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光伏电站开发方案范文1
48岁的瞿晓铧看上去比实际年龄要稍大，频密地长途飞行使得瞿有些疲惫，单从眼睛就能看出倦容，瞿给本刊记者讲述近十天的行程：北京―安大略省―慕尼黑―伦敦―北京―盐城―苏州。十天的时间跨越了四个国家，六个城市。
瞿晓铧参与这场光伏长跑时，发令枪响时并不慢于其他对手。瞿在2001年创立阿特斯，起先以太阳能的小型应用起家。2003年德国并网光伏电站市场开启，瞿随即转身，投入到并网光伏组件的制造中。2006年11月，阿特斯成为仅次于尚德在美国上市的第二家中国光伏企业，而且是第一家在纳斯达克上市的中国企业。
这一家起跑不晚的光伏制造商早几年却一直没有冲到最前方。Solarbuzz分析师廉锐告诉《环球企业家》，2011年之前，业内一直把阿特斯作为二线企业。瞿晓铧解释道，阿特斯从2007年起，销售额和出货量一直排在行业前面，“只是没有赚到大钱”，阿特斯毛利率一直不高。
光伏市场跌宕起伏的速度让所有人惊叹，瞿晓铧回忆1996年刚入行的时候，日本市场还是全球最大的市场，日本组件生产商占据全球的主导地位。让瞿晓铧唏嘘的是，日本太阳能厂商在全球光伏业这一波升级更新中整体落后。瞿认为原因在于日本市场环境，日本市场是传统的户用屋顶市场，利润率非常高，而封闭的日本市场使得非日本企业很难进入。“市场太舒服了会影响斗志。”瞿晓铧说。
光伏业黯淡的2011年几乎没有任何好消息，全球最大太阳能电池制造商之一德国Q-Cells在4月3号向法院提交破产申请，2011年Q-Cells全年亏损额达8.46亿欧元(约合11亿美元)。尚德2011年全年净亏损10亿美元，英利全年亏损5亿美元。
阿特斯的行业排位在黯淡的2011年发生了变化，在光伏市场巨大波动以及光伏产品价格的急速跌落的市场环境下，阿特斯反而跻身到一线企业的阵营。出货量增长60%位居行业之首，2011年四季度出货量仅次于尚德，位于全球第二。而且是光伏业唯一一家调高2011年全年的出货量预期的企业，此前预期的是1200MW至1300MW，后预期为1316MW至1326MW。
处于上升势头且财务状况健康，阿特斯开始被央企觊觎，不久前，有消息称中海油有意收购阿特斯。瞿晓铧对此事的回应是“我们跟中海油没有这方面的协商”，阿特斯对中海油高调抛出的橄榄枝兴趣不大。有业内人士评价，中海油“眼光很好”。
这家蛰伏多年、此前低调的光伏制造商是如何在市场哀鸿遍野的2011年上位的呢？
上位秘诀
“我们之前一直强调灵活的纵向集成模式，现在我们叫虚拟纵向集成模式，我们不追求全产业链，更明确地说，我们集中于中后端，所以我们的布局是组件最大，电池片略小一些，硅片略做一点，多晶硅行业不介入的一种模式。”瞿晓铧向《环球企业家》解释阿特斯的商业模式。阿特斯的硅片、电池片、组件生产基地分别设在洛阳、苏州、常熟。
与阿特斯对比鲜明的则是业内以全产业链著称的英利。2009年11月，英利宣布旗下多晶硅工厂六九硅业试产，打通了从多晶硅到组件的光伏生产制造的每一个环节。当时背景下，英利的选择合乎逻辑。2008年多晶硅现货价格高达500美元/公斤，且完全供不应求，那是“拥硅为王”的时代。
瞿晓铧却从来没有考虑过进入上游多晶硅领域。瞿晓铧从1996年开始接触太阳能行业，见证多晶硅这些年价格的起伏跌落，了解多晶硅的合理价位。瞿又深信经济学中的分工理论，将阿特斯的生产重点专注在组件上。2006年起，阿特斯就确立了“倒三角”的商业模型，即组件产能最大，电池片递减，硅片再递减。
市场在2011年发生变化，由供不应求变成供过于求。多晶硅价格在2011年也跌落至不到30美元/公斤。
根据英利2011年第四季度财务报告，六九硅业亏损22.75亿人民币。与阿特斯合作密切的保利协鑫已经成为全球最大多晶硅生产商，成本能做到全行业最低价20美元/公斤。
在一个产能充分竞争的市场环境中，单家企业做全产业链不是成本降低的最好办法，一定的产业分工、各家把自己所在产业环节做大做好，反而是整个产业降低成本的最好办法。“怎么可能把上游也做下来的时候还能将每个环节都做得这么好？我们会证明出来，我们这样的产业模式在现在及往后，在产能大于需求的情况下，我们的成本会和做全产业链的企业一样低，甚至更低，但是我们的负担会比他们更小。”瞿晓铧说。
2008年金融危机之后，阿特斯在多晶硅和硅片方面不签照付不议的长单。之前签过两个小的长单，2009年都改了过来。瞿晓铧认为，虽然在2009、2010年间行业呈现一种疯狂的状态，但他认为这种疯狂坚持不了多久，行业一定会度过一个整合期。阿特斯要保持灵活度，把有些事情让给合作伙伴去做。
在竞争对手前两年疯狂攻城略地的时候，阿特斯不进入上游多晶硅、不签长单，保持低调审慎的作风，或许跟瞿晓铧过去的背景有关。跟尚德创始人施正荣一样，瞿晓铧也有留学背景、博士学位，是多伦多大学半导体博士，曾在加拿大安大略省电力公司工作。瞿晓铧的父母是清华教授，瞿本人亦审慎低调。
然而这一模式在让阿特斯忍受了漫长的低利润，在2008至2010年利润率一直不高，当同行能够取得30%的毛利率的时候（英利在2010年毛利率为33.2%），阿特斯只在15%至20%的水平。市场都喜欢高利润的宠儿，这也是前两年英利全产业链模式被大为推崇的原因。“在最疯狂时期，其实我们也很痛苦的，我们受制于此，我们的量跑不上去。”瞿感叹。
市场发生拐点后，阿特斯的模式反而更有成本优势。“我们看今年每个季度的数字就好了。我有充分的信心。”瞿晓铧强调“要耐得住寂寞”，他相信阿特斯模式是一个稳妥、可以长跑的模式。
