中国光伏产业发展报告
2008
中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会
2009年3月
目 录
前 言........................................................................................................................ 3 1. 国际光伏发展现状................................................................................................. 4
1.1. 光伏发电是未来世界的能源支柱 .............................................................. 4 1.2. 世界光伏发电的市场发展 .......................................................................... 5 1.3. 2008年世界前25家太阳电池生产企业排名 ........................................... 7 1.4. 世界太阳电池的安装量和市场份额 .......................................................... 9 1.5. 世界光伏发电的成本下降趋势和市场发展前景 .................................... 38 2. 中国光伏发电的研究水平和技术创新............................................................... 12
2.1. 世界太阳电池的研究开发水平 ................................................................ 12 2.2. 我国太阳能光伏发电的技术创新 ............................................................ 13
2.2.1. 多晶硅材料...................................................................................... 13 2.2.2. 晶体硅太阳电池.............................................................................. 14 2.2.3. 薄膜太阳电池.................................................................................. 15 2.2.4. 光伏发电系统和关键部件.............................................................. 19
3. 中国光伏产业的发展........................................................................................... 22
3.1. 中国光伏发电的产业链和规模 ................................................................ 22 3.2. 中国光伏产业链现状 ................................................................................ 24
3.2.1. 多晶硅原材料.................................................................................. 24 3.2.2. 晶体硅锭/硅片 ................................................................................ 26 3.2.3. 太阳电池制造.................................................................................. 28 3.2.4. 非晶硅薄膜电池制造...................................................................... 29 3.2.5. 光伏组件封装.................................................................................. 30
4. 中国的光伏发电市场........................................................................................... 31
4.1. 光伏发电的市场发展 ................................................................................ 31 4.2. 中国光伏发电的潜在市场 ........................................................................ 33
4.2.1. 农村电气化的潜在市场.................................................................. 33 4.2.2. 与建筑结合的光伏发电系统BIPV ............................................... 33 4.2.3. 大规模光伏 (LS-PV) 荒漠电站 .................................................... 33
5. 国家发改委―可再生能源中长期发展规划‖ ....................................................... 33 6. 太阳能发电技术的能量回收期........................................................................... 35
6.1. 晶体硅光伏发电产业链 ............................................................................ 35 6.2. 能量回收期定义 ........................................................................................ 35 6.3. 边界条件分析 ............................................................................................ 36 6.4. 相关参数 .................................................................................................... 36 6.5. 能量回收期计算及预测 ............................................................................ 37 7. 光伏发电的成本分析........................................................................................... 37
7.1. 晶体硅太阳电池的生产成本 .................................................................... 37 7.2. 薄膜电池的成本分析 ................................................................................ 41 8. 光伏系统的发电成本和上网电价测算............................................................... 41
8.1. 中国的太阳辐射资源 ................................................................................ 42
8.1.1. 中国不同地区太阳能可利用资源.................................................. 43 8.1.2. 不同类型光伏发电系统的年平均有效太阳辐射资源.................. 45
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8.2. 光伏发电系统的建设投资 ........................................................................ 45 8.3. 定价原则 .................................................................................................... 48 8.4. 光伏上网电价测算结果 ............................................................................ 49 8.5. 光伏发电经济分析的结论 ........................................................................ 52 9. 国内外光伏发电激励政策................................................................................... 53
9.1. 欧洲等实施―上网电价‖国家的光伏发电激励政策 ................................ 53 9.2. 美国的激励政策 ........................................................................................ 54 9.3. 日本的激励政策 ........................................................................................ 54 9.4. 中国对于光伏发电的激励政策 ................................................................ 55
9.4.1. 中国的可再生能源法...................................................................... 55 9.4.2. 与可再生能源法相关的其它配套政策.......................................... 55
10. 中国光伏市场发展的制约因素分析............................................................ 56
10.1. 中国光伏产业受金融危机的影响......................................................... 56 10.2. 可再生能源法亟待落实......................................................................... 58 10.3. 支撑条件急需完善................................................................................. 59
10.3.1. 太阳能资源评估 ............................................................................. 59 10.3.2. 缺乏公共技术研发平台 ................................................................. 60 10.3.3. 缺乏公共试验平台 ......................................................................... 60 10.3.4. 信息交流和传播的障碍 ................................................................. 60 10.3.5. 还没有建立起可持续的人才培养体系 ......................................... 60
11. 加速开发中国光伏市场的措施建议............................................................ 61
11.1. 政策落实和管理办法建议..................................................................... 61
11.1.1. 离网光伏发电和农村电气化 ......................................................... 61 11.1.2. 大型荒漠电站 ................................................................................. 62 11.1.3. 城市并网光伏（BIPV） ................................................................ 62 11.2. 加大技术研发投入，加强研发机构建设............................................. 63 11.3. 降低成本的技术路线探讨..................................................................... 50 11.4. 技术标准、管理规程和认证体系......................................................... 63 11.5. 其它建议................................................................................................. 64 12. 中国光伏发电中远期（2020，2030，2050）发展规划设想.................... 64
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前 言
太阳能光伏技术是利用半导体材料的光电效应将太阳能直接转化为电能的一种技术形式，是太阳能利用的一种重要形式。光伏发电技术近年来快速发展，成本持续下降，据EPIA和Greenpeace的预测，到2015年左右，光伏发电就可以做到―平价上网‖，即与常规发电成本相一致。届时，光伏发电的市场将会迅速增长。按目前的发展趋势，煤、石油和天然气等化石能源包括核电站所用铀材料在100-200年终将消耗殆尽，2030年光伏发电将占到世界能源供给的10%左右，2050将占到25%，2050年以后逐步成为最主要能源形式，由补充能源转变为主力能源。
中国光伏产业在过去的几年中每年以200%的速度增长，目前已经成为世界第一大太阳电池生产国，年产值2000亿元，就业人数20万，然而98%的产品销往国外，国内安装量仅占2%。2008年下半年，金融危机风暴席卷全球，光伏发电市场也迅速下滑，中国的光伏产业受到极大冲击。化解金融危机的最好办法是拉动内需，及时启动国内市场，推动光伏发电在国内的应用。光伏产业的发展和规模应用有利于中国能源的可持续发展和节能减排，更能够有效地带动经济增长，增加就业，是一举多得、利国利民之举。
