而且在现阶段银犁有限的屋顶上安装尽可能多的组件也是需要考虑的，需要转换效率更高的产品。
可再生能源电价附加征收标准。若可再生能源电价附加征收标准保持0.019元/千瓦时不变，可征收约4300亿元，补贴资金缺口约1700亿元。
国家补贴资金不足的部分，由各省自行解决。一是上调可再生能源电价附加标准。参照十二五调价幅度，光伏发电年均下调0.03元/千瓦时、风电年均下调0.02元/千瓦时，按照燃煤机组标杆上网电价不变测算，十三五期间补贴资金总需求约6000亿元。十二五期间，我国光伏装机年均增速178%，发电量年均增速219%，随之带来了补贴资金需求日益增长，需要通过调整优化光伏发电年度规模管理，疏导可再生能源补贴资金缺口等措施保障新能源持续健康发展。分析：该模式有利于国家和地方政府共同调控建设规模和时序，有利于国家和地方政府协调疏导补贴资金缺口，促进光伏发电可持续发展。
各省在上报年度新增建设规模计划时，结合上一年度补贴资金需求情况，确定新增建设规模。由于地方政府只关注年度建设规模，补贴资金征收压力由国家承担，补贴资金不足时，项目业主无法获得预期收益。简而言之，对于光伏电站投资者而言，寄望简单的复制火电企业的卖电模式，可能将很难行得通。
尽管面临着可能的资金链断裂的风险，但基于现实，对于那类寄望大规模投资光伏电站的企业而言，全产业链模式可能是一个迫不得已的选择。补贴机制将调整根据侯守礼的介绍，光伏电价补贴将集中在两个方面，改革光伏发电价格形成机制以及完善补贴标准，建立补贴逐步下调机制。告别暴利从这几年的公开信息来看，电价补贴逐步下调也早已经在意料之中。其他能够增加利润的方法，还包括EPC以及发展配额交易等增值服务。
在补贴标准方面，侯守礼表示，将考虑价格政策衔接、项目建设时期不同等实际因素，初步考虑制定差异化光伏发电补贴标准，并伴随产业技术进步，逐步下调光伏发电补贴水平，直至取消补贴其实，侯守礼的上述表态，并没有太多的新意，只不过进一步确立了一个共识。
而后者则是对企业创新能力的最大的检验。其实，早在去年发布的一系列电力体制改革的配套文件中，这种信号就已经传递出来了。对此，有业内人士认为，参考其他行业的经验，对于创新而言，除了涉足一些较为新潮的概念和方向外，还包括如何寻求一些更好的方式来解决行业内存在的一些问题，比如调峰、就地消纳等，也都是值得关注的方向。而在国家能源局给出的大的框架来看，互联网+智慧能源行动可谓内涵丰富，大到城市的管理，小到能源的交易、电动汽车应用新模式等。
因此，必须在商业模式方面，有更多的创新和探索。告别暴利从这几年的公开信息来看，电价补贴逐步下调也早已经在意料之中。简而言之，对于光伏电站投资者而言，寄望简单的复制火电企业的卖电模式，可能将很难行得通。彼时，国家能源局新能源司负责人在接受采访时就表示，在存在新能源限电情况的地区，拟通过发电计划方式优先安排一部分新能源保障性发电量，保障新能源项目合理收益的基本利用小时数。
而以今年的例子来看，未来几年的下调幅度可能会超过预期。对于前者，将现行的直接制定分资源区标杆电价水平转为制定价格形成规则，即上网标杆电价由当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘)或市场交易价格，与定额补贴两部分组成，将现有差价补贴向定额补贴转变，同时鼓励项目参与市场竞价，强化市场竞争在发电价格形成中的重要作用。
而从国家能源局新近发布的今年第一季度的光伏电站的发电情况来看，以目前的发电水平看，即便是考虑到补贴最终能够全额发放的情况下，其平均收益率也并不如一些可行性研究报告上说的那么有吸引力。尽管面临着可能的资金链断裂的风险，但基于现实，对于寄望大规模投资光伏电站的企业而言，全产业链模式可能是一个迫不得已的选择。
在补贴标准方面，侯守礼表示，将考虑价格政策衔接、项目建设时期不同等实际因素，初步考虑制定差异化光伏发电补贴标准，并伴随产业技术进步，逐步下调光伏发电补贴水平，直至取消补贴。该人士还表示，通过这种保障性发电量的方式，既保障了新能源项目的基本收益，也将促进新能源产业的发展进步。而其他能够增加利润的方法，还包括EPC以及发展配额交易等增值服务。换言之，对于光伏电站投资者而言，寄望简单的复制火电企业的卖电模式，可能将很难行得通。较为受到关注的是第二个，互联网+智慧能源行动。既在电力体制改革确立的还原电力商品属性这一大背景下，作为仍然享受电价补贴的光伏发电，必须丢掉暴利甚至是高利润的幻想，而要彻底的进入一个收益率相对稳定的时代，也不排除是微利时代。
