发改委批复4光伏电站临时上网电价 每度1.15元

宁夏自治区物价局：　　报来《关于核定宁夏太阳山光伏并网电站上网电价的请示》(宁价商发[2009]53号)、《关于核定中节能太阳山、华电宁夏宁东光伏并网电站上网电价的请示》(宁价商发[2009]59号)、《关于核定中节能尚德石嘴山太阳能发电有限责任公司上网电价的请示》(宁价商发[2009]46号)均悉。经研究，现批复如下：
　　一、核定宁夏发电集团太阳山光伏电站一期、宁夏中节能太阳山光伏电站一期、华电宁夏宁东光伏电站、宁夏中节能石嘴山光伏电站一期发电项目临时上网电价为每千瓦时1.15元(含税)。
　　二、以上电价自光伏电站投入商业运营之日起执行，高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分纳入全国可再生能源电价附加分摊。
　　国家发展改革委
　　二○一○年四月二日

光伏上网标杆电价近期不推
昨天，记者从发改委官网了解到，发改委核定了四个太阳能光伏发电项目临时电价1.15元/度，此举意味着，光伏上网标杆电价不会在近日推出。
    所谓标杆电价，即光伏上网将全国统一价，去年政府部门曾多次调研光伏上网标杆电价具体价格范围，各界曾放风这一价格范围在1.1-1.2元/度之间，并纷纷表示太低不利于行业发展。

新能源振兴规划短期难出台 光伏上网电价不明朗
4月7日，国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山在接受记者采访时透露，此前盛传出台在即的《新能源产业振兴规划》，短期内并不会出台。
    “这个规划究竟能不能出台，以及出台后确定的新能源产业发展规模，我认为都不是最重要的。”史立山甚至说。
    此外，光伏上网电价的出台前景也不明朗。
    在当天举行的“2010年光伏高峰论坛”上，史立山明确表示，就目前来说，光伏发电示范项目招标这种形式，是比较公平、公正的方式。
    目前，主管部门更愿意以示范项目招标的形式促进竞争，推动光伏发电迅速降低成本，从而尽早实现商业化。
    基于这种政策思路，行业期待已久的上网电价或将继续搁浅。
    “如果只是为了发电而发电，不能解决特殊问题或实际问题的话，政府的补贴就等于用高价来为光伏行业的高成本买单。”史立山称。
    意见仍然不统一
    此前有消息，《新能源产业振兴规划》将很快出台。但史立山认为，目前尚无一人能断言规划能否出台，以及出台的具体时间。“由于情况的复杂性，我认为，这个规划不会很快出台。”史立山说。
    当前，两部与新能源产业发展密切相关的规划正在同时制定。一部是《新能源产业振兴规划》，另一部是《战略性新兴产业发展规划》。正是二者存在领域的重叠，让前者的出台一直停留在消息人士透露的只字片语间，而未见有实质性进展。
    “由于战略性新兴产业也包括新能源产业，”史立山进一步解释，“这两个规划究竟该如何衔接，目前仍有许多工作要做。”
    此外，新能源各自的发展比重、规模以及政策导向等具体问题，也尚待统一意见。
    参与《新能源产业振兴规划》草案制定的光伏专家、发改委能源研究所研究员王斯成此前曾透露，2020年新能源的发展目标暂定为：水电装机3亿千瓦；核电7500万千瓦；生物质发电4000万千瓦；风力发电装机1.2亿千瓦；光伏发电装机2000万千瓦。
    王斯成对记者表示，鉴于国内外光伏产业的快速发展，他曾建议将2000万千瓦的目标制定得更高一些，但未被采纳。史立山也透露，以前批复光伏2020年的目标为2000万千瓦，但现在有人提出，应该提高到3000万千瓦。
    “为什么到现在都出不来，因为还存在很多认识不一致的地方，意见还未统一。”史立山说。
    光伏发电国家不会给高补贴
    光伏发电行业是目前颇受追捧的新能源产业。但与行业高涨的热情形成对比的，是史立山对目前光伏发电阶段的定性。
    “有句老话这么说，摸着石头过河，”史立山表示，“光伏发电目前的发展状况，也可以这么形容。”
    史立山坦言，此前的示范项目中的一些新技术，实践的结果与实现预期不一样，所以还需探索新的技术和思路。
    “摸索阶段”的标签，意味着光伏发电政策的出台将十分谨慎，大规模发展目前并未纳入主管部门的发展计划。
    在决策者看来，尽管光伏发电成本已从4块降到了1块多，“但仍很高，是常规能源发电成本的3-4倍”。
    在高成本的现状下再加大扶持力度，意味着政府要投入大量的资金。而史立山明确表示，由于光伏并不能解决当下的能源需要，所以国家难以拿出这么多的资金来支付光伏发电的高成本。
    “由于高成本，所以只能是有序地控制发展的规模。”史立山说。