本课题受中国政府/全球环境基金/世界银行中国可再生能源规模化项目（CRESP）管理办公室（以下简称项目办）委托，对2008年中国光伏产业发展进行研究。本《研究报告》将重点分析2008年的市场和产业发展的情况，尤其是在金融危机的情况下对于光伏产业的影响和未来的发展趋势。 《研究报告》将着重介绍国内外光伏产业和市场的发展概况，分析太阳电池和光伏发电的成本，能量回收期，经济效益和对于环境的影响。报告还将介绍相关法规、政策、和政府的光伏发展规划。由于本报告将于2009年5月份完稿，为了更为准确地反映光伏市场和工业的最新进展，本报告采用了部分2009年的数据。
在调研和编写《研究报告》的过程中，专家组得到了国家能源局有关领导的大力支持，也得到了光伏行业及相关企业对数据调查工作的积极支持和配合，赵玉文、崔荣强、胡润清、魏启东等专家为报告的编写提供了大量的数据，在此一并表示诚挚的谢意。对《研究报告》的疏漏之处，欢迎读者不吝指正。
中国资源综合利用协会可再生能源专委会 2009年5月
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1. 国际光伏发展现状
1.1. 光伏发电是未来世界的能源支柱
根据美国能源部Office of Science 2005年4月的报告，能源被列入世界10大焦点问题（能源、水、食物、环境、贫穷、恐怖主义和战争、疾病、教育、民主和人口）之首，全球人口2007年是65亿，能源需求折合成装机是15TW；到2050年全世界人口大概要达到100亿，则能源需求装机将是40－60TW，届时要靠可再生能源来解决。可是，世界上潜在水能资源4.6TW，经济可开采资源只有0.9TW；风能实际可开发资源2TW；生物质能3TW。只有太阳能是唯一能够保证人类能源需求的能量来源，其潜在资源120000TW，实际可开采资源高达600TW（核能的争议很大，如果按照目前核裂变技术，受资源限制最多可以开发3TW。人类掌握可控核聚变技术预计还要100年）。
根据我国可再生能源中长期发展规划给出的数据，同样看出中国未来的能源和电力来源也必然是太阳能。
中国各类可再生能源资源对比
种类 太阳能 风能 水能 生物质发电 生物质能 液体燃料 沼气 总计 我国资源可开发量 17000亿tce 10亿kW 经济可开发4.0亿kW 技术可开发5.4亿kW 3亿吨秸秆 + 3亿吨林业废弃物 5000万吨 800亿m3 33亿tce 折合标准煤（亿tce） 17000 8 4.8～6.4 1.5 + 2.0 = 3.5 0.5 0.6 4.6 33 地热能(但适于发电的少) 资料来源：《可再生能源中长期发展规划》，国家发改委，2007年8月 无论从世界还是从中国来看，常规能源都是很有限的，中国的一次能源储量远远低于世界的平均水平，大约只有世界总储量的10％。图1给出了中国主要常规能源储量和世界平均储量开采年限对比。
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图1-1、 世界和中国主要常规能源储量预测
太阳光伏发电由于不受能源资源、原材料和应用环境的限制，具有最广阔的发展前景，是各国最着力发展的可再生能源技术之一。欧洲联合研究中心（JRC）对光伏发电的未来发展作出如下预测：2020年世界太阳能发电的发电量占世界总能源需求的1％，2050年占到20％，2100年则将超过50%（图1-2）。
注：EU JRC PV Roadmap 2004
图1-2 世界能源发展预测
由此可以得出结论：光伏发电是未来世界能源和电力的主要来源，要坚定不移地发展。
1.2. 世界光伏发电的市场发展
世界光伏产业和市场在严峻的能源形势和人类生态环境（地球变暖）形势压力下，自1990年代后半期起进入了快速发展时期，世界太阳电池产量逐年增长，
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过去10年的平均年增长率达到38%，超过了IT产业，已经成为世界上发展最快的产业之一。2008年世界太阳电池的产量更是高达7.9GW，比2007年增长将近100%，达到98%，世界太阳电池的年增长率已经连续10年超过30%。
中国900080007000欧洲日本台湾美国其它发货量（MW）60005000400030002000100002002200320042005公历年200620072008
注：数据来自PV News, 2002-2008。
图1-3 2002－2008年世界太阳电池产量 表1-1、世界太阳电池的历年产量（MW）
公历年 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 中国 10 10 50 200 400 1088.0 2600.0 欧洲 135 193.35 314 470 657 1062.8 2000.0 日本 251 363.91 602 833 928 920.0 1300.0 台湾 450.0 900.0 美国 120 103.2 140 154 202 266.1 432.0 其它 45 73.8 89 102 314 663.1 668.0 合计 561 744.26 1195 1759 2500 4000.0 7900.0 中国太阳电池的发货量已经连续2年（2007，2008）位居世界第一。
表1-2、世界太阳电池的历年产量和年增长率（GW）
1998 1999 年 0.155 0.201 年产量 年增长率(%) 23.1 30.0 0.946 1.147 累计用量 2000 0.287 42.9 1.435 2001 0.391 35.7 1.825 2002 0.561 44.0 2.387 2003 2004 2005 0.744 1.2 1.76 32.5 61.2 46.7 3.131 4.331 6.09 2006 2007 2008 2.47 4.0 7.9 42.0 50.9 98.0 8.56 12.3 20.2
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120.0100.0年增长率（%）80.060.040.020.00.019981999200020012002200320042005200620072008
图1-4、世界太阳电池产量年增长率
1.3. 2008年世界前30家太阳电池生产企业排名
下表列出2008年世界前30家太阳电池生产商。
表1-3、2008年世界前30家太阳电池生产企业排名 排名 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 生产厂家 Q-cell (DE) First Solar (US,DE,ML) Suntech Power (CH) Sharp (JP) Kyocera (JP) Baoding Yingli (CH) JA Solar (CH) Motech (TW) Sun Power (PH) Solar World (US,DE) Sanyo (JP) Trina Solar (CH) Solarfun (CH) Mitsubishi Electric (JP,+HEL) GinTech (TW) 合 计 产量(MW) 570.4 504.0 497.5 473.0 290.0 281.5 277.0 272.0 236.9 221.0 210.0 209.0 189.0 188.0 180.0 排名 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 生产厂家 BP Solar (AU,IN,US,ES) Schott Solar (DE,US) Ersol Solar (DE) REC (NW) Uni-Solar (US) China Sunergy (CH) Canadian Solar (CH) Neo Solar (TW) Changzhou Yijing (CH) Ningbo Solar (CH) Isofoton (ES) E-Ton (TW) Sovello (DE) DelSolar (TW) Jetion Solar (CH) 6232.6 产量(MW) 156.3 149.0 143.0 132.0 113.0 110.9 108.0 102.0 99.7 97.0 96.5 95.0 94.1 71.5 65.3 Source: Photon-International, May, 2009 and PV News, Apr., 2009 世界前30家太阳电池生产企业中中国大陆有10家，台湾有4家。中国大陆2008年太阳电池总产量约为2600MW，占世界总产量的32.9%，台湾总产量约
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为900MW，占世界总产量的11.4%，大陆台湾合计3500MW，占2008年世界太阳电池产量的44.3%，是世界太阳电池第一大生产国。
图1-5列出了2008年世界前30家太阳电池生产商的棒状图。
Q-cell (DE)First Solar (US,DE,ML)Suntech Power (CH)Sharp (JP)Kyocera (JP)Baoding Yingli (CH)JA Solar (CH)Motech (TW)Sun Power (PH)Solar World (US,DE)Sanyo (JP)Trina Solar (CH)Solarfun (CH)Mitsubishi Electric (JP+HEL)GinTech (TW)BP Solar (AU,IN,US,ES)Schott Solar (DE,US)Ersol Solar (DE)REC (NW)Uni-Solar (US)China Sunergy (CH)Canadian Solar (CH)Neo Solar (TW)Changzhou Yijing (CH)Ningbo Solar (CH)Isofoton (ES)E-Ton (TW)Sovello (DE)DelSolar (TW)Jetion Solar (CH)0.0290.0281.5277.0272.0236.9221.0210.0209.0189.0188.0180.0156.3149.0143.0132.0113.0110.9108.0102.099.797.096.595.094.171.565.3100.0200.0300.0(MW)400.0500.0600.0504.0497.5473.0570.4
图1-5、2008年世界前30家太阳电池生产企业排名
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1.4. 世界太阳电池的安装量和市场份额
2000年以来，德国率先实施“上网电价”法，要求电网公司以40-50欧分/kWh的电价全额收购光伏电量。有了这样的法律，安装光伏发电的用户可以通过销售绿色电力获得收益；银行的贷款可以如数回收；光伏生产厂家通过销售太阳电池赚钱；政府达到了推行清洁能源的目的；电力公司通过销售绿电购买绿电，经济上不亏损（取之于民用之于民），还完成了减排义务；政府通过媒体的广泛宣传，使那些自愿购买绿色电力的自愿为保护环境和能源的可持续发展做出贡献。结果是所有的人都是赢家。
该项政策的实施大大拉动了德国国内光伏市场，连续多年光伏发电的安装量居世界第一，下图是2006和2007年世界光伏系统的安装量分布：
图1-6、2006和2007年全球光伏安装量和各国市场份额
资料来源：Solar Plaza, March, 2008。
继德国之后，欧洲其它国家也都前后开始实施“上网电价”法，使得整个欧洲的光伏市场迅速上升，2007和2008年，欧洲的光伏市场都占到世界光伏市场的
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80%。
表1-5、世界2008年的PV安装量（不是生产量！） 国家 德国 西班牙 美国 南韩 意大利 日本 捷克 葡萄牙 比利时 法国 中国 澳大利亚 加拿大 英国 希腊 瑞士 奥地利 其它 合计 2007 1100.0 500.0 305.0 10.0 50.0 250.0 35.0 14.0 45.0 20.0 20.0 13.3 2.7 8.0 6.5 2.0 20.5 2392 % 46.0 20.9 12.8 2.1 2.1 10.5 1.5 0.6 1.9 0.8 0.8 0.6 0.1 0.3 0.3 0.1 0.9 100.0 2008 1500 2511 342 274 258 230 61 50 48 46 40 40 20 10 10 4 4 52 5500 % 27.27 45.65 6.22 4.98 4.69 4.18 1.11 0.91 0.87 0.84 0.73 0.73 0.36 0.18 0.18 0.07 0.07 0.95 100.00 Source: EPIA 2008 Report, Match, 2009
值得注意的是西班牙取代德国成为2008年世界最大的光伏市场，全年安装2500MW，占世界市场的46%。
根据国际上最新光伏研究和分析报告（Deusche Bank，HSBC，EPIA& Green Peace, PV News，Solar News Letter等）显示，全球光伏市场的供需关系将在2009年发生逆转（Headwind），主要基于2点。第一，从2009年开始，由于全球多晶硅厂的扩产和新厂的迅速投产，太阳能级多晶硅将出现供大于求，这一形势将持续2-3年，与此同时，全球的太阳电池组件的供应量也由于硅材料供应的环节释放产能，超过需求量。供大于求将导致价格战；第二，德国和西班牙的市场将有较大幅度的下滑，主要是因为补贴政策的调整，2008年出台的补贴政策显示，德国平均补贴将由上一期的50欧分/kWh，下降到平均40欧分/kWh（下降了20%）
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而且以后每年下降8-10%，直到2012年；西班牙的光伏电价补贴将从上一期（2008年9月结束）的44欧分/kWh，下降到这一期的29-33欧分/kWh（下降了30%）。预计2009年德国市场将不会有正增长，而西班牙的市场还将下降52%，由2008年的2500MW下降到2009年的500MW。德国和西班牙在2007和2008年全球安装量中占有70%，因此德国和西班牙市场对下滑将严重影响世界光伏产品的销量。
美国、日本虽然出台了新的补贴和税收优惠政策，2009年都将启动，但这两个国家的市场增长远不足补偿德国和西班牙市场的下滑。中国目前的光伏市场还不大。
市场下滑和产品过剩将导致激烈的竞争和价格大幅下降和全球范围内的产业洗牌，根据EPIA报告的预测，2009年下半年以后，晶体硅太阳电池组件的国际市场价格将下降到$3USD/Wp，而这一价格在2007和2008年上半年一直维持在$3.7-$3.8/Wp左右（下降20%）。 很多没有融资能力、降价能力和创新能力的企业都回面临被兼并或破产的危险。
Solat Plaza和Solar Outlook 都对未来几年的世界光伏发电市场作出了近乎相同的预测：2009年世界光伏发电市场将会有一个明显的下滑，2010和2011将保持在一个稳定的水平，光伏市场的振正复苏会是在2012年以后。
图1-7、Solar Plaza 对于未来2年世界光伏发电市场的预测
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图1-8、Solar Outlook 对于今后5年世界光伏市场的预测
2. 中国光伏发电的研究水平和技术创新
2.1. 世界太阳电池的研究开发水平
光伏发电目前发展的最大制约因素是成本太高，太阳电池占光伏发电系统价格的60%以上，因此开发廉价、高效、高可靠、高稳定、长寿命的太阳电池就成为各国攻关的焦点。目前太阳电池的研究开发主要围绕已经商业化的晶体硅太阳电池，非晶硅太阳电池，碲化镉太阳电池，铜铟镓硒太阳电池以及聚光太阳电池进行，对于目前尚未商业化的太阳电池，或称其为下一代的太阳电池，各国也都投入了很大的资金和研究力量，包括晶体硅薄膜太阳电池，染料敏化电池，有机薄膜电池，纳米电池，分光吸收电池等。目前各类太阳电池的实验室水平列于下表：
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表2-1 世界太阳电池实验室最高水平 世界各类太阳电池实验室最高效率 电池种类 单晶硅太阳电池 背接触聚光单晶硅电池 GaAs多结电池 多晶硅太阳电池 InGaP/GaAs 非晶硅太阳电池 CIGS CdTe 多晶硅薄膜电池 纳米硅太阳电池 染料敏化电池 HIT 转换效率（％） 24.7±0.5 26.8 ± 0.8 41.1±0.5 20.3±0.5 研制单位 澳大利亚新南威尔士大学 美国Sun Power公司 德国弗朗霍夫研究所 德国弗朗霍夫研究所 日本能源公司 备注 4cm2 96倍聚光 聚光电池 1.002cm2 4cm2 0.27cm2 0.410cm2 1.032 cm2 4.017cm2 2微米厚膜 0.25 cm2 30.28±1.2 14.5(初始)±0.7 美国USSC公司 12.8(稳定)±0.7 美国国家可再生19.5±0.6 能源实验室 美国国家可再生16.9±0.5 能源实验室 德国斯图加特大16.6±0.4 学 10.1±0.2 日本钟渊公司 11.0±0.5 EPFL 21.5 日本三洋公司 2.2. 我国太阳能光伏发电的技术创新
