电监会预计十二五供电煤耗降至330 克/千瓦
中国将强力启动光伏发电国内市场
电力“十二五”：新能源电价走低 常规能源电价走高
电力十二五规划“浮出水面” 年底前将正式发布
圈而不建：39 个“金太阳”项目被取消补贴
随着光伏发电规模化应用 光伏发电有望实现“平价”上网
业内坚称新能源产能不过剩 成长问题要靠规模解决
电监会预计十二五供电煤耗降至330 克/千瓦
电监会近日发布的《2009 年度发电业务情况通报》预计，2015 年全国供电标准煤耗将下降到330 克/千瓦时左右。报告提供的数据显示，2009 年全国6000 千瓦及以上燃煤机组供电标准煤耗340 克/千瓦时，比2008 年降低5 克/千瓦时。
但报告认为，我国能源结构决定了煤电机组占较大比重在相当长的时期内不会明显改变，运行中受调峰、负荷率、煤质等多种因素的影响，整体煤耗水平进一步大幅下降的空间将会越来越小，甚至可能出现上升。预计2015 年全国供电标准煤耗将下降到330 克/千瓦时左右。
供电煤耗是相对发电煤耗而言，供电煤耗的降低直接体现在整个能源消耗量的减少。发电煤耗对应的是一度电消耗的标煤，而供电煤耗则是扣除了泵、风机、除尘器、磨煤机等辅机的电厂用电后的净发电煤耗。
不仅如此，报告还称，我国现有火电装机大部分是1987 年以后投产的机组，平均单机容量已达到10.31 万千瓦，30 万千瓦以及以上机组比重达到69.4%，依靠结构调整、加强管理和技术升级等手段，“十一五”前四年成为我国煤耗水平下降最快的时期。
报告还公布了各区域火电机组的脱硫设备装设及投运情况。有关电力专家表示，2009 年全国二氧化硫排放量相比2005 年快速下降至13.14%，提前完成十一五10%的降低目标，其与火电脱硫设备投运也有很大关系。报告显示，截至2009年底，华北区域统调规模以上燃煤机组均已装设脱硫装置。除个别新建电厂由于设备运行不稳定或整体调试等原因造成脱硫装置投运率不足50%外，其他机组平均投运率达到93%以上。
此外，东北区域，统调5 万千瓦及以上已安装脱硫装置机组容量2742 万千瓦，占统调燃煤机组总容量62.8%。脱硫装置平均投运率96.1%。西北区域，统调已安装脱硫装置机组容量3566 万千瓦，占统调燃煤机组总容量77.7%，脱硫装置平均投运率97.8%。华东区域，统调已安装脱硫装置机组容量 12101 万千瓦，占统调燃煤机组总容量94.8%。脱硫装置平均投运率97.8%。华中区域，统调已安装脱硫装置机组容量7450 万千瓦，占统调燃煤机组总容量80%。南方区域，统调燃煤机组已全部安装脱硫装置，平均脱硫效率为90.90%。
中国将强力启动光伏发电国内市场
中国财政部等四部委2日联合召开会议，决定加快推进国内光伏发电的规模化应用。财政部副部长张少春认为，目前光电示范工程的推广和部署是一个强有力的信号——“我们要强有力地启动国内市场”。
“2009年中国光伏电池产量占全球的40%，居世界首位。”张少春说，但由于光伏发电成本高等因素，中国光伏组件95%以上用于出口。“中国建筑[3.56 1.14%]屋顶面积总计约100亿平方米，若10%的屋顶装上光伏屋顶，可再造一个三峡电站。”住房和城乡建设部副部长仇保兴谈到国内市场时兴奋不已。
为大力推动国内光伏的应用，中国已通过示范项目取得初步成就。据财政部介绍，2009年和2010年中央财政已安排近100亿元支持了1000多兆瓦金太阳和太阳能光电建筑应用示范项目。北京经济技术开发区等13个开发区已被确定为中国首批“光伏发电集中应用示范区”，一期建设规模达到170兆瓦。张少春说：“力争2012年以后每年不低于1000兆瓦，从而形成持续稳定、不断扩大的光伏发电应用市场。”
初步估计，目前中国有100多个国家级经济技术开发区、高新技术开发区，平均每个开发区面积都在几十平方公里，可安装光伏发电规模约在100兆瓦，如果这些区域都实现规模化应用，仅国家级开发区就可实现1000万千瓦装机。
