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光伏“金屋顶”与“金太阳”是否应该整合？ 2012-2-21 10:30| 发布者: apple| 查看: 1069| 评论: 1|原作者: apple|来自: 北极星太阳能光伏网摘要: 近日，财政部、科技部、国家能源局联合下发关于做好2012年金太阳示范工作的通知（以下称“金太阳”政策），加上去年年底由财政部和住建部联合下发的关于组织实施2012年度太阳能光电建筑应用示范的通知（下称 . 近日，财政部、科技部、国家能源局联合下发关于做好2012年金太阳示范工作的通知（以下称“金太阳”政策），加上去年年底由财政部和住建部联合下发的关于组织实施2012年度太阳能光电建筑应用示范的通知（下称“金屋顶”政策），两大支持分布式光伏发电示范项目的政策相继出台。有业内专家表示，这两个政策均以支持分布式光伏发电发展为目的，因此应进行内部有效整合，从而避免目前政出多门、多头管理的局面。 支持光伏政策 应合并同类型 据了解，“金屋顶”政策支持的是BIPV（光伏建筑一体化）项目，即将光伏组件作为建筑的一部分（如屋顶、幕墙等），集美观和环保于一体的分布式发电项目；“金太阳”政策支持项目范围更广泛，既包括“金屋顶”政策所支持的BIPV项目，又包括将光伏电站作为建筑附加部分（如安装在屋顶上）那样的分布式发电项目。 据此，一位不愿具名的业内专家对本报表示，既然两个政策都是为了支持分布式光伏发电项目，且“金太阳”政策本身已含对BIPV项目支持的内容，就应该整合在一起，并根据光伏项目具体情况实行不同的补贴标准。 “现在的突出问题是，由于”金屋顶“政策补贴力度大，再加上国内对BIPV项目缺少严格规范的界定标准，致使一些企业打着BIPV项目的旗号，去申请成为”金屋顶“政策支持的示范项目。”前述专家对中国能源报记者表示。 根据今年最新政策，金太阳政策对用户侧光伏发电项目补助标准为7元/瓦；而同期执行的金屋顶政策补贴对与建筑一般结合的利用形式，补助标准为7.5元/瓦，对建材型等与建筑物高度紧密结合的光电一体化项目，补助标准更是高达9元/瓦。 面对补贴标准上的现实差距，光伏项目业主在选择支持政策时，更倾向于“金屋顶”政策。一家光伏项目业主对本报记者透露，“我们有个BIPV项目，本想申请“金屋顶”政策支持，但因为没通过审批，最后只能申报成为了“金太阳”项目。” 记者注意到，自2009年两项政策执行以来，“金屋顶”政策所支持项目的单个项目一般容量较小，且支持总量规模较小；“金太阳”支持项目单个光伏项目的容 量更大，且支持总量也较大。以今年为例，“金屋顶”政策明确，每个省（自主区、直辖市）光电建筑集中示范区原则上不超过2个，光电建筑一体化应用项目原则 上不超过6个；而“金太阳”政策对各省份没有支持光伏项目数量上的限制，并要求光伏发电集中应用示范区项目总装机容量原则上不小于10兆瓦，分散建设的用 户侧光伏发电项目装机容量原则上不低于2兆瓦。 由此可知，即便光伏项目业主更想将自己的项目申请成为“金屋顶”项目，但较之“金太阳”政策，其同一光伏项目申请成为前者项目的难度要大得多。“这易于误 导企业认为”金太阳“政策补贴标准低、不合理，应该按照住建部”金屋顶“政策进行补贴，进而引起市场混乱。”前述专家不无担忧地说。 缘何“合而复分”？ 事实上，这两个政策曾有过“合兵一处”的经历，但是最终被质疑由于部门利益之争而再次分道扬镳。 2010年9月，财政部、科技部、住建部、国家能源局联合发布了关于加强金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程建设管理的通知，并提出对项目所 用关键设备，按中标协议供货价格50%进行补贴；对示范项目建设其他费用按4元/瓦（其中建材型和构件型BIPV项目为6元/瓦）的标准进行补贴。该通知 发布之后，业内人士普遍预期以后两大政策将实现整合，并终结分布式光伏发电政策管理体制混乱的局面。 然而，令人颇感意外的是，到2011年，两大政策却重回分别施行的状态，分别于当年1月和7月发布了“金屋顶”政策和“金太阳”政策。 关于两大政策“合而复分”的原因，一位业内专家对本报分析说，归根结底还是因为部门之争。 