导读：据报道，国家能源局可能不会就2016年增补指标的发放再统一发文，而将根据地方政府上报名单执行，但进入增补规模的项目必须按照相关要求实施。
1月
事件1：多省发布2016年普通光伏电站增补指标
针对国内大量建成、在建光伏电站无指标的情况，2016年12月22日晚，国家能源局以“特急”印发了《关于调整2016年光伏发电建设规模有关问题的通知》，要求各省上报2016年的增补光伏指标，并要求在12月31日前完成增补项目上报工作。据不完全统计，河南省12省上报了8.86GW的增补项目名单。
据报道，国家能源局可能不会就2016年增补指标的发放再统一发文，而将根据地方政府上报名单执行，但进入增补规模的项目必须按照相关要求实施。
事件2：1月5日，《能源发展“十三五”规划》及《可再生能源发展“十三五”规划》发布
国家能源局在京召开新闻发布会，发布《能源发展“十三五”规划》及《可再生能源发展“十三五”规划》，与光伏相关主要内容如下：
1）到2020年，单位GDP能耗下降15%以上，能源消费总量要控制在50亿吨标准煤以内。“十三五”时期非化石能源消费比重提高到15%以上，天然气消费比重力争达到10%，煤炭消费比重降低到58%以下。
2）能源发展布局
风电、光伏布局向东中部转移，新增风电装机中，中东部地区约占58%，新增太阳能装机中，中东部地区约占56%，并以分布式开发、就地消纳为主。
大幅减少输电通道，主动放缓了煤电建设节奏，严格控制煤电规模。
3）太阳能领域
坚持技术进步、降低成本、扩大市场、完善体系。优化太阳能开发布局，优先发展分布式光伏发电，扩大“光伏+”多元化利用，促进光伏规模化发展。稳步推进“三北”地区光伏电站建设，积极推动光热发电产业化发展。建立弃光率预警考核机制，有效降低光伏电站弃光率。2020年，太阳能发电规模达到1.1亿kW以上，其中分布式光伏6000万kW、光伏电站4500万kW、光热发电500万kW，光伏发电力争实现用户侧平价上网。
4）大力发展农村清洁能源
采取有效措施推进农村地区太阳能、 风能、 小水电、 农林废弃物、养殖场废弃物、地热能等可再生能源开发利用，促进农村清洁用能，加快推进农村采暖电能替代。鼓励分布式光伏发电与设施农业发展相结合，大力推广应用太阳能热水器、小风电等小型能源设施，实现农村能源供应方式多元化， 推进绿色能源乡村建设。
事件3：1月10日，山东省出现季节性“弃风”、“弃光”
山东省经信委、能源监管办、电力调度中心联合发文《关于做好2017年春节新能源调峰工作的通知》。由于春节期间电力负荷下降，该文件对山东省内的新能源调度提出要求。其中：
1月19日至2月12日要求风电场在调度每日通知的时段内，严格按照发电计划控制出力，不得高于计划曲线运行；1月27日至2月2日，光伏电站停运调峰；1月20日至1月26日以及2月3日至2月11日，山东省电力调度控制中心根据电力运行情况，依据“先弃风后弃光”的原则通知各地光伏电站运行。
事件4：1月14日，新疆光伏、风电2017年富余电量跨省现货交易以减少限电
富余电量指：在新疆电网发电侧、负荷侧调节资源已经全部用尽，落实各类中长期分解计划、交易后，新能源仍有富余发电能力，可能造成弃风、弃光时，进行跨省区现货交易。
本次跨区现货交易期从2017年1月1日至12月31日。其中卖电方为新疆电网2016年12月31日前满足电网运行要求的疆内消纳风电、光伏企业，天中直流配套新能源企业和分散（布）式、特许权经营新能源企业不参与现货交易。其余新能源企业按照平等、自愿原则入市。买方为山东、江苏、浙江、上海等省级电网企业。
本次富余新能源电量跨区外送交易新能源上网电价均为0.15元/kWh。新疆电网输电费及送出通道网损、输电费用按中长期外送交易的核定价格执行（含疆内穿越网损）。
事件5：1月19日，2016年西北5省光伏限电19.81%
2016年，西北五省（区）新增光伏发电并网1011万kW，累计并网3037万kW，占全网总装机的13.8%。2016年，光伏发电量287.17亿kWh，占全网总发电量的4.57%；利用小时数1151h，弃光电量70.42亿kWh，弃光率19.81%。
事件6：1月25日，首批多能互补集成优化示范工程名单出炉
1月25日，国家能源局发布《首批多能互补集成优化示范工程的通知》（国能规划[2017]37号），提出：
