网易财经11月20日讯 工信部对《光伏制造行业规范条件》和《光伏制造行业规范公告管理暂行办法》进行了修订。引导地方依据资源禀赋和产业基础合理布局光伏制造项目，鼓励集约化、集群化发展。引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本。新建和改扩建光伏制造项目，最低资本金比例为30%。
光伏制造行业规范条件（2024年本）
为加强光伏行业管理，引导产业加快转型升级和结构调整，推动我国光伏产业高质量发展，根据国家有关法律法规及《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》等政策，按照优化布局、调整结构、控制总量、鼓励创新、支持应用的原则，制定本规范条件。本规范条件是鼓励和引导行业技术进步和规范发展的引导性文件，不具有行政审批的前置性和强制性。
一、生产布局与项目设立
（一）光伏制造企业及项目应符合国家资源开发利用、环境保护、节能管理等法律法规要求，符合国家产业政策和相关产业规划及布局要求，符合当地国土空间规划、社会经济发展规划和环境保护规划等要求，符合区域生态环境分区管控及规划环评要求。
（二）光伏制造项目未建设在国家法律法规、规章及规划确定或省级以上人民政府批准的自然保护区、饮用水水源保护区、生态功能保护区，已划定的永久基本农田及生态保护红线，以及法律、法规规定禁止建设工业企业的区域内。上述区域内的现有企业应按照法律法规要求拆除关闭，或严格控制规模、逐步迁出。生态保护红线内零星分布的已有光伏设施严禁扩大现有规模与范围，项目到期后由建设单位负责做好生态修复。
（三）引导地方依据资源禀赋和产业基础合理布局光伏制造项目，鼓励集约化、集群化发展。引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本。新建和改扩建光伏制造项目，最低资本金比例为30%。
二、工艺技术
（一）光伏制造企业应采用工艺先进、安全可靠、节能环保、产品质量好、生产成本低的生产技术和设备，并实现高品质产品的批量化生产。
（二）光伏制造企业应具备以下条件：在中华人民共和国境内依法注册成立，具有独立法人资格；具有太阳能光伏产品独立生产、供应和售后服务能力；具有应用于主营业务并实现产业化的核心专利，研发生产的产品应符合知识产权保护方面的法律规定，且近三年未出现被专利执法机构裁定的侵权行为；每年用于研发及工艺改进的费用不低于总销售额的3%且不少于1000万元人民币，鼓励企业取得省级以上独立研发机构、技术中心或高新技术企业资质；申报符合规范名单时上一年实际产量不低于上一年实际产能的50%。
（三）现有光伏制造企业及项目产品应满足以下要求：1.多晶硅满足《太阳能级多晶硅》（GB/T 25074）或《流化床法颗粒硅》（GB/T 35307）特级品的要求。2.多晶硅片（含准单晶硅片）少子寿命不低于2μs，碳、氧含量分别小于10ppma和12ppma；P型单晶硅片少子寿命不低于80μs，N型单晶硅片少子寿命不低于800μs，碳、氧含量分别小于1ppma和12ppma，其中异质结电池用N型单晶硅片少子寿命不低于500μs，碳、氧含量分别小于1ppma和14ppma。3.多晶硅电池、P型单晶硅电池和N型单晶硅电池（双面电池按正面效率计算）的平均光电转换效率分别不低于21.4%、23.2%和25%。4.多晶硅组件、P型单晶硅组件和N型单晶硅组件（双面组件按正面效率计算）的平均光电转换效率分别不低于19.4%、21.2%和22.3%。5.硅基、铜铟镓硒（CIGS）、碲化镉（CdTe）及钙钛矿等其他薄膜组件的平均光电转换效率分别不低于12%、15%、15%、14%。6.含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于96.5%，不含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于98%（单相二级拓扑结构的光伏逆变器相关指标分别不低于94.5%和97.3%），微型逆变器相关指标分别不低于95%和95.5%。
