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本期热点
本期热点关注光伏高效电池的发展历程，以及未来发展的趋势预测。
光伏 | 高效电池简史
2019-5月25日来源：微能网
近年来，能源危机与环境压力促进了太阳电池研究和产业的迅速发展。目前，晶体硅太阳电池是技术最成熟、应用最广泛的太阳电池，在光伏市场中的比例超过90%，并且在未来相当长的时间内都将占据主导地位。其中，单晶硅的晶体结构完美，自然界中的原材料丰富，特别是N型单晶硅具有杂质少、纯度高、少子寿命高、无晶界位错缺陷以及电阻率容易控制等优势，是实现高效率太阳电池的理想材料。
1. 单晶硅太阳电池的理论效率
对于同质结单晶硅太阳电池，2004年，Shockley和Queisser理论上计算的单晶硅太阳电池极限效率达33%，也称之为Shockley-Queisser(SQ)效率，但是该效率仅仅考虑了辐射复合，忽略了非辐射复合与本征吸收损失(例如俄歇复合与寄生吸收等)。
2. 高效单晶硅太阳电池结构及特点分析
MartinGreen分析了造成电池效率损失的原因，包括如图1所示的五个可能途径:(1)能量小于电池吸收层禁带宽度的光子不能激发产生电子-空穴对，会直接穿透出去。(2)能量大于电池吸收层禁带宽度的光子被吸收，产生的电子-空穴对分别被激发到导带和价带的高能态，多余的能量以声子形式放出，高能态的电子-空穴又回落到导带底和价带顶，导致能量的损失。(3)光生载流子的电荷分离和输运，在PN结内的损失。(4)半导体材料与金属电极接触处引起电压降损失。(5)光生载流子输运过程中由于材料缺陷等导致的复合损失。
2.1 钝化发射极背场点接触(PERC)电池家族
新南威尔士大学(UNSW)MartinGreen领导的小组提出PERC结构的单晶硅太阳电池，在P型FZ硅片上实现了22.8%的高转换效率，其基本结构如图2a所示。1999年，UNSW的该团队再次宣布其PERL太阳电池(如图2b所示)转化效率达到24.7%。与传统的单晶硅太阳电池相比，PERL太阳电池的主要特点和优势包括:(1)氧化硅作为PERL太阳电池背表面的钝化层，界面的复合速率显著降低。(2)背金属电极通过小孔接触到重掺杂的发射极，这种结构能够形成良好的欧姆接触，从而降低电阻损失。(3)倒金字塔陷光结构提供了更好的陷光效果，以MgF2/ZnS作为双减反层减少了光的反射，两者共同显著提高了太阳电池的短路电流。为了解决背部接触不足带来的等效串阻增大等问题，他们将整个硅片背面先采用轻硼掺杂，而后再采用定域重硼掺杂制备金属接触区，从而形成PERT电池，其结构如图2c所示。它可以实现高电导和低背表面复合速率，改善了开路电压和填充因子，在4cm2的P型MCZ硅片上取得24.5%的高效率。而PERC太阳电池结构如图2a所示，它具有背表面钝化优异与其制备技术的优势，近年来得到产业界的广泛重视，成为产业界下一代高效率高端电池产品。
FraunhoferISE采用一种无光刻、加工速度快、适用各种不同硅衬底的技术，获得的PERC电池效率超过21%，具有很好的产业化前景。2017年，隆基乐叶和晶科两家公司分别报道了效率达到23.26%和23.45%的单晶硅PERC电池。2018年，他们又先后报道了效率为23.6%和23.95%的电池，成为光伏行业的里程碑。在PERC电池的制备工艺中，背部电极的设计和金属电极与硅基底之间形成良好的欧姆接触是两个关键的步骤。目前实现金属电极与硅基底的欧姆接触技术越来越成熟，在生产线上已经得到普遍的运用。
2.2 交叉指式背接触(IBC)太阳电池
1975年，Schwartz首次提出背接触式太阳电池。经过多年的发展，人们研发出了交叉指式背接触(IBC)太阳电池，其结构示意图如图3所示。IBC太阳电池最显著的特点是PN结和金属接触都处于太阳电池的背部，前表面彻底避免了金属栅线电极的遮挡，结合前表面的金字塔绒面结构和减反层组成的陷光结构，能够最大限度地利用入射光，减少光学损失，具有更高的短路电流。同时，背部采用优化的金属栅线电极，降低了串联电阻。通常前表面采用SiNx/SiOx双层薄膜，不仅具有减反效果，而且对绒面硅表面有很好的钝化效果。这种前面无遮挡的太阳电池不仅转换效率高，而且具有外形美观等优势，适合应用于光伏建筑一体化，具有极大的商业化前景。目前IBC电池是商品化晶体硅电池中工艺最复杂、结构设计难度最大的电池，标志着晶体硅研发制造的最高水平。