首批多能互补集成优化示范工程共安排23个项目，其中，终端一体化集成供能系统17个、风光水火储多能互补系统6个。
首批示范工程原则上应于2017年6月底前开工，在2018年底前建成投产。示范工程实施“能进能出”机制。已列入首批示范工程的项目，如发生重大变化不符合示范要求，或2017年6月底前仍未能开工，将予以取消。
2月
事件7：2月4日，《2016年光伏发电统计信息》发布
2月4日，国家能源局公布《2016年光伏发电统计信息》，介绍了我国2016年光伏发电项目的建设情况。
1）新增、累计装机量全球第一
截至2016年底，新增装机3454万kW，累计装机7742万kW，新增和累计装机容量均为全球第一。其中，光伏电站累计装机容量6710万kW，分布式累计装机容量1032万kW。全年发电量662亿kWh，占我国全年总发电量的1%。
2）光伏发电向中东部转移。
新增光伏发电装机中，西北地区为974万kW，占全国的28%；西北以外地区为2480万kW，占全国的72%；中东部地区新增装机容量超过100万kW的省份达9个。
3）分布式光伏发电装机容量发展提速。
2016年分布式新增装机424万kW，同比增长200%。中东部地区分布式光伏有较大增长。
图1：截止2016年底各省光伏累计装机量
图2：截止2016年底各省光伏新增装机量
事件8：2月4日，《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》发布
建立可再生能源绿色电力证书自愿认购体系。鼓励各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人在全国绿色电力证书核发和认购平台上自愿认购绿色电力证书，作为消费绿色电力的证明。根据市场认购情况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。
试行可再生能源绿色电力证书的核发工作。从即日起，将依托可再生能源发电项目信息管理系统，试行为陆上风电、光伏发电企业（不含分布式光伏发电）所生产的可再生能源发电量发放绿色电力证书。
绿色电力证书自2017年7月1日起正式开展认购工作，认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格。风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。
事件9：2月16日，2016光伏组件出货量情况
根据Energy Trend 的统计数据，2016年全世界光伏组件出货总量为72.5GW。出货量前10名的企业如下表。
表3：2016年光伏组件出货量世界前十企业
据预测，全世界一、二线企业的产能已经能完全覆盖住现有市场需求。然而，2017年仅中国本土电池片产能就将有约10GW的扩充，供过于求局面严重将增加企业的价格压力。
注：彩色为一、二线企业产能，灰色为三线企业产能
图1：2016、2017年企业产能与市场需求预测
事件10：2月14日，国家能源局《关于开展跨区域省间可再生能源增量现货交易试点工作的复函》
同意国家电网公司开展可再生能源增量现货交易试点，可先期开展西北、四川等水电、风电、光伏跨区域省间可再生能源增量现货交易试点，在国家能源局指导下，暂由国家电力调度控制中心商相关交易中心具体组织实施。
原则上受电地区电力现货市场启动后，跨区域省间可再生能源增量现货交易应融入受电地区电力现货市场。跨区域省间可再生能源增量现货交易电量参加受电地区电力辅助服务补偿机制。
原则上送电地区可调节机组的调峰要求应高于受电地区（含直接交易），推动送受端发电企业和电力用户参与跨区域省间可再生能源增量现货交易。
事件11：2月16日，光伏行业协会发布《2016年光伏产业回顾》
表4：2016年光伏产业回顾
事件12：2月28日，国家能源局发布《2017年能源工作指导意见》
2017年全国能源消费总量控制在44亿吨标准煤左右。非化石能源消费比重提高到14.3%左右，天然气消费比重提高到6.8%左右，煤炭消费比重下降到60%左右。
全国能源生产总量36.7亿吨标准煤左右。单位国内生产总值能耗同比下降5.0%以上。燃煤电厂平均供电煤耗314克标准煤/kWh，同比减少1克。完成煤电节能改造规模6000万千瓦。
