1、光伏產(chǎn)業(yè)分析報告目錄 TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc369802375 多項國家光伏政策密集出臺 PAGEREF _Toc369802375 h 3 HYPERLINK l _Toc369802376 一、光伏電價及資金相關(guān)政策 PAGEREF _Toc369802376 h 3 HYPERLINK l _Toc369802377 2.光伏產(chǎn)業(yè)的制造法規(guī)和政策4 PAGEREF _Toc369802377 h HYPERLINK l _Toc369802378 3 、光伏電站項目相關(guān)政策5 PAGEREF _Toc369802378 h HYPERLINK l

2、 _Toc369802379 西部地面電站投資收益可觀 PAGEREF _Toc369802379 h 5 HYPERLINK l _Toc369802380 一、上網(wǎng)電價敲定是重大利好 PAGEREF _Toc369802380 h 5 HYPERLINK l _Toc369802381 2、四季度現(xiàn)有地面電站將搶裝 PAGEREF _Toc369802381 h 7座 HYPERLINK l _Toc369802382 3. 東部地區(qū)分布式推廣潛力巨大 PAGEREF _Toc369802382 h 9 HYPERLINK l _Toc369802383 1. 分布式理論上對 PAGERE

3、F _Toc369802383 h 投資具有吸引力9 HYPERLINK l _Toc369802384 2.展示區(qū)分布式推廣 PAGEREF _Toc369802384 h 9 HYPERLINK l _Toc369802385 金融服務(wù)11 PAGEREF _Toc369802385 h HYPERLINK l _Toc369802386 4. 分布式商業(yè)模式仍有待探索 PAGEREF _Toc369802386 h 12 HYPERLINK l _Toc369802387 補貼資金保障大幅提升14 PAGEREF _Toc369802387 h HYPERLINK l _Toc36980

4、2388 5. 制造法規(guī)阻礙新產(chǎn)能擴張 PAGEREF _Toc369802388 h 15 HYPERLINK l _Toc369802389 6. 投資策略 PAGEREF _Toc369802389 h 18 HYPERLINK l _Toc369802390 7. 風險因素 PAGEREF _Toc369802390 h 18 HYPERLINK l _Toc369802391 附錄 PAGEREF _Toc369802391 h 19 HYPERLINK l _Toc369802392 一、國家發(fā)展改革委關(guān)于利用價格杠桿促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知 PAGEREF _Toc369802

5、392 h 19 HYPERLINK l _Toc369802393 二、國家發(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整可再生能源電價和環(huán)保電價附加標準的通知 PAGEREF _Toc369802393 h 21 HYPERLINK l _Toc369802394 三、光伏制造行業(yè)法規(guī)與條件 PAGEREF _Toc369802394 h 22一、國家多項光伏政策密集出臺一、光伏電價及資金相關(guān)政策2013年8月30日日前，國家發(fā)改委印發(fā)了國家發(fā)改委關(guān)于利用價格杠桿促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知（以下簡稱價格通知）和國家發(fā)改委關(guān)于利用價格杠桿促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知（以下簡稱價格通知）兩個緊急文件發(fā)改委關(guān)于調(diào)整可再生能源

6、電價附加標準及環(huán)保電價相關(guān)事宜的通知，明確全國三類資源區(qū)光伏電站上網(wǎng)電價基準價為0.9元、0.95元、1元/千瓦時，以發(fā)電量為基礎(chǔ)的分布式電價補貼標準為0.42元/千瓦時。住宅和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)將從每千瓦時 0.8 美分提高o 1.5 美分。2013年3月，國家發(fā)改委向部分政府機構(gòu)和相關(guān)光伏發(fā)電企業(yè)印發(fā)了關(guān)于完善光伏發(fā)電價格政策的通知草案。 價格通知確定的上網(wǎng)電價明顯高于征求意見稿，四類資源區(qū)合并為三類資源區(qū)。價格通知確定的0.42元的千瓦時補貼也比草案中的0.35元增加了20%。此次上調(diào)可再生能源附加費，是自2006年征收1%的錢以來的第四次調(diào)整，基本延續(xù)了此前一倍的調(diào)整幅度。2、光伏產(chǎn)業(yè)制造法規(guī)和