作为IBC电池产业化领导者的美国SunPower公司已经研发了三代IBC太阳电池。其中，2014年在N型CZ硅片上制备的第三代IBC太阳电池的最高效率达到25.2%。天合光能公司一直致力于IBC单晶硅电池的研发，2017年5月自主研发的大面积6英寸(243．2cm2)N型单晶硅IBC电池效率达到24.13%;2018年2月，该电池的效率进一步提高到25.04%，开路电压达到715.6mV，并经过日本电气安全与环境技术实验室(JET)独立测试认证。这是迄今为止经第三方权威认证的中国本土效率首次超过25%的单结单晶硅太阳电池，也是目前世界上大面积6英寸晶体硅衬底上制备的单晶硅太阳电池的最高转换效率，标志着天合在高端光伏电池技术研究上迈出了重要的一步。
2.3 硅异质结(SHJ)太阳电池
PERL电池和IBC电池虽然可以获得极高的效率，但都是基于同质PN结实现的。AFOＲS-HET的理论计算表明，异质结有利于太阳电池获得更高的开路电压，从而获得较高的电池效率。由于异质结中两种半导体材料的禁带宽度、导电类型、介电常数、折射率和吸收系数等不同，比同质结的应用更加广泛。从20世纪80年代起，日本Sanyo公司及随后的Panasonic公司在单晶硅异质结太阳电池(HIT，也称SHJ)领域一直处于领先地位，经过对本征a-Si∶H钝化层、背部场结构、高导电与高透过ITO、陷光结构、金属化栅线和硅片厚度等关键技术的不断优化与调整，2013年将面积为101．8cm2的SHJ太阳电池效率提高到24.7%，开路电压(Voc)达到750mV，远高于同质结电池的开路电压，其基本结构如图4所示。
硅异质结(SHJ)太阳电池研究的迅速发展与其自身具备的优势密切相关，其优势如下:低温制备工艺、异质结造就的高Voc、双面制绒结构实现的双面采光、全钝化层接触结构、无需光刻开孔、载流子的一维传输和低成本高效率等。日本Kaneka公司致力于单晶硅异质结太阳电池的研究，他们采用双面制绒的硅片，以本征a-Si∶H作为钝化层，能取得高的开路电压，这也是获得高效率的重要原因。该硅片采用了双面制绒技术，降低了光学损失，其两面都生长TCO，具有光学透明与导电双重功能。此外，他们还在Ag电极上电镀Cu，降低了成本且提高了导电性，从而进一步优化了SHJ太阳电池的性能，其效率达到25.1%。
近年来我国在SHJ电池上已取得长足的进步。杭州赛昂报道的SHJ电池转换效率达到23．1%(有效面积229．9cm2)。中科院上海微系统与信息技术研究所自2015年在125mm×125mm的N-CZ硅片制备的电池取得22．5%的效率之后，通过改善硅片质量与绒面陷光结构，2017年2月在大面积(156mm×156mm)的N-CZ硅片上制备的SHJ电池效率达到23.5%。在工业化方面，国内外多家公司已经在逐步推进其产业化链的发展。
2.4 交叉指式背接触异质结(HBC)太阳电池
为了进一步提高单晶硅太阳电池转化效率，利用IBC电池高短路电流与SHJ电池高开路电压的优势，可结合成交叉指式背接触异质结(HBC)太阳电池，其结构示意图如图5所示。与IBC结构太阳电池相比，HBC太阳电池采用a-Si∶H作为双面钝化层，具有优异的钝化效果，能够取得更高的开路电压。在生长PN结的工艺中，他们采用区域型掩膜掺杂，降低了载流子的复合损失。与SHJ结构的太阳电池相比，其前表面无电极遮挡，而且采用SiN减反层取代TCO，减少光学损失的优势更加显著(在短波长范围内)，结合前表面两点优势，HBC电池能够取得更高的短路电流。