“设立光伏发电集中应用示范区，无疑为大规模启动光伏产业国内应用提供了广阔的市场，也让我们这些以出口为主的企业看到了转战国内市场的机遇。”此次获得示范区关键设备中标的英利绿色能源控股有限公司董事长苗连生说。
中国也意识到财政补贴是启动光伏发电市场最直接、最有效的手段。财政部此次明确，将对关键设备按中标协议价格给予50%补贴，其他费用按不同项目类型分别按每瓦4元和6元给予定额补贴。据了解，示范项目得到财政补贴后，每瓦投资仅8元左右，按年满发电1100小时测算，项目用电价格在0.8元每千瓦时左右，净资产收益率就能达到10%以上。特别是在北京、上海、浙江、广东等部分地区，目前工商业峰时电价都在0.9元／千瓦以上，光伏发电已有一定优势。
而关键技术的突破也是今后中国光伏产业推广道路上的重要一环。科技部副部长曹健林，由于不掌握核心技术，中国企业只能赚取薄利，资源和环境的代价由我们支付了，清洁能源的经济效益和环境效益却流向了国外。
据科技部介绍，中国已围绕光伏电池材料、各类光伏电池、电池生产装备及工艺、并网光伏电站及关键装备等方向部署了一系列重大、重点项目，太阳能开发利用技术已被明确列为“十二五”(2011年-2015年)能源领域科技发展重点方向，力争5年内将太阳能发电的成本降低到初步具备与火电等传统能源竞争的水平。部分企业也加大了科技攻关力度。据英利公司介绍，他们通过工艺创新，已将单晶硅电池的转换效率提高到2%，多晶硅提高到18%。苗连生表示，力争2012年降低到每度1元以内。除了光伏发电产品本身，光伏电站与电网的并入、相关建筑设计的配套等，都会对光伏发电的应用起到重要作用。
国家电网公司副总经理帅军庆表示，国家电网公司正在加快智能电网建设，同时将光伏发电发展作为“十二五”电网发展规划的重点内容予以考虑，积极支持两大示范工程建设，进一步提高电网接纳光伏发电的能力。
电力“十二五”：新能源电价走低 常规能源电价走高
国家发改委近日表示，各级政府要充分考虑社会承受能力，统筹协调，审慎出台水电油气涨价措施。中国10 月CPI 涨4.4% 创25 个月新高，多家机构预测，11 月CPI或将创年内高点。国家电监会相关负责人2008 年10 月曾经表示，8月CPI 涨幅回落至4.9%，为电价上调创造了条件，建议居民电价也作调整。
现在国家在控制CPI上涨。国务院总理温家宝11 月17 日主持召开国务院常务会议，分析当前价格形势，研究部署稳定消费价格总水平、保障群众基本生活的政策措施。中邮证券新能源行业研究员对《证券日报》记者表示，既然形势如此，近期发改委不会上调电价，现在不具有调价时间窗口。
电价改革再推进
时隔8 年，电力体制改革异常艰难。但“推进电价改革，完善电价体制”再次写进电力“十二五”规划。2002 年国务院下发《电力体制改革方案》，明确了我国电力体制改革的方向，即坚持政企分开、厂网分开、主辅分开、输配分开，打破垄断，引入竞争，建立社会主义电力市场经济体制。
近日，国家发展改革委研究提出了《关于居民生活用电实行阶梯电价的指导意见(征求意见稿)》(以下简称《征求意见稿》)，发改委就居民用电阶梯电价征求意见。阶梯电价将分3 档，基础电量为110 度或140 度，超出最高档将提价2角。用电量越多，增加电费越多。随着居民用电量不断增加，以后或将提高第一档电量。
《证券日报》记者致电华能国际[5.45 -0.18%](600011)证券部，相关人士表示：“《征求意见稿》之后还没有正式的文件下发，阶梯电价主要是针对居民，发电厂不能直接卖给用户，用经过电网公司卖给居民，是销售电价，对我们有影响的是上网电价，在阶梯电价《征求意见稿》里提到，有一个原因是解决发电企业受煤价上涨影响亏损的问题，发改委上调上网电价对我们利好，但目前没有什么动静，只是前一段时间传闻要上调七省市上网电价酝酿上调。电价每个环节是国家管制，既然是国家管制，怎么安排就等国家政策，电价批文。”中国核电技术公司一人士也表示：“作为单个企业，没有单个定价权”。
新能源上网电价或走低
