第一篇：澳大利亞和新西蘭的光伏市場報告（精選）

澳大利亞和新西蘭的光伏市場報告

在澳大利亞、新西蘭、太陽能光伏市場不斷增長的需求趨勢表明由于有力的政府支持并致力于推廣太陽能和創造可持續的城市。

在澳大利亞和新西蘭(ANZ)區域，結合揮發性的油價及對全球變暖的高度關注而有助于成功發展太陽能在城市和偏遠地區的太陽能系統。

太陽能光伏發電系統解決方案,提供綠色電氣化到偏遠的農村地區,那里不存在技術上和經濟上的原因，所以覆蓋更多領土的并網系統是可行的。

由于地方政府的不斷承諾，光伏系統對偏遠地區的電氣化項目是很有可能受那些非政府組織和國際金融機構資金的參與及當地社區的驅動下而促成的。

市場驅動

ANZ太陽能光伏系統的市場在09年賺的收入是198.2億美元,預計在2016年達到827.8億美元。

全球環境意識和緊急處理飆升的碳排放水平，這迫使政府采取政策和方案解決這個難題.Sriram發表說。

其結果,介紹太陽能城市方案, 太陽能信用方案，太陽能指揮方案和各種可再生能源項目無所不包的太陽能技術迅速鼓勵以及采用吸引新的投資商進入獲利頗豐的ANZ地區。

在太陽能光電市場，該地區的地形優勢,尤其是澳大利亞具有很高的太陽能(陽光直射)輻射, 導致了新的發展機會。

進料關稅的介紹預計將在很大程度上激勵光伏并網太陽能系統的安裝以分銷式和集中式的太陽能發電站為主，Sriram發表

“State-wise太陽能目標也已經引起越來越多的太陽能光伏系統的需求。在許多偏遠地區,太陽能光伏系統在很大程度上促進了連同柴油發電機組,以滿足現場發電功率需求的小社區。”

市場限制

然而,太陽能光伏系統的市場占有率受到了在整個電煤混合的形式下持續占主導地位的挑戰。ANZ地區,尤其是澳大利亞的,是世界上第二大生產煤的國家，估計儲量在76億公噸。此外,良好和穩定的電力基礎設施的使用限制了太陽能光伏系統在城市區域。

在某些情況下,Sriram說,目前所采用的太陽能光伏系統比較昂貴，也只能成為一個次要的選擇，因為有其他一些低成本的分布式發電技術,滿足最終用戶現場發電的需求。

她補充道 “直接的威脅來自于被證實的,低成本和輕易地買柴油發電機組和風力發電系統”。

太陽能光伏系統市場增長將繼續依靠政府的支持,直到價格達到并網發電的價格。這包括政府推出的一系列統一的總進料關稅方案。

增長勢頭

從相關部門傳播的信息，關于這些擬建工程，安裝的最佳位置, 現有的批準程序以及技術指南需要隨時可應用于未來的項目開發商和最終用戶。

Sriram 說“在一些澳大利亞的地區和新西蘭,需要采取一些強硬措施,全面提高對太陽能發電系統的長期效益的認知水平”。

第二篇：光伏市場市場營銷策略

光伏市場現狀及趨勢下的市場營銷策略

2008—2009年的金融危機為中國的光伏產業投資熱潮帶來了很大程度的挫敗，目前，這種趨勢再次抬頭，光伏投資熱不減當年，遍地開花，蜂擁而至。在我國光伏產業結構缺陷、國內扶持政策不完善、競爭程度加劇、行業技術升級不確定性等一系列風險因素綜合下，如何確保企業在未來風險越來越高的光伏市場中，保持和增強企業自身抵抗風險的能力，值得我們從事光伏產業的企業家去深思。

不可再生能源的開采和利用在近代社會經濟高速發展的進程中扮演了十分重要角色的同時，也為我們帶來了無法回避的難題。

第一：能源的短缺。石油將在41年后枯竭、天然氣將在67年后耗盡、核能還以用80年、煤礦還可以開采192年。

第二：對環境的巨大破壞。不可再生能源的開采和利用的過程中，排放了大量的二氧化碳，是溫室效應的最大元兇。70年代，上海平均夏天每年75天，到目前為止，平均夏天每年142天。

當無節制地耗盡這些能源后，我們賴以生存的環境將會變成什么樣的情景？我們的后代是否還可以在未來的環境中生存下去？

一、光伏產業發展的歷史基點及未來前景

以上說法雖然有些渲染的基調，但絕非聳人聽聞。其實，能源短缺已不是今天才發生的事情，具有遠見的國家例如日本、德國，已經在上世紀90年代意識到了該問題，并開始尋找擺脫傳統能源的途徑。太陽能就是在此背景下應運而生，并取得了迅猛的發展。

2001年開始，得益于日本、德國等國家先進的光伏產業技術和快速增長的市場需求，我國出現了像無錫尚德、天合光電、天威英利、賽維LDK、上海晶澳、江蘇林洋等一批優秀的企業。特別是在2005年后，中央和地方政府予以優惠政策進行扶持和引導，在多晶硅原料、硅棒和硅錠、切片、電池片以及組件片各個環節涌入了大量的投資資本，光伏產業在一夜之間像神話一樣迅速擴充。如今，中國的太陽能電池片生產數量已經占據全球的60%。

歐洲眾多國家如德國、西班牙、法國、意大利、希臘是傳統的電池片需求大國，預計在2020年，平均實現太陽能在能源比例中的20%；美國和日本正在規劃太陽能刺激性政策；中國預計到2020年實現20GW的太陽能需求市場，并將可再生能源比例提高至15%，是光伏產業發展速度最為強勁的國家；印度、中東、東南亞和非洲是光伏產業未來主要的新興市場。目前，太陽能在全球能源使用的比例中不到1%，而到2050年，將實現30%的比例，本世紀末，將實現70%的占有比。過去的10年中，太陽能電池生產和需求量年平均增長率為50%左右，那么，對照全球太陽能發展規劃戰略，我們能否設想：今后太陽能市場將以什么樣的速度增長？未來的景象將會是什么樣？特別是在太陽能發電成本隨著技術創新日益降低和化石燃料發電成本日益提高的前提下。所以說，我們的事業才剛剛起步。

二、光伏企業在供需曲折交錯市場環境下的整合發展

每個文章都要峰回路轉一下，我也難以免俗，下面就是峰回路轉的部分！

光伏行業的未來前景是光明的，卻絕非一帆風順。后天很美好，但很可能有很多人會在明天晚上倒下，看不到后天的太陽。之所以這樣說，主要基于對以下四點的擔憂：

1，經過國內光伏產業鏈的各個環節之后的產品，即電池片和組件片，近95%銷往歐美，嚴重依賴于國外市場。

這種產業鏈結構布局是由本世紀初國外市場的巨大需求以及國外對中國產業鏈技術封鎖造成的，本身結構的不合理難以抵御國外經濟體系和政治政策的變化。例如2008-2009年金融危機的爆發使得對電池片和組件片需求的極度萎縮、價格迅速下降，中國光伏產業各個鏈條嚴重受損，下游近2/3企業破產倒閉、中上游企業全線減產和裁員；在2007年以前，歐洲大部分國家都會在第一季度和第三季度出臺關于進一步激勵太陽能產業的政策，刺激市場，從而形成了光伏產業傳統的需求旺季。從2007年開始，出現恰恰相反的情況，由激勵轉變為降低補貼的趨勢，致使淡旺季出現了轉換。

2，我國對光伏產業扶持政策的機制漏洞，使得下游光伏企業疲于奔命去卻無利可圖、政府和企業忙的不亦樂乎卻讓真正的終端市場消費者——老百姓對太陽能發電知之甚少，難以普及。

