光伏项目报告.pdf

'q国科安信光伏电站行业分析报告------------------------------------------------------------------------------------------------------------------[摘要：随着我国光伏制造产业链的逐步成熟，外部市场和制造原料等都导致光伏组件的成本下降，同时今年8月国家发改委发布了统一的光伏上网标杆电价，两者同时促成了光伏发电产业黄金发展时期。对于投资光伏发电产业来说是个绝佳的机会，本文分析了光伏产业链、我国目前的光伏市场状况，以及在新一轮利好情况下对光伏电站产业的机会点分析。本文同时也引用了一些第三方的统计机构提供的关于近期我国光伏电站的数据，仅供参考。] 目录第一章光伏产业链分析......................................................................21.1光伏简介.............................................................................................................................21.2光伏产业链分析.................................................................................................................5第二章我国光伏产业当前状况..........................................................72.1中国太阳能资源.................................................................................................................72.2中国光伏市场特点.............................................................................................................82.3中国光伏市场回顾.............................................................................................................92.4光伏补贴主要方式简介...................................................................................................10第三章我国光伏产业投资机会点分析............................................113.1中国光伏市场利好...........................................................................................................113.2中国光伏市场投资机会点分析.......................................................................................123.3光伏系统集成服务商盈利模式分析...............................................................................12第四章我国地面光伏站的发展情况................................................164.1青海省光伏应用情况.......................................................................................................164.2西藏光伏应用情况...........................................................................................................184.3其他地区光伏应用情况...................................................................................................194.4政策解读...........................................................................................................................22 第一章光伏产业链分析1.1光伏简介1839年，法国科学家贝克雷尔（Becqurel）发现，光照能使半导体材料的不同部位之间产生电位差。