第一篇：江蘇銀行光伏貸款操作細則大全

蘇州銀行

“光伏電站貸”業務管理辦法

第一章

總則

第一條

為倡導使用綠色環保電力，共同建設綠色家園，實現環境保護和金融服務的有機融合，提升金融服務覆蓋面，根據《貸款通則》《中華人民共和國擔保法》《中華人民共和國物權法》等法律法規，《江蘇省農村信用社信貸管理制度》和其他相關制度規定，結合我行實際，制定本辦法。

第二條

本辦法所稱“光伏電站貸”是指江蘇蘇州銀行股份有限公司（以下簡稱本行）為有建設分布式光伏電站需求、享受用電優惠，并網售電且符合貸款條件的個人、企（事）業法人或國家規定可以作為借款人的其他各類經濟組織，提供用于建設分布式光伏電站，可分期還款的貸款業務。

第二章

貸款對象和條件

第三條

貸款對象。光伏電站貸款對象包括：

（一）本行服務區域內具有完全民事行為能力、年滿18周歲的自然人，且貸款到期日男性不得超過65周歲，女性不得超過60周歲；

（二）國家規定可以作為借款人的、經工商行政管理機關（或主管機關）核準登記，實行獨立核算的企業法人、事業法人或其他

— 1 — 各類經濟組織。

第四條

貸款條件。光伏電站貸款條件包括：

（一）申請“光伏電站貸”業務的個人客戶必須自愿申貸且主要家庭成員自愿參與擔保，并同時具備以下條件：

1、有本地常住戶口且擁有自主產權的住房；

2、借款人家庭和諧穩定，有一定的經濟收入來源；

3、借款人年齡與貸款期限相匹配；

4、借款人無不良信用記錄；

5、借款人在本行開設專用售電結算賬戶，自愿接受本行的信貸監督和結算監督；

6、借款人同意以自有的光伏電站并網售電收入作為借款還款擔保；

7、本行規定的其他條件。

（二）申請“光伏電站貸”業務的企（事）業法人或其他各類經濟組織作為借款人，必須具備以下條件：

1、符合《貸款通則》關于借款人的基本條件；

2、符合本行客戶準入標準；

3、借款人在本行開設專用售電結算賬戶，自愿接受本行的信貸監督和結算監督；

4、借款人同意以自有的光伏電站并網售電收入作為借款還款擔保；

5、本行規定的其他條件。

第五條

個人客戶應如實提供以下相關資料：

（一）身份證或其他有效身份證件及其復印件；

（二）已婚的借款人提供夫妻雙方結婚證及其復印件；

（三）載有借款人家庭成員的戶口簿、身份證件及其復印件；

（四）借款人及家庭成員自主產權的房產權證及其復印件或證明其擁有產權的相關資料；

（五）借款人自有的光伏電站并網售電協議。

第六條

企（事）業法人或其他各類經濟組織，應根據實際情況提交下列材料：

（一）基本資料：營業執照、公司章程、特許經營許可證、法定代表人及主要負責人身份證明等；

（二）生產經營情況資料：主要包括反映借款人生產經營情況的各類產銷合同資料、有權機構核準的財務報表、財務報表主要項目明細、各類稅費、水電費繳納以及工資發放資料等；

（三）申請貸款資料：主要包括光伏電站并網售電協議、股東會或董事會借款決議、各類授權文件、權屬證明等。

第三章

貸款額度、期限、利率、還款方式

第七條

根據光伏電站裝機容量，客戶可選擇發電全額上網、發電自用余電上網兩種模式，原則上本行信貸服務的客戶應采取發電全額上網模式。

第八條

貸款額度。本行發放光伏電站貸款金額不得高于裝機總金額的相應折率比例（裝機總金額測算參照附件1）。貸款比例具體如下：

裝機金額在10萬元（含）以下的，貸款金額不超過80%；

— 3 — 裝機金額在10萬元至100萬元（含）的，貸款金額不超過70%； 裝機金額在100萬元至500萬元（含）的，貸款金額不超過60%； 裝機金額500萬元以上的，貸款金額不超過50%。第九條

貸款方式與貸款期限。

“光伏電站貸”采用按揭或分期還款方式，也可采用按月付息、到期還本方式。

按揭或分期還款方式的，應根據光伏電站售電收入、補貼收入及其他合法收入合理測算貸款期限，其中個人貸款期限最長不超過8年，企業（單位）貸款期限最長不超過6年。采用按月付息、到期還本方式的，貸款期限不超過1年。

第十條

貸款利率按同期同檔次基準貸款利率上浮10%，遇基準利率調整時，每年年初作相應調整。

第十一條

貸款本息的歸還由本行與借款人約定采取按月等額本息或等額本金的方式歸還貸款。

在借款期限內，借款人向經辦營業機構提出提前還款申請，經經辦營業機構同意后，可提前部分還本或清償全部貸款本息。

第四章

貸款擔保方式

第十二條

“光伏電站貸”的擔保方式主要采用客戶擔保和第三方合作提供保證相結合的方式，個人客戶需提供家庭成員親情擔保，企業客戶需提供其他有效擔保，同時借款人需承諾并網售電收入全部用于歸還貸款，貸款未結清前，不得使用售電收入資金或變更售電收入結算賬戶（詳見附件

2、附件3）。

（一）并網售電收入權利質押：借款人通過建設的分布光伏電

— 4 — 站的發電，通過與國家電網公司簽訂并網售電協議，并約定售電收入支付至借款人在本行開立專用售電收入結算賬戶，由本行自動扣劃用于歸還貸款本息（包括罰息、違約金、賠償金），質押期限自借款之日起至借款人結清全部借款本息及有關費用止。

（二）第三方合作：分布式光伏電站承建單位或其關聯企業或其他有擔保能力的單位均可作為第三方合作保證機構，為借款人用于建設分布式光伏電站的貸款提供連帶責任保證，保證范圍為借款人借款本息（包括罰息、違約金、賠償金）以及本行為實現債權的費用，保證期限自借款之日起至借款人結清全部借款本息及有關費用止。

第五章

第三方合作

第十三條

分布式光伏電站承建單位或關聯企業或其他有擔保能力的單位可作為第三方合作單位，為借款人用于建設分布式光伏電站的貸款提供連帶責任保證，在出現借款人無法償還貸款本息的情形下，第三方合作單位須提前償還貸款剩余本息。

第十四條

第三方合作單位需經我行審核準入，合作單位可以為專業擔保機構或具有核心技術的生產型企業，專業擔保機構需符合本行擔保單位準入規定，生產型企業準入條件如下：

1、企業具備較強實力，有良好的發展前景，具有光伏發電產品核心技術，資產負債率不應高于70%；

2、需有供電部門核準的電力施工三級或以上資質資料；

3、合作單位應為該產品成熟企業，有已安裝項目成功案例。第十五條

第三方合作單位需獲得本行第三方授信額度方可合— 5 — 作，第三方授信額度≤[資產（剔除無效資產）－負債－對外擔保、對外承諾]×3倍，對專業擔保機構或合作單位擔保能力不足的，可根據實際情況，采用專項保證金模式提供擔保，專項保證金保證貸款放大倍數不超過保證金額的5倍。本行每年對第三方合作單位重新進行授信額度測算，對授信額度有變化的，簽約支行須及時提交調整額度報告，并根據調整后的授信額度開展合作業務。

第十六條

分布式光伏電站承建單位或關聯企業或其他有擔保能力的合作單位，與本行簽訂第三方授信合作協議，由該合作單位為建設分布式光伏電站的客戶向我行借款提供保證，具體操作時，可由該合作單位書面授權其在江都區的銷售分公司，代表合作單位在保證合同上蓋章確認同意提供保證。合作單位應提供如下資料：