国内首座太阳能充电站6月底建成 电价2元
“汽车城”对湖北襄樊已经不再是新鲜的名号，它的下一个目标是新能源汽车城。
    “节能与新能源汽车示范推广试点产生的积极效应主要体现在消费环节，对技术研发、生产环节的支持力度不够，综合效应不明显。”湖北襄樊市委书记唐良智接受本报记者采访时称。
    日前，襄樊执政者们抛出了一项庞大的新能源汽车产业发展思路，即申报建立国家新能源汽车产业化综合示范区。示范区的市场规模目标锁定在，2-3年内达到300亿元的规模，实现2000辆新能源汽车示范运行。
    “建立综合示范区，通过实施重大技术专项、提供政府资助和低息贷款、贴息贷款等方式，对关键零部件的核心技术研发予以支持。”唐良智称。
    据悉，襄樊政府决策部门，已与国家发改委、财政部、科技部、工信部等部委进行了多次沟通，综合示范区的建议得到了上述部门的重视，正在研究下一步支持举措。
    300亿新能源汽车规模
    打造新能源汽车城襄樊是有底气的。
    在与汽车相关的名号上，襄樊已有两个：全国重要的汽车及零部件制造基地、国家火炬计划汽车动力与部件产业基地。此外，襄樊新能源汽车已有的“二纵三横”(纯电动和插电式混合动力整车、车载能源、驱动系统、控制系统)产业格局成为其建立示范区的最大资本。
    记者从襄樊市汽车工业办了解到，去年襄樊市汽车工业总产值703亿元，今年将突破1000亿元，约占全部工业总产值的50%。在新能源汽车产业上，襄樊2-3年内的目标则是达到300亿元的规模，实现2000辆新能源汽车示范运行。
    作为国内第一家同时获得混合动力汽车和纯电动汽车生产资质的企业，东风汽车股份有限公司生产的天翼电动客车已进入产业化和市场化阶段。去年12月28日，其在襄樊投放纯电动客车和插电式混合动力客车共5辆，启动了首条新能源客车示范运营线路。
    襄樊特种电机有限公司已在全国各地装新能源汽车760余台，占全国新能源客车总量的1/3；
    襄樊宇清电动汽车公司研发生产的新能源汽车动力系统产品，已在全国节能与新能源汽车示范推广试点城市运用，装车数量全国第一；
    围绕着这些龙头企业，当地新能源汽车产业已初步形成了电动汽车底盘、整车、动力电池、电机、驱动系统、控制系统、充电系统等较为完整的产业链。
    唐良智表示，“在未来五年，新能源汽车将成为襄樊乃至湖北产业新的增长极。”
    据悉，今年襄樊将出资3000万元直接用于支持电动汽车总成生产线建设及小批量、标准化研发生产，并订购20辆东风天翼电动客车进行示范运营。
    运营型充电站先行
    在布局新能源汽车产业的同时，襄樊市还在进行着另一项热门的探索——充电站。相比于国内其他城市已建或者在建的充电站，襄樊主打的是“商业运营”牌，即实现充电计量和收费功能。
    “此前，襄樊就已经启动了首条新能源客车示范运营线路，投放了5辆纯电动客车和插电式混合动力客车。”襄樊市供电公司副总经理李培乐告诉记者，考虑到今年小型电动车也将陆续投入市场，以及旅游区对于电动车的需求，2月，湖北省电力公司和襄樊市人民政府签署协议，由前者出资，投入1600万元在襄樊建6个充电站和30个充电柱。
    按照协议规划，今年先建的两个站4月上旬即将奠基开工，年底两个站就能建成。
    “从选址上来看，两个站的建设区域都是高新区，未来发展后对于电动汽车的需求可能很大。”李培乐表示，目前的建设规模主要是从发展的角度考虑。
    不过，因为建设充电站的国家标准尚未出台，国内也没有运营模式的充电站以供参考，两个充电站的建设标准目前则是由设计单位国网电科院边研发边设计，包括与充电设备的制造商和供电部门的探讨。
    据了解，充电站建成后的电价，将由国家电网制定。虽然目前相关政策尚未出台，李培乐预计，从推广的目的来看，收费应该是电力成本加上少量的服务费用。“但服务费的多少，目前还没有确定。”李培乐告诉记者。
    太阳能充电站破题
    除了新能源汽车，襄樊还谋求充电站贴上新能源标签。
    今年3月襄樊向外界抛出一颗“重磅炸弹”，即将在今年6月底，建成国内首座太阳能光伏智能充电站，真正实现电动汽车的零污染、零排放。
    目前，这座太阳能充电站已经动工，相关负责人表示，充电站的光伏部分已经建好，预计5月份安装设备，6月实现联调并运营。
    规划中，这座充电站占地约2700平方米，如仅靠太阳能，其每日最多可发电100余度，能保证1至2台大型新能源公交车用电。此外，该充电站还将与电网连接，剩余电量可并入电网，在光照不足、电站电量不够情况下，由电网补充。
    据了解，负责建设太阳能充电站的湖北追日新能源技术有限公司2009年成立，是湖北追日集团旗下的子公司之一，其已研制成功光伏逆变器和智能充电机，且开始小批量生产。
    记者了解到，对于商业运营后的操作，目前追日正在积极地与政府汽车工业办和供电部门探索，商业运营后的收入分配也还没有具体的方案。
    有业内人士认为，一般家庭用电的价格是0.5-0.6元，太阳能发电的价格约是它的4倍，此外，新能源汽车的价格也是常规公交车价格的4倍左右。目前来看，太阳能充电站的运营还是需要地方政府的扶持。
    对此，唐良智给出的答复是，市政府已建立新能源汽车产业发展专项资金，在企业产品商品化和市场化后五年内，企业当年上缴的增值税和所得税地方留成部分按一定比例奖励给企业，用于企业开发新产品和扩大再生产。在示范营运的基础上，逐步在全市公交系统推广使用新能源客车，市政府按国家和省政策对市公交部门采购地产新能源客车予以补贴。
    追日新能源总经理何华向记者透露，“太阳能充电站的电价初步定在2元/度。”
    “只是建设充电站一项的投入即是280万。”因此他表示，这个价格定的已经不高，短期内没有降低的空间。同时，何华判断，从营运目的来看，靠传统电力的充电站每度电也不会低于1元。“但是晚上来充电，价格会便宜30%-50%。”