国务院发展研究中心周先生表示：“电价本身就很复杂，调整电价涉及各方面的利益，也很复杂，是个循序渐进的过程。”国家能源局发展规划司司张江冰表示，未来“十二五”期间我国能源发展的七个重点方向：优化发展化石能源，推进煤炭清洁高效利用；加快推进化石能源发展，加快推进水电、核电建设，积极有序做好风电、太阳能、生物质能发展；加强能源输送管网建设，从能源地理结构上，未来我国东部将限制火电上马，将以核电发展取而代之，“十二五”期间将形成山西、鄂尔多斯[20.05 2.24%]、西南、蒙东、新疆五大综合能源基地，中东部以兴建核电为主，形成“5+1”能源格局。
“十二五”期间，新能源上网电价或走低，常规能源上网电价或走高。中邮证券新能源行业研究员解释：“常规能源上网电价或走高是基于两方面考虑，一是资源价格如煤、天然气价格在上涨，二是可再生能源占的比重在增加，风电、太阳能补贴，这部分从电价中扣除，现在是4 厘钱，应该不够会涨到8 厘钱，或者1.5 分。也有利于用电端节能设施的推进。
目前，新能源没有大规模推进，主要还顾虑，对电网冲击大，上网电价偏高。
如果新能源电价成本与火电电价成本一样时，新能源因没有碳排放，而传统能源因为节能减排提高成本，相比之下，新能源会更'经济'，现在新能源没有大规模上马，也由于顾虑这种'不经济'性。”新能源将从‘不经济’走向‘经济’。例如，网机单位功率报价走低，光伏组建价格走低。风电成本主要是建风厂时购置风力设备的成本，导致电价提高，如果成本降低，投资回收将加快，所以，从趋势上判断，新能源上网电价或走低。
电力"十二五"规划“浮出水面” 年底前将正式发布
年底前将正式发布，水电增约8400 万千瓦，风电规划容量达1 亿千瓦，重启电改将强化省级电力市场11 月30 日，在“首届电力行业竞争情报报告会”上，中电联副秘书长、行业发展规划部主任欧阳昌裕做了题为“关于电力行业‘十二五’发展展望”的报告。报告指出，“十二五”期间我国全社会用电量年均增长将在8.5% 左右，2015 年将达到6.27 万亿千瓦时。“十三五”期间年均增长约5.5%，2020 年全社会用电量可达8.2 万亿千瓦时。相应地，2015 年能源消耗折算标煤约42 亿吨，2020 年约50 亿吨标煤。
构建现代电力工业体系
据了解，由中电联牵头编制的《电力工业“十二五”规划研究报告》目前正在广泛征求意见阶段，待有关政府部门审议通过后，将于年底前发布。中电联有关人士向《中国能源报》记者表示，《研究报告》已送交各常务理事单位研究参考，同时已上报政府部门，将是电力工业“十二五”规划的主要制定依据。
作为电力“十二五”规划研究编制工作组组长，欧阳昌裕介绍了我国“十二五”、乃至“十三五”时期电力工业的发展趋势。我国将构建现代电力工业体系，强调电力系统的“安全、经济、绿色、和谐”，基本途径是“始终坚持节约优先，加快促进绿色发电，建设坚强智能电网，推进体制科技创新”。
在促进绿色发电方面，由于风电、太阳能、生物质能、天然气的发电成本高于煤电、核电和水电，综合考虑可行性，在未来5-10 年加快推进绿色发电的基本方针是：优先开发水电、优化发展煤电、大力发展核电、积极推进新能源发电、适度发展天然气集中发电并因地制宜发展分布式发电。
同时，电力体制改革也将重新扬帆起航，注重培育电力市场尤其是省级电力市场。有分析人士预测，输配分开将成为“十二五”电改的一个主要议题。
可再生能源发电量猛增
欧阳昌裕指出，到2015 年，全国水电装机将达2.84 亿千瓦左右，2020 年预计达3.3 亿千瓦左右。今年8 月，我国水电总装机突破2 亿千瓦，这意味着在未来5 年内，我国水电将新增8400 万千瓦。
水电开发一方面将继续加快长江上游、乌江、南盘江和红水河、黄河中下游及北干流、湘西、闽浙赣和东北7 个水电基地开发，这些水电基地将用5 到10年时间基本开发完毕。另一方面重点开发金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、黄河上游干流6 个分布在西部地区的水电基地，推进雅鲁藏布江等西藏水电开发，开发缅甸等周边国家水电，并向我国输电。