（一）營業執照、各類資質證書、法人代表身份證原件及復印件；

（二）公司章程、法定代表人或授權代理人證明文件；

（三）產品專利權證書；

（四）上一年度財務報表及近期財務報表；

（五）股東會（董事會）同意就該項目與本行合作并為借款人承擔階段性連帶責任保證的決議；

（六）已開展過光伏電站業務的成功案例證明材料；

（七）其他相關資料。

第六章

貸款操作流程

第十七條

貸款申請：借款人提供相關資料向本行營業網點申請借款，除提供正常所需貸款資料外，售電戶還需提供與供電部門

— 6 — 簽訂的售電協議。

第十八條

貸款調查：經辦營業機構受理借款人的貸款申請后，根據授信貸款流程安排貸前調查，實行面談面簽，對借款人的資信、職業、收入（含家庭收入）來源、生產經營情況、自住房產情況等進行調查，并核實其所提供資料的真實性、合法性。現場調查裝機情況，驗證由供電部門安裝的發電表及上網表是否正常運轉。

第十九條

貸款審批：根據對借款人的調查情況，通過信貸管理系統提交審查審批，授信評審部對符合條件的貸款進行審批通過。

第二十條

簽訂合同：對審批通過的貸款與借款人、擔保人簽訂借款合同、擔保合同、保證金質押合同等。

第二十一條

并網售電收入權利質押辦理：對審批通過的貸款需與借款人在借款合同的其他約定事項中明確借款人以其在本行開立的專用售電收入結算賬戶中并網售電收入用于歸還貸款，由本行自動扣劃。

借款人與國家電網公司簽訂的并網售電協議中應明確：（1）本行開立的專用售電收入結算賬戶為售電收入匯轉賬戶；（2）借款人貸款如違約，該結算賬戶的扣劃貸款本息權在貸款本息未結清前屬本行。

第二十二條

貸款發放：經辦營業機構按提款申請書和受托支付書的約定，將貸款發放至借款人賬戶，并受托支付到分布式光伏電站承建單位或關聯企業在本行開立的指定賬戶，不得自主支付。

第二十三條

貸后管理：

（一）認真做好貸款檔案資料的收集。

（二）擔保期間客戶經理應按貸后檢查要求跟蹤借款人分布式光伏電站運行情況和并網售電收入匯轉情況，確保正常扣收貸款本息。

（三）對第三方合作保證單位每半年開展一次貸后檢查，跟蹤企業的運營情況，對出現經營風險的，要及時發出預警。

第二十四條

貸款歸還：貸款結清后，分布式光伏電站承建單位或關聯企業為該戶的貸款擔保責任自動終結，貸款存續期間，若客戶由于房屋搬遷等原因導致光伏電站不再發電，須提前結清我行貸款。

第二十五條

在辦理貸款過程中，本行經辦人員因主觀原因致使貸款形成不良或造成損失，按本行有關規定處罰。對有弄虛作假的，一經查實，將追究相關人員法律責任。

第七章

附則

第二十六條

本辦法有關貸款調查、審批、發放、支付、收回等未盡事宜，嚴格按本行相關信貸制度、流程執行。

第二十七條

本辦法由江蘇蘇州銀行股份有限公司負責制定，解釋和修訂。

第二十八條

本辦法自發文之日起施行。

— 8 — 附件1：

江蘇地區光伏發電成本收益分析表電站規模（KWP）3456屋頂占用面積（m2）19253238投資成本（萬元）2.43.244.8年發電量（KWH）***0年補貼收益（0.42元/度）***03528年售電收益（0.378元/度）1587.62116.826463175.2年發電總收益（元）3351.64468.855866703.2 — 9 — 附件2：

個人光伏電站貸款承諾書

蘇州銀行：

根據本人與貴行經辦營業機構簽訂的號《個人擔保借款合同》，現作如下承諾：

1、本人自愿向貴行經辦營業機構申請“光伏電站貸”業務，且家庭主要成員提供擔保。

2、本人同意申請貸款并以家庭綜合收入、并網售電收入為還款來源，因任何原因致并網售電收入不能償還貴行貸款的，本人不以任何理由拒絕償還貴行貸款本息。

3、本人在貴行經辦營業機構開設個人專用售電結算賬戶，自愿接受貴行的信貸監督和結算監督，同時個人專用售電結算賬戶（賬號）為貴行扣款貸款本息的賬戶。

4、本人承諾在貸款未結清前，不變更售電收入結算賬戶。

借款人簽字：

年月日

— 10 — 附件3：

單位光伏電站貸款承諾書

蘇州銀行：

根據本單位與蘇州銀行支行簽訂的編號為：

號《流動資金借款合同》、號《保證合同》，現作如下承諾：

1、我單位自愿向蘇州銀行經辦營業機構申請“光伏電站貸”業務。

2、我單位在蘇州銀行經辦營業機構開設單位專用售電結算賬戶，自愿接受蘇州銀行的信貸監督和結算監督，同時單位專用售電結算賬戶（賬號）為貴行扣款貸款本息的賬戶。

3、我單位同意申請貸款并以生產經營收入、并網售電收入為還款來源。

4、我單位承諾在貸款未結清前，不得變更售電收入結算賬戶。

借款人簽章：

年月日

第二篇：江蘇銀行光伏貸款管理辦法

江蘇銀行光伏發電項目貸款指引

第一章 總 則

第一條 為指導全行光伏發電行業信貸業務健康發展，規范光伏發電項目的貸款的業務操作，推動信貸結構調整，落實國家促進光伏發電產業健康發展的政策方針，根據《某某銀行固定資產貸款管理實施細則》、《某某銀行應收帳款質押授信業務管理辦法（2013年修訂）》等相關制度辦法，特制定本指引。

第二條 光伏發電是指利用半導體界面的光生伏特效應將太陽光能直接轉變為電能的生產活動。在國家統計局《國民經濟行業分類》（GB/T 4754-2011）標準中，光伏發電行業代碼為D4415。

光伏發電行業的主要分類方法有：

1.按技術路線可分為晶硅光伏發電和薄膜光伏發電，前種電池技術相對成熟，市場占有率高，后種電池效率較低，衰減率高。

2.按規模可分為集中式光伏發電站和分布式光伏發電站（或分布式光伏發電項目），前者適合大型營運商在土地資源豐富地區或大型屋頂建設經營，后者適合中小型投資者在屋頂或零星土地上經營。

3.按與電網的關系可分為并網電站和離網電站，并網光伏電站是主流類型，離網點占投資較高，補貼政策未確定，收益難確定。

第三條 光伏發電項目貸款是指我行向借款人發放的，用于建設光伏發電項目所需資金或償還已建成光伏發電項目其他債權的固定資產貸款，以項目發電收入和國家財政補貼收入為主要還款來源，一般是以項目主體為借款人，對于實力強或行業經驗豐富的主要控股股

團等電力行業企業，目前是光伏發電行業的主流企業，可作為我行主要的目標客群；二類是專業的光伏電站開發商，此類客戶專業于光伏發電站開發，具有電力工程、建筑工程專業技術，從事光伏電站承包、BT業務、BOT業務，我行可擇優介入資質較好、業績較好、還款來源穩定的部分客戶；三類是分布式光伏電站業主，此類客戶差異較大，應針對具體客戶、具體項目進行分析，擇優介入；四類是致力于光伏電站資產證券化的信托公司、投資公司、基金公司等，在基礎資金質量良好的情況下，我行可與有實力的機構開展業務合作。

第七條 借款人應具備的基本條件

（一）經工商行政管理部門核準登記；

（二）有必要的組織機構、經營管理制度和財務管理制度，經營場所相對固定，供銷渠道相對穩定；

（三）企業成立時間或主要控制人從事本行業時間在1年以上，且企業或只要控制人要有成功建成光伏發電項目的經驗，信譽良好，具備履行合同、償還債務的能力，無不良信用記錄；