2009年耗資100多億的“太陽能屋頂計劃”和“金太陽工程”針對光伏企業優惠政策雖然補貼力度較大——20元/瓦。但是，每個省份申報不得高于20MW，對于實力嚴重不均衡的眾多光伏企業而言就是“狼多肉少”。中小企業為了中標，不得不相互壓價，為了有利可圖，又不得不偷工減料，以次充好。即便最后中標，企業要先墊巨資開動相應工程，財政補貼下發的程序冗雜，效率低下也為相應工程能否順利實施帶來巨大疑問。另外，光伏上網定價到目前為止還沒有明晰。到最后，光伏發出的電不知道賣給誰、誰來買單、付費多少。嚴格來說，補貼政策本身的機制漏洞對中小企業就是雞肋——食之無味、棄之可惜。

政府對光伏產業的補貼政策不僅要惠及到安裝配套環節，更重要的是對上網電價和對終端消費住的宣傳普及，使得電網公司積極購買、終端用戶愿意使用才是最關鍵。德國、西班牙、日本等國就是從整個產業鏈進行了系統的思考和行動，自己做衣服自己穿，才使得產業合理健康的發展。要不然，僅僅為他人做嫁衣，等到光伏成為一個正常行業時，中國的企業就只能賺取那么微薄的加工制造費。

3，國際和國內市場中競爭態勢加劇，特別是跨國企業和國有企業的進入，由于占據了優勢資源，將會產生不公平的游戲規則，從而對光伏產業和中小企業造成一定程度上的破壞、沖擊。

Q-CELL、FIRST-SOLAR、GE、BP等巨頭直接將原有資源、銷售、網絡、技術嫁接到光伏行業；金融危機后，就有一部分產能的大型企業現在更加增強了光伏的產能，例如三菱、三洋、夏普、三星、宏達電、鴻海、臺積電等已經規劃了明確的產能；具有眾多資源的國有企業也不斷的涌入并釋放了破壞行業規則的信號，以0.72元/度的價格競標280MW光伏發電項目，明明無利可圖甚至虧本也要強行推進，違背投資回報的經濟規律，傷害民營企業的利益和信

心。這個行業的玩家越來越多，級數也越來越高，帶來的是競爭激烈程度越來越大，今后幾年的行業規則還能否如現在這樣的平靜和諧，是令人擔憂的。

4，光伏產業鏈條各環節上的核心設備及技術掌握在國外大型公司手中，一旦設備更新和技術升級提前就會使得目前國內光伏企業面臨技術風險和金融風險。

中國產業界有個規律，在我們沒有一種技術的時候，歐美是不會向我們輸出合作意向的。而一旦我們初步掌握了這種技術和產業后，國外企業就會想方設法大舉進入中國。等到中國企業花重金大范圍地購買歐美的設備和技術后，他們又將對應的設備和技術升級換代，使我們處于技術和成本落后的劣勢。通過辛勤耕耘為國外提供產品換回來的資金又要奉獻給他們以換取新的設備，周而復始，如此循環。

事實上，各行各業，中國企業和國外基本都在這種古怪的圈里循環著。本來我們花錢購買人家的設備和技術也算是一種不失公平的國際貿易，最為讓我們擔憂的是個別國家利用技術和設備優勢、輔以金融體系和手段，重創、侵蝕和收購我們的整個產業鏈的核心部位，正如石油、鐵礦石、輪胎、化肥、食用油等大宗商品。2003年8月份大豆進口價格從2300元/噸迅速被抬高到2004年3月的4400元/噸，國外資本再用一個月的時間將價位拉低到2000元/噸，這個過程中，中國70%大豆壓榨工廠倒閉、我國大豆主產區農民蒙受巨大經濟損失而產量極度萎縮，現在我們炒蛋所用的食用油除了中糧一家外，其他我們能夠耳熟能詳的食用油企業全部被外資所控制。我們既無話語權，更無定價權。此番言語有些夸大其詞，我也希望這種情況永遠都不要發生，作為企業的員工，我更真心希望中國光伏的每個企業可以在未來健康和諧的產業環境中突飛發展。

以上四種情況有的正在發生，有的即將發生，有的也許不會發生，無論任何一種情形，都會造成光伏企業在供需交錯的循環中發展，即供小于求帶來的產品價格上漲和供大于求帶來的產品價格降低。

目前，日本夏普、德國Q-CELLS以及尚德電力等眾多知名光伏企業均采用了整合供應鏈發展策略。在全球能源戰略規劃的藍圖中，企業不僅要面對迅速增加的市場需求以及原材料采購，而且要將自身的生產和研發納入到上游與下游產業鏈中，緊密鏈接，建立長期合作，確定在不斷變化的市場情形下，企業能夠快速提供客戶需求的產品、能夠快速獲得保質保量的原材料。

三、供應鏈整合條件下的企業營銷策略

企業整合發展策略主要具備以下優勢：

1，由于與上下游企業形成長期合作和緊密鏈接，形成了“共同體”，彼此都會建立了有利于自身的“輕資產”，增強了抵御由于外部環境變化的風險能力；

2，信息共享和快速傳遞是企業整合戰略的重要特征，促進了基于市場信息變化的條件下企業對產品生產結構調整、新產品研發、原材料采購的進程速度，增強了企業創新發展的能力；

3，長期合作一般以季度或者年為時間單位，與合作伙伴之間協議價格比較穩定，一般地，光伏行業的協議價格與實際價格相差超過3%-5%時才予以協商調整，因此，企業如果對市場

信息把握準確，則更可以提高企業盈利能力。

然而，企業的整合發展策略不是一朝一夕就能建立起來的。僅從營銷角度來看待整合策略的實現，它需要與下游客戶一定的合作時間、真誠的合作態度，也需要市場營銷團隊的專業技能、公司內部溝通、公司產品的質量、及時供貨以及付款方式。真正做到以市場為導向、服務于我們下游客戶。在此條件下，市場營銷需要四種職能來完成對整合營銷策略的執行，即營銷策劃、市場信息咨詢、市場銷售、售后服務。市場信息咨詢主要負責對光伏市場信息、上下游產品及工藝信息以及客戶信息進行篩選和建庫，培訓市場營銷團隊專業技能；市場銷售完成對客戶的跟蹤、渠道拓展、銷售和對市場信息的把握、反饋；營銷策劃主要對公司形象、產品定位、宣傳和渠道開拓進行推廣，獲得現有客戶和潛在客戶的外在認可；售后服務主要完成對客戶的售后跟蹤、維護及評價，并與公司內部其他職能部門如生產、采購、質量及時協調，獲得客戶滿意度。最終，以上四個環節形成對客戶的閉環服務。

四、2011年光伏產業發展概況預測

伴隨國家出臺能源激勵和地方政府扶持政策的出臺，光伏產業的各個環節開始重新活躍。2010年全球對多晶硅的需求量為11.7萬噸，實際產量為10.2萬噸；2011年預計全球對多晶硅的需求量為14.4萬噸，而實際產量為15.2萬噸。在未來的2-3年里，全球對多晶硅的供應速度會大于需求量的增長速度。

另外，2010年德國對電池片的需求仍占據了全球的50%，在金融危機影響逐漸減小的該中，光伏項目大增，并釋放了部分2011年需求量。因此，預計在2011年的總的市場需求量相對2010年將有小幅的下挫。

我個人認為：2011年將會是光伏產業的一個重要分水嶺，供需平衡出現轉換，而且，這種關系轉換不會在很短的時間內再次出現交錯。預計明年，多晶硅、硅片以及電池片價格均會有所下降，但是幅度非常有限。

第三篇：近期光伏市場的基本情況(報告)

