约旦北部再建成两座太阳能电站

First Solar拒绝评论此举是否会对其业务产生影响，但韩华解释说，由于其进口到美国的完全组装模块来自马来西亚和韩国本土，因此影响甚微，也就是说它几乎不会受到201款贸易壁垒的影响。

对于减少补贴的措施，也不是一刀切。毕竟以太阳能和风能为主的新能源在整个能源结构中的比例还不到6%，能源革命还任重道远，光伏行业的前景很光明;其次，光伏企业应该加快创新步伐，进一步降低成本，提高光电转化效率，争取能够尽快实现平价或低于传统发电成本上网;第三，开辟更多的应用市场，解决好光伏发电站的消纳问题，与更多行业或企业合作，加快应用模式创新，在智能电网、互联网方面进行突破，让终端使用光伏发电的比例从目前的20%提高到50%左右。

2017年12月，国家发改委就发布《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，希望我国光伏行业能从政策驱动转向成本驱动。前言：《通知》出台的目的主要是为了缓解光伏产业当前面临的补贴缺口和弃光限电等突出矛盾，并非限制光伏产业的发展。光伏行业是目前我国战略性新兴产业中为数不多的处于国际领跑的行业之一，希望国家在一定程度上可以继续加大政策扶持力度，帮助企业开拓更多的应用领域。石定寰表示，我国每年都会在全国各地举办光伏展，不仅国内企业悉数参加，国外厂商热情度甚至更高。这一光伏新政在太阳能光伏行业炸开了锅。

对需要国家补贴的普通电站和分布式电站建设规模合理控制增量;对领跑基地项目视调控情况酌情安排;对光伏扶贫和不需国家补贴的项目大力支持，有序发展。石定寰认为，新政是能源改革的重要部分，有望引导行业走向高质量发展。对电解铝、多晶硅保持现有输配电价水平，到户电价分别实现每千瓦时0.30元左右、0.40元左右水平;对大数据、新型电池、电解氢等绿色高载能产业，输配电价比照藏区留存电量输配电价每千瓦时0.105元收取，到户电价分别实现每千瓦时0.35元、0.35元、0.30元左右水平。

6.突出对重点产业和绿色高载能产业电价支持力度。近年来，省委、省政府加快推进电力体制改革，出台一系列改革措施，有效减轻企业和社会电费负担，有力助推了供给侧结构性改革。15.增强省属等地方电网的供电能力。支持省属电网有序、可持续发展，以入股、注资等方式参与其他地方电网建设;鼓励国家电网以入股、注资等方式参与地方电网建设。

表：四川省丰水期(6~10月)的风电、光伏电价政策(单位：元/kW) 根据上表，在丰水期(6~10月)，风电、光伏项目的上网电价相对于国家批复的标杆电价降低了0.19713元/kWh，将带来项目收益的大幅降低。四川为电力富余省份，丰水期表现尤其严重。

联系人:任筱虎,电话:028-86702116,邮箱:389019113@qq.com。一、总体要求以习近平新时代中国特色社会主义思想及四川篇为统领，认真落实中央深化供给侧结构性改革部署和省委十一届三次全会关于深化电力体制改革的要求，坚持市场化方向和管住 中间、放开两头改革原则，坚持符合国家产业、生态环保和节能减排等政策，进一步加大改革力度，着力扩大和创新电力市场化交易，着力提高电价支持政策精准性，着力拓展水电消纳途径，着力促进国家电网与地方电网融合协调发展，努力实现水电更加充分消纳、重点园区和产业用电成本较大幅度下降、相关产业持续发展的目标，切实推动资源优势更好地转化为经济优势，为经济高质量发展提供有力支撑。二、重点任务(一)扩大和创新电力市场化交易。其中大工业用户使用的弃水电量不计入富余电量。

以专线 供电方式降低上网侧电价和输配环节电价，实现到户电价每千 瓦时0.35元以内，吸引绿色高载能产业发展。探索电力价格和发电计划增减挂钩机制。(五)促进国家电网与地方电网融合协调发展。9.实施电能替代输配电价政策。