2011年年中，尚德宣布提前终止与美国多晶硅及硅片巨头MEMC签订的2006年到2016年的十年硅片供应协议，为此尚德付出了2亿美元损失。原因很简单，硅片急速跌落的价格让尚德难以继续以长单价格维系合约。
2010年，阿特斯的组件出货量在全球排名第六。2011年四季度，阿特斯的出货量跃居全球排名第二，仅次于尚德。
瞿晓铧的审慎还体现在阿特斯管理的其他方面，比如坏账清理和销售确认。
阿特斯是行业唯一一家进行坏账清理的企业。需要做坏账计提的营收一般是1至2个季度之前发的货，远远超过账期，客户的确没有支付能力，按照会计准则必须要计提。“全行业没有人会这么做，但是我们在做的时候，坏账率还有点高，但是这么坚持做了一年多以后，坏账率就下来了。”2011年阿特斯计提的坏账准备为100多万美元，较之5亿美元的营收，坏账率在行业内非常低。瞿晓铧解释，阿特斯做的是长线生意。
早两年市场环境好的时候，很多企业为了销售数字，抢在季度末发货，而不管客户质量且付款条件会放松，尽管款不到也会做销售确认。瞿晓铧则经常对销售说，“是你的总是你的”，对销售的要求是选择好的客户。
尤其在电站项目上，阿特斯在下游开发建设电站项目的销售确认上，更加严苛。一般往下游电站投资拓展的组件商，把组件卖到关联公司开发的电站上，就纳入销售业绩。而阿特斯则是要整个电站的买家确定好了（阿特斯下游电站开发采取BOT模式，建设、持有一段时间后再卖掉），再将销售的电站组件纳入销售业绩中。
阿特斯一直在努力培养稳定、扎实的客户群，因此在2011年市场波动的时候，客户能够带给阿特斯每个季度实实在在的销售量的提升。阿特斯的长期布局，建立了一个好的合作伙伴网络。
“我们对全行业风险控制绝对是全行业最好的。这样我就建立起了一个好的客户基础。这些好的客户基础非常重要，他在市场差的时候你来不及做，在市场好的时候，你有能力、有余地去换客户的时候才可以换得过来。”瞿晓铧说。
去年一家意大利的客户告诉张含冰，虽然相较其他几家中国同行，阿特斯组件的价格稍微高一些，但是由于阿特斯财务状况最好，客户还是愿意购买阿特斯的产品。“它是已经有几十年历史的大公司，现在进入太阳能行业，对声誉非常看重，万一采购的组件商倒闭了怎么办？”张含冰告诉《环球企业家》。
阿特斯在建立全球销售和服务网络做了很多事情，在全球12个国家设有分公司或办事处，大的团队如德国已经达到了40多人的规模，小的点则布局3至4个人。瞿晓铧采取的策略是当地化，在任何地区都以招聘当地人为主。不同区域光伏市场差异太大，如日本以户用屋顶项目为主，欧洲也是屋顶项目居多，而美国和中国则以大型地面电站项目为主。瞿认为面对如此有层次的全球光伏市场，本地化策略是能快速理解和切入市场的方式。市场分析、产品销售、客户服务、体育营销等各方面都由当地团队来做。
瞿晓铧认为，在2009至2011年间，阿特斯没有光环的时候，打下了一个稳固的基础。
进军全球
瞿晓铧在2001年创业时或许没有想到日后阿特斯以如此快的增速发展。阿特斯创业之初，做的是太阳能的小型应用市场，创业不到三个月就向大众、奥迪发送了第一个集装箱的产品。2002至2003年，阿特斯作为汽车企业的供应商，按照汽车业的严格标准，建立了整套质量管理体系。
2003年德国光伏并网市场开启后，阿特斯在2004至2005年成为第一批为并网光伏电站提供组件的企业。2005年，阿特斯获得首轮也是唯一一轮风投，同时开始了上市准备。2006年11月9日，阿特斯完成了纳斯达克上市。
2006年阿特斯的出货量是14.5MW，2011年的出货量是1.3GW，五年时间增长了100倍。
瞿晓铧在2009年底就提出目标，要将阿特斯从设备制造商转型为全球整体解决方案提供商，增加下游工程建设和电站开发投资的环节，简单来说就是要走太阳能领域的华为中兴之路。单纯制造商毛利率低，整体解决方案可以提升利润。瞿晓铧介绍，如果整体方案做得好，营业额和利润率的贡献与纯卖组件相比，有3至4倍营业额的贡献，利润率也很高。
阿特斯定下目标，2010年、2012年、2013年整体解决方案占业务的营收比重应该达到10%、25%、40%。
整体解决方案的提供，阿特斯在加拿大最先试水。阿特斯在加拿大有一个200多人的团队，全部来自加拿大本土，在加拿大进行EPC工程和电站开发。2009年加拿大安大略省政府通过了“绿电法案”，阿特斯申请了第一批太阳能电力项目，其中有九个大型电站项目获批，现在已经有三个项目开始建设。2010年，阿特斯的整体解决方案占业务营收的比重刚刚好达到10%。
今年4月，阿特斯收购了Sky power在安大略省的16个电站项目，也是为了完成2013年40%的路线图。
加拿大安大略省批复出来的大型地面电站项目装机容量为1.2GW至1.3GW，其中阿特斯已经持有超过300MW的项目，再加上部分商用屋顶、居民屋顶项目，以及阿特斯做的EPC工程，阿特斯在安大略省光伏市场占据绝对稳固的第一名位置。
为了满足加拿大60%本地化生产的政策，阿特斯2010年在加拿大建了两条产能为200MW的全自动化生产线，每条线的投资约为1000万美元，现在两条线基本满产生产。
除加拿大外，日本、中国是另外两个阿特斯考虑提供整体解决方案的市场。
日本市场以封闭著称，阿特斯从2009年开始，在日本的住房屋顶市场，一直有稳定的业绩。阿特斯在日本市场下了很大的功夫，比如培训日本本土的安装工人、安装商，对整套系统进行设计，提供组件、逆变器，然后教安装工人怎样安装。阿特斯在日本市场每年能有几十兆瓦的销售量。阿特斯在中国也开始组建EPC团队，在西北和江苏进行电站项目的前期开发。