我国太阳电池的研究开发始于1958年， 1971年就成功地将自主研发的太阳电池首次应用于我国发射的东方红二号卫星上。于1973年开始将太阳电池用于地面。自1981年开始，太阳电池及其应用开始列入国家的科技攻关计划，通过“六五”（1981-1985）到“十一五”（2006-2010）六个五年计划，在太阳电池器件和应用技术方面取得了可喜的成绩；2000年以后国家科技部又启动了国家“863”计划和“973”计划，分别对光伏发电的产业化技术和基础性研究给以支持。重点科技创新成果介绍如下： 2.2.1. 多晶硅材料
高纯多晶硅材料的供给一直是我国光伏产业发展的瓶颈，2005年以前，无
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论是半导体级硅材料还是太阳能级硅材料全部依赖进口，而这项技术国外也对中国进行封锁。高纯多晶硅材料的制备技术列入了“十五”科技攻关计划，对西门子法、流化床法以及冶金法等各条技术路线进行了探索和攻关，同时还对解决多晶硅材料生产中的废料、废气排放和环保问题也给予了科技攻关经费的支持，使我国在高纯多晶硅材料的制备技术和清洁生产技术发面取得了突破性进展。 目前我国几家主要高纯多晶硅生产企业（洛阳中硅、四川新光硅业、徐州中能、峨眉半导体、重庆大全等）的生产技术已经达到国际平均水平，产量也在逐年增长，相信通过进一步的科技投入和攻关，我国多晶硅制备的单位能耗、产品质量和纯度以及清洁生产等方面一定都会达到世界先进水平，其产量也将能够满足国内太阳电池生产的需求。
表2-2、中国高纯多晶硅材料的产量和需求量对比
中国高纯多晶硅材料的产量和需求量（2006-2008） 年 2006 2007 太阳电池产量（MW） 370 1088 高纯多晶硅需求量（吨） 4000 11000 高纯多晶硅产量（吨） 300 1100 缺口（吨） 3700 9900 高纯多晶硅自给率 7.50% 10% 2.2.2. 晶体硅太阳电池
从“六五”开始，晶体硅太阳电池就一直是科技攻关的重点，对单晶硅太阳电池技术、多晶硅铸锭技术、高效电池技术、晶体硅太阳电池产业化技术以及特殊太阳电池组件（BIPV）的开发注入了大量资金和人力，取得了可喜的进展。单晶硅太阳电池的实验室效率最高达到20.4%，产业化单晶硅太阳电池的最高效率已经超过18%；多晶硅铸锭炉的开发在“七五”期间达到40kg级，“十五”期间达到160kg级，现在我国已经能够自主制造500kg级的多晶硅铸锭炉；多晶硅太阳电池的实验室效率最高达到18%，产业化多晶硅太阳电池的效率普遍达到16.5%。
2008 2000 20000 5000 15000 25% 14
图2-1、单晶硅太阳电池和多晶硅太阳电池
图2-2、我国自主研发的500kg多晶硅铸锭炉
2.2.3. 薄膜太阳电池
由于薄膜太阳电池的成本优势，始终是我国政府在光伏发电方面重点支持的领域，早在“七五”期间，国家科委就投入2000多万元，在北京有色金属研究院建成年产100kW非晶硅太阳电池生产线。 进入21世纪，国家通过科技攻关计划、“863”计划、“973”计划以及各项创新计划，对薄膜太阳电池的研究开发和产业化给以了大力支持，使我国在非晶硅、碲化镉、铜铟镓硒、染料敏化以及微晶/非晶太阳电池等诸多方面距均取得了很好的进展，为我国薄膜太阳电池的产业化打下了良好的基础。
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2.2.3.1. 碲化镉（CdTe）太阳电池
碲化镉薄膜太阳电池是一种新型太阳电池，在薄膜电池中具有低成本、高效率的特点。科技部在“九五”科技攻关计划中设置了子课题，开始支持碲化镉薄膜太阳电池的研究。2006年，在国家“十五”863课题“碲化镉薄膜太阳电池的制造技术及中试生产线”的支持下，四川大学太阳能材料与器件研究所建成我国第一条年产300千瓦、具有自主知识产权碲化镉薄膜太阳电池中试生产线，组件面积40cm×30cm，转换效率为8.25%。这项成果对我国光伏技术的大规模推广具有积极的意义。
图2-3、 300kW碲化镉薄膜太阳电池中试生产线
2.2.3.2. 铜铟镓硒（CIGS）太阳电池
铜铟镓硒（简称CIGS）薄膜太阳电池具有低成本、高效率、高稳定、弱光响应好等特点，是非常有前途的新型薄膜太阳电池。在科技部―八五‖、―九五‖攻关计划、“十五” 863重点课题支持下，南开大学开发建立了铜铟硒薄膜太阳电池试验平台与中试基地，研制出转换效率超过14％玻璃衬底小面积CIGS电池，以及转换效率为9.2%和10.6%的聚酰亚胺衬底及不锈钢衬底CIGS电池。并且突破了多项关键技术瓶颈，贯通了大面积中试实验线的全套工艺流程，成功研制出804cm2有效面积电池组件，效率为7%，实现了实验室小面积太阳电池技术向大面积中试技术的跨跃，为自主知识产权生产线开发奠定了良好的基础。
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图2-4、南开大学CIGS薄膜太阳电池科技成果
2.2.3.3. 硅基薄膜太阳电池
硅薄膜电池具有：成本低、原材料丰富、无毒、无污染、能量回收期短、便于大面积连续生产等优点，而深受国际关注。我国自1978年起，就开展了非晶硅薄膜太阳电池的研究。南开大学在科技部―六五‖至―九五‖四个五年攻关计划和“十五”“973”项目支持下，非晶硅/非晶硅叠层电池的研究取得突破，400cm2集成型叠层电池组件最高初始效率达到9.2%，并建立起了以南开大学为技术依托的天津市津能电池科技有限公司。
在“十五”和“十一五”973项目支持下，南开大学开展了下一代硅薄膜电池----非晶硅/微晶硅叠层太阳电池研究工作。研制成功我国第一套具有国际先进水平的微晶硅薄膜太阳电池实验平台，小面积非晶硅/微晶硅叠层薄膜电池的效率达11.8%，集成型10cm×10cm非晶硅/微晶硅叠层电池组件效率达9.7%。最近，把甚高频与高压相结合，在微晶硅薄膜的沉积速率12A/s时，单结微晶硅电池效率达到了9.36%，进入到了国际先进行列。
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图2-5 南开大学研制的PECVD系统
2.2.3.4. 染料敏化太阳电池
中国科学院等离子所早在1994年就开始研究对染料敏化太阳电池进行研究和开发，取得了相当的科研成果，特别是在科技部“十五”和“十一五”973项目支持下，小面积太阳电池的实验室光电转换效率最高达9%，大面积电池（40×60cm2）光电转换效率达5.7%，为目前国际较好的研究成果之一；在染料合成技术、纳米半导体薄膜研究、电池密封和电极研制上也取得一定成果，设计合成了多种新型染料光敏化剂，研究其吸附性能和空间效应对敏化性能的影响。综合了各项关键技术，制备了15×20cm2的太阳电池组件，在室内1个太阳光照时效率为5.9%。2004年底，建立了500瓦染料敏化太阳电池示范系统获得成功，并保持长期有效的运行，为今后实现产业化打下了基础。
图2-5、染料敏化太阳电池及500W发电系统
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2.2.3.5. 其它薄膜太阳电池
在科技部的支持下，我国在它薄膜太阳电池方面也取得了可喜的进展，目前我国薄膜太阳电池的实验室效率列表如下：
表2-2、中国各类薄膜太阳电池最高效率
中国薄膜太阳电池实验室最高效率 太阳电池类型 最高效率(％) 研究单位 面积(cm2 ) GaAs电池 29.25 天津电源研究所 1×1 CIGS 14.3 南开大学 0.87 CdTe 13.38 四川大学 0.502 染料敏化电池 7.4 中科院等离子所 10.2 u-Si/a-Si 叠层电池 11.8 南开大学 0.253 HIT 17.27 中科院研究生院 1.2 2.2.4. 光伏发电系统和关键部件
“六五”到“九五”期间的国家科技攻关计划主要围绕独立光伏发电系统进行，先后完成太阳能户用电源、独立光伏电站及其控制器和逆变器的攻关及产品开发，建设完成很多太阳能光伏应用示范工程，遍及太阳能户用电源、独立村落电站、广播、通信、石油、气象、光伏水泵、太阳能学校等各个领域。“十五”和“十一五”则将光伏发电的重点逐渐转移到并网光伏系统的部件研究和系统开发，已经在系列并网逆变器、光伏建筑一体化、大型并网光伏电站以及光伏阵列自动跟踪系统方面取得了可喜的进展。以下是一些光伏发电系统和部件方面典型的科技创新成果：
2.2.4.1. 独立光伏和风/光互补电站及装备
“七五”至“十五”期间，我国科技计划对独立运行光伏发电技术进行了持续支持，掌握了系统集成设计技术、核心设备研发生产技术，自主开发出从几十瓦到上百千瓦的独立运行光伏系统及风/光互补系统的控制、逆变设备，并已实现规模化推广。在此基础上，我国在“十五”期间针对西部省份无电居民，大规模推广应用了独立运行光伏发电技术，先后建成独立运行光伏和风/光互补电站一千余座，推广光伏和风/光户用系统数十万套，解决了近400万无电居民的生
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活用电问题，切实为提高人民生活水平做出了贡献。
图2-6、光伏独立电站和控制、逆变设备
2.2.4.2. 并网光伏发电成套设备开发及工程示范
国家在“十五”和“十一五”期间将并网光伏发电的设备开发和工程示范作为科技攻关的重点。“十五”以来，已经在系列并网光伏逆变器、并网光伏建筑一体化和大型并网荒漠电站的工程开发上取得了突破性进展。在并网光伏逆变器上，开发出主要用于光伏建筑一体化上的3-100 kVA 系列中小功率逆变器和主要用于大型荒漠电站的100-500kVA系列大功率并网逆变器；在光伏建筑一体化（BIPV）上，开发出光伏屋顶、光伏幕墙、光伏围栏、光伏遮阳棚等多种类型与建筑结合的形式，并已成功在奥运场馆上得到应用；在大型荒漠光伏电站中成功开发出多种光伏阵列跟踪系统，使我国在光伏应用领域达到国际先进水平。
图2-7、“十五”期间开发的3kVA和150kVA并网逆变器
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图2-8、“十一五”期间开发的500kVA大功率并网逆变器
图2-9、“十五”和“十一五”期间完成的光伏建筑一体化项目
图2-10、奥运主体育馆光伏幕墙和奥运中心区景观灯
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图2-11、西藏羊八井100kW和甘肃武威500kW大型荒漠电站
图2-12、 中科院电工所开发的单轴和双轴向日自动跟踪系统
图2-13、电工所科诺伟业公司开发的50kW水平轴向日跟踪系统
3. 中国光伏产业的发展
3.1. 中国光伏发电的产业链和规模
整个光伏产业链是由高纯硅材料制造、硅锭/硅片生产、太阳电池制造，光伏组件封装以及光伏发电系统建设等多个产业环节组成，可用图3-1表示，各生产连2007年的生产能力列于表3-1：
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图3-1、 光伏产业链示意图
表3-1、2007、2008年中国光伏产业总体情况
指标 生产链 多晶硅 硅锭/硅片 太阳电池 组件(含非晶硅) 行业产值（亿元） 就业人数（万人） 中国光伏产业的产能和产量 2007、2008 2007 (Cap.) 2007(Pro.) 2008(Cap.) 2008(Pro.) 公司数量 4550吨 20000吨 2000MW 3000MW 1100吨 11800吨 1088MW 1753MW 20000吨 30000吨 4000MW 5000MW 48 60 62 330
3000MW (18家薄膜电池) 5000吨 25000吨 2600MW 1000 10 2000 20 中国光伏产业的特点如下：
发展迅速，太阳电池产量2008年达到2600MW，世界第一； 2008年国内高纯硅材料产量5000吨，仍有80%需要进口，硅材料短缺
问题的真正缓解要到2010年：
到2008年底，中国已经有11家光伏发电企业在海外上市，有13家企
业在国内上市，说明中国光伏企业已经具有很强的实力进入资本市场； 生产设备依赖进口的局面已经改善，整个生产链的设备已基本开发出国
产化产品（包括生产高纯硅的氢化炉、PECVD设备、多晶硅铸锭炉和多线切割机等技术含量非常高的设备）；
国内光伏市场仍然处于停滞状态，2008年中国太阳电池的产量
2600MW，而国内安装量仅40MW ，98%出口；
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目前生产光伏产品的企业超过200家，生产的太阳能草坪灯、太阳能路
灯、交通信号等、LED标志、太阳能玩具、手表、计算器等90%出口。
3.2. 中国光伏产业链现状 3.2.1. 多晶硅原材料
光伏技术发展至今，晶体硅太阳电池始终是商品化光伏发电的主流，国际市场90%以上的太阳电池是利用高纯多晶硅制备的。作为太阳电池生产的最基本材料—高纯多晶硅制备也就成为光伏产业链上最重要的环节之一。
高纯多晶硅材料可以分成微电子级硅和太阳能级硅，分别用于半导体电子芯片和晶体硅光伏电池的生产。2006年以来，光伏产业已超过微电子产业成为高纯晶硅材料最大的消费者。
硅原料按纯度分级(impurity)
冶金级硅(MG)的纯度： 90%~99%（1个9到2个9），$ 2~4 USD/kg 太阳级硅(SG)的纯度： （6个9到8个9） ，$ 50~100 USD /kg 电子级硅(EG)的纯度: （9个9到11个9）, $ 80~200 USD /kg 高纯多晶硅的制备工艺 (1) 化学提纯
西门子(Siemens)法-气相沉积反应法 甲硅烷热分解法
(2) 新的太阳级硅生产流程
Wacker：流化床法(硅籽粒+SiHCl3) TOKUYAMA： 气-液沉积法(SiHCl3+触媒) REC（ASiAI）甲硅烷-流态化床 Kawasaki：冶金级硅精炼提纯 Elken：火法冶金-湿法冶金-结块纯化
挪威：高纯石英砂和碳黑-制球团-等离子炉还原-定向凝固
国际上生产高纯多晶硅的生产工艺仍然以“改良西门子法—三氯氢硅氢还原法” ( 约占全球总产量的80%)为主。 高纯多晶硅综合能耗约为 130-250千
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瓦时/千克硅材料。
在国外光伏市场需求的拉动下，中国多晶硅产业发展迅速，技术进步飞快。一些企业通过引进、消化和吸收欧美等国家改良西门子法的先进技术，并在多晶硅生产实践中不断创新，中国高纯度多晶硅提纯技术已到达国际先进水平。
2006 年我国多晶硅产量仅为 300 吨，其中洛阳中硅 200 吨，峨嵋半导体 100吨。2007 年，乐山新光硅业的 1260吨多晶硅生产线、洛阳中硅的1000吨生产线、徐州中能的1500 吨生产线以及无锡中彩的年产 300 吨生产线等相继投产，使2007年总产量达到1100吨。2008 年除了上述企业急需扩大产量，还有多家新企业投产，使我国的高纯多晶硅的产量达到 5,000 吨，多晶硅材料的自给率达到25%。表 3-2 为2006-2008中国多晶硅的产能和产量。
表3-2 、2006-2008年中国多晶硅产量和生产能力
公 司 峨嵋半导体材料厂 洛阳 中硅 四川 新光硅业 上海 棱光 无锡 中彩 徐州 中能 重庆 大全 其它 合计 表3-3 、2008年中国多晶硅产量（吨）
公司名称 徐州中能 洛阳中硅 四川新光 峨眉半导体 无锡中彩 四川永翔 上海棱光 2006年（吨） 2007年（吨） 2008年（吨） 能力 产量 能力 产量 能力 产量 200 100 700 200 700 400 300 200 1000 550 3000 1000 1260 0 1260 210 1260 800 40 0 40 20 40 50 300 20 300 300 1500 0 1500 100 4000 1800 2000 50 8700 600 3300 300 4550 1100 20000 5000 产量（T） 公司名称 产量（T） 50 50 50 50 30 20 300 1800 四川永旺 1000 青海亚洲硅业 800 宁夏石嘴山 400 重庆大全 300 扬州顺大 100 呼市神州硅业 50 其它 合计
5000 25
3.2.2. 晶体硅锭/硅片
硅锭切片是生产晶体硅太阳电池的前道工序，见图3-2。晶体硅电池组件成本的65％来自硅片（含硅材料），随着硅材料成本的持续走高，硅锭切割工艺在硅片生产中的重要性也日益提高。通过不断提升硅片制备的工艺，达到节约硅材料、降低硅片成本和提高生产效率，已成为硅片制造业目前关注的焦点。图3-3显示了EPIA预测的硅材料用量的变化趋势，由此可推算出2008年中国每MWp光伏电池约消耗硅材料9吨（9g/Wp）。
图3-2 单晶硅棒和单晶硅片
资料来源：Solar Generation-V 2008, EPIA, Greenpeace.
