新疆机场集团专机加高客梯车采购招标公告

官方没有公布充满一台手机需要在户外待多久(目测时间应该不会短)。

既部分解决了未获指标项目的问题，又可以节约补贴资金。这次能源局的态度很坚决，不给地方政府收拾烂摊子，超出的部分要自行解决，能源局是不会多发指标的。

点评：光伏电站指标短缺的背后，折射的是负责顶层规划的国家能源局和作为规划的具体执行者的各省发改委/能源局之间的矛盾。鼓励竞争性方式配置指标，除对电价的权重严格要求外，还要求不得设置最低限价。另外，能源局下发的文件属于部门规章，缺乏更高的法律效力，面对地方的不执行也无可奈何，只能依靠最后的补贴控制来约束。未纳入补贴目录的光伏电站项目不得享受国家可再生能源发展基金补贴。原本国家能源局为了简政放权、促进光伏建设而采取的放宽手段却因各地发改委的倒逼产生了无序发展等不良后果，因此把上述通知看作国能局的拨乱反正手段也不无道理。

采取综合评分竞争模式，电价权重不得低于30%。双方矛盾的根源要追溯到2013年8月，国家能源局印发《光伏电站项目管理暂行办法》。近日，水规总院发布文件确认新疆2014、2015年共有120个项目合计3.32GW进入国家可再生能源目录

而这些地区也同样需要享有发展清洁能源的条件资源，但事实上，这些地区近几年所获得的指标基本都无法完成，如贵州在今年才建成了该省的第一座地面光伏电站。根据光照资源的分类，Ⅲ类资源区涵盖范围较广，既包括山东、河北等光照较好的地区，但同时也包括湖南、广西、福建等光照小时数低于1000的地区。过低的电价留给即将全面开启的竞争机制空间过于狭小国家能源局从2016年起就开始鼓励各省采用竞争方式分配指标，2017年地面光伏电站的竞价机制将进一步深化。纵观2016年全年组件价格变化情况，在第三季度达到最低点之后，四季度又开始逐渐回升，3元/瓦以下的光伏组件并不是市场主流价格的反应。

光伏电站成本仍在波动，质量控制仍需加强出于对光伏电站质量的考量也呼吁适当上调标杆上网电价，只有保障光伏电站从制造端到应用端等各环节合理的利润空间才能有力保证最终的工程质量以及寿命期限。由于处在会签流程中的政策文件也有调整的可能性，光伏們在此呼吁适当上调一下Ⅲ类资源区的标杆上网电价。

竞价机制的初衷，除了合理推动行业降本，还可以将各地由于光照资源的差异带来的收益率水分挤干净，以保障Ⅲ类资源区内的各省份电站投资商都可以获得合理的项目收益率。大幅下调的Ⅲ类地区标杆上网电价对于这些地区的投资热情来说更加是雪上加霜。分布式光伏风险点较分散，部分项目不得不采用全额上网的模式来规避风险，势必将打击此类模式的投资企业积极性，也将不利于分布式光伏电站的推广发展。630之前组件价格一直坚挺，主要是由于上半年为了抢到2015年电价而导致的抢装潮所致。

如果Ⅲ类资源区的电价定价过低，留给日照资源较差的区域的竞价空间将非常狭小，甚至无法开展竞价工作。此前，光伏們曾呼吁谨慎对待630的电价调整节点设置(点击查看之前的相关报道630电价调整节点对光伏行业弊大于利，地方指标发放迟缓为核心痛点)。另外，对于单独下发指标的光伏扶贫电站究竟如何确定电站补贴模式至今仍未有明确的文件指示，由于目前光伏扶贫工程模式与实操层面仍存在较大风险，那么电价下调无疑将给参与光伏扶贫项目的电站投资商带来更多的不确定性与风险。由于全额上网模式屋顶分布式光伏享受地面电站标杆上网电价，那么Ⅲ类地区全额上网分布式也将采用0.8元/千瓦时的上网电价。

另外，在光伏电站建设中包括土地、外线、前期开发成本等在内的非技术性成本也是不可忽略的考量因素之一。如湖南、广东、广西、贵州、江西南部等地区光照资源条件略差的地区将受到电站投资商的冷落。

我们甚至都考虑放弃这些区域的已经处于前期开发的项目了。原因主要为以下三个方面：Ⅲ类资源区日照差异较大，要考虑到日照较差地区的光伏电站投资;地面电站将全面实施竞价制度，适度调高Ⅲ类地区电价可以让竞争空间更充足;分布式光伏所占用的屋顶风险点分散，很多项目需要采用全额上网的模式;组件价格随市场变化波动较大，其他环节成本有所上升，利润空间大幅压缩后难以保证电站质量控制。