对于生态环境和移民问题，“十二五”将在河流规划、勘察设计、施工建设、投产运行等过程中强化落实生态环境保护，同时加强移民管理，使整个社会从水电开发中受益。此外，抽水蓄能电站发展力度和规模也将加大，2015 年规划装机容量4000 万千瓦左右，2020 年将达6000 万千瓦。欧阳昌裕表示，风电将按照大、
中、小分散和集中开发原则，适当控制发展节奏，重点在“三北”地区规划和建设大型和特大型风电场。按照规划，2015 年和2020 年风电规划容量分别为1 亿千瓦和1.8 亿千瓦。通过产业化和自主化，2020 年中国风电[0.78 -1.27%]水平将处于世界领先地位。到2015 年，太阳能发电规划容量约200 万千瓦，2020 年将达到2000 万千瓦左右。“十二五”期间，将在甘肃敦煌、青海柴达木盆地和西藏拉萨建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、青海、新疆等地选择荒漠、戈壁、荒滩等空闲土地，建设太阳能热发电示范项目。最迟至2030 年，太阳能发电将处于世界领先水平。从整个电源结构看，预计2030 年风电、太阳能发电装机将占30-40%。
此外，生物质能发电将因地制宜发展。在偏远地区，根据小水电、风、光和地热资源发展小水电站、小型风电、太阳能发电和地热发电等。
煤电西移 核电加快发展
“十二五”期间一方面将优化煤电布局，对环渤海、长江三角洲、珠江三角洲和东北部分地区将严格控制煤电发展，煤电开发将逐渐向西部地区转移，重点布局开发山西、陕北、宁东、准格尔、鄂尔多斯、锡盟、呼盟、霍林河、宝清、哈密、准东、伊犁、淮南、彬长、陇东、贵州等大型煤电基地，全国规划煤电开工规模3 亿千瓦，将在未来形成输煤输电并举的局面。
预计“十二五”末煤电装机将达到9.3 亿千瓦，2020 年达到11.6 亿千瓦。煤电比重今后每隔五年将下降4 至5 个百分点。“十二五”期间核电将在东南沿海地区和东部地区进行布局，形成“东中部核电带”，即在辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南等沿海省区加快发展；同时稳步推进江西、湖南、湖北、安徽、吉林等中部省份内陆核电项目。到2015 年核电装机将达4300 万千瓦，2020年达9000 万千瓦。“十二五”期间还将明晰核电技术路线，统一技术标准体系，加快推进市场化、专业化进程，建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。
适度发展天然气发电，推进天然气分布式发电，主要解决季节性电能对电网的压力，预计2020 年天然气发电装机容量为4000 万千瓦。
实现大联网 重启电改
按照电力“十二五”规划，将建设大型水电基地外送通道和大型煤电基地外送通道。2015 年，华北、华东、华中特高压交流电网将形成“三纵三横”网架结构，建成锦屏-江苏、溪洛渡-浙江、哈密-河南、宁东-浙江等交直流输电工程，将西部、北部大型能源基地电力送至华北、华东、华中负荷中心。建成青藏直流联网工程，实现西藏电网与西北电网联网。
值得一提的是，电力体制改革成为电力“十二五”规划的重要组成部分。最近国家电监会发布的《电能交易基本规则(草案)》正在征求意见阶段，成为“十二五”电力市场化改革的先声。据欧阳昌裕介绍，“十二五”将建立国家、区域、省级三级市场，这将有别于此前业界一贯提及的二级市场，省级电力市场的作用将被凸显。有专家表示，建立省级电力市场将为未来输配分开的体制改革奠定基础。
圈而不建：39 个“金太阳”项目被取消补贴