7、政策2013年8月27日，工信部正式發(fā)布光伏制造業(yè)條例與條件（征求意見稿），并2013年9月17日發(fā)布正式草案（征求意見稿未修改），將討論多晶硅的要求、硅棒、硅錠、硅片、電池、光伏行業(yè)的電池。規(guī)定了組件等制造領(lǐng)域的生產(chǎn)布局和立項、生產(chǎn)規(guī)模和工藝技術(shù)、資源能源綜合利用、環(huán)境保護和質(zhì)量管理，促進光伏制造業(yè)兼并重組和技術(shù)改造，促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。開發(fā)。三、光伏電站項目相關(guān)政策2013年9月24日之后，國家能源局發(fā)布光伏電站項目管理暫行辦法，將光伏電站審批制改為備案制，省級主管部門對光伏項目實行備案管理。2013年9月28日，財政部印發(fā)關(guān)于光伏發(fā)電增值稅政策的通知，2013年10月1日此后2015年

8、12月31日，對銷售自產(chǎn)太陽能發(fā)電產(chǎn)品的納稅人，征收50%的增值稅政策。立即退還。2、西部地面電站投資收益可觀一、上網(wǎng)電價敲定是一大利好經(jīng)過六次特許權(quán)招標，國家基本摸清了全國各地風能資源分布情況，最終形成了不同地區(qū)風電上網(wǎng)電價；同樣，國家此前也通過了多次光伏電站項目特許權(quán)招標，對全國照明資源進行了調(diào)查。在征求意見稿中，形成了四類資源區(qū)光伏電站上網(wǎng)電價標桿，將價格通知合并為三類。2011年光伏上網(wǎng)電價出臺后，雖然企業(yè)赴西部建設(shè)光伏電站的熱情高漲，但不得不承認，補貼期問題一直困擾著投資者。補貼期限不明，銀行無法衡量投資回報，投資者的融資受到很大限制。現(xiàn)在，20年的補貼期已經(jīng)解決，融資問題得到了改善

9、，這對光伏應(yīng)用的發(fā)展來說是一個很大的利好。2012年底，國務(wù)院常務(wù)會議明確提出，要健全中央財政資金支持光伏發(fā)展的機制。光伏電站項目實行與風電相同的增值稅優(yōu)惠政策，但實際上并未落實。 關(guān)于光伏發(fā)電增值稅政策的通知明確，增值稅即征即退2013年10月1日50%。據(jù)測算，光伏電站項目的部分收益率將提高1-2個百分點。我們以I類為例，測算當前環(huán)境下光伏地面電站的投資收益。計算結(jié)果為內(nèi)部收益率達到13.9%，投資回收期為5.5年?？紤]到電力集團一般是光伏地面電站投資的主體，投資收益完全符合央企投資的最低標準（IRR貸款利率+2個百分點）。通過上網(wǎng)電價和有效發(fā)電時間的敏感性分析發(fā)現(xiàn)，I類地區(qū)普遍具有投資吸

10、引力，II類地區(qū)光資源較好的地區(qū)也具有相當大的投資吸引力，而III類地區(qū)對投資吸引力相對較小。投資。力量。但部分二、三類地區(qū)有地方政府額外上網(wǎng)電價補貼，對投資也很有吸引力。2、四季度現(xiàn)有地面電站安裝量將激增根據(jù)價格通知，分區(qū)標桿上網(wǎng)電價政策適用于2013年9月1日以后備案（核準）的，與2013年9月1日前備案（核準）但投入的光伏發(fā)電相同。 2014 年 1 月 1 日及以后的運營。電站項目；這意味著2013年9月1日前備案（批準）、2014年1月1日前投產(chǎn)的光伏電站項目仍享受1元/kWh上網(wǎng)電價。一類地區(qū)降低0.10元/千瓦時，將帶來6個百分點以上的減產(chǎn)，二類地區(qū)降低0.05元/度，將帶來2個