据他介绍，2009年财政部和住建部出台“金屋顶”政策，尤其是确定补贴标准和是否并网时，并未征求国家能源局、国家电网公司等部门的意见，由此导致其制定的政策存在不合理之处。 “特别是关于补贴标准这个关键问题，当时所确定20元/瓦的补贴标准，确实高得有点离谱。”该业内专家对本报记者表示。这样的观点可以在国家能源局相关负责人公开发表的文章中找到佐证。该负责人撰文批评，“人为制订补贴具体数额，往往跟不上新能源因技术进步和市场供需情况变化带来的经济性变化。2009年便出现过政府部门公布的补贴资金量高于屋顶光伏工程整体造价的失误。” 前述业内专家认为，这在一定程度上可视为住建部和国家能源局等部门在支持分布式光伏发电项目政策上的观念冲突已经公开化。 对于两类光伏政策未来有无整合的可能，本报向住建部相关负责人进行了电话问询，得到的答复是，“金屋顶”政策与“金太阳”政策支持项目的侧重点不同，前者 以支持建筑应用为主，后者以支持光伏电站建设为主，以后还是将采取两类政策分别实行的方式，住建部尚未研究是否将两类政策合在一起。 在中国可再生能源学会副理事长孟宪淦看来，“金太阳”和“金屋顶”两类政策合并将是大势所趋，相关部门应加强统筹协调，这有利于解决当前多头管理的混乱局 面，提高政府的管理效率。他同时指出，即便两政策合并，也并非支持分布式光伏项目规模化发展的长久之计；问题的最终解决还将寄望于“分布式能源上网电价” 和“分布式能源电网接入办法”等支持政策的出台。 孟宪淦表示，较之“金太阳”、“金屋顶”等一次性补贴政策，分布式能源上网电价和电源接入等政策对分布式光伏项目规模化发展的促进意义更大。 “一次性补贴政策容易使业主在建成电站后，很可能会逐渐放松对项目的管理责任，容易因质量问题和维护不善造成项目不能完成2030年的使用寿命。”孟宪 淦继续分析说，上网电价则不同，因为这种支持具有长期持续性特点，会促使业主在建设电站过程中严把工程质量，并在长期运营过程中注意电站维护保养，借此尽 快收回投资和实现盈利。 对国内光伏上网电价政策的未来景象，孟宪淦预测应该与德国、意大利等欧洲光伏装机大国类似，即根据不同类型的电站实行不同标准的上网电价政策。 据他介绍，意大利将光伏电站分为地面电站、屋顶电站和BIPV三类，对这三类电站进行上网电价补贴的力度依次递增，每度电得到的最大补贴金额分别为0.332欧元、0.39欧元和0.44欧元。 此外，孟宪淦还建议，国家要在支持分布式能源并网方面出台相关政策。“可以像德国那样，通过安装双向电表，支持分布式光伏项目自由买卖电量，这需要得到电 网公司的有力配合。”孟宪淦最后说，“如果做到了这点，我们就能把目前为数不多项目业主的积极性，变成数以万计项目业主的积极性，进而推动光伏电站和市场 的规模化发展。”两毛钱，单晶VS多晶的生死战争y% i4 O 自2012年5月份开始，在疲弱的市场环境中，单晶组件的销售难度开始远大于多晶组件，目前还在生产的单晶企业已经不多，估计业内停产率已到了85%以上，很多以前切单晶的切片厂改切了多晶，做单晶电池的厂商改线后开始做多晶电池，使得多晶方面的竞争压力也变大，多晶组件价格下降后，反过来单晶的日子更加坚难了。8 e: e3 Q4 u6 q为什么会出现这种情况？以后的市场结构将如何变化呢？且看下面分析。 |! d. l 2 & s. 全文以156*156的硅片来说明。为使文章简单明了，全文弱化各环节的精确的成本。（一） 目前国内的主流水平9 l: T# Y7 T* x/ Z: y$ G0 m* g. rT如下图所示, R. I) p+ 8 E（1）厂商排序无关企业大小和强弱，只与本人记录时间的前后有关。此11家光伏企业的组件年产能约为15GW，基本可以代表当下国内主流水平。: i! x+ F+ y5 q, Y6 W（2）此次选择的国内部份一二线的组件厂的终端组件，时间截止到2012年7月份。由于时间关系，个别企业的网站在收集资料的那几天打不开，故未收录当中，在此并无歧视的意思，望见谅，欢迎补充。另，从各公司官网上看出，部份厂商数据陈旧，还望修改指正。从上面两张图中可以看出，60片装中英利和中电可以量产270W的组件，而晶澳在72片装中可以量产325W的组件。根据现有的路线技术图，未来三年到五年，每个季度行业的电池转换效率平均可提升0.1，每半年市场终端组件可平均提升5W。国外顶级水平现在已能在60装的组件中量产305W-325W的组件。