分布式光伏政策你看懂了吗？
坚持正确功能定位，即坚持“自发自用、余量上网、电网调节”运营模式。分布式光伏发电属于分布式新能源发电（电源），应该遵循分布式电源一般规律和规定。
国家发展改革委《分布式发电管理暂行办法》（以下简称发改能源[号）明确，分布式发电是指在用户所在场地或附近建设安装、运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网，且在配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施。
在第三条中规定，以各个电压等级接入配电网的风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等新能源发电属于分布式发电方式。国能新能[号文明确，分布式光伏发电就是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施，实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式。
国发[2013]24号文指出，国内近中期重点发展分布式光伏发电，功能定位在“自发自用，余量上网，电网调节”。中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称中发[2015]9号）也已明确，分布式电源主要采用“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式。
国家能源局《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》（以下简称国能新能[号）结合发展实际情况，开始完善分布式光伏发电发展模式，提出利用建筑屋顶及附属场地建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。
“全额上网”项目的全部发电量由电网企业按照当地光伏电站标杆上网电价收购。已按“自发自用、余电上网”模式执行的项目，在用电负荷显着减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为“全额上网”模式，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，与电网企业签订新的并网协议和购售电合同，电网企业负责向财政部和国家能源局申请补贴目录变更。
在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35千伏及以下电压等级接入电网（东北地区66千伏及以下）、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目，纳入分布式光伏发电规模指标管理，执行当地光伏电站标杆上网电价。
国能新能[号文中分布式光伏发电功能定位及运营模式的调整变化，短期看可以促进分布式光伏发电的发展，长远看则因功能定位可随时变化而造成执行难和配电网投资大增，并不利于分布式光伏发电的可持续发展。总之，分布式光伏发电要坚持“自发自用、余量上网、电网调节”的功能定位和运营模式，正确区分分布式光伏发电和分散式光伏发电，实现规范法制管理。积极发展建筑光伏发电
建筑光伏发电是指在建筑屋顶和朝阳墙面上安装、在电网用户侧并入的分布式电源，是分布式光伏发电最重要的应用形式，可分为建筑附加光伏（BAPV）和建筑集成光伏（BIPV）两种。建筑附加光伏（BAPV）是把光伏系统安装在建筑物的屋顶或者外墙上，建筑物作为光伏组件的载体起支撑作用，光伏系统本身并不作为建筑的构成，拆除后建筑物仍能够正常使用。
建筑集成光伏（BIPV）是指将光伏系统与建筑物集成一体，光伏组件成为建筑结构不可分割的一部分，如光伏屋顶、光伏幕墙、光伏瓦和光伏遮阳装置等。这里的光伏组件已经用作建材，必须具备坚固耐用、保温隔热、防水防潮、适当强度和刚度等性能。
建筑集成光伏是光伏建筑一体化的更高级应用，光伏组件既作为建材，又能够发电，一举两得，可以部分抵消光伏系统的高成本，有利于光伏的推广应用。目前，国外已经出现了大量的建筑集成光伏示范性建筑。
与光伏电站相比，建筑光伏发电具有如下优势：一是合理利用了建筑物光照面，减少了对土地的占用。将光伏系统安装在负荷中心的建筑屋顶和墙面上，既不影响建筑物的使用，又获得了清洁电力，还节省了输电投资，输配电损耗很少。
二是与负荷匹配度较高。建筑光伏多安装于城市，根据国内外的调查，城市的负荷高峰都在白天，主要是工业、商业、办公和公共建筑用电，建筑光伏的出力与用电负荷曲线大致吻合，可有效起到“削峰”的作用。三是在配电侧并网，电网管理相对简单。通过合理配置建筑光伏占输电线路容量比例，光伏电力将被负荷完全消耗，不存在向中压输电网（10千伏，35千伏，110千伏）反送电（逆流）问题。
此外，建筑光伏配备一定量的小型储能装置（如几小时的峰值储能）即可平滑供电，消除光伏发电的不稳定性，而且可以大大提高电网的安全性，在大电网出现故障时可以实现几个小时的应急供电。
加强统筹规划与规模管理
加强统筹规划和规模管理是政府主管部门实现国家宏观调控的主要手段，也是深化电力行政管理改革的重要环节。
国务院能源主管部门要加强统筹规划，而不仅仅是负责全国分布式光伏发电规划指导和监督管理。
国能新能[号文把分布式光伏发电规划管理权限下放到地方能源主管部门，具体负责本地区分布式光伏发电规划、建设的监督管理；国务院能源主管部门只负责全国分布式光伏发电规划指导和监督管理；国家能源局派出机构负责对本地区分布式光伏发电规划和政策执行、并网运行、市场公平及运行安全进行监管。
国能新能[号文对分布式光伏发电规划进行了细化深化，提出各地区要将光伏发电纳入能源开发利用和城镇建设等相关规划，省级能源主管部门要组织工业企业集中的市县及各类开发区，系统开展建筑屋顶及其他场地光伏发电应用的资源调查工作，综合考虑屋顶面积、用电负荷等条件，编制分布式光伏发电应用规划，结合建设条件提出年度计划。各新能源示范城市、绿色能源示范县、新能源应用示范区、分布式光伏发电应用示范区要制定分布式光伏发电应用规划，并按年度落实重点建设项目。优先保障各类示范区和其他规划明确且建设条件落实的项目的年度规模指标。从上述两个文件可以看出，国务院能源主管部门似乎没有在各省区市研究编制分布式光伏发电规划的基础上，结合国家财政补贴能力和地方各自出台的补贴政策，统筹优化形成全国分布式光伏发电的专项规划。
实际上，如果各省区市能够统筹优化分布式光伏发电、光伏电站以及光热发电，形成各省区市太阳能发电专项规划，国务院能源主管部门在此基础上，完全可以结合国家财政补贴能力、地方各自出台的补贴政策和资源条件，立足电力行业整体，特别是与风电等新能源发电进行统筹优化和综合平衡，最终形成全国太阳能发电专项规划（也可以不做分布式光伏发电、光伏电站和光热发电三类专项规划）。从上下衔接和实际工作出发，在要求各省区市编制分布式光伏发电专项规划的情况下，研究编制全国性专项规划更为合适。
全国太阳能发电专项规划应该作为规模管理的前提条件。
国发[2013]24号文规定光伏发电规模要与国家可再生能源发展基金规模相协调。
国能新能[号文明确，国务院能源主管部门对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和年度指导规模管理（不需要国家资金补贴的项目不纳入年度指导规模管理范围），并明确具体流程：省级能源主管部门根据本地区分布式光伏发电发展情况，先提出下一年度需要国家资金补贴的项目规模申请；国务院能源主管部门统筹协调平衡后，下达各地区年度指导规模，在年度中期可视各地区实施情况进行微调；国务院能源主管部门下达的分布式光伏发电年度指导规模在该年度内未使用的规模指标自动失效，当年规模指标与实际需求差距较大的，地方能源主管部门可适时提出调整申请。
按照国能新能[号文要求，国务院能源主管部门结合各地项目资源、实际应用以及可再生能源电价附加征收情况，经统筹协调平衡后提出全国及各地区年度指导规模，但并没有明确规定规划与年度规模的内在关系，加上自身没有制定全国分布式光伏发电规划，年度规模可能缺乏统筹协调性和可持续性，在一定程度上可能会带来配套项目不能及时跟上和财政补贴能力不足等问题。
完善并网管理服务，解决并网接入难问题
对于分布式光伏发电并网接入问题，国务院及国务院能源主管部门均提出了十分具体的要求和规定。
国发[2013]24号文明确提出电网企业要加强与光伏发电相适应的电网建设和改造，保障配套电网与光伏发电项目同步建成投产。主要包括四个方面：简化分布式光伏发电的电网接入方式和管理程序，公布并网服务流程，建立简捷高效的并网服务体系；分布式光伏发电接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设；优化系统调度运行，优先保障光伏发电运行，确保光伏发电项目及时并网，全额收购所发电量；对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。
国能新能[号文和国能新能[号文则针对前三个方面，提出了更为具体细致的规定要求。但在实际建设过程中，各分布式光伏发电开发企业还是普遍反映并网接入难。这既需要从管理流程上予以规范，又要从统筹规划上予以规范，还要从利益机制上予以补偿，从三个方面来统筹推进加以解决。分布式光伏发电并网接入要统筹纳入配电网规划。
国能新能[号文规定，各级电网企业在进行配电网规划和建设时，要充分考虑当地分布式光伏发电的发展潜力、规划和建设情况，采用相应的智能电网技术，配置相应的安全保护和运行调节设施。按照国家现行管理体制，政府能源主管部门是电力规划管理主体和责任主体，电网企业只是规划参与者和电网建设实施者。
配电网规划是否包括分布式光伏发电并网接入或接纳能力是否足够，最终的责任承担主体在政府能源主管部门而不是电网企业。所以，电网企业在研究编制配电网规划过程中，要与配电网覆盖范围内分布式电源规划及其布局、时序进行充分衔接统筹；政府能源主管部门在牵头组织研究和最终审定配电网规划时，要主动统筹协调平衡，滚动调整分布式光伏发电专项规划时，必须同步完成配电网的滚动调整，以确保分布式光伏发电在能够得到及时并网接入和消纳。
不在分布式光伏发电专项规划和配电网规划内的项目，能源主管部门不得核准，电网企业不接受并网接入申请。