11、百分點以上的減產(chǎn)。由此推斷，2013年第四季度的搶裝是可以預期的，這在我們的產(chǎn)業(yè)鏈研究中得到了驗證。在上網(wǎng)電價0.9元/kWh的情況下，通過投資成本和有效發(fā)電時間的敏感性分析，我們發(fā)現(xiàn)IRR對投資成本非常敏感。隨著電廠投資成本的不斷下降，IRR的提升幅度較大，投資吸引力將顯著提升。在保證電站質(zhì)量的前提下，一些電站開發(fā)企業(yè)將投資成本降低到8元/W以下，投資收益非常可觀。此外，根據(jù)光伏電站項目管理暫行辦法，以備案制代替審批制，下放權(quán)力，有利于充分發(fā)揮市場機制作用。在光伏行業(yè)，減少光伏項目的審批時間和成本，增加光伏項目數(shù)量。項目的實際收益將增強光伏電站建設(shè)資金的積極性，提高光伏電站建設(shè)規(guī)模和建設(shè)速度

12、。3、東部地區(qū)分布式推廣潛力巨大1.分布式理論上對投資有吸引力征求意見稿中0.35元/kWh的補貼，在一定程度上使投資分布式光伏電站具有吸引力；自發(fā)自消比和終端電價較高的地區(qū)，發(fā)展分布式光伏的動力更大；分布式項目至少適用于全國70%以上的省市。千瓦時補貼較草案上調(diào)20%至0.42元/千瓦時，進一步提升分布式系統(tǒng)的投資吸引力。我們以江浙地區(qū)工商用戶為例，在當前環(huán)境下，測算分布式電站的投資收益。計算結(jié)果為內(nèi)部收益率達到9.3%，投資回收期為9年。2.展示區(qū)分布式推廣雖然理論上的計算結(jié)果相當可觀，但分布式配送對于國內(nèi)來說還是一個全新的事物，其商業(yè)模式還需要在實踐中探索；基于試點探索的考慮，全國推廣分

13、布式配電從示范區(qū)開始。 2013年8月，國家能源局發(fā)布關(guān)于建設(shè)分布式光伏發(fā)電應(yīng)用示范區(qū)的通知，批準了18個示范區(qū)：海淀公園、中關(guān)村、順義、松江、武清、高碑店、英利。 ,XX高新區(qū),高新區(qū),高新區(qū),三水工業(yè)園,從化珍珠工業(yè)園,前海,灣新區(qū),2013年計劃裝機749MW,計劃裝機2015年產(chǎn)能為1823MW。另據(jù)媒體報道，2013年10月，國家能源局或?qū)拥诙噶睢？紤]到國家級開發(fā)區(qū)100多個，省級開發(fā)區(qū)1000多個，國家有足夠的園區(qū)資源推廣分布式光伏。3、金融服務(wù)將支持分布式分布式融資環(huán)境也將迎來實質(zhì)性改善。 2013年8月22日，國家能源局聯(lián)合國開發(fā)銀行發(fā)布關(guān)于支持分布式光伏發(fā)電金融服務(wù)的

14、意見，旨在引導社會資本投資，發(fā)揮金融作用，有效刺激分布式光伏發(fā)電投資。杠桿作用。據(jù)悉，在預計于近期發(fā)布的國家能源局、國家開發(fā)銀行關(guān)于開展分布式光伏發(fā)電金融支持試點工作的通知中，將在條款方面給予較大優(yōu)惠利率和貸款期限，例如最長 20 年。貸款期限，優(yōu)質(zhì)項目可在基準利率基礎(chǔ)上給予5%-10%的優(yōu)惠。同時，為分布式光伏項目開辟綠色優(yōu)惠通道：項目貸款期限原則上不超過15年，可根據(jù)項目實際延長3-5年。獲認可的項目給予5%-10%的利率優(yōu)惠；項目驗收部自收到提交的評審報告之日起20個工作日內(nèi)完成項目路演和評審。此外，國開行將擴大受益人圈。光伏制造企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、工程承包企業(yè)等工商企事業(yè)單位符合國開行直接