这种现象后来被称为“光生伏特效应”，简称“光伏效应”。1954年，美国科学家恰宾和皮尔松在美国贝尔实验室首次制成了光电转换效率为4.5%的单晶硅太阳电池，诞生了将太阳光能转换为电能的实用光伏发电技术。太阳能光伏电池及分类：太阳能光伏电池是一种由于光生伏特效应而将太阳能光能直接转化为电能的器件，是一个半导体光电二极管。太阳能电池根据所用材料的不同，太阳能电池还可分为：晶硅太阳能电池、多元化合物薄膜太阳能电池、聚合物多层修饰电极型太阳能电池等。 各类太阳能电池发电技术比较：转换效率发电类型主要原材料产业化现状实验批量2010已商业化量产，我高纯硅料、玻璃、资单晶硅25.0%16-20%18-22%国拥有完善的产业源丰富链和国际领先企业已商业化量产，我高纯硅料、玻璃、资多晶硅20.3%14-16%16-18%国拥有完善的产业源丰富链和国际领先企业逐步商业化量产，硅烷、玻璃、资源丰国内企业大规模介非晶硅13.0%6-8%8-10%富入，设备及高纯原料为国外厂商垄断铟（In）储量不足限正逐步量产，国内CIGS19.2%8-11%10-12%制了行业规模企业少量介入已商业化量产，整镉（Cd）为有毒金条产业链为国外公CdTe16.5%8-16%9-15%属，需要回收司垄断，国内公司未涉足GaAs价格昂贵聚光少量商业化试点，GaAs41%20-30%25-35%精度是瓶颈国内零星介入西班牙和美国大规玻璃、铝、钢、铜，CSP-14-32%15-33%模发展，其他国家资源丰富仅有零星试点2009年及2010年各类型光伏电池产量及份额：以上图对比可以看出：晶硅电池仍是目前主导技术！太阳能光伏系统： 光伏发电系统分为独立光伏系统和并网光伏系统。独立光伏电站包括边远地区的村庄供电系统、太阳能户用电源系统、通信信号电源、阴极保护、太阳能路灯等各种带有蓄电池的可以独立运行的光伏发电系统。并网光伏发电系统是与电网相连并向电网输送电力的光伏发电系统。可以分为带蓄电池的和不带蓄电池的并网发电系统。带有蓄电池的并网发电系统具有可调度性，可以根据需要并入或退出电网，还具有备用电源的功能，当电网因故停电时可紧急供电。带有蓄电池的光伏并网发电系统常常安装在居民建筑；不带蓄电池的并网发电系统不具备可调度性和备用电源的功能，一般安装在较大型的系统上。 1.2光伏产业链分析太阳能光伏产业链包括多晶硅原料生产、硅棒、硅锭生产、太阳能电池制造、组件封装、光伏产品生产和光伏发电系统等环节。太阳能光伏产业链：1、多晶硅生产处于寡头垄断，国内外差距逐渐缩短多晶硅生产处于寡头垄断，多晶硅制造业是光伏产业链的首端，是影响整个产业发展规模的重要环节，也是限制我国光伏产业发展的瓶颈。全球多晶硅材料的生产基本上由国外7家大公司垄断，除Hemlock和瓦克之外，还包括美国MEMC、挪威的REC以及日本的三菱、住友钛和德山，核心技术一直对中国封锁。目前我国多晶硅生产技术都是原创的，并正在缩小与国际先进水平的差距。调查数据表明：2008年我国多晶硅产量约5000吨，缺额75%；2009年产量为1.6万吨，缺额45%；2010年生产3.5吨，缺口依然达30%。2、硅棒、硅锭制造技术成熟，但对原材料依存度高硅棒、硅锭制造技术成熟，全球有100多家公司从事硅锭/硅棒与硅片制造。由于近年来多晶硅供给不足，使硅锭/硅棒与硅片制造环节的整体开工率不足。竞争主要集中在：足够稳定的晶硅材料供给与相应的产能提升；提高切割工艺生产更薄硅片；降低能耗，提供废物利用率。3、太阳能电池垄断竞争，晶硅电池世界第一自2003年起我国太阳电池制造业以超常速度发展，年增长率达到100%－300%。2010年我国光伏电池产量世界第一，产量占全球总产量的比例超过50%，95%以上出口国外。在全球太阳能电池产量企业排名中，中国有四家企业进入前10强。我国在晶体硅太阳能电池方面已经占有质量和成本的双重优势。但我国在薄膜电池的技术和装备上与国外还有较大差距，目前我国薄膜太阳能电池的生产企业还并不掌握生产的核心技术。4、组件制造完全竞争，产品附加值低，竞争力弱组件制造完全竞争，产品附加值低，在整个太阳能光伏电池产业链中，组件制造由于投资少、建设周期短、技术和资金门槛低、最接近市场等特点吸引了大批生产企业，是光伏产业链中发展最快的环节之一。