果然，我国的太阳能电能开发也实行与风电一样的分摊制度。
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转：国家发展改革委关于内蒙古鄂尔多斯、上海崇明太阳能光伏电站上网电价的批复
发改价格〔2008〕1868号

内蒙古自治区、上海市发展改革委：
　　报来的《关于内蒙古伊泰集团有限责任公司205千瓦太阳能聚光光伏示范电站上网电价的请示》（内发改价字〔2008〕422号）和《关于核定上海崇明前卫村太阳能光伏电站上网电价的请示》（沪发改价公〔2007〕004号）均悉。经研究，现批复如下：
　　一、核定内蒙古鄂尔多斯伊泰集团205千瓦太阳能聚光光伏电站和上海崇明前卫村太阳能光伏电站上网电价为每千瓦时4元（含税）[B][/B]。
　　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分摊。若项目运行成本高于核定的上网电价水平，当地政府可采取适当方式给予补贴，或纳入当地电网销售电价统筹解决。
　　　　　　　　　　　　
国家发展改革委
二○○八年七月二十一日

该贴内容于 [2009-04-13 22:45:34] 最后编辑

[FACE]ico2.gif[/FACE]强生光电:太阳能发电成本有望接近火电 2009年4月16日 13:23

[世华财讯]强生光电集团宣布，其研发的第五代大面积非晶硅薄膜电池的光电能源的平均转换效率达6.5%，近3年内，太阳能发电成本有望接近火电，推动太阳能大规模普及。

据新华社4月16日报道，总部设在上海的强生光电集团近日宣布，其研发的第五代大面积非晶硅薄膜电池已投入批量生产，光电能源的平均转换效率达6.5%，近3年内，太阳能发电成本有望接近火电，推动太阳能大规模普及。

据强生光电集团董事长沙晓林介绍，让太阳能发电成本接近火电，关键在于两项技术创新：一是降低生产成本。目前，强生光电与美国合作伙伴共同研发的生产设备，造价仅为同类引进设备的四分之一；二是提高光电能源的转换效率。目前，大部分非晶硅转换效率都在5.5%以下，通过技术创新，强生光电组件转换率已达6.5%，达到了世界先进水平，并有望于一年内进一步提升到7-7.5%。

沙晓林表示，今后三年内，经过进一步技术优化和量产，强生光电薄膜电池组件生产成本有望降为每瓦0.5美元，这一成本将使光伏发电上网电价每度降至0.65元人民币的水平。

专家分析认为，一旦太阳能组件生产成本降至0.5美元/瓦、发电上网电价降到每千瓦时0.65元人民币，不仅将可适应欧美、日本等发达国家大范围应用的要求，也将在中国、印度、非洲、南美等发展中国家和地区普及应用。

据了解，强生光电在江苏南通已建成3条生产线，年产能达100兆瓦，进入了全球第五代非晶硅薄膜电池生产工厂的前5位。到2010年底，产能预计可达500兆瓦。目前，强生光电正在苏州吴江建设第二工厂，为今后市场需求储备产能。
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希望这不是吹牛......

该贴内容于 [2009-05-02 23:10:50] 最后编辑

[FACE]ico2.gif[/FACE]光伏产业提前冲击1元电价 新一轮跑马圈地开始 发布时间： 2009-4-26 7:50:00 来源： 中国经营报 作者： 董军

　　敦煌10兆瓦的太阳能电站是我国政府批准的第三个太阳能电站示范项目，此前国家发改委仅仅批准了255千瓦的内蒙古鄂尔多斯项目和1兆瓦的上海市崇明岛项目。
　　这个投资仅为5亿元的项目吸引了全国50多家光伏企业的争夺。争夺的原因很简单：敦煌项目的落定将意味着国内光伏发电市场的启动，而这个项目的实验性质可能为下一步国家制定光伏发电的一系列政策时提供依据。而以什么价格获得这个项目，都将决定未来这个产业的发展方向。