2017年，日本Kaneka公司研发的电池先后取得了26.3%、26.63%的转化效率。该公司的HBC电池(SHJ+IBC)前表面无金属电极，背部P、N层呈现有序规则的交错排列，大大降低了串联电阻Ｒs，且与P、N层接触相间的金属电极能够形成很好的欧姆接触，增大了短路电流。另外，优异的本征钝化层能够获取高的开路电压。这两大优势也决定了Kaneka公司能够相继取得世界晶硅电池的最高效率。
2.5 隧穿氧化层钝化接触(TOPCon)太阳电池
德国Fraunhofer研究中心在电池背面利用化学方法制备一层超薄氧化硅(～1．5nm)，然后再沉积一层掺杂多晶硅，二者共同形成了钝化接触结构，这种技术被称为隧穿氧化层钝化接触(TOPCon)技术。由于n+多晶硅与吸收层的功函数存在差异，前者会在后者表面形成一个累积层。累积层或者能带弯曲会产生一个势垒阻挡空穴达到隧穿氧化层，而电子则能够轻易达到。相比于电子，超薄氧化层也会为空穴提供更高的势垒阻挡其隧穿，因而该层具有载流子选择性。TOPCon太阳电池的隧穿氧化层钝化接触结构的能带图和其结构示意图如图6a、b所示。
Fraunhofer研究所采用N型FZ硅片，正面采用普通金字塔制绒，硼扩散，等离子体辅助的原子层沉积(ALD)氧化铝与等离子体化学气相沉积(PECVD)氮化硅的叠层结构起到钝化和减反效果。背面采用上述TOPCon技术(基于硝酸热氧化化学工艺)，PECVD沉积n+掺杂的多晶硅，接着通过进行高温(70～900℃)退火和氢钝化改善硅薄膜的形貌与带隙，最后正、反金属化采用电子束蒸发的Ti/Pd/Ag叠层和热蒸发的Ag实现，最终效率达到25.1%(Voc=718mV，短路电流(Jsc)=42．1mA/cm2，填充因子(FF)=83.2%)。随后，他们使用最佳厚度、低电阻率的硅片，并改变前表面减反层(SiNx/MgF2)，进一步降低光学损失，使得电池效率进一步提高到25.7%。图6c体现出背部全钝化接触与载流子一维传输特征，其中蓝色箭头表示电子传输。TOPCon最关键的技术就是超薄氧化层的制备。目前研究人员探索出一系列超薄氧化层的制备方法，如紫外臭氧氧化、等离子体辅助氧化(N2和O2混合气氛)、湿化学方法氧化(硝酸热氧化、盐酸热氧化)、高温热氧化(Ar与O2混合氛围下快速热氧化、超高真空热氧化)、高温中性氧原子等离子体氧化、场诱导阳极氧化等。
采用TOPCon技术的高效晶硅太阳电池虽然还处于研发阶段，但是该技术的运用也取得了一定的进展。实验室中，Yamamoto等将前表面SHJ的技术与背部采用TOPCon的技术结合，使得新型结构的电池(SHJ+TOPCon)效率接近于25%。基于IBC电池的优异结构，Ｒeichel等通过离子注入的形式将IBC结构与TOPCon技术结合，制备出新型的电池。
(IBC+TOPCon)，其Voc为682mV，伪填充因子(pFF)为82.2%。而Tao等以大面积(239cm2)的N-CzSi为衬底制备出了效率为21.2%的TOPCon电池，他们采用在室温和100℃环境下的湿化学硝酸氧化技术制备隧穿氧化层，并说明前表面发射极的复合影响电池性能，具有工业化生产的应用前景。随着TOPCon电池的超薄氧化层制备技术不断成熟，其不仅在实验室中得到了广泛的应用，而且具有很大的市场产业化空间。TOPCon太阳电池具有的工业化应用前景在于TOPCon技术的多样性，晶硅太阳电池的PN结、金属电极、减反层等工业技术已经成熟，为工业化生产高效晶硅太阳电池提供了一种选择。
2.6 多晶硅氧化物选择钝化接触(POLO)太阳电池
德国哈梅林研究所(ISFH)Peibst等致力于P型单晶硅太阳电池的研究，结合多晶硅和氧化从而形成全钝化接触，称之为POLO结构，其对应的POLO太阳电池结构如图7所示。POLO电池与TOPCon电池都是采用了多晶硅加氧化层结构设计，且其对应的氧化层的生长方法相近，不同点在于:(1)前者先采用低压化学气相沉积(LPD)法沉积本征多晶硅，然后采用离子注入形成n+/p+多晶硅，后者则采用PECVD法沉积n+多晶硅。(2)前者需要两面都生长氧化层，并分别生长n+、p+多晶硅;后者只需背部生长氧化层，并沉积n+多晶硅。