（四）依法進行稅務登記，依法納稅；

（五）在我行開立基本結算賬戶或一般結算賬戶；

（六）企業經營者或實際控制人素質良好，無惡意個人不良信用記錄；

（七）上年末企業資產負債率原則上不超過70%；

（八）我行要求的其他條件。

第三章 項目準入

內廠家（見附件3、4、5）生產的產品，工程涉及和建設單位應嚴格執行國家標準（含行業標準）和工程規范。

（二）分布式光伏電站（或分布式光伏發電項目）1．項目已向相關能源主管部門備案

2．貸款發放前取得電網企業出具的并網意見，單個并網點接入電壓等級不高于35KV，且規模不超過20兆瓦的分布式光伏電站（或分布式光伏發電項目）的并網接入意見由地市級或縣級電網企業出具。并網調度協議和購售電合同原則上應參照國家能源局印發的《光伏電站并網調度協議示范文本》、《光伏電站購售合同示范文》。

3．項目工程單位造價應低于10000元/千瓦。

4．項目資本金比例不低于30%，內部財務收益率不低于8%。5．電站組件必須選用符合《光伏制造行業規范條件》企業名單內廠家（見附件3、4、5）生產的產品、工程設計和建設單位應嚴格執行國家標準（含行業標準）和工程規范。

第四章 授信方案

第十條 貸款金額

貸款金額應根據借款人項目總投資、自有資金金額、實際融資需求量及已落實可用于還款的現金流確定，貸款金額不超過項目總投資的70%。

第十一條 貸款期限

光伏發電項目貸款應根據貸款的光伏電站項目未來產生的現金流合理確定還款計劃，同時接受借款人利用其他收入來源（如財政補助資金等）償還貸款本息，貸款還款同期應與光伏電站并網發電產生的電費收入回籠周期相匹配，可采取按月、按季等還款方式，每年償還本金次數不得低于兩次。

第五章 操作流程

第十五條 業務受理

各經營機構具體負責光伏發電項目貸款業務的受理工作，申請辦理光伏發電項目貸款需提供以下資料：

（一）客戶基礎資料，含營業執照、組織機構代碼證、稅務登記證及納稅證明、公司章程、驗資報告、開戶許可證、征信資料、財務報表、資格或資質證書、法定代表人身份證明、法人代表及主要負責人征信系統查詢及股東會等有權機構決議等。

（二）授信內部審批資料，含授信業務申請書、授信請示、授信調查報告、授信業務申報意見表、授信申報事項基本情況表等。

項目資料，主要包括項目可行性研究報告、開展項目前期工作的通知、土地預審文件、土地（或屋頂）租賃協議、合同能源管理協議（如項目為自發自用余電上網、采用合同能源管理模式經營的分布式光伏發電項目）、環境評價批復文件、水土保持皮膚文件、能源主管部門備案文件、電網企業并網接入意見等。

（四）擔保資料，含保證人基礎資料、保證人基本情況表、抵押

行貸款前不抽回資金，不計息且在出現一切風險的情況下放棄主張償還的權利，則可接受其作為項目資本金。

（五）還款來源情況，包括借款人擬投資項目未來產生的現金流、綜合收益及其他合法收入等。

第十七條 貸款審批

光伏發電項目貸款參照一般固定資產貸款權限審批。各行應按照（轉）授權有關規定明確審批部門。

第十八條 合同簽署

經營機構應根據項目貸款要求簽署相關合同，并落實雙人現場監簽合同，確保合同印章和法定代表人簽字的真實有效性，抵押類合同的簽署涉及抵押物共有人的，共有人應同時在相關文本上簽署意見。

第十九條 貸款發放

經營機構岸規定落實擔保手續及審批通知書中確定的其他條件后，報放款審核部門辦理出賬手續，放款審核部門要求對授信條件落實情況進行審核。

第二十條 貸款支付

經營機構按照我行規定確定借款人貸款資金使用采用自主支付方式或受托支付方式。

對采用自主支付方式的，經營機構應要求借款人按季匯總報告貸款資金支付情況，并通過賬戶分析、憑證查證、現場調查等方式核查貸款支付是否符合約定用途。

對采用受托支付方式的，經營機構應嚴格按照《江蘇銀行固定資

（六）關注光伏電站完工后是否按照有關規定進行工程項目竣工驗收，并將竣工驗收報告報送省級能源主管部門、國家能源局派出機構，抄報國家光伏發電技術管理歸口單位，同時重點了解能源主管部門組織的光伏電站工程質量檢查結果情況；

（七）關注項目竣工后是否按計劃入電網，并與電網企業簽訂購售電合同；

（八）關注項目運行后實際發電效率與可行性研究報告是否相當，如發電量差距較大，查明原因，如何采取技術補救措施；

（九）關注電網企業、國家財政補貼資金是否及時到位，并匯入我行指定賬戶。

第二十二條 貸款結清

借款人按照合同約定還清貸款合同項下債務本息及相關費用后，經辦機構在“中國人民銀行應收賬款質押登記公示系統”辦理應收賬款質押注銷登記，并按照相關規定辦理解押手續。借款人還清貸款合同項下債務本息及相關費用前，未經我行同意，不得部分解除質權。

第七章 附 則

第二十三條 本指引由江蘇銀行總行負責解釋與修訂。第二十四條 本指引自發布之日起執行。

附件：1.《光伏電站并網調度協議（示范文本）》（GF-2014-0518）

2.《光伏電站購售電合同（示范文本）》（GF-2014-0517）3.符合《光伏制造行業規范條件》企業名單（第一批）

第三篇：江蘇銀行光伏發電項目貸款指引簡

江蘇銀行光伏發電項目貸款指引簡

一、我行光伏發電項目貸款對象

光伏發電項目貸款(以下簡稱光伏貸)的對象是投資建設和經營光伏發電項目的企業法人，既可以是項目公司，也可以是項目公司的主要控股股東。

二、準入要求

借款人(即項目貸款對象)應具備的基本條件:

1、經工商行政管理部門核準登記;

2、有必要的組織機構、經營管理制度和財務管理制度，經營場所相對固定，供銷渠道相對穩定;

3、企業成立時間或主要控制人從事本行業從業時問在1年以上.且企業或主要控制人要有成功建成光伏發電項目的經驗，信譽良好，具備履行合同、償還債務的能力，無不良信用記錄;

4、依法進行稅務登記，依法納稅;

5、在我行開立券本結算賬戶或一般結算賬戶;

6、企業經營者或實際控制人素質良好，無惡意個人不良信用記錄;

7、上年末企業資產負債率原則上不超過70%;

8、我行要求的其他條件。

三、項目支持重點

在綜合考慮上網條件、工程造價、股東實為等因素的基礎上.我行擇優重點支持并網型晶硅光伏發電項目及分布式電站。

四、方案設計

金額：應根據借款人項目總投資、自有資金金額、實際融資需求量及已落實可用于還款的現金流確定，貸款金額不超過項目總投資的70%,覆蓋額度高。

期限：原則上貸款期限不超過八年(含建設期)，覆蓋期限長。利率：應在人民銀行規定的同期同檔次基準利率基礎上根據客戶的信用狀況、風險程度及借款人對我行的綜合貢獻水平適當浮動確定(較同類貸款項目綜合成本下調2%，維持8%左右)。