近期光伏市場的基本情況

調研結論：

組件和耗材企業在5、6月份都經歷了低潮，但是7月以來，普遍反應出貨開始明顯好轉。普遍反應企業在5-6月份出貨量明顯下滑，產品價格大幅下降，但是6月中下旬、7月以來，銷量開始恢復。以組件里的配件焊條的銷量來舉例，3-4月份的銷量約100噸，5月的銷量降低到70噸，6月銷量為8-90噸，7月份預計銷量為100-120噸，焊條一定程度上是行業景氣的一個先行指標，說明光伏市場開始明顯好轉。組件企業反應6月份因為庫存相對高而有生產線停產，目前庫存已降至低位并全線開工，當然歐洲港口庫存仍然較高，組件整體仍然在去庫存的過程之中。從終端市場來看，德國市場上半年預計安裝量為2GW，當前信貸情況不錯，預計三季度安裝需求較為旺盛，全年預計在8GW左右，而意大利市場信貸較為緊張，美國市場普遍反應需求好于預期。

光伏產品價格都經歷了一輪深跌，普遍反應短期內價格難以有大起色。組件價格經過前期深跌后，目前組件價格主流的以0.95歐/瓦為主，目前歐洲詢盤明顯增多，但是主流意向盤價格低至0.85歐/瓦，雙方都在試探各自的底線。由于歐洲也很清楚中國目前產能過剩的困境，全球產能達到50GW而產量需求25-30GW，大部分受調研者認為組件價格難以明顯回升，多晶硅價格也認為存在一定的虛高，而明年多晶硅價格可能跌至45美元/公斤。切割刃料的價格也從年初的2.8-2.9萬/噸降低到了當前的2.4萬/噸，普遍反應價格已經到達低點，但是因為個別刃料企業庫存仍然高企，隨著行業回暖，刃料價格難以有起色。相應的，占原材料80%的碳化硅價格也大幅下降，從11000元/噸下降到了8000元/噸。此外，今年單晶相對走俏，價格相對堅挺。光伏行業的暴利期已過，產業集中度進一步提高，下一個發展的拐點在于平價上網。光伏行業在過去幾年一直在大悲與大喜中輪換，存在瘋狂暴利的絕佳時機。但是到當前全球產能高達50GW時，大部分受訪人員認為光伏行業的暴利期已過，光伏產業的盈利能力也將回歸傳統制造業的盈利水平。目前大企業訂單逐步較多，基本上都接近滿產，而小企業則面臨吃了上頓沒下頓的尷尬，預期小企業將在行業產能過剩的血洗中出局，產業集中度將進一步提高。預期組件價格持續下降至1美元/瓦，部分地區具備用戶端平價上網的可能，當平價上網區域達到一定程度之時，將是光伏產業下一個發展的拐點，預計在未來兩三年內將出現拐點。

金剛石切割工藝、單晶鑄錠及N型硅片工藝都值得緊密跟蹤，符合未來發展方向。金剛石切割工藝，目前還存在表面有劃痕，適合切單晶不適合切多晶，成本較高等問題，但是金剛石切割工藝可能是未來的主流方向，尤其在日本因為傳統切割刃料由于環保問題只能依賴進口，金剛石切割工藝在日本最受歡迎，已開始試用。單晶鑄錠，是晶澳主推的產品，N型硅片也是英利等品牌企業尋求提高轉化效率的方式，國外N型硅片相對應用較多，國內以后也很可能朝著這個方向發展。在多晶硅成本占比越來越低的情況下，單晶鑄錠和N型硅片提高轉化效率、是降低單位成本的有效途徑。

投資建議：關注光伏板塊下半年的階段性投資機會。三季度，光伏將在復蘇與供給相對過剩中反復，由于光伏股高Beta的特點，我們認為總體光伏板塊將在震蕩中前行，建議關注光伏板塊的階段性投資機會。多晶硅價格小幅反彈，關注樂山電力（未評級）和盾安環境（買入）等，一體化和單晶企業，關注海通集團（未評級）；光伏輔料盈利穩定且業績彈性較大的奧克股份（買入）；光伏裝備今年業績確定，建議關注精功科技（未評級）、天龍光電（未評級）等。催化劑：光伏產品價格上漲、庫存減少、金太陽工程、光伏電站啟動招標

風險因素：歐債危機、政策風險、產品價格下跌、半年報業績低于預期。

第四篇：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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新型有機光伏材料的制備及其光伏性能

材料研究與應用

2010-12

第五篇：全球光伏市場政策解析

全球光伏市場政策解析

光伏產業在經歷過去十幾年的迅猛發展，逐漸形成了以歐洲和北美為中心的光伏應用市場，其中又以德國、意大利、西班牙和美國等為首的國家成為世界的焦點。然而，經濟規律不以人們意志為轉移的客觀內在本質決定了以上的市場格局注定不可能一成不變。近三年來，光伏產業鏈各環節發生了質和量的雙重變化，能源、經濟和環境的多重需求以及自身優越的條件，使越來越多的國家將目光投向了太陽能光伏產業。隨著更多市場的涌入，價值、供求和競爭的經濟規律引導著全球市場，呈現出一片含苞待放之勢。舊的光伏格局將被打破，新的市場局面正在成型。

熱門市場

德國

盡管德國政府計劃降低新安裝太陽能系統的補貼，其國內的一些細分市場2012年仍具有吸引力，投資回報率(ROI)足以吸引住宅太陽能系統的金融投資，甚至對一些大型的系統也具有吸引力。對于2012年和2013年，政府制定了2.5吉到3.5吉瓦的安裝量計劃。從2014年起，每年安裝量都會下降400兆瓦。

在FiT發生變化之后，據iSuppli計算，如果系統價格為1850歐元/千瓦，德國的住宅系統仍將獲得10%的股本(20%)投資回報率，即使電力自用的獎勵金將被取消。市場價格已經下降至此。因此，即使在FiT削減之后，住宅市場將繼續提供具有吸引力的投資條件。然而，對于規模在1000kW以下的大型屋頂系統，實現一個有價值的投資回報率將取決于該系統所發的電有多少可以在本地被消費或者通過購電協議出售。如果超市或者生產基地可以消費30%的自產發電量，在系統價格不超過1400歐元/千瓦的情況下，太陽能系統可以產生10%的投資回報率。這種情況已經接近目前的極限。另一方面，如果光伏系統所發的電不能在本地被消費而完全靠FiT補貼的話，系統價格必須要下降以保持投資回報率的穩定。對于大型屋頂系統，系統價格必須降至1250歐元/千瓦以獲得10%的股本回報率。要想獲得正的投資回報率，地面安裝系統成本需達到1050歐元/千瓦，如此低的成本恐怕在2012年還難以實現。然而，如果光伏電力可以通過購電協議以0.10歐元/千瓦時的價格出售，并且售電價格可與每年4%的平均電力價格通脹掛鉤的話，系統成本則只需1250歐元/千瓦。與固定的FiT補貼標準相比，對購電協議實施通貨膨脹調整將更有利于使這種商業模式的發展。

德國光伏市場未來增長所面臨的一個主要問題是投資回報率下降導致投資商興趣大減。這些太陽能系統真的需要10%的投資回報率才能吸引到投資商的關注嗎?在2008和2009年，德國光伏項目的投資回報率為7%和8%。假設投資回報率是10%而非7%，大型屋頂光伏系統的成本為1500歐元/千瓦，這在現如今是可行的。投資商能接受較低的回報率嗎?答案是肯定的，雖然并不像過去那樣積極。即使投資回報率下降到7%，德國的光伏投資仍然有望吸引到資金支持。像先發電再并網這樣的傳統光伏商業模式將向本地消費和購電協議的形式進行修改和調整。新的FiT將主要影響德國的EPC企業。為了促進投資，這些EPC企業必須重視電力的本地消費或購電協議。毫無疑問，開發大型光伏項目的成本將更高，所以系統硬件(如組件和逆變器)的成本必須降低。系統價格必須降到最低，而歐洲的供應商們有責任使價格變得更低更有競爭力。在歐盟生產的組件價格比中國一線和二線供應商的高出20%。中國組件目前的價格為0.65歐元/瓦，歐洲則為0.75歐元/瓦。