推进非化石能源规模化发展，着力解决弃风、弃光、弃水等突出问题，促进电源建设与消纳送出相协调，提高清洁低碳能源发展质量和效益。在太阳能光热利用、分布式能源系统大容量储能等领域，推动应用技术产业化推广。
事件13：2月28日，2016年太阳能发电量比例达1%
国家统计局发布了《2016年能源生产情况》，主要内容如下：
2016年，全国全年发电量61425亿kWh，比上年增长5.6%，增速加快5.3个百分点。
火电增速由负转正，增速由2015年的下降2.6%转为增长3.6%；水力发电增长5.6%，比上年加快0.3个百分点；核能、风力和太阳能发电保持高速增长。核能发电增长24.9%，回落4.0个百分点；风力发电增长27.6%，加快11.5个百分点；太阳能发电增长58.8%，加快4.5个百分点。
非化石能源发电比重进一步提升，水电、风电、太阳能发电装机容量世界第一。核能发电、风力发电、太阳能发电占全部发电量比重分别为3.5%、3.9%和1.0%，比上年分别提高0.5、0.7和0.3个百分点；水力发电占19.4%，与上年持平；火力发电占72.2%，比上年下降1.4个百分点。
3月
事件14：3月1日，《建筑节能与绿色建筑发展“十三五”规划的通知》印发
3月1日，住房和城乡建设部印发《关于印发建筑节能与绿色建筑发展“十三五”规划的通知》，设专栏对可再生能源建筑应用工作的推进进行了讨论，文件提出：
扩大可再生能源建筑应用规模。引导各地做好可再生能源资源条件勘察和建筑利用条件调查，编制可再生能源建筑应用规划。研究建立新建建筑工程可再生能源应用专项论证制度。加大太阳能光热系统在城市中低层住宅及酒店、学校等有稳定热水需求的公共建筑中的推广力度。实施可再生能源清洁供暖工程，利用太阳能、空气热能、地热能等解决建筑供暖需求。在末端用能负荷满足要求的情况下，因地制宜建设区域可再生能源站。鼓励在具备条件的建筑工程中应用太阳能光伏系统。
太阳能光热建筑应用。在学校、医院、幼儿园、养老院以及其他有公共热水需求的场所和条件适宜的居住建筑中，加快推广太阳能热水系统。全国城镇新增太阳能光热建筑应用面积20亿平方米以上。
太阳能光伏建筑应用。在建筑屋面和条件适宜的建筑外墙，建设太阳能光伏设施，鼓励小区级、街区级统筹布置。鼓励专业建设和运营公司，投资和运行太阳能光伏建筑系统，提高运行管理，建立共赢模式，确保装置长期有效运行。全国城镇新增太阳能光电建筑应用装机容量1000万千瓦以上。
事件15：3月2日，工信部发布《2016年我国光伏产业运行情况》
2016年，我国光伏产业产业总产值达到3360亿元，同比增长27%。其中：多晶硅产量19.4万吨，同比增长17.5%；硅片产量约63GW，同比增长31.2%，光伏电池产量约为49GW，同比增长19.5%，光伏组件产量约为53GW，同比增长20.7%，光伏新增并网装机量达到34.5GW，同比增长127%。产业链各环节生产规模全球占比均超过50%，继续位居全球首位。前五家多晶硅企业平均毛利率超20%，前10家组件企业平均毛利率超15%，部分生产辅材企业毛利甚至超过25%。
先进晶体硅电池已建成产能超过10GW，单晶和多晶电池平均转换效率达到20.5%和19.1%；多晶硅企业生产能耗已下降至80kWh/kg，生产成本已下降至70元/ kg以下，晶体硅组件生产成本下降至2.5元/W以下，资源较好地区的光伏发电成本下降至0.65元/kWh水平。
我国企业境外已建成的产能超过5GW，硅片、电池片和组件产品出口额约为138.4亿美元，同比下降11.3%。
事件16：3月7日，光伏组件价格全线跌破3元/W
3月7日开标的中国国家电力投资公司1.1GW光伏组件招标中，无论是单晶或多晶，最低投标价都已跌破3元大关。
表5：近期部分光伏项目的组件中标价格
表 6：国电投1.1GW光伏组件招标的投标价格（单位：元/W）
事件17：3月8日，国家发改委印发《企业投资项目核准和备案管理办法》
1）根据项目不同情况，分别实行核准管理或备案管理。对关系国家安全、涉及全国重大生产力布局、战略性资源开发和重大公共利益等项目，实行核准管理。其他项目实行备案管理。