15、貸款申請資格，信用等級不低于BBB-。國開行信貸支持。4、分布式商業(yè)模式仍有待探索我們對分布式光伏未來的大發(fā)展充滿信心，但在此之前，分布式商業(yè)模式仍需進一步探索。從目前來看，能源管理合同（EMC）是分布式系統(tǒng)更合理的商業(yè)模式。光伏開發(fā)商承擔節(jié)能服務(wù)公司（EMCo）的角色，用電量單位相當于節(jié)能客戶。合同能源管理的本質(zhì)是一種以降低能源成本支付節(jié)能項目全部成本的節(jié)能經(jīng)營方式。對于工業(yè)園區(qū)，企業(yè)可以同時擁有廠房的所有權(quán)和使用權(quán)，即企業(yè)既是業(yè)主又是電力消費者；企業(yè)也可能只有使用權(quán)（通過租賃），企業(yè)不是所有者，而只是電力消費者。如果是后者，那么光伏開發(fā)商需要與業(yè)主和電力用戶協(xié)商，這將增加項目開發(fā)的難度。我

16、們認為，上述困難并非不可克服，但任何新模式的發(fā)展和推廣都需要探索。我們預計，2014-2015年，分布式光伏的商業(yè)模式將越來越成熟，分布式光伏的巨大潛力將得到有效釋放，行業(yè)將迎來爆發(fā)式增長。我們暫不上調(diào)全國新增裝機容量預測值，維持此前預測的2013-2015年裝機容量8GW、10GW和12GW。四、補貼資金保障大幅提升當國家大規(guī)模發(fā)展光伏應(yīng)用時，市場一直擔心可再生能源發(fā)展基金能否負擔得起所需的補貼。 國家發(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整可再生能源電價和環(huán)保電價附加標準的通知將可再生能源電價附加標準從每千瓦時0.8分錢提高到1.5分錢，這將徹底消除市場對補貼資金的疑慮。此前，光伏電站普遍存在補貼發(fā)放延遲的問題

17、，影響電站正常運行，增加資金成本，降低電站投資實際收益，但現(xiàn)在問題已初露端倪。改進。據(jù)媒體報道，國家能源局已經(jīng)對政策規(guī)則進行了研究，涉及電表、電費結(jié)算、稅收等問題，預計將于近期發(fā)布。地面電站脫硫去庫存電價由電網(wǎng)按月下達，不存在拖欠問題；補貼細則實施后，補貼部分按季度預撥給電網(wǎng)，電網(wǎng)按月劃撥。對于分布式電站，明確用電計量方式（涉及光伏系統(tǒng)發(fā)電、上網(wǎng)剩余電量、外購電量）后，按時發(fā)放補貼不成問題。5、制造法規(guī)阻礙新產(chǎn)能擴張光伏制造業(yè)條例為企業(yè)產(chǎn)能設(shè)定了底線。雖然門檻不高，主流上市公司（包括A股、美股和港股）都符合要求，但至少可以排除一些中小企業(yè)。光伏制造業(yè)條件還規(guī)定，每年用于研發(fā)和工藝改進的費用不少

18、于銷售額的3%，不少于1000萬元。對于一二線企業(yè)來說，上述對研發(fā)費用的要求并不構(gòu)成障礙，但對于年銷售額較小的中小企業(yè)來說，1000萬的研發(fā)費用就足以成為一個高門檻，而且往往把更多的精力放在銷售渠道和成本控制上。光伏制造業(yè)條件最大亮點在于，明確規(guī)定對單純擴大產(chǎn)能的新建光伏制造項目進行嚴格控制。為加強技術(shù)創(chuàng)新、降低生產(chǎn)成本等確有必要的新建、改建、擴建項目，應(yīng)當報行業(yè)主管部門和投資主管部門備案。新建和改建的光伏制造項目，最低資本金比例為20%；申報合規(guī)時上一年度實際產(chǎn)量不得低于上述產(chǎn)能門檻的50%。更重要的是，新建和改造光伏制造項目的技術(shù)門檻明顯高于現(xiàn)有項目。從目前市場的技術(shù)水平來看，16%多晶和