德國政府已經證實今年的新增安裝量目標為2.5至3.5GW，這對光伏產業無疑是一個壞消息。為了加強地位并達到政府制定的目標，德國環境部有意在未經議會和參議院協商和批準的情況下更改FiT補貼標準。根據這一條款，環境部有權在短時間內將更改標準，這無疑為投資商們增加了不確定性。無論補貼削減還是潛在的波動性都將嚴重影響德國三個細分市場中的兩個：大型屋頂系統及地面安裝系統。光伏產業將如何走出困境?這將取決于工程總承包商們(EPC)，他們要從有補貼的市場過度到無補貼的自由市場，要能適應這種變化。一旦整個光伏供應鏈，特別是EPC，積極做出改變并適應了市場，安裝量就會大幅回升。德國光伏市場遠沒有飽和，粗略估計，在適合安裝光伏系統的屋頂中，目前已安裝的只占了10%。

日本

日本經濟產業省“供應價格等估算委員會”將太陽能發電的收購價格上調至42日元每千瓦時(含稅)，該部門將從年7月開始詳細制定可再生能源的購買制度。在日本當前發電總量中，可再生能源約占1%。日本方面認為，太陽能是可再生能源的主力，提高對太陽能發電的收購價格也就抓住了普通的重點。

日本將于2012年7月開始實施可再生能源固定價格收購制度，涉足百萬瓦級太陽能電站業務的企業也在增多。日本軟銀集團旗下經營可再生能源業務的SB能源公司已經承接到了4項百萬瓦級太陽能電站建設業務。SB能源承包的4項建設業務規模在2000kW左右。在日本陸續啟動的百萬瓦級太陽能項目大多屬于這個等級。如今，1kW的平均建設單價已經降低到了30萬日元左右，有的海外設備甚至只需20萬日元左右。2000kW的建設費用約為6億日元。發電設備將與大量架設的高壓輸電線連接，因此連接費用也容易推算。

關于太陽能組件的性能，組件廠商提供10～25年的長期質保。但存在著企業自身倒閉的風險。因此，慕尼黑再保險(Munichre)公司在2012年1月，推出了面向百萬瓦級太陽能電力企業的性能保證保險商品。一旦太陽能電池發生故障而生產商卻已倒閉，保險公司將賠償相關損失。已經有德國、泰國、美國的開發項目投保，在日本國內，正在就中國制組件與2～3家公司進行協商。NextEnergy使用中國制模塊生產的太陽能電池板也是該保險的適用對象。

2011年日本光伏發電系統的設置容量約為1.3GW，比上年增加了30.7%。規模為沒有補貼的2007年～2008年的約6倍，呈現出短期內飛躍式增加。其原因是除補貼恢復外，光伏發電系統價格的下滑，回收投資的時間縮短到了10年左右。因此，到2011年底，日本的累計裝機容量達到了約5GW。2012年的日本市場需求似還會增加。這是因為隨著剩余電力全量收購制度于2012年7月實施，投資很可能加快。收購價格設定在42日元左右，投資估計還將進一步增大，容量將達到7GW。

美國

美國對于光伏發電的激勵政策依各個州的情況而不同，采用“上網電價”補貼的州不多，大多數采用初投資補貼、稅收優惠和“凈電表”法。美國已經在42個州都通過了《凈電量計量法》，即允許光伏發電系統上網和計量，電費按電表凈讀數計量，允許電表倒轉，光伏上網電量超過用電量時，電力公司按照零售電價付費。除了《凈電表計量法》之外，美國在37個州都有對于光伏發電項目的初投資補貼或電價補貼，初投資補貼范圍在1.5～5.0美元/w之間，電價補貼從5美分/kwh到46美分/kwh不等;在26個州有稅收優惠政策，對于居民屋頂的光伏項目，減免比例為10%—100%，最高減免額度可以到20000美元。對于非居民建筑，稅收減免比例也是10%～100%，最高減免額度可以到500000美元;美國還有21個州對于光伏發電項目給予優惠貸款，貸款利率為0%～7.5%，貸款期限為5～20年。

美國奧巴馬上臺后遇到金融危機，美國啟動8000億美元的救世計劃，其中包括960億美元用于可再生能源的稅收補償金，希望通過稅收補償刺激可再生能源發電的市場。美國太陽能工業協會(seia)在哥本哈根會議上宣布，美國到2020年光伏將提供全部電力需求的10%，光伏到2020年將提供67.6萬個工作崗位，每年減排3.8億噸二氧化碳，累計裝機將達到350GW。2010年7月，美國參議院批準通過了10年內在美國推廣1000萬套太陽能系統的法案，稱之為“千萬屋頂計劃”。

對能源基礎設施(尤其是電力系統)投資的監管批準，可能涉及對網絡安全、或大容量電力系統可靠性方面的審核。投資于受監管的美國能源公司或設施，投資者可能應遵守一些要求和規定。真正“被動”投資(非常有限的投票權、傳統的有限合伙權益、無控制權)一般不要求監管批準或證券法相關審批;不同的監管機構對被動性有不同的標準。對于選址在聯邦土地或海上的太陽能和風能設施，或如果這些設施的輔助設備位于聯邦土地上(如，傳輸設施、變壓設備)，必須從美國政府機構獲得“通行權”批準。對于在私有土地上的項目，需要地方土地使用批準，有時候需要州土地使用批準(如，聚光太陽能發電在加利福尼亞州需要州批準;光伏太陽能只需地方批準)。并網批準也很重要。

目前的形勢，由于美國實施所謂雙反政策，危機之中也有商機，這種商機存在于民間。民用市場才是最大的太陽能市場。尚德、天合都曾表示“雙反”不會影響進軍美國市場的計劃。2016年，30%的稅務優惠即將終止。目前的CSI計劃已接近尾聲，各郡市現金返還計劃數量有限，也將在五年內結束。如果我們在未來五年內不能有效的占領這個市場，那么下一次機會恐怕更難以預料了。

中國

光伏組件產能需求嚴重失衡，2012市場需求增長有限，中國中小型企業將大幅倒閉，預計一年后，中國三線光伏組件企業將基本消失，市場被一、二線品牌占據，企業或僅剩40家。2012年，預計安裝量5GW-7GW。鑒于目前資金壓力，很多光伏組件企業轉投光伏電站，以期能減少庫存，同時通過出售電站回籠資金。據統計，自今年3月以來，A股中包括拓日新能、超日太陽、向日葵等7家光伏組件企業宣布進軍國內光伏電站領域。其中，投資額最大的拓日新能擬以72億元在陜西定邊縣建設光伏電站與電池組件項目，而公司2011年已經虧損。國內領頭光伏組件企業尚德、昱輝陽光、賽維LDK、晶科等都在青海等地開發光伏電站。

光伏電站建設周期短、投資回收期長，進軍光伏電站的組件企業大多擬以出售電站快速獲取收益為主，少數組件企業選擇自營和合營光伏電站。不過，有業內人士透露，考慮到光伏組件價格持續下降、電價政策變動、發電量被限等因素，目前主要發電集團對購入光伏電站多持審慎態度。