政府能源主管部门下达的全国及各地区年度指导规模必须以分布式光伏发电专项规划和配电网规划为前提。年度指导规模及其项目原则上与两个规划相一致。超过规划年度规模及项目的，只有配电网确实有能力保证及时并网接入的，才可以增列入年度指导规模，同时滚动调整两个规划。严格流程管理和责任追究。
国能新能[号文规定，要在市县（区）电网企业设立分布式光伏发电“一站式”并网服务窗口，明确办理并网手续的申请条件、工作流程、办理时限，并在电网企业相关网站公布。
国能新能[号文规定，电网企业收到项目单位并网接入申请后，应在20个工作日内出具并网接入意见，对于集中多点接入的分布式光伏发电项目可延长到30个工作日。对于同时符合分布式光伏发电专项规划和配电网规划、且在年度指导规模内的项目，电网企业应该严格按照上述规定流程和时间要求办理，按期出具并网接入意见，并且严格按照合理工期或双方约定确保项目按期接入并网。除不可抗力外，不能按期完成的，应该依法依规追究电网企业及其相关人员责任。因为能源主管部门核准配网项目滞后或政府部门原因造成不能按期完成的，应该依法依规追究相关政府部门及其人员的责任。
及时开辟电网企业合理补偿渠道。分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用，会相应直接减少电网企业收益。电网企业负责分布式光伏发电项目的接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分投资。根据发展需要建设分布式光伏发电并网运行监测、功率预测和优化运行相结合的综合技术体系，提供可明确区分项目总发电量、“自发自用”电量（包括合同能源服务方式中光伏企业向电力用户的供电量）和上网电量，并具备向电力运行调度机构传送项目运行信息功能的电能计量表等，都需要电网企业额外增加投资。
此外，落实国家规定的管理流程和时间要求，也需要电网企业额外增加人财物成本。按照权责利均衡原则，在落实电网企业无歧视并网接入服务责任的同时，需要及时针对直接收益减少、投资回收困难和成本增加，开辟足额补偿渠道。特别是要结合独立输配电价改革试点，将相关配电网投资及时足额纳入电网企业有效资产，将相关成本及时足额列入准许成本，通过电价回收，保证合理收益。
创建县区专业互助组织，破解屋顶落实难难题
国发[2013]24号文明确提出，要完善土地支持政策和建设管理：对利用戈壁荒滩等未利用土地建设光伏发电项目的，在土地规划、计划安排时予以适度倾斜，不涉及转用的，可不占用土地年度计划指标；探索采用租赁国有未利用土地的供地方式，降低工程的前期投入成本；光伏发电项目使用未利用土地的，依法办理用地审批手续后，可采取划拨方式供地；完善光伏发电项目建设管理并简化程序。
国能新能[号文也明确提出，要鼓励地方政府建立光伏发电应用协调工作机制，引导建筑业主单位（含使用单位）自建或与专业化企业合作建设屋顶光伏发电工程，主动协调电网接入、项目备案、建筑管理等工作：对屋顶面积达到一定规模且适宜光伏发电应用的新建和改扩建建筑物，应要求同步安装光伏发电设施或预留安装条件；政府投资或财政补助的公共建筑、保障性住房、新城镇和新农村建设，应优先考虑光伏发电应用。
“屋顶落实难”并非没有屋顶资源，而是难以协调使用。“国土批准难”主要是土地属性变化大，审批时间长。如何把国务院及其能源主管部门的有关扶持政策落实到位，解决好屋顶落实难和国土批准难问题，关键是要发挥地方政府主导作用，既要全过程加强统筹协调，又要有专门组织具体操作。
地方政府要研究出台屋顶资源使用指导意见。对于建筑物不同属性（政府、企业或个人，国有企业或民营企业）及其屋顶不同类型（主要是指在屋顶安装光伏发电的难易程度）分别予以规范，分类规范屋顶使用补偿标准。如对政府机构和国有企业所属建筑物，适宜光伏发电应用的，具备安装条件的应限期安装，不具备安装条件但改造费用较少的应限期改造后安装；政府投资或财政补助的公共建筑、保障性住房、新城镇和新农村建设，应优先考虑光伏发电应用。
分布式光伏发电专项规划要落实好屋顶使用意向。当建筑物屋顶拥有者、项目单位和电力用户不是同一主体时，由于经济关系复杂，利益难以平衡，需要地方政府出面协调。地方政府在研究编制分布式光伏发电专项规划过程中，要逐项落实屋顶资源意向，不仅要计算统计屋顶类型、面积等数据资料，更要落实好屋顶拥有者同意安装并消纳分布式光伏发电的使用意向书。
各县区及大型开发区成立专业互助组织，协助地方政府具体承担屋顶落实、电网接入、项目备案、建筑管理等事宜。专业互助组织为非盈利组织，既有与分布式光伏发电相关的政府部门参与，又有相关投资企业参与，收入来源是地方政府专项采购服务费用和光伏发电项目前期工作商品化收益。
在分布式光伏发电专项规划研究编制阶段，专业互助组织协助地方政府具体落实各类屋顶使用意向书和相关土地资源属性界定等工作，增强规划可操作性。专项规划以法定程序审批公布后，专业互助组织协助地方政府逐项落实项目开发方式和发电消纳方案，项目开发方式包括屋顶拥有者自主投资开发、合作开发或出让外来投资者开发等。
国家年度指导规模下发后，专业互助组织协助地方政府将合作开发和外来投资者开发的项目进行市场公开招标，择优选择投资主体；确定项目投资主体后，协助办理屋顶落实、电网接入、项目备案等事宜。
创新分布式光伏发电投融资模式
国发[2013]24号文提出，要开放用户侧分布式电源建设，支持和鼓励企业、机构、社区和家庭安装、使用光伏发电系统。
分布式光伏发电投资模式可以分为三类：第一类是自主投资模式，就是拥有屋顶资源的机关、机构、企业、社区和家庭等自行投资安装使用分布式光伏发电，自发自用为主，余量卖给电网企业或其他用户、售电公司。该模式生产关系最为简单、协调量少，无论是从分布式光伏发电的功能定位，还是从实施难易程度来看，自主投资模式都应该得到国家优先支持和鼓励。为促进该模式优先发展，可以通过设立县区互助组织或区域专业化运营企业，来统筹协助解决各家各户的光伏发电系统的运行维护问题。
第二类是合作投资模式，就是屋顶资源拥有者通过与其他投资者合资，共同投资建设分布式光伏发电。这里的其他投资者范围较广，既可以是个人投资者，又可以是资金投资者，还可以是能源类专业公司等。对于社区和家庭的屋顶而言，在屋顶拥有者不具备完全自主投资能力时，应支持和鼓励屋顶拥有者优先吸纳社区内甚至相邻家庭的个人投资者合资开发分布式光伏发电，同时共同就地消纳。鼓励专业化能源服务公司与用户合作，合资投资建设和经营管理为用户供电的光伏发电及相关设施。
第三类是出让投资模式，就是屋顶资源拥有者出租让渡给其他投资者投资安装分布式光伏发电，并且消纳其发电。该模式生产关系复杂、协调量大，前期工作时间长，需要地方政府的统筹协调。
对于分布式光伏发电融资创新，国能新能[号文提出了具体思路。一是鼓励银行等金融机构对分布式光伏发电项目提供优惠贷款，采取灵活的贷款担保方式，探索以项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制。
二是鼓励银行等金融机构与地方政府合作建立分布式光伏发电项目融资服务平台，与光伏发电骨干企业建立银企战略合作关系，探索对有效益、有市场、有订单、有信誉的“四有企业”实行封闭贷款。
三是鼓励地方政府结合民生项目对分布式光伏发电提供贷款贴息政策。
四是鼓励采用融资租赁方式为光伏发电提供一体化融资租赁服务，鼓励各类基金、保险、信托等与产业资本结合，探索建立光伏发电投资基金，鼓励担保机构对中小企业建设分布式光伏发电开展信用担保，在支农金融服务中开展支持光伏入户和农业设施光伏利用业务。
五是建立以个人收入等为信用条件的贷款机制，逐步推行对信用度高的个人安装分布式光伏发电提供免担保贷款。
六是继续推进分布式光伏发电应用示范区建设，重点开展发展模式、投融资模式及专业化服务模式创新。鼓励示范区政府与银行等金融机构合作开展金融服务创新试点，通过设立公共担保基金、公共资金池等方式为本地区光伏发电项目提供融资服务。
创新完善电价补贴政策和补贴资金管理
国发[2013]24号文提出对分布式光伏发电实行按照电量补贴的政策，建立由电网企业按月转付补贴资金的制度。中央财政按季度向电网企业预拨补贴资金，确保补贴资金及时足额到位。对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金。
发改价格[号文明确规定对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元（含税），通过可再生能源发展基金予以支付，由电网企业转付。其中，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。
对分布式光伏发电系统自用电量免收随电价征收的各类基金和附加，以及系统备用容量费和其他相关并网服务费。国家根据光伏发电发展规模、发电成本变化情况等因素，逐步调减光伏电站标杆上网电价和分布式光伏发电电价补贴标准，以促进科技进步，降低成本，提高光伏发电市场竞争力。
鼓励通过招标等竞争方式确定分布式光伏发电电价补贴标准，但通过竞争方式形成的电价补贴标准不得高于国家规定的电价补贴标准。
财政部《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》（以下简称财建[号）明确，国家补贴资金通过电网企业转付给分布式光伏发电项目单位，并规范了资金拨付流程：中央财政根据可再生能源电价附加收入及分布式光伏发电项目预计发电量，按季向国家电网公司、南方电网公司及地方独立电网企业所在省级财政部门预拨补贴资金。
电网企业根据项目发电量和国家确定的补贴标准，按电费结算周期及时支付补贴资金。具体支付办法由国家电网公司、南方电网公司、地方独立电网企业制定。国家电网公司和南方电网公司具体支付办法报财政部备案，地方独立电网企业具体支付办法报省级财政部门备案。
年度终了后1个月内，国家电网公司、南方电网公司对经营范围内的项目上年度补贴资金进行清算，经省级财政、价格、能源主管部门审核同意后报财政部、国家发展改革委、国家能源局。地方独立电网企业对经营范围内的项目上年度补贴资金进行清算，由省级财政部门会同价格、能源主管部门核报财政部、国家发展改革委、国家能源局。财政部会同国家发展改革委、国家能源局审核清算。
国能新能[号文结合发展过程中的实际难题，对分布式光伏发电的电费结算和补贴拨付进行了补充完善。一是各电网企业按月（或双方约定）与分布式光伏发电项目单位（含个人）结算电费和转付国家补贴资金，要做好分布式光伏发电的发电量预测，按分布式光伏发电项目优先原则做好补贴资金使用预算和计划，保障分布式光伏发电项目的国家补贴资金及时足额转付到位。