　　本报曾持续跟踪这个项目的进展，在3月22日的北京招标现场，也曾见证国投电力开出的令业界和国家发改委意外的每千瓦时0.69元低价。

　　据《中国经营报》记者独家获悉，[B]按照低价者中标的原则性意见，0.69元的价格中标已无悬念，[/B]但在未来国家发改委可能会将1.09元确定为光伏项目扩容之后的跟标价。国内的光伏市场启动在即，新一轮的跑马圈地已经开始。

　　“我们已经不再关心结果了，接下来国内会有很多项目，我们忙着呢。”做上述表白的刘旭是一家国内著名光伏企业人士。

　　最近一段时间他一直忙着敦煌10兆瓦（MW）并网型光伏发电项目招标工作，但经过一个月的等待，他的心态和行业形式都发生了很大的变化，从一开始的信心满满，到后来的焦急不安，现在已经变得平和了很多。

　　敦煌项目的招标结果还没有正式宣布，但刘旭很清楚，尚德等企业在年初宣称的到2012年实现1元电价的目标，有可能被提前到今年或是明年。

　　基本方案已定

　　“最后开标的时候，不会是简单地宣布谁中标，还会有一系列的政策出来。”刘旭告诉《中国经营报》记者，国家能源局对于这次招标的结果虽然不满意，但已经有一个初步的结果：0.69元的最低价中标，负责敦煌10兆瓦并网型光伏发电项目的建设。同时，敦煌还会扩容30兆瓦，将这次招标过程中的第二低价1.09元作为跟标价格，这次所有参与投资的企业都可以跟。谁愿意跟这个价格，谁就可以承接项目。

　　刘旭告诉记者，这个初步形成的方案已经放在能源局局长张国宝的桌上，等着最后审批。“这个方案能不能最后批下来我并不清楚，但通过最近与国家发改委的多次沟通，我觉得变数不大。”刘旭说。

　　记者多次联系能源局相关人士，并发出采访提纲，但截至记者发稿时，能源局相关部门人士未能给与回复。

　　“我听说了这一方案，但并没有看到最终的批文。”中国可再生能源学会理事长石定寰对《中国经营报》记者说。

　　记者在采访几家当初参与招标的几家企业后，发现几家企业对于这次招标都有着同样的心路历程。记者第一次在招标现场见到刘旭时，他对自己公司的实力信心满满，表示对这个项目势在必得，“我们肯定能中标。”“这是国家第一个正式放出来的并网型光伏发电项目，拿下这个项目相当于做了一个‘大广告’，对于未来再拿项目有很大的帮助。而且由于国际市场的急剧萎缩，抢占国内市场显得尤为必要。”刘旭曾如是说。

　　然而，国投电力现场开出的0.69元的超低价一下跌破了大家的心理价位。“当时我们都非常焦急地等待，因为这个价格是发改委也没有想到的，太低了，将可能导致行业的恶性竞争，我们也一直在焦急地等待，并想方设法多方打听消息。”刘旭告诉记者，发改委要求他们做了两次补充说明，主要是定价依据以及能否降价。

　　但发改委在征询了两轮之后依然没有宣布结果。“我们听说会让0.69元的价格中标，但会重新认定一个跟标价格。”刘旭说，0.69元的价格不被认定为跟标价格，以及可能放出的更多项目，也就意味着，大家应该都可以参与了。

　　价格仍存争议

　　不过，对于此次招标中即将中标的0.69元价格，仍存在极大的争议。

　　“如果说0.69元不合理，那么1.09元就合理了吗？如果1.09元企业能做到微利，那么0.69元也不是做不下来。”知情人士对记者分析，除了看材料、设备成本，还要看具体的财务模型怎么做。

　　据记者了解，一般来说，年回报率达到8%的项目，发电集团就愿意投资，15年收回投资，剩下的就是纯利润。但在敦煌这样的关键项目中，有些企业也可能将回报率调到更低，如25年后把投资能拿回来就行，不要利润，也就可以叫不赔。“还有一个关键，开出0.69元价格的国投电力可能只出很低的资本金，其他资金从银行贷款，如果没有利息或是很低的利息，25年后收回成本，也可以做到不赔。财务模型很玄妙，用自己的资本金去做，还是贷款去做，有息贷款和无息贷款差别也很大，都会导致回报不同。”前述知情人士说。