2011年，中國太陽能光伏組件出口的十大國家中，歐洲占有6國，亞洲有日本和印度2國，另外還有美國和澳大利亞。2012年歐洲6國和美國將至少導致中國光伏組件出口規模減少5.3GW，即使2012年中國對印度、日本和澳大利亞市場組件出口規模增加1倍，也只能抵消1.2GW，因此中國對前十國的出口量2012年可能減少4.1GW。而且，有分析稱2011二季度行業已經處于盈虧平衡點，下半年以來一直在虧損，整個行業尤其是毛利率平均線以下的企業已經沒有太多資金維持運營，而且目前市場好轉跡象不明。

新興市場

印度

印度2011年光伏裝機量約300MW，累計裝機量約450MW。但印度有較好的光照資源，且有較大的電力需求，市場極具潛力。2012年印度光伏市場在國家太陽能計劃及新的各邦政策推波助瀾下，預期可達到1GW的水平。印度有個光伏本土化政策。根據國家太陽能計劃的規定，所有投資者必須強制性使用本土光伏組件，并且公司30%的投入夠自當地制造商。這個規定意在保護當地的光伏產業，但并不利于形成有效的市場競爭促進價格下降。

國家太陽能任務

印度國家太陽能任務對太陽能光伏發電和聚光發電的并網電站和離網電站的2022年規劃目標分別20GW和2GW。在總共三個階段的第一階段，即從2010年到2013年，政府引導建設500MW太陽能光伏發電站和500MW太陽能聚光發電并網電站。第一階段的任務已被分成兩批即150MW和350MW的光伏項目(分別于2010年12月和2011年12月開始)。第一階段的第二批項目開發獲得者于2011年12月2日宣布。通過反向競標，即能為15.39盧比(0.39美元)/千瓦時電費提供最大折扣的開發商可獲得項目。350MW共二十七個項目招標完成，平均FIT為8.7盧比(0.22美元)/千瓦時。其中單個項目的最大規模為20MW，個人或財團開發商可申請三個項目，裝機規模最多可達50MW。

古吉拉特邦

2009年，古吉拉特邦率先推出自己的太陽能政策，政策有效期直到2014年。最初的目標是實現500MW的裝機容量。鑒于大量開發商的興趣，而且剛開始相當數量的項目可能無法實現，政府規劃935MW(光伏+光熱)的項目。這是唯一的政策，為開發商提供了固定的FIT補貼，先到先得。對于將于2012年1月28日以后開發的項目，新的FiT定為前12年10.5盧比(0.263美元)/千瓦時，后13年6.3盧比(0.156美元)/千瓦時。

拉賈斯坦邦

拉賈斯坦邦太陽能政策于2011年7月推出，目標是到2022年達到12GW的安裝量。第一階段300MW光伏項目通過競爭性投標程序招標。FiT補貼從8.85盧比(0.22美元)/千瓦時修正為13.19盧比(0.33美元)/千瓦時。補貼促進了該邦制造業的發展。由于它的高日照水平和充足的土地，拉賈斯坦邦有可能成為印度的太陽能發電的樞紐。

卡納塔克邦

卡納塔克邦在2011年7月宣布其太陽能政策和目標，到2016年實現350MW的安裝量。該邦已為80MW的項目招標。單個項目的規模限定為3MW到10MW。政策沒有對是否使用國內產品做出規定。

RPO機制

RPO機制指的是發電企業必須擁有一定額度的可再生電力，并且在其總發電量中占一定的比例。為了履行這一義務，他們可以通過直接從太陽能電力生產商購買電力或購買太陽能可再生能源證書(RECs)。目前比例設置為可再生電力平均占總發電量的0.25%。對于一個連接到電網的發電企業，如果每年發電100MWh，就有義務利用太陽能產生0.25MWh的清潔電力。未能按照RPO機制實現承諾的企業將會受到罰款。RPO的機制將是拉動印度太陽能發電市場的強有力因素。

REC機制

可再生能源認證(REC)是一種證書，發放給任何以平均采購成本向電網出售可再生電力的發電企業，或以互相共同商定價格向第三方出售電力的發電企業。每百萬瓦小時電力生成一個REC，可以在公開市場出售給擁有RPO義務的發電企業。已經享受了FiT補貼的發電企業不會再擁有REC，以避免雙重補貼。電力生產商已經出售了FIT補貼后的電力就不允許稍后再轉換到REC機制。REC的交易只在印度的能源交換所(IEX)進行。

雖然每個REC的最低限制價是9.3盧比(0.23美元)/千瓦時，REC的太陽能市場尚未回暖。它所面臨的主要挑戰是REC長期價格難以預測。目前REC的最低價格和變動范圍在未來五年內是固定的，即它們只適用到2017年。2017年后，價格變化尚未確定。截至2012年1月，一直沒有太陽能REC開展交易。到目前為止，只有一個8.5MW的太陽能光伏發電項目獲得REC注冊，但該電站目前仍在建設中。

烏克蘭

2012年的烏克蘭光伏產業備受矚目，正逐漸成為光伏投資的新寵兒。數據顯示烏克蘭國內正經歷著中型光伏屋頂系統建設的熱潮，預計未來2年內，大型地面太陽能發電廠的建設將會積極展開。作為一個重要的新興市場，烏克蘭有著非常“有利”的稅收環境和0.46歐元/千瓦時的上網電價補貼(其補貼額度比希臘高出59個百分點)。據UAAFEMP負責人透露，2012年烏克蘭國內新增光伏發電系統裝機量至少是100MW，裝機總積累量超過290MW，年底光伏產量將達到500MW。目前，烏克蘭的政策對于0.5-1MW的屋頂太陽能系統項目非常有吸引力，無論是工業大廈、市政建筑還是私人住宅。對于在歐洲有相關經驗的大多數公司來講，烏克蘭將會他們未來業務發展的一個重要市場。

誘人的上網電價補貼、理想的太陽光照條件和優越的地理位置使得烏克蘭太陽能光伏行業有著光明的前景。隨著越來越多的投資者宣布在烏克蘭國內興建光伏電站的計劃，烏克蘭的光伏產業正發生著翻天覆地的變化。今年2月，中國建材集團、中廣核集團及烏克蘭埃科迪公司，三方就共同合作參與烏克蘭光伏電站的投資、開發及建設簽署了戰略合作協議。此前，中國建材集團旗下進出口公司還與烏克蘭埃科迪公司簽訂了80MW光伏電站EPC工程總承包協議。位于中國杭州的帷盛太陽能科技有限公司于烏克蘭的2MW光伏地面項目也于今年3月份竣工完成。國際方面摩根科技有限公司(AustrianCompany)和奧地利利可能源集團(ActivSolar)兩家公司先后在烏克蘭推出了投資安裝太陽能光伏屋頂系統的計劃，最近就連一直是歐洲光伏市場領導者的法國HeliosStrategia公司也將目光投向了這一光伏新興國，可見烏克蘭光伏市場的吸引力有多么巨大。此外，為了進一步吸引外商投資，烏克蘭政府計劃開設自己生產的太陽能組件工廠。政府還制定了相關政策，對那些使用烏克蘭國內出產組件的投資者給予15%的補償，從2013年1月1日起，補償將上升到30%，到2014年1月1日將高達50%。

泰國

目前泰國的電力來源主要分泰國電力局、獨立電力提供商、小型電力提供商、超小型電力提供商和進口電力，其中EGAT及IPPs占了近90%的電力供應，但在可再生能源方面SPPs及VSPPs則占了較多數。泰國當前的電力裝機量在29GW，另外有將近2GW的進口或交換電力。其電力結構中超過七成為天然氣發電，水電和煤電各占約12.5%，剩余為生質能等可再生能源。在發電量方面天然氣也是約占七成，煤電占20%，水電約5%。泰國目前的峰值和峰谷電費分別是每度電3.85及2.02泰銖(合美金$0.13及$0.66)，除電費外，還有一個很重要的支出是Ft-rate，這部分費率會隨國際油價而浮動。