(3)前者在离子注入后会形成n+/p+c-Si，而后者无该掺杂技术的使用，不会形成p+/n+c-Si。与a-Si:H/a-Si异质结相比，多晶硅/c-Si结的饱和电流密度和接触电阻更低，且其载流子的选择性更好。多晶硅虽然具有很高的缺陷态，但是应用于背结背接触POLO太阳电池(POLO-BJBC)中能够大幅降低载流子在PN结中的损失，从而取得了23．9%的效率。随后，ISFH研究所对比了同样厚度的p-a-Si∶H层与p-多晶硅层，结果发现，因寄生吸收造成的短路电流密度损失，前者要高于后者。他们研究多晶硅/c-Si结的载流子选择性的原理发现，n+-多晶硅和p+-多晶硅分别具有电子、空穴选择性，通过化学刻蚀的沟槽隔开，分别与表面氧化物接触，因而具有优异的钝化效果。
基于SHJ电池的优异钝化性能、多晶硅/c-Si选择性输运和TOPCon的隧穿氧化钝化特性，Stodolny等提出了称之为钝化发射极及背部多晶硅氧化物选择性接触(PEＲPloy)的新型结构的硅电池，取得了超过22%的转化效率。ISFH研究所Hasse等采用N型硅片衬底制备POLO电池，他们改善了POLO太阳电池的工艺流程，采用了无需光刻技术的方法，最终获得24.25%的高转化效率。2018年2月，德国ISFH研究所报道了基于P型硅片的单晶硅太阳电池，其效率达到了26.1%。ISFH研究制备的POLO太阳电池的基本结构示意图如图8所示。
比较图7和图8可知，后者的结构结合了IBC太阳电池结构的优势，前表面无金属电极，提高了入射光的利用率;而且后者结构更复杂，前后减反层分别为AlOx/SiNy/SiOz随机金字塔状结构、AlOx/SiOz叠层结构，进一步增强了钝化与光吸收效果。其中，POLO技术的最关键点为氧化物的生长和本征多晶体硅的沉积。首先在硅片两面进行热氧化或是紫外臭氧氧化，生长氧化硅层。然后通过LPD技术沉积本征多晶硅，再运用离子注入技术，形成P、N型的多晶硅和单晶硅。
利用光刻胶作为保护层，通过湿化学法对背面进行刻蚀，从而形成沟槽，将P、N型分离开后分别与金属电极接触，降低了载流子的复合，且形成载流子的选择性输运。相比于前面提到的几种结构的高效单晶硅太阳电池，该电池的制备流程复杂、繁琐，且目前只适合实验室制备阶段。但其优势也很突出，具有优异的选择性钝化接触特性，低温条件下就可以制备，且对硅衬底表面的洁净度要求不高。POLO-IBC电池离投入工业并大量生产还有一段距离，不仅仅需要简化工艺流程，而且还要兼顾成本与环保。
3.高效单晶硅太阳电池的发展趋势
至今为止，单晶硅太阳电池无论是在研究方面还是在产业化方面都得到了快速的发展。综合上述分析及目前的现状，下一步高效单晶硅太阳电池的发展趋势主要包括以下方面。
3.1 全钝化接触
在影响c-Si电池的诸多因素中，硅片质量的提高使得其体复合越来越小，新型钝化层及其制备技术的发展使得表面复合大幅降低。其中，金属电极与c-Si接触处的复合成为影响电池效率的关键因素，被认为是接近理论极限效率的最后一个限制因素。为减小金属与c-Si接触处的复合，一方面通过在电池(包括PERC、PERL和PERT等)背面局部开孔来减小金属与c-Si直接接触面积。虽然其转化效率达到或者接近25%，但是这些电池中依然存在金属与c-Si直接接触。背面开孔工艺复杂，且会对开孔处的硅材料造成损伤。此外，局部开孔技术使得载流子不仅偏离了垂直于接触面的迁移路径，而且可能会拥堵在开口处，进而导致填充因子损失。
另一方面，需要开发出新型的接触方案:既能够实现优异的表面钝化，又无需开孔便可分离和输运载流子，即载流子选择性钝化接触。该方案可实现硅片表面的全面积(包括接触区和非接触区)钝化，且此时载流子在两端电极之间是一维输运，有利于获得更高的填充因子，进而提高其转化效率。目前的研究热点主要包括硅异质结(SHJ)电池和隧穿氧化层钝化接触(TOPCon)电池，分别采用本征非晶硅/掺杂非晶硅(i-a-Si∶H/dopeda-Si∶H)和SiO2/掺杂多晶硅的组合来同时实现全表面钝化和载流子选择输运，最高效率分别达到25.1%和25.7%。