二是电网企业应按照有关规定配合当地税务部门处理好购买分布式光伏发电项目电力产品发票开具和税款征收问题。三是对已备案且符合年度规模管理的项目，电网企业应做好项目电费结算和补贴发放情况的统计，并按要求向国家和省级能源主管部门及国家能源局派出机构报送相关信息。
四是项目并网验收后，电网企业代理按季度向财政部和国家能源局上报项目补贴资格申请。
从理论分析，只要严格执行国家发展改革委、财政部和国家能源局相继出台的上述政策文件，就能够较好地解决电费回收和电价补贴到位的问题。但在实际执行过程中，却反映出两大难题并没有得到较好解决。
分析原因：其一，分布式光伏发电发展时间不长，新做法涉及众多政府部门和环节，需要一定时间来调整完善各类配套政策和理顺工作流程，发展初期出现这些问题是正常的。
其二，国家财政补贴资金总量有缺口，中央财政根据可再生能源电价附加收入及分布式光伏发电项目预计发电量，难以足额按季向国家电网公司、南方电网公司及地方独立电网企业所在省级财政部门预拨补贴资金。电网企业也因此难以根据项目发电量和国家确定的补贴标准，按电费结算周期及时足额支付补贴资金。这就需要坚持发展规模与财政补贴能力直接挂钩的原则，量财力而定发展规模。
其三，国家补贴资金拨付流程尚待优化，需要更加发挥电网企业作用，强化统筹规划和部际联席项目核准制，增强信息透明度，充分利用互联网来缩短审核时间，加快拨付节奏。其四，全面推行电网企业电费收取委托制。在分布式光伏发电发展初期，国家明确委托电网企业负责为分布式光伏发电项目无偿提供电费收取、补贴申领等服务，为此发生的相关成本应统一从可再生能源电价附加中支付，或列入独立输配电价中的输配电网准许成本予以回收。
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每日光伏市场参考
印度商工部反倾销局(DGAD)正式公告，将对中国大陆、台湾、马来西亚等地进口的太阳能电池展开反倾销调查。同时，欧盟对中国大陆的
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探讨中环股份来自：理想论坛() 作者：青山 387 {原文链 /thread--1.html} 美国、中国、日本及其他新兴市场持续出台支持光伏行业发展的政策，从 2013 年起，这些新 兴市场光伏装机需求可能大幅增加。 这个行业，曾经被投资者疯狂追捧，一度诞生了中国首富；这个行业，各国政府高度重视，每 年斥巨资发放补贴，扶持发展，被誉为前景最为光明的行业，而 2007 年中国的产量占了全球的三 分之一；还是这个行业，近来出现一波接一波的破产潮，甚至连昔日的行业龙头也难逃灭顶之灾！ 这就是光伏产业，在短短三年之中，经历了景气度的繁荣高峰与衰退低谷间的大起大落，众多 企业感受到从“烈火烹油”到“冰寒刺骨”的滋味。 然而，正当国内企业还挣扎在存亡边际，从华尔街却传来了全新的讯息：一方面，美股光伏龙 头股价轮番暴涨，最具代表性的 Sunpower（NASDAQ:SPWR）今年股价涨幅超过 300%；另一方面， “股神”巴菲特携 25 亿美元收购光伏电站，世界上最赚钱的公司“苹果”也投资光伏产业。作为 世界上最有效的资本市场，股价的上涨是人们用资金在投票，巴菲特、苹果公司在行业低谷期竞相 投资太阳能领域，这意味着什么？ 股价靓丽表现的同时，行业基本面也正发生着变化。美国、中国等新兴市场正在发生剧变，产 业政策集中出台，上网与补贴发放更具确定性和可操作性，光伏电站中长期规划被大幅提高，巨大 的装机需求一触即发。 更为重要的是，随着光伏转换率逐年提高，成本逐年下降，优势企业的发电成本即将与火电持 平，而一旦突破这一“临界点” ，平价上网的时代即将来临，光伏发电替代传统火电的大幕随即拉 开，人类的能源消费结构也会随之改变。 光伏危机是暂时的，能源危机是长期的。让蓝天替代煤，这是全人类的梦想，让我们期待，这 一梦想能尽快在中国的土地上成为现实！ 回顾篇 光伏发展五大阶段梦想照进现实 回顾整个太阳能电池发展历史，大致可以分为萌芽期、爬升期、成长期、繁荣期、衰退期五个 时期。 萌芽期（1839 年~1955 年） ： 该时期的标志事件是“光生伏特效应”的发现。1839 年 19 岁的法国贝克勒尔做物理实验时，发现 了“光生伏特效应” 。1954 年，贝尔实验室研制成功第一个实用价值的硅太阳能电池，纽约时报把 这一突破性的成果称为“最终导致使无限阳光为人类文明服务的一个新时代的开始” 。 爬升期（1959 年~1994 年） ： 1959 年第一个单晶硅太阳能电池问世，在 1960 年太阳能电池首次实现并网运行。1978 年美国建成 100KW 光伏电站，随后太阳能效率不断提高，其中 1980 年单晶硅太阳能电池效率达到 20%，多晶 硅为 14.5%。 成长期（1994 年~2007 年） ： 在 1994 年~2004 年这十年时，全球太阳能电池产量增长了 17 倍，近 5 年平均增长率超过 50%。而 在 2004 年后， 太阳能电池市场竞争激烈， 欧洲和日本的领先格局已被打破， 尽管销售市场在欧洲， 但是生产重镇已转向亚洲。2007 年，我国太阳能电池产量约占世界总产量的三分之一，成为世界第 一大太阳能电池生产国。繁荣期（2010 年~2011 年上半年） ： 2010 年下半年起全球经济危机压抑的需求逐渐释放，产能供不应求，至 2011 年上半年，全球光伏 产业出现新一轮景气期，各大厂商大量扩产。 衰退期（2011 下半年~2012 年底） ： 后金融危机时代盲目扩张的产能， 导致整个光伏行业产能严重过剩， 多晶硅等光伏产品价格出现 “断 崖式”下跌。 危机篇 恶性竞争 VS 欧洲削补 光伏产品跌价九成陷寒冬 金融危机的后续效应对光伏行业影响是致命的，2010 年至 2011 年上半年，受金融危机压制的 需求启动，光伏行业进入了新的一轮景气期，但这一景气期却因欧债危机爆发导致的各国财政补贴 削减而戛然而止。 光伏行业发展主要依赖政府补贴，补贴下调直接影响到装机需求，欧洲是我国光伏行业第一大 市场，欧洲市场需求萎缩，国内市场迟迟不能启动。景气期时行业的无序扩张，最终酝酿了产能过 剩的“苦果” 。 短期的供不应求导致巨量扩产 2010 年在全球经济复苏的背景下， 前期被抑制的需求得到释放， 全球光伏行业出现新一轮的增 长，英国研究公司 IMSResearch 统计数据显示，2010 年全球新增光伏装机量达到 17.5GW，与 2009 年的 7.2GW 增量相比，增长率高达 143%。 装机容量的大幅增长，提升了对光伏产业链各环节的需求；需求的快速增长，更是催生了整个 光伏行业自 2010 年下半年至 2011 年上半年的牛市行情。 首先，以多晶硅价格看，在需求的带动下，自 2010 年下半年开始，国内现货市场的多晶硅价 格从最低 50 美元/千克左右上涨至 100 美元/千克左右，虽然最后价格有所回落，但也保持在 80 美 元/千克左右水平。 其次，在 A 股的资本市场中，精工科技 (002006)、乐山电力(600644)、中环股份(002129)等新 能源概念股亦是受到资金大肆炒作，股价涨幅高达数倍。 产品价格暴涨的背后，映射出行业的新一轮景气期。由于下游国际市场需求的迅速增长，以及 国内光伏企业相对有限的产能，国内光伏企业开始大幅扩张自身的产能；而在下游的光伏电池片和 组件中，也与上游多晶硅发展类似，需求的增长，使得各大企业相继扩大产能应对需求，其中无锡 尚德、天威英利、河北晶澳等产能的扩张速度都达到 50%以上。 欧洲补贴削减中国产能过剩 全球经济复苏，光伏行业抑制的需求得到释放，尤其是在德国、意大利装机需求共振下，2011 年底全球需求增速达到最高峰。自 2010 年下半年到 2011 年上半年，光伏行业经历了一轮大牛市。 由于光伏发电成本远高于常规能源，光伏行业的发展主要依赖于政府补贴。欧债危机横行，其 中全球主要的光伏市场德国、意大利等相继下调光伏补贴额度，而补贴的下调直接影响装机容量增 幅。而中国太阳能光伏产品 90%都是出口，其中对欧洲出口的比例达 80%，主要国家包括德国、意 大利、瑞士和比利时。 相关国家补贴的大幅度下调，压缩国内光伏企业出口空间。启动国内的光伏市场需求就成为最 紧迫的事情，虽然在 2008 年金融危机后，中国已经出台了不少鼓励启动内需政策，比如 2009 年启 动的金太阳示范工程，但类似的政策鼓励并未产生真正的效果，比如金太阳政策在实施过程中，一 直陷入企业“钻漏洞”与政府“打补丁”的博弈战。 事实上，围绕着金太阳示范工程，跑项目、骗补贴、拖工期、以次充好等传闻不绝于耳，而到最后很多光伏项目并未上马。另一方面，国内入网标准，产品检测能力缺失，也导致了光伏发电难 以并网，这是在终端上影响到了上游的建设热情，以至于限制了国内需求的启动。 与此同时，起始于 2010 年下半年迅速增加的需求，由于行业进入壁垒低、技术标准监管不严 格等情况， 使得国内光伏企业无序扩产， 这已经为日后的产能过剩埋下隐患。 同时行业准入门槛低， 使得生产出的产品竞争力低， 加上外需受阻、 国内需求迟迟不能有效启动， 行业供需状况严重失衡， 国内光伏行业俨然成了产能过剩的代表；以至于自 2011 年下半年起产品价格出现了近两年的调整 行情，其中以多晶硅价格为例，2011 年 3 月份多晶硅价格从 70 余美元/千克一路下跌，2012 年年 底价格已经跌到最低 15 美元/千克以下。 前景篇 光伏发电成本骤降逼近火电 能源变局将现 今年初 “股神” 巴菲特携巨资收购太阳能电站， 而苹果也在投资光伏电站， 他们在这样的时点， 纷纷将投资触角伸向太阳能领域，究竟从太阳能行业中看到了什么？ 当前全球经济正处于第三次能源革命时期，人类经济社会的发展，对能源的需求与日俱增，但 是以煤炭和石油为标志的化石能源时代终将过去，而太阳能发电因其可再生、无穷无尽、洁净等特 征，成为新能源代表，也必将是未来的宠儿。 太阳能是最理想的能源 据估计，当前化石能源是全球消耗的主要能源，而我国的比例甚至高达 90%以上。但作为不可 再生资源，以煤炭和石油为标志的化石能源时代终将过去，悲观的估计还有约 100 年，乐观估计还 有 200 年。而化石能源大量、广泛地使用，带来了日益严重的“副产品” ：环境污染，气候变暖， 生态恶化。 煤炭是中国的主要能源，以煤为主的能源结构在未来相当长时期内难以改变。相对落后的煤炭 生产方式和消费方式，加大了环境保护的压力。 以煤炭和石油为标志的化石能源时代终将枯竭，这迫切需要人类开发新的资源。