加拿大、日本、中国，阿特斯选择的区域不同于其他涉足下游电站开发的国内同行，如尚德、天华阳光过去两年将电站投资开发的眼光都聚焦在欧洲这一全球最大的市场内。瞿晓铧解释，欧洲是其组件销售最大的市场，阿特斯的逻辑是“不跟客户争抢市场”，因此选择其他市场进行电站开发。
受到阿特斯往整体解决方案提供商转型的影响，跟其他国内同行相比，阿特斯研发也更注重于整个光伏系统，而不单是电池片和组件产品的研发。
阿特斯产品开发和技术服务高级总监黄子健告诉《环球企业家》，阿特斯的研发不是单线的，而是在一个大系统里。光伏系统包括组件、逆变器等部件。美国有标准将逆变器的工作区间从600V升到1000V，再升到1500V。新的技术标准为了降低成本、提升发电效率。而如果单线研发，组件没有适应逆变器工作区别的变化，则整体成本降低和效率提升则达不到最佳效果。黄子健介绍，国内其他几家光伏厂商将研发重点放在电池片和组件上，没有把系统作为一个研发对象，更多的是把系统作为工程来做，没有在研发上考虑组件、逆变器如何能够更好的匹配。黄子健认为，这是阿特斯研发在Vision上领先的一方面。
最能体现阿特斯这一研发特点的是今年在美国展会上推出来的智能组件系统，用于屋顶的三相交流电系统，10KW以上的系统商用，200至500W的系统户用。
光伏系统的设计需要一定的费用来进行，而且安装需要专业的人员，而阿特斯的这款智能组件系统不需要设计，买回来后可以直接安装。在设计跟安装费用上可以节省一笔成本。
光伏电站开发方案范文2
过去一年，太阳能光伏行业的确很糟糕，从绝对的卖方市场，变成了买方市场，有些公司如临恶梦一般。
《经理人》对国内外多家上市太阳能光伏企业进行了专访，它们模式不同，在这次行业性危机中表现也不同，我们很难就此断言模式的优劣。只能说，在产业周期波动中，好公司、好模式，有更强的自我调节能力，即使亏损，它依然有迅速把企业拉回正轨的能力和资本。
2012依然如履薄冰。晶澳太阳能控股有限公司CEO方朋接受《经理人》专访时说，这次产业寒冬让他们明白，成本控制、技术实力、品牌化的重要性，也是突破的方向。
路径一：上游深度垂直整合
通过更深度的垂直整合，从原料采购端控制价格，拥有较强的价格控制力和风险平衡能力
代表企业：晶科能源控股有限公司
垂直整合是很多太阳能光伏企业采取的模式，但整合的深度不同，面对行业危机时，结果的差异也会很大。2011年前三个季度，晶科能源是少数盈利的太阳能光伏厂商之一，四季度财报尚未公布，但总体上较为乐观，其光伏组件的出口额达到9.6亿美元。
“垂直整合模式，让晶科有比较强的成本控制能力，我们的产品规划也在不断瘦身，所以库存比较合理，没有大量积压。”晶科能源控股有限公司品牌总监钱晶接受《经理人》专访时说。晶科的垂直整合从原料端开始，贯穿从硅锭、硅片到太阳能电池及组件的整个生产流程，这使得晶科在每个环节，都对价格拥有控制力，如果只做局部的电池或者组件，就比较被动。
打个比方，原来100元的产品，今天降到90元，晶科的垂直整合模式，可以倒推回去，哪一环节需要多少成本，或者每个环节要牺牲多少利润，而去达到这个价格目标。如果不是垂直整合模式，上下游不配合，自己也不控制，就无法倒推，最后降下来的10元钱，只能自己扛，而垂直整合越深，成本分摊越多，风险越小。
产能过剩，价格下跌，导致很多公司经营困难。晶科对库存的控制比较得力，据钱晶介绍，晶科的订单管理比较扁平化，可以确保库存在一个很健康的水平，需求量大时不会缺货，量下来时也不会库存太多。这主要归功于产品规划。在行业内，有的公司产品线拉得很长，每个种类都备货保持安全库存。而晶科的做法是，研究客户到底需要什么，根据市场主流需求规划产品，备库存，做到简化和瘦身。
晶科是财务主导型公司，总体运营相对更安全。财务负责分析价格和掌控，有主导权，而不像很多企业是销售说了算。销售主导的话，可能为了业绩，而忽略了利润率，就可能出现卖的多，亏的多。
因为财务控制力较强，在这次价格大幅下滑的过程中，晶科没有像其它企业那样迅速降价转移风险，而是采取缓和策略，先和分销商沟通库存情况，商定合理的降价幅度，如果库存消化不掉，晶科将回收，给予部分补偿。
路径二：中游转攻高效率组件
先规模化，后技术产业化，做高转换率、低成本的太阳能组件，将是未来主流之路
代表企业：晶澳太阳能控股有限公司
晶澳是很典型的快公司，2005年成立，2007年上市，目前销售额已经过百亿，行业排名在三甲之内。2011年晶澳未能幸免，从二季度开始出现一定幅度亏损。其迅速做大的路径，代表着一大类企业。
先规模化，再技术产业化，做高转换率、低成本的太阳能组件，这将是未来主流之路。
成本和转换效率，是太阳能光伏产品的两大核心关注。过去更倾向走两个极端，要么高成本高转化率，要么低成本低转化率，现在两条路都受挤压，已越走越窄。方朋向《经理人》透露，晶澳在2011年推出了一系列新技术，太阳能转换电能的效率有很大提升，使得三季度出货量有较大增长，但初期研发成本和推广成本较高，新技术规模化之后，成本会大大降低。
晶澳做太阳能电池起家，现在转型做组件，在目前的大环境下，一是成本控制极为关键，二是在组件领域有尚德、英利等强劲对手，要有不一样的路子。去年，晶澳1.8亿美元收购了硅谷阳光，使得单晶硅片的自供能力提高37%，更重要的是，硅谷阳光的成本控制在全世界都属一流，让晶澳成本控制能力大大提升。
在晶澳向《经理人》提供的内部资料中，晶澳能源控股有限公司董事长靳保芳明确提出，不排除继续收购，晶澳及其母公司晶龙集团有庞大的资金实力。“晶澳财务相对保守，我们手里至少有30亿现金”，方朋说。