在此基础上进一步与交叉指式背接触(IBC)技术相结合，前者使得电池效率进一步提升到26.6%，而后者刚超过20%。基于SiO2/掺杂聚合Si的优异载流子选择性输运特性，人们将其运用到硅片的前后表面形成对称结构，从而诞生了POLO电池，并取得了25%的效率。随后基于IBC结构的优异特性，实现了POLO-IBC结构的电池，将电池效率进一步提升至26.1%。此外，采用具有高功函数的材料(MoOx、VOx和WOx等)和低功函数的材料(LiFx、MgOx和TiO2等)作为空穴、电子选择性接触层也是实现载流子钝化接触的有效方案。
3.2交叉指式背接触(IBC)结构
从产业化角度来看，进一步提升晶硅电池的效率主要从两方面开展工作:一方面，在现有生产线基础上进行局部改进，包括栅线电极金属化技术、选择性发射电极(SE)技术、先进陷光技术、组件电学与光学优化以及无铝边框双玻组件技术等;另一方面，从实现高效电池产品的角度来说，开发新型载流子选择性钝化接触技术及其低成本的产业化技术，包括SHJ电池、TOPCon电池及其与叉指背接触(IBC)技术结合的新型结构电池、产业化核心设备以及关键辅助材料的研发。利用IBC结构前表面无金属栅线，绒面陷光结构充分地利用了入射光，背部与SHJ和TOPCon技术全钝化接触优势相结合，这样能够在晶体硅太阳电池中取得更高的效率。因而，IBC结构在今后的晶硅太阳电池中具有更加重要的地位与应用前景。
3.3 P型和N型硅片之争
相对于P型硅片，N型硅片具有体寿命高、对金属杂质的要求高以及没有硼氧对导致的光致衰退等优势，且制备的N型单晶组件具有弱光响应好、温度系数低等优点，是未来高效单晶硅太阳电池的必然选择，基于N型硅片的电池效率确实也达到了26.6%的效率记录。然而，2018年2月，德国ISFH研究所报道了基于P型硅片的单晶硅太阳电池效率达到了26.1%。因此，在P型硅片与N型硅片的选择上，仍然存在很大的争议。
4.结语
本文详细地介绍了六种主要的高效率单晶硅太阳电池的结构特征，通过比较它们的优缺点可以发现，具有优异的光利用率的IBC结构仍然是目前高效晶硅太阳电池研发的必要条件，这归功于其前表面无金属电极所带来的高短路电流的优势。此外，优异的选择性全钝化接触技术是提升开路电压与填充因子的关键因素。综合考虑抑制晶硅太阳电池性能的五大主要损失途径，充分地发挥这两大技术的优势，才能够实现更高的电池转化效率，并为实现低成本、高效率晶硅太阳电池的商业化和产业化建立一定的基础。
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2018-2025年高效电池技术发展走势预测
2019-3-11 来源：中国光伏行业协会CPIA
近几年，在政策和市场双轮驱动下，骨干企业加大了工艺研发和技改投入力度，生产工艺水平不断进步，高效电池技术不断发展。
2018年，各种电池技术平均转换效率方面，规模化生产的多晶黑硅电池的平均转换效率达到19.2%，使用PERC电池技术的单晶和多晶黑硅电池效率提升至21.8%和20.3%，较2017年分别提升0.5个百分点和0.3个百分点，N型PERT单晶电池平均转换效率已经达到21.5%。双面N型PERT电池和异质结（HJT）电池已进入量产，并且会成为未来发展的主要方向之一。下表给出了2018-2025年不同类型电池转换效率变化趋势
2018-2025年各类电池转换效率变化趋势
2018年，各种电池技术市场占比方面，BSF电池（常规电池及多晶黑硅电池结构）仍占据大部分市场份额，但相比2017年83%的占比已下降了23个百分点，随着新技术的发展其占比将逐年减少。PERC电池是当前产能最大的高效电池，2018年市场份额占比大幅增加，达到33.5%左右，预计明年PERC电池市场占比将反超BSF电池，成为市场占比最高的电池种类。双面N型PERT电池、背接触（IBC）电池、异质结（HJT）电池等新型高效电池市场份额将逐步提高，其中N-PERT电池未来将成为市场占比第二的电池种类。下图给出了2018-2025年不同电池技术市场占比的变化趋势。