图3-3 太阳电池硅材料用量变化趋势（g/Wp）
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1) 拉制单晶硅
拉制单晶有坩埚法和区熔法两种。中国已能生产拉制6英寸、8英寸乃至12英寸的单晶硅的直拉硅单晶炉。 2) 铸锭多晶硅
国际最早的铸锭方法分为浇铸法、定向凝固法及热交换法。浇铸法的晶体生长快，但晶粒小，设备较复杂，目前正面临淘汰；美国公司（GT）使用的热交换法也逐渐转向定向凝固法；近期商品化的铸锭炉是以定向凝固法为主流方法(见下图)。
图3-4 多晶硅锭和硅片的制造流程
铸锭多晶硅技术是降低硅片成本的重要途径之一。该技术省去了昂贵的单晶拉制过程，也能用较低纯度的硅作投炉料，材料及电能消耗方面都比较节省。因此目前，多晶硅铸锭已经取代直拉单晶硅成为国际市场的主流产品。
近年来，铸锭工艺主要朝大铸锭的方向发展(见表19)。技术先进的公司生产的铸锭多在5555cm，锭重150kg左右，目前6565cm，锭重250kg的硅锭也已浇铸成功。大铸锭工艺可以有效减少坩埚成本和电力消耗，有利于硅锭的大规模化生产；同时，经过工艺优化和坩埚材质改进，使缺陷及杂质、氧、碳含量减少，从而提高了硅锭的质量和利用率。
在市场需求推动下，中国多晶硅铸造炉国产化步伐在加快，正在改变着多晶硅浇铸设备全部进口的被动局面。目前已经有多家企业开发多晶硅浇铸炉制造技术，如中国电子科技集团 48所、 京运通等。 目前已经开发出性能质量合格的 240-270kg 和400-450kg的系列化产品，开始批量生产和投放市场。
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3) 硅片加工
硅片切割是硅片生产的关键技术，切割的质量与规模直接影响到整个产业链的后续生产。多丝切割作为一种先进的切割技术，目前已逐渐取代传统的内圆切割，成为硅片切片加工的主要切割方式。目前，很多企业采用多丝切割技术，硅片厚度可以达到180-200 微米，能耗约为 220~300kWh/kWp。采用国内最先进的多丝切割技术，硅片厚度可达到 180微米，400公斤的硅锭可切 13000多片。 随着技术进步，硅片有望进一步减薄。表3-4展示了超薄硅片技术的发展趋势。
表3-4 超薄硅片技术的发展趋势
年 硅片厚度（μ m） 2004 320 2005 270 2006 220 2007 200 2008 180 2009 160 2010 150
国内现有硅片生产过程使用的线锯主要依靠进口。由于需求拉动，目前国内已有多家公司在开发太阳级硅片的专用线锯设备。例如，上海一公司研制的线锯设备正在试用，甘肃某公司的线锯已经通过产品鉴定。
目前全国生产硅锭、硅片的企业大约有60家，2008年的产量达到25000吨，产能达到30000吨。
3.2.3. 太阳电池制造 1）晶体硅太阳电池制造
晶体硅太阳电池是在单晶或多晶体硅片上通过扩散制结等工艺而制成的，商品化晶体硅太阳电池的生产工艺大致相同，工艺流程包括：损伤层去除、绒面制作、电极印刷、烧结等。
在世界光伏市场的强力拉动下，近年来中国太阳电池产业保持着快速增长势头，尽管受到原材料制约，两年来仍然不断有新企业加入到光伏产业队伍中来。据统计，截至 2008年底，从事太阳电池生产的企业达到 65家，按照在位设备计算，太阳电池的生产能力达到 4000MWp（其中非晶硅薄膜电池约 100MWp） 。在电池生产方面，2007年全国产量1088MW，超过欧洲和日本，居世界第一；2008年中国太阳电池的产量更是达到2600MW， 占世界总产量
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（7900MW）的32.9%，以绝对优势稳居世界第一。
表3-5 2008年中国太阳电池产量，单位：MWp
2008年中国主要光伏公司太阳电池产量（MW) No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 生产厂家 无锡尚德 保定英利 晶澳太阳能 常州天合 江苏林洋 南京中电 苏州阿特斯 常州亿晶 宁波太阳能 江阴俊鑫科技有限公司 产量 497.5 281.5 277.0 209.0 189.0 110.9 108.0 99.7 97.0 65.3 No. 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 生产厂家 欧贝黎新能源科技股份有限公司 常州顺风 张家港市永能光电有限公司 江苏天保光伏能源有限公司 无锡尚品太阳能电力有限公司 常州市盛世电子技术有限公司 云南天达 浙江其它 深圳 其它 产量 40.0 30.0 24.0 18.0 16.2 10.6 50.0 50.0 50.0 376.3 2600MW 合 计 3.2.4. 非晶硅薄膜电池制造
2007年中国薄膜电池新增生产能力达到80MWp。目前有一大批企业正在筹建和引进技术水平更高的微非迭层电池（a-Si/µc-Si）生产线，如尚德电力（上海）和河北新奥分别在引进美国Applied Material的40-60MWp的双结微非电池生产线，天威集团引进Oerlikon的50MW非晶硅电池生产线，福建金太阳通过与南开大学等单位合作建立技术研发中心、自主制造设备扩大生产能力等，这些电池线建成并形成生产能力后，将使我国薄膜电池产业提高到一个新的技术水平。
目前薄膜电池因其成本较低、外观漂亮以及弱光性能较好而受到重视，但还面临着一些挑战，如效率较低且有衰减，使用寿命较晶硅电池低，市场认知度较低等。此外，薄膜电池产业化技术还在不断完善过程，技术更新快，设备不定型，设备初投资高，因此投资风险较晶硅电池高。欲涉入薄膜电池产业的新企业对此应进行深入了解和审慎分析。
中国非晶硅太阳电池生产能力和产量（2008） 序号 企业名称 产品 产能 产量 1 深圳市拓日新能源科技股份有限公司 a-Si 25.0 12.0 2 上海索赛斯新能源科技有限公司 a-Si 20.0 6.0
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3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 深圳市创益科技发展有限公司 a-Si 北京世华创新科技有限公司 a-Si 天津津能电池科技公司 a-Si 深圳庆丰光电科技有限公司 a-Si 深圳明环太阳能实业有限公司 a-Si 福建金太阳 a-Si 浙江富升太阳能有限公司 a-Si 深圳市恒阳光电科技有限公司 a-Si 哈尔滨格瑞太阳能公司 a-Si 黑龙江哈克新能源有限公司 a-Si 南通强生光电股份有限公司 a-Si 山东孚日光伏科技有限公司 CIGS 蚌埠普乐 a-Si 河北新奥太阳能 a-Si 上海尚德薄膜太阳电池股份有限公司 a-Si 保定天威薄膜电池（Oerlikon） a-Si Best Solar (LDK) a-Si 合计 6.0 15.0 2.5 1.5 2.0 12.0 1.5 1.2 1.0 1.2 25.0 60.0 12.0 60.0 40.0 50.0 1000.0 1335.9 5.0 4.0 2.5 1.5 2.0 2.0 1.0 1.0 1.0 1.0 2.0 09年投 5.0 08年投 09年投 09年投 09？ 46 3.2.5. 光伏组件封装
晶体硅光伏组件制造是将晶体硅太阳电池进行单片互连、封装，以保护电极接触，防止互连线受到腐蚀，避免电池碎裂。封装质量直接影响晶体硅光伏组件的使用寿命。
电池片分层压封装 单片焊排版 玻璃清装框 高压测性能检装接线
图3-5 太阳电池封装生产流程
目前我国光伏组件封装业，是整个光伏产业链中生产工艺最成熟、设备国产化率最高、从业门槛最低、从事企业最多、扩产最快、产量最大的一个环节。在
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片间互电气检整个光伏产业链中，组件封装投资少且建设周期短。由于技术和资金门槛低，可以充分利用劳动力成本低廉的优势，我国光伏组件封装行业的发展最为迅速。据不完全统计，我国现有组件封装企业约300余家， 2007年封装能力达3,800MWp， 2008年封装能力达5,000MWp，产量达到3000MWp。
由于我国国内光伏市场尚未规模化启动，国产光伏组件绝大部分出口国外，主要是欧美国家。目前我国优秀企业的光伏组件封装技术与国际上同步，处于国际先进水平，能耗可以达到 44 kWh/kWp，而且大部分设备已经可以国产化。
4. 中国的光伏发电市场
4.1. 光伏发电的市场发展
进入21世纪，中国的光伏市场在政府的推动下开始有了比较快的发展，先后实施了―西藏无电县建设‖、―中国光明工程‖、―西藏阿里光电计划‖、―送电到乡工程‖以及―无电地区电力建设‖等国家计划；―九五‖到―十一五‖期间，又开展了多项城市并网光伏发电和大型并网荒漠电站的工程示范；中国政府还不失时机地争取国际援助，开展了多项国际合作计划，大大推动了光伏发电在农村电气化方面的应用推广；中国的―可再生能源法‖已于2006年生效，政府各部门（发改委、科技部、建设部、财政部、信息产业部、农业部等）都积极推动光伏发电的应用推广，启动了多个光伏发电项目；奥运申办成功后，为了―绿色奥运‖的承诺，北京市已经建成多项光伏建筑一体化工程和太阳能路灯13.5万盏，总功率10MW。
根据招标网的统计，2008年全国通过公开招标的光伏发电项目共计175个，已经完成安装的光伏项目的总功率达到30MW，估计未公开招标的光伏项目功率约为10MW，2008年国内光伏系统安装量合计约为40MW。
表4-1、2008年中国光伏发电招标项目统计
市场分类 安装功率（kW） 项目个数 2008年的招标项目按照光伏功率的市场分配 农村电气化 通信和工业 并网发电 太阳能路灯等 747.6 6 4085 17 17942.4 32 7536.6 120 合计 30311.6 175 31
图4-1、2008年中国光伏发电招标项目分布
截止到2008年底，中国光伏发电的累积装机已经达到140MW。中国光伏发电自1980年来的市场发展如下：
表4-2、 1980年以来中国国内光伏市场的发展（kW）
年度 年装机 1980 8 16.5 1985 70 200 1990 500 1780 1995 1550 6630 2000 3300 19000 2002 20300 45000 2004 10000 65000 2006 10000 80000 2007 20000 100000 2008 40000 140000 累计
年装机160000140000累计装机光伏装机（kW）1200001000008000060000400002000001980198519901995200020022004200620072008公历年图4-2、中国1980年以来国内市场的年装机和累计装机
虽然中国的太阳电池产量连续2年位居世界第一，但是98%出口，国内安装量仅占2%，中国的光伏产业完全依赖国际市场。中国目前急需开拓国内市场。
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4.2. 中国光伏发电的潜在市场 4.2.1. 农村电气化的潜在市场
截止到2005年底，中国还有大约270万户，1200万无电人口，其中有100无电户需要在2020年以前采用光伏和风光互补发电系统解决用电问题。如果按照脱贫标准（每户装机200Wp，每年每户用电200kWh）估算，预计总装机容量为200MWp；如果按边远地区城市用电标准（每年每户用电1000kWh）估算，则潜在市场容量是1000MWp（1GWp）。
4.2.2. 与建筑结合的光伏发电系统BIPV
现在，全世界大约70％以上的太阳电池用于并网发电系统，主要是以与建筑结合的方式（BIPV）安装在城市建筑上。按照中国中长期发展规划，到2010年，中国BIPV的太阳电池累计安装量要达到50MWp；到2020年要达到1000MWp。中国现有大约有屋顶面积40亿m2，加上南立面可利用面积大约为50亿m2，如果20％用来安装太阳电池，可以装100GWp。 4.2.3. 大规模光伏 (LS-PV) 荒漠电站
根据中国可再生能源中长期发展规划，在2010年以前将在甘肃、西藏和内蒙古建立多座1~10MWp的沙漠试验电站（总装机50MWp）。2010～2020年期间将得到进一步推广，到2020年底累计大型荒漠光伏电站装机将达到200MWp。
中国12%的国土面积为不能用于耕作的荒漠和滩涂，总面积为120万km2。 中国的荒漠资源主要分布在光照资源丰富的西北地区，其年总辐射在1600kWh∕m2以上。如果用1%的荒漠来安装太阳电池，装机容量就将达到1000GWp，是我国2006年全国电力装机的2倍。
5. 国家发改委“可再生能源中长期发展规划”
中国政府重视可再生能源的发展。2007年8月31日，国家发改委正式发布中国《可再生能源中长期发展规划》（发改能源（2007）2174号）；2008年3月3
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日又发布了《可再生能源发展―十一五‖规划》（发改能源（2008）610号），进一步明确了中国可再生能源的发展目标。
表5-1 中国可再生能源发电规划目标
公历年 风电 生物质 发电 太阳能 发电（热发电） 装机（10MW） 年发电量（TWh） 装机（10MW） 年发电量（TWh） 装机（10MW） 年发电量（TWh） 2004 126 18.9 200 51.8 7.0 0.84 2010 1000 210 550 212 30（5） 3.9（0.65） 2020 3000 690 3000 835 180（20） 23.4(2.6) 我国2010年和 2020年光伏发电的具体规划目标如下： 表5-2 2010年中国光伏发电市场规划目标