2009年泰國通過了替代能源發展計劃，提出了在2022年使全國能源用量中20.3%為替代能源(其中14.1%為可再生能源)的目標。可再生電力的目標為總能源銷耗量的2.4%，總電力安裝量的8%，共3858MW，其中光伏發電的目標為500MW。在同年的3月24日政府公布了可再生電力購買補貼Adder。雖然政府的補貼時間僅有十年，但考慮到電費在十年當中的攀升幅度，在泰國投資光伏電站的回報率仍然相當誘人。到去年為止，有超過3GW的太陽能項目在進行或通過申請(其中光伏占約1.8GW)。未來2年泰國至少有超過1000MW的光伏項目被批準且獲得8泰銖補貼。

土耳其

2011年初土耳其政府正式通過了光伏發電補貼相關法律，該規定稱土耳其政府決定對于可再生能源發電發放的補貼款將以美分計算，而不是以歐元計算。同時公布的還有各類可再生能源電廠所獲得的補貼款額度，其中太陽能類13.3美分，該上網電價補貼政策還將適用于聚光太陽能系統及混合動力工廠等。對于那些在2005年5月18日至2015年12月31日期間申請可再生能源補貼的系統來說，政府將保證不對在十年內上述價格進行調整。對于那些在2015年12月31日之后進行營運的公司而言，其所適用的上網電價補貼額將由部長會議決定。另外，如果電廠啟用了土耳其本土生產的設備的話，在系統建成后將獲得五年額外的補助以資獎勵。該補助額將在每度0.4至2.4美元之間浮動。然而，在2013年12月31日之前，該補貼還將被設置600MW的申請上限。而在此日期之后提請補貼的系統將由部長會議決定其所安裝總量上限。在第一個十年內，該國還將為于2015年12月31日前建成的系統在入網許可、場地出租、地役權和占用費等方面提供85%的折扣。土耳其的上網電價政策預計會引發國內太陽能電力的強勢增長。

中國的光伏企業已經瞄準了土耳其這一新興光伏市場。在去年的2011南京國際技術轉移大會上，南京中電電氣與土耳其最大的天然氣公司現場簽下了一個建造太陽能組件工廠的項目。在今年第一季度，廈門格瑞士太陽能也獲得了土耳其光伏電站大單，為安卡拉光伏產業園區的一水利水電項目定制設計光伏電站系統安裝解決方案。該光伏電站項目裝機總量達6.12MW，位于安卡拉東出口占地面積約151平方千米的光伏產業園區，是土耳其國家規劃建設中的重要太陽能發電產業示范基地之一。土耳其能源部長耶爾德茲稱，在電力消費方面，土耳其全國年耗電量已達到2200億千瓦時，2011年土耳其在能源領域的直接投資已超過35億美元。未來土耳其市場一定會吸引更多的投資者。

巴西

以前巴西的光伏產業主要集中在通過離網太陽能安裝系統進行供電，一直沒有重大突破。但是不久前巴西國家電力局宣布將頒布最新條例，旨在推廣使用太陽能。這一雙管齊下的政策將推動電力企業提供稅收減免，并促使客戶與商業機構將可再生能源電力出售給電網。按照最新的政策，電力企業通過大型光伏電站輸送電力可享有80%的稅收優惠。針對住宅及商業光伏系統，巴西電力局將實行凈計量電價，允許家庭用戶與商業機構將屋頂光伏系統等所發的電力饋入電網。這些系統的發電量將減去用戶的耗電量，因而用戶只需支付差價即可。目前巴西市場正處在發展大型并網光伏市場的風口浪尖，該國的很多企業開始與知名的歐洲、美國的交鑰匙解決方案提供商合作。隨著全球太陽能利用日益增長，在巴西，雖不能和風能相比，但已獲政府鼓勵。2012年，巴西6家能源供應商已將太陽能光伏列為前沿項目，即利用國家電力局(ANEEL)的一項計劃，使太陽能光伏發電能夠與普通電網連接并進行電力交換。如果從中取得經驗，政府隨即將研究對太陽能光伏行業設備予以免稅。由于巴西太陽能光伏成本過高尚未得到廣泛使用，太陽能光伏電價大約500-600巴幣/千度，約合294-353美元，與全國31家電力供應商提供給部分州的常規電價持平或約低。巴西現今已安裝容量僅為20兆瓦，預計在2012年，將有翻五倍的潛力，大幅增長。據悉，英利將在巴西建立太陽能組件廠，巴西首富EikeBatista將與鴻海合作在巴西建2座太陽能組件廠及1座太陽能電池廠。

傳統市場

意大利

2011年，意大利的太陽能光伏市場經歷了許多變化。2011年前六個月，共三版ContoEnergia實施，并在年內安裝8GW太陽能系統，這使得意大利的累計總安裝量達12GW，全球領先。2008年時，意大利光伏裝機容量僅為0.4GW。這意味著過去幾年的增長率達3000%，當然這個大幅增長主要是在2011年實現的。另一方面，2011年的市場也確實起起落落，動蕩不安。年初，在第三期ContoEnergia的推動下，安裝情況進展良好。但是到了3月，市場完全停止，因為等待新新一期的ContoEnergia公布。第四期的ContoEnergia最終在6月份公布，市場開始再度火熱，但是到9月份，金融危機導致市場第二次熄火。金融危機已為意大利市場在2011年年底萎縮的主要原因之一，但市場是肯定不會死掉。在意大利現有的國家能源計劃中，核能源將在2020年占電力需求的24%，這是不合時宜的。在2012年，意大利的開發商、投資商和承包商的重點將不會在大型地面電站。意大利太陽能光伏產業的未來在屋頂。當然，在未來幾年中，我們將看到一些新的大型地面電站，但是意大利市場這一部分業務將會很快走向終點。未來意大利很難再次實現其2011年市場業績，市場將在2012年放緩，可能在2013年有所恢復。

英國

英國自2010年4月推出上網電價政策以來，太陽能電池組件的產量迅速增長了41倍，從之前計劃的26MW到1GW。在英國政府看來，到2015年實際安裝將是計劃的兩倍半，補貼削減不是針對少數人的計劃，而是會觸及到更多的人。目前英國有3萬人受聘于太陽能光伏行業，僅在2011年就有144567個裝置安裝。調查表明，40%的受訪者愿意看到他們所在的社區應用太陽能發電技術。政府也意識到，當務之急是繼續提供合適的支持，讓消費者在機會創造自己的電力，并實現2050年碳減排的長期目標。根據英國能源和氣候變化部發布的最新統計數據，可以看出，英國市場正在從2011年12月12日最后期限的沖擊和隨后降低上網電價的沖擊中恢復正常。自今年年初以來，英國太陽能行業已安裝20146個光伏系統，總容量達63.24MW。截至2月19日的一周內安裝了5223個系統，而截至2月12日的一周內安裝了4640個系統。安裝率回到了2011年10月的水平。氣候變化部長格雷格?巴克承諾，英國2020年安裝的太陽能發電能力將達22GW。部長希望未來三年累計安裝量將達4.3GW。然而，隨著最近宣布削減上網電價補貼，太陽能產業對能否達到雄心勃勃的目標的態度并不樂觀。

法國

據可持續發展委員會的統計數據顯示，截至2011年年末，法國光伏裝機量已達2802MW，其中418MW已于2011年四季度并網。較2010年年末，該裝機量數據已增長了2.5倍。并網系統在法國各個地區皆有所上漲，尤其是藍色海岸、阿基坦、南比利牛斯和魯西榮等地區。