晶澳用“高端代工+自主品牌”策略，切入高端组件市场，利用成本优势和上市公司背景，给国际大品牌做代工，和南德意志这样的顶级机构合作，加入欧美一流的技术认证，晶澳的研发团队有200多人，负责材料到电池技术的研发。“我们的代工模式，就是‘太阳能代工’，基本上价格没什么损失，代工和我们自主品牌的商业回报差不多。”方朋说。在组件领域，代工和自主品牌，基本各占一半。
路径三：下游一站式服务
未来的太阳能市场，一站式服务将是专注下游的厂商最有竞争力的战略选择
代表企业：中盛光电集团
组件价格大幅下降后，下游的太阳能电站建设迎来最好的时机。中盛光电总裁兼CEO佘海峰向《经理人》透露，2011年中盛光电的终端安装量增长达35%，销售额增长约为20%~25%。专注做下游的战略，让中盛光电在这次行业性寒冬中收获颇丰。
中盛光电将自己定位在光伏电站全面解决方案服务提供商，提供从电站开发、电站EPC（工程开发商）、电站维护、电站建造地点选择、资金引进、政府批文申请等全套服务。假如客户出资100万欧元做项目，中盛光电作为总承包商，为客户提供100万欧元的投资方案及服务，客户提需求即可，不需要亲自采购任何材料。
电站项目的传统玩法是EPC向分销商采购组件，建造电站，并向电站权益人（业主和幕后投资人）负责。而中盛光电想做的不仅是光伏电站的设备制造商，还希望成为光伏电站全面解决方案服务提供商。这就意味着要打破原先的游戏规则，省掉分销商和EPC环节，中盛光电直接面向电站业主提品和服务。
开辟欧洲市场渠道之初，中盛光电选择了当地小商人和大公司分支机构两种性质的分销商。2007年后，中盛光电在德国慕尼黑市中心成立了自己的欧洲分公司，主要负责兆瓦级以上的客户，将大客户资源牢牢控制在自己手里。分公司使中盛光电实现了对分销商的跨越，直接与EPC建立了联系。
光伏电站开发方案范文3
对2015年形势的基本判断
■配套政策相继出台实施，产业发展环境向好
2014年，根据“国24号文”文件精神，我国一系列促进光伏产业健康发展的配套政策密集出台落实。为规范产业发展，工业和信息化部出台并实施《光伏制造行业规范条件》，目前已经3批近200家符合光伏规范条件的企业名单，为行业的有序发展奠定了基础。能源局出台了《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》，禁止电站“路条”倒卖，规范电站发展秩序。为进一步扩大光伏应用领域，能源局出台了《关于进一步落实分布式发电的有关政策》，允许在荒山荒坡、农业大棚等建设并在中压侧并网的地面光伏电站可自主选择分布式电价或标杆电价，鼓励在城镇化建设中为分布式发电发展预留空间等。同时，能源局与国家扶贫办联合印发《关于实施光伏扶贫工程工作方案》。在完善产业发展配套方面，国家认监委、能源局《关于加强光伏产品检测认证工作的实施意见》，加强对光伏产品质量的监督和管理。中国光伏行业协会的成立也将为搭建政企沟通平台、推动行业自律合作、完善行业信息统计与渠道等发挥积极作用。此外，银监会、国开行等金融机构积极与行业主管部门合作，出台光伏产业金融扶持政策。
展望2015年，相关部委将继续贯彻落实光伏产业的配套政策，通过扩大国内市场、规范行业秩序、促进技术进步等组合拳助力产业发展，产业发展环境将得到进一步优化。但也需注意，密集的政策也容易导致执行者无所适从，难以充分理解和贯彻政策精神，同时也恐导致政府对行业的过度干预，影响市场在资源配置中的绝对作用。
■光伏产业规模稳中有升，分布式发电成为发展重点
2014年，全球光伏新增装机市场将达到43GW，同比增长近19%，其中主要装机国家如日本、美国和德国的装机量分别达到8.5、7和2.3GW，欧洲地区市场需求连续三年下滑。我国新增装机量将达13GW，同比相持平，居全球首位，其中大型地面电站将达到9GW，分布式电站将达到4GW。光伏电站由于收益较高，在相关保障政策逐渐完善的情况下，备受资本市场青睐。民生银行联合国内多家命民营企业成立中民投，注册资本金达到500亿元，重点投资光伏电站开发。恒大、巨人集团等大型企业也纷纷涉足光伏电站投资。光伏企业也在加快业务转型，加大对产业下游项目的开发力度，掀起了新一轮的电站建设，部分企业如晶科能源等甚至拆分电站业务单独上市。光伏行业的投资热潮已从早年对光伏制造业的投资转向光伏应用。
展望2015年，在光伏发电成本的持续下降、政策的持续利好和新兴市场快速兴起等有利因素的推动下，全球光伏市场仍将持续扩大。预计2015年全球光伏新增装机量将达到50GW，我国将达到15GW，分布式发电量高速提升。但是，受限于光伏发电成本、补贴总额和消纳能力，随着装机规模的不断扩大，特定区域的装机量也将步入瓶颈，这就需要企业开拓新兴市场，转变发展战略，从生产商转向服务商。光伏应用方式也应从“粗放式”向“精细化”方向发展，继续拓宽光伏应用深度与广度。
■技术水平不断提升，生产成本逐步降低
2014年，我国光伏企业经营状况得到不断改善，在供需失衡和产品同质化等压力的驱动下，骨干企业加大了工艺技术研发支持力度，生产工艺水平不断进步。我国产业化生产的普通结构多晶硅电池平均转换效率达到17.8%，单晶硅电池平均转换效率达到19.3%，处于全球领先水平，部分企业生产的N型电池平均转换效率达到22%。主流组件产品功率达到255-260W，同比提高近6%。多晶硅生产平均综合能耗下降至110KWh/kg，部分企业甚至已低于70KWh/kg。在生产工艺水平的驱动下，产品生产成本不断降低。先进光伏企业的晶硅组件生产成本已下降至0.46美元/瓦，多晶硅全成本降至15美元/kg，系统装机成本降至8-9元/瓦，部分分布式装机甚至降至6元/瓦。物美价廉的太阳能光伏产品为全球光伏产业发展做出了巨大贡献。