中国诞生聚光光伏技术 每度电成本将低于0.8元
天津大学化工学院教授王一平在3月29日举办的国际聚光光伏（CPV）及产业发展研讨会期间遭遇参会40多家企业的“围追堵截”,名片交换到手软,其中不乏建筑及玻璃企业。
　　让王一平成为红人的是其团队研制出的具有自主知识产权的聚光光伏太阳能技术。光伏发电经历了第一代晶硅电池和第二代薄膜电池,目前产业化进程正逐渐转向高效的聚光光伏系统发电。但由于聚光光伏制作工艺复杂、集成系统性要求高、技术难度大等原因,一直以来,国内少有企业敢于涉足这一领域。
　　王一平介绍说,他和他的团队不仅解决了聚光光伏系统中的两大技术难题,还让每度电成本价降为现有光伏发电成本的1/8～1/10。这让光伏及相关配套企业看到了商机。
　　聚光光伏的优势
　　“通过廉价的太阳光反射镜或透射镜,将太阳发射的能量汇聚,实现太阳电池上的阳光能量成倍地增加,以减少昂贵的太阳电池的使用量,这就是聚光光伏技术。”王一平介绍说,与第一代晶硅电池和第二代薄膜电池相比,聚光光伏最大的优势就是电池用量少了,可以有效解决电池成本过高的难题。
　　据介绍,聚光光伏发展需要三大要素,即高效聚光太阳电池,低成本、高性能的聚光跟踪系统和有效的电池散热系统。王一平团队的技术已经解决了除“高效聚光太阳电池”外的两大技术难题。王一平认为,对比国际、国内聚光光伏发展进程,国内电池技术的示范刚刚起步。考虑到国外对电池技术的保护,国内短期很难制备出高效聚光太阳电池。因此,如果新的技术尽量少的使用高效聚光电池,将有助于大规模发展聚光光伏。
　　根据测算,聚光光伏电池发电,达到兆瓦级以上产能就能使每度电成本低于0.8元,随着上下游产业链趋于成熟,很快可能实现成本0.5元/每度电的目标。
　　“国外电池技术比我们领先,而相关的配套技术却不如我们,只要我们手里握住核心技术,那国外也要用我们的东西。”王一平说。
　　“尽快实现产业化”
　　聚光光伏发电技术研究始于上世纪70年代的石油危机,随着技术的日趋进步,近几年取得较大的发展,目前全球已经开展了很多研究项目,并建成了许多示范工程。但截至目前,全世界用于聚光光伏的投资仅10亿美元,而且投资项目规模小、范围窄。
　　王一平介绍说,聚光光伏发电光转化效率最高可达30%～40%,高于晶硅电池片约1倍;其使用寿命约70年,远高于晶硅电池片的30年,而且具有生产制造过程污染少等特点,因此会带来一定的市场需求。
　　《中国经济周刊》获悉,前期,在天津市科学技术委员会资助下,王一平团队以条形平面镜为基础的太阳能中高温热利用系统在集光比为1:20的情况下,综合造价仅为287元/平方米,相当于国际领先水平系统综合成本317美元/平方米的13%。
　　“粗略计算,我们目前的系统,一次性投入和运行成本只是普通光伏发电的1/5。规模应用的话成本还会降低。” 王一平说。
　　最早涉足聚光光伏的企业之一——厦门三安光电股份有限公司太阳能事业部目前正准备变身为一个独立的公司,该事业部林桂江博士告诉《中国经济周刊》,作为国内一家具有聚光光伏垂直整合能力的公司,从外延片、芯片、组件、系统,到与青海电力合作建立并网电站,“我们不存在技术障碍。”林桂江说,“公司近年来花费了巨额资金来抢占这个市场,我们希望能够有更多的配套企业与我们合作。”
　　而王一平似乎并不急于“找对象”。“我们的技术就像刚诞生的小孩,还有待完善,还要千锤百炼,而不能只做短时间的实验。”王一平说,更重要的一点是,目前尚没有形成大规模生产所需要的产业链,“但未来肯定会迎来产业的爆发。”
　　据了解,天津市市长黄兴国日前已要求天津市科学技术委员会尽快到天津大学去了解相关情况。他的最大希望是,把天津大学在聚光光伏领域申请的专利留在天津,尽快实现产业化。

中国补贴光伏发电“不差钱”
中国提出2020年实现碳排放强度减少40%-45%，其中的光伏发电需要大量补贴，对于光伏按照规划目标发展到2000万千瓦时，中国是否有足够的资金来对光伏发电进行补贴，发改委能源研究所研究院王斯成今日表示，中国发展光伏发电“不差钱”。
    王斯成今日在于北京举行的第二届亚洲光伏峰会上表示，中国目前的可再生能源电价补贴政策保证了中国拥有足够的资金来维持对光伏发电发展的补贴。
    王斯成表示，发改委在2008年6月提出了在全国每度电征收2厘的可再生能源电价补贴，并于2009年11月进一步增加到了4厘，按此计算，全年将征收120亿-200亿元。按照中国目前的电力装机的发展速度，到2020年将增加至17亿千瓦，达到发达国家的人均1千瓦装机的水平，到时累计可筹资可再生能源电价补贴2240亿元。
    而从光伏发电的发展来看，随着光伏发电成本的下降，以及常规电力价格的逐年上涨，两种电价之间的“剪刀差”将逐步缩小。按照2020年达到2000万千瓦的装机计算，相当于三峡水电站的装机量，累积需要补贴资金为481亿元。
    而按照2020年累计补贴资金2240亿元计算，可补贴1亿千瓦的光伏发电装机量，相当于5个三峡电站。
    尽管在资金层面不存在问题，但是对光伏发电的发展，王斯成认为仍然还有一定的障碍。首先，可再生能源规划到目前还没有出台，一定程度上会影响光伏发电企业的发展规划，导致发展进度受到影响；第二，上网电价的问题迟迟未解决，对光伏发电的发展也有一定的影响；第三就是目前电网对光伏发电的全额收购方面存在一定的问题，这也是他认为对光伏发电发展影响最大的一个问题。

发改委专家称2020年光伏发电将实现平价上网
发改委一位专家今日称，中国的光伏发电有望在2020年达到0.6元/千瓦时，实现平价上网，将与火电、风电等类型的价格持平。
    国家发改委能源研究所研究院王斯成今日上午在北京的第二届亚洲光伏峰会上表示，由于规模的扩大、成本的降低，再加上常规电力价格的逐渐上涨，中国的光伏发电有望在2015年实现配电侧的平价上网，2020年实现光伏发电在发电侧的平价上网。
    王斯成表示，多晶硅材料的下降将是持续的，从市场来看，从2008年10月份的365.8美元/公斤降到了2009年12月份的51.9美元/公斤，研究机构认为，多晶硅价格还将继续下降，直到30美元/公斤。
    王斯成还表示，另一方面，规模化的市场也是光伏发电成本下降的重要条件，根据专业机构的研究结果，当累积光伏产量翻倍，价格将下降22%，按照目前世界光伏发电市场发展情况计算，当累积产量达到30GW时，太阳能电池的组件价格将达到1美元/Wp。
    此外，晶体硅太阳能电池的效率也将随着技术的突破而不断提高，有望在2017年达到20%的转化率。这将大幅度提高太阳能电池的效率。
    据王斯成介绍，美国提出了太阳能先导计划，目的是降低太阳能光伏发电的成本，使其2015年达到商业化竞争的水平。据预测，2016年光伏发电的成本将达到14-15美分/千瓦时，到时将与不断上涨的常规电价一致。
    而日本方面也提出了同样类型的计划。据王斯成介绍，日本提出的计划为2010年光伏发电成本为1.53元/千瓦时，到2020年达到0.93元/千瓦时，到2030年将达到0.47元/千瓦时。
    具体到中国市场，王斯成提供了一个发展路线图：2009年光伏发电上网基准价为1.5元/千瓦时，常规发电上网价为0.34元/千瓦时，按照光伏发电价格每年下降8%、常规发电价格每年上涨6%的模型计算，2015年光伏装机价格将为1.5万元/千瓦，电价为1元/千时；到2020年装机将达到1.0万元/千瓦，电价达到0.6元-0.8元/千瓦时，将完全实现“平价上网”。