作为去年曾炙手可热但却几无进展的热门概念，今年是否会有实际进展，值得关注。对于业界而言，补贴标准下调也是在意料之中，其最大的关注点在于下调的幅度。
其他能够增加利润的方法，还包括EPC以及发展配额交易等增值服务。而对于一个正在打破垄断的行业，能源行业的商业模式有哪些创新的空间，国家能源局给出了自己的方向。
而在不久前国家能源局下发的《关于印发2016年能源工作指导意见的通知》中，则对能源行业的商业模式可能的创新空间，给出了自己的方向，大体围绕三个主要方面，电动汽车充电设施、互联网+智慧能源行动以及实施电能替代。更值得关注的是这背后传递的信息，既对于一个依靠补贴生存的行业而言，在行业利润方面，必须丢掉不切实际的幻想。
不论是电改中确定的限电的解决思路，还是此次给出的电价补贴的逐步下调，无不在确立一个共识。这无疑是对现行的专业光伏电站运营商这一投资模式的一个打击，尤其是那些需要依靠高成本融资的企业。根据发改委发布的通知，光伏发电2016年标杆电价I类资源区调整为0.80元、II类资源区0.88元、III类资源区0.98元，明显要低于此前流传的征求意见稿中的电价标准。对照来看，这一调整与现行的分布式电站补贴方式类似，这也意味着其针对的主要是大型地面电站，未来两者的补贴方式将一致。
补贴机制将调整根据侯守礼的介绍，光伏电价补贴将集中在两个方面，改革光伏发电价格形成机制以及完善补贴标准，建立补贴逐步下调机制。其余超出保障性范围的新能源发电量，鼓励参于市场交易，通过市场竞争机制保障优先上网。
尽管面临着可能的资金链断裂的风险，但基于现实，对于那类寄望大规模投资光伏电站的企业而言，全产业链模式可能是一个迫不得已的选择。包括在解决限电问题上，给出的解决思路并不是对光伏发电的所有电量照单全收、100%完全上网，而只是保证将光伏电站维持在某一个合理的收益率之内的电量给予完全上网。
对于光伏电站而言，极有可能会就此如同其他行业一样，进入一个收益率相对稳定的时代，也不排除是微利时代，尤其是在电力行业告别垄断行业，还原其商品属性的这一大环境下。国家能源局则表示，要探索风电、光伏就地消纳利用商业新模式，统筹解决弃风、弃光、弃水等行业发展突出问题，探索试点可再生能源开发利用目标管理机制。
商业模式创新难题侯守礼也表示，目前，国家能源局正在牵头研究推进可再生能源配额交易机制，鼓励光伏等可再生能源发电企业通过市场交易获得相应收益，一方面减少中央财政资金的负担，另一方面也通过市场机制优化能源资源配置、促进多产业的平衡发展。对于直接决定行业生存发展的电价补贴问题，再次有了明确的说法。在国家能源局此前下发的《关于印发2016年能源工作指导意见的通知》中，列出了予以鼓励发展的一些新型消费业态，大体围绕三个主要方面，电动汽车充电设施、互联网+智慧能源行动以及实施电能替代。近日，国家发改委价格司电价处负责人侯守礼表示，将改革光伏发电价格形成机制以及完善补贴标准，建立补贴逐步下调机制，直至取消补贴
5月24日，江西芦溪供电公司共产党员服务队队员再次来到宣风光伏电站，开展现场办公，仔细询问该站施工进展情况及需要电力方面协助的事情，类似这样的主动上门服务在江西各市县随处可见。在运行消纳方面，该公司优先满足新能源发电消纳，确保了江西洪屏抽水蓄能电站1号机组成功并网;结合江西省情统一编制并印发《江西电网分布式电源并网调度服务指南(试行)》，为分布式电源项目接入电网提供详细的并网服务指南。
通过技改资金和自筹资金，优先安排新能源配套工程项目建设，满足新能源并网需求。为积极支持和服务新能源发展，国网江西省电力公司在电网建设、运行消纳、并网服务等方面做了大量工作。
在电网建设方面，国网江西电力主动衔接全省区域发展战略和各类电源布局，增强规划的适应性、精确性，主动向政府沟通，争取同步规划新能源项目与配套电网工程，确保电网发展与电源发展相协调，有序引导光伏等新能源科学发展。在并网服务方面，江西电力按照优化并网流程、简化并网手续、提高服务效率的原则，主动开展上门服务，切实兑现服务时限承诺。
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