（四）新建和改扩建企业及项目产品应满足以下要求：1.多晶硅满足《电子级多晶硅》（GB/T 12963）3级品以上要求或《流化床法颗粒硅》（GB/T 35307）特级品的要求。2.多晶硅片（含准单晶硅片）少子寿命不低于2.5μs，碳、氧含量分别小于6ppma和8ppma；P型单晶硅片少子寿命不低于90μs，N型单晶硅片少子寿命不低于1000μs，碳、氧含量分别小于1ppma和12ppma，其中异质结电池用N型单晶硅片少子寿命不低于700μs，碳、氧含量分别小于1ppma和14ppma。3.多晶硅电池、P型单晶硅电池和N型单晶硅电池（双面电池按正面效率计算）的平均光电转换效率分别不低于21.7%、23.7%和26%。4.多晶硅组件、P型单晶硅组件和N型单晶硅组件（双面组件按正面效率计算）的平均光电转换效率分别不低于19.7%、21.8%和23.1%。5.CIGS、CdTe及钙钛矿等其他薄膜组件的平均光电转换效率分别不低于16%、16.5%、15.5%。
（五）P型晶硅组件衰减率首年不高于2%，后续每年不高于0.55%，25年内不高于15%，N型晶硅组件衰减率首年不高于1%，后续每年不高于0.4%，25年内不高于11%；薄膜组件衰减率首年不高于4%，后续每年不高于0.4%，25年内不高于14%。
（六）光伏组件非金属材料的燃烧性能不低于《建筑材料及制品燃烧性能分级》（GB 8624）规定的B1级。
（七）鼓励晶硅组件外形尺寸满足相关标准要求。
三、资源综合利用及能耗
（一）光伏制造企业和项目用地应符合国家已出台的土地使用标准，严格保护耕地，节约集约用地。
（二）光伏制造项目电耗应满足以下要求：1.现有多晶硅项目还原电耗小于46千瓦时/千克，综合电耗小于60千瓦时/千克；新建和改扩建项目还原电耗小于40千瓦时/千克，综合电耗小于53千瓦时/千克。2.现有硅锭项目平均综合电耗小于7.5千瓦时/千克，新建和改扩建项目小于6.5千瓦时/千克；如采用多晶铸锭炉生产准单晶或高效多晶产品，项目平均综合电耗的增加幅度不得超过0.5千瓦时/千克。3.现有硅棒项目平均综合电耗小于26千瓦时/千克，新建和改扩建项目小于23千瓦时/千克。4.现有多晶硅片项目平均综合电耗小于25万千瓦时/百万片，新建和改扩建项目小于20万千瓦时/百万片；现有单晶硅片项目平均综合电耗小于10万千瓦时/百万片，新建和改扩建项目小于8万千瓦时/百万片。5.P型晶硅电池项目平均综合电耗小于5万千瓦时/MWp，N型晶硅电池项目平均综合电耗小于7万千瓦时/MWp。6.晶硅组件项目平均综合电耗小于2.5万千瓦时/MWp，薄膜组件项目平均电耗小于40万千瓦时/MWp。
（三）光伏制造项目生产水耗应满足以下要求：1.多晶硅项目水重复利用率不低于98%。2.现有硅片项目水耗低于900吨/百万片，鼓励企业使用再生水；新建和改扩建硅片项目水耗低于540吨/百万片且再生水使用率高于40%。3.现有P型晶硅电池项目水耗低于400吨/MWp，N型晶硅电池项目水耗低于600吨/MWp，鼓励企业使用再生水；新建和改扩建项目水耗低于360吨/MWp且再生水使用率高于40%。
（四）其他生产单耗需满足国家相关标准。
四、智能制造和绿色制造（一）鼓励企业将自动化、信息化、智能化及绿色化等贯穿于设计、生产、管理、检测和服务的各个环节，积极开展智能制造，提升本质安全水平，降低运营成本，缩短产品生产周期，提高生产效率，降低产品不良品率，提高能源利用率。（二）鼓励企业参与光伏行业绿色低碳相关标准制修订工作。参照光伏行业绿色制造相关标准要求，开展绿色产品认证、绿色工厂、绿色供应链评价等工作。鼓励企业推广技术先进、显示度高、可复制的绿色设计典型案例和应用场景。鼓励企业在生产制造过程中优先使用绿色清洁电力，采用购买绿色电力证书、建设应用工业绿色微电网等方式满足绿色制造要求。（三）企业应履行生产者责任延伸制度，开展光伏产品回收利用技术研发及产业化应用。