太阳能发电0.8元时代已经来临0.5元已经不远
一、前言
　　太阳能发电系统的价格一直居高不下！主要原因是因为太阳能的密度低！太阳照射到地面上的平均光强为1千瓦/平米；单晶硅的转化率可以达到23%，多晶可以达到16%，薄膜只能可以达到8%。转换效率最高的砷化镓电池片能到35%以上，但是用砷化镓制造的太阳能发电系统整体转换效率只有25%左右。
　　所以为了降低太阳能发电系统的价格，增加太阳光强是一个好的解决办法，要想增大光强需要用凸透镜或者菲尼尔透镜或者反光板把光聚集起来；这样就能大大降低硅与砷化镓的使用量，从而降低太阳能发电系统的价格；这就是CPV(聚光光伏发电系统)的由来。
　　二、CPV系统的技术难点
　　CPV太阳能发电系统原理比较简单，为什么到现在全世界也没有几家公司做出特别稳定且便宜的发电系统呢！在CPV领域原则上讲聚光倍数越高造价就越便宜但是使用聚光的方式就会出现以下问题。
　　1、 让单晶硅承受较高倍聚光
　　虽然砷化镓可以承受1000倍的光强，但是现在砷化镓价格昂贵，并且砷化镓中的砷是剧毒物质，不可能大幅度的降低制造成本，另外在以环保为主题的国际环境下也不可能大量使用，最后只能是单晶硅；但是单晶硅一般只能承受3到5倍的光强，在CPV领域3到5倍的聚光几乎不怎么能降低成本，要想大幅度降低成本必须达到10左右。为了达到10倍的聚光必须用特制的单晶硅。
　　2、 散热：
　　普通的硅光电池板在夏日中午时温度能到75度以上，普通的硅电池板在两倍太阳光强下时间一长就会起泡，在5倍太阳光强下10分钟就会就会起泡，在10倍太阳光强下5分钟就会起泡，起泡后太阳能电池片就会被氧化，在很短的时间内就会大幅降低效率，另外起泡后由于受热不均匀，常常有电池片炸裂的，这样系统就完全不可用。
　　如果太阳能电池板使用铝或者铜制的散热片进行自然散热，需要大量的散热片，造价特别贵，贵到比硅光片还要贵；如果使用强制风冷，就要使用大量的电能，得不偿失，并且风扇的寿命与可靠性不高，要想达到高可靠性必须有错误检查与冗余设置，这样就会成几倍增加造价，如果在夏天的中午风扇坏了，整个硅光电池板有可能被彻底烧坏。如果使用水冷除了要使用电力外，造价也不便宜，水冷由于管路多，连接点多，还需要水泵，故障点必然多，可靠性还不如风冷，当然水冷的效率要高于风冷，但是在故障率决定一票否决制的太阳能系统中不可用。
　　3、 反光板：
　　普通的镜子，塑料反光板由于反射层与骨架层(比如玻璃)热胀冷缩系数不一样在室外2-4年反射面就会脱落，在沙漠高温差地方可能几个月就完全不能使用了，并且反光率会慢慢下降。
　　另外国内外也有用高反射率的薄铝板，但是这种铝板不能经受冰雹，并且不能擦洗，如果擦洗会产生永久性损伤，这种铝板使用期限为8年左右，并且反光率逐年降低，8年就基本只有40%的反光率了，远远不能达到太阳能系统要求的25年；铝板有贴保护膜的，但是保护膜造价高，也不防冰雹，不能解决所有问题。另外为了降低成本铝板一般都为0.3毫米左右，这样加工特别困难，加工成本特别高。
　　4、 跟踪器：
　　光伏电池只有在聚光器的焦点才能工作，因为地球阳每时每刻都在转动，所以必须使用跟踪器才能保证光伏电池处于聚光器的焦点；跟踪器是CPV系统的主要系统之一，没有跟踪器系统就不能运行，跟踪器除了保证系统能运行外还能比不带跟踪的系统平均多30-40%的电。但是跟踪器是机械结构，长年累月的运行会出故障，并且会有磨损，跟踪器如果出现故障系统就不能运行(发不出电)，如果有磨损了跟踪精度就会降低，由于CPV系统对跟踪精度是有要求的，如果精度降低真个发电系统就不能正常运行。
　　三、解决方法
　　为了解决CPV解决系统的问题，掌握CPV系统的核心技术，北京安信高科的陈平坚总经理带领他的研发团队从2008年3月份开始，经过2年多的攻关在投入了上百万的资金，在经过了数不清的失败后终于悉数圆满解决了单晶硅10倍聚光的核心技术，已获取或者正在申请的专利达到8个之多。
　　1、 让单晶硅承受较高倍聚光
　　我们经过多次改良，终于制造出了能承受15倍光强的单晶硅光伏电池片，并且比同类电池片的功率要增加15%，远远超过了世界上的同类产品。
　　2、 散热：
　　进过几十次的设计，上10次的试制与修改，终于设计了一套独特的廉价的散热器，散热器不需要任何动力，没有任何运动部件，非常稳定；在外界温度45度，13倍聚光的情况下能能保证光伏电池的温度在规定范围内。无动力、无运动部件就意味着免维护，高稳定，不会因为时间长而改变性能。是同类产品散热/价格比最低的散热器。
　　3、 反光板：
反光板设计制作还比较顺利，进过半年多的思考一次制作就成功，这种反光板的放光率大概在77%，使用寿命不会少于25年，反光率也不会逐年减低，能经受冰雹，并且能擦洗，价格每平米大约200元；另外我们设计了一套独特的加工方法，特别简单的就能加工。 完全解决了其他反光板的所有问题。
　　4、 跟踪器：
　　经过10几次的改进，设计了全动型跟踪器，即整体在一个大盘上，东西转向整体进行转动，南北通过联轴器也进行统一俯仰，大大的提供了系统的稳定性，也大大的降低了造价，降低了风阻，另外设计了一套特别的轴套，不怕水不怕沙，使用寿命为10万次（我们整个系统的全寿命为1.8万次），另外智能的控制系统能在有云遮挡的情况下也能使聚光器始终对准太阳，只要太阳一出来系统就立刻能发电，完全解决了现有跟踪器的缺点。
　　四、系统价格
　　由于我们的CPV系统几乎解决所有问题，使造价相对现有太阳能发电系统来说已经大大降低。500千瓦的系统可以做到0.8元/度电；1兆瓦可以做到0.7元/度电；2兆瓦可以做到0.6元/度电；10兆瓦可以做到0.5元/度电；国家能源局测定只有太阳能发电到0.8元/度电国家才能补贴得起，使用我们的CPV系统完全可以达到要求。