展望2015年，技术进步仍将是产业发展的主题。预计产业化生产的多晶硅电池转换效率将超过18%，单晶硅电池有望达到20%，主流组件产品功率将达到260-265W。硅烷流化床法多晶硅生产工艺有望实现产业化生产，单晶连续投料生产工艺和G7、G8大容量铸锭技术持续进步，金刚线切割技术将得到进一步应用，PERC电池、N型电池有望实现规模化生产。但是也应看到，技术进步给晶硅组件成本下降的空间越来越小，新技术、新商业模式正快速崛起。新型太阳能电池如钙钛矿电池，理论转换效率达到50%，短短五年电池转换效率已从3.8%提升至20%以上，电站资产证券化也在力促制造企业与投资商合作推动商业模式创新。
■生产规模持续扩大，产业触底反弹
2014年，全球多晶硅产量稳中有升，将达到28万吨。我国多晶硅开工企业约18家，产能为15.6万吨，产量约为12万吨，同比增幅近50%，进口量约为9万吨。受多晶硅价格回暖影响，多家多晶硅企业止损转盈，领先企业毛利率甚至搞到20%以上。全球光伏组件产量将继续增长至48GW，我国光伏组件产量将超过30GW，同比增长15.4%，出口占比预计在60%以上。根据对通过规范条件的企业进行统计显示，产能在200-500MW的企业产能利用率72%，平均利润率为0.2%；产能在500MW以上的企业产能利用率80.8%，平均利润率2%，我国光伏企业产能利用率已经得到有效提高，但受组件价格小幅回落影响，企业盈利能力仍然不强。同时，受美国二次“双反”和欧洲启动调查影响，组件出口对全年波动较大，出口份额一路走低。尽管有亚非拉等新兴市场的高速发展助力，组件方面的情况仍不容乐观。
展望2015年，随着下游应用市场的不断扩大，对多晶硅市场需求也在提高，另外，全球新增产能投产和复工产能利用率逐步提升，预计全球多晶硅产量将达到30万吨，我国多晶硅产量将达到13万吨，产品价格仍将在20美元/kg以下，企业仍将承受低价压力。在电池组件方面，随着光伏行业的整体好转以及由于组件价格下降使得光伏发电成本不断逼近甚至达到平价上网，预计全球组件产量继续呈现增长势头，全年将达到50GW。我国光伏组件有望超过35GW，产业集中度进一步提高。但是由于国内大型地面电站的电力消纳和分布式应用推动进展缓慢问题，不确定性因素增大，此外日本市场也缺乏发展后劲，美国对我双反正如火如荼，欧盟也启动对我出口组件产品的违规调查，这些不利因素都将给企业带来供需及经营压力。
综上所述，2015年，我国光伏产业总体发展情况向好，骨干企业盈利继续上升，新兴海外市场蓬勃发展，有望扭转供过于求带来的价格压力。虽然产业规模仍将保持平稳增长，国内光伏市场规模化启动，但由于闲置产能的存在，产业仍将承受阶段性过剩局面，产业整合推进缓步推进，市场仍将承受供需压力，企业经营压力持续增大，加上国际贸易的不确定性，产业面临较大的转型升级压力。
需要关注的几个问题
■未来光伏产品出口形势不容乐观
美国光伏“双反”措施实施前抢出效应的拉动以及中日光伏市场的爆发式增长是推动光伏市场需求量增长的主要因素之一。但6月美国光伏“双反”初裁税率出台后，不但税率明显提高，而且堵住了我国通过购买台湾地区电池片生产电池组件进行避税的漏洞，必将对我国向美出口光伏产品造成较大负面影响。日本市场虽然大规模爆发，但由于补贴额度偏高和光伏电力消纳问题，随时会因为政府财力支出有限而削减补贴。欧洲市场对我国有限价限量的措施，不仅使我国光伏产品在欧洲市场竞争力下降，而且“双反”发起方仍在鼓动欧盟外贸部门实施更加严厉的贸易制裁。此外，我国光伏产品对欧出口一部分为转口日本、马来西亚等地，据消息称欧洲意欲加紧对此类贸易规避措施的调查，如若成行，我国对欧出口形势更加不容乐观。
■国内市场发展环境仍待完善
虽然自2013年以来，我国出台了一系列推动光伏市场发展的政策措施，但仍面临一些问题。一是光伏政策协同性有待提高。受限于机制和体制问题，部门间的政策尚未能有效形成合力，导致部分政策未能落实到位，如光伏补贴问题等。二是地方出台政策不完善。部分省市出台了上网电价政策，但由于未指明补贴年限，投资回收期难以预测，给企业融资带来挑战。此外，部分省市备案容量与国家下发配额容量不匹配，造成超出配额的光伏电站尽管拿到路条，但仍享受不到国家电价补贴。三是尚未建立有效的电价调整机制。电价政策的刚性调整与产品价格的惯性下滑给投资者带来抢装机会，导致市场需求大幅度的季节性波动，造成装机量大起大落，影响市场良性发展。同时电价调整不及时也会造成装机量增速过快而带来局部地区电力消纳和补贴负担重的问题。四是目前国内光伏市场的过快增长为未来光伏产业可持续发展带来隐忧。光伏应用所需的土地、屋顶等均属于稀缺资源，增量有限，而光伏电站寿命在20年以上，流动性差，如若因市场快速扩大提前透支，将影响未来光伏产业的可持续发展。
■产能供需失衡问题仍不可忽视
我国光伏组件年产能高于40GW，2014年上半年实际产量为15.5GW，折合年产量31GW，二者存在一定差距。若当前处于停产状态的产能重新启动，还将使差距进一步扩大。产能供需失衡主要源于产业兼并重组和淘汰落后产能的进程缓慢，这又可细分为三方面原因。一是地方政府为维护自身经济利益和行政利益，经常采用多种手段阻挠其他地区企业利用本地资源，造成重组进展受挫。二是受制造业利润薄利化、融资成本高和产品同质化等因素影响，企业横向兼并意愿不强。三是由于经营情况持续好转，部分企业通过技改或投资建厂开始了新一轮产能扩张。四是电池转换效率的提高和生产线的自动化改造都会大幅提升组件产能。