希臘

希臘的債務危機使得其政府有想借助光伏太陽能出口振興蕭條經濟的想法。希臘總理帕帕季莫斯近日宣布將加速一個20億歐元(27億美元)光伏太陽能項目。這項總投資達20億歐元的項目被命名為“赫利俄斯項目”。該項目將在2050年前安裝10吉瓦的太陽能組件，從而增加希臘電力供應中可再生能源發電的比例。據希臘環境與氣候變化部YPEKA的數據顯示，目前希臘可再生能源總裝機量達2.4GW。截至去年9月，希臘光伏裝機量達460MW，預計2011年年末已增至580MW。到2014年，希臘的光伏裝機量有望達到1.5GW。然而，2012年下半年希臘光伏市場能否復蘇還取決于多個外部因素，尤其是歐盟緊急援助的結果與即將到來的大選結果。Solarbuzz表示，之所以對希臘市場頗為樂觀有幾大原因。原因之一是定于今年年初動工建造的2GW光伏項目。希臘交通運輸系統運營商已簽署了為期18個月的購電協議——系統所發電力將直接饋入電網。此外，需求量或將來自于政策的“快速審查”項目，目前有500MW的項目正在規劃中，其中部分電站項目將于2012年動工。

2011年12月，希臘能源部宣布今年1月1日開始將電價平均上調9.2%，以幫助其償還債務并保持盈利。此次電價上調遠遠低于國有電力公司PPC所希望的17%，也低于希臘能源監管機構要求的12.7%。PPC上次獲準提高電價還是在2008年7月。PPC目前對企業用戶收取較高的電費，以補貼較低的家庭用電價格。根據希臘能源部的聲明，9.2%的數字是指企業和家庭電價的平均升幅，至于企業和家庭電價各自的升幅則未予透露。能源氣候和環境部長喬治帕帕斯康坦丁努表示，2012年希臘將不會再次提高電價。

比利時

截止2011年底比利時全國累計光伏安裝量達1669MW，其中法蘭德斯占88%，瓦隆占11%，布魯塞爾占0.4%，不過將有更多的安裝計劃。按保守估計，比利時的11萬居民人均光伏安裝為167瓦時(2010年歐盟為59瓦時)。從人均安裝太陽能數值上相比，比利時在德國之后，位居第二。雖然國家正在削減補貼和稅收優惠，但是同時比利時的太陽能電板在一天天的變便宜。2011年，比利時安裝量達到了880兆瓦的新紀錄。預計2012年還會保持同樣的增長態勢，尤其是在仍然還在享受減稅政策的工業市場。

在2015年或2016年，從屋頂太陽能系統所獲的電力將會實現比來自電網的便宜，在這個轉折點之后，政府補貼就不再需要了。南部大區政府已經取消對太陽能電池板的補貼。弗拉芒大區政府將調整對太陽能組件的補貼，削減資金扶持。盡管現在綠色證書貶值、征稅減免被廢除，比利時太陽能組件仍然是盈利的。太陽能組件價格的下降以及綠色證書價值的穩定性使比利時太陽能的價格達到歷史最低點，這些都保證了比利時太陽能在2012年繼續保持大幅增長。下面是比利時各區的具體情況

法蘭德斯：2011年1400MW

即使綠色證書的逐步減值，法蘭德斯卻繼續保持增長之勢，從2010年的50%的增長進一步增為去年的55%的增長。住宅設施的市場份額也有所增加。

瓦隆區：2011年190MW

2011年，年裝機容量比2010年翻了一番。與法蘭德斯不同，大型工廠(>10千瓦)的份額較小：與住宅相比為2.5%對97.5%。

布魯塞爾：2011年7MW

與法蘭德斯和瓦隆相比，布魯塞爾太陽能一直發展緩慢，瓦隆或法蘭德斯在2004年就發起的FIT支持。自2011年6月以來，該地區也在嘗試發行綠色證書。

加拿大

加拿大安大略省是北美太陽能開發的領先省之一，2009年加拿大安大略省通過了《環保能源法》，安大略省將實行《上網電價法》，并要求至少60%的安裝系統荙到合格標準，其中包括家用安裝系統。2011年，加拿大政府宣布下調新項目所得到的上網電價補貼后，綠色能源法案聯盟和安省陽光協會聯手發布了名為《2011年安省上網電價——就業、低價、清潔能源共同打造安省光明未來》的報告。

今年年初以來，加拿大電價有普遍提高的勢頭。數據顯示，今年1月，沒有簽訂長期購電合同的用戶支付的電價是每千瓦時15美分，幾乎是去年同期的一倍，同時也是那些簽了合同的用戶所付電價的2倍。這里的電費分為兩個階梯，第一個階梯是如果你兩個月的用電量在1370度以內，電費從過去的0.0627元，漲到現在的0.0667元，超過部分從過去的0.0878元，漲到現在的0.0962元。也就是說，第一部分漲了0.4分，折合人民幣不到三分錢，第二部分漲了0.84分，折合人民幣五分錢。所以，對于投資者而言，做好市場調研是投資加拿大光伏的重中之重。

而關于加拿大光伏項目的投資，中國光伏企業阿特斯太陽能能則走在了前列。2010年4月，阿特斯陽光電力宣布獲得安大略省176兆瓦地面光伏電站項目的承包，此批項目將遵從安大略省最新出臺的太陽能上網電價(FIT)政策。該批項目是阿特斯陽光電力與安大略省多家領先的可再生能源開發商一起合作開發的，其中有3GEnergyCorp.，AxioPowerInc.，SaturnPower和UCSolar。在今年4月，阿特斯太陽能又與SkyPowerEnergy簽署協議，將購買后者位于加拿大安大略省的16座光伏發電站的多數產權。其中16座享受安大略省上網電價補貼，另一座享受安大略省可再生能源標準供應計劃補貼。這些電站總發電量在190MW到200MW之間，并已與安大略省電力公司簽署了為期20年的電力銷售協議。所有項目預估在2012年完成施工，2014年正式投產，阿特斯太陽能將為此投資1.85億加元。加拿大市場在全球市場地位舉足輕重，也期望經驗豐富、品牌知名的公司能參與到該光伏市場的投資中，有國際市場開拓計劃的企業不妨密切關注一下。

澳大利亞

截止2011年，全年光伏安裝量約700MW，累計安裝量達1.2GW。由于政策比較混亂，預計今年市場會有比較大的衰退。除了新南威爾士州和澳大利亞首都直轄區以外，澳大利亞所有的州都制定了“凈FiT”政策。光伏系統的富余電力都可以出售給電力公司，而且價格要比電力公司的常規電價要高。

澳大利亞首都直轄區

澳大利亞首都直轄區的上網電價是基于“毛FiT”的形式——業主所安裝的系統生產的每一度點都可以享受補貼，而不只是輸送給電網的富余電力。除了該州和新南威爾士州，所有其他州實行的都是“凈FiT”補貼——只對輸送給電網的富余電力提供補貼。該計劃適用的對象是安裝容量不超過30kW的發電設施(非教育性的政府機構除外)。所有公立和私立的學校和教育機構有資格享受補貼。

新南威爾士州

新南威爾士州的“太陽能獎勵計劃”已修訂，現在實行的是0.20美元/千瓦時的“毛FiT”，而且適用的系統不超過10KW。該計劃預計在2017年結束。

昆士蘭州

昆士蘭州的“太陽能獎勵計劃”是“凈FiT”補貼，光伏系統業主可以0.44美元/千瓦時的價格把富余電力出售給電力公司。在這種情況下，不需要正式的電力回購協議。在昆士蘭州，“太陽能獎勵計劃”僅適用于并網太陽能系統，也并沒有其他可再生能源技術符合其補貼要求。