近日，国家财政部对外公布已经取消总计54 兆瓦的39 个2009 年的金太阳工程项目的补贴资格，其中包括无锡尚德、BP、阿斯特等国际光伏巨头担任业主的工程。“圈”而不建是财政部取消补贴资格的主要原因。“如果没有清晰的赢利模式，没有包括电网在内的多部门的参与，没有对中标方的监督和惩戒机制，特许权招标模式很容易让光伏电站重蹈风电的覆辙。”12 月8 日，一位光伏企业高管对此表示忧虑。“因为大家都在等待，等待组件价格的下降、等待电网的接入、等待《上网电价法》等法律、政策的出台与实施。”上述高管表示。“之所以没有继续推进‘金太阳’示范工程的建设，暂时看不到明显的经济回报是主要原因。”无锡尚德一相关负责人解释，去年申请的“金太阳”示范工程未能继续推进，除公司自身原因之外，在建设过程中感到投资与回报很难持平是主要因素。
事实上，上述项目被取消的原因，除经济效益外，审批流程冗长、组件商供货不及时也是其中要因。但值得注意的是，采购光伏元器件不重视质量、以次充好等现象，在“金太阳”工程中屡见不鲜，导致不少光伏项目实际运行状况糟糕。
“赢利前景模糊，电网不接入，投资商也就失去了参与的动力。”上述高管称，类似情况不仅出现在“金太阳”，也出现在特许权电站的项目上。“中广核和国投电力[7.26 0.41%]的项目为什么没有完工？因为完工也没用啊，电网的接入系统没建，建好了也是当作晒谷场。”同时，依照目前组件价格，1.09 元/度的上网电价也是亏损的。
作为第一批光伏特许权电站的敦煌10 兆瓦工程，虽然于2009 年6 月正式开标，但迄今为止也尚未全部完工。而今年9 月份正式开标的第二轮光伏电站特许权项目，共计13 个、280 兆瓦，但“迄今没有一个电站完成最初始的土建”。作为参照，建一个10-30 兆瓦的光伏电站，从土建到厂房、设备建设、直到完工，一般仅需要4-7 个月的时间。参与了第二轮光伏电站特许权项目招标的一家企业，在甘肃白银和武威20 兆瓦两个项目上的报价均为1.05 元／度。“1.05 元的报价仅有6%的微利，如果项目依靠贷款，除去银行5.94%的利息，基本不赚钱。”该企业相关负责人表示，低的中标价格意味着需要用低价格的组件，而低价格就意味着质量方面存在缺陷。无锡尚德董事长施正荣认为，任何一个产业在它的发展初期，都需要政府强大的支持。“在这一点上，我们行业所有的企业都应当呼吁中国政府，对新能源给予的支持。但不能够采取最低价中标的方式，这是不对的。”
而上述高管建议，新一轮的光伏电站特许权项目招标，应以合理的价格中标，让企业保持8%以上的财务收益率；需要有惩罚的措施，在未来的招标中，对中标而不及时完工的企业予以一定限制；需要多部门的参与，特别是电网部门的进入，并为后者保留获利的空间方使其有参与动力。
随着光伏发电规模化应用 光伏发电有望实现“平价”上网让老百姓用得起“绿色电力”财政部等四部门近日在北京召开专题会议，对金太阳和太阳能光电建筑应用示范工程进行动员部署，并将北京经济技术开发区等13 个园区列为首批光伏发电集中应用示范区。这意味着，国内光伏发电产业进入大规模推广应用阶段，光伏发电有望实现“平价”上网，让工商企业和老百姓用得起“绿色电力”。
光伏发电规模化应用条件已经具备
我国光伏发电产业具有发展优势。从资源条件看，我国太阳能资源丰富，大部分地区属于二类以上资源丰富区，在西部地区年满发电在1500 小时左右，在东部地区年满发电小时数可达1200 小时，是世界上太阳能资源最好的国家之一。从应用潜力看，我国现有可利用建筑面积90 亿平方米，如利用10%就可以装机9000万千瓦，年发电量约1350 亿千瓦时，可节约标准煤4700 万吨，减排二氧化碳1.35亿吨。此外，在西部太阳能资源丰富地区，还有大量戈壁和荒漠，装机潜力巨大。
从产业基础看，经过多年快速发展，我国已经形成了从硅材料提纯、电池制备到组件生产比较完整的产业链，整体技术水平较高。2009 年光伏电池产量达到400万千瓦，占全球的40%，居世界首位，预计2012 年总产能将突破1000 万千瓦，完全可以满足国内规模化应用。从发电成本看，在光资源丰富地区已经下降到每度1 元左右，具备了启动国内市场的良好条件。
全球光伏发电产业规模化应用，对我国加快国内规模化应用起到拉动示范效应。光伏发电技术含量高、资源消耗低、综合效益好，是新能源产业发展的重点领域。据预测，光伏发电产业万元增加值能耗为0.3 吨标准煤左右，远低于其他工业行业，属于高附加值行业；并且产业链长，对就业带动作用较大。国际金融危机后，发达国家竞相实施“绿色新政”，加大对光伏发电等新能源产业的投入。