2018-2025年不同电池技术市场占比变化趋势
纵观未来光伏市场发展，随着高效电池技术的逐步成熟、成本的逐步下降，产品市场需求将继续扩大，市场占比也将逐步提升。
设备是半导体技术之魂，我国光伏产业之所以能取得极其快速的发展，与设备的技术进步与国产化密不可分。2018年，我国PERC电池生产能力进一步提升，生产线设备也逐渐被国产设备替代，生产工艺更加成熟。Topcon、HIT等作为下一代可量产化高效电池的储备技术在近期也受到越来越多的关注，并且已有企业在进行规模化生产的尝试，相关关键设备虽然仍以进口设备为主，但国产化步伐也在稳步推进，相信未来也将取代进口设备成为产线的主导。
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行业观察
阿特斯、天合光能双双打破电池效率纪录
2019-5-31 来源：光伏领跑者创新论坛
5月28日，阿特斯阳光电力集团官宣，公司研发的高效P5多晶太阳电池转换效率达到22.28％，创造了新的大面积多晶电池的世界纪录。
据了解，阿特斯P5多晶使用的是一种最新的铸锭技术。这项破纪录的阿特斯高效电池技术采用P5硅片，并完美结合选择性发射极、氧化硅钝化、叠层减反射、氧化铝背钝化、先进金属化等多项电池技术，进行全方位的工艺整合，最终创造出22.28％的新的光电转化效率世界纪录。其中阿特斯专有的自主知识产权湿法黑硅陷光技术，大幅降低了电池片的正面反射率，确立了短路电流的优势。
5月27日，天合光能宣布，其光伏科学与技术国家重点实验室所研发的高效N型单晶i－TOPCon太阳电池光电转换效率高达24.58％，创造了大面积TOPCon电池效率新的世界纪录。
据悉，该电池采用了大面积工业级磷掺杂的直拉N型硅片衬底，集成超薄遂穿氧化硅／掺杂多晶硅钝化接触技术，利用量子遂穿效应和表面钝化，实现面积为244.62平方厘米的电池正面光电转换效率达到24.58％。
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热点从增量变存量，光伏行业投资逻辑变了
2019-5-46 来源：微能网
1.日益火爆的电站交易
2019年，光伏电站交易市场日趋火爆。仅近2个月里，上市公司公告的交易规模就高达1717MW。
2.国内光伏市场由投资转向交易
4月初，晶科能源董事长李仙德在致辞《都挺好的》中认为，未来光伏行业将呈现几个趋势：将逐步从增量市场向交易市场发展，行业集中度和整合将进一步提升；分式光伏电站交易置现多样化发展；光伏快步进入无补贴代；光伏项目融资方式将逐步成熟。
第三方的统计数据也印证了这一点。不久前，TUV莱茵和普华永道共同发布的《2019中国光伏电站资产交易白皮书》（以下称“白皮书”）中，统计了2015~2018年中国光伏电站的交易规模及交易金额，如下图所示。
3.国内市场转向原因浅析
3.1光伏电站新增量减速
新增大幅减少，是目前光伏电站存量市场交易活跃的根本原因。根据历年的统计数据，2012~2017年之间，国内光伏装机都保持快速增速。其中，2017年新增装机达到5306万kW，是2011年的26倍！受531政策的影响，2018年新增市场突然刹车，同比减少了880万kW，如下图所示。
当年新增量快速增长时，新项目的开发建设是各企业的业务开展重点，市场交易上路条十分活跃。而当新增市场受限时，企业开发项目就只能从存量市场上挖掘，即购买已经建成的存量电站。因此，增量市场受限，是电站市场交易活跃的根本原因。
3.2 国有企业改善资产结构
目前，大型电力央企、国企是国内光伏电站最主要的收购方。一方面，大型电力央企、国企是国内火电的主要持有者，配额制于5月15日公布，从2019年正式开始考核，资产中煤电占比大的国企面临较大的配额压力。另一方面，为了实现国有资产的增值，国企每年都要完成一定规模的新增投资，而投资新能源领域显然是最合适的选择。光伏电站并网后，所发电力由国家以固定电价收购保障性收购20年，有稳定的现金流。