在 可再生资 源中，风能、地热能、核聚变能以及太阳能是主要的存在形式，其中水能受地理因素限制、发电量 受河流枯丰水变化影响大，尤其是大型水电站，对自然河流的生态影响巨大。 风能尽管也是清洁能源，但是风能开发利用同样有诸多弊端，如风速不稳定、产生的能量大小 不稳定；风能利用受地理位置限制严重，转换率低等；核能的开发利用主要是有安全性担忧。 从能源需求折合的装机量分析，全球人口 2006 年是 65 亿，能源需求折合成装机是 14.5TW （1TW=1000GW） ；到 2050 年全世界人口大概要达到 100 亿，按照每人每年 GDP 增长 1.6%，GDP 单位能耗按照每年减少 1%，则能源需求装机将是大约 30~60TW，届时主要靠可再生能源来解决。 可是，世界上潜在水能资源 4.6TW，经济可开采资源只有 0.9TW；风能实际可开发资源 2~4TW；生 物质能 3TW（加起来总共 8TW） 。 从我国的实际情况看，中国有大约 120 万平方公里的戈壁和荒漠面积，即使只开发利用 5%的 荒漠，就可安装超过 50 亿 KW 太阳能光伏发电系统，年发电量可以达到 6 万亿千瓦时，相当于美 国 2010 年发电量总和的 1.5 倍，等同于我国 2015 年预测发电量的总和。 因此，在这些可再生能源中，只有太阳能才是最清洁、安全和可靠且唯一能够保证人类未来需 求的能量来源，其潜在资源 120000TW，实际可开采资源高达 600TW。所以有专家认为，太阳能+ 储能技术是人类解决能源问题的终极解决方案。 另一方面，据欧洲光伏工业协会 EPIA 预测，太阳能光伏发电在 21 世纪会占据世界能源消费的 重要席位，不但要替代部分常规能源，而且将成为世界能源供应的主体。 根据欧盟委员会联合研 究中心（JRC）的预测，到 2030 年可再生能源在总能源结构中占到 30%以上，太阳能光伏发电在世 界总电力的供应中达到 10%以上； 2040 年可再生能源占总能耗 50%以上， 太阳能光伏发电将占总电 力的 20%以上；到 21 世纪末可再生能源在能源结构中占到 80%以上，太阳能发电占到 60%以上。为此，太阳能发电将为全人类解决“能源危机” 、 “环境污染”和“可持续发展”等三大世界难 题做出历史性、 跨世纪的伟大贡献。 从长远来看， 作为清洁、 可再生能源的太阳能光伏技术最成熟， 最具可操作性，有着巨大发展空间，这是不可更改的历史大趋势。 技术突破已达 “临界点” 光伏产业与传统化石能源竞争的关键是价格和成本，由于光伏发电的价格高于常规能源，因此 市场主要依赖于国家对光伏发电的政策补贴。近几年来，中国晶体硅光伏组件制造技术取得了巨大 进步。 围绕着降低成本的各种研究开发工作取得显著成就，表现在晶硅原材料制备技术取得巨大突破， 硅片厚度持续降低、电池效率不断提升等方面，在短短几年时间，光伏发电成本下降幅度远超市场 预期。 首先，硅片厚度持续降低。降低硅片厚度是减少硅材料消耗，降低晶体硅太阳电池成本有效技 术措施之一。 30 多年来， 太阳电池硅片厚度从 20 世纪 70 年代的 450~500 微米降低到目前的 180~200 微米，降低了一半以上，对太阳电池成本降低起到了重要作用。目前，国内优秀企业电池片厚度已 达到国际先进水平 180 微米。在不提高碎片率的前提下，如果太阳电池厚度从 180 微米降到 160 微 米，太阳电池硅用量可减少 10%，组件成本可下降 6%。 其次，电池效率不断提高。单晶硅电池的实验室效率已经从 20 世纪 50 年代的 6%提高到目前 的 25%，多晶硅电池的实验室效率达到了 20.3%，先进技术不断向产业注入，使商业化电池技术不 断得到提升。 目前量产的晶体硅电池的效率达到 14%~20%(单晶硅电池 16%~20%， 多晶硅 14%~16%)。 晶体硅电池的效率提高 1%，发电成本可下降 6%。 同时，我国提前 3 年达到专家 2014 年预测度电成本，更是反映出光伏技术的飞速突破。2011 年 8 月 12 日，中国资源综合利用协会可再生能源专委会在京发布《中国光伏发电平价上网路线图》 （以下简称《路线图》 ） 。 《路线图》分析，假设 2009 年光伏上网电价为 1.5 元/千瓦时，以后每年下 降 8%；火电上网电价以后每年上涨 6%。则到 2014 年，中国工商业用电价格首先超过光伏发电上 网电价，率先实现“平价上网” 。假设 2009 年光伏发电上网基准价为 1.5 元/千瓦时，按照光伏发电 价格每年下降 8%，2014 年光伏发电价格将低于 1 元/千瓦时，而常规工商业用电 2009 年平均价格 0.81 元/千瓦时，若每年上涨 6%，到 2014 年工商业用电价格将超过光伏发电上网电价，率先实现 平价上网，国内光伏发电的市场将快速启动。 从当前国内的实际情况看，光伏平价上网的时间远比 2011 年 8 月专家们所分析的时间大范围 提前，而这个时间提前将构成非常重要的投资机会。根据专家在 2010 年图示，预计 2014 年才会达 到 1 元/千瓦时，实际上在 2012 年已经到 0.8~1.00 元/千瓦时，而当前国内光伏行业的度电成本已 达 0.7 元~0.8 元，如果加上国家的一定数额的政策补贴，度电成本已经能够达到 0.4 元及以下。 光伏发展的终极目标是实现平价上网，传统能源目前的度电成本在 0.4 元附近。随着光伏技术 持续发展，2014 年度电成本已经提前 3 年实现，且当前行业度电成本普遍已达到 0.7~0.8 元，这意 味着当前的光伏技术已经达到了一个 “临界点” 。这个临界点一旦突破，市场需求可能呈现几何级 爆发，其替代能源甚至主力能源的时代将提前到来。 最后，与传统化石能源如煤炭比较，随着煤炭开采量逐年增加，资源消耗导致储量减少，紧缺 程度日益加剧，化石能源价格必然上涨，进而导致火电发电成本的升高。而煤炭、石油的开采、运 输以及燃烧都需要广泛的人力参与，人力成本的逐年上升同样是必然。外部成本方面，在考虑到火 电燃烧排放的污染，特别是我国以北京为首的大型城市雾霾严重，中央政府为此计划投入 1.7 万亿 元治理大气污染，这一部分隐形成本算进去，未来火电成本的持续上升更将是趋势性的。所以，如 果将环境治理成本也测算进去，光伏发电的成本已经低于火电成本。 政府对生态问题重视已经提升到一个高度，建设“生态中国” 、 “美丽中国”等内容相继提出， 前期高投入、高消耗、高排放、低效率的粗放型扩张的经济增长方式已难以为继，这也迫切需要转 变发展模式和发展途径。光伏产业通过这些年竞争发展，与其他产业相比是中国与先进国家差距较小的一个行业。通过 中国政府支持，促进企业技术进步，未来中国光伏行业能在全球光伏市场抢占更多市场份额。 案例篇 光伏业内激辩度电成本 0.4 元聚焦中环股份 光伏产业的技术革新已经远超市场预期，随着高效率单晶硅的应用，行业内光伏发电的度电成 本已经达到 0.7~0.8 元，加上政府补贴，与 0.4 元附近的传统能源度电成本差距已是不断缩小。而在 8 月 6 日的央视《新闻联播》中“经济转型进行时”栏目报道了中环股份（002129，SZ） ，以下是报 道内容： 主持人：拼价格的时代已经结束，更重要的是提升企业的软实力。最近，天津一家光伏企业自主研 发的高效单晶硅技术，把光电转换率提高了 30%以上，解决了太阳能发电成本高这一世界难题。 中环总工办主任：现在，常规的太阳能发电成本大概是 0.7~0.8 元左右，我们的产品的上网电价有 望降低到 0.4 元以下。 主持人：手握核心技术，企业自然有了底气，目前，正在与美国光伏企业合作，在内蒙古等地建立 大型光伏电站。 中环沈总：根本不怕任何人的双反，他没法反，我们有一定的议价权。 《新闻联播》中关于中环股份度电成本即将低于 0.4 元的报道，如同在光伏行业内投下了一枚 炸弹，引起了全行业的热烈讨论，甚至是竞争对手的“炮轰” ，不少业内企业认为“吹嘘成分大， 实验室技术，商业化不大可能” 。 一则报道缘何引发巨大争议？0.4 元以下的度电成本究竟是怎样的概念？火力发电的成本就接 近于 0.4 元，与全国各地煤炭产区的煤价不同、人力成本的不同有所差异。因此，中环股份如果能 做到大规模量产的商业化运营度电成本低于 0.4 元， 即使不算国家补贴， 也能直接与传统能源竞争。 而由于太阳能高效率、清洁资源的属性，做到 0.4 元以下度电成本，也将意味着传统能源已无竞争 优势。 中环股份 0.4 元度电成本究竟是如何实现的呢？近日， 《每日经济新闻》 记者对中环股份的光伏 技术路线进行了详细梳理。中环股份历史上是半导体企业，在技术方面有历史积淀，公司的单晶硅 N 型片产业化转换率达到 22%~24%， 国内产业化单晶硅 N 型片转换率不超过 20%， 从制造成本角度 看，电池效率每提升 1%，将使得光伏电池组件的成本下降 6%左右。而更令人吃惊的是，中环股份 应用直拉和区熔融合工艺的 CFZ 单晶硅片转换率更是高达 24%~26%。 上述高效率单晶硅片将与美国 sunpower 低倍聚光（LCPV）的 C7 技术融合，共同应用于合资建 设全球最大光伏电站――华夏聚光 7.5GW 项目。 采用 7 倍聚光技术减少昂贵材料的使用， 大幅降低 了土地使用面积和光伏发电成本。 中环股份的高效率晶硅片与 C7 系统的互补， 以此实现 0.4 元以下 的度电成本。 无论中环股份单晶硅转换率多高，相比于当前行业 0.7~0.8 元的度电成本，0.4 元以下的度电成 本无疑是颠覆性的， 《新闻联播》一播出，引发业内的广泛争议也是可以想象的。 就此， 《每日经济新闻》记者采访了业内的多位资深人士。 “如果投资大型地面电站，度电成本 能够达到 0.6~0.7 元。 ”国内某大型光伏企业高管介绍， “投资 1MW 的电站需要投资 800 多万元，个 人是拿不出这一笔资金的，因此需要部分银行贷款，就需要利息支出等；其次大型地面电站需要人 工维护，比如人工检修，配件更换等，包括日照时间也很有影响，因此算下来大型地面电站度电成 本能够达到 0.6 元~0.7 元/度。第二种主要是个人分布式并网电站，1W 的成本在 10 元左右，1W 一 年发 1.2 度电，电池使用寿命按照国家补贴 20 年，1W20 年能发 24 度电，当初投资成本 10 元，10 元除以 24 度等于 0.41 元/度，因此算下来度电成本能达到 4 毛。但这是很理想的状态，比如占总投 资 1%的人工维修费没有考虑，没有银行贷款，日照充裕，组件采购价格低。考虑到这些因素，0.4 元以下是当前光伏企业迈不过去的坎。 ”与此同时，上述大型光伏企业相关人士还介绍称， “当前单晶硅 19%转换率，多晶硅接近 18% 转换率，就已经代表全行业最领先的水平，而 20%以上的转换率应该是在实验室状态。 ” 某 A 股光伏上市公司高管表示， “当前太阳能转换率 20%以上规模化在现实中是做不到的，应 该只有在实验室中能看见，光伏技术在逐渐突破，但转换率一下提升 3~4 个点需要过程。当前光伏 发电成本下降比较快，0.7~0.8 元度电成本已经能做到，但是要做到 0.4 元以下暂时不太可能，不然 这些火电企业都将关门。 ” “0.4 元以下的度电成本是光伏企业追求的终极目标。 ”A 股另一家光伏上市公司的相关人士告 诉《每日经济新闻》记者， “能生产高效单晶硅的企业不多，发电成本各个地方不一样，西部光照 条件比较好能达到 0.7 元，0.4 元以下是以后的事情，至少未来 2~3 年看不到。另外如果能达到 0.4 元以下成本，这不仅是转换率高，所有环节都要低成本，目前整个光伏行业成本仍偏高，成本的下 降还需要时间。 ” 此外，也有光伏行业的人士认为， “中环单晶硅做到 22%以上的转换率是有水分的，实验室这 一转换率能实现， 前提是没有成本的压力。 太阳能电池转换率每提升零点几个百分点， 都非常之难， 技术设备的更新，整个设备的升级都需要付出很大的代价。全球光伏企业成本之王――英利集团能 够做到 1 元成本，中环能做到 0.4 元?几乎不可能。 ” 企业对话 中环：0.4 元是全成本吉瓦电站转换率将超 22% 中环股份究竟是在什么条件下实现 24%的转换率？0.4 元度电成本又是如何计算的，考虑了哪 些变量？为了解开这一疑问，近日， 《每日经济新闻》记者（以下简称 NBD）采访了中环股份。以 下为采访实录。 NBD：公司中报披露的高效 N 型片的转换效率达到 22%~24%，是否量产？具体产量是多少？今年中 报现金流大幅增加，但利润贡献甚微，原因是什么？ 中环：公司 N 型片 2012 年上半年开始实现量产，目前 N 型片切割产能为 1.6 亿片/年，随着应用于 背电极电池的 N 型硅片市场需求逐步扩大，替代普通 P 型硅片日趋明显。切片的厚度主要是根据客 户的要求确定，薄片化能够提高单位硅料的出片数，但不能简单地理解为越薄越好。相反，良率是 影响成本、市场竞争力的最重要因素，中环股份目前的 N 型硅片的良率超过 92%，还有进一步提高 的空间。 晶体方面，公司将面向转换效率、品质要求更高的高端市场，通过投资建设 N 型 CFZ 单晶硅实 现扩产；晶片方面，主要是通过滚动投资金刚石线切片扩充产能，提高产品合格率来降低成本。 2013 年上半年,公司整体经营业绩受半导体器件产业影响，实现净利润 2800 万元，而公司的主 要子公司环欧公司、中环光伏、中环领先、环欧国际均实现盈利。其中环欧公司实现销售收入 5.1 亿元，净利润 3331 万元；中环光伏实现销售收入 9.3 亿元，净利润为 3860 万元。 NBD：作为全球最大的光伏电站――吉瓦项目在大小路条、可行性研究报告、环境评价、规划、并 网、土地许可、安全、验收等关键环节是否存在问题？为何迟迟没有获准注册？ 中环：公司吉瓦项目由于涉及外资股东，制造型企业的审批周期相对较长，同时作为中美两个上市 公司、两个内蒙古地方国企，本着谨慎性原则，均按照法律法规有序进行，而四方股东前期工作也 在有序开展。 电站部分前期已经获得 20MW 的小路条， 同时根据公司 5 月份与呼和浩特市政府签署的 《共同 打造“金桥光伏产业园”的框架协议》 ，呼市政府全力支持“1000MW 低倍聚光光伏发电示范项目” 建设，按低倍聚光光伏发电项目的电站建设进度及时配置路条，并核准并网。 NBD：公司投资吉瓦项目估计今后度电成本大约会在什么水平？该项目在计算未来度电成本中，具 体包含了哪些费用？电站建设完成后的转换效率会是什么水平？ 中环：吉瓦项目的度电成本随着本地化、本土化、规模化进程，度电成本能达到 0.4 元以下，该成本是全成本，包含电池组件、土地费用、电网接入费用、财务成本、组件配套、人工费用、设备更 新和大修费、折旧费、应缴税费、运营费用等各项费用。电站运营后的转换效率会在 22%以上。吉 瓦高效项目完成后的发电与普通光伏电站相比，年发电量会高出 20%~30%。 NBD：当 7.5 吉瓦项目达产后，在并网、电网调峰与基础设施、输送电是否存在障碍和风险？中环 股份已在内蒙古投资数十亿元，一共会享受多少亿吨煤的补贴？ 中环：内蒙古电力集团，作为中环股份吉瓦高效光伏中心项目的合作伙伴之一，在新能源并网、调 峰， 基础设施建设、 输变电方面有丰富的经验， 同时作为合资公司的四方股东之一， 吉瓦项目在 EPC 及并网方面不存在障碍和风险。按照今年以来国家发布的光伏产业扶持政策，作为中央财政支持资 金， 在结算上不存在政策性障碍， 同时接受并网的合作伙伴――内蒙古电力也不存在操作障碍。 《共 同打造“金桥光伏产业园”的框架协议》中明确提出， “对中环股份已投资完成达产的项目配置 2 亿吨煤炭资源，对中环股份新增投资实施到位后，继续配置相应的煤炭资源” ，目前正在办理过程 中。 NBD：公司作为半导体企业进入光伏行业，是如何看待光伏行业所具备的半导体行业属性的？公司 在光伏行业里主要竞争优势是什么？ 中环：公司作为传统的半导体企业，进入光伏行业并不是一朝一夕的事情，其实全资子公司环欧公 司是中国最早生产用于太阳能电池用单晶硅的两家企业之一。随着市场端对光伏产业的产品品质、 转换效率提出越来越高的要求，在厂房建设、生产工艺方面光伏行业越来越接近半导体行业，这种 情况不仅仅局限于公司所在的单晶硅及硅片领域，下游的电池片、电池组件也是如此。 光伏行业和半导体行业的行业属性有相似之处但又不完全一样，发展的周期性与规律性有关联 性，但也有一定的区别，降成本、提效率（品质）同为两个行业永恒的话题。 公司在光伏行业的竞争优势包括：首先，公司持续不断地创新技术和领先的技术开发能力是公 司在新能源光伏产业发展的最大优势。公司将技术要求更高的电子级半导体材料生产的先进技术， 以及长期积累的管理和制造经验复制至新能源领域；其次，将金刚石线晶片切割技术率先大规模应 用于太阳能硅片制造，有效提高了单晶硅材料的利用率及单晶硅片制造效率；再次，中环股份作为 持续经营的规范化公司，具有良好的商业信誉，拥有完善的战略供应商体系、丰富的客户资源。 NBD：25KW 示范电站进展如何？该数据为市场高度关注，是否意味着规模化生产和运营的结果？ 是否意味着可以大规模复制？20MW 示范电站进展如何？示范电站的度电成本能否降低到与火电 持平？ 中环：25KW 示范电站正在按照计划进行，是完整应用中环股份 N 型单晶硅片的 C7 光伏系统。运 行数据中的转换效率与规模化运营差异不大，而发电量则与光照资源情况有很大关系。度电成本情 况在上面已经回答。在社会影响和环境影响方面，与其他的成熟的光伏电站一致，都是积极的、正 面的，而技术本身则会促进光伏行业本身的进步。 NBD： 公司在内蒙古光伏一、 二期产能扩建 8 月完成， 产能增加到多少？三期扩建在什么时间动工， 何时结束？ 中环：中环光伏一期、二期、二期扩能项目已经形成晶体产能 1.8GW，三期项目还在策划过程中。 三期项目全部完成后，中环股份太阳能电池用单晶硅总产能将达到全球前列。 NBD：公司拥有专利的 CFZ 技术在什么时间实现量产？转换效率达到 24%~26%意味着什么？度电成 本将达到多少？大规模生产的条件是否具备？目前没有量产还需要哪些条件？ 中环：CFZ 技术的量产工作正在积极策划过程中。转换效率达到 24%~26%意味着几乎达到硅基太阳 能电池转换效率的理论极限值，同时如上文所述，单晶硅电池转换效率提高 1 个百分点，发电成本 将降低 5 个百分点。目前市场条件基本成熟，公司将适时推动规模化生产，将对公司进一步提升光 伏产业竞争优势、保持领先水平将有重要影响。 NBD：公司在 2012 年年报中披露： “公司在市场经营战略布局方面，积极开拓海外市场。 ”公司今 后准备以什么方式去开拓海外市场？中环：公司将通过半导体材料市场客户资源、通过下游客户的资源整合、借助合资合作伙伴的资源 平台，推动与国际客户的合作开拓海外市场。7.5 吉瓦项目不可能一蹴而就，需要滚动开发，电站 运营的商业模式行业已有通用做法，公司的合作伙伴经验丰富， “高转换效率、低度电成本”将成 为主旋律， “大规模、可复制”也是公司及合作伙伴所努力的方向。 NBD： “金太阳”工程将终结，国家对光伏补贴由原来的论系统瓦改变成发多少电的度，将对光伏行 业将会产生什么影响？是否会促使下游光伏电站去使用效率更高的单晶技术？ 中环：公司认为，对于新能源电站只关注安装量而不关注实际发电是不科学的，目前的调整制度制 定层面已经意识到了，光伏行业将更多地关注 “高转换效率、低度电成本” 。从长远看，转换效率 更高的单晶技术将成为主流，但同时我们也要客观地看到，行业下游的调整还需要有一段时间，目 前 P 型产品还会有市场空间，行业调整进一步完善时，中环股份的技术优势将会进一步凸显。此前 财政部出台的政策是针对分布式发电，我们预计国家将在近期出台大型地面光伏电站扶持政策。 NBD：公司如何看待国务院关于光伏新增产能单晶达到 20%，多晶达到 18%这一规定？是否会有大 量 P 型单晶供应商转向 N 型片？转型过程中有无特别技术困难与壁垒？单晶技术路线面临其他光伏 技术路线最大竞争对手可能会是什么？ 中环：我们认为此次“国八条”的出台是光伏产业淘汰落后产能，推进产业结构调整和技术进步的 政策引导，鼓励资源向优势企业集中。对于中环股份而言，20%的转换效率应该说不是门槛，是重 大的政策利好。中环股份在 2009 年投资中环光伏单晶硅项目之初，在项目的设计和设备的选择上 就已经做好了充分准备， 中环股份 2011 年开始策划 2012 年初量产的 P 型转 N 型是根据市场需求所 做的调整，在工艺技术上，拟扩大产能的直拉区熔（CFZ）N 型硅片也是符合政策引导要求的。 同时，我们也要客观地看到，行业下游的调整还需要一段时间，目前 P 型产品还会有市场空间，行 业调整进一步完善时，中环股份的技术优势将会进一步凸显。在行业无序竞争的情况下，单晶技术 路线面临其他光伏技术路线最大竞争对手是多晶硅，而在目前的政策引导下，高转换效率、低度电 成本的单晶硅更具有优势。 NBD： “低成本、高效率、大规模、可复制” ，是中环股份主要商业模式特征。可复制性为资本市场 最关注点，也是今后公司快速发展的要点，请问公司在此方面有何规划？ 