五、环境保护（一）企业应依法进行环境影响评价，落实环境保护设施“三同时”制度要求，按规定进行竣工环境保护验收。新建项目禁止配套建设自备燃煤电站。（二）企业应有健全的企业环境管理机构，制定有效的企业环境管理制度。企业应当依法申请取得排污许可证，并按照排污许可证的规定排放污染物。企业应持续开展清洁生产审核工作。（三）废气、废水排放应符合国家和地方大气及水污染物排放标准和总量控制要求；恶臭污染物排放应符合《恶臭污染物排放标准》（GB 14554），工业固体废物应依法分类贮存、转移、处置或综合利用，企业危险废物贮存应符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597）相关要求，一般工业固体废物贮存场应符合《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB 18599）相关要求，采用库房、包装工具（罐、桶、包装袋等）贮存一般工业固体废物应满足相应防渗漏、防雨淋、防扬尘等环境保护要求。产生危险废物的单位，应按照国家有关规定制定危险废物管理计划，建立危险废物管理台账，并依法利用、处置危险废物。厂界噪声符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348）。新建和改扩建光伏制造项目污染物产生应符合《光伏电池行业清洁生产评价指标体系》中I级基准值要求，现有项目应满足II级基准值要求。（四）企业应依据有关政策及标准，开展光伏产品碳足迹核算。鼓励企业通过GB/T 24000环境管理体系认证、GB/T 23331能源管理体系认证、ISO 14064温室气体核证、碳足迹认证，开展ESG信息披露工作。
六、质量管理和知识产权（一）光伏制造企业应建立完善的质量管理体系，配备质量检验机构和专职检验人员。电池及组件生产企业应配备AAA级太阳模拟器、高低温环境试验箱等关键检测设备。逆变器生产企业应配备环境测试、并网测试等关键检测设备。鼓励企业建设具备CNAS认可资质的实验室。（二）光伏产品质量应符合国家相关标准，鼓励通过国家批准相关认证机构的认证。（三）鼓励企业通过ISO 9001质量管理体系认证，组件功率质保期不低于25年，工艺及材料质保期不少于12年，逆变器质保期不少于5年。鼓励企业依据相关标准对光伏产品开展可靠性试验。（四）鼓励企业参与光伏领域国家标准、行业标准制修订和国际标准化活动，加强《光伏产业标准体系建设指南》实施。（五）鼓励企业加强知识产权开发、应用和保护，按照《企业知识产权合规管理体系 要求》（GB/T 29490），建立完善的知识产权合规管理体系。（六）企业应建立相应的产品可追溯制度。
七、安全生产和社会责任（一）企业应当遵守《安全生产法》、《职业病防治法》等法律法规，严格执行国家及行业保障安全生产、职业健康等方面的规范和标准，当年及上一年度未发生生产安全事故。光伏制造项目应当严格落实安全设施和职业病防护设施“三同时”制度要求。（二）企业应当建立健全安全生产责任制，加强职工安全生产教育培训和隐患排查治理工作，开展安全生产标准化建设。企业应当依法落实职业病预防以及防治管理措施。（三）企业应当遵守国家相关法律法规，依法参加养老、失业、医疗、工伤等各类保险，并为从业人员足额缴纳相关保险费用。（四）鼓励企业加强上下游协同，积极维护产业链供应链畅通安全。
八、监督与管理（一）申报本规范条件的新建和改扩建光伏制造企业及项目应当满足本规范条件要求，开展委外代工业务的，被委托方也应满足本规范条件要求。（二）光伏制造企业自愿提出申请，对照规范条件编制相关申报材料，通过省级工业和信息化主管部门报送工业和信息化部。各级工业和信息化主管部门会同有关部门对当地光伏制造企业执行本规范条件的情况进行监督检查。工业和信息化部组织研究机构、行业协会、检测机构对企业进行检查，定期公告符合本规范条件的企业名单，并会同有关部门组织研究机构、行业协会、检测机构从市场上对已公告企业的产品等进行抽查，实行社会监督、动态管理。进入公告名单的光伏制造企业须按要求定期提交自查报告，对于不再符合本规范条件要求的企业及时撤销公告资格。（三）规范公告名单及有关监督检查情况向社会公布，并抄送国家投资、自然资源、生态环境、市场监管、应急管理、金融管理、能源等部门。（四）有关研究机构、行业协会、检测机构等协助行业主管部门做好本规范条件的实施和跟踪监督工作，组织企业加强协调和自律管理。
九、附则
（一）本规范条件适用于中华人民共和国境内所有类型的光伏制造企业，本规范条件所指的光伏制造行业主要为光伏用多晶硅、硅棒、硅锭、硅片、电池、组件、逆变器等制造行业。
（二）本规范条件涉及的标准和行业政策若进行修订，按修订后执行。
（三）本规范条件涉及的部分工艺技术指标，因技术快速发展需要更新的，将以修订单的形式发布。
（四）本规范条件所称的新建和改扩建企业及项目是指本规范条件发布实施后建设、投产的企业及项目。