在各国大力推动下，光伏发电技术日渐成熟，规模效益不断显现，成本持续下降，市场规模不断扩大，正逐步成为重要的替代能源。2009 年，全球光伏发电安装量达到7300 兆瓦，同比增长33%，是发展最快的产业之一，全球光伏发电产业正迈入规模化应用的新阶段。
“这充分说明我国采取综合性政策措施加快国内规模化应用的决策是正确的，也是非常必要的。”财政部副部长张少春指出，要紧紧抓住光伏发电产业发展的战略机遇，下决心启动国内光伏发电市场，形成国际国内协同拉动的格局，继续保持和扩大我国光伏发电产业在国际领域的竞争优势。
业内人士分析说，目前我国光伏发电产业发展迅速，技术水平稳步提高，产业体系基本形成，市场潜力不断释放，政策措施日趋完善，已具备大规模推广应用条件。
政策力挺光伏发电规模化应用
近年来，财政部会同有关部门和电网企业，从发展规划、投资补助、税收政策、电价分摊、科技研发、电网接入等方面，初步构建了一整套支持光伏发电应用的政策体系。通过综合采取财政补助、科技支持和市场拉动方式，加快推进国内光伏发电产业规模化应用。
财政补贴是启动光伏发电市场最直接、最有效的手段。2009 年，财政部会同有关部门启动金太阳示范工程和“太阳能屋顶计划”，中央财政对关键设备按中标协议价格给予50%补贴，其他费用按不同项目类型分别按4 元/瓦和6 元/瓦给予定额补贴。同时，中央财政还采取集中招标方式选择关键设备供应商，通过招标使光伏发电系统每瓦投资从23 元下降到18 元左右，降幅近20%。示范项目得到财政补贴后，每瓦投资仅在8 元左右，按年满发电1100 小时测算，项目用电价格在0.8 元/千瓦时左右，与工商企业用电价格基本持平。在实施金太阳示范工程中，财政部会同有关部门还把扩大光伏发电应用和惠民生紧密结合起来，在电网覆盖不到的边远无电地区，支持建设一批独立运行的光伏电站和用户系统，解决无电人口的基本生活用电问题。今年选择青海祁连县、新疆且末县、西藏班戈县等进行试点，示范应用规模为10 兆瓦，中央财政投资补贴比例超过70%。
为降低光伏发电成本，科技部多年来一直积极推动太阳能等新能源领域的关键技术研发和产业发展，围绕光伏电池材料、各类光伏电池、电池生产装备及工艺、并网光伏电站及关键设备等方面部署了一系列重大、重点项目，取得了一批显著科研成果并成功实现产业化。科技部副部长曹健林表示，要依靠技术创新和规模化应用支撑产业快速健康发展，全面提升我国光伏产业的自主创新能力，加快推动我国太阳能利用技术达到世界先进水平，力争在5 年内将太阳能发电成本降低到初步具备与火电等传统能源竞争的水平，尽快实现光伏发电“平价”上网。
作为光伏发电产业的主战场，我国重点推进了太阳能光电建筑应用。2009 年启动的“太阳能屋顶计划”，2 年共支持了两批、210 个项目，总装机容量 180 兆瓦。通过组织示范，在促进产业发展、激活国内市场供求、提高光电建筑一体化等方面取得了良好效果。“更为主要的，我国光电建筑市场潜力十分巨大，若10%的屋顶采用光伏产品，便可再造一个三峡电站。”住房和城乡建设部副部长仇保兴说，下一步要做好光电建筑应用示范组织实施工作，进一步完善光电建筑应用技术标准体系，开展光电建筑应用微电网公网技术示范，支持发展绿色建筑。
为解决光伏发电并网难题，国家电网公司全力支持新能源发展和分布式能源接入，在电网建设、并网管理、工程示范、技术研究等方面开展了系列工作。国家电网公司副总经理帅军庆表示，将进一步规范和简化并网程序，完善相关技术标准和管理制度，及时为项目单位提供并网服务；落实示范项目自发自用政策，对富余电量按国家核定的当地脱硫燃煤机组标杆上网电价实行全额收购。
集中连片示范提升光伏发电规模效应