同时，过低的电价对于推广新的技术和产品也不利。如上文所述，降本带动价格下降是趋势，相比于2015年同时期，组件价格下降了0.8元/瓦左右，但不可忽视的同样还有制造企业愈发难看的财报数据。除了组件价格之外，11月份以来，包括钢材，铝，玻璃等原材料价格不断上涨也是不争的事实，甚至连物流成本近期又较大幅度的上涨，进而也将导致光伏系统支架、电缆以及变压器等设备和材料的价格波动。所以，在技术进步还没有完全能够实现带动降本的阶段，合理的电价才能助力光伏行业可持续健康的发展。值得注意的是，从目前光伏市场来看，成本降低带动组件销售价格下降是趋势，但最主要的影响因素来源于供需关系，这一点从今年的组件价格变化趋势中略窥一二。从8001200，Ⅲ类资源区日照差异较大将Ⅲ类资源区的标杆上网电价降至0.8元/千瓦时，按照目前的电站建设6元/瓦的成本核算，全投资的资本收益率在日照较差的地区将无法达到投资企业的基准要求。

全额上网的屋顶分布式与光伏扶贫项目将遭受打击大幅度的下调标杆电价也将不利于全额上网模式分布式光伏电站的发展。目前正在走会签流程的2017年光伏标杆上网电价文件显示，Ⅲ类资源区的光伏电站标杆上网电价将调整至0.8元/千瓦时，这与2016年0.98元/千瓦时的电价相比下降幅度约18%。

组件价格作为建设成本中占比较大的部分，一直被作为考量标杆上网电价调整的重要指标。一位从业多年的电站投资商高管向光伏們表示，按照0.8元/千瓦时的电价，湖南、贵州等省份的几乎全部区域以及广西、江西等省的部分区域都不具备投资价值，除非地方政府提供额外的度电补贴

第三产业仍是用电增长主力军国家能源局的数据显示，10月，工业用电增速显著加快，用电量同比增长4.9%，增速比9月快3.5个百分点。110月，全国煤炭销量累计完成25.93亿吨，同比增加2000万吨，上涨0.78%。

根据国家能源局《可再生能源十三五发展规划(征求意见稿)》目标，到2020年底风力发电开发利用要达到250吉瓦，未来五年风电装机CAGR将在10%20%，平均每年新增装机容量超过20吉瓦。随着国家对产能的放开以及对价格的调控，煤炭供应开始稳步增长。之后，虽然快速回落，但又适逢宏观经济四万亿刺激，煤炭价格再次开启延续近三年的上涨周期。2014年，国内新增装机容量23196兆瓦，同比增长44.2%;累计装机容量为114609兆瓦，同比增长25.4%。

水泥行业也是耗煤大户，2016年该行业表现格外抢眼。至此，煤炭行业开启了严格的限制产能之路。

其中，光伏电站3712万千瓦，分布式606万千瓦，年发电量392亿千瓦时。纵观近十年的走势，煤炭价格在2012年以前都处于上升通道，并且随着供需矛盾的加剧，在2008年7月达到顶峰，5500大卡动力煤价格逼近1000元/吨关口。

此外，新的汽运规定降低了单车运量，煤炭运输整体面临较大压力。可见，过去几年，水电一直在分流火电市场份额。

新增装机和累计装机两项数据均居世界第一。110月，火电占全国发电量的比重为73.73%，水电占全国发电量的比重为18.58%。由于天气原因以及工业需求旺盛，煤炭消费量却在增长，这就造成了短期供需错配，进而推升煤炭价格。其中，利用太阳能的光伏发电受到重视。

不过，其仍然是唯一的发电设备平均利用小时数同比上涨的品种。整体来看，动力煤作为主要能源品种一直吸引着市场眼球，在中国经济改革的浪潮中，国家对其的关注向来较多，未来单纯的市场规律很难起决定性作用，煤炭价格将在供需变化以及政府宏观调控中呈现上有顶下有底走势。

随着供给侧改革的推进，工业品价格回升，2017年大宗商品必有更加出色的表现。受益于上半年房地产的蓬勃发展，2016年以来水泥产量保持同比正增长，3月产量同比增幅甚至高达24%。

我们也可以看到，进口煤价的飙升更加迅猛，这种势头直到11月才有掉头向下的迹象。2015年，火电无论是发电量还是新增设备容量，都在走下坡路。

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