維多利亞州

根據維多利亞州的規定，對于消耗電力小于100MW/H并且安裝的光伏系統不超過5KW的家用和商用業主來說，富余電力出售給國家電網將享受補貼最低為0.6美元/千瓦時。在維多利亞州，電力分銷商Powercor和CitiPower推出了他們自己的FIT計劃——“高級上網電價”和“標準上網電價”。超過5千瓦的光伏系統和其他規模在100千瓦的可再生能源系統的一般不能享受“高級上網電價”，但仍然有享受“標準上網電價”的資格。可再生能源發電系統的總容量達到100兆瓦前，新開發項目都可享受FiT補貼。

南澳大利亞州

南澳大利亞州居民和企業擁有的是0.54美元/千瓦時的上網電價。該計劃預計到2028年停止。由于受補貼資金所限，該州可能會考慮在系統安裝規模以后停止對新安裝系統進行補貼。例如，可能采取類似維多利亞州的總容量100MW的上限。南澳大利亞的FiT從2011年6月1日起暫停了，因為安裝量達到了它的設定上限。對于30KW—200KW的商業光伏系統，FIT是34美分/千瓦時，但也有15MW的上限。

西澳大利亞州

西澳大利亞州之前宣布的是0.6美元/千瓦時的“毛FiT”計劃，后來又修改為“凈FiT”模式。富余電力的上網電價為0.20美元/千瓦時。該州的補貼計劃于2010年8月1日開始執行，后來經過多次修改。符合補貼計劃要求的業主可以享受10年的補貼。該計劃針對的只是住宅發電系統，包括光伏、風能和微型水電。未來新興發電技術也可能會列入補貼范圍。

待開發市場

南非

根據南非2011年3月份出臺的《綜合資源規劃(IRP)2010—2030》，未來20年內可再生能源投資900億美元，發電量約為17800MW，其中光伏發電8.4GW，聚光發電1GW。從現在到2016年是實施該計劃的第一階段3725兆瓦，其中太陽能光伏發電1450MW，太陽能聚光發電200兆瓦。估計這些發電能力的建設成本在100億美元至120億美元。另外，電站的規模必須5MW到75MW之間。為吸引私人和國外資本投資電力建設，能源部推出“可再生能源獨立發電廠商計劃(IPP)”，邀請國內外投資者參與上述可再生能源發電項目的競標，中標者可將電力按合約價格出售給政府及其他買家。所有發電廠必須滿足南非《廣泛黑人經濟賦權法》(BBBEE)對企業所有權的要求，必須能夠促進就業和當地社會經濟發展。到2011年12月，南非能源部批準了共632兆瓦的光伏發電項目，150MW的聚光發電項目，634兆瓦的風力發電項目。在綜合資源計劃(IRP)的第一輪中就有18個項目確定下來，預計到八月份，還會有650兆瓦的光伏發電項目獲批。但截止到2011年，南非的安裝量不到10MW。預計今年安裝量也不會太大，但2014年有望超過600MW。

Soitec公司是南非能源部選出的在IRP下作為首選競購方的開發商之一，宣布其在西開普省Tousrivier地區的36MW的聚光光伏項目已獲得來自nvestec的投資，項目建設會在今年的晚些時候開始。同時，非洲開發銀行、ABSA銀行、標準銀行和國際金融公司也會對該地區的光伏項目提供資金支持，專家認為，開發商將繼續爭取財政支持，來履行IRP設定的六月份的期限。國內一些企業，包括尚德、英利、保威新能源、臺灣友達光電等已在開發市場。保威已投資年產量500MW光伏電站支架生產線，也是南非第一家擁有BBBEE資質的太陽能電站建造商。

馬來西亞

馬來西亞2011年出臺了FIT政策，其FIT補貼的資金來自于可再生能源基金，基金的資金來源是向月用電量超過300度電的用電大戶所收取的1%可再生能源稅收，預期在2012年可以收到8000萬美金的資金量。為了保證基金的可持續性，馬來西亞能源局(SEDA)為FIT設定了兩個上限：一是單一項目的申請上限，區分為個人用戶(12kW以下)、小型非個人用戶(500kW以下)以及大型非個人用戶(5MW以下)三個申請上限，讓更多人能參與可再生能源補貼并受惠。第二個上限是申請上限，SEDA會依據可再生能源基金預算設定可供申請的額度。目前規劃是2012年190MW，2013年190MW，2014年250MW。然而在2011年12月初的第一次申請中，非個人用戶的光伏系統額度在2小時內即申請一空。業界呼吁增加更多的可申請額度。目前SEDA可能會通過收取額外1%的可再生能源稅來以提供更多的額度。目前馬來西亞2011年GDP增長率為5.1%，經濟情勢相對穩定。同時政府有專門為綠色產業提供融資貸款的計劃GTFC，由政府的信貸機構擔保60%的貸款，金融機構負責剩下的40%。馬來西亞的家用電費約在0.11美元/千瓦時，而光伏系統的度電安裝成本約在0.18美元左右，在沒有進一步的支持政策之前要實現爆發式安裝仍有一段距離。

俄羅斯

俄羅斯能源部部長謝爾蓋-什馬特科在2011年10月21日向媒體表示，自2012年1月1日起電價可能會有小幅上調。據他介紹，價格上調的幅度將會受通貨膨脹率影響。同時，謝爾蓋認為漲價的原因是燃油價格上漲，成本增加。而在此之前，普京在政府主席團會議上要求停止關于電價變化問題決定的討論。普京表示，這是政府立場，毋庸置疑。普京強調，所有關于電價的最終決定都不接受任何官員修改或變更的意見。俄羅斯科學院高溫研究所表示，盡管俄羅斯氣候寒冷，不過卻能夠成功發展太陽能，國內許多地區的年太陽能照射都可達到4.5-5千瓦時/平方米，僅次于歐洲日照區西班牙的塞維利亞。目前俄羅斯在建的大型光伏項目有3個，專家分析可能會刺激俄羅斯的光伏產業的積極發展。目前超過10萬俄羅斯公民沒有居住在集中電力供應區，潛在需求可能超過1個GW。通過采取適當的步驟，太陽能可能是俄羅斯未來能源的一個重要組成部分。

墨西哥

根據墨西哥政府計劃，預計到2024年新能源發電的比例將要達到30%左右。目前墨西哥缺乏可靠的數據來評估太陽能光伏發電是否可行。2011年12月，墨西哥政府墨西哥國立自治大學用于研究墨西哥不同地區的光照強度。事實上，墨西哥太陽能發展規劃正在進行中，墨西哥能源部正對太陽能光伏的發展潛力做出評估，美國太陽能公司也正計劃向墨西哥出口太陽能部件，此外，世界銀行同意貸款4930萬美元用于發展墨西哥一處與太陽能發電互補的天然氣發電廠。在墨西哥也有一些光伏相關的工廠。例如：SunPower在墨西哥莫西卡里(Mexicali)建一座光伏組件廠并獨自經營運作。柔性薄膜組件廠商EnergyConversionDevices(ECD)在墨西哥的Tijuana建廠。據報道，2011年9月，墨西哥第一個太陽能業務集成供應商BajasunEnerg和臺灣華宇光能開展合作，建墨西哥第一個聚光光伏發電廠;2011年10月，Silikon擬在墨西哥杜蘭戈州開發一個100MW光伏發電項目。東山精密參股10%的美國SolFocus已獲得SolMexEnergy的意向性采購協議，將為其位于墨西哥塔咖提的CPV太陽能項目提供設備，項目計劃總裝機容量450MW。項目分為9期建設，每期50MW，第一期將于2012年底開工，2013年投運。