据估计中国有200家以上的太阳电池组件生产企业。行业易进入和上游多晶硅原料不足造成国内封装产能过 剩，产品质量参差不齐，且产品附加值较低，组件企业利润微薄，竞争力能力弱。5、系统集成2010年我国太阳电池产量4GWp，占世界产品的50%，是世界光伏产量最大的国家，但国内市场只有500MWp，只占2.7%，未来有望加快增长。因此，基于发电成本下降的预期和国内光伏市场的启动，大量国有企业特别是从事传统电力的央企开始向光伏产业下游光伏电站投资和系统集成行业延伸，国家第二批并网光伏电站特许权招标，涉及13个项目，280MW并网电站项目。这次招标共有50家单位，提交135个技术标书，其中以央企为代表的国字号企业及其名目众多的分子公司占到80%以上，成为绝对主力，最终所有中标单位均为国有企业。随着国家发改委8月初发布《国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》首次对中国光伏发电标杆上网电价进行了规定，光伏产业又迎来了重大发展机遇！光伏产业链价值剖析:多晶硅硅锭/硅片电池组件系统及光伏上网硅片制备工艺不断提高，每个产业环硅材耗量逐除硅材料和其价值占太阳能电节的增加值渐降低。目硅片外，其他目前组件成本大行业池组件价值的较大降低。这些均前，硅片切割太阳能电池幅降低，约占系统价值比例，其价格变化显构成了太阳厚度已经可成本及组件总投资的说明著影响电池组件价能电池组件以降至成本也大幅60%-70%左右格。最终价格的160um，多晶下降。降低。硅用量降至8g/Wp资源：30-40%晶硅：30-50%硅片：60-70%电池：60-70%组件：60-70%其他材料：电力：40-50%电力：20-60%玻璃：5-10%逆变器：5-10%20%成本人力/设备：结构人力：10-15%人力/设备：5-10%设备：15-20%设备：10-30%电缆/其他材料：10-15%其他材料：10-25%10-20%毛利50-60%10-20%20-30%5-10%5-20%率 第二章我国光伏产业当前状况2.1中国太阳能资源从全国来看，中国是太阳能资源相当丰富的国家，总辐射量大致在930-2330kWh/㎡/Y之间。绝大多数地区年平均日辐射量在4kWh/㎡以上，西藏最高达7kWh/㎡。大体上说，我国约有三分之二以上的地区太阳能资源较好，特别是青藏高原和新疆、甘肃、内蒙古一带，利用太阳能的条件尤其有利。根据各地接受太阳总辐射量的多少，可将全国划分为四类地区。年总辐射量年总辐射量（kWh/平均日辐射量等级资源带号（MJ/m2）m2）（kWh/m2）最丰富带I≥6300≥1750≥4.8很丰富带II5040–63001400–17503.8–4.8较丰富带III3780–50401050–14002.9–3.8一般IV<3780<1050<2.9一类地区为中国太阳能资源最丰富的地区，日辐射量>5.1KWh/㎡。这些地区包括宁夏北部、甘肃北部、新疆东部、青海西部和西藏西部等地。尤以西藏西部最为丰富，最高达日辐射量6.4KWh/㎡，居世界第二位，仅次于撒哈拉大沙漠。二类地区为中国太阳能资源较丰富地区，日辐射量4.1-5.1KWh/㎡。这些地区包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。 三类地区为中国太阳能资源中等类型地区，日辐射量3.3-4.1KWh/㎡。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、苏北、皖北、台湾西南部等地。四类地区是中国太阳能资源较差地区，日辐射量<3.1KWh/㎡。这些地区包括湖南、湖北、广西、江西、浙江、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏北部、安徽南部以及黑龙江、台湾东北部等地。四川、贵州两省，是中国太阳能资源最少的地区，日辐射量只有2.5-3.2KWh/㎡。2.2中国光伏市场特点1、两头在外的市场格局一直以来，我国的光伏产业始终受到“两头在外”的双重制约。一方面我国光伏产业原料自给率很低，缺口很大，很大程度上依赖进口。调查数据表明：2008年我国多晶硅产量约5000吨，缺额75%；2009年产量为1.6万吨，缺额45%；2010年生产3.5吨，缺口依然达30%。同时，我国的光伏产业需求相对增长较慢，造成了我国光伏产业发展和应用市场发展出现极大的不平衡。2009年，我国当年新增光伏装机160MW；2010年，我国当年新增光伏装机500MW，国内需求量仅占当年产能不足5%，95%的光伏产品靠出口，使得我国的光伏产业过度依赖海外市场。