4 P. y Q! e/ B2 R+ G* I5 f（二）每千克方锭/方棒的出片数和单晶与多晶加工差对硅片价格的影响。$ z$ l; _X8 E1 s# j* T下表中，第一行为每千克方棒的出片数，单位是片，第一列为单晶方棒和多晶方锭间的加工差，加工差=多晶方锭加工费/千克-单晶方棒加工费/千克，单位：元/千克。主表中的数据为每千克硅锭加工费差对应的每张硅片的价格差，计算方法：硅片价格差=硅锭加工费差/单位出片数，单位：元/张。156*156硅片。（加工费只指材料，人工，水电，不算折旧费用的）, _! j3 I; K6 N$ c* R说明：从表中可以看出，出片数越多，每张硅片的成本差就越少。出片数越多，单晶棒的生存空间将越大。2 C7 ( b8 & CZ9 4 t# K+ P7 d% B1 K3 z# R( A要想每千克的硅锭出片数增加，方法有二，一是提升成品率，二是减少切割槽距。减少切割槽距可以是降低硅片厚度也可以用更细的切割线，或是新的切割技术如金刚石线切甚至于激光切割。; 9 ) V) z8 C, 6 Z下表中第一行为切片的成品率，第一列为切片的槽距，单位是微米。主表中的数据为每千克方锭的出片数（为计算方便单晶多晶都以每千克17.6mm来计算，计算方法：出片数=17.6/槽距*成品率）。事实上由于倒角的原因，同样槽距和成品率每千克单晶可以比多晶多切几片。注：目前单单只是让硅片变薄并不是问题，但成品率还需提高一点，主要是电池工艺必须得跟上。当下主流水平还是50片左右/KG，研发中已能到60片以上了。电池环节目前仅仅只有个别公司可以小批量生产150m厚的电池片。a+ H; , r1 N AY# R& X# Z& 6 5 qg/ 2 g+ P9 H: G) E6 S, H 3 H j0 6 B$ j1 X（三）单晶硅片和多晶硅片的价格差对终端组件的影响。下表中，第一行为每张单晶硅片和多晶硅片的价格差，价格差=多晶硅片价格单晶硅片价格，单位：元/张。第一列为60片156*156硅片的组件峰瓦，单位：W。主表中的数据为每张单/多晶硅片价格差对应到相同W数组件后的价格差，单位：元/W。+ 6 B: F9 z( y& g# L说明：阴影部份为国内未量产的，目前国外顶级水平的60片的组件中已能生产最高325W的组件。截止到2012年8月6日，多晶硅片的主流成交价已来到7元/张，为6.9元-7.1元/张，而单晶硅片的主流成交价已跌破9.5元/张，为9-9.5元/张。两者的价格差已是1.9-2.6元/张，竞争白热化。# & d/ I+ f4 : Z Z) D假设多晶卖7元/张，单晶卖9.4元/张，两者价差在2.4元/张，在240W级别中两者的价差是0.6元/W，单晶是卖不动的，单晶只可能是提升级别以260W以上的组件来拼价格。而在270W级别中两者组件价差掉到0.533元W，由于多晶暂时无量产270W的，单晶组件在这个级别的生存空间加大。3 Z1 5 p# D& X, w0 a( a1 K. Z! 4 N假若多晶卖7元/张，单晶卖9元/张，两者价差在2元/张，两者竞争同样只能是高级别单晶同低级别的多晶来比。从表中可以看出，未来随着两者的加工费差价越来越小，电池转换效率越来越高，单晶的生存空间将大大加强，甚至于逆转当前的不利局面。$ F- P: L! k! y# Q% i. 这里只考虑硅片价格差对同级别组件的影响，并未考虑电池的成本。正常情况下，同样厚度的156单晶硅片和多晶硅片同时做到转换效率17.5%，单晶电池的成本要低一些。但是如果单晶硅片变薄后再做到17.5%，可能会由于碎片的增加，成本提高，鱼和熊掌难以兼得，两者应该同时考虑。（四）倒角的影响正常情况下，如果都是同样面积156*156的硅片，同样的加工费在一张电池片单晶可以轻松的做出比多晶多出不少的峰瓦值。但是单晶要倒角，所以同样是156*156 的硅片，单晶的面积要小一些。单晶面积是23800-23900 平方毫米，而多晶正常水平是243361平方毫米，取单晶最小面积是23800 平方毫米，单晶面积：多晶面积=0.977975，多晶面积：单晶面积=1.022521。0 m8 W$ ? - I7 R+ a下表中第一列是单晶的转换效率，第一行是多晶的转换效率。主表数据为电池瓦数比。