擔保：光伏發電項目貸款應采取我行認可的擔保方式.可以是抵押、保證和質押擔保方式的多種組合，我行創新了以收費權和光伏發電設備分別質押和抵押的擔保方式。

還款：光伏發電項目貸款應根據貸款對應的光伏電站項目未來產生的現金流合理確定還款計劃.同時接受借款人利用其他收入來源(如財政補助資金等)償還貸款本息。

第四篇：光伏電站貸款合作協議書

分布式光伏發電協議合作協議

協議編號：（）

甲方（生產商/授權經銷商）：*****新能源科技有限公司（以下簡稱甲方）

法定代表人或授權代理人： 聯系電話： 經營/通訊地址： 乙方（戶用）：（以下簡稱乙方）

身份證號碼： 聯系電話： 經營/通訊地址： 開戶行及賬號（發電收入指定賬戶）：

為積極響應《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》（國發（2013）24號）和《關于分布式光伏發電項目補助資金管理有關意見通知》（國家電網財（2014）1515號）等文件規定，明確雙方權利、義務，甲乙雙方本著平等、互利、自愿原則，并經過充分協商，現將相關事宜達成如下協議：

一、貸款金額、發電并網方式

1、甲方提供給乙方的光伏發電設備單價每瓦 人民幣，經甲方考察，乙方提供的場地可安裝裝機容量為 千瓦。整體設備及后期維護總價為人民幣 元/套。安裝位置位于 ；

2、款項由乙方從銀行貸款，貸款金額為人民幣 元（大寫：人民幣）。貸款期限9年。該筆貸款采取受托支付方式，乙方同意由貸款銀行支付至甲方指定賬戶。戶名：******新能源科技有限公司賬號：60*****70***888***8。

3、貸款情況以《借款合同》為準。

4、并網方式（2）。（1）自發自用、余電上網；（2）全額上網。

二、雙方權利義務

1、甲方承諾做好分布式光伏發電項目的設計、運輸、安裝、調整、培訓、維護等服務，并按照規定為乙方提供維護服務，以及保證設備的正常運行。

2、甲方承諾提供額電池組件、支架、逆變器、配電箱和電纜等設備質量標準符合國際電網中要求的10年工藝質保、25年功率有限質保及25年抗紫外線老化質保等標準。

3、甲方負責協助乙方辦理并網申請，政府補貼申請等相關手續，確保乙方成功并網，并為乙方做好售后服務工作。

4、乙方承諾出資按照貸款行要求對分布式光伏發電整體設備投財產保險，保險費率由甲方負責與保險公司協商確定。

5、項目竣工及并網發電后，甲方負責給乙方辦理并網合同。

6、乙方負責自行協商解決用于光伏發電設備安裝所需的用地、用房并保證無產權及使用糾紛；安裝光伏發電設備所用屋頂符合國家電力部門要求，若經甲方考察認為乙方有產權糾紛或者不符合安裝、使用要求標準、無法通過并網驗收的，甲方可提前解除或終止合同，結合銀行停止發放貸款或提前償還貸款。

7、乙方在產品使用過程中嚴格按照用戶手冊進行使用，非專業人員不得擅自操作設備。乙方負責整套光伏發電系統設備的完整性和安全性，如人為因素損壞、破壞、丟失不在保修范圍之內，由乙方自行承擔損失，不可抗力除外。如光伏發電系統出現故障，乙方要求及時通知甲方，維修響應時間為48小時。

8、乙方同意在貸款銀行開立結算賬戶，用于銷售收入和財政補貼收入結算、發放貸款和扣款本息，并保證該賬戶為唯一的售電收入和財政補貼收入匯款賬戶，賬號為：。并同意以賬號內收到的售電收入和財政補貼收入優先償還貸款，在貸款本息未結清之前不得擅自變更售電收入和財政補貼收入賬戶，如擅自變更結算賬戶，甲方可以詐騙為由，向公安機關報案，如有違約追究相應法律責任。

9、貸款續存期間，甲方全權代理以售電及補貼收入償還貸款，如乙方電站售電收益及補貼不足還清銀行貸款，不足部分由甲方承擔；如乙方電站售電收益及補貼還銀行貸款有剩余，剩余部分歸甲方所有。

10、乙方在貸款期間，如遇到房屋裝修，需拆遷光伏發電設備的可選擇以下方式

（1）提供新屋頂安裝電站的，甲方負責有償拆裝服務，合同繼續履行；（2）無法再安裝的，則電站拆遷所獲得補償款在甲方扣除乙方應付款項后剩余部分歸乙方所有，補償款不足部分由甲方與拆遷方協商。

11、貸款存續期間乙方同意該光伏發電設備反擔保于甲方，乙方按約償還貸款后，該光伏發電設備解除反擔保。

12、乙方以光伏電站抵押形式獲得銀行貸款。

三、違約責任

1、甲乙雙方均應按照約定履行協議，任何一方違約均應賠償因此給對方造成的損失；如發生糾紛，違約方除賠償對方損失外還應承擔對方為實現債權而發生的訴訟費用、代理費、交通費等費用。

2、本協議在履行過程中若產生糾紛，應協商解決，協商不成的，應到甲方所在地人民法院訴訟解決。

3、本協議經雙方蓋章后生效，本協議書一式二份，甲方執一份，乙方執一份。

四、其他約定事項

甲方（公章）：****新能源科技有限公司

法定代表人或授權代理人（簽章）：

乙方（簽字/蓋章）： 身份證號：

配偶（簽字/蓋章）： 身份證號：

年 月 日

第五篇：光伏材料

光伏材料的發展與未來

摘要：根據對近幾年光伏材料的發展和重要性作出分析和研究，并對光伏材料的主要發展方向進行進行研究，指導我們將來在研究中應從事的方向。

光鍵字：光伏材料 太陽能電池 市場分析

今年，幾乎省份都出現了柴油荒現象、汽油價格也是一漲再漲。而且，據估計今年我國電力將嚴重缺口，而這一切已經限制了國民經濟的發展，對人們的生活帶來了不便，甚至可以說是已經來后造成在嚴重威脅。據樂觀估計石油還可開采40~100年、煤炭可使用200~500年、鈾還可開采65年左右、天然氣能滿足58年的需求。

人們對安全，清潔，高效能源的需求日益增加。且能源問題日益成為制約國際社會經濟發展的瓶頸。為此，越來越多的國家開始實行“陽光計劃”，開發太陽能資源，尋求經濟發展的新動力。歐洲一些高水平的核研究機構也開始轉向可再生能源。在國際光伏市場巨大潛力的推動下，各國的太陽能電池制造業爭相投入巨資，擴大生產，以爭一席之地。

我國也不例外，中國已經超過了日本和歐洲成為了太陽電池能第一生產大國，并且形成了國際化、高水平的光伏產業群。這對我們專業的在校大學生來說是個好消息。并且這個專業的就業率還很高。

我國76%的國土光照充沛，光能資源分布較為均勻；與水電、風電、核電等相比，太陽能發電沒有任何排放和噪聲，應用技術成熟，安全可靠；除大規模并網發電和離網應用外，太陽能還可以通過抽水、超導、蓄電池、制氫等多種方式儲存，太陽能＋蓄能 幾乎可以滿足中國未來穩定的能源需求。

當然，光伏產業的發展離不開材料。光伏材料又稱太陽電池材料，只有半導體材料具有這種功能。可做太陽電池材料的材料有單晶硅、多晶硅、非晶硅、GaAs、GaAlAs、InP、CdS、CdTe等。用于空間的有單晶硅、GaAs、InP。用于地面已批量生產的有單晶硅、多晶硅、非晶硅。其他尚處于開發階段。目前致力于降低材料成本和提高轉換效率，使太陽電池的電力價格與火力發電的電力價格競爭，從而為更廣泛更大規模應用創造條件。但隨著技術的發展，有機材料也被應用于光伏發電。光伏電池的發展方向 ㈠硅太陽能電池

