济南向持证残疾人赠送意外伤害险

未来，不仅未建成项目要进行竞价上网，标杆电价不断下降对于建成项目，原来说好的20年不变的标杆电价，可能也要下调了。

不仅单晶硅发展势头良好，而且大多数多晶硅生产企业满产满销，甚至出现供不应求的现象。据相关部门初步统计，今年上半年我国光伏发电新增装机规模超过20吉瓦，相当于去年同期近3倍。

随着光伏装机规模的不断扩大，一些地方逐渐开始追求光伏的理性发展，尤其更加注重可靠性高、有品质的光伏产品。分析：火热之下暗藏隐忧据中国光伏行业协会秘书长王勃华介绍，在抢装潮的这段时间里，一线企业大多订单饱满，为保持对国际市场的出货量，不再接受国内订单。中盛和隆基双方宣布将成立合资公司，共同致力于高效单晶太阳能组件和发电技术在全球的推广，以降低下游光伏发电的成本。补贴下调意味着收益减少，于是众多企业赶在上网电价下调前进行抢装电站，这是上半年光伏发电新增装机大幅增长的最主要原因。该通知要求，7月底前内蒙古包头领跑者基地、山西两个领跑者基地要进入竞标程序，9月底前所有基地都要确定开发主体。

其中隆基股份以超8亿元净利居行业首位。记者还了解到，受抢装潮影响，一些地方在光伏电站建设上也出现了头脑过热现象，甚至提出不切实际的发展目标，把光伏扶贫当做贫困户短期内快速脱贫的主要手段，超过了光伏发电产业的承载能力。加州电网独立系统运营商（CAISO）输电网络的扩张，将通过更好地连接加州与周边电网，缓解太阳能发电市场饱和的情况。

由于按时发电（time-of-day）和季节性发电组合，光伏发电在用电高峰期可以获得高峰电力溢价（fetch a premium to on-peak power)。由于加利福尼亚州的太阳能发电项目已经通过长期购电协议保障了自己的利润。成本的逐渐降低似乎并不那么重要。外购市场中的太阳能实际价格由每小时的光伏电力产出和每小时的电力批发价格共同决定。

2015年，电厂级光伏电力的价格已经大打折扣，与非高峰时间的电价水平相当了。太阳能装机量的增加，不仅拉低了能源的批发价格，也已经影响到了可再生能源证书（REC）的价格。

低廉的天然气价格和不断提高的可再生能源普及率，均起到了推波助澜的作用。光伏经济的重振旗鼓的希望在于一系列潜在结构性变化，这些变化有可能重塑太阳能的商业价值。此外，不断提高的光伏普及率将进一步缩小美国西部电网基准枢纽的高峰时间和非高峰时间电价差异，甚至还可能导致两个时段的电价出现相互反转的现象。由于光伏电价的下跌速度高于成本的下降速度，如今太阳能项目的经济效益已经不胜以往。

光伏电价不断下降，与电网平价（Gridparity）之间的差距正在扩大。但在众多购电协议的驱使下，即将进行的新建项目仍旧源源不断，这足以在2020年前将光伏项目的商业价格拉低至$16/MWh。根据我们的分析，到2020年，光伏发电的产量加权年均价格将下跌至$16/MWh，较2016年上半年的$17/MWh降幅不大，不过由于季节性因素的作用，光伏发电的实际价格将在下半年有所上升。但根据优势顺序效应（merit order effect)：随着光伏发电普及率的提高，实际的光伏电价将随之下降。

但这一差距已经超出预期，迫使监管机构对为保证RPS合规而进行提前购买，以避免投资税抵免过期的策略进行重新考量。2017到2020年间，加利福尼亚州电厂级新增容量将从2013到2016年间的平均1.8GWAC/年，下降至1.1GW/年，而后将随着爆发期遗留的购电协议不断减少而逐步消失殆尽。