市场分类 农村电气化 通讯和工业 太阳能光伏产品 并网光伏建筑（BIPV） 大型荒漠并网光伏 合计 累计装机容量MWp 80 40 30 50 50 250 市场份额 ％ 32 16 12 20 20 100 表5-3 2020年中国光伏发电市场规划目标 市场分类 农村电气化 通讯和工业 太阳能光伏产品 并网光伏建筑（BIPV） 大型荒漠并网光伏 合计 累计装机容量，MWp 200 100 100 1000 200 1600 市场份额，％ 12.5 6.25 6.25 62.5 12.5 100 34
6. 太阳能发电技术的能量回收期
6.1. 晶体硅光伏发电产业链
图6-1 晶体硅太阳电池产业链
6.2. 能量回收期定义
TP = EP / ES
式中：TP（年）为光伏发电系统能量回收期 EP为制造光伏系统所消耗的能量
ES为阳光下光伏发电系统的发电量，
对并网光伏发电系统，可以把ES当作上网电量。这样就扣除了从光伏电池到上网接入口之间所有损耗（包括光伏列阵的组合损失，灰尘遮蔽损失，输配电损失，直流变交流的逆变损失等等）。
EP与所采用的光伏电池种类，光电转换效率，生产这种电池所采用的工艺技术路线，以及光伏电池、光伏组件、光伏系统（含配套部件）的所有制造过程的能耗紧密相关。
ES与当地的阳光资源，系统设计的合理性，所采用的上网控制逆变器的DC/AC转换效率有关。
能量回收期TP（年）与EP成正比，而与ES成反比。
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6.3. 边界条件分析
对于多晶硅光伏电池发电系统，从多晶硅的产业链可以得出的EP表达式： EP = EP1 + EP2 + EP3 + EP4 + EP5 + EP6 其中：EP1为硅砂——冶金硅的能耗：13kwh/kg EP2 为冶金硅——多晶硅的能耗 200kwh/kg
（改良西门子法国内一般水平，国外先进水平为150-180 kwh/kg） EP3为多晶硅——多晶硅片的能耗 18kwh/kg （多晶硅铸锭重量270kg，并使用多线切割机切片能耗水平） （单晶硅约为100kWh/kg）
EP4为多晶硅片——多晶硅光伏电池的能耗 0.2kwh/Wp EP5为光伏电池——光伏组件的能耗 0.15kwh/Wp 含封装材料（钢化玻璃，EVA，TPT等）的生产能耗 EP6为光伏组件——光伏系统的能耗 0.31kwh/Wp
含并网控制逆变器、电缆、开关、支架、仪表等的生产能耗。 6.4. 相关参数
多晶硅产率＝多晶硅料/冶金硅料＝1kg/1.3kg=0.77 即每生产1kg高纯多晶硅需要1.3kg冶金硅
1kg高纯多晶硅拉制1kg硅棒，或浇铸1kg硅锭的产率为0.8，即1kg硅锭/硅棒需要1.25kg高纯多晶硅；
1kg硅棒或硅锭可以切60片125×125mm的硅片，每片平均制造2.4Wp太阳电池，合计为：144Wp/kg。
则：144Wp太阳电池需要的高纯多晶硅为1.25kg，于是： 1250g/144Wp = 8.7g/Wp
144Wp太阳电池需要的冶金硅为： 1/0.8×1.3=1.625kg 1625g/144Wp = 11.28g/Wp
太阳电池组件产率＝98％(即封装成品率)
根据上述参数，得到：
EP1 =13kwh/kg×0.0113kg/Wp = 0.147kwh/Wp EP2 = 200kwh/kg×0.0087kg/Wp = 1.74kwh/Wp EP3 =18kwh/kg÷144Wp/kg = 0.125 kwh/Wp
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6.5. 能量回收期计算及预测
光伏发电系统的能量回收期TP（年）＝制造光伏系统的全部能耗/光伏发电系统年发电量，即光伏发电的增值效应。
上世纪九十年代，晶体硅太阳电池的能量回收期从TP＝5.4年降到了3.8年。根据上面的测算，可以得到光伏发电从硅石到系统的总能耗为：
EP = EP1+EP2+EP3+EP4+EP5+EP6 = 2.67kwh/Wp
中国西部的太阳能资源丰富，光伏发电系统的年平均利用小时数月为1500小时（已经考虑了系统效率），东部差一些，约为1200小时，全国平均1300小时，即每峰瓦太阳电池一年可以发出1.3kWh的电。由此，可以计算出光伏发电的能量回收期：
Eg = 1.3kwh/Wp年 TP=EP/ES ≈2.04年
随着太阳级硅材料能耗下降（200kwh/kg—100kwh/kg），光伏电池效率继续提高（15%—18%），基片继续减薄，晶体硅光伏发电系统的能量回收期有可能降到TP < 2年，若按其工作寿命为25年计算，则光伏发电系统的能量增值效应可以达到12.5倍之多。薄膜太阳电池的能量回收期大约只有1年。 按照测算结果，完全可以利用光伏发电来生产光伏电池，实现良性的，可永续的太阳能产业。
7. 太阳电池及系统的成本和下降趋势
7.1. 晶体硅太阳电池的生产成本
从太阳电池各个生产环节看，2008年初的市场价格如下：
多晶硅材料: 市场采购价格：$200-250USD/kg，按照$220USD/kg 计算
(集团内长期供货价格：$50-60USD/Kg);
按照每Wp太阳电池需要9.3g多晶硅，则每公斤硅材料可
以生产出107.5Wp太阳电池，则相当于：市场采购价格：$2.05USD/Wp (集团内长期供货价格：$0.47-0.56USD/Wp);
晶体硅片（铸锭、切片后）：125×125的硅片$6.0USD/片，每片2.4Wp，
相当于$2.5USD/Wp；
太阳电池片：$3.0-3.1USD/Wp 太阳电池组件：$3.6-3.7USD/Wp
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表7-1、 2008年太阳电池生产的各个环节价格和增值
生产环节 售价（$/Wp） 增值（$/Wp） 比例（%） 多晶硅材料 2.05 56.16 硅片 2.5 0.45 12.33 太阳电池 3.05 0.55 15.07 太阳电池组件 3.65 0.60 16.44 16.4%硅材料硅片电池组件15.1%56.2%12.3%
图7-1、太阳电池各个生产环节价格比例
从图7-1看出，硅材料占整个太阳电池产品最终价格的56.2%，是影响太阳电池价格的主要因素，如果硅材料的供应问题能够解决，价格将会有明显的下降。
因此，只要硅材料供应充足，光伏组件价格会进一步大幅度降低。如果硅材料下降到60美元/kg以下，加上硅片继续减薄、电池效率提高和其他技术全面提升，光伏组件的价格有可能下降到1－1.5美元/Wp，光伏发电成本有可能达到与常规电力相竞争的水平。
7.2. 太阳电池及系统的成本下降趋势
光伏发电的成本主要取决于建设光伏电站的初始投资、建设地点的太阳能资源条件、光伏电站的建设质量和运营管理水平等因素。随着多晶硅材料价格的下降，太阳电池的组件价格也会随之降低，根据德意志银行2009年1月发布的―Solar PV Industry‖，多晶硅材料价格对于晶体硅太阳电池和系统价格的影响如下：
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图7-2、硅材料对太阳电池售价的影响 表7-1、硅材料价格对于太阳电池组件价格的影响
硅材料（$/kg） 250 200 150 100 50 硅材料（$/Wp） 1.75 1.40 1.05 0.70 0.35 组件成本（$/Wp） 3.00 2.65 2.32 1.95 1.60 毛利润（$/Wp） 1.00 0.79 0.65 0.52 0.40 组件售价（$/Wp） 4.00 3.44 2.97 2.47 2.00 2009年多晶硅价格有可能保持在$50-60美元/kg之间，晶体硅太阳电池组件的售价将会下降到15元/Wp（$2美元/Wp）左右。
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图7-3、硅材料对光伏系统初投资的影响 表7-2、硅材料价格对于光伏系统初投资的影响
硅材料（$/kg） 250 200 150 100 50 太阳电池价格（$/Wp） 4.00 3.44 2.97 2.47 2.00 系统成本（$/Wp） 6.05 5.39 4.81 4.24 3.69 毛利润（$/Wp） 1.15 1.03 0.92 0.81 0.70 系统投资（$/Wp） 7.20 6.42 5.73 5.05 4.39 一旦太阳电池的价格下降到14-15元/Wp（$2.00/Wp），并网发电的系统价格将会降到30元/Wp（$4.39/Wp）左右，则光伏电价在日照较好（年运行1500小时）的地区可达到2.4元/kWh，在日照资源一般的地区（考虑效率后年运行1200小时）可以达到3.3元。根据美国太阳能先导计划的判断，一旦光伏发电的系统成本下降到4美元/Wp（大约28元/Wp），其市场增长速度将会是爆炸性的（见图1-6），而30元/Wp的价格已经很接近这个―临界点‖了。
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图7-4、 美国太阳能先导计划对未来光伏市场的预测
7.3. 薄膜电池的成本分析
除了晶体硅太阳电池，国际上薄膜太阳电池的商业化也进展很快，已经商业化的薄膜太阳电池包括：双结和三结非晶硅太阳电池，CdTe太阳电池，CIGS太阳电池以及日本三洋的HIT太阳电池。2004年以前，新型太阳电池和薄膜太阳电池在全世界的光伏市场上所占比例甚小，不足4%， 但是这两年薄膜太阳电池的市场份额明显上升，2006年已经占到8%。新型太阳电池和薄膜太阳电池的价格优势也因为晶体硅太阳电池的价格居高不下而显示出优势：
双结非晶硅太阳电池（效率5-6%）：$1.5元/Wp; 三结非晶硅太阳电池（效率8-10%）：$2.5USD/Wp;
其它类型的薄膜太阳电池的价格也都明显低于晶体硅太阳电池。
就大规模生产来看，硅基材料的太阳电池（非晶硅、HIT、黑电池等）更具有发展潜力，随着技术进步，其发电成本将会大幅度下降，有人预计，5年后薄膜太阳电池将同晶体硅太阳电池平分天下。
8. 光伏系统的发电成本和上网电价测算
决定光伏发电上网电价的有以下几个因素： 光伏系统的发电量 (kWh)；
当地可获得的太阳能资源； 系统各部件的工作效率； 系统的可靠性和电网输电质量； 灰尘、遮挡、线路损失及其它损失等；
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光伏电源的建设投资（太阳电池、逆变器、运输、安装等）； 运行维护费用和当地税收；
项目建设的融资成本 (贷款比例、贷款利率、偿还方式等)
对于独立光伏发电系统，由于带有蓄电池，且每天的负荷率又很不确定，因此发电效率还要附加折扣。 8.1. 中国的太阳辐射资源
光伏发电的发电量与当地的太阳能资源息息相关，所以首先要了解我国太阳能资源的分布情况。太阳能资源的分布具有明显的地域性。这种分布特点反映了太阳能资源受气候和地理等条件的制约。根据太阳年曝辐射量的大小，可将中国划分为4个太阳能资源带，如图所示。这4个太阳能资源带的年曝辐射量指标，如表所示。
图8-1、 我国太阳辐射资源分布图
根据图中颜色可将全国划分为四类资源水平，如下表：
表8-1 中国太阳辐射资源区划
资源带号 年总辐射量年总辐射量平均日辐射22（MJ/ m） （kWh/ m） 量（kWh/m2） 最丰富带 I ≥ 6300 ≥ 1750 ≥ 4.8 很丰富带 II 5040 – 6300 1400 – 1750 3.8 – 4.8 较丰富带 III 3780 – 5040 1050 – 1400 2.9 – 3.8 一般 IV < 3780 < 1050 < 2.9 太阳能辐射数据可以从县级气象台站取得，也可以从国家气象局取得。我
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等级 国解放后从1953年开始测量太阳辐射，气象台站数量从解放初的70个发展到现在的2610个，其中气象站2300个（县级气象站），气象台310个（包括基准气象台122个）。1993年以前， 全国有66个气象台有水平面太阳总辐射、散射辐射和直接辐射的数据，1993年以后，全国只有17个气象台有水平面太阳总辐射和散射辐射的数据，而其它气象台则取消了对散射辐射和直接辐射的测量，现在只能查到水平面总辐射的数据。 8.1.1. 中国不同地区太阳能可利用资源
从气象站只能够得到水平面太阳辐射数据，还需要计算出太阳电池倾斜面上的太阳辐射。 倾斜方阵面上的辐射量比水平面高大约10-15%。这一比例随地点不同、纬度不同、直射/散射比例的不同而不同，必须要采用计算机辅助设计软件来计算。
得到了倾斜方阵面上的太阳辐射数据，就可以推算不同应用类型光伏发电系统的发电量。这里采用2种单位计算出太阳电池倾斜方阵面上的年辐射资源。全国分省平均年太阳辐射资源数据列表如下：