　　不容忽视的是，原材料的成本也起到关键作用。此次国投电力报出的0.69元低价，是由天威英利提供电池板。天威英利的行政部经理李伟告诉记者，有两个原因使得他们提供的材料价格更低：“一是因为我们有完整的产业链，我们整体成本更低。二是因为我们这个项目要到下半年才需要正式提供材料，那时候我们自己的硅料厂也已经开始生产，成本能做到更低。”但李伟并未向记者透露他们给国投电力的材料报价。

　　刘旭告诉记者，发改委如果定1.09元的跟标价，他们公司就一定会跟，因为这个价格也可以做下来，只是利润少。“也许低价更能促进市场迅速做大。我们也有发展机会。”

　　不过，谈到价格，石定寰依然比较激动，在他看来，1.09的价格，企业目前也难以承受。“2元或者是更高的价格才合适，如果企业没有利润，不投入研发，不改进工艺，这个产业怎么发展？这样的低价无亦于杀鸡取卵。我们向发改委建议了多次，但他们不听，我们也没办法。”石定寰也颇多无奈。

　　有望大幅放量？

　　尽管价格存在争议，但记者在采访中发现，不少企业从与发改委的多次沟通中已经得到乐观的信息，行动已经开始。

　　“通过这次招标，发改委基本就可以把电价固定下来，以后就不会再一个项目一个项目地招标了。先把地占下来，等发改委的红头文件发下来，直接立项就可以建设了。”

　　刘旭告诉记者，他现在忙的有两件事：第一就是四处圈地，跟各个地方政府谈合作。

　　刘旭的第二件事是忙着搞好与五大发电集团（即中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司）的关系。“五大电力集团才是发改委的亲儿子，是不会让他们饿着的，接下来的项目一定会分给他们。他们还是建设的主体，我们只是设备供应商，所以还是要紧密捆绑他们。”

　　“敦煌项目之所以引起全国范围行业内50多家企业的强烈关注，因为这个项目的最后价格将决定企业是否能够参与，市场是否能够顺利启动。如敦煌电站的面积规划是100万平方米，而10兆瓦大约占地25万平方米，剩下的地还可以再建30兆瓦。这30兆瓦将被愿意以1.09元跟标的企业平分。”刘旭说。

　　更有一名参与投标的厂商代表对记者表示，敦煌扩容将不止30兆瓦，“今年将会达到100兆瓦。”

　　而敦煌光伏发电项目还有可能扩容同样得到了甘肃敦煌发改委能源处主任赵平乾的证实。“我们那里都是戈壁滩，地不是问题。我们预留了很多地，企业进来以后可以不断扩大规模。从长远规划，我们希望到2025年，采用光伏和太阳能热发电两种技术建到500万千瓦的规模（三峡水电站的总装机量为1820万千瓦），也就是相当于500个这次招标的项目！”（1兆瓦=0.1万千瓦）赵平乾对《中国经营报》记者说。

　　接下来全国到底有多大市场能够启动？

　　“今年将放出1G瓦（1000兆瓦），明年、后年都是2GW（2000兆瓦）的量。”一位知情人士告诉记者，一些大型太阳能企业在国内太阳能资源丰富的地区如甘肃、宁夏、西藏、内蒙古、新疆、山西、陕西、海南、云南等地的圈地运动已经开始。

该贴内容于 [2009-04-26 08:51:55] 最后编辑

[FACE]ico1.gif[/FACE]甘肃是我国日照时数最多的地区之一，年均日照量虽比西藏小，但甘肃的光伏电站的并网与输电优势突出，所是应该是我国未来太阳电站的“战略高地”。国投在首批敦煌项目胜出，其战略意义至少包括：

