家对新能源的补贴对产业经济有哪些影响?首先我们说说新能源汽车。这个领域自从2009年以来，获得财政部联合有关部门的大力支持后，我国的新能源汽车技术水闰不断进步，产品性能明显提升，新能源汽车企业的发展规模曾经连续六年位居世界首位。这期间，国内所有与新能源汽车概念有关的股票，都获得了良好表现。第二个新能源我们说说光伏。光伏补贴从2006年开始后，大量的民营企业进入光伏发电领域。当时补贴力度很大。数据显示，2015年-2017年，中国光伏新增装机容量及累计装机容量增长不断快速增长。中国光伏发电累计装机从2010年的0.86GW增长到2016年的77.42GW，2016年新增装机容量34.54GW，累计装机和年度新增装机均居全球首位，成为全球光伏发电装机容量最大的国家，此后光伏产业曾经连续四年居世界第一。直到2021年，中央财政对光伏行业补贴出台减坡政策，不再补贴，实行平价上网。可再生能源生物质第三个新能源我们说说生物质能。生物质能源行业的补贴主要体现在生物质发电补贴。近来生物质发电行业快速发展，行业发展之初，生物质发电享受优惠政策，可优先上网，不参与调峰，可享受电价补贴。2020年，生物质发电新增装机543万千瓦，累计装机达2952万千瓦。我国生物质发电装机容量已经是连续三年列世界第一。上述数据显示，我国的每一波政策补贴红利，都为实体企业创造了无数机会，使中国企业位据世界第一。由此看，每一个行业的补贴，都是大大捉进了该行业的发展，产业经济集中在一段时期发展后，也创造了无数上市企业，这些上市企业在享有国家补贴红利时，在资本市场上也获得了大量资金用于企业发展。

目前光伏发电项目上网电价与电价补贴按照并网投运时间有四种情况：【情况一】2016年1月1日至2017年6月30日期间投运的上网电价为0.453元/千瓦时（含税）；国家补贴标准为：0.42千瓦时（含税）；全额上网电价为0.98元/千瓦时（含税）。【情况二】2017年7月1日至2017年12月31日期间投运的上网电价为0.453元/千瓦时（含税）；国家补贴标准为：0.42千瓦时（含税）；全额上网电价为0.85千瓦时（含税）。【情况三】2018年1月1日至2018年5月31日期间投运的上网电价为0.453元/千瓦时（含税）；国家补贴标准为0.37元/千瓦时（含税）；全额上网电价为0.75元/千瓦时（含税）。【情况四】2018年6月1日起投运的上网电价为0.453元/千瓦时（含税）；国家补贴标准为0.32元/千瓦时（含税）；全额上网电价为0.7元/千瓦时（含税）。请注意6月1日后投运的分布式光伏发电项目国家补贴费用存在不能纳入国家补贴目录的风险，需待相关文件明确后实施。

一度电价格并不是统一的，中国城市居民使用一度电的价格一般是在0.56~0.62元一度电左右。如果说是工业用电，价格就稍微贵一些，一般工业用电价格为0.86~1.80元。一度电各地电费收费标准也是不一样的，在很多的地方都采用的是不同梯度的电费，也就是这些地区的电费根据使用的电量的档次来缴纳。扩展资料：关于陆上风电上网电价：1、将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。2、2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）。2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。3、参与分布式市场化交易的分散式风电上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴。不参与分布式市场化交易的分散式风电项目，执行项目所在资源区指导价。4、2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。参考资料来源：国家发改委官网-关于完善风电上网电价政策的通知

2月13日，南山控股（002314.SZ）发布股票交易异常波动公告，2月10日和2月11日连续两个交易日收盘价格涨幅偏离值超20%。针对公司股票交易异常波动，公司董事会通过电话及问询等方式，对公司控股股东、实际控制人及公司董事、监事及高级管理人员就相关问题进行了核实。公司前期披露的信息不存在需要更正、补充之处；公司未发现近期公共传媒报道了可能或已经对公司股票交易价格产生较大影响的未公开重大信息；近期公司经营情况及内外部经营环境未发生重大变化；公司、控股股东和实际控制人不存在关于公司的应披露而未披露的重大事项，或处于筹划阶段的重大事项；公司控股股东、实际控制人在公司股票交易异常波动期间未买卖公司股票。据此前龙虎榜公布的三日买卖数据来看，机构合计净卖出-4491.8万元。南山控股在2月11日，发生1笔大宗交易。第1笔成交价格为5.04元，成交1783.33万股，成交金额8987.98万元，买方营业部为国金证券股份有限公司上海静安区南京西路证券营业部，卖方营业部为中国国际金融股份有限公司上海分公司。1月26日，南山控股披露投资者关系活动记录表。公告显示，公司依然以高端仓储物流、房地产开发、产城综合开发作为三大主业。公司在现有主业资源基础上增加分布式光伏建设，有益于增加收入、提高客户粘性，提高资产利用率。目前风电、太阳能的发电成本相比火电在部分区域内已具备一定竞争优势，具备平价上网条件，同时公司拥有丰富的屋顶资源，客户也存在较强的用电需求，公司参与中国核能科技（00611.HK）定向增发，双方可实现优势互补，公司管理层对该业务未来实现较快发展也充满信心。南山控股表示，公司暂无光伏相关技术储备；公司与中国核能科技尚未进入具体合作阶段，定增事项仍须获得国资委批准。公司希望在与中国核能科技协同拓展屋顶分布式光伏业务的过程中还可实现区域商业资源共享，实现公司整体价值提升。截至发稿，南山控股每股为4.65%，跌7.74%；盘中最低至每股4.54元，跌幅9.92%。

浙江清港10万千瓦滩涂渔光互补光伏电站项目、德州丁庄水库20万千瓦光伏发电项目一期、宁夏青铜峡雷避窑灰场光伏复合项目、淮阴电厂泗洪10万千瓦光伏领跑者项目、新疆吉木萨尔10万千瓦、青海海南州30万千瓦、山西芮城县西陌15万千瓦、内蒙古扎赉诺尔矿区10万千瓦、吉林通榆水龙山10万千瓦等光伏电站项目。1、浙江清港该项目总投资约5.94亿元，滩涂用地约1800亩，预计今年建成投用。建成投用后，将形成“棚上发电、棚下养鱼”的综合利用模式，实现年发电量约1.4亿千瓦时。2、德州丁庄水库项目位于德州市陵城区西部的丁庄乡，由河北工程公司承建，总投资8.19亿元，总装机容量32万千瓦，分两期建设，包括一期两标段、二期项目及8兆瓦储能装置，被列为2020年山东省重大建设项目，已纳入国家2019年第一批光伏平价上网项目。3、宁夏青铜峡雷避窑灰场项目总占地面积约2800亩，合同金额31667万元，质量目标为国家优质工程。该项目2020年9月4日开工。4、淮阴电厂泗洪该项目年均上网电量1.4亿千瓦时，等效满负荷利用小时数1295小时，相当于每年可节约标煤4.42万吨，减少有害气体排放10多万吨，减少灰渣排放1.35万吨，节约大量的淡水资源。该项目采用渔光互补模式，依托天岗湖优良的地理条件，实现水上光伏发电，水下渔业养殖，可产生显著的社会和生态效益。以上内容参考 华能集团官网-产业与服务-电力产业