国家核定宁夏四个光伏电站上网电价
近日，国家发改委核定宁夏发电集团太阳山光伏电站一期、宁夏中节能太阳山光伏电站一期、华电宁夏宁东光伏电站、宁夏中节能石嘴山光伏电站一期等4个太阳能光伏电站上网电价，核定临时上网电价为每千瓦时1.15元（含税）。
    核定电价自这4个光伏电站投入商业运营之日起执行，高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分纳入全国可再生能源电价附加分摊。这是国家发改委首次对我区并网大型太阳能光伏发电项目核定上网电价。

入网标准的欠缺困境国内光伏电企“先斩后奏”
虽然国家发改委临时性批复了敦煌和宁夏部分区域的上网电价，但是正式光伏上网电价的推迟发布正制约着国内发电企业的发展。
　　国家发改委的批复曾已明确指出，其高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，将纳入全国可再生能源电价附加分摊。而我国用于补贴可再生能源发电项目的资金，主要来源于电力销售中每千瓦时征收的2厘电价附加费，但其补贴范围包括风电、太阳能发电及生物质发电等多种可再生能源。2009年我国发电总量37146.5亿千瓦时，以此计算目前我国可用于补贴可再生能源的资金约74亿元。在既定的74亿总“盘子”里面，上网电价将是一个极其敏感的参数。
　　业内人士认为，“如果光伏上网电价高，则意味着能得到补贴的项目总量小，反之光伏电站投资商又没有投资的积极性，这正是目前光伏上网电价迟迟未能出台的原因之一”。
　　不过，国内光伏电站圈地热潮正在全国各地上演，各地光伏设备制造企业纷纷上马。一方面是光伏电站急速开工，一方面是国家没有明确的价格方案，这促使部分已投产的电企被迫采取“先并网发电、后收钱”的策略。比如，中节能石嘴山光伏项目自去年国庆节投产，直至今年3月前的半年时间内，它未收到一分钱电费，“因为它们和电网公司都不知道按什么价格结算”。

固定上网电价迟迟未出台光伏发电尚待技术突破
光伏发电业内翘首企盼的固定上网电价迟迟未能出台，并在新一轮光伏电站招标计划中宣告落空。目前光伏行业技术进步的步伐显然没有达到决策者的期望值，更强有力的政策出台还需要行业有更加清晰的技术突破和发电成本降低。
　　太阳能发电成本的确在去年的敦煌项目招标中展示了惊人的“一降”，从过去高达每度电4元左右的上网电价一下降至最低报价0.69元/度，中标价1.09元/度。业内13家光伏企业甚至宣称在2012年实现光伏发电每度1元的上网电价目标。
　　不过，发电成本的大幅下降并非完全得益于技术进步，而更主要的是由于原材料多晶硅价格暴跌。多晶硅市场在2008年经历了全行业的低谷，大部分企业被洗牌出局，多晶硅价格大幅下降，使得占总成本40%以上的光伏电池组件价格得以降低。
　　而除了光伏电池组件外，光伏发电成本还包括逆变器、输配电系统、太阳能支架、电站建设安装以及土地成本等，其中逆变器等硬件设备在总成本中也占有较大比重。而由于逆变器等科技含量较高的产品在国内没有形成规模生产，价格也一直居高不下。
　　正是由于看到了光伏行业近两年快速发展过程中的种种非正常因素，对光伏业的扶持节奏开始放缓。对于为什么有关部门至今未出台业内期待的固定上网电价，接近国家能源局的人士认为，目前决策部门还看不到光伏产业有重大的技术突破。就当前的光伏转化率来讲，尽管实验室已经达到25%转化率甚至更高，但是产业化之后到底能够达到多少，成本还能降低多少，现在并不清楚。
　　2009年曾被认为是中国光伏行业启动的“元年”。去年3月，财政部、住房和城乡建设部推出“太阳能屋顶计划”；同年7月，财政部、科技部、国家能源局联合印发的《关于实施金太阳示范工程的通知》。上述两个政策的出台一度令光伏业内欢欣鼓舞，长期“两头在外”的光伏企业似乎看到了启动国内市场的巨大利好。
　　但经过一段时间的政策落实，业内企业发现，上述两个政策的补贴和支持力度还不足以拉动国内需求，专家和企业开始呼吁实施“上网电价法”，以固定上网电价的形式来支持光伏行业发展。
　　光伏业内一直认为固定上网电价是比较理想的扶持政策，能给投资者固定、明确的投资回报预期，建立长期明确的规划，通过逐次降低电价的方式来激励技术进步。而目前国内以示范形式并网运行的光伏电站，上网电价完全由当地政府根据每个示范项目的特殊性而定，没有一个统一的标准。
　　事实上，对于政策制定者而言，以最小的投入撬动最大的行业发展是其追求的最佳政策效果。随着光伏发电技术进步有了显著突破，降低成本的路径逐渐明晰，光伏产业的扶持计划也将有望适时锦上添花。
　　目前光伏企业已经在提高能源转换效率、降低光伏发电成本上寻求新的技术路径，一方面不断提高现有光伏转换效率，另一方面，一些企业和科研单位正在研究太阳能光、热的综合利用。经验数据表明，如果照到太阳能电池的能量是百分之百，10%会被电池板反射走，假定太阳能光伏的转换效率达到20%，那么将有70%的太阳能变成热量，而这个热量加以利用的潜力非常大，也将成为降低发电成本的一个重要途径。