不过，这两个价格均仍远高于批发电价。电厂将购电协议价格和能源价格之间的差距归因于可再生能源组合标准（RPS）溢价，这主要是源于政策的强制性规定。

其他市场应当从中学到一个教训：优先顺序效应的经济学说明，想要取得高水平的可再生能源普及率，所面对的困难将比整合间歇性资源时的任何技术挑战都更难克服。以下是我们统计到的几组数据：2013到2016年间，加利福尼亚的太阳能项目每年吸引了70亿美元的新投资，凭借一己之力将美国光伏市场的总规模扩大了一倍。2015年，加州电网独立系统运营商（CAISO）基准SP15枢纽的实时全天候（ATC）平均批发电价已下降至$30/MWh。按照目前的天然气和含碳能源公允价值曲线显示，加州电网每增加1GW的光伏容量，就会将当地全天候平均电力价格拉低$0.30/MWh，并将太阳能的零售电价降低$1.20/MWh。目前，这种优先顺序效应的效果已经很明显。也意味着认购不足的RPS实体在进行二手REC合同的谈判时，也要以这一价格为基准。

如果太阳能容量饱和，将迫使加州放缓爆发期的建设速度，金色加州将留下一大片的等待填补的空白。因此，对这部分现有项目而言，这些因素都并不重要。

2015年，加州光伏发电资产所有者拿到的加权平均购电协议价格为$136/MWh（由电厂支付），而新合同中规定的电价仅为$66/MWh。如果加州的零售电价将跟随分时批发市场的走向，NEW2.0对于采用净电能计费方式的光伏电力来说绝不是好消息。

以上商业价格是由每小时的光伏电力产出和每小时的电力批发价格共同决定。当对RPS供应的新需求重新出现时，风电（及进口电力）极有可能成为最具经济性的选择。

不过，当合同到期后，这部分光伏容量将不得不直面低得可怕的商业利润，（我们认为）这部分利润可能无法完全体现在对项目剩余价值的估计之中。离网电表（Behind-the-meter）太阳能（大部分）凭借采用的净电能计费（NEM）政策，仍可保证丰厚的零售利润。然而，目前加州的电价表明，加州电网的光伏容量已达到饱和的状态。尽管在可再生能源发电技术组合中的比例较低，但事实证明，太阳能打压电价的能力出奇地强大。

这些发展均有可能对加州太阳能产业（以及加州电网利益相关者）的未来产生深远影响。不过，即使ATC价格趋于稳定，光伏的实际价格仍将继续回落。

灿烂的加州阳光、不断提升的成本优势、利好的政策、相对简单的审批流，都是美国加州光伏热潮产生的原因当地的大多数光伏容量所有者暂时无需面对批发电力市场的竞争，至少在合同到期之前是这样。

这些发展均有可能对加州太阳能产业（以及加州电网利益相关者）的未来产生深远影响。如果太阳能容量饱和，将迫使加州放缓爆发期的建设速度，金色加州将留下一大片的等待填补的空白。

2015年，加州电网独立系统运营商（CAISO）基准SP15枢纽的实时全天候（ATC）平均批发电价已下降至$30/MWh。灿烂的加州阳光、不断提升的成本优势、利好的政策、相对简单的审批流，都是美国加州光伏热潮产生的原因。2015年，光伏设施发电量达到18TWh，占零售电力总量的7%。以下是我们统计到的几组数据：2013到2016年间，加利福尼亚的太阳能项目每年吸引了70亿美元的新投资，凭借一己之力将美国光伏市场的总规模扩大了一倍。

不过，这两个价格均仍远高于批发电价。由于按时发电（time-of-day）和季节性发电组合，光伏发电在用电高峰期可以获得高峰电力溢价（fetch a premium to on-peak power)。

外购市场中的太阳能实际价格由每小时的光伏电力产出和每小时的电力批发价格共同决定。加利福尼亚州拥有全美50%的光伏容量。

此外，不断提高的光伏普及率将进一步缩小美国西部电网基准枢纽的高峰时间和非高峰时间电价差异，甚至还可能导致两个时段的电价出现相互反转的现象。2015年，加州光伏发电资产所有者拿到的加权平均购电协议价格为$136/MWh（由电厂支付），而新合同中规定的电价仅为$66/MWh。

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