财政部等四部门明确，光伏发电规模化应用的重点是开发区和工业园区，通过实行集中连片示范，提升光伏发电规模效应。在近日召开的专题会议上，首批确定了北京经济技术开发区等13 个园区作为“光伏发电集中应用示范区”，一期建设规模达到170 兆瓦，力争2012 年以后每年不低于1000 兆瓦，形成持续稳定、不断扩大的光伏发电应用市场。
“相对来讲，实行集中连片示范，形成规模效应，有利于进一步降低系统等价，也有利于电网集中管理。”张少春说，目前我国有100 多个国家级经济技术开发区、高新技术开发区，平均每个开发区面积都在几十平方公里，可安装光伏发电规模约在100 兆瓦，如果这些区域都实现规模化应用，仅国家级开发区就可以实现1000 万千瓦装机。再加上数百个省级开发区和工业园区，可装机规模就更大。
他表示，将按照“成熟一批、批准一批、建设一批”的原则，加大金太阳项目示范力度，争取使园区内具备条件的企业厂房上都安装光伏发电系统。
作为首批试点单位之一，北京经济技术开发区将获得约2.3 亿元国家财政补贴。“目前，开发区在汽车、移动通信、电子信息、数字电视等产业集群园区中，可利用建筑屋顶面积超过70 万平方米。如果这些项目实施后，可年均发电2272万千瓦时，25 年累计发电量超过5.68 亿千瓦时，将在工业用电高峰期有效缓解电网在高峰期的压力。同时，每年可节约标准煤8179.2 吨，减少烟尘排放量122.7吨，二氧化碳21429.6 吨、二氧化硫179.9 吨、氮氧化物60.5 吨。”北京经济技术开发区管委会主任张伯旭说，为把开发区太阳能光伏屋顶发电项目建成北京市规模最大的项目，开发区将抢抓机遇，加大宣传，以市场为导向，以企业为主体，加强政策引导，建立激励机制，充分调动各方的积极性，力争将项目建成技术新、效益好、北京市规模最大的示范工程，推动开发区进一步降低能耗水平，促进北京市乃至全国节能减排相关产业的发展。
英利绿色能源公司是我国光伏发电的龙头企业，董事长苗连生说，很荣幸能够成为金太阳示范工程最重要的光伏组件供应商。金太阳示范工程在用户侧屋顶建设，抓住了光伏发电的特点，经济效益高，可操作性强，发展潜力大，探索了一条可持续的、可复制的、多赢的快速发展之路，必将对我国新能源等战略性新兴产业发展产生深远影响。英利集团力争2012 年将成本降低到每度1 元以内，为国内光伏发电规模化应用做出积极贡献。
业内坚称新能源产能不过剩 成长问题要靠规模解决以风电、光伏发电为代表的新能源产业近年来一路高歌猛进，产能过剩、低质扩张的质疑之声一直未断，但来自业界的声音却一直辩称产能不过剩，表示这是成长中的问题，要靠规模化来解决。
早在2009 年初，国家能源局就发出了"警惕风电设备制造业投资过热"的呼吁；同年9 月下旬，国务院批转由国家发改委等十部门上报的《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见的通知》更为明确地指出：要严格控制风电装备产能盲目扩张。
国家发改委能源研究所所长韩文科表示，新能源产业的发展过程中确实存在一定的问题，比如产能过剩，但这都是成长中的问题。他指出，中国跟发达的国家相比例如美国，在推动新能源产业时的环境有不同，美国完全以市场为主导的，科技又很强大，而在中国这两个条件均不存在，所以国家的政策支持力度会比较大，要先把大家动员起来，一旦规模发展起来就会走上良性的发展，"现在不可避免有浪费，有发电机组的空转，但首先要发展起来国内风电设备制造商华锐风电副总裁陶刚也表示，如果不形成规模化，成本不能跟化石能源相竞争，风电产业仅长期靠政府大规模补贴是没有前途的，一切都成为空谈。据了解，过去三年，风电机组整体价格已降低40%，并还在继续下降。
在光伏产业同样也是如此，太阳能电池厂商英利绿色能源执行董事、CFO 李宗炜在接受中国经济网记者采访时也表示，光伏产业的产能肯定不过剩，不然目前多晶硅的价格不会有现在这么高，其根本原因还是在于供不应求。未来太阳能大规模的发展一定是成本下降到和火电价格差不多之后，政府不需要补贴只要推动发展就可以了，这时候市场潜力是无限大的，而企业的竞争力就体现在谁的成本能最快降到那一步。"在中国的话，根据现在的技术预测，应该是在两三年之后。