表8-2中国西部9省太阳能资源统计 中国西部9省太阳能资源统计 年最高总省 辐射量年最低总辐射量省会水平面年总辐射量（MJ/m2) 省会水平面方阵省会倾斜面年总辐射量（MJ/m2) 省会倾斜面年辐射资源 （kWh/m2） 年辐射资源 倾角（kWh/m2） （度） （MJ/m2) （MJ/m2) 新疆 西藏 内蒙古 青海 甘肃 宁夏 山西 陕西 云南 平均 6342.31 7910.65 6195.18 6951.76 6458.52 5944.8 5868.3 4730.51 6156.72 6284.31 5304.84 6088.59 5658.47 6142.93 5442.78 5944.8 5513.84 4730.51 4848.38 5519.46 5304.84 7885.99 6041.35 6142.93 5442.78 5944.8 5513.84 4730.51 5182.78 5798.87 1473.57 2190.55 1678.15 1706.37 1511.88 1651.33 1531.62 1314.03 1439.66 45 30 45 40 40 42 40 40 28 6100.56 8832.31 6947.56 7064.37 6259.19 6658.17 6340.91 5440.08 5597.4 6582.28 1694.601 2453.418 1929.877 1962.324 1738.665 1849.492 1761.365 1511.134 1554.835 1828.41 1610.80 38.89 从上表看出，各省省会的太阳辐射资源基本处于该省的平均水平，因此可以将省会太阳电池倾斜方阵面上的辐射量作为全省倾斜方阵面辐射量的典型值。
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表8-3中国东南沿海17省市太阳辐射资源统计 中国东南沿海17省市太阳辐射资源统计 年最高总省 辐射量年最低总辐射量省会水平面年总辐射量（MJ/m2) 4683.69 5008.89 4595.91 5034.39 4478.03 4312.92 5123.01 4764.36 5067.41 4832.08 4855.49 4410.74 4314.6 5125.1 5620.01 5260.11 4729.25 4912.75 省会水平面方阵省会倾斜面年总辐射量（MJ/m2) 5386.24 5609.96 4963.58 5789.55 4836.28 4959.86 5891.46 5479.02 5827.53 5218.65 5341.04 4763.59 4746.06 5381.35 6294.41 5891.33 5202.18 5407.35 省会倾斜面年辐射资源 （kWh/m2） 1496.179 1558.323 1378.773 1608.209 1343.41 1377.74 1636.516 1521.95 1618.757 1449.624 1483.621 1323.221 1318.349 1494.82 1748.448 1636.479 1445.049 1502.04 年辐射资源 倾角（kWh/m2） （度） 1301.03 1391.36 1276.64 1398.44 1243.90 1198.03 1423.06 1323.43 1407.61 1342.24 1348.75 1225.21 1198.50 1423.64 1561.11 1461.14 1313.68 1364.65 50 42 25 45 25 35 40 40 45 30 35 30 35 25 42 42 35 （MJ/m2) （MJ/m2) 黑龙江 河北 广西 吉林 广东 湖北 山东 河南 辽宁 江西 江苏 福建 浙江 海南 北京 天津 上海 平均 4683.69 5008.89 4595.91 5034.39 5161.46 4312.92 5123.01 5095 5068.67 5045.26 4855.49 4410.74 4751.82 5125.1 5620.01 5260.11 4729.25 4985.16 4442.92 5008.89 4294.11 4640.64 4478.03 4047.91 4761.44 4764.36 4903.14 4630.6 4855.49 4410.74 4314.6 5125.1 5620.01 5260.11 4729.25 4872.12 同前一个表一样，我们可以把省会太阳电池倾斜方阵面上的辐射数据作为该省的典型值。
表8-4 中国最差4省太阳辐射资源统计 中国最差4省太阳辐射资源统计 年最高总省 辐射量年最低总辐射量省会水平面年总辐射量（MJ/m2) 4212.60 3792.51 3792.51 3797.95 3898.89 省会水平面方阵省会倾斜面年总辐射量（MJ/m2) 4633.86 4361.39 4247.62 4101.78 4336.16 省会倾斜面年辐射资源 （kWh/m2） 1287.19 1211.50 1179.89 1139.38 1204.49 年辐射资源 倾角（kWh/m2） (度) 1170.17 1053.48 1053.48 1054.99 1083.03 30 35 35 30 （MJ/m2) （MJ/m2) 湖南 安徽 四川 贵州 平均 4212.60 3792.51 4229.74 4672.40 4226.81 4212.60 3792.51 3486.96 3471.07 3740.79 44
8.1.2. 不同类型光伏发电系统的年平均有效太阳辐射资源
独立光伏电站、城市与建筑结合的光伏系统（BIPV）以及开阔地大型并网光伏电站（LS-PV）是光伏发电的主要应用模式，各类系统的综合效率各有不同，下表列出了不同类型发电系统的典型效率值：
表8-5 不同发电系统的综合效率
发电系统分类 独立光伏电站 建筑并网系统 开阔地大型并网系统 综合效率（%） 60-65 70-75 75-80 如果辐射资源较差的4个省暂不列入统计范围，以下是对我国西北地区和东南沿海26个省、自治区和直辖市的统计结果：
表8-6 不同发电方式全国平均年有效利用小时数
水平面年倾斜面年独立光伏太阳辐射太阳辐射电站有效（kWh/m2) （kWh/m2) 利用时数 1610.80 1364.65 1487.73 1828.41 1502.04 1665.23 1200 1000 1100 建筑并网系统有效利用时数 1450 1200 1250 开阔地并网系统有效利用时数 1500 1250 1350 不同地区 西北地区 东南沿海 全国平均 注：有效利用小时数是指光伏发电系统全年们功率发电的小时数。
上面给出的数据仅限于太阳电池按照固定倾角安装的光伏系统，自动跟踪系统的有效利用小时数依据各地不同的太阳能资源条件增加20%-40%。 8.2. 光伏发电系统的建设投资
光伏发电系统的建设投资对太阳能光伏发电的成本影响很大，下列图表举例列出了城市中与建筑结合的并网光伏发电系统（BIPV）、大型荒漠光伏电站以及独立光伏电站的各分项投资的构成。2009年初，受金融风暴的影响，从上游高纯多晶硅材料到下游的太阳电池组件都出现了大幅降价，降幅超过50%，下面的投资构成依据2009年初的市场价格。
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表8-7 100kW建筑附加并网光伏系统（BAPV）的投资构成（2008年）
编号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 投资分项 投资（万元） 比例（%） 可行性研究 2 0.67 项目开发 5 1.67 工程设计 5 1.67 太阳电池（100KW） 150 50.00 太阳电池支架 30 10.00 平衡系统(100KVA) 60 20.00 设备运输和仓储 10 3.33 工程安装和调试 10 3.33 入网检测和接入系统 8 2.67 税金及其它 20 6.67 合计 300 100.00 注：基于太阳电池组件15元/Wp进行估算
6.7%2.7%3.3%3.3%20.0%50.0%0.7%1.7%1.7%可行性研究项目开发工程设计太阳电池（含支架）太阳电池支架平衡系统设备运输和仓储工程安装和调试10.0%入网检测和接入系统税金及其它
图8-2、 100kWp BAPV分项投资比例（2008年）
单位投资相当于3万元/kW，但如果是采用光伏建筑构件或光伏幕墙，建成建筑集成的光伏系统（BIPV），则太阳电池特殊组件的价格将会达到20-30元/Wp，甚至更高，而单位初投资将会达到至少4万元/KW。
表8-8 1000kW荒漠并网光伏电站（LS-PV）的投资构成（2008年） 编号 1 2
项目 可行性研究 电站设计 46
投资（万元） 比例（%） 10 20 1.4 0.8 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 电站征地 变压器和输配电 土建施工（围墙、机房等） 太阳电池1000kW 太阳电池支架 并网逆变器（1000kVA） 其它设备和电缆等 数据采集、显示和通信 设备运输和仓储 安装调试 入网检测 人员培训 工程验收 税金及其它 项目备用金 合 计 50 100 100 1500 200 400 200 30 80 50 10 10 10 180 50 3000 0.6 2.2 1.7 2.8 63.9 8.3 8.3 1.1 1.1 1.4 0.6 0.3 0.6 4.2 0.8 100 注：基于太阳电池组件15元/Wp进行估算
0.3%2.7%1.7%1.0%0.3%6.0%0.3%1.7%0.3%0.7%1.7%3.3%3.3%可行性研究电站设计电站征地变压器和输配电土建施工（围墙、机房等）太阳电池1000kW太阳电池支架并网逆变器（1000kVA）其它设备和电缆等6.7%13.3%50.0%6.7%数据采集、显示和通信设备运输和仓储安装调试入网检测人员培训工程验收税金及其它项目备用金
图8-3 1000KW荒漠光伏电站的分项投资比例（2006年）
表8-9、 100kW独立光伏电站的投资构成（2008年） 编号 1 2 3
项目 前期费用和工程设计 太阳电池（100KW） 太阳电池支架 47
投资（万元） 5 150 30 比例(%) 1.0 31.3 6.3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 蓄电池组 直流／交流逆变器 充放电控制器 配电测量及其它电气设备 电站机房和输电线路土建部分 设备运输 工程安装和调试 税金及其它 合计 120 40 20 10 35 10 20 40 480 25.0 8.3 4.2 2.1 7.3 2.1 4.2 8.3 100 注：基于太阳电池组件15元/Wp进行估算
2.1%4.2%8.3%前期费用和工程设计1.0%太阳电池（100KW）太阳电池支架7.3%2.1%4.2%8.3%31.3%蓄电池组直流／交流逆变器充放电控制器配电测量及其它电气设备6.3%25.0%电站机房和输电线路土建部分设备运输工程安装和调试税金及其它
图8-4、独立光伏电站的初投资构成
开阔地并网光伏电站的投资和比例与BIPV差不多，太阳电池和支架的投资大约占到总投资的64%；在独立光伏电站中，约48%的投资用于太阳能电池。
上述并网光伏发电系统的投资是基于太阳能电池组件价格为人民币20元/Wp计算的，预计2009年下半年太阳电池组件的市场价格有可能下降到15元/Wp（$2.0/Wp），则并网光伏发电系统的投资有望下降到每千瓦3万元人民币左右。
8.3. 定价原则
1) 电价的需要反应光伏发电技术的社会平均成本；
2) 项目投资主要考虑自有资金、政府补贴和银行贷款三部分；
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3) 需要考虑当地资源的差异性，以年运行小时表示；
4) 电价为确定方式采用反推法，即行业基准收益率下的含税电价； 5) 含税电价在项目寿命周期内不变。 8.4. 光伏上网电价测算结果
独立电站并不以“上网电价”方式进行补贴，这里暂不考虑。仅对大型并网光复系统和城市BIPV的上网电价进行测算。开阔地并网电站按照西北地区平均资源考虑：全年有效运行时间1500小时；建筑并网一般建立在东部城市，按照全年有效运行时间1200小时考虑。除了太阳能资源条件和系统的初投资，其它重要的财务条件设定如下：
表8-10、 上网电价测算的财务条件
贷款比例 贷款年限 贷款利息 运营期 折旧期 固定资产残值 年运行费用 80% 15年 6.12% 20年 20年 10% 0.1% 增值税率 所得税率 附加税率 基准收益率 税后内部收益率 资金回收年限 8.5% 25% 8% 8% 11%-12% 10-11年 并网光伏发电系统的初投资如果是3.6万元/kW，则不同年有效利用小时条件下的电价测算如下：
表8-11 不同年发电小时数的光伏上网电价（3.6万元/kW） 有效时数 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1800 2000 电价 4.45 4.20 3.85 3.50 3.25 3.05 2.85 2.55 2.30 对于BIPV，大部分安装在东南沿海，平均年有效年运行时间大约1200小时，基于上述条件的上网电价是3.85元/kWh；对于大型荒漠电站大部分将安装在西北地区，平均年有效年运行时间大约1600小时，则基于上述条件的上网电价为2.85元/kWh。 如果带自动跟踪，发电量可以提高30%，年运行小时数可以达到
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2000小时，则电价可以到2.3元/kWh。