19、17%單晶的電池轉(zhuǎn)換效率相當于現(xiàn)有產(chǎn)能的零門檻；然而，18%多晶和20%單晶的電池轉(zhuǎn)換效率是不可逾越的。高山，除準單晶產(chǎn)品逐漸淡出市場外，只有N型單晶產(chǎn)品符合要求。在多晶硅制造方面，新增產(chǎn)能所需的100kWh/kg綜合電耗已處于全國一流廠商水平。保利協(xié)鑫、南玻（技改后）、特變電工（新線）等一線工廠的冷加氫工藝綜合電耗均控制在100kWh/kg以下，而大慶新能源（新線）擁有熱加氫過程耗電大，目前綜合電耗仍在100kWh/kg以上；而二三線企業(yè)的綜合用電量在150kWh/kg左右，甚至沒有達到現(xiàn)有產(chǎn)能的最低門檻。我們認為，光伏制造業(yè)狀況對新增產(chǎn)能的更高要求，將有效防止非高效產(chǎn)能擴張。根據(jù)光伏制造業(yè)

20、條例和條件，關(guān)于光伏企業(yè)兼并重組的實施意見正在出臺。部分三四線中小企業(yè)將因不符合監(jiān)管條件而面臨破產(chǎn)重組。六、投資策略隨著國家多項光伏新政策的出臺，電站投資收益的確定性大大提高，電站開發(fā)企業(yè)受益明顯。 、愛康科技等已出臺的光伏制造業(yè)條例及條件和已出臺的光伏企業(yè)兼并重組實施意見將惠及各制造環(huán)節(jié)的龍頭企業(yè)，尤其是相關(guān)企業(yè)隆基、中環(huán)等高效硅片；擁有新技術(shù)的設(shè)備和耗材企業(yè)有望受益于下一輪的高效產(chǎn)能擴張。相關(guān)標的包括鑫達新材料、京盛機電等?？傮w上，我們對HT-SAAE、隆基、特變電工、中立科技、日升、海潤光伏、電力、中環(huán)等維持強烈推薦。7. 風險因素政策執(zhí)行未能達到預期；并網(wǎng)地面電站或發(fā)電量不達預期；分布

21、式項目沒有達到預期；海外貿(mào)易壁壘。附錄一、國家發(fā)展改革委關(guān)于利用價格杠桿促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知各省、自治區(qū)、直轄市發(fā)展改革委、物價局：為充分發(fā)揮價格杠桿在引導資源優(yōu)化配置中的積極作用，促進物價行業(yè)健康發(fā)展光伏發(fā)電行業(yè) 根據(jù)國務(wù)院關(guān)于促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的若干意見（國發(fā)201324號）相關(guān)要求，決定進一步完善光伏發(fā)電項目價格政策.現(xiàn)將有關(guān)事項通知如下：一、光伏電站價格（1）根據(jù)當?shù)靥柲苜Y源條件和建設(shè)成本，將全國劃分為三類太陽能資源區(qū)，并據(jù)此制定光伏電站標桿上網(wǎng)電價。各資源區(qū)光伏電站標桿上網(wǎng)電價標準見附件。（二）光伏電站標桿上網(wǎng)電價高于當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價（含脫硫等環(huán)保電價，下同）的部分

22、，由可再生能源發(fā)展基金資助。2、分布式光伏發(fā)電價格（一）分布式光伏發(fā)電，實行全額電費補貼政策。電價補貼標準為每千瓦時0.42元（含稅，下同），通過可再生能源發(fā)展基金支付，由電網(wǎng)企業(yè)劃轉(zhuǎn)；其中，分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)自用的電量，由電網(wǎng)公司按照當?shù)厝济簷C組上網(wǎng)電價標桿購買。（二）與電價征收的各類基金及附加，免征分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)自用，與系統(tǒng)備用容量費及其他相關(guān)并網(wǎng)服務(wù)費有關(guān)。3、實施時區(qū)標桿上網(wǎng)電價政策適用于2013年9月1日以后備案（核準），2013年9月1日前備案（核準）但于2013年9月1日及以后投產(chǎn)的光伏電站項目。 2014 年 1 月 1 日；電價補貼標準適用于享受中央財政投資補貼以外的分布