2）除涉及国家秘密的项目外，项目核准、备案通过国家建立的项目在线监管平台办理。
3）企业办理项目核准手续，应当向核准机关提交项目申请书；由国务院核准的项目，向国务院投资主管部门提交项目申请书。项目申请书应当包括下列内容：企业基本情况；项目情况，包括项目名称、建设地点、建设规模、建设内容等；项目利用资源情况分析以及对生态环境的影响分析；项目对经济和社会的影响分析。
4）实行备案管理的项目，企业应当在开工建设前通过在线平台将下列信息告知备案机关：企业基本情况；项目名称、建设地点、建设规模、建设内容；项目总投资额；项目符合产业政策的声明。
企业需要备案证明的，可以要求备案机关出具或者通过在线平台自行打印。
事件18：3月8日，《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》征求意见
1）市场化交易机制
分布式发电项目单位与配网内就近用户进行电力交易，电网企业承担分布式发电的电力输送和组织电力交易的公共服务，按政府核定的标准收取过网费。
2）交易模式
分布式发电项目与电力用户进行电量直接交易，向电网企业支付“过网费”。交易范围首先就近实现，最大交易范围不超过110kV变电台区。分布式发电项目交易电量不纳入核定所在省级电网区域输配电价的基数电量。
分布式发电项目委托电网企业代售电，电网企业对代售电力按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电量）后将其与售电收入转付给分布式发电项目单位。
暂不参与市场交易的就近消纳分布式发电项目，仍由电网企业全额收购其上网电量，收购电价为本地区煤电标杆电价与国家核定的110kV“过网费”之和。
3）交易平台
依托市（县）级电网公司的调度机构，建立分布式电力交易平台，或在省级电网公司调度机构设立市（县）级区域分布式电力交易子模块。交易平台负责交易电量的计量和电费收缴。电网企业及其电力调度机构负责分布式发电项目与电力用户的电力电量平衡和偏差电量调整，确保电力用户可靠用电以及分布式发电项目的电量全部实现利用。
4）过网费标准
按分布式发电接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。电力用户（含微电网内部）自发自用及在10kV（20 kV）电压等级且同一变电台区内消纳，免收过网费；35-100千伏接入电网且在同一变电台区内消纳，过网费标准为国家核定的本地区最高输配电价扣除改电力用户所在电压等级输配电价。
5）消纳范围及“过网费”标准适用原则
当分布式发电项目总装机容量小于变电台区上年度平均用电负荷80%时，“过网费”执行本级电压等级内的“过网费”标准，超过时执行上一级电压等级标准。
6）补贴政策
光伏发电执行当地分布式光伏发电的度电补贴标准，选择市场化交易的分布式光伏电站按照当地分布式光伏发电的度电补贴标准执行。享受国家补贴的电量由电网企业负责计量，补贴资金由所在地电网企业转付，省级一下地方政府可制定额外的补贴政策。
7）可再生能源电力消费和节能减排权益
分布式发电直接交易的可再生能源电力可视为购电方电力消费中的可再生能源电力消费量。对应的节能量计入购电方，碳减排量由交易双方约定。实行可再生能源电力配额制时，通过电网输送和交易的可再生能源电力计入当地电网企业的可再生能源电力配额完成量。
8）有关建设规模的管理
在试点地区建设符合分布式电力交易条件的光伏电站、风电，单个规模不超过2万kW。
事件19：3月9日，国家能源局印发《2017年资质管理工作重点》
该文件从加强资质管理法规及标准化建设、严格资质许可准入监管、深化资质管理放管服改革、深入推进信用体系建设工作、做好能源领域GPA、反垄断等工作、加强资质管理队伍能力建设等六方面进行的规定，主要内容包括：
加强承装（修、试）电力建设市场问题监管。以问题为导向，加强对承装（修、试）电力设施企业的事中事后监管，在电网建设全过程中规范承装（修、试）电力设施许可行为，配合电力工程安全监管部门开展监督检查，严肃查处电力建设领域违反资质法律法规的行为，维护承装、承修、承试电力设施市场秩序。
规范配（售）电业务许可。做好增量配电业务许可工作，规范有序开展拥有配电网运营权售电公司电力业务许可证（供电类）的颁发、管理工作，把好风险关口。重点开展增量配电业务改革试点项目许可证颁发和相关调查研究，为社会资本参与增量配电业务创造条件，推动售电侧改革政策落地。