硅太陽能電池分為單晶硅太陽能電池、多晶硅薄膜太陽能電池和非晶硅薄膜太陽能電池三種。

單晶硅太陽能電池轉換效率最高，技術也最為成熟。在實驗室里最高的轉換效率為24.7%，規模生產時的效率為15% 多晶硅薄膜太陽能電池與單晶硅比較,成本低廉，而效率高于非晶硅薄膜電池，其實驗室最高轉換效率為18%,工業規模生產的轉換效率為10%。

非晶硅薄膜太陽能電池成本低重量輕，轉換效率較高，便于大規模生產，有極大的潛力。如果能進一步解決穩定性問題及提高轉換率問題，那么，非晶硅太陽能電池無疑是太陽能電池的主要發展產品之一。㈡多元化合物薄膜太陽能電池

多元化合物薄膜太陽能電池材料為無機鹽，其主要包括砷化鎵III-V族化合物、硫化鎘、硫化鎘及銅錮硒薄膜電池等。

硫化鎘、碲化鎘多晶薄膜電池的效率較非晶硅薄膜太陽能電池效率高，成本較單晶硅電池低，并且也易于大規模生產

砷化鎵（GaAs）III-V化合物電池的轉換效率可達28%，抗輻照能力強,對熱不敏感，適合于制造高效單結電池。

銅銦硒薄膜電池（簡稱CIS）適合光電轉換，不存在光致衰退問題，轉換效率和多晶硅一樣。具有價格低廉、性能良好和工藝簡單等優點，將成為今后發展太陽能電池的一個重要方向。㈢聚合物多層修飾電極型太陽能電池

有機材料柔性好，制作容易，材料來源廣泛，成本底等優勢，從而對大規模利用太陽能，提供廉價電能具有重要意義。㈣納米晶太陽能電池

納米TiO2晶體化學能太陽能電池是新近發展的，優點在于它廉價的成本和簡單的工藝及穩定的性能。其光電效率穩定在10％以上，制作成本僅為硅太陽電池的1/5～1/10．壽命能達到20年以上。㈤有機太陽能電池

有機太陽能電池，就是由有機材料構成核心部分的太陽能電池。中國的太陽能電池研究比國外晚了20年，盡管最近10年國家在這方面逐年加大了投入，但投入仍然不夠，與國外差距還是很大。政府已加強政策引導和政策激勵。例如：太陽能屋頂計劃、金太陽工程等諸多補貼扶持政策，還有在公共設施、政府辦公樓等領域推廣使用太陽能。在政策的支持下中國有望像美國一樣，會啟動一個巨大的市場。

太陽能光伏發電在不遠的將來會占據世界能源消費的重要席位，不但要替代部分常規能源，而且將成為世界能源供應的主體。預計到2030年，可再生能源在總能源結構中將占到30％以上，而太陽能光伏發電在世界總電力供應中的占比也將達到10％以上；到2040年，可再生能源將占總能耗的50％以上，太陽能光伏發電將占總電力的20％以上；到21世紀末，可再生能源在能源結構中將占到80％以上，太陽能發電將占到60％以上。這些數字足以顯示出太陽能光伏產業的發展前景及其在能源領域重要的戰略地位。由此可以看出，太陽能電池市場前景廣闊。

我國的光伏產業發展情況

目前我國的太陽能光伏電池的發展主要有以下三個流程或終端：

1.原材料供給端:半導體產業景氣減緩及原材料產能的釋放,甚至太陽能級冶金硅的出現,多晶硅原材料合同價小幅波動,現貨價回落,由此判斷2009年后長晶切片廠鎖定利潤的能力增強。而各晶體硅電池片廠在競相擴產及其它種類太陽能電池片分食市場下,不免減價競爭。面對全球景氣趨緩與成熟市場的政府補貼縮水,應謹慎審視自我在光伏產業鏈垂直整合或垂直分工的定位,以有限資金進行有效的策略性切入來降低進料成本提高競爭力。

2.提高生產效率與效益:目前晶體硅電池片廠產能利用率與設備使用率多不理想,應該回歸企業營運基本面,著力于改善實際產量/設計產能、營收額/設備資本額、營利額/設備折舊額等衡量指標。具體降低營運成本的措施可能有:工藝優化以提升光電轉換效率與良品率;落實日常點檢與周期性預防保養以提高內外圍設備妥善率即可生產時間A/T與平均故障時間MTBF指標;完善訓練機制以提高人員技術水平的平均復機時間MTTR指標;適度全自動化以提高單位時間產出及縮短生產周期;原物料與能源使用節約合理化;加強后勤管理保障及時備料與應急生產預案等等。

3.創新與研發:現有主流晶體硅電池生產工藝在最佳匹配優化及持續投產下,重復驗證了其光電轉換效率的局限性。在多晶供料無虞的情況下,晶體硅電池片廠中長期技術發展應以自身特色工藝需求(例如變更電池結構或生產工藝流程;引進或開發新型輔料或設備),向上游供料端要求硅片技術規格(摻雜、少子體壽命、電阻率、厚度等等)以期光電轉換效率最大化與成本最優化,并聯合下游組件共同開發質量保障的高階或低階特色產品以滿足不同市場需求,創造自身企業一片藍海。

我國目前在建的或已建的光伏產業項目主要有： 1.江西賽維多晶硅項目

投資方為江西賽維太陽能有限公司，項目地址在江西的新余市，靠近江西賽維在新余市的現有太陽能晶片工廠。江西賽維太陽能有限公司是太陽能多晶片制造公司，江西賽維太陽能向全球光電產品，包括太陽能電池和太陽能模組生產商提供多晶片。另外該公司還向單晶及多晶太陽能電池和模組生產商提供晶片加工服務。江西賽維太陽能公司計劃在2008年底完成多晶硅工廠建設，預計生產能力最高可到6000噸多晶矽，到2009年底再提高到15000噸水準。

江西賽維多晶硅項目由總部位於德克薩斯州的Fluor公司負責設計、采購設備及建造，項目合同達10億美元。2.4.連云港多晶硅項目

2007年12月5日，總投資10億美元、年產1萬噸高純度多晶硅項目投資協議在南京江蘇議事園正式簽約。該項目由TRINA SOLAR LIMITED(天合光能有限公司)在連云港市經濟技術開發區投資建設。TRINA SOLAR LIMITED是一家在美國紐交所上市的國際知名光伏企業。美林集團、瑞士好能源、美國威靈頓、德意志銀行等多家國際知名公司均為該公司股東。TRINA SOLAR LIMITED擬獨資設立的天合光能（連云港）有限公司采用目前國際上較先進的改良西門子法生產工藝。

5..深南玻宜昌多晶硅項目

投資方為南玻與香港華儀有限公司、宜昌力源科技開發有限責任公司共同投資建設，項目名稱宜昌南玻硅材料有限公司，它南玻集團下屬控股子公司，隸屬于南玻集團太陽能事業部，公司成立于2006年8月。公司位于湖北省宜昌市猇亭區，規劃占地為1500畝，分一、二、三期工程統一規劃布局，總規模為年產5000噸高純多晶硅、450兆瓦太陽能電池組件，公司總投資約60億人民幣。宜昌南玻公司將主要從事半導體高純硅材料、高純超細有機硅單體、白碳黑的生產與銷售以及多晶硅、單晶硅、硅片及有機硅材料的高效制取、提純和分離等工藝技術和設備開發。首期工程年產1500噸高純多晶硅項目即將開工。

項目一期目標為年產1500噸高純多晶硅,于2006年10月22日奠基，一期建設計劃在兩年內完成。公司此前披露,一期工程擬投資7.8億元,預計投資內部收益率可達49.48%,靜態回收期(不含建設期)為2.61年。