预计2009年下半年，太阳电池成本将下降到1.5美元/Wp（大约10.5元/Wp），售价将下降到大约$2.0/Wp（15元/Wp），届时并网光伏发电系统投资将下降到2万元/kW。下表列出了不同初投资条件下的上网电价测算。对于BIPV，取东部年有效运行时间1200小时；对于LS-PV取西部年有效运行时间1500小时：
表8-12、 不同初投资条件下的上网电价测算
BIPV （1200小时） LS-PV （1500小时） 电价
（元/kWh） 4.15 3.35 2.95 2.40 2.15 1.75 1.38 0.98 初投资 电价 初投资 （万元/kW） （元/kWh） （万元/kW） 50000 5.20 50000 40000 4.15 40000 35000 3.70 35000 30000 3.29 30000 25000 2.70 25000 20000 2.20 20000 15000 1.70 15000 10000 1.22 10000 可以看出，按照上述有效运行时间（即日照条件）和财务条件，当光伏系统的初投资下降到1.5万元/kW时（几乎是极限最低价），光伏发电的平均上网电价才将下降到大约平均1.5元/kWh。增加自动跟踪，则光伏电价有望达到1元/kWh。
8.5. 光伏发电“平价上网”的前景 8.6. 降低成本的技术路线探讨
目前已经商业化的太阳电池包括晶体硅太阳电池（单晶硅和多晶硅）、非晶硅薄膜太阳电池、其它薄膜太阳电池（主要由CdTe和CIGS太阳电池）以及聚光太阳电池等。根据PV News最新研究报告（PV Technology, Performance and Cost 2007 Update）各种太阳电池的效率都有可能有较大幅度的提高，制造成本也都有可能在2012-2015年之间下降到1美元/Wp以下。
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表8.1 各种太阳电池效率水平预测
表8.2 各种太阳电池的成本/售价预测
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根据这样的预测，到2012-2015年太阳电池的价格有望下降到$1.5-2.0/Wp，光伏发电的初投资可以下降到2.0-2.5万元/Wp左右，电价则可以下降到1.5-2.0元/kWh。这一水平已经接近商业化。也就是说不必期待其它新型太阳电池的出现，在现有技术上改进提高就完全能够达到商业化的成本和相应的效率水平，从而实现光伏发电的规模应用。
根据德意志银行的最新预测，到2015年左右，太阳电池的售价将达到$1.0/Wp左右，系统售价$2.0/Wp，在太阳能资源较好地区光伏电价为$0.15/kWh（大约1元/kWh）。随着常规能源价格的上升，用户常规用电电价到2015年也将达到相同的水平，光伏发电即可达到―平价上网‖（Grid Parity），其替代市场将会迅速扩大，并逐渐成为电力的主要来源。
图8-5、德意志银行2008年对于未来光伏电价的预测
8.7. 光伏发电经济分析的结论
光伏发电生产全过程所消耗的电力可在2年通过自身发电回收，电能回
报率不低于15倍；
晶体硅太阳电池的生产成本2008年水平大约为$2.8-3.0USD/Wp；非晶
硅太阳电池的生产成本在$1.5-2.5USD/Wp；CdTe太阳电池的生产成本在$1.2-1.5USD/Wp；
独立光伏发电系统的初投资大约为6-8万元/kW；并网光伏发电系统的
初投资大约为5万元/kW；
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目前国内并网发电系统的发电成本依当地辐射资源不同而不同，大约在
3-5元/kWh左右。
9. 国内外光伏发电激励政策
鉴于目前光伏发电的成本还很高，为了刺激光伏发电市场，世界各发达国家都制定了激励政策，有的采用补贴方式，有的采用―上网电价‖方式，还有的采用税收优惠政策。以下就国内外光伏发电的激励政策介绍如下：
9.1. 欧洲等实施―上网电价‖国家的光伏发电激励政策
欧洲各国普遍采用的激励政策是―上网电价‖政策，即电力公司以高于常规电价的价格收购光伏电量，国家对于超出常规电价的部分对电力公司给以补偿，补偿金则通过绿色电力附加分摊到电网的销售电价中去。
有了这样的法律，安装光伏发电的用户可以通过销售绿色电力获得收益；银行的贷款可以如数回收；光伏生产厂家通过销售太阳电池赚到了钱；政府达到了推行清洁能源的目的；电力公司用国家的补偿金购买绿电，经济上不亏损，还完成了减排义务；政府通过绿色电力附加征收到了补偿金；通过媒体的广泛宣传，那些购买绿色电力的人知道自己是为保护环境和能源的可持续发展在做贡献，也愿意自愿购买。
德国首先实施―上网电价‖法，取得了明显的效果，10万屋顶计划顺利实施，连续多年光伏发电的安装量居世界第一。继德国之后，西班牙、意大利、法国、荷兰等欧洲国家纷纷效仿，先后出台各自的上网电价政策。现在，澳大利亚、韩国，甚至印度也都开始实施―上网电价‖政策。各国的上网电价政策要点列于下表：
表9-1、欧洲各国、澳大利亚、韩国和印度的上网电价
欧洲各国、澳大利亚、韩国和印度的上网电价 国家 上网电价 补贴年限 每年下降 年发电量(kWh/kW) 德国(欧元/kWh) 0.35-0.47 20 8-10% 900-1000 西班牙(欧元/kWh) 0.29-0.33 25 2-4% 1200-1500 法国(欧元/kWh) 0.30-0.55 20 5.50% 1100-1300 意大利(欧元/kWh) 0.35-0.49 20 5% 1100-1300 希腊(欧元/kWh) 0.40-0.50 10 无 1200-1500
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荷兰(欧元/kWh) 葡萄牙(欧元/kWh) 澳大利亚(欧元/kWh) 韩国(美元/kWh) 印度(美元/kWh) 9.2. 美国的激励政策
0.33 0.35-0.55 0.30-0.46 0.72-0.75 0.18-0.32 15 5-15 10-12 15 10-25 1-2% 无 无 每3年 4% 无 900-1000 1000-1200 1200-1600 1000-1200 1200-1600
美国对于光伏发电的激励政策依各个州的情况而不同，采用―上网电价‖补贴的州不多，大多数是初投资补贴、税收优惠和―净电表‖法。
美国已经在42个州都通过了―净电量计量法‖（Net Metering Rules），即允许光伏发电系统上网和计量，电费按电表净读数计量，允许电表倒转，光伏上网电量超过用电量时，电力公司按照零售电价付费。除了―净电表计量法‖之外，美国在37个州都有对于光伏发电项目的初投资补贴或电价补贴，初投资补贴范围在$1.5/W - $5.0/W之间，电价补贴从5美分/kWh到46美分/kWh不等；在26个州有税收优惠政策，对于居民屋顶的光伏项目，减免比例10% - 100%，最高减免额度可以到20,000美元。对于非居民建筑，税收减免比例也是10% - 100%，最高减免额度可以到500,000美元；美国还有21个州对于光伏发电项目给以优惠贷款，贷款利息0% - 7.5%，贷款期5-20年。
美国奥巴马上台后遇到金融危机，美国启动8000亿美元的救世计划，其中包括960亿美元对于可再生能源的税收补偿金，希望通过税收补偿刺激可再生能源发电的市场。
但是，最近奥巴马又批准了“购买美国货”的法案，像太阳电池这类工业成品必须在价格低于美国国内产品的25%才有希望被采购。这项法案对于中国光伏产品进入美国市场极为不利。 9.3. 日本的激励政策
日本实行安装光伏发电系统时对初投资补贴，这一补贴逐年递减，从一开始补贴50％，分十年逐年递减，到第十年时补贴减到零，2005年以后，日本屋顶光伏发电系统的补贴已经没有了。除了光伏系统的安装补贴外，还允许光伏发电系统―逆流‖向电网馈电，意味着电力公司以同等电价购买光伏系统的发电量，类
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似于美国的《净电表计量法》；日本的普通电价原本就很高，相当每度电2.0-2.4元人民币，因此，即便没有初投资补贴，BIPV在日本仍然有相当大的市场。
2009年重新启动了补贴政策。日本经济贸易工业部近日对外透露消息称，从1月份开始，日本计划恢复对太阳能电池板行业（世界第五大减少温室气体排放的产品）的所有补贴政策。日本的―低碳行动计划‖计划到2020光伏累计装机达到14GW，到2030年达到53GW。
日本经济产业省说，政府会在2009年第一个季度拨款90亿日元（9960万美元）用于太阳能电池家用普及活动，对于10kW以下的光伏住宅补贴7万日元/kW($774/kW)。从2009年4月份开始的财年中数目可能还会有所增加，2009年全年的光伏补贴总计220亿日元（2.22亿美元）。
9.4. 中国对于光伏发电的激励政策 9.4.1. 中国的可再生能源法
中国的可再生能源法已经于2005年2月28日由人大常委会批准通过，将于2006年1月1日生效。中国的可再生能源法基本上与德国的―上网电价‖政策类似，意味着发电系统的初投资由项目开发商自己承担，开发商通过申报取得行政许可后建设并网光伏发电项目，其成本和利润通过出售光伏系统发出的电来回收，电网公司应当按照合理的上网电价（成本加合理利润）全额收购光伏电量。 超出常规上网电价的部分，电力公司并不贴钱，而是通过向电力用户征收电价附加的方式在全国电网分摊。
9.4.2. 与可再生能源法相关的其它配套政策
2007 年国家电力监管委员会颁布了2007 年第25号令:《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（2007年9月1日生效），强调电网企业必须按照可再生能源法的原则优先收购可再生能源发电量，并提供电网接入的服务（电网接入系统的成本也纳入电价附加在全国电网分摊）。
国务院办公厅于2007年8月2日转发了国家发改委、国家环保总局、电监会、
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能源办共同发布的《节能发电调度办法（试行）》（国办发[2007]53 号），进一步要求电网企业在保障电力可靠供应的前提下，优先调度可再生发电资源。
国家发展改革委于2007年1月11日颁布了《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（发改价格[2007]44 号）。《可再生能源法》规定，电网企业收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊。《暂行办法》中对于可再生能源电价附加征收标准、征收范围、电价附加收入分配和平衡方案，以及可再生能源电价补贴申请过程，电价结算以及电价附加配额交易方案都已经做了明确的规定。
对于可再生能源离网独立发电系统后期运营维护补贴，《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号）和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（发改价格[2007]44号）中规定：国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分应当从可再生能源电价附加费中解决。 其申请过程和补贴结算同并网发电系统一样。
自2006年8月起，在全国范围内征收可再生能源电力附加，每度电征收1厘钱，2008年6月起，有增加了1厘钱。每度电征收2厘钱用于可再生能源发电的电价补贴，（包括风力发电、生物质发电和光伏发电）每年可以征收大约50亿元。如果每年拿出25亿补贴给并网光伏发电，每度电补4元，按照每kW每年发电1300kWh，则每年可以支撑480MW的发电量，每度电补2元，则每年可以支撑960MW的发电量，每度电补1元，则每年可以支撑1.92GW的发电量。
然而，到目前为止，可再生能源法已经生效3年，由于电价和定价机制不确定，光伏发电至今没有享受到合理的上网电价。
10. 中国光伏市场发展的制约因素分析
10.1. 中国光伏产业受金融危机的影响
2008年下半年，金融危机风暴席卷全球，国际光伏发电市场迅速下滑。由于中国太阳电池98%依赖国际市场，中国的光伏产业受到极大冲击，产品严重滞
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销，很多生产企业停产、半停产、甚至倒闭。中国的几个在海外上市的龙头光伏企业的股票随之大幅度缩水，资金链断裂，面临极大的困难。
图10-1、中国几个光伏企业2008年全年的股票走势
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全球金融风暴对光伏产业的冲击可以从下面几个现象说明问题：
1）、无锡尚德、常州天合、保定英利、南京中电等海外上市公司的股值大幅缩水，股价都已经跌破到开盘价之下，11月28日的股市显示：尚德$8.54/股（开盘$15/股）；天合$9.51/股（开盘$18.5/股）；英利$4.12/股（开盘$15/股）；中电$3.54/股（开盘$12/股）。资金链受到严重冲击，各公司的扩产计划全部停止，并大幅度消减产量；
2）、多晶硅的市场价格从年初的3000元/kg，跌至11月中的1500元/kg（下跌了50%）；
3）、6英寸的单晶硅片的价格1个月内由$10美元跌到$9美元（下跌10%）； 4）、韩国雄心勃勃的光伏推广计划由于韩元的大幅贬值而不得不停止。 5）太阳电池组件的国际价格也在大幅下跌，由年初的$3.7-$3.8/Wp，到现在已经跌破了$3.0/Wp。比国际上的预测提前了半年。