（五）本规范条件自2024年11月15日起实施。2021年3月15日公布的《光伏制造行业规范条件（2021年本）》（工业和信息化部公告2021年第5号）同时失效。
光热发电与光伏发电的应用前景
2010年中国太阳能光热发电发展分析“我现在手头有20亿元现金，账户里可动用资金200亿元，希望能投资光热发电项目。 ”2010年初，一家从事传统能源开发的跨国企业告诉中国科学院电工研究所人士，该所是国内太阳能光热发电研究的主导机构。 急于寻找类似投资渠道的巨量资金还有很多，面对传统能源的日渐稀缺和央企不可撼动的垄断地位，新能源自然成为最理想的出口之一。 而最近一段时间以来，继水电、风电、核电、光伏发电等投资热潮之后，光热发电渐渐升温，进入投资者和战略决策者的视野。 10月20日，位于内蒙古鄂尔多斯的50兆瓦槽式太阳能热发电特许权示范项目(下称50兆瓦热电项目)正式招标，这是全国首个太阳能商业化光热发电项目，预计最初年发电量为1.2亿千瓦时。 业界寄望于借助该项目考量国内研发技术，探索符合国情的商业模式并带动市场规模化发展。 2007年颁布的《可再生能源中长期发展规划》指出，“十一五”期间，在甘肃敦煌和西藏拉萨建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、新疆等地建设太阳能热发电示范项目。 到2020年，全国太阳能光伏电站总容量达到2000兆瓦，太阳能热发电总容量也将达到2000兆瓦。 但当下，光热发电的进展远远落后于光伏。 “相对于光伏电价，光热电价依然很高，发改委和国家能源局对发展太阳能热发电一直有所顾虑。 ”参与鄂尔多斯项目可行性研究的知情人士告诉记者，“毕竟可再生能源基金有限，决策层还是更倾向于选择成本低廉的可再生能源先行发展。 ”按照财政部今年4月制定的《可再生能源专项基金管理办法(初稿)》安排，基金将主要用于补贴电网企业接受可再生能源电量产生的财务费用，其来源是可再生能源电价附加收入和财政部专项资金。 以目前每度4厘钱的可再生能源附加额度计算，基金总量每年约120亿元。 由于光热发电没有光伏、风电等新能源不稳定、不连续的缺陷，许多国家在未来能源规划中将其定位为电力的基础负荷。 根据聚热方式，光热发电可分为槽式、塔式、碟式三种，槽式最具商业化可行性。 973(国家重点基础研究计划)太阳能热发电项目首席科学家、中国电气协会副理事长黄湘估算，到2020年，中国光热发电市场规模可达22.5万亿至30万亿元，热发电总量可占全年总发电量的30%－40%。 但是，也有悲观者。 多家从事太阳能热发电设备制造的企业在接受记者采访时表示，热电市场前景虽好，规模化难度却很大，目前还只是“沙盘上的房子”。 七年延迟鄂尔多斯50兆瓦热电项目早在2003年就开始酝酿，原定于2010年一季度招标，但电价方案一直悬而未决，导致招标时间一再拖延。 在2006年召开的中德科技论坛上，该项目被正式确定为中德合作项目。 2007年，获发改委开展前期工作的同意复函。 随后，德国太阳千年公司(下称太阳千年)与内蒙古绿能新能源有限公司(下称绿能)合资建立内蒙古施德普太阳能开发有限公司(下称施德普)，专门从事该项目可行性研究报告和实施工作。 其中，绿能占股75%，太阳千年占股25%。 绿能公司总经理薛际钢告诉记者，项目开始之初，太阳千年打算自己融资运作项目，但依中国相关规定，外资投资电力的比例不能超过25%。 于是，太阳千年找到绿能作为合作伙伴。 按照2008年10月的项目可行性研究报告测算，该项目总成本约为18亿元，年均总发电量约为1.2亿千瓦时，以25年营运期计算，若要实现8%的资本金内部收益率，税后上网电价需达到2.26元/千瓦时。 “与国外的电价相比，我们还是低一些的。 ”薛际钢解释，即使比照当年发改委已批复的光伏电价，光热发电仍具有很大竞争优势。 彼时，发改委对上海崇明岛光伏项目和内蒙古鄂尔多斯聚光光伏项目的批复电价均在4元/千瓦时以上。 难以预料的是，正当施德普以2.26元/千瓦时的上网电价将项目上报给发改委时，金融危机发生，光伏组件价格骤降，国内首个光伏并网发电示范项目——敦煌10兆瓦太阳能项目最终中标价仅为1.09元/千瓦时。 这一突然的变化直接导致发改委否决了施德普的方案。 此后，施德普将电价降至1.8元/千瓦时，仍因电价过高未获许可。 “核准电价与火电上网价之间的差价，需要政府埋单。 ”鄂尔多斯项目科研工作负责人姜丝拉夫表示，内蒙古火电上网价是0.285元/千瓦时，二者差价接近每千瓦时2元。 照此计算，国家每年需财政补贴约2亿元，25年就是50亿元。 接近国家能源局人士向记者表示，一个项目的补贴政府能够承受，但一旦形成示范，各地纷纷效仿蜂拥而上，决策层担心应付不过来。 此外，光伏上网电价经特许权招标后一降再降，决策部门有意效仿。 2010年3月25日，国家能源局再次下发《关于建设内蒙古太阳能热发电示范项目的复函》，决定改以特许权招标方式建设该项目，通过公开招标选择投资者和确定上网电价，并要求电站设备和部件按价值折算的本地化率需达到60%以上。 可这一复函并没有让鄂尔多斯项目马上启动。 “之前的价格都是按照设备、部件进口价格计算，中国由于没有一个样本可供借鉴，本地化能力还有待考察。 ”薛际钢说。 就在绿能为实现本地化率要求进行前期考察的同时，光伏发电市场的竞争愈发激烈。 8月，国家第二批大型光伏电站特许权项目开标，13个项目的上网电价均低于1元/千瓦时。 远超预期的普遍低价让发改委和国家能源局倍感为难(详见2010年第18期“光电低价搏杀”)。 受此牵连，国家能源局内部曾一度传出消息，50兆瓦热电项目特许权招标无限期推迟。 “在企业层面，光热发电市场早就启动，但若迟迟没有一个商业化项目推出，企业在捕捉到政府的无作为后，很有可能掉转航向，这个市场也就没法培育了。 ”一位太阳能设备制造商对记者说。 9月，国家能源局召集意向投资商和相关设备提供商连续召开内部会议。 一个半月后，50兆瓦热电项目终于在筹备七年之后发出招标公告，招标项目总投资商，期限为三个月，至12月20日止。 开标时间定在2011年1月20日，项目建设周期30个月。 发改委摇摆七年来，上网电价一直影响着发改委的态度，它犹如悬在政策制定者头顶上的一柄利剑，即使项目现已开标，这一担忧仍未散去。 “对待这个项目，发改委和国家能源局一直很谨慎，很认真，很操心。 ”接近发改委人士对记者透露。 5月10日，在“十二五”战略性新兴产业发展重点咨询研究项目之新能源产业课题组项目会议上，光热发电作为重点被要求详细陈述。 记者了解到，对于光热发电，发改委的初衷是比照光伏发电做法，先核准一两个项目启动市场，而后通过特许权招标摸索出标杆上网电价，并借此拉动产业朝规模化发展。 这也是鄂尔多斯项目起初走核准程序申报的原因。 但光伏发电上网电价的骤降和可再生能源基金的捉襟见肘让发改委左右为难。 上述接近发改委人士表示，一方面，电价到底核准在什么位置上才合理，发改委一直无法给出定论。 国内没有可资借鉴的示范性项目，产业链也不成熟完整，致使发改委既无参照标准也无法准确计算，“政府也不知道该定多少，自然就不敢批，批得是否合理他们心里没数。 ”另一方面，光伏上网电价下降幅度颇大，支持光热的补贴可以两倍作用于光伏，“所以决定先发展光伏，等电价能降得比较多的时候，再上光热。 毕竟这些补贴最后都要摊到用户身上，结果就是提电价，这也会给发改委带来很多争议”。 3月，发改委提出了特许权招标方式和60%的本地化率要求，希望借此降低光热电价。 有专家指出，光热发电站建设成本直接影响热电并网价格。 如果每千瓦单位造价降至1万元以下，上网电价就可降到1元/千瓦时以内，并逐渐接近现行每千瓦时0.51元至0.61元的风电标杆电价。 一度，发改委曾希望与欧盟开展合作。 记者获悉，8月，国家能源局新能源司副司长史立山等人，在参加完布鲁塞尔能源会议后特地前往西班牙实地考察光热发电项目。 在此前后，史多次与欧盟接触，希望欧盟以赠款或贴息贷款的形式大力支持这个中德政府的合作项目，目的就是减少中方支付的成本费用，降低电价以便尽快启动项目。 “欧盟没有答应，不然可能还会走核准电价方式。 ”知情人士透露，直到此项目发出招标公告前半个月，发改委还在做最后努力，但始终没有谈成，“各种方式行不通之后就只能招标了”。 记者了解到，为遏制光热电价过高，发改委还特意在招标书中加设了一道“特别条款”——此次投标电价不得高于国家已核准的光伏电价。 目前，在已核准的光伏上网电价中，最高价为1.15元/千瓦时。 这一“特别条款”源于9月国家能源局组织召开的一次内部协调会。 华电、中广核、大唐、华能、国电等七八家意向投资商和五六家设备供应商均出席会议，会上，中广核、大唐、国电均表示1.15元以下的电价可以做，其他未表态企业也没有当场反映此价格过低。 