我国目前太阳能产业最大的特点，在于原料依靠进口，产品以出口为主，也即形成了两头在外的格局。市场狭小已经严重阻碍我国光伏技术的跨越式发展。2、生产大国，消费小国2009年我国太阳电池产量4011MWp，2010年产量超过8GWp，超过世界50%，局世界首位。晶澳、尚德、英利、天合都是世界太阳能电池/组件产量排名前十的中国企业。2000年以后，全球太阳能电池产量以年均40％左右的速度增长。我国光伏产业近几年平均年增长率超过50%！2009年我国光伏产业销售额约为3000亿元，从业人数约为30万；2010年我国光伏产业销售额约为50亿元，从业人数约为50万！但与中国巨大的太阳能电池生产能力相比，光伏发电在国内的应用非常少，中国的光伏产业是一个典型的出口导向型行业，原料和销售市场主要都在国外；国内发展限于边远无电地区和大城市里的一些示范工程。几年以前我国光伏应用主要分布在农村电气化、通信和工业、并网发电和光伏产品等几个领域，这几个领域分别占2.5%、13.9%、57.8%和25.7%。与发达国家并网发电占近80%相比，我国光伏发电应用相对来说还比较分散，处于初级阶段。光伏内需小的原因，除了成本高外，更主要就是光伏产业政策的缺位，2008年以前中国光伏发电应用还处于自生自灭的状态，形成了生产大国和消费小国的 产业发展格局。2009年以后国家才陆续推出针对光伏产业的补贴政策，尤其是2011年国家发改委树立了光伏上网电价的标杆，将使中国光伏产业将进入政策扶持下的规模化应用阶段。2.3中国光伏市场回顾我国的光伏发电市场需求发展速度一直较慢，在2008年全球新装机容量中的比例和累计装机容量中的比例都很低，2008年累计装机容量仅占不足世界总容量1%！我国传统电价较低，使用光伏产品发电的经济性相对不足。在财政部补贴政策公布之前，我国针对光伏产业的扶持政策主要是《可再生能源法》中间接的提到过一些。2009年初，为了进一步加大减排力度，同时帮助两头在外的国内光伏产业健康发展，我国政府出台了具有历史意义的国内光伏补贴计划。2009年3月，财政部会同住房和城乡建设部推出了促进BIPV和光伏屋顶应用的国家光伏补贴计划，该计划被视为中国光伏市场的转折点。2009年7月，财政部会同科技部和国家能源局发布了第二个国家光伏补贴计划，即“金太阳示范工程”。当年批准了201MW的项目。2009年底，国家能源局举行了甘肃敦煌10MW并网光伏发电项目的特许权招标。2010年开始由财政部、科技部、住建部、国家能源局联合发布文件，对“金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程”的有关政策进行了大幅调整，涉及设备招标、项目调整、补贴标准、项目并网等多个关键环节。2010年新增了272MW是项目。此外，宣布在全国建立13个光伏发电集中应用示范园区，以此为依托推动中国光伏产业的应用。并公开表示力争2012年以后每年国内应用规模不低于1000MW。2010年8月，国家能源局举行了280MW并网光伏发电项目特许权招标。中国政府的一系列光伏激励政策促进了中国光伏市场的快速增长。2009年中国年度光伏新增装机量达到160MW，超过了截至2008年底的累计安装总量。 2010年实际新增装机量超过500MW。中国光伏市场近几年的增长速率令人印象深刻，但中国的光伏装机量从全球角度看仍然相当小，2009年中国光伏安装量占全球总安装量的份额约为2%，2010年上升约为1个百分点，达3%。2.4光伏补贴主要方式简介由于发电成本显著高于传统能源，光伏产业仍严重依赖补贴政策扶持。对光伏太阳能发电的补贴政策可以大致分为两大类：对前端电站投资的补贴和对后端电力产出的补贴。对后端电力产出的补贴支撑了全球绝对部分太阳能项目的安装。对电站投资补贴最常见的方式是以投资额的一定比例进行直接的现金补贴或是以税收抵扣的方式间接补贴。例如我国财政部的金太阳屋顶示范工程对投资总额的50%给予补助（去年12月修订了补贴方案执行方式，直接对中标设备进行补贴），对西部偏远地区的补贴额度达70%。此外，多个国家还通过税收减免、税收抵扣以及贷款优惠的方式来对光伏太阳能的投资进行补贴。对太阳能电站的电力产出进行补贴必然要求项目并网。目前光伏并网项目占据绝对主导，离网项目比例不到10%。对电力产出补贴的主要方式是以高于普遍收购电价的价格对太阳能电站所发的电进行收购。收购电价的确定方式包括两种：政府部门与产业协商并以法律的形式固定，即欧洲多个国家实施的Feed-inTariff（FiT），我国今年8月份也确定了收购电价；对具体项目分别通过招标的方式确定补贴电价，例如我国的光伏电站特许运营权招标以及美国加州地区去年通过的招标电价补贴试点方案。