制定完成《能源行业市场主体信用评价管理办法》、《能源行业严重失信市场主体“黑名单”管理暂行规定》、《能源行业信用信息目录》、《能源行业信用行为分类指导目录》、《能源行业信用信息应用目录》、《能源行业市场主体守信激励与失信惩戒办法》等制度。
开展能源行业信用信息系统设计、开发、建设，建立统一的社会信用代码，编写规范的能源行业信用信息标准。实现与能源行业市场主体、能源行业监管机构、能源行业相关协会及其他相关部门信用信息的互联互通。
事件20：3月10日，酒泉至湖南特高压送电
酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程成功送电。该工程是重点服务风电、太阳能发电等新能源送出的跨区输电通道，能大幅促进甘肃能源开发与外送，扩大新能源消纳，同时还将有效缓解华中地区电力供需矛盾，助力大气污染防治。
作为首条“直供湖南”的特高压线路，该工程投运后，每年可输送400亿kWh电量入湘，能满足整个湖南省四分之一的用电需求。
事件21：3月13日，“第七批可再生能源电价附加补助项目”开始申报
财政部、国家发展和改革委员会、国家能源局联合下发《关于组织申报第七批可再生能源电价附加补助项目的通知》（财办建〔2017〕17号），要求各省发改部门、电网公司开始组织申报“第七批可再生能源电价附加补助项目”。具体要求如下：
1）申报条件
2006年及以后年度核准（备案），且2016年3月底前并网（其中，光伏发电项目应纳入2015年及以前年度建设规模范围，光伏扶贫项目并网时间可放宽至2016年12月底）；
尚未纳入前六批补助目录；
自然人分布式光伏发电项目不再按目录制管理；
2）申报材料
填写可再生能源电价附加资金补助目录申报表、项目核准（备案）文件、上网电价审批文件、生物质能发电项目还需提供可行性研究报告。
3）申报时间
分布式项目由国家电网公司和南方电网公司审核汇总后于6月30日前报财政部、国家发展改革委、国家能源局；
其他项目由省级财政、价格、能源主管部门组织申报，并于6月30日前联合上报财政部、国家发展改革委、国家能源局。
未能在6月30日前上报的项目将纳入下一批目录。
事件22：3月17日，阳泉领跑者基地装机量或低于预期
阳泉市采煤沉陷区国家先进技术示范基地建设领导组办公室公布《关于光伏基地建设项目企业用地调整和新增相关事项的通知》，对企业用地和装机规模进行说明：
一、光伏建设项目用地要坚持合法合规、规范运作的原则。在原有规划的基础上，严格按照程序调整用地，不能随便调整；严格技术先进性标准，不能降低技术标准，导致用地扩展；优化布置方案，不能拓展空间。
二、关于发电装机容量确认，根据国家能源局意见，各中标企业如属非政策性因素造成的用地短缺装机容量不足，按照能装多少容量建多大规模的原则建设，其余发电装机容量指标可调整至其它企业完成。
三、属于政策性因素影响的，请各县（区）发挥扩权强县试点政策优势，立足自身，主动作为，积极协调国土、林业、维稳等部门，将各光伏项目因政策因素不能使用的进行认定，由相关职能部门出具纸质认定书（由主要领导签字并加盖公章）。
四、属于技术性因素影响的，请各县（区）光伏基地办提供扣除政策性因素影响外的剩余地块汇总情况，报市光伏基地办统一送水规院进行把关，认定地块布置光伏发电能力。
事件23：3月17日，592个项目的CCER申请暂缓
国家发改委正在组织修订《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，即日起，暂缓受理温室气体自愿减排交易方法学、项目、减排量、审定与核证机构、交易机构备案申请。待《暂行办法》修订完成并发布后，将依据新办法受理相关申请。
此次暂缓受理温室气体自愿减排交易备案申请，不影响已备案的温室气体自愿减排项目和减排量在国家登记簿登记，也不影响已备案的“核证自愿减排量（CCER）”参与交易。已向我委政务服务大厅提出备案申请、但尚未备案的事项，我委将登记在册，待《暂行办法》修订完成后，依据新办法优先办理。
根据公布的项目名单，592个风电、光伏等CCER项目备案申请受到影响。
本文转自d1net（转载）