薛际钢告诉记者，据此前去各设备厂家询价的结果看，1.5元/千瓦时左右的电价比较合适，但发改委仍然认为太高。 “我毕竟是询价，并没有谈到规模化生产后的成本问题，也许大企业去谈1.15元的价格就没有什么问题。 ”事实上，担心电价过高之余，发改委对可能产生的超低电价也心存忌惮。 记者获悉，为避免招标过程中出现恶性竞争，此次评标先审技术方案，待其合格后再审价格标，电价约占考量因素的七成左右。 沙盘上的房子筹备七年终上马，政府释放出的这个积极信号让投身其中者欢欣鼓舞。 863太阳能热发电项目总体组组长、中科院电工所研究员王志峰表示，50兆瓦热电项目不仅将引起光热发电行业的觉醒，也将引发整个热发电产业链的觉醒，包括电力企业、设备制造企业、银行、投资商等，光热发电有望成为下一个新能源投资的蓝海。 不少声音则认为“过于仓促”，新能源产业的发展过程一般从技术研发起步，经试验示范成功后再步入商业化推广阶段。 目前，国内仅限于研发工作，试验示范项目虽在建设但结果尚未可知，加之国家没有出台有针对性的扶持政策，不足以支撑这个装机容量不算小的商业化项目。 一位从事光热研究利用的央企负责人在接受记者采访时表示，“我们现在的自主研发有点不计成本，只是为了自主知识产权，成本却没降下来。 商业化运行方面，规范、管理、维护等标准体系和盈利模式，以及财务、融资、建设、产业链体系、政策管理等一整套链条都没有形成，还没有做到商业化的可能性。 ”不容忽视的事实是，热电产业链上的核心技术，如系统集成，集热管、聚光镜等，仍掌握在国外企业手中，若不能解决将严重阻碍市场规模化发展，这也是发改委要求50兆瓦热电项目本地化率的重要原因。 50兆瓦热电项目的前期本地化调研结果并不乐观。 系统集成方面，目前只有中航空港和华电工程两家企业在建设完整的发电试验系统，由于还没实际应用，并不能证明其完整性、成熟性、可靠性，这成为一个令人担心的问题。 集热管部分，虽有北京市太阳能研究所、皇明太阳能、深圳唯真太阳能等多家企业从事自主研发，但眼下只是样品产出阶段，没有工程验证，量产能力和品质如何不得而知。 聚光镜部分，镜面产品弯曲精度和反射率最主要依靠先进的设备做保证。 据了解，浙江大明玻璃从国外引进的世界第三条生产线还在运输过程中，年底若完成安装，明年或可供货。 倘若不能按期供货，目前国内没有其他可提供满足国外同等技术水平要求产品的生产商。 可国外企业至今都不希望将其技术转移给中国，即使用市场份额交换也不乐意。 中国光伏产业的迅速规模化，肇始于国外企业将光伏设备制造产业全部转移至中国，光热发电领域却还没有这样的机会。 据悉，西班牙最大的太阳能企业阿本戈集团(Abengoa Solar)，进驻中国已有四五年，一直希望能在中国独立运作项目，而不肯与中国本土企业进行技术合作。 前述央企负责人表示，光热发电的核心技术由国外大企业垄断，既没有污染压力，回报也丰厚，如集热管的利润可达200%－300%，国外企业没有动力转移。 “我们曾和西门子、阿本戈等大企业谈合作，承诺可以帮他们在中国拿项目，但要求有技术合作，但这些企业都不愿意技术换项目。 ”“不管谁中标，详细设计国内做不了，光场安装、维护国内也做不了。 ”一位不愿具名的业内人士对记者说，“希望最后中标的投资人能和国外公司联手做，这样成功的几率会更大。 ”央企入场“国家就想把电价控制在一定范围内，但他们对热发电不大了解，一系列问题他们认为都是小事，可以在具体项目上自己去解决。 ”参与鄂尔多斯项目全过程的黄湘对记者表示，他不认同发改委设置的1.15元/千瓦时电价上限。 黄湘认为，“对于第一个或者前若干个项目，不应在电价上提太多要求，不能只想着做一个价格特别低的，而要做一个好的，不能只看着价格来。 ”而更为不利的是，耗时多年的鄂尔多斯项目在其开始阶段便已面临多重额外成本。 据了解，在辗转数年之后，这一项目的前期勘探考察、方案咨询费用已高达3000万元，这一费用需要中标人埋单。 此外，该项目选址鄂尔多斯杭锦旗巴拉贡镇，占地约需1.95平方公里，土地成本约4000万元－5000万元，“这是块可以发展农田牧场的土地，价格较高，选择地点不大合理。 其实几十块钱一亩甚至白送的土地有很多，更适合热电站建设。 ”光热发电只适合阳光年辐射量在2000千瓦时/平方米以上地区，且土地坡度不能超过3%，该项目年用水量约15万方，与火电基本一致。 