目前主流的补贴方式是FiT，全球超过40个国家和地方政府都出台了各自的FiT政策。 第三章我国光伏产业投资机会点分析3.1中国光伏市场利好政策利好—发改委【2011】1594号文件2011年8月1日，国家发改委发布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，根据规定2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产的，上网电价统一核定为没千瓦时1.15元（含税）；7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元（含税）的上网电价外，其余省份上网电价均按每千瓦时1元（含税）执行。光伏上网标杆价格的出台，稳固了光伏项目的盈利能力。据权威人士测算：按照目前组件的成本，纵使是按1元/度电的标杆价格，也可以保持8%以上的IRR（内部财务收益率）！另外，十二五规划总装机量为10GW，这样平均每年至少有2GW以上的新增装机量。按照国家中长期规划，到2020年总装机量为50GW，市场空间巨大！行业成本利好—光伏产业链成本下降太阳能业今年是相对较为艰难的一年，主要是去年形势乐观，厂商大幅扩产，导致今年产能过剩，供过于求，今年的上半年欧美出现的一系列的经济问题等负面因素又使得光伏行业雪上加霜。但同时，随着竞争的加剧以及技术方面发展带来的成本、价格下降又为光伏市场开拓了新的机遇，预计多晶硅的成本进一步降低，下游市场随着竞争的加剧逐步使得价格进一步向下，并反向拉动上游成本下降，拉近与传统电力之间的距离。下表是第三方权威机构统计得来的近三年光伏产业成本变化：光伏电站各项成本逐年走势情况（元/W）2009年2010年2011年太阳能电池组件14.8212.726.36逆变系统2.001.701.28主变压器0.250.220.19电缆0.580.580.59其他电器设备0.310.310.26建筑安装费用4.503.322.66其他费用2.302.301.95总成本24.7621.1515.58 3.2中国光伏市场投资机会点分析光伏市场的需求减弱，光伏组件价格和电池片的价格持续下跌，光伏组件企业和太阳能电池板的日子越发难过，产业链形成了微笑曲线，而这个微笑曲线其中一端就是光伏电站！光伏电站开发具有技术、市场、资金及产业链四大竞争门槛，在全产业过剩的格局中，组件价格反映了最差的市场价格接受能力，而电站开发商可以在采购成本下降的同时，在盈利能力较好的市场去投资电站，必将为其带来超额收益。目前国内光伏行业投资可以以光伏电站建设为平台，做好光伏产业的金融业务，全方位涉足光伏电站的开发、投资、建设、融资、运营等各个环节，并为大型央企、国企做好服务、咨询等业务，将会获得丰厚回报。光伏系统集成服务商可以很好的承载以上业务。3.3光伏系统集成服务商盈利模式分析系统集成服务商产业链与商业模式：以上链条的核心就是交易和服务!一个电站的开发投资成本主要有电站项目批文、组件、系统部件及施工三部分组成。每一个部分都蕴含着服务和交易，蕴含着商机!其中项目批文的价格，取决于项目收益、各地行政流程、审批要求等，按照目前行情可以收取下家企业0.8-1元/W不等的服务费用。例如，建一个50兆瓦的电站，取得项目批文即完成立项和核准两步，既可以收取下家企业咨询和服务费用为4000万-5000万，按当前行业通行算法利润率40%，可的利润1600万-2000万。立项审批的工作内容包括： 项目立项的最关键点是发改委的批文和电网的入网许可！项目核准后，一些预期收益较高的项目可以继续融资、建设，建好后可以把光伏电站交易或者自营电站。目前按照国家政策，自有资金占25%，自由资金可以做私募或融资，融入资本金后银行贷款75%,对于新疆、西藏等地区，还有更好的政策，利率也会下浮。光伏行业EPC企业所做工作通常包含：选址、编制可行性研究报告、前期咨询文件配合、初步设计、施工图设计、施工组织设计、设备采购招标、设备监造和催交、施工单位招标、现场施工组织管理、配合接入系统方案编制和审查、编制调试方案、组织调试的实施和工程移交、编制运营维护方案、运营培训以及项目质保等。 通过有效的成本控制，如果自建大型地面电站，明年建设成本可以控制在10元/瓦，前期费用可以控制在0.4元/瓦，总价可以控制在10.4元/瓦，而目前几大电力的交易价在15元以上。还以50兆瓦为例：前期费用（咨询、服务费用）0.2亿元自有（25%）1.25亿元建设投资（5亿）贷款（75%）3.75亿元建设期3个月，交易过程6个月，共9个月，年利率7.2利息为3.75*0.072*0.750.2025亿元总成本5.4025亿元售价7.5亿元利润2.0975亿元如果进一步进行技术处理，建设成本还可以减低3000万-5000万元人民币，而售价是一样的，这样利润会更高，但这在建设的过程中投入的精力，人力要增加，建设的难度会加大，但不存在技术问题。