计算方法：电池瓦数比=多晶转换率*多晶面积/（单晶转换率*单晶面积），本表可以对比到最终组件，但是要考虑单晶和多晶的封装损耗是有差异的。& K% F! g) E3 p& e. J* T7 f8 b j$ 8 R0 m- x从表中可以看出，电池瓦数比小于1时说明同一张硅片单晶要比多晶的瓦数要多，只要单晶比多晶的转换效率高0.5%，就可以保持住瓦数优势。正常情况下，单晶和多晶如果同时做到一样的瓦数的电池片，两者的成本差在0.2元/片左右，这是无法消除硅片间的价格差，也无法消除两者的硅锭的加工差的。, B! / k |1 p1 E) u所以未来的竞争同样面积的组件单晶最好能比多晶高出5%-10%，而电池转换效率的提升是和成本相关，在此不做详细讨论。2 c2 k! Q0 Z) Q, _) w1 Y) W: M2 g（五）选择单晶组件还是选择多晶组件( Y: U1 d, N% z7 l! z5 F5 m$ e其实，单晶组件和多晶组件的售价高低，不完全由各自的成本决定，主要还与同样装机容量下，不同规格瓦数组件导致的人工，支架，地基，电缆的直流部份以及物流成本等等相关。* O4 1 Z) U G4 X4 H4 h7 s, K u简略模型，不算地价。国内这部份的价格一般在2-4 元/W，国外一般在3-6 元/W。日本和美国的更高。与面积相关的那部份计算，分为屋顶，地面，屋顶又分普通平面屋顶和钢斜面屋顶，地面就更加复杂，本文模糊处理。下面给出相应的模型。合理溢价差的简约计算模型，合理溢价差=每W变动价格每W变动价格*标准单位面积组件的峰瓦/对比组件的峰瓦。当对比组件的价格高于合理溢价时，对比组件的性价比将偏低，组件不好卖。反之，则不然。当然实际结果要略复杂一些。6 F( I# r% U6 s3 X(1)以多晶60 片156*156 的240W 为基础，第一列为单晶同样面积的组件的瓦数，第一行为其它相关成本，单位为元/W，主表中数据为合理溢价差，单位元/W。（忽略不同品牌间的溢价差）说明：在上表中，以240W为基础来计算，设其它与瓦数有关的人工，支架，地基，电缆的直流部份以及物流成本为3.5 元/W，当多晶240W报价为4.5元/W时，其245W的合理报价应该为4.571元/W，当其实际报价高于这个价时，自然就不好卖。当品牌企业的多晶 240W报价为4.8元/W时，其250W的合理报价应该为4.94元/W，265W的合理报价应该为5.13元/W，当其实际报价高于这个价时，同样就 不好卖。目前国内这部份与W数相关的成本在极限条件下可以做到2元/W左右，故单晶270W对多晶240W的极限的合理溢价差应 该是0.222元/W，所以国内的单晶生存异常坚难。当然国内大型地面电站的建设一般的地基做得比较坚实，普遍的成本是在3元/W左右，一般情况下直流电 缆，支架地基和水泥墩的价格是与国家宏观经济相挂勾的，而人工成本总体上涨。+ |+ O - N, |, t A而国外这部份价格差可能要4-6元/W，合理价格价将加大，特别是日本，其它部份上到7元/W后，每W的合理溢价差大约是3分钱左右，故单晶在国外特别是日本还是有相当的市场的。, Q. o& B- $ D (2)如下表所示，以多晶60 片156*156 的250W 为基础，第一列为单晶同样面积的组件的瓦数，第一行为其它相关成本，单位为元/W，主表中数据为合理溢价差，单位元/W。（忽略不同品牌间的溢价差）7 x6 : c! A5 ) % A. J- _! s6 1 i) F2 (3)如下表所示，以多晶60 片156*156 的260W 为基础，第一列为单晶同样面积的组件的瓦数，第一行为其它相关成本，单位为元/W，主表中数据为合理溢价差，单位元/W。（忽略不同品牌间的溢价差）0 nq* r- u6 O: N1 h7 从上面几张表中可以得出一结论：随着单位面积的多晶组件标板从240W到250W到260W，同样面积的单晶组件假设只比标板高10W，其合理溢价差是在减少的，所以单晶电池对转换效率的增加更迫切。c7 l1 F1 O q6 y. ?# c. 5 V; / q3 : P, |- g* C6 V事实上最后的成交价格还与付款方式以及成交数量有关，比如品牌品质无差别的两个240W多晶组件，一个报价4.5元/W但是要求先钱后货，另一个报价4.6元/W，可以先货后钱承兑半年的。估计做为电站方选择用后者的会居多。7 a- s2 & V