中环：可复制是商业运作模式的可复制，公司在做好小规模示范电站项目的基础上，适时、适地地 建造大规模地面电站，目前前期工作已经在有条不紊地开展。 中环 0.4 元度电成本，引发了业内的强烈讨论，希望中环股份能加快推进华夏聚光吉瓦项目的 进展，尽快实现全球领先科技的产业化，用商业化的量产数据证明其成功。即使先忽略中环即将做 到的 0.4 元以下度电成本不计，其他光伏行业企业诸如英利集团、保利协鑫、晶澳太阳能等在当前 0.7~0.8 元度电成本下，突破 0.4 元的度电成本也是大势所趋。 中环股份引发的业内争论，只是一个案例，光伏技术不断进步的车轮将滚滚向前，按照历史规 律，度电成本每年都会下降几个百分点甚至十几个百分点，光伏发电成本越来越接近传统能源成本 已是不争的事实，未来低于火电成本将是时代发展的必然，届时，人类的能源结构将产生巨大的改 变。 筑底篇 光伏行业悄然复苏 华尔街热捧龙头涨数倍 自 2011 年下半年起，在光伏行业的调整浪潮中，欧洲需求的下降，国内产能过剩的叠加，光 伏行业用进入“寒冬”来形容毫不为过。而期间最有代表性的事件即是在 2013 年 3 月份，全球最 大太阳能电池板生产商尚德电力宣布，其在中国的主要子公司破产。无锡尚德的破产进一步暴露出 全球太阳能行业的糟糕境遇。在此之前，西方太阳能企业发生一连串倒闭，包括德国的 Q-Cells 和 美国的 Solyndra。 在光伏行业的危机中， 一连串企业的倒闭尤其是大型企业的倒闭， 可以理解为行业见底的重要标志。而这轮危机已经持续了近 2 年，当前国内光伏企业又是怎样的情况呢？与此同时，作为新兴市场的 美国，该国的光伏市场又出现了哪些变化？ 国内企业需求普遍回暖/ 按照整个光伏产业链划分，首先是上游多晶硅料企业，中游主要包括晶硅片、电池组件等，下 游主要是涉及光伏电站及逆变器等。由于整个产业链分布的企业众多，不妨以中游的晶硅片以及组 件企业进行探讨。 A 股市场中向日葵（300111，SZ）主要生产和销售晶体硅电池片及组件，公司董秘杨旺翔介绍 称，目前行业的总体形势比 2012 年要好。首先是欧洲双反达成价格承诺，其次国内连续出台较多 扶持政策，再次，去年行业形势不好，一部分企业停产和关掉部分产能，产能去掉了一部分。就公 司的情况看， 杨旺翔称， 2013 年上半年向日葵实现了盈利， 公司目前的销售比去年同期增长 1000%， 印证出国内需求已经启动，行业形势开始好转。 “回顾本轮光伏危机，去年是最困难的时候，整个光伏需求实际还没有萎缩，去年全球装机量 还增长，危机出现的原因是产能过剩导致产品价格的持续下跌。 ”杨旺翔告诉《每日经济新闻》记 者， 当前产品价格较去年最低有 20%的增长， 行业开工率由前期的 6 成， 现在可能达到 80％～90％。 隆基股份（601012，SH）是全球最大的单晶硅生产企业，与今年一季度相比，上半年实现净利 润 2095 万元，已经实现了扭亏为盈。而从上半年的经营情况看，公司单晶硅棒的产能利用率达到 95%，单晶硅片的产能利用率达到 100%。据公司董秘张以涛向记者介绍，当前整个行业还是处于低 位运行状况，产品价格比较稳定，没有继续恶化，公司在上半年已经完成了去库存，当前已是零库 存状态。 2012 年下半年和 2013 年一季度，是较为困难的时期，具体反映就是需求萎靡有存货，产品价 格低，从公司的角度看，尽管这个时期比较艰难，但是隆基股份情况稍微好些，出于成本因素的考 虑，即使困难也得满负荷运转，但需求不好，满产不一定卖得出去，小企业的压力就更大。 从价格上看，当前单晶硅价格约 8 元/片，最差的时候基本在 7.1 元、7.2 元/片成本线附近。另 一方面，日前隆基股份董事长李振国也公开称，预计隆基股份下半年的出货量环比将会增加，达到 800MW，环比增长 30%以上，全年出货量将达到 1.4GW。 上述的向日葵今年上半年已经实现了盈利， 而隆基股份当前已经是零库存， 种种迹象也显示出， 当前国内光伏行业已经走过了最悲观的时候，且全年的需求量同比增长保持着乐观态度。 与此同时， 《每日经济新闻》记者还联系上了中利科技（002309，SZ）董秘胡常青。中利科技 的主要业务是光伏电站的开发，以及对外销售一部分组件。据董秘介绍，去年下半年及今年上半年 行业形势比较困难，当前最大的感觉是这一轮最危险的时候已经过去，组件的价格回升公司对外销 售部分有利润空间，金融机构贷款也较前期放松。 除了上述几家企业反映出较为乐观的情况外，近期国内光伏电站投资喷涌，在这一轮投资热潮 中，唱主角不再是民企，而是以华能、大唐、国电、华电、中电投五大电力集团及中广核、三峡集 团、国机集团、中航工业、招商新能源等为代表大型央企。 2007 年至 2008 年光伏行业投资高峰，民企占主角，而本次行业已经逐渐走过危机，光伏企业 盈利情况好转， 而此时各大央企纷纷斥巨资在国内光伏电站市场 “跑马圈地” ， 其意义更不容小觑。 华尔街热炒光伏板块/ 总体而言，今年上半年国内的光伏企业还一片悲观，二季度起行业开始有一定的好转，尤其是 近几个月行业复苏的态势较为明显，国内的情况犹如此。作为另一大新兴市场的美国，又是怎样的 情况呢？ 今年上半年，美国资本市场光伏中概股优良表现时不时刺激着 A 股投资者的神经，当然中概股 的良好表现仅仅是美国资本市场光伏概念股整体表现靓丽的一个缩影。 Sunpower 公司和 FirstSolar 是美国比较有代表性的光伏上市公司，SunPower 是一家集开发、设 计、生产和销售高效、高可靠性太阳能电池片、组件和系统为一体的光伏公司。FirstSolar 是全球最大的薄膜太阳能光伏模块生产商。以产品生命周期为单位，FirstSolar 太阳能光伏技术拥有业界最低 的碳足迹和最短的能源偿还期。 从资本市场看，Sunpower 公司自年初的 5.62 美元一路攀升至 7 月底最高 28.15 美元，至今价格在 22 美元一线，今年以来涨幅已超 3 倍，为美国股市今年涨幅排名第二的公司；FirstSolar 今年初股价 自 30.9 美元一线攀升至 5 月下旬最高的 59 美元，至今价格保持在 38.78 美元一线，今年以来股价 最高涨幅超过 90%。 CSIQ 阿斯特是加拿大注册的光伏公司，该公司致力于将太阳能转换为电能的光伏产品的研发、 制造、销售和售后服务。年初 CSIQ 股价尚在 3.4 美元，8 月初公司股价最高上涨至 16.4 美元，当前 价格保持在 13.03 美元一线，年初至今股价上涨超 283%。在中概股中，晶澳太阳能今年初价格在 4.27 美元，5 月下旬最高上涨至 11.4 美元，当前价格回落至 8.3 美元一线，今年以来公司的股价涨 幅也超 94%。 一个公司的股价高低反映的是对该公司未来好坏的预期，作为成熟资本市场的代表，美国资本市场 也是全球最有效的市场。 Sunpower 今年以来超 3 倍涨幅，CSIQ 阿斯特近 3 倍涨幅，晶澳太阳能超 94%，FirstSolar 最高 超 90%涨幅，足以显示出美国资本市场对光伏行业的复苏有着强烈的预期。 除上述美国资本市场光伏上市公司股价优异表现外，今年以来美国的光伏行业还有诸多标志性 重大事件，在 2013 年国情咨文中，美国总统奥巴马强调将大力发展太阳能产业， “太阳能成本逐年 下降，让我们把成本降得更低，再加一把劲提升太阳能发电量在全美新增发电量的比例。 ” 此外，年初“股神”巴菲特携巨资 25 亿美元收购 Sunpower 旗下电站项目，也引发整个投资界 对光伏电站行业的重新审视，如此新兴产业，技术是否已获突破？现金流是否稳定？成本收益该如 何评估？风险点又在哪里？ 世界上最赚钱的公司苹果近期表示，将与美国内华达州公用事业公司 NVEnergy 合作，以在苹 果位于内华达州里诺（Reno）市的数据中心等地组建一系列的太阳能电站。 美国国情咨文提及将提升太阳能发电的比例， “股神”巴菲特及苹果公司涉足太阳能，光伏产 业已经成为世界上最聪明的投资家与企业眼中的“机遇” ，美国的光伏市场已经真实展现出复苏， 并且显示出巨大而美妙的前景。 展望篇 光伏新兴市场需求猛增 供求扭转开启新趋势 光伏行业近两年的调整，美国光伏市场已现复苏态势，国内的光伏企业盈利也已趋于好转，展 望可预见的未来，行业供需又是怎样的呢？ 这一轮调整伴随的是各企业的去库存化，而在追求技术革新的光伏行业中，市场对新技术、新 工艺的要求，也使得前期没有竞争力的产能成为无效产能。 美国、中国、日本及其他新兴市场持续出台支持光伏行业发展的政策，从 2013 年起，这些新 兴市场光伏装机需求可能大幅增加。在此影响下，全球光伏市场的供需结构即将发生逆转。 美国：千万屋顶计划 在传统市场遭遇因补贴削减带来需求减少的同时，以美国为代表的新兴市场正爆发出巨大需求 量，而美国也成为近年来增长最快的光伏市场，2010 年～2012 年新增装机分别为 0.9GW、1.9GW、 3.3GW（预计值） 。 根据美国制定的 “面向 2030 年的光伏工业线路图” ，计划“投资国内技术和市场，扩大内需， 带动产业显著增长” ，规划设定了 2030 年累计装机容量达 200GW 的宏大目标，相当于每年新增装 机容量 11GW。 与此同时，尽管美国的 1603 财政补贴计划已于 2011 年 12 月 31 日终止，该补贴计划已经进行 了三年，该计划已经支持了美国大量的太阳能光伏和光热项目的开发。不过取而代之的是， “千万屋顶计划” ，从 2012 年开始，将投资 2.5 亿美元用于该项计划，从 2013 年～2021 年，每年将投资 5 亿美元用于太阳能屋顶计划。2012 年～2021 年，根据一个家庭 3KW～5KW 容量，总安装量达 30GW～50GW，财政补助方式为工程项目净投入的 50%，初始阶段补贴 1.75 美元/W，到 2018 年大 约 0.5 美元/W。作为超级大国，也是全世界耗能最高的国家，之前美国已实行了一系列措施来保障 本国光伏产业的发展，比如投资税收减免计划、贷款担保。此次新增的千万太阳能屋顶计划，是迄 今为止规模最大、补贴额度最高的新政策，是态度鲜明的支持光伏产业发展的宣言。预计未来几年 市场爆发增长，美国也将成为全球最重要、增长最快的市场。 中国：装机容量上调至 35GW 近年来，中国政府持续出台了支持光伏产业发展的政策，尤其是受到美国和欧盟双挤压，政府 对光伏力度的支持更大。 今年 7 月中旬， 国务院出台 《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》 （以下简称 《意见》 ） 。 