該項目是宜昌市迄今引進的投資規模最大的工業項目,已被列入湖北省“十一五”計劃的三大重點項目之一,也是廣東省、深圳市對口支援三峽庫區經濟發展合作重點項目之一。

項目由俄羅斯國家稀有金屬研究設計院與中國成達工程公司共同設計,同時融入了世界上先進的工藝及裝備。它是南玻、俄羅斯國家稀有金屬研究設計院、中國成達工程公司在項目技術上精誠合作的結晶。6.洛陽中硅多晶硅項目

這是中國目前最有競爭實力的多晶硅項目之一，中硅高科技有限公司為中國恩菲控股子公司，中硅高科技有限公司是洛陽單晶硅有限責任公司、洛陽金豐電化有限公司和中國有色工程設計研究總院三方在2003年年初共同出資組建的合資公司，其中中國有色工程設計研究總院擁有多項科技成果，處于國際多晶硅工藝技術研究的前列，洛陽單晶硅有限責任公司則是國內最大的半導體材料生產廠家(代號740，與峨眉半導體廠739齊名為中國多晶硅的“黃埔軍校”)，而金豐電化有限公司是本地較有實力的企業。2003年6月，年產300噸多晶硅高技術產業化項目奠基，2005年 10月項目如期投產。目前，300噸多晶硅項目已具備達產能力。2005年12月18日，洛陽中硅高科擴建1000噸多晶硅高技術產業化項目奠基，目前已基本完成設備安裝，進入單體調試階段。2007年12月18日，洛陽中硅高科年產2000噸多晶硅擴建工程的奠基。

洛陽中硅高科年產2000噸多晶硅項目是河南省、洛陽市“十一五”期間重點支持項目，其核心裝備研究列入國家“863”科技支撐計劃項目，總投資14億元，建設工期20個月，計劃于2008年建成投產。

其它的還有孝感大悟縣多晶硅項目，牡丹江多晶硅項目，益陽晶鑫多晶硅項目，益陽湘投噸多晶硅項目，南陽迅天宇多晶硅項目，濟寧中鋼多晶硅項目，曲靖愛信佳多晶硅項目等，基本上各個省份都處天大規模建設時期。光伏產業市場分析 及發展前景

今年下半年起光伏產業從上游多晶硅到下游組件普遍進入大規模擴產周期，這也將帶來對各種上游設備、中間材料的需求提升。這包括晶硅生產中需要鑄錠爐以及晶硅切割過程中的耗材，刃料和切割液等。

隨著太陽能作為一種新能源的逐漸應用，光伏材料的市場規模逐年增加，應用的范圍日趨廣泛。光伏材料指的是應用在太陽能發電組件上給光伏發電提供支持的化學材料，主要使用在太陽能發電設備的背板、前板、密封部位和防反射表面，包括玻璃、熱聚合物和彈性塑料聚合物、密封劑以及防反射涂料。

據Frost&Sullivan的研究，至2009年，光伏材料的全球市場總價值已達到13.4億美元。2006年到2009年的年復合增長率11.9%。2006年光伏材料的全球市場總價值僅為5.4億美元。

在2009年整個光伏行業中，包括玻璃和含氟聚合物的光伏前板，其市場占總市場收入的31.6%；光伏背板市場，主要包括光電產品，如聚合物和特種玻璃產品，占整個市場收入的36.6%。普遍用于所有太陽能電池的以層壓形式存在的密封劑，占市場總收入的26.3%，防反射涂料以及其他材料占據市場收入的5.5%。

不過，隨著消費者需求的不斷變化、終端用戶市場需求波動以及市場對光伏組件效率的要求不斷提高，將使光伏行業發展速度略微減緩，Frost&Sullivan預計在2016年，光伏材料市場的年增長率將下降到22.4%，總價值達107.6億美元。

在整個光伏材料市場中，Isovolate AG、Coveme和Mitsui Chemical Fabro公司的收入在市場份額中排名前三位。其中Isovolate主要經營太陽能電池背板，其市場份額為10.4%，占總份額的十分之一；Coveme公司和Mitsui Chemical Fabro分別經營背板組件和密封劑，其市場份額均為8.9%。對于生產銷售密封劑為主的STR Solar和制造背板組件的Madico公司，也以7.3%和7.0%的市場份額在光伏材料行業占據著重要的地位。

不過，截止目前，光伏材料市場主要由歐洲和美國公司主導，同時一些日本和中國的企業也在不斷地擴大其全球業務。印度、中國已成為光伏材料發展的新市場和新的制造國家。2009年，全球范圍內存在著超過350家供應光伏材料的公司，其中包括了像AGE Solar、Bridgestone和Isovolate AG等跨國公司，也包括了許多的地區性公司。行業內的強強聯合和兼并、收購等現象也層出不窮。

多晶硅是光伏太陽能電池的主要組成組分。根據有關分析數據表明，近5年多晶硅已出現高的增長率，并且將呈現繼續增長的重要潛力。

PHOTON咨詢公司指出，太陽能市場以十分強勁的態勢增長，并將持續保持，2005~2010年的年均增長率超過50%，但是多晶硅供應商的市場機遇受到價格、供應和需求巨大變化的影響。后危機時代太陽能模塊設施增長的強勁復蘇致使多晶硅市場吃緊。

2010年8月，韓國OCI公司與韓國經濟發展集團簽約備忘錄，將共同投資84億美元（包括其他事項），將在韓國郡山新增能力，這將使OCI公司總的多晶硅制造能力翻二番以上。Hemlock公司正在美國田納西州Clarksville建設投資為12億美元的多晶硅制造廠，而瓦克化學公司正在德國Nünchritz建設投資為8億歐元（10億美元）的太陽能級多晶硅制造裝置。

按照PHOTON咨詢公司的2010年太陽能市場報告，在現行政策和經濟環境下，預計多晶硅供應在2010~2014年的年均增長率為16%，將達到2014年29萬噸/年。能力增長主要受到主要生產商的擴能所驅動，這些生產商包括美國Hemlock半導體公司、OCI公司和瓦克化學公司。

分析指出，光伏部門受刺激政策的拉動，正在擴能之中，預計多晶硅供應的年均增長率可望達43%，將使其能力達到2014年近50萬噸。目前正在研究的或已經應該到工業中的光伏材料的制備： 1.有機光伏材料的制備： 1.1原料與試劑

所用溶劑采用通常的方法純化和干燥．２－溴噻吩，３，４－二溴噻吩和金屬鎂片為 Alfa Aesar公司產品． 鎳催化劑，Ｎ－氯磺酰異氰酸酯和苝四甲酸二酐(Ｐ ＴＣＤＡ)均為 Aldrich公司產品，直接使用．２，２′：５′，２″ －三噻吩（３ Ｔ），２，２ ′：５′，２″：５″，２″′ －四噻吩（４ Ｔ）和２，３，４，５ －四噻吩基噻吩 ＸＴ 為自行合成 ． 1.2 測定

紫外光譜的測定采用美國熱電公司的 Helios －γ型光譜儀．

設計、合成了新型齊聚噻吩衍生物 ３Ｔ－ＣＮ，３Ｔ－２ＣＮ，４Ｔ－ＣＮ，４Ｔ－２ＣＮ，ＸＴ 和 ＸＴ－２ＣＮ． 以３Ｔ－ＣＮ，３Ｔ－２ＣＮ，４Ｔ－ＣＮ，４Ｔ－２ＣＮ，ＸＴ 和 ＸＴ－２ ＣＮ 分別作為電子給體材料 Ｐ ＴＣＤＡ作為電子受體材料組裝了ｐ － ｎ異質結有機光伏器件 對這些器件的光分別為 １.５１％，２．２４％ ２．１０％ ２．７４％ ０．５８％和６５％ 如表１所示．