因此，提高光伏电站资产持有量，符合国家的产业政策导向，是国企完成配额考核任务，实现国有资产保值增值的内在需求。在增量市场受限情况下，国企会更多寻求收购光伏电站。
国企具有规模优势和资金成本优势，光伏电站龙头民企则具有经验丰富的专业团队以及精细化运维能力。民企的存量光伏电站与国企进行股权混改，可以充分发挥各自在资本和资产端的优势，最终实现强强联合下的优势互补。
3.3 民营企业实现轻装上阵
电站出售方主要为民营企业。补贴拖欠造成的现金流压力，应该是民营企业出售光伏电站最重要的原因。
目前，可再生能源附加目录一共发了七批，收录了2016年3月份之前并网的光伏电站；同时，考虑到两批光伏扶贫目录、户用项目的补贴由电网垫付，目前累计可以拿到补贴的项目预期为5800万kW。即，2018年底已经并网的174GW光伏电站中，67%的项目无法正常拿到补贴。因此，目前为止，已经有并网3年多还未拿到补贴的项目。
目前，光伏行业逐渐进入无补贴阶段，即未来将不会再有“补贴拖欠压力”。出售存量的、补贴拖欠的光伏电站资产，回收现金开发无补贴光伏电站，是民用企业不错的选择。
3.4 电站交易促进项目收益率改善
目前，国内国有企业融资成本一般在5%左右，而民营企业普遍在6%以上，甚至到8%以上。可见，国有企业低资金成本的优势明显。通过交易，电站持有成本降低，十分有利于改善电站的收益率。
综上所述，民营企业将存量电站出售给国有企业，将能发挥双方优势，实现电站盈利提高、国企资产结构改善、民企轻装上阵的“三赢”局面。增量市场减缓、补贴拖欠、配额制即将实施是电站交易活跃的大背景。
4.对于未来市场的几个判断
4.1 电站持有集中度将会提高
根据TUV莱茵的统计，目前光伏发电市场集中度较低，前十大光伏电站运营企业装机占比30.28%，远低于火电的水平。未来，在光伏新增装机容量放缓的情况下，通过国企收购众多民营企业持有的项目，实现集中度提高。
4.2 民营企业提供更专业的运维服务
未来，光伏电站将主要为国有企业持有，而民营企业的优势则在于利用自身的专业性提供光伏电站的运维服务。目前，阳光电源、正泰新能源、协鑫新能源等公司，都成立了下属的专业运维公司，除了给自己公司的电站提供运维服务外，还跟第三方运维公司一样，对外承接运维业务。
4.3 国内企业越来越多走向海外
2018年下半年至今，在国内市场不景气的情况下，国内企业越来越多的走向海外。除了设备销售之外，开展电站的开发及售出业务，也是常见的模式。在海外光伏市场大幅提速，我国大力推动“一带一路”建设的大背景下，国内优秀的光伏企业有更多出海的机会。
根据机电商会统计，2018年，中国电力行业企业参与境外电力项目投（议）标并最终实现签约的项目399个，签约合同总金额466.8亿美元，同比增长5.8%，签约发电装机总容量5013.7万千瓦。其中，仅新能源项目签约额前10名的企业，签约总金额就高达94.61亿元。
其中，特变电工、金风科技、天合光能、东方日升、正泰电气五家光伏跻身2018年中国电力行业境外电力项目签约额前50名。相信2019年国内光伏企业在海外的投资会大幅增加。
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历经30年发展，垃圾发电产业依然举步维艰
2019-5-5 来源：中国能源报
“1988年，我国第一座生活垃圾焚烧发电厂（300吨/日)投运。截至2018年底,我国投运的生活垃圾焚烧发电厂约364座，生活垃圾焚烧处理能力达到37万吨/日，稳居全球第一，总装机约7780MW。”在近日举办的“第九届中国垃圾焚烧发电论坛暨固废处理技术交流会”上，住建部市政公用行业专家委员会环境卫生专家组成员、中国城市建设研究院有限公司总工程师徐海云介绍。他同时提出，历经30年发展，垃圾发电产业发展依然举步维艰。
我国垃圾焚烧发电产业在步入快速发展轨道的同时，低价竞标、带病运行等问题也逐渐暴露，前期资金投入不足、补贴面临退坡等问题开始制约行业发展。