（1）它宣布国投正式介入未来最有发展前景的太阳能电站开发建设领域;
（2）国投在我国太阳能战略高地上构筑了第一个城堡。

个人推测，国投之所以要用0.69元竞标，很可能正是看中敦煌太阳能电站的战略意义。然而，如果国家紧接着推出3倍规模的后续项目，这将对国投提出严峻挑战。

决策层面对国投的超低投标价没有立即宣布招标结果，经过一个月的“长考”之后，决定让国投中标，同时推出3倍规模的后续项目招标。对此个人有几点观察：

（1）表面上看决策层说的是后续项目公开竞标，但实际上是在考验国投0.69元投标价的“真实性”。你国投不是敢于报出超低价吗？上一个项目规模小，你可能还赔得起，现在把规模扩大3倍，你有胆量有能力再投标吗？

（2）如果国投放弃在新一轮招标中投标，那将意谓着在国投即将建立的10MW太阳能电旁边同时再建一个30MW的太阳能电站，则国投原先的“圈地”企图将会落空。

（3）因为国投已经赢得了前一个10MW项目，接下来从规模效益及统一调度等方面考虑，国投在同等条件下再赢得项目的可能性要大于其它企业;

（4）如果国投真敢于再投标并赢项目，那国投将一跃成为国内太阳能电站的龙头;

（5）当然，对国投来说，10MW需投资5亿元，30MW则需投入15亿元，1.09元的电价，国投能够承担得起吗？

（6）如果国投敢于参与新一轮投标并从中胜出，则差不多可能预计，国投即将建立的40MW光伏电站的上网电价都是1.09元;不是10MW0.69元、30MW1.09元。

该贴内容于 [2009-05-02 13:02:10] 最后编辑

三峡总公司虽然拥有独天独厚的资源（或者说三峡及金沙江下游水电资源开发权）优势，但却无法同国开投的管理层相比，国开投在做整体上市方案时就远比三总站得高、看得远;国开投的天津北疆电厂项目是个令人激动的项目,多处透露出难得的聪明与智慧;国投电力在前不久的敦煌太阳能电站项目招标中所表现出的气魄与胆识恐怕也是三总很难做到的......管理，三总与长电的短板与软肋。

该贴内容于 [2009-04-26 20:38:23] 最后编辑

辛苦了

辛苦了

[FACE]ico2.gif[/FACE]中国将成第一个光伏发电商业化运营国家 内蒙古新闻网　 09-04-29 10:43

　　随着光伏发电成本的逐渐降低，可以预见，中国光伏市场的启动已经一触即发。

　　近年的国际金融危机，同样给光伏产业带来了沉重的打击。但是，光伏行业所受的影响并不像其他某些行业那么严重。即便是最悲观的预测，2009年全球光伏市场的增长率也在25%以上。这样的增长率，即便是非常景气的年头，对任何其他行业而言也是一个令人羡慕的增长率。光伏企业目前遇到的问题是，在国际金融危机前，由于对未来的预期过高，几乎所有光伏企业的扩张都是按照每年100%以上的扩张速度规划的。而国际金融危机造成了突然的市场停滞，各企业产能扩张速度超过了市场增速，从而引发了一系列问题。

　　中国光伏市场启动在即
　　与世界其他各国的光伏产业相比，中国的光伏行业有一个很大的特点，即几乎是完全依托于国外的市场发展起来的。2008年，中国光伏组件的产能为2000MW，而国内安装的组件才40MW，维持了2007年以来光伏产品98%出口的局面。国内市场只占产能2%，这个局面可以说是产业界的一个奇迹。

　　2009年3月26日，财政部发布了《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》，决定有条件地对部分光伏建筑进行每瓦最多20元人民币的补贴。这个政策，在行业内引起了强烈的反响。虽然这个政策对于今年光伏产业的实际效益和报表改善程度不会太大，但是从概念上来说，这个政策为中国政府对光伏产业进行补贴拉开了序幕。目前，江苏、浙江、江西、四川、河北等省的政府部门都开始召集光伏企业，研究如何适应国家政策的思路，来促进本省光伏产业的发展，就连光伏产业发展相对落后的上海，政府也开始组织行业协会和学会对光伏产业提出规划建议。