伏性能進行了研究． 研究發現 以３Ｔ－ＣＮ，３Ｔ－２ＣＮ，４Ｔ－ＣＮ，４Ｔ－２ＣＮ，ＸＴ和ＸＴ－２ＣＮ 分別作為電子給體材料的有機光伏器件的光電轉換效率分別為1.15％，2.24％，2.10％，2.74％，0.58％和0.65％．電子給體材料中－ＣＮ基團的引入可以提高器件的光電轉換效率． 2.多晶硅的提純辦法 2.1三氯氫硅氫還原法

三氯氫硅氫還原法亦稱西門子法,是德國Siemens公司于1954年發明的一項制備高純多晶硅技術。該技術采用高純三氯氫硅(SiHCl)作為原料,氫氣作為還原劑,采用西門子法或流化床的方式生長多晶硅。此法有以下3個關鍵工序。(1)硅粉與氯化氫在流化床上進行反應以形成SiHCl,反應方程式為: Si+3HCl→SiHCl+H2(2)對SiHCl3進行分餾提純,以獲得高純甚至10-9級(ppb)超純的狀態:反應中除了生成中間化合物SiHCl外,還有附加產物,如SiCl、SiH2Cl2和FeCl3、BCl3、PCl3等雜質,需要精餾提純。經過粗餾和精餾兩道工藝,中間化合物SiHCl的雜質含量-7-10可以降到10～10數量級。

(3)將高純SiHCl用H2通過化學氣相沉積(CVD)還原成高純多晶硅,反應方程式為 :SiHCl+H2→Si+3HCl或2SiHCl→Si+2HCl+SiCl該工序是將置于反應室的原始高純多晶硅細棒(直徑5mm～6mm,作為生長籽晶)通電加熱到1100℃以上,加入中間化合物SiHCl和高純H2,通過CVD技術在原始細棒上沉積形成直徑為150mm～200mm的多晶硅棒,從而制得電子級或太陽級多晶硅。2.2 硅烷熱分解法

1956年英國標準電訊實驗所成功研發出了硅烷(SiH4)熱分解制備多晶硅的方法, 即通常所說的硅烷法。1959年日本的石冢研究所也同樣成功地開發出了該方法。后來,美國聯合碳化物公司(Union Carbide)采用歧化法制備SiH4,并綜合上述工藝加以改進,誕生了生產多晶硅的新硅烷法。這種方法是通過SiHCl4將冶金級硅轉化成硅烷氣的形式。制得的硅烷氣經提純后在熱分解爐中分解,生成的高純多晶硅沉積在加熱到850℃以上的細小多晶硅棒上,采用該技術的有美國ASIMI和SGS(現為REC)公司。同樣,硅烷的最后分解也可以利用流化床技術得到顆粒狀高純多晶硅。目前采用此技術生產粒狀多晶硅的公司有:挪威的REC、德國的Wacker、美國的Hemlock和MEMC公司等。硅烷氣的制備方法多種多樣,如SiCl4 氫化法、硅合金分解法、氫化物還原法、硅的直接氫化法等,其主要優點在于硅烷易于提純,熱分解溫度低等。雖然該法獲得的多晶硅純度高,但綜合生產成本較高,而且硅烷易燃易爆,生產操作時危險性大。2.3 物理提純法 長期以來,從冶金級硅提純制備出低成本太陽能級多晶硅已引起業內人士的極大興趣,有關人員也進行了大量的研究工作,即采用簡單廉價的冶金級硅提純過程以取代復雜昂貴的傳統西門子法。為達到此目的,常采用低成本高產率的物理提純 法(亦稱冶金法),具體方法是采用不同提純工藝的優化組合對冶金級硅進行提煉進而達到太陽能級硅的純度要求。其中每一種工藝都可以將冶金級硅中的雜質含量降低1個數量級。

晶硅太陽電池向高效化和薄膜化方向發展

晶硅電池在過去20年里有了很大發展，許多新技術的采用和引入使太陽電池效率有了很大提高。在早期的硅電池研究中，人們探索各種各樣的電池結構和技術來改進電池性能，如背表面場，淺結，絨面，氧化膜鈍化，Ti／Pd金屬化電極和減反射膜等。后來的高效電池是在這些早期實驗和理論基礎上的發展起來的。單晶硅高效電池

單晶硅高效電池的典型代表是斯但福大學的背面點接觸電池（PCC），新南威爾士大學（UNSW）的鈍化發射區電池（PESC，PERC，PERL以及德國Fraumhofer太陽能研究所的局域化背表面場（LBSF）電池等。

我國在“八五”和“九五”期間也進行了高效電池研究，并取得了可喜結果。近年來硅電他的一個重要進展來自于表面鈍化技術的提高。從鈍化發射區太陽電池（PESC）的薄氧化層（＜10nm）發展到PCC／PERC／PER1。電池的厚氧化層（110nm）。熱氧化鈍化表面技術已使表面態密度降到

10卜cm2以下，表面復合速度降到100cm／s以下。此外，表面V型槽和倒金字塔技術，雙層減反射膜技術的提高和陷光理論的完善也進一步減小了電池表面的反射和對紅外光的吸收。低成本高效硅電池也得到了飛速發展。（1）新南威爾士大學高效電池

（A）鈍化發射區電池（PESC）：PESC電池1985年問世，1986年V型槽技術又被應用到該電池上，效率突破20％。V型槽對電他的貢獻是：減少電池表面反射；垂直光線在V型槽表面折射后以41”角進入硅片，使光生載流子更接近發射結，提高了收集效率，對低壽命襯底尤為重要；V型槽可使發射極橫向電阻降低3倍。由于PESC電他的最佳發射極方塊電阻在150 Ω／口以上，降低發射極電阻可提高電池填充因子。

在發射結磷擴散后，?m厚的Al層沉積在電他背面，再熱生長10nm表面鈍化氧化層，并使背面Al和硅形成合金，正面氧化層可大大降低表面復合速度，背面Al合金可吸除體內雜質和缺陷，因此開路電壓得到提高。早期PESC電池采用淺結，然而后來的研究證明，淺結只是對沒有表面鈍化的電他有效，對有良好表面鈍化的電池是不必要的，而氧化層鈍化的性能和鋁吸除的作用能在較高溫度下增強，因此最佳PEsC電他的發射結深增加到1μm左右。值得注意的是，目前所有效率超過20％的電池都采用深結而不是淺結。淺結電池已成為歷史。

PEsC電池的金屬化由剝離方法形成Ti-pd接觸，然后電鍍Ag構成。這種金屬化有相當大的厚／寬比和很小的接觸面積，因此這種電池可以做到大子83％的填充因子和20．8％（AM1．5）的效率。

（B）鈍化發射區和背表面電池（PERC）：鋁背面吸雜是PEsC電池的一個關鍵技術。然而由于背表面的高復合和低反射，它成了限制PESC電池技術進一步提高的主要因素。PERC和PERL電池成功地解決了這個問題。它用背面點接觸來代替PEsC電他的整個背面鋁合金接觸，并用TCA（氯乙烷）生長的110nm厚的氧化層來鈍化電他的正表面和背表面。TCA氧化產生極低的界面態密度，同時還能排除金屬雜質和減少表面層錯，從而能保持襯底原有的少子壽命。由于襯底的高少子壽命和背面金屬接觸點處的高復合，背面接觸點設計成2mm的大間距和2001Lm的接觸孔徑。接觸點間距需大于少子擴散長度以減小復合。這種電池達到了大約700mV的開路電壓和22．3％的效率。然而，由于接觸點間距太大，串聯電阻高，因此填充因子較低。