■光伏产品质量问题暗藏隐忧
光伏电站需要运营20年以上的时间，因此，产品质量问题是光伏电站能够保持长期盈利的关键。而由于前期国内市场管理混乱以及光伏电站建设刚刚兴起，经验不足，导致大量二流乃至三流组件充斥国内市场，功率虚标现象普遍存在。光伏组件衰减现象也较为严重，部分运行1年的电站，光伏组件衰减率已经超过2-3%，某些甚至超过5%。光伏电站施工过程中若存在电气设备接触不良、密封不良、施工不规范等问题，亦将严重影响光伏电站的长期收益性。同时由于冬季的抢装赶工，也容易带来重量而忽视质量的情况，给未来光伏电站发电量带来隐患。光伏电站质量问题需通过引进第三方保险、敦促供应商提升服务质量和加强产品检测认证等手段解决。
■对光伏行业的金融支持仍待加强
由于光伏行业近几年的大起大落，银行出于资金安全考虑，对光伏制造企业的投资意愿仍较为谨慎，对部分企业不仅不续贷，反而抽贷，造成光伏企业融资难度依然较高。同时金融机构难以甄别技改带来的产能提升与单纯扩大产能，从而采取一刀切，使得现金流紧张的企业难以投入资金开展新产品研发与技术改造升级。对于光伏电站投资建设，尽管已经有一些金融资本进入，但贷款审批周期长，与光伏电站投资建设快的特点不匹配，并且贷款回收期短，与光伏电站20年的运营特点不匹配，同时，金融机构仍不支持电站项目质押贷款，仍需要其他资产做担保，很大程度上影响民营企业融资。总体来看，符合光伏产业特点，满足光伏企业需求的金融支持手段仍有待加强。
应采取的对策建议
■科学制定光伏发电目标，引导部门协同合作
一方面展开全国太阳能资源勘察与调研，分析各地区光伏发展潜力，结合光伏补贴总量与电网实际，统筹考虑太阳能、风能等新能源开发规划，科学合理地确定光伏开发规模与节奏。研究制定上网电价随装机规模与系统成本相适应的调整机制，保证政策的连贯性、一致性和可预测性。另一方面，加强产业、能源、财政、商务、科技、金融、电网等部门的协同配合，进一步明确、细化各部门在推动光伏产业与市场发展中的职责，细化完善“国24号文”以及一系列配套政策，避免政策在落实过程中的错位、缺位和扭曲。
■扩大国内光伏应用，开辟国外新兴市场
一方面，在进一步推进地面光伏电站和分布式电站建设的同时，扩大光伏应用的深度和广度，在全国范围内推广合肥“光伏扶贫”模式，通过扶贫资金资助困难家庭安装光伏系统，在发展新能源的同时解决民生问题。经初步测算，该模式年均市场规模在600MW以上。另一方面，为摆脱欧美“双反”贸易措施对我国光伏产品出口造成的负面影响，应大力支持企业开拓亚洲、非洲、拉美等新兴市场，鼓励本土企业主动加强境外投资和项目建设，实施“走出去”战略。商务、外交等部门通过对外援助项目、政府间合作项目等多渠道支持重点企业拓展新兴市场，金融机构优先为符合条件的企业提供出口信贷。
■引导产业兼并重组，制止行业恶性竞争
一是通过国家相关财政专项基金，以及政策性银行和新设立的投资性基金，加强对光伏企业兼并重组的资金扶持力度。二是清理取消市场分割和地区封锁的限制措施，杜绝地方保护主义，建立统一的光伏市场体系，消除企业兼并重组制度。三是继续贯彻实施《光伏制造行业规划条件》，通过政策引导社会资源向优势企业倾斜，间接促进落后产能的退出，防止产能无序扩张。四是联合金融机构、保险、下游电站投资商等多方建立光伏企业信用评价体系，对于扰乱光伏市场秩序的企业采取降低信用评级、减少相应支持等措施。五是加强光伏市场监管，完善光伏标准与检测认证体系，对于产品不达标、不合标的行为予以坚决制止，杜绝行业恶性竞争。
光伏电站开发方案范文4
人类获取能源的主要方向
“公元2307年，化石燃料已经枯竭，人类开始使用大规模太空太阳能发电系统作为新的能量来源，但是从中受惠的只不过是一部分大国以及他们的盟国……”这是日本著名科幻小说《机动战士高达》中的开篇语。不过，目前全世界正面临着共同的能源危机，人们恐怕等不到2307年就不得不开展太空太阳能发电系统的研究了。
在日本，太空发电站的研究如火如荼。20世纪80年代日本的多所大学就展开了相关研究。而日本宇宙航空研究开发机构与日本经产省共同资助1200万美元的太空太阳能十年计划也即将结束第一阶段的研究。过去10年间，日本宇宙航空研究开发机构(JAXA)一直为本国的空间太阳能电站系统(SSPS)提供稳定支持。目标是在2030年前向太空发射一颗对地静止卫星，这颗卫星将为地球上50万户家庭提供10亿瓦特电能。
2008年2月，北海道的日本科学家开始了新型电力传输系统的地上试验，这个系统可以以微波形式将能源从太空传送到地球。这两项实验都是日本宇宙航空研究开发机构(JAXA)主导的一项大胆的计划――太空太阳能发电系统(SSPS)计划的重要组成部分。激光和微波是太空太阳能发电领域中的两种主要的传输方式，也是该技术的核心难题。而日本双管齐下，希望同时在这两个领域获得突破。
在我国，太阳能的利用也一直是最热门的话题，经过多年的发展，国内在集热器(含太阳能热水器)已成为太阳能应用最为广泛、产业化最迅速的产业之一。1998年销售总额达到了35亿元，其产量位居世界榜首。