如果光伏电站建成以后不做交易而是选择自营，尤其是在西北一些光照条件特别好、年平均有效日照时间超过2000小时的地方，一瓦一年可以发两度电，按自用电10%计算，一瓦产出1.8度电，按明年的最低上网电价1元/度计算，一瓦的产值为1.8元钱，还以50兆瓦为例： 前期费用0.2亿元自有资金（25%）1.25亿元建设投资银行贷款（75%）3.75亿元利息3.75*0.0720.27亿元运营费用（约每度电0.1元，第一年除去建设3个月电站还有9个月1.8*50mw*0.1*0.75=0.0675亿元运营）产值（第一年除去建设3个月电站1.8*50mw*0.75=0.675亿元还有9个月运营）增值税（17%，会有部分返还）0.675*0.17=0.12亿元第一年利润0.675-0.2-0.27-0.0675-0.12=0.0175亿元第二年利息（假设利率不变）0.27亿元第二年运营费用1.8*5000000*0.1=0.09亿元第二年产值1.8*5000000=0.9亿元第二年增值税0.9*0.17=0.153亿元设备折旧（运营20年，折旧率0.5%）5*0.5%=0.025亿元第二年利润0.9-0.27-0.09-0.153-0.025=0.362亿元::::第二十年利润:20年总盈利（假设银行利率不变）0.362*19-0.0725=6.8055亿元以上表格是粗算，可以看出在不考虑电网接入结算周期的情况下，第一年基本不太可能赢利，整个光伏电站的赢利情况主要要结合两个情况：上网电价与上网电价持续的年限（比如20年）。按照第三方权威可见如果选择自营光伏电站的话，按照目前公布的上网电价20年不变的情况下，总的内部财务收益率可以达到8%以上，还是有利可图的！作为光伏系统集成商，在光伏电站这条产业链上其实还是有很多节点可以投资，以上只是粗略地对几种商业模式做了分析。 第四章我国地面光伏站的发展情况全国统一性的标杆上网电价的出台，标志着国内市场的真正启动。由于此次上网标杆电价将是全国性的，因此在价格相同的情况下，成本低的地区收益率将会更高，而成本就取决于光照时间。我国日照资源十分丰富，除四川、贵州之外，我国的绝大部分领土都属于光伏发电的可用地带。而西藏、青海、新疆、内蒙等西部地区年日照时间都在3000小时或以上，有效发电小时都达到1500小时左右，十分适合建设大规模的光伏电站。目前的上网电价是：2011年上半年上网电价为1.15元/度，2011年下半年电价为1元/度（西藏仍为1.15元/度），2012年尾1元/度（西藏仍为1.15元/度）。权威部门测算，西藏拉萨、内蒙古呼和浩特、青海西宁、宁夏银川等地将可以获得超过6%的内部收益率，这些省/区除省会城市以外，存在光照时间更长的地区，内部收益率必然有高于8%以上的地方；由于日照时间更长，上网电价也更高，拉萨的内部收益率更是接近20%！由此可见，按照目前的补贴电价的标准，西部矿业获取超过8%的收益率，企业有动力去建设电站。国内市场开始启动，西部将成为先行者。4.1青海省光伏应用情况青海省的光照资源及光伏发电综合利用条件处于全国前列：光照峰值小时数在2000左右，在国内仅次于西藏，高于其他西部省份；海拔相对适宜，气温适于光伏应用；交通便利，降低了安装与物流费用；拥有大量的戈壁、荒漠化土地与退化牧场，非常适合发展大型地面光伏电站；电源与电网的基础设施条件优于西藏，且铺设成本相对较低。从全国来讲，青海是应用光伏较早的地区。1980年代就有应用，由国际援助建了一些光伏电站的示范项目，解决偏远地区牧民的用电问题。2002年国家启动“送电下乡工程”在青海省建成了112座单个容量10-50kW的离网式系统。2010年前后分别制定了两个光伏发展规划文件，全省计划至2015/2020年安装总量分别达到2GW/10GW；《柴达木盆地千万千瓦级太阳能光伏发电规划》则计划在2030年以前达成30GW的安装目标。目前来看2015年的全省目标将会提前2-3年达成，据省发改委介绍正在修正这一规划。从“930”到“万人会战”。青海在具体的项目实施过程中，是唯一通过省委层面的工作审批了项目的省份，继而向中央申请补贴，并得到了口头承诺的930补贴（即青海省内9月30日前并网项目，国家给予1.15的电价补贴，后来该政策演变为全国范围的临时上网电价）。由于前期准备非常到位，因此在此次全国的临时性上网电价政策中受益最大，预计2011年装机量将超过其他省份之和。