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该项目共使用5800吨熔盐作为吸热、储热和换热的介质，在没有光照的情况下，可以额定功率发电15小时。

作为中国可再生能源十三五规划的参与者，国家可再生能源中心主任任东明在会上对可再生能源十三五规划的特点、重点和任务做了详细解读。二、光伏品牌建设已迫在眉睫据了解，国际能源网发起2016年中国好光伏评选，旨在贯彻落实国家太阳能光伏产业政策，鼓励太阳能光伏企业的技术创新和品牌建设，表彰优秀企业为产业持续发展做出的重要贡献。

同时，包括天合光能、晶科电力、中国电建、中节能、科陆电子、上海兆能、爱康科技、上能、英利、古瑞瓦特120多位光伏圈人士齐聚一堂，共话产业趋势、技术创新与品牌荣耀。中国光伏产业正步入新的技术突破期，创新活跃期和产业转折期。最终，盖光伏产业上下游的58家企业获取了上述大奖。政策层面的定调，显然对光伏企业的经营与竞争路径也提出了新的要求。一、高质高效是大势所趋历经十余年的跌宕发展，中国光伏行业市场竞争的环境、手段与过去相比都发生了很大的变化。

12月28日下午，由国际能源网发起主办的2016年中国好光伏品牌网络年度盛典在北京北辰洲际酒店隆重举行。(宁波锦浪新能源科技股份有限公司国内销售副总徐冬雁发言)中国电科院新能源研究中心主管夏烈在《光伏发电效率与设备选型分析》的主题发言中强调，企业需要在技术层面持续不断的创新，提高效率、促进成本不断下降。在十三五时期，电价和补贴水平还将逐步下调，这是一个趋势。

今年上半年，新增光伏装机以集中式电站为主，这主要是630抢装的结果。在刚刚颁布的《太阳能发展十三五规划》中，提出到2020年光伏发电的电价水平要在2015年的基础上降50%以上。也就是说，可以从余量上网模式转向全额上网模式，可以调整一次，但是不能进行反向调整。再有，刚才提到输配电价改革以后，固定标杆电价政策怎么结合市场化的步伐来进行实施。

其中，最明显的就是光伏发电，因为光伏发电近几年在技术进步、产业升级和成本下降方面确确实实非常显著，而电价政策的调整频次相对较低，这就导致每次调整的幅度很大，因此也导致了可再生能源发电市场较大幅度的波动。去年风电的1231和今年光伏的630现象，对于产业的良性发展是不利的。

从分布式光伏发电的发展来看，今年前11个月新增装机超过了360万千瓦，预计全年超过400万千瓦，累计超过1000万千瓦。对于包括光伏发电在内的整个可再生能源行业，电价政策是影响产业发展以及市场发展的重要政策因素，但当前电价政策的调整确实也面临着很多的难点和挑战。在高比例发展情景之下，光伏发电在2030年可以超过10亿千瓦，可再生能源的能源贡献量可以超过30%，其中水电、风电和太阳能各占据三分之一的份额。总体来看，大型电站主要集中在西北地区的五个省区，合计占比达到了46%;但东部一些省区的装机增长也比较快，前六个省的合计装机也占到了全国光伏发电总装机超过1/4。

从地域分布来看，目前我国光伏发电的分布可以说既集中、又相对分散。电价机制改革对分布式光伏发电来说是一个非常好的机遇。近几年由于煤炭标杆电价和电网销售电价水平的降低，造成分布式光伏发电的实际收益减少了差不多5-7分/千瓦时。但是，过高的税费，或者地方的一些不规范的税费，确实难以在电价中完全反映。

行业总体形势根据国家可再生能源中心昨天刚刚统计出来的11月底的数据，今年(2016年编注，以下同)前11个月，我国光伏发电新增装机超过3200万千瓦，累计超过7500万千瓦，预计到今年年底将超过7600万千瓦;发电量前11个月超过了600亿千瓦时，相比去年的不到400亿千瓦时，应该说光伏发电电量贡献增速非常快。可能明年无论在哪个月调整光伏的电价补贴，市场有可能还要重新复制今年的情况。

虽然这些问题三年前就提出来了，但实际上现在仍是整个行业需要共同努力的方向。其中，输配电价改革、由市场形成电价或直接交易机制都与分布式光伏发电的电价和补贴政策直接相关。