　　可以预见，光伏上网电价补贴政策很快就会出台，而且对家庭尤其是农村屋顶、地面光伏的电站装机补贴政策也会陆续出台，中国光伏市场的启动已经一触即发。

　　成本是光伏产业发展关键
　　众所周知，光伏发电的成本很高，所以才需要政府补贴。但许多人还没有意识到，其实目前光伏产业的成本与5年前德国政府制定上网电价补贴政策时的价格相比，完全不可同日而语。尤其是中国，自从2007年成为全世界最大的光伏产品生产国后，各个环节的成本都已经大大下降，只是由于多晶硅的短缺而形成的材料价格居高不下和开工不足，才使得光伏产品终端组件最终的价格下降幅度不大。

　　而随着国内去年多晶硅产能的成倍扩张，加之被2008年国际金融危机造成的订单下降的冷水一浇，使得光伏产品的成本和价格都大大降低。因此，光伏产业必须借助这次国际金融危机引发的成本下降之机，尽快由政府补助驱动转为市场驱动，只有这样才能保证光伏产业真正健康地发展。

　　政府补贴对行业固然是一件好事，但完全依赖政府补贴作为产业或行业发展的动力，却又蕴藏着很大的风险。一旦政策变化或终止时，所带来的产业冲击是十分巨大的。只有尽快建立真正的光伏市场体系，使光伏产业按照市场规律运作起来，才能够充分发挥政府补贴的杠杆作用，减少政策变动对产业可能造成的伤害。

　　因此，光伏成本的下降，并不是在国际金融危机引起的不景气中的权宜之计。行业内所有的从业人员都必须有这样的认识，不管行业景气与否，光伏产业中各个环节的产品价格必须不断下降，直到光伏发电的成本切切实实地低于火力发电为止。这是所有光伏从业人员必须为之奋斗的目标。只有成本下降，才是光伏产业发展的真正动力。

　　中国光伏发电成本变动趋势
　　目前中国的光伏行业虽然已经在产品制造的规模上成为世界第一，但由于发展时间短，且形成了少数几家公司独霸行业的局面，因此光伏的制造配套体系尚未完全建立，突出表现在装备制造、生产制程、质量管理和原辅料的生产方面。目前，这些问题正在逐步改善，相信会逐步得到解决。

　　先说说光伏组件。在前面所说的15元/瓦～18元/瓦的成本中，是由如下部分构成的：多晶硅、拉单晶、切片、电池片、组件。下表列出了2009年4月的光伏组件价格，以及2010年4月光伏组件的预测价格。需要说明的是，因为各厂情况不一，该表中价格仅为参考，实际价格会有差异。

[IMG]http://photo.blog.sina.com.cn/blogpic/4b1267090100dc4k/4b126709x68f06ea3b57a[/IMG]

　　在成本趋势方面，2009年以前，光伏体系的制造成本主要是受多晶硅成本的制约。但在2009年以后，多晶硅成本已经并且还有望进一步大幅下降。因此，多晶硅将不会再成为太阳能电池发展的瓶颈。

　　硅片与电池片及组件的加工主要取决于工艺和规模。目前，中国从硅片到组件行业，每瓦的制造成本已经大幅降低，但此降低基本上还是局限在表面的人工材料方面。由于装备和一些辅料如银浆、硅烷等还需要进口，生产工艺和高效电池工艺研发相对落后，因此进一步下降成本的空间依然是很大的。

　　在逆变和输配电部分，由于中国过去自身安装电站的容量很小，因此这是中国光伏产业最为薄弱的环节，也是价格下降空间最大的一个环节。目前，中国仅在北京、合肥、深圳等地有少量公司从事专业的太阳能光伏发电的逆变器与控制器的制造，但还存在产量低、成本高的问题。但是，由于光伏逆变与常规的备用电源和电气传动变频在技术上相通，而后者的国内制造商已经颇具规模，因此一旦光伏市场启动，必将有许多原来的电力电子和电气传动设备制造商大举进入这个领域。因此，逆变和输配电环节的成本将会大大降低。