布局新能源发电国家电网引发垄断争议
风电领域惊现电网企业身影。
　　6月，位于上海东海大桥的海上风电项目将实现并网发电，在项目本身之外，国家电网公司以股东之一的身份出现其中，引起了业界的关注。
　　据悉，这个亚洲最大的海上风电项目总投资为23.65亿元，首期规模为102兆瓦。2006年，间接隶属于国家电网公司的上海绿色环保能源有限公司与中国电力国际有限公司、中广核能源公司、中国大唐集团公司四方组成联合体中标。
　　据记者了解，这并非国家电网在新能源发电领域的首秀。
　　低调布局发电领域？
　　“当初，发电资产被剥离就并非国家电网的本意，这些年，通过新能源领域它正在收复失地。”一位不愿具名的业界人士如是评价国家电网这些年在新能源领域的举动。
　　2002年4月，我国启动电力体制改革，第一步就是打破原国家电力公司的垄断，在行业内引进竞争机制，在之后推出的“电力体制改革方案”(下称“五号文件”)开始实行“厂网分开，竞价上网”。原国电公司被剥离了发电资产，只负责电力的输送和销售，而发电资产则重组成为国电、中电、华电、华能、大唐五大发电集团。
　　“当时虽然国家电网的绝大部分资产被剥离，但仍有一小部分发电资产被保留，以电力科学研究院的名义存在，这几年，该机构一直致力于发电站和设备制造领域的研究。””一直关注此领域的长城证券分析师周涛对记者说。
　　在周看来，这几年，国家电网在上游扩张迅速，为了在装备上不受制于人，国家电网通过旗下电科院于去年7月先后控股了许继集团和平高集团，其中，许继集团是集电力系统自动化、继电保护和直流输电设备于一身的大型企业，而平高集团是我国电气开关设备企业三强。
　　在构建直属设备制造体系的同时，国家电网在新能源领域的布局早已展开。
　　2005年初，国家电网成立国网新源控股有限公司(以下简称“国网新源”)，注册资金22亿元，开始大规模投资新能源发电。在国家电网的规划中，国家电网提出，将大力发展风电，每年完成开工10万千瓦、投产10万千瓦的目标。而到目前为止，国网新源公司已拥有内蒙古伊和乌素风电场、甘肃安西风电场49.5万千瓦特许权项目工程、新疆天风发电公司三期4.95万千瓦风电项目和内蒙古赤峰新胜公司二期4.93万千瓦风电项目等。
　　当年7月，国家电网注册了名为国能生物发电集团有限公司的企业，这个公司是其进军生物质能的重要载体。目前，国能生物已投产项目12个，发电装机容量32.4万千瓦;在建项目7个，在建装机容量8.4万千瓦。
　　“当年的五号文件只是不准国家电网做火电，对新能源领域并无限制。”5月25日，国家电网新闻处负责人刘心放对记者说。
　　而对于国家电网在新能源领域方面的规划，刘心放告诉记者，根据国家电网今年4月19日发布的《国家电网公司绿色发展白皮书》(以下简称《白皮书》)显示，国家电网公司预计在2020年基本建成坚强智能电网，全力提升消纳清洁能源能力，2020年将比2005年减排二氧化碳16.5亿吨，对实现我国2020年单位GDP碳排放强度下降40%~45%目标的贡献度超过20%。
　　垄断争议
　　“国家电网一直不甘只为别人作嫁衣。”中投顾问新能源首席分析师姜谦对记者说，如无政策限制，国家电网在新能源领域的圈地将更为迅速。
　　在姜谦看来，电网企业如有自己的发电厂，将容易产生垄断。“目前我国电力产业包括发电、输电、配电、售电四大环节，如果让电网公司自己发电，就变成了‘自产自销’，这对其他发电集团并不公平，就像一场比赛中，国家电网怎么能既是运动员又是裁判员?”
　　发电集团对国家电网重兵进入新能源发电也颇有微词。
　　上述国有发电集团人士就对记者抱怨，“国家电网触角伸得太远”。“按照当初的计划，国家电网主要职责是作为电力传输的动脉，输电、售电也要逐步剥离，目前它显然不甘心这个定位，而且作为国家仅有的两大电网公司之一，控制着大部分电力传输，未来如果他们自己也发电，我们很难和其竞争。”该国有发电集团人士说。
　　该发电集团人士表示，之所以当年五号文件没有对国家电网进入新能源发电领域进行限制，主要原因是“没想到新能源发展这么快”。“在2002年时，包括风能、光伏等在内的新能源都是刚刚起步，所占的比例微乎其微，但是这几年却是爆发式的发展，其中风能每年的发展增速超过100%，这是当时谁也没有预料到的。”
　　一位内蒙古地区的风力发电企业负责人则向记者抱怨，目前国家电网在西部地区的风电仍然扩张迅速，但内蒙古风电已经发展过剩，到2009年，内蒙古没有并网的风力发电机就已经达到500万千瓦。由于电网建设滞后，很多风电厂因为无法上网而只能在大草原上晒太阳，目前内蒙古有1/3的风电装机处于闲置状态，“在这种情况下，如果国家电网输电的话，肯定先把自己的风电输送出去，这很不公平。”
　　对于外界的这种垄断质疑，刘心放对记者表示，“目前没有办法发表任何观点。”
　　周涛认为，随着《国家电网公司绿色发展白皮书》的推出，国家电网在新能源领域的战略一目了然，国家电网将借助智能电网将新能源做大，按照规划，国智能电网将于2011年进入全面建设期，估算国家电网未来十年电网投资总规模将达3.1万亿元。“国家电网将以智能电网为依托，逢网就可以建新能源发电站，这种优势将无人可敌。”
　　不过，一位接近国家能源局人士向记者透露，目前来看，国家相关部门尚无出台任何政策限制电网公司进入新能源发电的打算，“毕竟，新能源发电所占比重太小，而要等这些发电并网，还需要很长的时间，现在是鼓励而不是限制。”
    记者观察：又一场利益分配游戏？
　　树欲静而风不止。
　　国家电网试水新能源遭遇业内普遍质疑，“垄断”之声此起彼伏，业内质疑第六大发电集团呼之欲出。五大发电集团担忧的道理很简单：国家电网涉足发电领域，显然涉及到公平问题。
　　不过，细想下来，我国的电力行业目前仍处于高度垄断，从发电的企业到配送的电网企业，无不是国字头的央企，民企难以进入。从这一层面上看，这场争议无非是垄断者们内部因利益分配不均而引发的战争。
　　中国电力体制改革之路并不顺畅。在2002年，我国电力市场开始推行厂网分离，引入竞争，试图构建开放有序的电力市场体系。原国家电力公司被分拆成为国家电网、南方电网两大电网公司，并成立以国电、华能等为首的五大发电集团和四家辅业集团。
　　然而改革产生的一个副产品是，外资的电力公司纷纷撤出中国，因为，他们发现，在和五大发电集团的竞争中，他们根本没有竞争优势。
　　电力行业由于其在经济和社会生活中的重要性，的确承担了众多国家使命，然而其垄断地位也使得其获得了超额利润。作为典型的国企垄断的电力行业，民企根本无法插足。虽然此前国家出台了一些鼓励民企进入电力行业的政策，但无人敢试水。
　　在中投顾问新能源首席分析师姜谦看来，如无明确政策规定，国家电网很难接受民企发的电。更关键的在于，在火电和水电领域，国家基本不会批准民企的项目，而新能源领域的光伏、风能又面临着巨大的风险，比如五大发电集团在风电领域投资都是几十亿元，投资回报期长，而且每年都亏数千万元，一亏好多年，这些民企根本就不可能耗得起。
　　一位浙江新能源企业负责人就曾明确告诉记者，目前不会考虑进入新能源发电领域，他的理由是，资源基本上被五大发电集团给圈完了。而如何处理和电网公司的关系也是民企纠结的地方。电网公司对五大发电巨头的新能源发电都不积极，民企就更没有话语权了。
　　在电力行业人士看来，如今电力充足，已是推进下一步电力体制改革的时候。而打破电网垄断，实行输配分离则成为电力体制改革，制订合理的输配电价，引入市场公平竞争的首要任务。
　　一位电力专家曾对记者分析，目前的根本原因在于，电力体制改革在面对五大发电集团和电网公司这样的巨头时，缺乏一个坚强有力的推进者。此前成立的电监会一度被寄予厚望，但由于其与发改委之间的责权利并不清晰，至今定位模糊。
　　而由于这些大型央企具有无可争议的资金优势和政策优势，这些大型央企已经成为最大的新能源圈地者。
　　显然，如果不从体制上改变，新能源发电或将又是一场央企垄断者们之间利益分配的游戏。