23、式光伏發(fā)電項目。4. 其他規(guī)定（一）享受國家電價補貼的光伏發(fā)電項目，應(yīng)當符合可再生能源發(fā)展規(guī)劃、固定資產(chǎn)投資審批程序和相關(guān)管理規(guī)定。（2）光伏發(fā)電項目自投產(chǎn)以來執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價或電價補貼標準，期限原則上為20年。根據(jù)光伏發(fā)電發(fā)展規(guī)模和發(fā)電成本變化等因素，國家將逐步降低光伏電站上網(wǎng)電價標桿和分布式光伏發(fā)電電價補貼標準，促進科技進步進步，降低成本，提高光伏發(fā)電市場競爭力。（三）鼓勵通過招標等競爭方式確定光伏電站上網(wǎng)電價或分布式光伏發(fā)電電價補貼標準，但上網(wǎng)電價和電價補貼標準通過招標等方式形成。競爭不得高于國家規(guī)定的標桿上網(wǎng)電價和電價補貼標準。（四）電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)積極為光伏發(fā)電項目提供必要的并網(wǎng)接入、計量

24、等電網(wǎng)服務(wù)，并按規(guī)定與光伏發(fā)電企業(yè)結(jié)算電價。同時，要不定期對光伏發(fā)電項目的發(fā)電量和上網(wǎng)電量進行測算和審核，并據(jù)此申請電價補貼。（五）光伏發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)必須如實、完整地記錄和保存光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電量、自發(fā)自用電量、電價結(jié)算、補貼金額等信息，并接受相關(guān)部門的監(jiān)督檢查。對欺詐定價行為進行查處。（六）各級價格主管部門要加強對光伏發(fā)電上網(wǎng)電價實施和電價附加補貼結(jié)算的監(jiān)管，確保光伏發(fā)電價格政策落實到位。國家發(fā)展和改革委員會2013年8月26日2、國家發(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整可再生能源電價和環(huán)保電價附加標準有關(guān)事項的通知各省、自治區(qū)、直轄市發(fā)展改革委、物價局、電力公司、國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司、華能、大唐、

25、華電、國電、中電投公司：為支持可再生能源發(fā)展，鼓勵燃煤發(fā)電企業(yè)進行脫硝除塵改造，促進環(huán)境保護，決定適當調(diào)整可再生能源電價附加和燃煤發(fā)電企業(yè)脫硝等環(huán)保電價標準。現(xiàn)將有關(guān)事項通知如下：1.將居民生活和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)以外的可再生能源電價附加標準從每千瓦時0.8分錢提高到每千瓦時1.5分錢。2.將燃煤發(fā)電企業(yè)脫硝電價補償標準從每千瓦時0.8分錢提高到1分錢。3.對采用新技術(shù)進行除塵設(shè)施改造，煙塵排放濃度小于30mg/m3（重點小于20mg/m3）的燃煤發(fā)電企業(yè)的除塵成本給予適當支持。地區(qū)），并已通過環(huán)保部門驗收。電價補償標準為每千瓦時0.2美分。4、上述價格調(diào)整自2013年9月25日起實施。5、在保持當前售

26、電價格總體水平不變的情況下，上述電價調(diào)整資金來源將主要利用電價和煤價下跌騰出的電價空間來解決。各?。▍^(qū)、市）具體電價調(diào)整方案由省物價主管部門研究制定，并于2013年9月10日前報我委批準。國家發(fā)展和改革委員會2013年8月27日三、光伏制造業(yè)的法規(guī)和條件為深入貫徹落實科學發(fā)展觀，引導光伏制造業(yè)加快轉(zhuǎn)型升級，促進我國光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展，根據(jù)國務(wù)院關(guān)于促進健康發(fā)展的若干意見 光伏產(chǎn)業(yè)管理辦法（國發(fā)201324號）及相關(guān)國家法律法規(guī)和產(chǎn)業(yè)政策，按照優(yōu)化布局、調(diào)整結(jié)構(gòu)、控制總量、鼓勵創(chuàng)新、支持應(yīng)用的原則，專門制定了光伏制造業(yè)的規(guī)定和條件。一、生產(chǎn)布局及立項（一）光伏生產(chǎn)企業(yè)和項目應(yīng)當符合國家資源開發(fā)