我国的太阳能产业已开始运作。中国科学院宣布启动西部行动计划，将在两年内投入2.5亿元人民币开展研究，建立若干个太阳能发电、太阳能供热、太阳能空调等示范工程。目前河北保定国家高新技术开发区正加快建设我国规模最大的多晶硅太阳能电池生产基地，该项目集太阳能电池、组件及应用系统等为一体，一期工程完成后可达到年产3兆瓦多晶硅太阳能电池的能力，填补了我国在太阳能开发应用方面多项空白，并将大大推动太阳能电池用低铁玻璃的生产、销售市场。但从整体上分析，国内太阳能光伏发电系统由于起步较晚，尤其是在太阳能电池的开发、生产上还落后于国际水平，整体上仍处于产量小、应用面窄、产品单一、技术落后的初级阶段。经粗略统计表明，国内目前仅建有5个(单晶硅)太阳能电池生产厂，年产量约有4.5兆瓦(注：1兆瓦(MW)为1000千瓦)，工厂设施仍停留在已有引进的生产线上。而国外不少企业已把眼光瞄准更为先进的薄膜晶体太阳能电池的开发与生产上。这种新一代的先进的薄膜晶体太阳能电池其转换效率可高达18.3％，比目前平均转换效率提高了3个百分点。
太空太阳能电站开发费用昂贵
太空太阳能电站的设想非常伟大和宏远，但实现起来所需要的经费却是十分惊人的。1968年彼得・格拉泽的将太阳能电站搬到太空去的设想，需要研制一种太阳能动力卫星，并把它送到距地面3.6万千米的轨道上(即地球同步轨道。在这一轨道上，卫星绕地球飞行1圈的时间，正好与地球自转一周所需要的时间相同)。对格拉泽提出这一宏伟设想，由于要花一大笔钱，美国政府不感兴趣。不过到20世纪70年代中期，因出现能源危机，格拉泽的计划重新受到重视，美国政府投资2000万美元作为研究费用。但研究费不久就用完了，人们的热情又冷了下来。因为美国科学院估计，要建成这个太空发电站，大概要用50年时间，研制、发射和组装耗资达3000亿美元，工作量相当于600名宇航员在太空工作30年。尽管发电能力为300千兆瓦，能供1.5亿人口用电，可巨额投资遭到非议。原来，格拉泽设计的这座电站重量达5万吨，其中仅太阳能电池板的空间面积就达50多平方千米，而向地球发送电力的微波发射天线的直径达1千米。按美国航天飞机一次最多能运送30吨物资计算，也要发射1000多次才能把电站的设备全部送上天。而在20世纪70年代时，美国的航天飞机还没有正式投入使用，因此人们认为，格拉泽的计划在短期内难以实现。1999年和2000年，美国国会分别给宇航局拨款500万和1500万美元，用以深入研发空间太阳能发电技术，以期找出更好更成熟的建设方案。专家们从目前发展态势估计，本世纪20年代第一个空间太阳能电站将升空组装并开始试验性发电。
光伏电站开发方案范文5
关键词：电量市场化 可再生能源 现状 影响 措施
中图分类号：TM61 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2016）12-0290-02
一、可再生能源发电现状
我国可再生能源的应用形式以电力为主，近年来增长迅速，但由于传统电力结构倚重火电，可再生能源在整体电力结构中的比重仍显单薄。截至2014年，我国非化石能源占一次能源消费比重提升到11.1%，除去核电部分，可再生能源占比9.6%；从电力结构来看，可再生能源仅占全国发电装机容量的8.9%，火电比重仍为67.4%。人们广泛了解的可再生能源形式包括水电、风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电等。水电是可再生能源中最为成熟和广泛的应用形式，我国水电装机容量领先全球，总装机约300GW，年发电量约1万亿千瓦时，对我国华东、华中地区的工农业及民生电力需求贡献突出，三峡、砻滩、葛洲坝、三门峡等水利枢纽工程更是广为人知。风电和太阳能发电近年获得集中发展，主要以风光资源丰富地区（内蒙、甘肃、青海、新疆等西部省份）的集中式地面电站为主要模式，2014年风电装机90GW，年发电量1500亿千瓦时；太阳能发电装机30GW，年发电量250亿千瓦时。而近期，风电太阳能电站开发向中东部推进的趋势，以及分布式太阳能发电获得广泛关注，是由我国中东部地区突出的电力需求和较为稀缺的土地资源决定的，也是未来可再生能源发展的重要方向。
例如，风力发电就是我国解决我国能源和电力需求刚性增长的重要战略布局。风能是一种不产生任何污染物排放、可再生的、清洁的自然能源，风力发电具有建造发电场的费用低廉，不需火力发电所需的煤、油等燃料或核电站所需的核材料即可产生电力，除常规保养外，没有其他任何消耗，没有煤电、油电与核电所伴生的环境污染问题等优越性。这几年，我国也大力推动风电等新能源行业，风力发电领域获得了快速发展。截至2016年底，全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦，其中并网风电1.6亿千瓦，占比为9.9%；清洁能源装机容量达到5.93亿千瓦。占总装机比重36.2%。
二、电力市场化对风力发电的影响
1.电力市场化对风电可再生能源补贴的影响。十三五”能源规划对风力发电做了重点提及，到2020年风力发电的装机容量达到2亿千瓦以上。国家能源局表示，逐步取消可再生能源补贴，到2020年将不再提供风力发电补贴。可再生能源发电，将走向市场化运行。
能源被称为工业的血液，风能是能源的组成部分。在《关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》中，有关能源“十三五”规划的内容占据着重要位置。其中，风力发电的内容，在“十三五”能源规划中花了不少笔墨。
据“十三五”能源规划研究，通过构建西部、东部两个同步电网，到2020年，新能源跨区输送规模将可超过1.5亿千瓦，从而实现更大范围水火互济、风光互补、大规模输送和优化配置，弃风、弃光可以控制在5%的合理范围内，将从根本上解决西部地区清洁能源大规模开发和消纳难题，保障清洁能源高效利用。值得注意的是，“十三五”时期是全面建成小康社会决胜阶段，也是可再生能源非常重要的时期，可在再生能源发电也将走向市场化运行。