在2011年内将建成并网1.01GW，大部分集中在下半年开工，主要包括两个部 分：1)50MW国家特许权招标项目2)960MW的FiT项目（均在7.1前完成审批，手续齐全，年内完工并并网，享受1.15电价）依据能源局的上网电价政策，并网期限由9月30日延续到今年底，大部分项目有足够的时间进行施工安装，青海省发改委也对1.01GW的并网目标比较有信心。青海省2009-2011.7规划、开工及并网的大型光伏电站项目统计省份地点投资及参与者规划量（MW）一期（MW）青海大柴旦中节能1010青海德令哈北京瑞启达1010青海德令哈大唐德令哈1010青海德令哈德令哈协和光伏3030青海德令哈国电青海2020青海德令哈青海力诺3030青海德令哈山东力诺5030青海德令哈中国风电集团青海公司5030青海都兰青海德能5010青海都兰青海中铸3030青海格尔木北京北控绿色科技有限公司5020青海格尔木大唐4020青海格尔木国电电力青海新能源项目筹备处20010青海格尔木国投20020青海格尔木国投20030青海格尔木华电1010青海格尔木华能20030青海格尔木黄河上游水电1000200青海格尔木京能10020青海格尔木钧石5010青海格尔木龙源20030青海格尔木龙源电力特变电工20020青海格尔木内蒙古山路能源1010青海格尔木青海百科1010青海格尔木青海大唐国际能源项目筹备处2020青海格尔木青海发展投资有限公司22青海格尔木青海水利水电集团2010青海格尔木青海新能源公司2010青海共和海南恒基伟业2020青海共和中电投3030青海海南505 青海河南中电投2020青海乌兰黄河上游水电5050青海乌兰青海柴达木能源2020青海乌兰尚德1010青海乌兰昱辉2020青海乌兰中电投5020青海锡铁山中广核10090青海锡铁山中广核10青海锡铁山中节能20020青海后续存在的并网难题：1)目前青海省国家电网给定的累积光伏并网上限仅有1.5GW。因此在2011年并网1.01GW之后，将只剩下总计500MW的并网额度，发展空间堪忧。2)省发改委计划2012年在500MW的底线之上，力争向电网争取到1GW的额度，预计实际安装量将在0.5-1GW之间，很难在今年基础上实现增长。3)由于2012年安装量的规划未定，因此新项目申报与审核工作尚未开始。2013年及以后的并网问题暂时也没有完美解决方案，规划及方案仍在制定阶段。4.2西藏光伏应用情况西藏地处青藏高原腹心地带，是世界上最大、地势最高的举世无双的自然地理单元。西藏太阳能资源是世界上最丰富的地区之一，空气稀薄，透明度高，年日照时间长达1600-3400小时之间，每天日照6小时以上年平均天数在275-330天之间，辐射强度大，年均辐射总量7000兆焦耳/平方米，地域呈东向西递增分布，年变化呈峰型，资源优势得天独厚，应用前景十分广阔。可划分为四个不同地区：（1）藏西、北太阳能资源丰富区，占全藏三分之二地区，全年日照时数2900-3400小时，年辐射量7000-8400兆焦耳/平方米，日照6小时以上的年平均天数在275-330天之间。（2）喜马拉雅山-那曲中、东部-昌都太阳能资源较丰富区，年总辐射6250-7000兆焦耳/平方米，日照时数2250-2900小时。（3）藏东南太阳能资源较贫乏区，年总辐射5850-6250兆焦耳/平方米，日照时数2000-2250小时。（4）雅鲁藏布江下游太阳能贫乏区，年总辐射5850兆焦耳/平方米以下，日照时数不足2000小时。在太阳能光伏利用方面，自2001年以来，自治区发改委、科技厅等有关部门通过实施“科学之光”计划、“光明工程”先导项目、“阿里光明工程”、“送电到乡”工程、“村村通电”先导项目等工程和项目，针对西藏无电乡、村，建设了近400座装机容量10千瓦至130千瓦的独立离网型光伏发电站，示范推广了 10多万套容量10瓦至200千瓦户用太阳能光伏照明系统。但是太阳能并网光伏发电技术在西藏起步较晚，到目前，只有2005年与高压并网的光伏电站-羊八井100千瓦光伏电站建成发电。随着国家鼓励政策的相继出台，西藏太阳能并网光伏电站建设将迎来大的发展机遇。据介绍，除了已经开工的羊八井1万千瓦太阳能并网光伏电站项目外，今年，日喀则地区1万千瓦太阳能并网光伏电站项目及阿里0.2万千瓦太阳能并网光伏电站项目也将陆续开工建设，同时，日喀则还会有另外一个1万千瓦太阳能并网光伏电站项目。最新公布的统一上网电价政策中明确规定西藏的上网电价不同于其他地区的每千瓦时1元人民币标准，仍执行每千瓦时1.15元人民币的上网电价。所以，相对于西北其他几个省/区的光照条件和1元的上网电价，在西藏投资光伏电站会获得比其他几个省8%左右更高的内部财务收益率！优惠的补贴政策和丰富的太阳能资源吸引了一批优秀的企业进驻西藏，开发西藏地区的光伏电站。但不可回避的是，西藏比内地还是具有一些弱势：西藏的建材、人工成本比内地高1-2倍，西藏的地理条件，线路架设等导致并网成本要比内地也高。