央行公示拒收人民币现金案例

2014年，中国国家主席习近平提出了推动中国能源生产和消费革命能源发展国策和四个革命、一个合作的战略思想。

从上表可以看出，2007年到2014年，中国多晶硅产量也飞速增长，从每年数百吨达到了16万吨的年产能。半数以上需要进口且完全没有出口的，只有多晶硅这个环节，而多晶硅是光伏产业最主要的原料。

随着光伏产业的波诡云谲、跌宕起伏的发展，多晶硅的市场也悄然发生着巨大的变化。而到了2014年9月，按理说，突击办理的手册也应当使用完毕，多晶硅进口应当大量减少。其中，冶金法多晶硅工艺有望在不牺牲光伏转换效率甚至还能有所提高的情况下，将能耗降低到西门子法的1/10左右，而成本可降低一半以上。市场价格：犹如过山车，但渐趋稳定多晶硅价格方面，2008年下半年的金融风暴导致了多晶硅价格从每吨300万的高位暴跌到了40万元，随后随着光伏市场的迅速回暖，2009年后，价格迅速回升，而到了2011年，价格回升到70万元/吨接下来，思源阳光创业基金将在此次参加师资培训的大中专院校设立创业奖学金，提升学生学习光伏选修课的积极性。

此次，这两所大中专院校在启动仪式上被正式授牌，作为思源阳光创业基金师资培训基地。师资培训只是一个起点，思源阳光创业基金管委会主任高纪凡说，今后将把师资培训范围扩展到西部其他它省份的大中专院校，力争在五年时间内覆盖10000名贫困大中专学生。按照每GW投资60亿计算，4.2万亿。

数据显示：当前，全国光伏总装机43GW，年发电量400亿度，相当于半个三峡在示范基地项目获批后，大同供电于去年11月份落实接入系统意见，12月份取得国网经研院送出工程可研审查意见并完成批复，今年1月份落实规划选址意见，2月份落实环评、节能意见，3月份项目申请通过山西省发展改革委审查并最终取得核准批复。该基地一期规划光伏电源100万千瓦，分两个主要片区建设。山西大同采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地是国家能源局启动的全国第一个100万千瓦光伏领跑者示范基地。

3月31日，山西省发展改革委下发文件，正式核准国网山西大同供电公司上报的大同采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地220千伏送出工程，同意送出项目投资建设。根据大同供电公司审定的接入系统方案，左云县店湾水窑片区50万千瓦光伏电力汇集升压后送入大同南京庄220千伏变电站，南郊区高山云冈片区50万千瓦光伏电力汇集升压后送入大同北郊220千伏变电站，实现全额并网消纳。

送出工程前期工作在半年内全部完成，为保障配套电网依法合规开工建设、确保光伏基地年内并网发电提供了有力支撑。大同采煤沉陷区光伏示范基地筹建过程中，国网山西省电力公司、国网大同供电公司与山西省发展改革委、大同市政府紧密对接，积极研究配套电网规划和汇集消纳方案，并及时高效推进送出工程前期工作。配套送出工程共建设线路3条、总长84千米，扩建220千伏间隔4个，投资约1.65亿元根据大同供电公司审定的接入系统方案，左云县店湾水窑片区50万千瓦光伏电力汇集升压后送入大同南京庄220千伏变电站，南郊区高山云冈片区50万千瓦光伏电力汇集升压后送入大同北郊220千伏变电站，实现全额并网消纳。

送出工程前期工作在半年内全部完成，为保障配套电网依法合规开工建设、确保光伏基地年内并网发电提供了有力支撑。大同采煤沉陷区光伏示范基地筹建过程中，国网山西省电力公司、国网大同供电公司与山西省发展改革委、大同市政府紧密对接，积极研究配套电网规划和汇集消纳方案，并及时高效推进送出工程前期工作。该基地一期规划光伏电源100万千瓦，分两个主要片区建设。配套送出工程共建设线路3条、总长84千米，扩建220千伏间隔4个，投资约1.65亿元。

3月31日，山西省发展改革委下发文件，正式核准国网山西大同供电公司上报的大同采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地220千伏送出工程，同意送出项目投资建设。山西大同采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地是国家能源局启动的全国第一个100万千瓦光伏领跑者示范基地。