　　电站建设包括土地三通一平、电站土建和输配线路的敷设。这部分成本是常规的电力建设安装，成本因地制宜。光伏行业对土建的要求比火电行业的要求更加简化，没有特殊的成本要求。一旦光伏产业形成规模，相关的成本也会比现有的示范电站降低很多。

　　多晶硅成本走势
　　尽管多晶硅的成本在光伏组件中所占的成本比重已经从去年的70%锐减到现在的30%，但毕竟多晶硅作为光伏电池的主原料，价格永远都会成为光伏电池组件的标杆价格。那么，多晶硅今后的价格走势如何？在从320万元/吨的高位下跌到60万元/吨后，多晶硅价格还有多少下降空间？

　　多晶硅的价格下降空间其实与多晶硅的生产成本有关。目前，国内已经投产的多晶硅厂的产品成本大约在30万元/吨～40万元/吨左右，加上25%的毛利率，多晶硅价格应当在40万/吨～50万元/吨。

　　江西赛维3月份在上海宣布，该厂的多晶硅产品线投产后，成本将只有20美元/公斤，也就是14万元/吨。那么，加上25%的毛利率，多晶硅价格将能够低到20万元/吨。

　　多晶硅的成本下降，还与生产工艺有关。以上所提及的成本都是现有的西门子工艺或改良西门子工艺。采用西门子工艺，目前国际的多晶硅价格大约在每公斤25美元左右，而使用国内的改良西门子工艺则在每公斤35美元左右。赛维提出的每公斤20美元，应当是采用了流化床还原工艺的西门子法或硅烷法。硅烷流化床法目前预计可将多晶硅成本降低到15美元/公斤～20美元/公斤，但能否量产还有待观察。

　　其实，如果我们跳出市场需求和成本的圈子，从更高的角度来看待多晶硅工艺的话就会发现，多晶硅的价格应当是由光伏发电能否大规模应用来确定最适宜的价格的。所谓大规模应用，就是光伏发电的每千瓦时电价能够与煤电价格相当。考虑煤电的资源枯竭和二氧化碳的处理成本，我们将每千瓦时电价定位于0.8元人民币。由于光伏发电的年发电时间基本上在1000小时～1500小时之间，因此每瓦的装机成本应当在人民币1万元以下。按照前面分析，现在的成本如果同比下降(可以考虑多晶硅价格的降幅更大些)，则多晶硅的成本应当在每吨20万元左右，这就是大势所趋的多晶硅价格。

　　目前，能够适应今后大规模光伏应用的多晶硅的生产工艺有硅烷流化床法和物理冶金法。这两种工艺中，后一种工艺的成本降低的空间更大些，目前已经有公司宣称能够达到每公斤15美元的成本，而且进一步降低成本的空间依然很大，如果批量足够大可望降低到每公斤10美元以下。不过，物理冶金法的问题是，由于工艺较新，纯度也还不够高。不过从最近一年通过物理法工艺生产硅材料的情况来看，物理冶金法突破太阳能使用的瓶颈应当是今年以内可实现的事情。

　　光伏发电成本究竟几何
　　3月22日开标的敦煌10MW光伏电站特许权招标项目曝出了0.69元/千瓦时的最低价，这个价格低得超出了大多数人的预料，引起了市场和政府部门对光伏成本究竟是多少的关注。

　　如果说敦煌招标中0.69元/千瓦时的最低价还缺乏代表性的话，那么13家最后入围的投标者报出的次低价为1.09元/千瓦时，最高价也只有1.67元/千瓦时。平均价在1.5元/千瓦时以下的投标统计结果表明，光伏发电成本的下降速度，其实已经大大超出了中国有关政府决策者的预料。对于大多数投标企业来说，中国光伏上网电价的成本已经一举突破了4元/千瓦时、3元/千瓦时、2元/千瓦时和1.5元/千瓦时的几个重要价位关口，一下子降到了1.5元/千瓦时以下。这对于中国光伏行业来说，无论从任何角度来看，都不是坏事。