我国首轮太阳能光热发电招标即将启动
从国家能源局获悉，我国首轮太阳能光热发电特许权招标项目将于6月底7月初正式开始，规模将达50兆瓦，建设周期为两年；项目位于鄂尔多斯，最初年发电量为1.2亿度。
    报道称，国家能源局原本打算以核准电价方式批复该项目，但最终仍决定遵循市场机制，采取特许权招标的形式确定最终上网电价。而之所以选择50兆瓦的装机规模，一是汽轮机发电规模普遍较大，二是参照西班牙与德国的成熟经验，二者最初的光热发电项目，均是50兆瓦装机规模。
    业内人士预计，招标后的上网电价可能会在1.8-1.9元，但最终价格还要看招标结果。根据国内相关法律规定，外资投资电力比例不得超过25%，所以由国内几大电力公司与国外相关公司组成联合体竞标，将是最为可行的方式。
    我国2007年颁布的《可再生能源中长期发展规划》提到，未来将在内蒙古、甘肃、新疆等地选择荒漠、戈壁、荒滩等空闲土地，建设太阳能热发电示范项目。到2020年，全国太阳能热发电总容量达到20万千瓦，将与光伏发电容量相当。

中国最大光伏发电项目招标标杆电价设定未明确
6月23日，国家发改委发布“光伏并网发电特许权项目招标”公告，计划在陕西、青海、甘肃、内蒙古、宁夏和新疆进行13个项目共计280MW的光伏并网发电特许权项目招标（下称“280MW项目”）。
　　光伏并网发电特许权项目，即国家给予光伏发电项目一个特定的上网电价，以保证项目投资方通过出售电力来获得稳定的收益。此类项目一直颇受关注，它不仅为光伏厂商提供了市场，同时也是国内光伏上网标杆电价的前奏。
　　280MW的光伏并网发电特许权项目，是迄今为止国内规模最大的光伏发电项目，因此也获得国内光伏企业热烈响应。
　　24日，阿特斯总经理施尚林对本报记者表示，虽然世界光伏市场供不应求，阿特斯今年的产能也已经完全被国外订单占据，但企业仍会积极参加竞标，因为“这毕竟是国内的市场”。
　　但对于想要参与招标的国内光伏企业来说，如何就上网电价提出报价，至关重要，因为，这将是他们最为直接的投资回报，但报价过高，又可能失去参与项目的机会。
　　此前的2008年，同样由发改委推出的敦煌项目，曾报出0.69元/度的超低价，几乎致使敦煌项目流产。对此，负责280MW项目招标的中设国际招标公司工作人员和平本报记者表示，“这个项目的整体报价应该会很好的反映行业情况，但也不排除会有低至0.3、0.6元/度的报价”。
　　上海市太阳能学会理事长崔容强向本报记者表示，相对于特许权项目招标，设定光伏上网电价是更好的推动国内光伏市场的方式。但一位能源局官员对本报记者称，今年，国内光伏市场的推广方式仍将是光伏特许权项目招标。
　　最大光伏项目
　　“此次招标大体上与敦煌项目类似。”和平称，这一280MW光伏并网发电特许权项目将和敦煌项目一样，国家按并网电价对光伏并网项目进行补贴。敦煌项目是全国首个光伏并网发电示范项目。
　　据其介绍，280MW项目分为13个项目进行招标，单个项目不再拆分竞标，但允许竞标单位竞标多个项目，竞标单位要负责项目的设计、投资、建设、运营、维护和拆除。
　　此次招标对于竞标方并无特别要求，光伏组件生产商与其它厂商均可参与，但和平强调，如其它厂商竞标必须与光伏组件生产商签约才能参与竞标。
　　各竞标者递交的方案中最关键的指标是“并网电价”，和平介绍，一般情况下，竞标成功者为并网电价最低报价提交者。
　　280MW的特许权项目经营年限为25年（不包括建设时间），竞标成功者唯一的收入来源为经营年限内出售给电网的电力，因此，并网电价的高低是影响项目收益的关键。
　　竞标者说
　　“很有意义。”国内光伏系统解决方保威太阳能CEO吴克耀向本报记者表示，目前国内光伏市场还没有真正打开，280MW项目无疑是给国内光伏产业一个新的机遇。
　　而在施尚林看来，这个280MW项目，则意味着国内光伏发电市场的加速，“国内招标项目，有1就有2，这给了企业很大的信心”。
　　据能源局的数据，虽然我国已经是世界上最大的光伏组件生产国，但其80%以上的市场在国外。
　　不过，施尚林担忧，由于国际光伏组件供不应求，而国内大型的光伏组件生产商大都把产能签给了国外企业，因此，国内大型光伏组件生产商可能没有生产能力参与280MW光伏并网发电特许权项目。