在示范基地项目获批后，大同供电于去年11月份落实接入系统意见，12月份取得国网经研院送出工程可研审查意见并完成批复，今年1月份落实规划选址意见，2月份落实环评、节能意见，3月份项目申请通过山西省发展改革委审查并最终取得核准批复此外，新的可再生能源法实施后，德国也将对太阳能自发自用的发电商征收可再生能源附加。

因而，通过政策的引导适当放慢发展节奏也是让市场更为成熟、投资趋于冷静最好的控制手段之一。这些直接销售首先适用于超过500KW的可再生能源电厂，从2016年起，适用250KW规模以上的电厂，到2017年100KW以上规模的电厂都将实行市场竞价销售模式。2015年至2017年间将每年开放三轮招标。根据地面光伏电站招标规定(FFAV)，提供太阳能发电最低竞标价格的电站运营商将获得财政补助。在全球可再生能源发展日益蓬勃的今天，提到太阳能的发展，人们会不由自主的想到德国。而在新出台的《可再生能源法》中则引入市场机制，即实行强制的直接销售。

据统计，2015年，德国光伏新增装机约为1.3GW，大约占到全球新增装机的2%。这种在产业发展初级阶段使用的招标方式再次被引入到经历了多年发展，已经相对成熟的光伏市场中，说明产业政策实施并非一成不变，而不同阶段尝试使用不同手段来促进产业的协调发展。

因而，德国政府在2014年对原有的《可再生能源法》进行调整，在合理控制发展规模的同时，降低居民的电费压力。中国光伏组件价格最低限价，也降低了在德国光伏投资的经济性。

去年，这一数字更是达到了30%。减免优惠的范围限定为电费成本占生产成本比重极高的用电密集型企业，这些企业必须是处于严酷国际竞争中，要保证他们的竞争力及工作岗位不受到威胁。

另外一个较大的调整是，原有的可再生能源法规定对可再生能源以固定电价进行全额收购20年。2014年德国居民电价平均为29.14欧分/千瓦时，2015年为28.68欧分/千瓦时，2016年为28.69欧分/千瓦时。特别值得一提的是，从去年开始，德国已经试点针对一些地面光伏电站采取招标方式。德国已经开始控制光伏发展的规模。

而固定上网电价政策的终结也说明，当产业发展到一定阶段时，必须用市场的手段以及用符合成本的价格，回归产业本身的价值。2015年，核电在德国整个电力供应中比例是14.1%，未来随着核电厂的关闭，这一部分电力供应也将被可再生能源所替代。

2014年德国可再生能源发电总量达到1600亿千瓦时，其中风电和太阳能的发电量分别达到560亿千瓦时和349亿千瓦时。2004年，德国政府对《可再生能源法》进行了修改，此次修改最重要的目的是降低太阳能发电成本，在对法案进行修改和补充后，规定了上网电价每一年逐年递减的幅度，以推动整个产业成本的降低。

毫无疑问，新修改的《可再生能源法》给太阳能发展泼上了冷水。德国政府更是表示，到2025年，可再生能源提供整个电力消费的40%-45%，到了2035年，这一数字将达到55%-60%。

2013年，可再生能源在德国发电结构中所占的比例为24%，2014年这一数字是25.8%。而事实上，为了达到2050年减排目标，到2050年德国太阳能累计装机达到200GW，而相应的每年新增装机应该是4-5GW。此前，并未对自发自用用户征收附加费，因而在德国境内能源合作社以及区域能源供应兴起。也就是说，近三年来，居民电价已经有所回落。

在新颁布的《可再生能源法》中可以看到，法案给出了FIT补贴的容量上限：陆上风电每年为2.5GW、光伏每年为2.5GW、离岸风电每年为6.5GW，生物质能为每年1GW，此政策一直到2020年。高额的可再生能源附加费增加了消费者的电费负担，政府正在控制光伏发展的规模。

最晚自2017年起，将通过招标的方式确定可再生能源的补贴额度，未来还将再次修改《可再生能源法》，以便将新的招标模式应用扩展到其他类型可再生能源。在新的《可再生能源》法案中规定，所有大于10KW的发电用户都将支付可再生能源附加，目前此一附加为每千瓦小時6.3欧分。

这一数字对于正在弃核中的德国来说，是非常关键的。德国光伏产业发展逐渐向计划经济转变了。