《意 见》显示，我国光伏十二五规划装机容量调整落定，从 21GW 调整至 35GW。实际上这已经是我国 光伏行业发展目标的第四次调整，光伏“十二五”规划原定目标 5GW，受核电中长期发展规划调整 的影响，目标上调至 10GW。之后由于欧洲 FIT 下调和欧美“双反”的影响，国家能源局在制定报 批“十二五”规划中又连续两次上调目标至 21GW 以上。为支持国内光伏业度过严冬，2013 年初国 家能源局曾提出 2015 年 35GW 装机目标的建议，但未有正式文件证实。本次“35GW 装机目标” 落地，增强国内光伏装机快速增长的确定性，充分体现政府支持光伏行业的态度和决心。 有业内人士指出，2012 年中国新增装机量约有 4GW，2013 年装机目标为 10GW，近期国家连 续出台鼓励分布式相关政策， 2013 年装机目标为 10GW， 尽管补贴低于预期， 10GW 目标或有困难， 但中国市场仍然极有可能成为 2013 年全球最大市场，保守估计新增装机量 7GW～8GW。 按 2015 年 35GW 以上的目标值， 预计 2014 年～2015 年国内光伏装机容量分别达 10GW 和 12GW。 据测算，装机目标的上调将提升 1400 亿元左右的市场需求。 日本：全球补贴最优厚地区受 2011 年三月核危机影响，日本市场可再生能源发电的发展比较 迅速。今年 7 月颁布的最新 FIT 补贴政策，对 10KW 以上的项目补贴增加，促进电站型项目开发。 另外，虽然对大型电站的补贴由此前的 42 日元/千瓦时降至了 37.8 日元/千瓦时，日本仍是目前全 球补贴最优厚的地区。 根据日本经济贸易产业省公布数据显示，2012 年日本光伏新增装机 2.5GW，其中住宅项目为 1.6GW，占比 65%。2013 年第一季度，日本新增装机 1.7GW，预计其全年总量可能在 6.5GW 左右。 与此同时，8 月 20 日，日本经济产业省日本经济产业省（METI）发布数据称，2012 年 7 月至 2013 年 4 月期间， 审批通过了将近 19GW 的商业屋顶或地面安装太阳能光伏发电系统。 虽然上述审 批项目时间还不明确， 但可以确定的是， 日本光伏产业正处于蓬勃发展态势。 据 《彭博新能源财经》 预计，2013 年，日本将新增 6.9GW 至 9.4GW 的光伏系统并入该国电网。另外日本计划 2020 年累 计装机容量为 28GW，2030 年装机容量达到 56GW。 中东：市场潜力巨大 除了上述市场需求大幅增加外，近年中东主要国家也将太阳能作为战略发展的方向。世界第一 大原油出口国沙特阿拉伯计划投资 1090 亿美元发展太阳能产业，其中 2012 年 5 月，沙特政府机构 阿卜杜拉国王原子能和可再生能源城宣布到 2022 年建设 41GW 太阳能项目的目标，其中 26GW 为 光热发电（CSP） ，15GW 为光伏发电。迪拜水电局也宣布到 2030 年将分步建成 1GW 的太阳能发电 站。 今年 3 月 17 日，中东地区规模最大的一座集中式太阳能发电工程 “太阳一号”发电站在阿布 扎比西南约 150 公里的扎耶德城市郊沙漠地区落成，该项目占地面积 2.5 平方公里，相当于 300 个 足球场，发电能力达 100MW，产生的电能可供 2 万个阿联酋家庭使用。作为一个石化资源极度匮乏的国家，约旦目前发电主要靠埃及和伊拉克供应的天然气，用电成 本高昂且供应不稳定。约旦政府计划到 2020 年实现风能太阳能发电装机容量达到 1.8GW。 供求关系已在逐渐改善 2010 年光伏市场的高利润率、高回报和较低门槛，导致 2011 年全产业链超 50%扩张，产业链 超额扩张的“恶果”便是光伏行业出现了近两年的调整。在这一轮调整中行业整合、无效产能被逐 渐挤出，供需失衡的局面有所缓和，而新产能扩张基本停滞。 根据 SEMI 的统计数据，2012 年中国的多晶硅产能为 15.8 万吨，占全球的 43%，产量为 6.9 万 吨，占全球的 32%；光伏组件的产能为 37GW，占全球的 51%，产量为 22GW，占全球的 54%。2012 年全球的产业整合导致比 2011 年组件产能下降 25%，由 49GW 降至 37GW。 2013 年全球装机量平均预测在 35GW， 考虑库存及中间环节， 全年硅料折算后的需求超过 35GW。 高质量、低成本硅料供过于求的情况并不严重。 同时，多晶硅扩产倾向保守，因此 2013 年后供应增长将继续放缓，在需求持续上升及季节性 情况下，已经停产的低效产能很难在价格达到 25 美元前重新启动。根据供应成本曲线，价格有望 回到 20 美元或以上。 有业内人士认为，经过两年的调整期，行业整体名义产能仍远大于需求，但扣除一些已停掉的 产能，目前实际供给量并未高出需求许多，行业整合的成效愈加明显，这从出货量的大厂集中度提 高和大厂较高的产能利用率可以得到佐证。预计，在 2013 年虽然行业产能仍有过剩，但供需关系 已在逐渐改善，而随着部分企业的实际退出，名义产能利用率将会提高，可能达到 80%以上的合理 水平。 另一方面，光伏企业的长远发展依赖技术进步，考虑到技术的更新需要有资金投入和支持，以 及试验的长期时间和经济准备，小型企业难以支持快速的技术更新，在产能调节的过程中，也将随 之淘汰。 光伏行业面临历史性“拐点” 在新兴市场巨大的装机需求前景下，尤其是美国参议院批准了“千万屋顶计划” ，该项目计划 10 年内在美国全国推广 30GW～50GW 太阳能发电系统；中国 2015 年装机量将达到 35GW；日本计 划 2020 年装机容量 28GW，2030 年达到 56GW；新兴市场即将曝发出巨大的装机需求，而经过近 两年的行业调整与洗牌，一系列光伏企业退出市场，早前过剩的产能已经在逐渐改善，而在这两年 行业调整中，全球的装机容量扔保持增长，行业的库存化水平已经达到了一个较为理想的水平。 2013 年全球装机量平均预测在 35GW， 考虑库存及中间环节， 全年硅料按折算后需求超过 35GW。 高质量、低成本硅料供过于求的情况并不严重。因此整体来看，整个光伏行业的供需关系已经到了 即将逆转的时刻！ 机遇篇 光伏拐点已现“高转换率+低成本”将受益 能源行业，由于享有巨大的发展空间，持续稳定的现金流，随着人口增长经济发展需求量维持 长期上升通道，所以回报率惊人，常常诞生市值超千亿美元的大企业，历史数据也证明，近百年来 该领域一直都是资本市场的宠儿。 从当前的太阳能电池种类看，包括了晶体硅电池、薄膜电池以及其他材料电池，在本轮光伏行 业历史性的拐点中，究竟哪类电池技术路线才是今后发展的方向？哪一类企业有望从本轮需求扩张 潮中胜出，成为伟大的企业呢？ 以战略眼光看光伏行业 《每日经济新闻》记者统计发现，在 1957 年~2006 年美国资本市场标准普尔 500 指数第一批 样本股回报率最高的 20 家公司中，以苏康尼美孚为代表的石油公司就占据 9 席。而回报率最高的 前 10 家公司，除第 8 名通用电气外，其余 9 家全是石油公司。其中，长期复合收益率排名前 5 的分别是：苏康尼美孚石油公司 13.85%，荷兰皇家石油公司 13.75%，新泽西标准石油公司 13.31%，壳牌石油公司 13.28%，印第安纳标准石油公司 13.01%。上 述前 10 名公司平均回报率为 11.37%，前 20 名公司的回报率是 11.78%，同期标准普尔 500 指数回 报率为 10.88%。 1957 年~2006 年，对传统能源的消费造就了人类的工业化进程，上述回报率排名，也充分显示 出能源行业最易产生伟大企业，以及在资本市场取得巨大涨幅的领域。 回看今天的新能源，光伏是唯一的一个单单依靠技术进步便能获得能源产出效率提升的能源行 业，且随着技术进步，成本还将不断下降，这也是任何一个新能源所不能比拟的。当技术突破临界 值，人类的能源结构也将随之改变，光伏发电量超越煤炭或石油的那一天一定会到来。对于资本市 场来说，股价的变化也将反映出这一巨大变革。 晶硅电池占 85%以上 在当前的历史性拐点下，究竟哪类企业能够胜出？行业的技术发展路线又有怎样的趋势？ 太阳能发电是一种可再生的环保发电方式，发电过程中不会产生二氧化碳等温室气体，不会对 环境造成污染。太阳能电池按照制作材料分为硅基半导体电池、CdTe 薄膜电池、CIGS 薄膜电池、 染料敏化薄膜电池、有机材料电池等。 其中硅电池又分为单晶电池、多晶电池和无定形硅薄膜电池等。对于太阳能电池而言，最重要 的参数是转换效率，在实验室所研发的硅基太阳能电池中，单晶硅电池效率为 25.0%，多晶硅电池 效率为 20.4%，CIGS 薄膜电池效率达 19.6%，CdTe 薄膜电池效率达 16.7%，非晶硅（无定形硅）薄 膜电池的效率为 10.1%。 非晶硅薄膜电池从 20 世纪 80 年代初开始商业化生产，但由于效率低且有衰减，使用寿命较晶体硅 电池短，市场份额增加不快。另外，结晶缺陷所带来的效率损失需要通过复杂工艺弥补，比如多晶 硅是通过 PECVD－SNx 来实现，获得了很大成功。但其他薄膜电池，如非晶硅和其他薄膜电池至今 尚未获得满意结果，这也是薄膜电池发展比人们预想得慢的主要原因。 晶体硅太阳能电池是目前国际光伏市场的主流产品，占世界光伏电池产量的 85%以上，因此可 以预见的是未来 10~15 年仍然以晶体硅为主。 高效单晶硅将逐渐抢占市场 晶硅电池分为单晶和多晶，区别在于所用硅片。单晶硅片由多晶硅原料经拉晶炉拉成单晶棒后 再切片制成，多晶硅片是由多晶硅料经铸锭炉铸成多晶硅锭后再切片制成。 由于多晶硅电池的制作工艺与单晶硅电池差不多，但就转换率看，目前单晶硅电池转换率普遍 在 16%~18%，多晶硅电池普遍转换率在 15%~16%。从制作成本比较，多晶硅电池要便宜一些，材 料制造简便，节约电耗，总的生产成本较低，得到了大量发展。因此多晶硅电池占到晶硅电池量的 2/3，占太阳能电池市场份额 55%以上。不过需要指出的是，多晶硅虽然成本占据优势，除了上述 转换率低于单晶硅外，其使用寿命也比单晶硅太阳能电池短。 发电系统成本由组件成本和 BOS 成本（土地、逆变器等组件以外的系统成本）构成。单晶组件 售价比多晶组件高 0.65 元/W，而 BOS 成本与系统安装面积相关，单晶组件因同等面积的功率高于 多晶，因此每瓦分摊 BOS 成本低。更长远来看，尽管目前单晶成本要高，不过未来单晶拉晶等非硅 成本将逐渐贴近多晶的铸锭等非硅成本，因此单晶电池未来成本下行空间要大 政策篇 发展光伏上升到国家意志 国六条国八条出台 在今年 6 月 14 日召开的国务院常务会议上，拟推六项措施直指困扰光伏行业的发电量收购、 补贴发放不到位、融资困难等问题，简称“光伏国六条” 。