　　“重在参与。”阿特斯负责国内市场的张国良向本报记者表示，280MW项目的招标给了国内企业发出声音的机会，“每个竞标单位都可以通过竞标方案把自己的意见表达出来，让政府了解行业的真实情况”。
　　张国良表示，由于国家试图通过特许权招标来确定光伏并网标杆价格，如果国内光伏企业缺席特许权招标，国家可能无法得到真实的数据，继而制订出不利于国内光伏产业发展的光伏并网标杆电价。
　　“这次招标所得的价格应该会比较真实。”张国良表示，相对于敦煌项目10MW，此次特许权项目每个都不小于20MW，“如果并网电价报价低于成本将带来严重的亏损”。
　　由于项目多达13个，张国良考虑多种竞标方式，即有单独竞标，也会考虑与其它单位组成联合体竞标。
　　内需之辩
　　国内光伏发电市场，是中国光伏产业的阿喀琉斯之踵。
　　国家为了推动国内光伏发电市场的发展，进行了两方面的努力，一直是补贴并网电价，比如光伏并网发电特许权项目招标，另一是一次性补贴光伏系统建设，比如金太阳及建筑一体化。
　　张国良表示，其更希望国家直接补贴上网电价，因为这是对结果进行补贴，简单明了，而一次性补贴光伏系统建设涉及建设成本核算，“很难算得清楚”。 据一位不愿透露姓名的光伏系统建设人士透露，由于国际光伏组件价格高于国内市场价格，国内有不少光伏组件生产商在拿到一次性补贴后，却不按期建设。
　　但施尚林表示，无论是补贴并网电价，还是一次性补贴光伏系统建设，“都可以”，施称，虽然看好国内的市场，但一直不见国内市场快速的增长，而前述两种方式都是改善国内市场的有效方式。
　　不过，在崔容强看来，国内光伏并网发电特许权招标并不是解决国内光伏市场的办法，关键还是要树立标杆并网电价，而“标杆并网电价并不需要经过招标测算，招标价也不见得就能反映行业真实情况”。
　　崔容强称，国内可以参照国外光伏并网的成熟标准，“更复杂的风电都能出台标杆电价，光伏应该更容易”。
　　在敦煌项目中，招标电价为1.09元/度，包括张国良在内的人士均表示价格过低，崔容强认为应该按国内阳光资源分布的情况进行分区，上网电价大概在1.2-1.5元/度之间。
　　不过，此间曾有人士担心，由于风电上网电价仅在0.6元/度左右，超过1元/度的上网电价会严重制约光伏的推广。但崔容强不以为然，认为可以通过控制项目规模来控制总的补贴金额。
　　但从本报记者从能源局获得的信息来看，光伏上网标杆电价的设定，至今仍未有明确计划。

《能源法》起草完毕太阳能电价政策酝酿出台
国家发展与改革委员会能源研究所可再生能源中心主任任东明26日透露，相关部门正在为出台太阳能电价政策做相关准备、试点研究，《能源法》已经起草完毕，在不久的将来就要颁布。
    任东明是在上海国家会计学院与美国亚利桑那州立大学联合主办的“第七届SNAI-ASU企业家高层论坛”上作出上述表述的。
    当天，中国电力投资集团公司副总会计师王祥富向早报记者表示，非常看好太阳能，“遗憾的是我们国家对太阳能到现在没有一个导向，没有一个政策。”
    据王祥富介绍，两年前用于太阳能发电的单晶硅电池板造价在5万元左右，而目前通过科研手段造价已降至1万元，“现在达到这么一个水平的话，我们国家应该提倡，但太阳能到现在还没有一个导向，没有一个政策。”王祥富说。
    配套政策方面，王祥富称，目前整个电网配置上没有统一配套，“风不发电之后怎么办，包括用天然气、抽水蓄能方式来配套，但我们国家这些方面都没有研究。”
    会议间隙，国家开发银行研究院常务副院长郭濂对早报记者表示，“目前国家对新能源的支持，我感觉第一力度还不够；第二还不广。”他告诉早报记者，政策对新能源的补贴是15年，但银行测算新能源经营期在25到30年，因此补贴期限是不能完全覆盖的，另外来说政策补贴没有实行对不同资源、不同地区的区别对待。
    此外，在资金上，也存在严重不足。“在金融政策上应该开辟更多的渠道，比如说资产增值化，比如说通过发债，能不能通过证监会的渠道使发债流通。”王祥富说，现在煤电上市公司只有通过银行贷款筹资，因为通过资本融资净资产收益要超过6%，但现在超过6%是不可能的，因为煤电公司基本全是亏损的，而因为净资产不够，发债又不行。
    任东明也提到了包括资金投入不足等在内的“六大问题”。他指出，目前对新能源的政策不完善，规划的方法不是很科学，此外政策出台之后的可操作性、部门协调问题也值得关注。