27、利用、環(huán)境保護、節(jié)能管理等法律法規(guī)，符合國家產(chǎn)業(yè)政策和相關(guān)產(chǎn)業(yè)規(guī)劃布局要求，符合地方總體土地利用規(guī)劃、城市總體規(guī)劃、環(huán)境功能區(qū)劃和環(huán)境保護規(guī)劃要求。（二）基本農(nóng)田保護區(qū)、飲用水源保護區(qū)、自然保護區(qū)、風景名勝區(qū)、重要生態(tài)功能保護區(qū)、生態(tài)敏感區(qū)、脆弱區(qū)等法律法規(guī)禁止建設(shè)工業(yè)企業(yè)的地區(qū)，應(yīng)當不建光伏制造項目。上述地區(qū)現(xiàn)有企業(yè)應(yīng)逐步向外遷出。（三）嚴格控制單純擴大產(chǎn)能的新增光伏制造項目。為加強技術(shù)創(chuàng)新、降低生產(chǎn)成本等確有必要的新建、改建、擴建項目，應(yīng)當報行業(yè)主管部門和投資主管部門備案。對于新建和改建的光伏制造項目，最低資本金比例為20%。2、生產(chǎn)規(guī)模及工藝技術(shù)（一）光伏生產(chǎn)企業(yè)應(yīng)采用技術(shù)先進、節(jié)能環(huán)保

28、、產(chǎn)品質(zhì)量好、生產(chǎn)成本低的生產(chǎn)工藝和設(shè)備。（二）光伏生產(chǎn)企業(yè)應(yīng)具備以下條件：在中華人民共和國境內(nèi)依法注冊成立，具有獨立法人資格；具有獨立的太陽能光伏產(chǎn)品生產(chǎn)、供應(yīng)和售后服務(wù)能力；具有自主研發(fā)機構(gòu)、技術(shù)中心或省級以上高新技術(shù)企業(yè)的企業(yè)資質(zhì)，年研發(fā)和工藝改進費用不低于總銷售額的3%，不低于1000萬元；申報符合規(guī)定時，上一年度實際產(chǎn)量不低于本條第（三）項規(guī)定的生產(chǎn)能力要求的50%。（三）光伏生產(chǎn)企業(yè)按產(chǎn)品類型應(yīng)滿足以下要求：1、多晶硅項目各期規(guī)模大于3000噸/年；2、硅錠年生產(chǎn)能力不低于1000噸；3、硅棒年生產(chǎn)能力不低于1000噸；4、硅片年生產(chǎn)能力不低于5000萬片；5、晶體硅電池年產(chǎn)能不低

29、于200MWp； 6、晶體硅電池組件年產(chǎn)能不低于200MWp；7、薄膜電池模組年產(chǎn)能不低于50MWp。（四）現(xiàn)有光伏生產(chǎn)企業(yè)和項目產(chǎn)品應(yīng)符合以下要求：1、多晶硅符合太陽能級多晶硅（GB/T25074）1級要求；2、多晶硅片（包括準單晶硅片）的少數(shù)載流子壽命大于2s，電阻率為1-3.cm，碳和氧含量分別小于16和18PPMA； 3.cm，碳和氧含量分別小于10和18PPMA；3、多晶硅電池和單晶硅電池的光電轉(zhuǎn)換效率分別不低于16%和17%；4、多晶硅電池組件和單晶硅電池組件的光電轉(zhuǎn)換效率分別不低于14.5%和15.5%；5、硅基、銅銦鎵硒（CIGS）、碲化鎘（CdTe）等薄膜電池模組的光電轉(zhuǎn)換效

30、率分別不低于8%、10%、11%、10% .（五）新建、改建、擴建企業(yè)和項目產(chǎn)品應(yīng)符合下列要求：1、多晶硅符合硅多晶（GB/T12963）二級以上要求；2、多晶硅片（包括準單晶硅片）的少數(shù)載流子壽命大于2.5s，電阻率為1-3.cm，碳、氧含量分別小于8和6PPMA； -3.cm，碳和氧含量分別小于8和6PPMA；3、多晶硅電池和單晶硅電池的光電轉(zhuǎn)換效率分別不低于18%和20%；4、多晶硅電池組件和單晶硅電池組件的光電轉(zhuǎn)換效率分別不低于16.5%和17.5%；5、硅基、CIGS、CdTe等薄膜電池模組的光電轉(zhuǎn)換效率分別不低于12%、12%、13%、12%。（6）多晶硅電池模組和單晶硅電池模組2