现在国家能源局已经提出了一个目标，到2020年风力发电实现平价上网，不再给予补贴。一旦可再生能源利用市场机制来发展就会走向更加广阔的天地，它的发展就会有更大的规模和更大的速度。
2.电力市场化对风电可再生能源上网电价的影响
在电力改革的大背景下，除分布式能源（分布式光伏、风电）以外，所有的电源项目都要参与竞价上网，即低电价的电量才能获得上网权，否则机组只能闲置。
3月1日，在北京电交中心完成了“银东直流跨区电力用户直接交易”的试点交易，陕西、甘肃、青海、宁夏的一些火电、风电、太阳能发电企业参与了竞价上网，售电给山东。风电、太阳能项目由于出力间歇性原因，单凭“常规电力属性”与火电竞争，显然不具竞争力，因此只能靠低电价进行竞争，很多企业报了“0电价”，虽说会有国家补贴，但项目收益会大幅下降。
3.电力市场化对风电并网和消纳的影响
随着新能源大规模开发，运行消纳矛盾也日益突出。我国风资源集中、规模大，远离负荷中心，难以就地消纳。新能源集中的“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低。加之近两年经济增速放缓，电力增速减慢，多种因素共同作用下，新能源消纳矛盾更加突出。新增的用电市场却无法支撑各类电源的快速增长，导致新能源和火电、核电利用小时数均出现下降。
我国电源结构以火电为主，特别是“三北”地区，占比达到70%；全国抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%，“三北”地区不足4%。电源结构不合理，导致系统调峰能力严重不足。
国家早前颁布“十二五”风电、太阳能发电等专项规划，但“十二五”电网规划至今没有出台，新能源基地送出通道得不到落实。电网项目核准滞后于新能源项目，新能源富集地区不同程度都存在跨省跨区通道能力不足问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。
据了解，与国外相比，我国促进新能源消纳的市场化机制已经严重滞后，仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点。由于缺乏常规电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性。
三、可再生能源在电量市场化下的应对措施
1.“还原电力商品属性，形成主要由市场决定能源价格的机制”是近年电力体制改革的主要目标
可再生能源也是商品，因此由市场机制来引导其发展是必然趋势。可再生能源发将被纳入公益性调节性发用电计划，依照规划继续享受保障性收购。陆上风电是最接近自主市场竞争力的可再生能源。分析表明，延续当前风电政策，会面临保障性收购与市场机制的冲突、强制标杆电价与市场价格形成机制的冲突、不断扩大的补贴需求与可再生能源基金规模有限之间的现实矛盾，最终导致风电并网和利用效率低下难题难以得到根本解决。如此，清洁、可持续发展的能源战略目标很可能会落空。
根本的解决之道是市场化。让风电参与市场竞争，通过市场交易与用户达成长短期供电协议，调度机构在保证电网安全的前提下本着优先保障原则安排风电并网发电；变强制电价为基于市场交易电量的度电补贴，引入动态调整机制，根据风电的经济改善水平逐步降低、直至完全取消补贴。
2.建立以配额机制的绿色证书，鼓励碳减排交易和节能量交易
根据全国2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达到15%的要求，2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。各发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求。鼓励可再生能源电力绿色证书持有人按照相关规定参与碳减排交易和节能量交易。配额制度本身无法实现可再生能源发电的绿色价值部分，绿色证书为绿色价值部分的实现提供了市场化A解决方案和手段。
通过允许配额义务承担者之间交易使用可再生能源的义务，绿色证书可以像商品一样在绿色证书市场上进行买卖和交易。
绿色证书就是将基于配额形成的可再生能源发电量证券化，并借此构建基于市场的可再生能源电能供求机制和市场交易体系。绿色证书作为可交易的有价证券，其价格由可再生能源电价高于常规电价的“价差”决定，并随着市场供求状况的变化而波动。可再生能源发电企业通过销售绿色证书获取价外收益，实现可再生能源电能的绿色价值，并使得可再生能源配额借由绿色证书实现可交易，巧妙地解决了配额制度的市场化问题。
对于可再生能源电力生产者来说，实施配额制并允许绿色证书交易时清洁能源发电企业利润由两个方面构成：一个是通过电力上网价格出售可再生能源电力以获得销售利润，另一个则是通过在证书市场上出售绿色证书来获利。而建立可再生能源认证系统，证书的可交易性打破了可再生能源发电交易的地域限制，使得绿色可以销售到任何有需求的地域。
3.电网加快电网建设，保证新能源并网和输送
2015年，政府有关部门出台了“改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见”“开展可再生能源就近消纳试点”“开展风电清洁供暖工作”等一系列政策，促进清洁能源持续健康发展。