但项目地水源不足，只能做空冷(空气冷却)，不仅导致电能转换率可能下降1%，也抬高了投资成本，以上述电价来进行消化并不合理。 而价格上限的严苛要求可能导致的结果是，资金实力小、融资能力和抗风险能力弱的民营企业被拒之门外，实力雄厚又有节能减排压力的央企再次集体登场。 记者了解到，截至11月中旬，中广核、大唐、国电、中节能和阿本戈已购买标书，央企占八成。 “每个发电集团对新能源都非常看好。 ”一位五大电力巨头负责人对记者直言，“为了增加可再生能源份额，大家都非常努力。 ”目前，五大发电集团都有各自的太阳能光热发电小型示范项目。 有分析人士指出，这些企业可能通过今后扩大规模的方式，大幅度压低投标电价，以求先拿下 50兆瓦热电项目。 原因不言自明，光热发电规模越大，每千瓦时电价成本越低，拿下的项目可以作为未来更大容量电站的一部分，先以低电价中标，再将成本分摊到后续建设项目中。 也有媒体报道称，各大电力集团已开始在光热发电领域圈地。 国内适宜发展光热发电的土地资源有限，“谁先上项目，土地就给谁，大家自然蜂拥而上，并预留大量后续扩建土地。 ”三年前，五大发电集团中只有华电跟随中科院做示范性项目，而最近半年来，约300万千瓦热电项目已完成项目建议书，几大电力巨头更私下里运作了部分未公开项目。 国电集团吐鲁番光热发电项目人士曾表示，其项目仅为100千瓦，但圈地达几千亩，目的正是为了将来大规模扩张。 光伏发电已经出现的央企超低价垄断局面似乎又将要在光热发电领域上演。 结果是，如果热电低电价持续，无法提高投资回报率，将无法吸引更多社会资本参与，也将会影响到有针对性的补贴政策出台。 “政府对太阳能热电项目的认知度还不够，对市场前景也不那么了解。 ”前述热电设备制造商表示，热电项目要能够长期稳定地完善下去，必须得到有针对性的政策支持，这样银行融资才会相应跟进。 决策层有矛盾之处，像超白玻璃是生产光热发电所需聚光镜的基本原料，但玻璃制造已被工信部划为淘汰落后产能的重点领域，银行“一刀切”地停止对玻璃制造业放贷，这也势必影响到光热发电所需的上游原料的生产。 2010年8月，美国能源基金会曾委托上海中科清洁能源技术发展中心，对中国光热发电市场进行调研。 调研结论是，中国对可再生能源的扶持力度呈现与重视程度的正相关，虽然扶持政策种类较齐全，但存在跟风上政策现象，不具备长期性和稳定性。 “今天这个能源热，政策就一窝蜂地来；明天那个能源热，这边的政策就忽然不见了，全跑到那个领域。 这会让投资者看不到稳定的市场回报。 ”上述调研主管龚思源对记者说。
工信部重磅发文，光伏行业或将迎来大变革
光伏行业即将迎来重大变革，得益于工信部发布的《光伏制造行业规范条件（2024年本）》和相关管理办法。 这些政策犹如锐利的剑，预示着行业即将经历深度结构调整与市场格局的重塑。 新的规范条件将重点聚焦于产能优化、技术创新和知识产权保护，以应对当前光伏产业面临的挑战和机遇。 自2013年出台以来，行业规范条件通过提升技术标准和产能利用率，有力推动了光伏产业的升级。 然而，当前光伏产业正面临供大于求、价格波动及运营压力等问题。 为此，政府决定对规范条件进行修订，以引导企业从盲目扩产转向技术创新和成本控制，比如提高新建项目资本金比例，限制投机行为，确保行业健康发展。 技术层面，新的规范强调技术创新与效率提升。 P型和N型产品的技术切换要求企业跟上全球技术进步的步伐，提升组件的功率和效率。 这将推动产业向更高标准发展，同时也有利于优化市场，为实现碳达峰、碳中和目标提供技术支撑。 知识产权保护方面，规范条件要求企业拥有核心专利，这不仅是对创新能力的肯定，也将促进行业向以创新为主导的发展模式转变。 通过强化知识产权管理，行业将减少技术抄袭，鼓励差异化发展，增强整体竞争力。 总结来说，新的光伏制造行业规范条件将为行业带来深刻的变革，帮助其克服困难，优化市场，推动创新，为光伏产业的长远发展和全球绿色能源革命奠定坚实基础。 随着政策的执行，光伏行业的前景将更加光明，充满无限可能。
工信部重磅发文限制扩大产能，光伏行业面临新一轮大洗牌
【能源人都在看，点击右上角加关注】
3月11日，工信部发布了《光伏制造行业规范条件(2021年本)》，引导产业加快转型升级和结构调整。