　　那么，中国光伏发电的成本现在究竟是多少呢？
　　地面光伏发电站的成本组成大致可以分为光伏组件、逆变和输配电、电站建设安装、土地价格几个部分。目前，光伏组件的价格已经由去年的35元/瓦左右降到了15元/瓦到18元/瓦，逆变和输配电部分的价格则由去年的12元/瓦左右降到了4元/瓦到6元/瓦，而电站建设安装(含土建、支架和布线)的施工成本则视地理条件而定，但通常按照每瓦3元～5元的价格来说，对1MW以上的电站是合适的。

　　离网型电站可以减少并网和外线费用，但要增加蓄电系统。蓄电池的价格随容量和蓄电时间而定。如果电站同时有风力发电作为互补，则蓄电系统的容量要求可以大大减少。但如果仅仅依赖光伏发电，那么蓄电系统的容量就要大大增加，而成本也就成倍上升了。

　　而对于屋顶电站，光伏组件的价格同样为15元/瓦～18元/瓦，由于屋顶可以直接固定组件，因此基建和支架费用可以降低到每瓦2元～3元，土地成本也可以省去。但是，由于屋顶电站通常规模较小，因此逆变并网部分的成本则有所增加，大约在4元/瓦～8元/瓦左右。这样，屋顶光伏的成本应当在21元/瓦～29元/瓦之间。

　　而对于光伏建筑一体化的系统，如幕墙发电系统，成本与建筑物的设计和光伏电池与建筑装饰材料生产过程的结合程度有很大的关系。研究表明，如果设计院、建材生产商和光伏制造商能够充分协作起来，建材光伏一体化的发电单元的制造成本与单独生产光伏组件的成本类似，甚至比建材加光伏组件的成本还低，而逆变和布线系统则可以整体并入到建筑物的电力系统中去。因此，BIPV(光伏建筑一体化)的成本可能比单独的光伏发电还要低得多。

　　对于计划投资光伏电站的投资者来说，除了上述成本外，还必须考虑电网接入费用(外线费用)、道路费用、财务费用、运营费用。对于1MW以上的光伏电站，如果能够拿出投资额的1%～2%作为每年的运营费用就足够了。

　　至于合理的上网电价，则还取决于发电上网收费的期限，10年、20年、30年等不同的投资回收期上网电价的价格都不同。如果按照现在的价格估算，对于地面光伏电站，每千瓦时电1.2元～1.5元的价格，回收期应当在10年以内。

　　当前是政府扶持最佳机遇期
　　目前中国的光伏产业已经借助德国、日本、美国的市场形成了初具规模的加工制造能力，装备制造和多晶硅材料这两个长期依赖进口的环节也已经在政府和投资者的支持下开始蓬勃发展，光伏产业从装备到材料全方位的国产化近在咫尺。但是，由于目前光伏的成本依然不足以实现市场化发展，因此光伏产业大发展局面的形成还需要将政府的扶持作为第一推动力。

　　财政部的政策走出了政府补贴的第一步，但是还需要进行补助面的拓宽和操作实施的细化。其实，中国政府现在进行全方位扶持的时机是最佳的，所需要的投入资金将远远比5年前德国政府进行光伏产业扶持时要低得多，效果也会好得多。目前中国光伏产业处于成本的临界点，一旦政府给出了这个“第一推动力”，中国乃至世界的光伏市场将很快进入按照市场规模进行自我循环的轨道，这个时间将远远比过去认为的20年、30年要短得多，可能是七八年，甚至三五年。

　　可以预期，中国将成为世界上第一个实现光伏发电大规模商业化运营的国家。无论是政府、电力系统，还是光伏产业的制造商和供应商，都应当对此有充分的准备，做好相应的应对策略。

该贴内容于 [2009-05-03 00:32:35] 最后编辑