实行留存电量计划年中评估调整机制。各项重点任务牵头单位要制定具有可操作性的实施方案，明确时间表和路线图，细化任务分工、明确责任人，扎实推进牵头任务。

各单位要加强沟通、凝聚共识，形成合力、扎实推进，确保各项工作落地落实。符合条件(变压器容量315千伏安及以上)的 一般工商业用户可自愿选择执行大工业两部制电价。

鼓励企业实施电能替代，鼓励居民用户多用电，提高终端能源消费的电能消费、清洁能源消费比重。引进优质低价电源，鼓励新建电源并入省属等地方电网，允许国家电网中电源自愿转入省属等地方电网。3.推进风电和光伏发电上网电价市场化。各地各部门要创造有利条件，为电网项目加快建设做好规划、选址、用地、环评等工作。弃水电量交易竞价区间不作限制;输配电价按与弃水电量交易价等价收取。电力改革事关多方利益格局调整，需要突破体制机制障碍，各部门要在省委、省政府领导下，以啃 硬骨头钉钉子精神，成熟一项实施一项，驰而不息、善作善成。

落实国家促进西南地区水电消纳政策措施，积极稳妥探索专线供电直供电试点，允许发电机组并网运行的同时分出一定容量向园区、企业、地方电网直接供电;电网提供备用服务并收取一定系统备用费。支持省属电网综合施策实现新增工业用电每千瓦时0.46元左右，并逐步降低存量工业电量价格。

允许省属等地方电网因地制宜与周边省份电网开展网际间合作。利用攀西断面弃水电量降低攀枝花钒钛产业电价，以专线 供电方式将金沙、银江水电站等作为攀枝花钒钛高新技术产业 园区直供电源，实现到户电价每千瓦时0.43元以内。

支持省属电网因地制宜在达州、宜宾等地探索打造电价洼地示范区。13.抓好增量配电网试点。

从上文可以看出，四川省已经建成的、普通风电、光伏项目，在丰水期，无法获得脱硫煤标杆电价，只能以水电外送价格进行结算。对高炉渣提钛行业自2018年1月1日起享受电能 替代相关政策，执行单一制输配电价每千瓦时0.105元。探索扩大富余电量政策适用范围，将适用于单个大工业用户的增量电量，扩展适用于全社会增量电量。全面落实国家降低一般工 商业电价的政策。

对新建电锅炉、电窑炉，改造燃煤(油、柴、气)锅炉、窑炉的电能替代项目，执行单一制输配电价每千瓦时0.105元，其用电量实行预结制，到户电 价每千瓦时按0.38元收取;市场化交易完成后，按市场化交易 结算到户电价。16.增强省属等地方电网的电网支撑。

所需电价空间由市场化方式筹集，不足部分由降低丰水期水电非市场化电量上网电价进行弥补。优化省内电网结构，巩固和完善骨干 网架，消除省内卡脖子现象，确保电力安全可靠输送;加快城乡电网建设改造，优先保障居民生活用电。

大工业用户丰水期用电量超过基数的增量部分为富余电量，科学合理确定富余电量基数。4.国调机组留川电量参与省内市场化交易。

富余电量交易价格可实行最低保护价和最高限价，输配电价为每千瓦时0.105元，实现较大幅度降低大工业增量用电电价。支持省属等地方电网 建设220千伏电网，国网四川电网向省属等地方电网开放220千伏电压等级并网接入。进一步放开发用电计划，扩大电力市场化交易规模。10.实行丰水期居民生活电能替代电价。

按照两同价目标推进省属电网输配电价改革，实现省属电网与国网四川电网输配电价同价、目录销售电价同价，对省属电网新增大工业用电从低核定输配电价。在丰水期低谷时段创设弃水电量交易新品种，鼓励用户特殊时段多用弃水电量，除居民、农排类别和其他特殊用电价格外的用电均可参与。

2.完善丰水期富余电量政策。综合运用市场、计划电量调节、富余电量、留存电量等各项支持政策，多措并举、重点突破，将电价扶持导向与产业区域布局、产业培育方向结合起来，根据现实基础和产业对电价承受能力分类施策精准降价

联系人:任筱虎,电话:028-86702116,邮箱:389019113@qq.com。四川为电力富余省份，丰水期表现尤其严重。