文件提出，引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本。 新建和改扩建多晶硅制造项目，最低资本金比例为30%，其他新建和改扩建光伏制造项目，最低资本金比例为20%。
由于光伏企业纷纷大规模扩产，从硅料、硅片、电池片、组件，到逆变器、玻璃等辅材产能其实已经出现过剩迹象。
在光伏板块出现大幅回调后，3月11日终于止跌，隆基股份当天收涨4.69%，阳光电源收涨6.33%，通威股份收涨4.53%。
文件规定，每年用于研发及工艺改进的费用不低于总销售额的3%且不少于1000万元人民币，鼓励企业取得省级以上独立研发机构、技术中心或高新技术企业资质；申报符合规范名单时上一年实际产量不低于上一年实际产能的50%。
多晶硅电池和单晶硅电池(双面电池按正面效率计算)的平均光电转换效率分别不低于19%和22.5%。
这直接利好有资金实力，拥有技术研究能力的公司，每年研发费用不低于1000万，结合对电池转换效率的规定，促进行业技术进步提高，淘汰低效落后产能。
文件还指出，现有多晶硅项目还原电耗小于60 千瓦时/千克，综合电耗小于80千瓦时/千克；新建和改扩建项目还原电耗小于50 千瓦时/千克，综合电耗小于70 千瓦时/千克。
对于硅料生产商来说，将从能耗上限制了其现在项目的产能以及未来新建和扩产项目的产能，注重运用技术提高生产效率。
这些变化将很大程度上利好头部有技术优势的企业，光伏行业正在面临新一轮周期。
2020年底以来，硅料价格继续坚挺上扬，相关龙头加码扩产，景气度持续高涨。 此前市场普遍预期，2021年硅料市场将较为紧张。 但现在市场开始担忧硅料涨价影响光伏终端需求。
加上大规模扩产也在眼前。 截至目前，基本国内所有硅料龙头，包括通威、保利协鑫、特变电工、大全集团、东方希望等，都有不小的扩产计划。
全产业链过热是一个重要的不良信号，非技术进步、成本下降的盲目扩产，会造成扎堆踩踏。 投资者似乎已经遗忘了光伏是周期行业的这个事实。
股价突然暴跌 景气度下行
光伏行业是一个“长期成长属性极强、中期高度周期性”的行业。
长期成长性体现在：光伏在全 社会 发电量中的渗透率将从当前不到4%，增长到2030-2035年后的40%以上。 2019年底以来，全球各国政府纷纷提出“碳中和”，从而光伏电力被作为未来100年人类的主力能源。
光伏的周期性体现在政策、产能、成本、技术、利率几个方面。
光伏项目评估的基准是长期回报率，融资也是长期融资。 在去年长期利率大幅下行后，流动性释放所导致的严重的长期通胀预期，2021年长期利率预期上行，对光伏行业来说是个负面消息，长期利率上行导致融资成本上升，因此项目要求的投资回报率提升，对新增装机量需求产生抑制。
成本方面，由于硅料、玻璃的扩产速度慢于硅片、电池、组件，因此导致上游硅料、玻璃价格大幅上涨，而这种涨价是一种“过热”行为。 由于涨价预期，在去年出现了产能的急剧释放，硅片、电池片、组件环节都在扩产，如今产能过剩已经显现出来。
技术周期重新开启，对于现有的存量产能来说会产生冲击，可以参考2016-2017年单晶替代多晶。 2016年初单晶硅片比多晶硅更具性价比，对单晶更有利的PERC技术也同时出现，于是2016年下半年启动了一波增速极快的单晶渗透率上升，而多晶渗透率下降则出现在2018年末。
此前革命性技术发生在硅片，现在则是在电池片，HJT(异质结)替代PERC，现在的时间位置好比单多晶替代中的2016年末，光伏PERC资产的预期寿命急剧下降。 由于革命性技术进步的存在，导致存量资产的预期寿命不足5年。
从行业景气的角度看，2021年四季度前行业的景气是急剧下行的。
在2020年四季度，金融市场对光伏热情高涨，在上游原料涨价潮中喊出“量价齐升”，然而到了在2021年一季度才发现，价格上不去了。
当2021年3月6日-3月7日的媒体报道中对于广州发展1.08GW招标结果进行披露时，单面组件均价仅为1.59元/w，头部四家组件企业均因超出控价导致报价失效，金融市场原先想象出来的需求拉动导致的“量价齐升”的印象被彻底摧毁了。
这就不难理解最近光伏板块的暴跌了，而工信部也是看到了行业出现短期过热现象，于是出台规范文件促进行业 健康 发展。
全国能源信息平台联系电话：010-，邮箱，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社