西藏2009-2011.7规划、开工及并网的大型光伏电站项目统计省份地点投资及参与者规划量（MW）一期（MW）西藏日喀则力诺3010西藏日喀则甲龙沟超日10西藏山南桑日保利协鑫中环10西藏山南桑日中电投105西藏山南桑日中广核105西藏羊八井国电龙源10西藏羊八井科诺10西藏羊八井二期龙源电力20西藏尚德104.3其他地区光伏应用情况今年国家发改委统一了上网电价，东西部地区的企业有喜有忧。对西部省市的西藏、青海等地来说，因为光照时间充足，1.15元/度的价格对于企业还是有利润空间的。对于在东部设厂的企业来说1.15元/度的上网价格有点难以承受，考虑到东部的土地价格和日照时间等因素，很可能在10年之内都难以盈利。但总体来说，新政策的出台比此前出台的各种补贴政策都更有实质意义，更有利于我国光伏产业的发展。2009-2011.7规划、开工及并网的大型光伏电站项目统计省份地点投资及参与者规划量（MW）一期（MW）安徽合肥100 甘肃白银中电投20甘肃嘉峪关华电航天机电50010甘肃金昌华能2020甘肃景泰中电投10010甘肃酒泉敦煌国投英利10甘肃酒泉敦煌中广核百世德10甘肃酒泉金塔红柳甘电投辰旭10洼甘肃酒泉金塔红柳国电10洼甘肃武威中电投2020武威中节能20010甘肃武威凉州甘肃电力投资下属辰旭投资10中环光伏甘肃武威民勤红沙华电新能源10岗甘肃张掖国电龙源10海南临高海南天能、水利电力英利共20同投资中环设计河北承德大东宇能15030河北风光储输示范国家电网上海电力设计院10050项目河北邢台Sunpower500黑龙江肇东大唐20江苏盐城阜宁中环3江苏大丰滩涂风光中电投普乐等5020互补江苏射阳中节能天合安徽电力设计20院江苏盐城东台华电尚德5010江苏徐州协鑫中环内蒙古阿拉善国电2020内蒙古阿拉善盟孪井中节能3010滩内蒙古巴彦淖尔国电2020内蒙古百灵庙山东鲁能包头广恒新能源20内蒙古鄂尔多斯Firstsolar中广核200030 宁夏大武口国电10宁夏高沙窝北京意科10宁夏红寺堡国电10宁夏青铜峡大唐新能源30宁夏青铜峡华能10宁夏青铜峡中广核特变电工3010宁夏石嘴山比利时羿飞10宁夏石嘴山国投华靖电力5010宁夏石嘴山正泰10010宁夏太阳山中节能兆伏100宁夏太阳山吴忠宁夏电投尚德5010宁夏中卫恩菲2010宁夏中卫国电阿特斯10宁夏中卫宣和国电20宁夏石嘴山中节能尚德50宁夏石嘴山平罗国电阿特斯中环50宁夏太阳山宁夏发电集团特变电工500宁夏宁东华电尚德30山东德州国电10010山东德州中节能2010山东东营东营光伏山东电力工程咨询7院山东济宁济宁华翰光伏30山东利津东营光伏山东电力工程咨询100院山东临沂平邑巨皇山东微山润峰10030山西平顺大唐法国卡尔莫纳城5010山西右玉中环10陕西靖边陕西光伏产业公司5010陕西榆林靖边国华新疆哈密中电投2020新疆和田中电投2020新疆吐鲁番中电投2020云南石林科普区云电投中海阳等66云南石林实验示华能澜沧江水电云南天达100范区 4.4政策解读国家发改委已正式公布全国范围适用的、统一的上网电价：1）既有在建项目，如果同时满足7月1日前完成核准，及年底前建成，则享受1.15元/度电价。2）新项目，全国除西藏外执行1元/度电价，但未来会考虑下调，西藏维持1.15元/度电价；3）光伏电价超出煤电标杆价部分，通过全国征收的“可再生能源电价附加”解决。国家公布的政策基本符合专家预期，中国光伏开始规模商业化应用。解读政策内容我们发现以下要点值得关注：1）很多关键点未定义清楚。政策并未规定企业享受补贴电价的年限，造成收益率无法计算，可能造成银行难以为项目贷款；且只说是会继续下调电价，但没说时间和力度；2）电价收益率目前还不高。假设1元/度电价享受15年，则2000小时地区，为实现8%的内部收益率，系统成本需降至11.8元含税，所以若要实现较好盈利水平，组件价格在目前基础上尚需大幅跳水。3）稳步发展。我们认为以上两点意在控制建设步伐，同时达到压低光伏成本的目的。4）鼓励西藏。1.15元/度的电价在3000小时的西藏来说是非常有吸引力的价格。估计发改委一方面是鼓励，一方面是考虑当地电网接入条件限制不大担心会爆发。我们预测2012年中国市场的需求量，从2.5GW会增加至2.9GW。我们相信国内市场明年存在进一步超预期发展的可能性。据不完全统计，目前全国大型光伏电站项目的规划已经接近10GW。光伏上网标杆电价的出台，稳固了项目盈利能力，并会进一步促进后续项目的推进速度以及新规划项目的增长。西北各省地方政府在国家支持下，也将因光伏发电项目带来税收与就业，具备长期的发展动力。但我们认为超过10GW的各地规划很难一蹴而就，市场预期成功兑现后，将会维持相对合理的增速。'