该六项措施直指阻碍当前光伏市场大规 模启动的核心问题，这也是国务院层面罕见地为一个行业出台具体政策，意味着政府对光伏行业的发展已经上升到国家战略层面。 “国六条”剑指光伏产业 国务院常务会议指出，光伏产业是新能源产业的重要发展方向，我国光伏产业已具有相当国际 竞争力，但受全球光伏市场低迷、国内市场应用不足等影响，目前出现生产经营困难，必须支持光 伏产业走出困境并健康发展。 在努力巩固国际市场的同时， 用改革的办法， 发挥市场机制作用， 着力激发国内市场有效需求， 推动产业创新升级。 一是加强规划和产业政策引导， 促进合理布局， 重点拓展分布式光伏发电应用。 二是电网企业要保障配套电网与光伏发电项目同步建设投产，优先安排光伏发电计划，全额收购所 发电量。三是完善光伏发电电价支持政策，制定光伏电站分区域上网标杆电价，扩大可再生能源基 金规模，保障对分布式光伏发电按电量补贴的资金及时发放到位。四是鼓励金融机构采取措施缓解 光伏制造企业融资困难。五是支持关键材料及设备的技术研发和产业化，加强光伏产业标准和规范 建设。六是鼓励企业兼并重组、做优做强，抑制产能盲目扩张。 光伏六大新政推进，无论是从环境还是产业上均是极其重大的改革，这将影响整个工业结构惠 及后代万世子孙的超级事件，是真正的“蓝天代替煤炭” 。这六大新政，分布式发电拓宽了光伏发 电的应用范围， 全额收购所发电量激发了光伏企业的运营效率， 保障了企业利益； 度电补贴的方式， 彻底改变以往补贴模式，国家的补贴将真正落实到光伏企业的健康发展，而光伏融资的支持，也将 使当前资金压力大的多数光伏企业看到希望。 度电补贴时代来临 在上述政策中， “度电补贴”模式彻底改变了之前金太阳“事前补贴”补贴模式，将使得政策 扶植资金真正落实到做实事的光伏企业身上。 对于光伏的补贴模式，此前议论最多的便是金太阳工程。按照该政策的文件规定，对光伏发电 系统及其配套输配电工程投资的 50%给予补助， 对偏远无电地区的独立光伏发电系统按总投资的 70% 给予补助。该政策争议的焦点在于，财政部按一定比例预拨补助资金，而各地财政部门在项目完成 审批备案、资本金落实等准备工作后，根据相关规定按进度拨付补助资金，即所谓的“事前补贴” 。 由于可以“事前补贴” ，各地金太阳工程的建设热情高涨，2011 年，纳入金太阳示范目录的项 目规模为 677MW，仅一年后，2012 年这一数字就飙升至 4.54GW。建设报批规模迅速提高，可真 正按期竣工并网发电金太阳项目比重还不到一半。金太阳示范工程补贴的“事前补贴”政策，导致 光伏发电产业出现投机行为，甚至有部分申报项目企业为赚取国家补贴，将产品以次充好、虚报价 格，而骗补、先建后拆、报大建小等现象层出不穷。 在本次的政策中，直接将补贴模式变为度电补贴，发展新能源最终需要的是发电量，而不是装 机容量，因此建议采取“度电补贴”模式，发一度电补一度电， “度电补贴”在保证补贴不浪费的 同时，引导企业真正重视光伏电站建设与运行过程中的质量，并保障光伏电站的整体效果。 另外，作为光伏产业最为期盼的光伏发电补贴方案《关于完善光伏发电价格政策通知》年内将 会出台。该方案相比今年 3 月征求意见稿，在上网电价和补贴方案均有上浮。根据征求意见稿，对 大型光伏发电站实行四类地区标杆上网电价， 分别为 0.75 元/度、 0.85 元/度、 0.95 元/度和 1 元/度， 分布式光伏发电补贴为 0.35 元/度。现在的方案将最低档从 0.75 元/度调整到了 0.9 元/度，最高一 档则从 1 元/度上调为 1.1 元/度，对于分布式光伏发电的补贴，则从 0.35 元/度上调为 0.42 元度。 标杆电价上浮，最低达到 0.9 元/度，这将对光伏企业投资电站产生积极影响，进一步保证装机需求 的增长。 全额收购所发电量 “国六条”中“电网企业优先安排光伏发电计划，全额收购所发电量发电计划”也是政策落到 实处的一项具体内容。 当前国内发电有两种途径，其一是自发自用，其二是出售给电网。对于分布式发电，之前电网 的要求是必须自发自用，不允许上传。其实先前这样的硬性规定，主要是利益分配的考虑，并网侵犯了电网的垄断，换言之，如果分布式发电在全国范围内推进，用户在自家屋顶发电，则电网会出 现无电可卖的尴尬。本次措施之二，不仅是要求电网企业优先安排光伏发电计划，更重要的是全额 收购所发电量。 全额收购所发电量的意义在于， 除了自发自用外， 富余电量被电网公司收购。 行政上硬性规定， 将从根本上改变电网企业在上网方面不够积极，以及从根本上触发其变革动力，而对光伏发电企业 而言，全额收购所发电量也将从根本上解决运营压力，激发市场的需求量，对国内产能消耗具有极 大意义。 “光伏国八条”新增产能技术门槛极高与此同时，被称为“光伏国八条”的《国务院关于促进 光伏产业健康发展的若干意见》 （以下简称《意见》 ） ，除了将去年光伏“十二五”装机目标从去年 《规划》中的 21GW 上调到 35GW 以上外，亦对新增产能设定很高的技术门槛。 《意见》提出，新上光伏制造项目应满足单晶硅光伏电池转换效率不低于 20%、多晶硅光伏电 池转换效率不低于 18%、薄膜光伏电池转换效率不低于 12%，多晶硅生产综合电耗不高于 100 千瓦 时/千克。 单晶电池 20%、多晶电池 18%的转换效率只有高效电池才能达到，这将完全限制现有低效电池 片的产能扩张，敦促企业向高难度、高附加值的高效电池方向发展。在硅料准入门槛方面，目前国 内多数一二线多晶硅生产企业的综合电耗在 80～150 千瓦时/千克，100 千瓦时/千克的指标已达到 一线企业的水平，对多晶硅产能扩张形成很强的限制。 政策通过转换效率、综合能耗等技术指标和检测认证制度设立行业准入门槛，完全阻断了中低 端产能的扩张可能，并将通过技术标准加速淘汰低端企业，逼迫企业向高端方向发展。如果这些要 求可以得到有效执行，国内的产业整合将加速，走向中长期健康有序发展的方向。 综上，支持光伏行业发展上升到战略层面，政府对光伏企业扶持本质上不是为了救劣势企业， 而是鼓励技术革新，鼓励企业的优胜劣汰，政府的扶持更将倾向于有技术实力的企业。 业内人士指出,全球供需形势即将逆转， 行业规划已上升到国家层面的政策扶持， 而此时行业技 术研发已达到“临界点” ，三因素交叉的结果，有理由相信，当前的光伏行业已经出现历史性的拐 点，对于资本市场而言将是难得的投资机会。 中环股份(002129)去年净利 7164 万 同比实现扭亏 全景网 3 月 19 日讯 中环股份（002129）周三晚间披露年报，公司 2013 年实现净利润 7164.27 万元，同比实现扭亏为盈，每股收益 0.0815 元。公司 2013 年实现营业收入 37.26 亿元，同比增长 46.95%。 公司称，报告期内，公司新能源产业产能继续释放，整体销售规模大幅增加，新能源产品实 现销售收入同比增长 104.86%；同时公司进行产品结构调整，实现了技术升级、产品升级，高转换 效率的 N 型片产能不断增加，拓宽了海外市场布局，出口销售收入同比增长 632.87%。综上因素使 得公司综合毛利率增加，业绩上升。 公司表示，2014 年 1-3 月，半导体材料产业和新能源光伏制造业盈利能力均稳步提升，预计一 季度实现盈利 2500 万至 3000 万，同比增长 150%至 200%。 中环股份(002129)子公司晶体生长技术或奖 3 月 20 日晚间，中环股份（002129）公告称，公司全资子公司天津市环欧半导体材料技术有限 公司的一种采用直径法控制区熔晶体自动生长方法及系统 项目，荣获了由中国半导体行业协会、 中国电子材料行业协会， 中国电子专用设备工业协会和中国电子报社联合颁发的第八届 （2013 年度） 中国半导体创新产品和技术奖 。 中环股份表示，环欧公司自主知识产权的一种采用直径法控制区熔晶体自动生长方法及系统 技术项目是全球半导体材料行业尖端技术水平的研发项目。该项目的成功研制，填补了国内行业技 术空白，具有国际领先水平。也标志着环欧公司在晶体生长技术研发方面保持了持续领先的行业地位，为公司实现硅材料产业一业为主、实现相关多元 的经营战略；为 8 英寸区熔单晶硅、8 英寸半 导体级 CFZ 单晶硅、8 英寸功率器件用抛光片等一系列围绕未来半导体材料产品发展方向、具有全 球领先水平的技术和产品的大规模应用；为超高效率、抗辐射-抗衰减、超低发电成本太阳能级 CFZ 全套生产技术的大规模生产制造奠定了基础。 中国光伏组件出口额减少 27% 中环股份(002129)出口额逆势增长 600% 。 中环股份与全球第三大光伏企业 SunPower 建立合作关系，SunPower 背后是欧洲第三大石油生 产商法国道达尔公司，这为中环股份开拓国际市场奠定了良好的基础 如今，用&天壤之别&来形容新能源行业的两极分化恰如其分。一边，一些企业亏损连连走到了 破产边缘；另一边，一些企业已率先走出寒冬，实现扭亏为盈。一年前，还曾受累于行业不景气， 报亏逾 1.7 亿元（2012 年）的中环股份，刚刚于 3 月 19 日发布了光彩夺目的 2013 年年报。公司去 年实现营业收入 37.26 亿元，同比增长 46.95%；实现归属于上市公司股东净利润 7164.27 万元，同 比增长 172.95%。 中环股份去年主营业务出口实现营业收入逾 13 亿元，同比增长 632.87%.值得称赞的是，报告 期内中环股份研发投入达到 1.73 亿元，占销售收入的 4.65%，同比上升 1.11%。 3 月 23 日，中环股份董秘安艳清接受《证券日报》记者采访时表示，&公司不仅将继续致力于 高效光伏产品的研发， 面对国内投建光伏电站的'赚钱效应'， 我们仍将坚持专注于高效电站的建设&。 光伏产品出口逆势增长 在新能源业务板块，中环股份的核心产品是一种被称之为&N 型&的晶体硅片及电池片、组件。 安艳清介绍，这种产品的生产往往基于企业具有半导体生产基础，而中环股份恰恰在这一方面 具有优势。2013 年，在中环股份主营业务出口实现的 13 亿元营业收入中，新能源板块及半导体板 块几乎平分秋色，而&N 型&产品则是新能源板块出口中的绝对主力。 不过，相比出口，&N 型&产品在内销中却不占优势，在安艳清看来，一方面是由于&N 型&产品 的生产、组装并非绝大多数国内企业可以完成；另一方面也由于国内光伏应用过于急功近利，考虑 建设成本多过于考虑电站品质（