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，德国建立了新能源市场竞价和政府补贴相结合的市场化消纳机制。电力市场实际是边际成本的竞争，新能源由于其发电边际成本低，在市场竞争中具有绝对优势，新能源参与市场可以实现优先发电。由于风电、光伏发电
功率一般只能天前预测，即当天预测次日的发电曲线，因此国外新能源发达国家通常采用日前、日内电力现货市场消纳新能源。新能源按照0电价参与竞价(不足部分由政府补贴)，以保障优先上网。当新能源出力高时，电力市场

降到2008年的4648小时。随着经济进入新常态，电力供需出现了严重的供大于求。2015年发电平均利用小时破四，仅为3988小时，为1974年以来最低水平。火电设备平均利用率已从5年前的60%下降到45
2805万千瓦，只占34.6%。为此，7省市不得不出手受电施救。四川火电离不开、活不了，不断为水电、新能源让路，利用小时大幅下降，亏损增加，前景迷茫。火电2011年4526小时;2015年2688小时

边界条件发生较大变化，弃光率或将超5%，形势更加严峻。安徽光伏扶贫的成功模式如何有效推广?推进分布式光伏市场化交易是否可以有效地抑制弃光率?如何拓展光伏市场消纳通道?如何有效地利用光伏补贴政策?本文
诸君。其中，合肥、毫州、淮北、马鞍山等区域共出台光伏补贴政策7条。安徽光伏政策一览分布式光伏发展潜力巨大分布式光伏项目主要建设在建筑物上。截至2014年，安徽

，如果拿到国际上，跟维斯塔斯这类国际巨头没法比，没有国际竞争力。没有形成具有国际竞争力的企业，国家的补贴也就白补了。光伏行业就不一样，虽然国家花了不少钱，但形成了具有国际竞争力的企业，掌握了迭代
现金流等方式，先现有小项目的EPC做到4元/W以内，在去补贴的小工商业上寻求一些机会。目前，一个新的商业模式也开始出现雏形，我们希望几家大企业联合起来，能在省里把这种模式做大。朋友4，来自EPC

，目前储能提供的很多有价值的服务都难以完全货币化，即使价格信号足以反映服务的价值，在没有补贴的情况下，单一一种服务也很难弥补其成本。阻碍储能应用多元化的另一因素，是目前的电力市场多是针对大型火电
对离网储能需求较大。德国作为屋顶光伏发展领先的国家，光伏发电终端用户侧的储能，一直是政策支持的重点。要补贴，更要制度能源系统的交叉性也带来了储能发展政策的复杂性，而这正是储能商业模式和政策所要关注的

了火电，占比达到了40%，同时也位居各类电源的增长首位。光伏也成为了火电、水电、风电之后的第四大发电主体。第三个问题：我们的新能源产业能够存在多久?实际上这个产业本身在中国，形成产业的时间并不是太长
。光伏发电呈现着一个高速增长的态势，那么它具备什么样的逻辑呢?我们从五方面进行了剖析。首先是能源结构调整的需要，另外是国家补贴的刺激，技术壁垒比较低、公众健康诉求，还有环境友好产业。我们来看

上半年，以光伏、风电为代表的中国新能源产业虽然取得了快速发展，但其发展内容和趋势却呈现出不同局面。光伏业受到新增建设放缓和补贴政策退坡的影响，面临着降低发电成本、优化发展规模、提高运行质量的严峻挑战
249万千瓦、火电1515万千瓦、核电113万千瓦、风电753万千瓦、太阳能发电2581万千瓦，太阳能发电比上年同期多投产219万千瓦，太阳能发电新增发电生产能力占全国基建新增发电生产能力接近

年左右我国光伏即可实现平价上网。经测算，在此之前即未来三年时间，如国内光伏产业以每年50GW的规模发展，新增装机总量约150GW，随着补贴的逐步退坡，按照每度电补贴0.2元、平均发电1200小时
计算，每年补贴金额仅在120亿元左右，三年新增补贴额不会超过400亿元，所有已建成光伏电站总的补贴金额也就在900-1100亿元;如按未来三年较为积极的装机规模测算，即50GW、60GW、70GW，三年新增补贴

另外增加社会负担，准确说法是可再生能源附加费，指的是每个消费者为了改善环境而支付的费用，主要用于可再生能源项目研发，可再生能源电价与常规火电电价的差额补贴等。采访中，曹仁贤给笔者的印象是，说话
清洁能源，实际上，这是一个误读。存在误读的不仅仅是消费者，还有投资者，很多投资者也以为国家不支持了，就觉得还不如早早撤了算了，所以有很多人就抛售股票。实际上，光伏补贴并非来自于财政预算内资金，不会