金融危机的影响固然很大，但是中国光伏组件出口大幅度下降的另外原因则是质量问题。在太阳电池前两年供不应求，硅材料紧缺带来行业暴利的时候，一些企业在硅材料中掺入次品，使得部分中国晶体硅太阳电池的性能下降，一些产品已经流入国际市场，并带来不好的声誉和影响。目前虽然国际需求有所下降，但日本夏普和晶瓷的销售量并没有减少，大幅度减少的是中国的订单。在明年进一步洗牌的时候，外国客户肯定会首选质量上乘的产品，中国的光伏企业还会经历更为严峻的市场考验。
10.2. 可再生能源法亟待落实
只有启动国内光伏市场，才能有效地缓解国际金融危机对于中国光伏产业的不利影响，推动绿色能源在国内的推广，为我国能源和环境的可持续发展发挥重要作用。国内光伏市场停滞不前的主要障碍是―中国可再生能源法‖在光伏发电上的落实不力。
中华人民共和国《可再生能源法》，国家发展改革委《可再生能源发电价格和
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费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号） 以及国家发改委《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（发改价格[2007]44号），都明确了对于可再生能源发电的激励政策，主要原则有3条：
1）电网企业必须全额收购可再生能源上网电量；
2）电网企业以合理成本加合理利润的合理上网电价收购可再生能源电量； 3）可再生能源电价高于常规电价的部分在全网电网分摊。
风力发电和生物质发电都已经有了明确的电价和定价机制，唯独光伏发电尚未明确电价，也没有明确定价机制。因此，光伏发电的市场迟迟得不到开展。全国已经建成100多个并网光伏发电项目，但仅有2个项目在2008年6月份刚刚拿到4元/kWh的上网电价。光伏发电的审批程序和电价核准程序也还不明确。 2009年，国家发改委对敦煌10MW大型荒漠光伏电站进行公开招标，明确了电价由招标确定。
对于光伏独立发电系统和城市并网发电系统（BIPV）还没有明确补贴原则和补贴机制。
10.3. 支撑条件急需完善 10.3.1. 太阳能资源评估
全国只有17个气象台可以提供水平面总辐射和散射辐射数据，换言之，我们只能对这17个站进行科学的光伏发电量预测，而对于其它大部分台站只能从总辐射推算太阳电池方阵面上所接收到的辐射量。而这一数值不但与水平面总辐射数据有关，还与当地纬度，直接辐射和散射辐射分量，海拔，太阳方阵倾角，太阳方阵的运行方式多种因素相关，推算时很不科学的，也是很不准确的。
国外的气象站不但能够提供水平面的辐射数据，还能够提供南立面、倾斜面以及不同向日跟踪平面的辐射量，有了这些数据，对于光伏发电和太阳能热发电的设计会有很大的帮助。
我国还没有不同辐射条件下的太阳能资源分布地图。
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10.3.2. 缺乏公共技术研发平台
鉴于目前国内开展各种太阳光伏技术研究开发的单位很多，国家科研经费常常为了照顾部门或单位的利益，而不得不撒胡椒面，致使本来就很有限的科研经费还不能得到有效使用，而各个研究单位也由于科研经费严重不足而无法取得实质性进展。
10.3.3. 缺乏公共试验平台
随着我国独立光伏电站和并网光伏电站的大规模建设，独立和并网光伏系统的质量评价与验收、现场检测技术、新型光伏发电的评价方法等问题受到越来越多的关注。现有研究单位和企业的实验和测试条件严重滞后，远远不能满足光伏产品性能检测的要求，无法保障光伏工程的建设质量。
目前，我国还没有室外光伏检测实验机构，无法对独立光伏电站和并网电站进行有效的评估，对光伏发电领域的许多新技术也没有评价方法和手段。因此，建立国家级室外光伏检测实验场，对推动我国独立光伏发电系统和并网光伏发电系统测试技术的发展，保证独立和并网光伏发电系统的工程质量和工程安全，有着重要的意义。国家级室外光伏检测实验场的建设将填补国家光伏室外检测的空白。
10.3.4. 信息交流和传播的障碍
光伏行业目前还没有一个可以无偿或有偿获得光伏信息的机构。急需成立
一个可以为全行业提供资源、技术、融资、政策、产业等各个方面的信息和咨询服务的中心，为企业、学校、政府和研究单位服务。
10.3.5. 还没有建立起可持续的人才培养体系
随着光伏产业的迅猛发展，相应的培训行为、培训机构以及从而产生的培训机制已经开始初步发展。然而随着光伏产业在今后的15年中将以更加迅猛的势头进一步发展，面对专业技工培训、学院学位培训、甚至是公众科普宣传教育等巨大的培训需求，如何建立更完善、可持续、可推广的培训体系是一个必不可
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少的重要因素。
11. 加速开发中国光伏市场的措施建议
11.1. 政策落实和管理办法建议
《中华人民共和国可再生能源法》及其配套政策已经明确了并网光伏发电和离网光伏发电的激励办法和实施细则，关键在于落实。
11.1.1. 离网光伏发电和农村电气化
可再生能源法规定，对于离网独立光伏电站，前期投资由政府承担，后期运行维护费用超出电费收入的部分将以电力附加的办法在全国分摊。根据国家发改委/世界银行项目的研究报告，超出电费收入的独立光伏电站的运行维护成本大约每年5300元/kW（包括蓄电池更换及设备大修费用、农村能源服务公司的技术服务费用、税收以及相关管理费用），需要尽快落实。
对于离网的户用光伏电源，虽然其产权属于用户，所有后期维修费用和蓄电池更换费用由用户自己承担，但是存在产品质量差异大、维修网点少、更换部件难等问题，针对这些问题，建议管理模式如下：
严格太阳能户用电源的强制认证制度，特别要强调太阳能户用电源的高
可靠性、易操作性和尽量简单的维护特性，使其达到普通家电，如电视机、洗衣机的可靠和方便程度；
国家拿出部分资金帮助户用电源的供货商或当地愿意承担户用电源售
后服务的企业建立太阳能户用电源的维修服务网点，服务网点至少要到县一级，最好能够建在乡一级，便于百姓户用电源的维修；
对于户用电源的售后服务，原则上提供有偿服务，但对于特别贫困的地
区，国家可以通过维修服务网点对高值易损部件，如蓄电池，给以适当补贴，但要求严格补贴发放程序，如必须建立档案，对于每套户用电源每5年提供一次补贴，最多补贴2次等；
在西部各省建立培训中心，将太阳能电源的技术培训纳入到国家职业教
育体系，为边远地区培训出省、县、乡各级能够服务于太阳能户用电源
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的技术人才，同时也帮助这些人开拓就业道路。
11.1.2. 大型荒漠电站
大型荒漠并网光伏电站在技术上与大型风电场类似，也是在发电侧将所发的电溃入高压输电网（10kV、30kV），可以借鉴大型风电场的管理办法。 而且，国家发改委办公厅“关于开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知”（发改办能源〔2007〕2898号）和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（发改价格[2007]44号）等文件也已经明确了大型荒漠光伏电站的定价原则和管理办法。可行性研究报告的编制和审批基本与大型风电场一样，上网电价则通过公开招标确定。
11.1.3. 城市并网光伏（BIPV/BAPV）
城市并网光伏发电系统大都是与建筑相结合（BIPV）或以建筑附加（BAPV）的形式建设，一般是在配电侧并网（400/230V），光伏系统所发出的电力直接被负载消耗，剩余部分溃入电网。由于光照与城市白天的用电高峰相互重叠，因此BIPV具有很好的调峰作用。德国和日本的10万屋顶计划以及美国的百万屋顶计划大多数都属于配电侧并网的BIPV系统。
BIPV系统的特点是非常分散，系统功率从几个kW到几个MW不等，很难准对每个项目招标确定上网电价，在管理上也会比大型荒漠光伏电站复杂，因此电网公司出于对安全性和电能质量的担心以及管理上的复杂性，并不欢迎分散式的BIPV系统。
考虑到BIPV的特殊性，建议如下：
1) 由电网公司牵头制定配电侧并网的分布式光伏发电系统的技术标准和
管理规程，消除部门在管理上的障碍；
2) 由建筑设计部门牵头制定光伏发电系统御建筑结合的安装标准和管理
规程，消除建筑部门接纳光伏发电的障碍；
3) 为了确保电能质量和安全性，BIPV系统及其所有部件均应执行轻质认证
制度，未获得认证的设备不得在BIPV中使用，未取得认证的单位不得从事BIPV的安装；
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4) 上网电价不通过招标确定，由各省发改委组织专家根据本省日照资源确
定本省的固定光伏上网电价，执行期20年，每年电价递减5%； 5) 申报程序按照《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（发改价格
[2007]44号）文件执行。
11.2. 加大技术研发投入，加强研发机构建设
国际上光伏产业发达的国家，都有国家级的光伏技术研究机构，如美国国家可再生能源实验室（NREL）、德国Fraunhofer太阳能系统研究所、日本能源研究院等等。我国目前还没有国家级光伏技术的研究平台。尽快建立这一平台，对促进我国光伏产业的技术进步有非常重要的意义。这一平台的主要工作内容包括：
1) 太阳能硅材料制备技术的研发； 2) 晶体硅太阳能电池产业化技术的研发； 3) 太阳能电池检测技术、检测标准的研究； 4) 新型太阳能电池的研究； 5) 系统部件及工程技术研究
6) 促进光伏技术和信息交流，为国家相关决策和规划提供技术上的支持； 7) 培养光伏技术人才。
建设这一平台的意义和必要性在于：
1) 建立太阳能电池材料、器件和工程技术的国家级研究机构，通过技术创
新与扩散，促进国内光伏产业的技术进步；
2) 建立产、学、研和政府的紧密合作关系，加速光伏产业发展。 11.3. 技术标准、管理规程和认证体系
1) 为了尽快启动并网光伏发电的市场，必须尽快由电网公司和建筑设计部
门制动相应的技术标准和管理规程，消除行业管理障碍。 2) 加强检测机构建设，使所制定的标准得以贯彻实行。
3) 坚强认证机构和认证体系建设，从而达到规范市场、优胜劣汰的目的。
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11.4. 其它建议
1) 适当调整我国光伏发展战略规划，制定合乎我国国情和有科学依据的光
伏发电发展路线图；
2) 建立人才培训体系，在高等学校增设光伏发电专业，培养光伏电池、相
关材料、相关设备以及光伏系统等领域的研发人才，不断提高创新能力。 3) 加强光伏发电培训的资格认证是一个保证培训质量的有效途径。 4) 加强宣传，提高公众意识，使大家形成热爱绿色能源，支持环境保护的
自觉性。这将有利于全网电价均摊的实施，也有利于吸引民间投资进入光电领域。
5) 建议在北京、上海、江苏、广东、云南等地适时启动中国的“百万屋顶
计划”， 通过建立与建筑结合的并网光伏发电系统（BIPV）工程，真正落实―可再生能源法‖，推进―上网电价‖政策的实施，引入市场机制，启动BIPV市场。
12. 中国光伏发电中远期（2020，2030，2050）发展规划设想
中国光伏发电中远期发展规划可以按照3种情景来设想，低目标按照国家发改委发布的中长期发展规划和相应的年增长率进行预测，中目标则按照比较符合实际需求和国内经济实力的情景进行预测，而高目标则按照国际上的发展路线进行预测，即2020年光伏发电占总发电量的1%，2030年占10%，2050年占到25%左右。见下表：
表12.1、中国光伏发电中远期发展规划设想
年 全国电力装机（GW） 全国总发电量（TWh） 累计装机（GWp）低 累计装机（GWp）中 累计装机（GWp）高 高方案发电量（TWh） 占全国发电量的比例（%） 组件价格（元/Wp）
2007 500 2500 0.1 0.1 0.1 0.13 0.0052 30 2010 800 4000 0.25 0.25 0.25 0.39 0.0098 15 64
2015 1000 5000 1 2 10 13 0.26 10 2020 1200 6000 1.6 10 50 65 1.08 8 2030 1500 7500 50 100 600 780 10.40 < 8 2050 2000 10000 500 1000 2000 2600 26.00 < 8 组件寿命（年） 25 30 >30 35 >35 >35 系统成本（元/Wp） 50 30 < 20 15 < 15 < 15 年 2007 2010 2015 2020 2030 2050 PV 电价 3.0 2.0 1.2 1.0 1.0 1.0 常规电价 0.35 0.6 1.0 1.5 2.0 3.0 PV 累计装机（中目标） 0.1 0.25 2 10 100 1000 按照世界多家媒体的预测，常规电价和光伏电价的交叉点大约在2015-2016年，而届时2个电价都将处在1元/kWh（$0.15/kWh）左右。按照这样的发展趋势预测中国的光伏电价，应当是比较合理的。 见下图：
PV 电价3.53.0常规电价PV 累计装机（中目标）12002.52.01.51.00.50.0200820102015202020302050公历年8006004002000累计装机（MWp）电价（元/kWh）1000
图12.1、中国常规电价和光伏电价的发展趋势预测
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