而东部六个省区两个月的新增装机就达到了100万千瓦，占全国差不多接近一半的份额。根据电力体制改革文件，我梳理出跟可再生能源电价相关的几项，主要是输配电价改革、计划电量机制改革、由市场形成电价或直接交易机制。其次，可再生能源补贴资金的缺口还将持续增长。下半年的市场格局则有很大的调整，这里仅以10月份和11月份两个月的数据来看，西北五省区的新增装机仅仅只有9万千瓦，占总装机规模的46%。首先是电价水平的调整难以及时反映可再生能源发电成本的变化。到目前为止，方式和原则还没有发生变化。

电价需求测算没有考虑其他的非技术性相关成本。对于大型电站的建设，规划更多强调优化和布局，包括要持续地实施光伏领跑者计划以及光伏扶贫计划。

这两种模式在项目投运的时候任选其一，其后可以单向调整。对于分布式光伏电价政策，国家在去年调整了自发自用和全额上网两种政策，自发自用、余量上网模式采用0.42元/千瓦时的电价补贴;全额上网模式项目则与集中电站的电价和补贴发放管理模式完全一致。

另外，也强调了技术创新和产业升级。但是，近期的形势发生了一些变化。

对于分布式光伏，在过去两三年，我们一直在探讨如何找到合适的项目、怎么去建立更好的商业模式以及融资模式等一些新业态问题。在今年10月底的苏州国际能源变革论坛上，国家可再生能源中心发布了《中国可再生能源展望2016》，设定了既定政策情景和高比例发展情景。首先，简要回顾一下今年我国光伏发电发展的总体形势。电价问题电价政策的有效实施促进了我国包括光伏发电在内的整个可再生能源市场和产业在十一五和十二五期间的迅速发展。

面临的挑战当然，国内光伏发电市场，无论集中式电站还是分布式电站，还是建筑应用光伏，也都还面临着很多的挑战。展望从资源角度，如果仅仅利用5%的荒漠地带，我国光伏发电装机潜力可以达到15亿千瓦;我国分布式建筑光伏和其他分布式光伏利用，如利用公路、铁路、湖面或者是设施农业，装机潜力也可以达到11万千瓦。

还有可再生能源绿色电力证书制度，现在看来，推进的进度相对缓慢一些，但如果能够推进的话，就可以降低对补贴资金的需求。2016年前11个月的全国光伏限电电量约为68亿千瓦时，比例达到11%。

但从国家发改委价格司的征求意见稿来看，自发自用、余量上网模式的电价补贴水平下调幅度是比较小的，即未来自发自用、余量上网模式的回报率可能是高于全额上网的模式，从而可能会影响光伏市场各类型的比例。对于分布式光伏的民用建筑市场，可以采用4s店模式，居民电价较低带来的经济性问题需要新的政策来解决。

对于一般工商业和大工业建筑的分布式光伏应用市场，商业模式和投融资模式以及保险和信贷政策方面的创新是需要进一步努力的方向。近期，光伏发电可以作为可再生能源的增量的主力方向之一，希望在2020到2030年，光伏发电在资源、技术、成本、环境等多个方面具备优势条件，成为战略能源之一。所以，下一步我们建议按照用户类型细分分布式光伏补贴政策。还有分布式光伏如何结合电改形势等发展。

非技术成本原本不应该在电价中考虑，但这又是企业实际面临的问题，所以在做调整的时候又不得不考虑。再者，对于光伏发电来说，还有很多非技术性的成本，也影响了光伏发电企业的经济性和项目的盈利水平。

如果没有革命性的技术进步，我觉得实现这一目标是有很大难度的，2020年电价水平需要降低到0.45-0.5元/千瓦时，对于III类地区挑战很大我觉得，《可再生能源发展十三五规划》提出来的光伏电价与电网的销售电价相当这一目标更务实一些。今年10月份我们更新了对电价需求的测算，如果按照固规定的全额保障性收购小时数，考虑到明年可能的产品价格情况，预期，明年三类地区的光伏发电电价需求是在每千瓦时0.61、0.70和0.83元。

比如说在一些输配电价改革试点地区，如果不存在煤电标杆电价，电源都去竞价时，可再生能源的电价就需要由原来差额补贴模式转为度电定额补贴或者是市场溢价政策。另外，今年上半年，国家能源局新能源司也颁布了一些重要的文件和机制，比如全额保障性收购制度等，这些都会对电价调整产生影响。