31、年衰減率分別不高于3.2%和4.2%，25年不高于20%；薄膜電池模組2年衰減率不高于5%，25年每年不超過20%。3、資源綜合利用與能源消耗（一）光伏制造企業(yè)和項目的用地應(yīng)當符合國家頒布的用地標準，嚴格耕地保護，節(jié)約集約用地。（二）光伏制造項目的能源消耗應(yīng)符合以下要求：1、現(xiàn)有多晶硅項目恢復電耗小于80kWh/kg，綜合電耗小于140kWh/kg；新建和改擴建項目恢復用電量小于60千瓦時/公斤，綜合耗電量小于100千瓦時/公斤；2、現(xiàn)有硅錠項目平均綜合能耗低于9kWh/kg，新建和擴建項目低于7kWh/kg；若采用多晶錠爐生產(chǎn)準單晶或高效多晶產(chǎn)品，項目平均綜合能耗低于7kWh/kg。能耗增加

32、量不得超過0.5 kWh/kg；3、現(xiàn)有硅棒項目平均綜合能耗低于50kWh/kg，新建及改擴建項目平均綜合能耗低于45kWh/kg；4、現(xiàn)有多晶硅片項目平均綜合能耗低于60萬千瓦時/萬片，新建和擴建項目低于55萬千瓦時/萬片；現(xiàn)有單晶硅片項目平均綜合能耗低于40萬千瓦時/萬片，新建及改擴建項目平均綜合能耗低于35萬千瓦時/萬片；5、電池項目平均綜合能耗小于15萬kWh/MWp；6、晶體硅電池組件項目平均綜合能耗小于80000kWh/MWp；薄膜電池組件項目平均能耗低于500,000 kWh/MWp。（三）光伏制造項目的生產(chǎn)用水量應(yīng)符合以下要求：1、多晶硅項目的水循環(huán)利用率不低于95%；2、硅片

33、項目用水量小于1400噸/百萬片；3、電池項目用水量小于1700噸/MWp。（四）其他生產(chǎn)單耗應(yīng)符合國家有關(guān)標準。4、環(huán)境保護（一）新建、改建、擴建光伏制造項目嚴格執(zhí)行環(huán)境影響評價制度，未通過環(huán)評審批的項目不得開工建設(shè)。按照環(huán)?！叭瑫r”的要求，項目配套建設(shè)的環(huán)保設(shè)施應(yīng)當在項目竣工后依法申請環(huán)保驗收，驗收合格后方可投入生產(chǎn)運營。通過了。企業(yè)應(yīng)有健全的企業(yè)環(huán)境管理機構(gòu)，制定行之有效的企業(yè)環(huán)境管理制度，定期開展清潔生產(chǎn)審核。（二）廢氣、廢水排放符合國家和地方大氣、水污染物排放標準和總量控制要求；惡臭污染物排放應(yīng)當符合惡臭污染物排放標準（GB14554）的規(guī)定，產(chǎn)生的工業(yè)固體廢物應(yīng)當依法處理。儲存、

34、處置或者綜合利用應(yīng)當符合危險廢物貯存污染控制標準（GB18597）和一般工業(yè)固體廢物儲存處置場所污染控制標準（GB18559）的相關(guān)要求。有處理能力的合格單位應(yīng)當妥善處理；廠界噪聲符合工業(yè)企業(yè)廠界環(huán)境噪聲排放標準（GB12348）。（三）鼓勵企業(yè)通過ISO14001環(huán)境管理體系認證、ISO14064溫室氣體認證、PAS2050/ISO14067碳足跡認證。（四）光伏制造項目應(yīng)按照環(huán)境影響報告書（表）及其審批、國家或地方污染物排放（控制) 標準和環(huán)境監(jiān)測技術(shù)法規(guī)。5.質(zhì)量管理（一）光伏生產(chǎn)企業(yè)應(yīng)建立健全質(zhì)量管理體系，配備質(zhì)檢機構(gòu)和專職檢驗人員。電池及電池組件生產(chǎn)企業(yè)應(yīng)配備AAA級太陽模擬器、高低溫環(huán)境試驗箱等關(guān)鍵檢測設(shè)備，鼓勵企業(yè)建設(shè)具有CNAS認可資質(zhì)的實驗室。（二）光伏產(chǎn)品質(zhì)量符合國家相關(guān)標準，并通過國家批準