（C）鈍化發射區和背面局部擴散電池（PERL）：在背面接觸點下增加一個濃硼擴散層，以減小金屬接觸電阻。由于硼擴散層減小了有效表面復合，接觸點問距可以減小到250μm、接觸孔徑減小到10μm而不增加背表面的復合，從而大大減小了電他的串聯電阻。PERL電池達到了702mV的開路電壓和23．5％的效率。PERC和PER1。電池的另一個特點是其極好的陷光效應。由于硅是間接帶隙半導體，對紅外的吸收系數很低，一部分紅外光可以穿透

2電池而不被吸收。理想情況下入射光可以在襯底材料內往返穿過4n次，n為硅的折射率。PER1。電池的背面，由鋁在SiO2上形成一個很好反射面，入射光在背表面上反射回正表面，由于正表面的倒金字塔結構，這些反射光的一大部分又被反射回襯底，如此往返多次。Sandia國家實驗室的P。Basore博士發明了一種紅外分析的方法來測量陷光性能，測得PERL電池背面的反射率大于95％，陷光系數大于往返25次。因此PREL電他的紅外響應極高，也特別適應于對單色紅外光的吸收。在1．02μm波長的單色光下，PER1。電他的轉換效率達到45．1％。這種電池AM0下效率也達到了20．8％。

（D）埋柵電池：UNSW開發的激光刻槽埋柵電池，在發射結擴散后，用激光在前面刻出20μm寬、40μm深的溝槽，將槽清洗后進行濃磷擴散。然后在槽內鍍出金屬電極。電極位于電池內部，減少了柵線的遮蔽面積。電池背面與PESC相同，由于刻槽會引進損傷，其性能略低于PESC電池。電他效率達到19．6％。

（2）斯但福大學的背面點接觸電池（PCC）點接觸電他的結構與PER1。電池一樣，用TCA生長氧化層鈍化電池正反面。為了減少金屬條的遮光效應，金屬電極設計在電池的背面。電池正面采用由光刻制成的金字塔（絨面）結構。位于背面的發射區被設計成點狀，50μm間距，10μm擴散區，5μm接觸孔徑，基區也作成同樣的形狀，這樣可減小背面復合。襯底采用n型低阻材料（取其表面及體內復合均低的優勢），襯底減薄到約100μm，以進一步減小體內復合。這種電他的轉換效率在AM1．5下為22．3％。

（3）德國Fraunhofer太陽能研究所的深結局部背場電池（LBSF）

LBSF的結構與PERL電池類似，也采用TCA氧化層鈍化和倒金字塔正面結構。由于背面硼擴散一般造成高表面復合，局部鋁擴散被用來制作電池的表面接觸，2cmX2cm電池電池效率達到23．3％（Voc=700mV，Isc－～41．3mA，FF一0．806）。

+（4）日本sHARP的C一Si／μc-Si異質pp結高效電池

SHARP公司能源轉換實驗室的高效電池，前面采用絨面織構化，在SiO2鈍化層上沉積SiN為A只乙后面用RF-PECVD摻硼的μc一Si薄膜作為背場，用SiN薄膜作為后表面的鈍化層，Al層通過SiN上的孔與μcSi薄膜接觸。5cmX5cm電他在AM1．5條件下效率達到21．4％（Voc＝669mV，Isc＝40.5mA，FF=0．79）。

（5）我國單晶硅高效電池

天津電源研究所在國家科委“八五”計劃支持下開展高效電池研究，其電池結構類似UNSw的V型槽PEsC電池，電池效率達到20．4％。北京市太陽能研究所“九五”期間在北京市政府支持下開展了高效電池研究，電池前面有倒金字塔織構化結構，2cmX2cm電池效率達到了19．8％，大面（5cmX5cm）激光刻槽埋柵電池效率達到了18．6％。二十一世紀光伏材料的發展趨勢和展望

90年代以來，在可持續發展戰略的推動下，可再生能源技術進入了快速發展的階段。據專家預測，下世紀中葉太陽能和其它可再生能源能夠提供世界能耗的50％。

光伏建筑將成為光伏應用的最大市場

太陽能光伏系統和建筑的完美結合體現了可持續發展的理想范例，國際社會十分重視。國際能源組織（IEA）＋ 1991和1997相繼兩次起動建筑光伏集成計劃，獲得很大成功，建筑光伏集成有許多優點：①具有高技術、無污和自供電的特點，能夠強化建筑物的美感和建筑質量；②光伏部件是建筑物總構成的一部分，除了發電功能外，還是建筑物耐候的外部蒙皮，具有多功能和可持續發展的特征；③分布型的太陽輻射和分布型的建筑物互相匹配；④建筑物的外殼能為光伏系統提供足夠的面積；⑤不需要額外的昂貴占地面積，省去了光伏系統的支撐結構，省去了輸電費用；③PV陣列可以代替常規建筑材料，從而節省安裝和材料費用，例如昂貴的外墻包覆裝修成本有可能等于光伏組件的成本，如果安裝光伏系統被集成到建筑施工過程，安裝成本又可大大降低；①在用電地點發電，避免傳輸和分電損失（5一10％），降低了電力傳輸和電力分配的投資和維修成本，建筑光伏集成系統既適用于居民住宅，也適用商業、工業和公共建筑，高速公路音障等，既可集成到屋頂，也可集成到外墻上；既可集成到新設計的建筑上，也可集成到現有的建筑上。光伏建筑集成近年來發展很炔，許多國家相繼制定了本國的光伏屋頂計劃。建筑自身能耗占世界總能耗的1／3，是未來太陽能光伏發電的最大市場。光伏系統和建筑結合將根本改變太陽能光伏發電在世界能源中的從屬地位，前景光明。

PV產業向百兆瓦級規模和更高技術水平發展

目前PV組件的生產規模在5一20Mw／年，下世紀將向百兆瓦級甚至更大規模發展。同時自動化程度、技術水平也將大大提高，電池效率將由現在的水平（單晶硅13％一15％，多晶硅11％一13％）向更高水平（單晶硅18％一20％，多晶硅16％一18％）發展，同時薄膜電池在不斷研究開發，這些都為大幅度降低光伏發電 成本提供了技術基礎。

下世紀前半期光伏發電將超過核電

專家預計，下世紀前半期的30一50年代，光伏發電將超過核電。1997年世界發電總裝機容量約2000GW，其中核電約400GW，約占20％，世界核電目前是收縮或維持，而我國屆時核能將發展到約100GW，這就意味著世界光伏發電屆時將達到500GW左右。1998年世界光伏發電累計總裝機容量800MW，以2040年計算，這要求光伏發電年增長率達16．5％，這是一個很實際的發展速度，前提是光伏系統安裝成本至少能和核能相比。PV發電成本下降趨勢

美國能源部1996年關于PV聯網系統市場價格下降趨勢預測表明，每年它將以9％速率降低。1996年pv系統的平均安裝成本約7美元／Wp，預計2005年安裝成本將降到3美元／Wp，PV發電成本）11美元／kWh；2010年PV發電成本降到6美分／kWh，系統安裝成本約1．7美元／Wp。

降低成本可通過擴大規模、提高自動化程度和技術水平、提高電池效率等途徑實現。可行性研究指出，500MW／年的規模，采用現有已經實現商業化生產的晶硅技術，可使PV組件成本降低到：歐元左右（其中多晶硅電池組件成本0．91歐元／Wp），如果加上技術改進和提高電池效率等措施，組件平均成本可降低到1美元／Wp。在這個組件成本水平上，加上系統其它部件成本降低，發電成本6美分／kWh是能實現的。考慮到薄膜電池，未來降低成本的潛力更大，因此在下世紀前10一30年把PV系統安裝成本降低到與核電可比或更低是完全可能的。

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