，投资者的信任，使得成本下降的速度非常之快。2018年，中国在西北有一个电站是五百兆瓦，是公司跟三峡集团合作的，它的上网电价就是三毛一分钱，每千瓦时三毛一分钱。周一：比火电还要便宜? 曹仁贤：那边
的标杆火电电价是三毛二分钱，所以，我们在特殊的地区，在光照非常好的地区已经实现或者接近于实现平价上网。在东部地区光照差一些，还需要两三年的时间。但是我们已经充满了信心，我们不光是太阳能的组件以及逆变

又以变压器端的输(配)电侧储能、工商业端的用户侧储能项目为主力，需求量最大。其中输(配)电侧储能主要配合电网集团的火电机组发电，进行辅助服务(主要是调峰功能);用户侧储能则以工业区的大型工厂或部分一线
在于：一是电网储能需求的爆发为不能满足新能源汽车补贴新政的磷酸铁锂电池提供了一条去产能的出路;二是随着近年来，动力电池企业在技术、成本等方面的发展，磷酸铁锂电池相比铅酸、铅炭电池有着性价比优势

项目投资主体给予0.4元/千瓦时补贴，补贴时间为5年。单个项目年度资助金额不超过50万元。该补贴政策一经发布，引来行业人士广泛关注的同时，也让531新政之后焦灼动荡的光伏市场平稳下来。如此利好的扶持政策

消纳问题，还解决大部分补贴资金不足问题。国家发改委能源研究所研究员王斯成给记者算了一笔账，若实行绿色证书+强制配额制，按照全国电力需求每年6万亿度，燃煤火电4万亿度计算，如果执行15%绿色电力配额，则
的声音也不绝于耳，他们认为，配额制对于解决可再生能源消纳方面将发挥至关重要的作用。国家能源局新能源与可再生能源司副处长李鹏去年认为，新能源发展存在弃风、弃光、弃水问题和补贴不足的问题，根源在于当前

光伏市场，但我国风电、光伏的发展起步相对较晚，发达国家风电、光伏的发展历程可以为我国提供借鉴，实际上，当前政策层面正在酝酿的配额制、绿证等制度在部分国家已经有迹可寻，我国风电、光伏快速发展导致的补贴
逐步被关停，到2014年，日本境内核电站全部停运，尽管2015年重启了一小部分核电，但核电发电量占比仍然较低。为了弥补核电的空缺，日本火电(包括天然气和煤电)发电量占比明显提升。与此同时，光伏也得到

储能，自发自用，对工商业及户用分布式光伏电站来说，将会得到升值，度电收益有望提高。目前全国大部分区域在白天用电高峰时段的工商业用电都在1元/度左右，结合0.5元/度左右的火电电价，户用光伏发电的隔墙售电
价格大概会在0.5元/度-1元/度之间，叠加降低后的补贴(0.3元/度-0.378元/度)，并去除过网费(0.15 元/度)，该模式下的户用光伏售电收益将会在0.75元/度-1.2元/度之间。有效利用好分布式光伏发电离网的特性，将为工商业能源改革和继续推进电力市场开放，为推进清洁能源改革助力。

》，2018年以前在国家能源局备案并纳入财政补贴规模管理的项目，2018年6月30日以前投运的，执行2017年光伏电站标杆电价;2018年6月30日之后投运的，执行823号文规定的光伏电站标杆电价
规划内的风电、太阳能发电等可再生能源在保障利用小时数之外参与直接交易、替代火电发电权交易及跨省跨区现货交易试点等，通过积极参与市场化交易，增加上网电量，促进消纳。各地要结合实际合理确定可再生能源保障

，如果政府没有补贴，光伏发电不可能跟发电成本极低的火电竞争。比如说，在2008年，光伏发电成本是4元/度，而火电成本只有0.4元/度，二者相差十倍，如果政府不补贴，光伏发电就只能被束之高阁，成为实验室

高峰时段的电价可能达到5元甚至更高，初期估计2元那不在话下，这个也二部分是由于低谷时段的负电价、近0电价的必然，市场嘛，有高必有低。这个比那个啥的忽明忽暗的补贴来的实在，何况还比那个补贴来得高
。也就是说地区间的户用光伏必须通过电力市场连成一体，提高可控性、互补性、均衡性、规模性，做大做强，说不定可以和火电一拼，这个才是户用光伏的未来。从电力市场化改革的思路看，谁的电稳定、可控，谁的风险小