国家发改委2012年发布的《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》指出，执行全国统一垃圾发电标杆电价每千瓦时0.65元。引入补贴政策后，政府支付的垃圾处理服务费和垃圾焚烧发电的上网电费收入成为垃圾发电企业收入的两大支柱来源。
此外，政策层面也对垃圾焚烧提出了要求。《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》提出的垃圾焚烧发电“十三五”规划布局方案，明确在30个省（区、市）及新疆生产建设兵团布局529个垃圾焚烧发电项目，装机容量1022万千瓦。
1.增量转向县级城市
在政策刺激下，垃圾焚烧发电项目近年来增长迅速。住建部环境卫生技术研究中心副总工刘畅表示，焚烧发电产业规模当前正持续扩大，市场集中度不断提高。“目前，我国焚烧发电行业有14家行业领先企业，已运营项目186个，处理能力约24万吨/日，占全国已建成焚烧设施处理能力的85.2%，其中12家企业已经完成了资产证券化。”
相关资料显示，目前垃圾焚烧发电厂主要分布在60万人口以上的地区，集中在中东部大、中型城市，未来布局预计将有所转移。“目前，地市一级资源已基本‘瓜分’完毕，2018年上半年，国内新增垃圾焚烧发电厂项目大部分位于三、四线城市，县一级项目占比较大。垃圾焚烧发电预计有3-5年的开发窗口期，项目特许经营权竞争愈演愈烈。”国家电投山东电力工程咨询院有限公司高工盖东飞介绍。
2.上下游缺钱成难题
据了解，目前我国垃圾焚烧发电行业多采用BOT模式运营，企业投资参与前期建设，投运后收回成本的方式之一就是补贴。如果补贴退坡，企业盈利空间压缩，高标准下投资成本上升，后续发展将陷入困境。
此外，前端资金投入不足也掣肘垃圾发电产业可持续发展。“有些地方政府采用低价格中标的BOT方式运作，容易造成设施简易、配置低端。而且，早期建成的垃圾焚烧发电厂，垃圾热能利用效率不足25%，在生产成本年年高涨的情况下亏损严重，是在重蹈小火电发展的老路。” 中国电机工程学会热电专委会委员陈耀东表示。
值得一提的是，在环保行业整体遭遇“寒冬”的背景下，融资也成为垃圾发电企业的痛点。有专家表示，目前大型民营企业的融资成本普遍上升3个百分点以上，中小企业基本融不到钱。
3.提升热值是关键
2016年，四部委联合发布《关于进一步加强城市生活垃圾焚烧处理工作的意见》明确指出，推进产业园区建设，统筹生活垃圾、建筑垃圾、餐厨垃圾等不同种类型垃圾处理，形成一体化项目群，降低选址难度和建设投入。
据了解，我国垃圾具有含水率低、热值低、成分复杂等特点，建立垃圾分类提高垃圾发电热效率成为行业共识。盖东飞表示，垃圾分类是降低垃圾发电运维成本的方式之一，将含水率高的餐饮垃圾及不易燃烧垃圾等进行筛选分类，从源头上树立垃圾分类观念及意识。
对此，锦江环境技术总监方朝军认为，对相应小型火电厂的垃圾焚烧发电厂进行改造升级换代，利用余热资源可延伸下游产业链，如打造园林绿化植物培育、生态农业、旅游观光等工程。“同时，建立区域化清洁能源转化中心，以地级市为例，对周边200公里以内的城镇生活垃圾进行分选，打造循环经济产业园。”
徐海云指出，垃圾焚烧企业仍要全面完成“装、树、联”三项任务。“政府方面，可在生活垃圾焚烧发电电价补贴总额保持基本不变的情况下建立退出机制。经济发达地区先退出，比如可以让人均GDP超过2万美元的城市优先退出，优先保证经济相对不发达的地区获得垃圾焚烧发电补贴。
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2019年1季度我国光伏硅片、电池片、组件进出口数据统计
2019-5-24 来源：光伏盒子
2019年第一季度电池片、组件、硅片出口数据出炉，具体数据如下：
2019第一季度我国电池片出口前十企业数据统计
2019年第一季度，我国电池片出口全球总额为4亿美元，同比增加35.71%;装机量2777MW，同比增长100.5%。主要销往韩国、印度、越南、土耳其和德国。其中爱旭、晶澳、通威、尚德、天合、顺风光电就已占了全球市场的50%左右。
2019第一季度我国组件出口前十企业数据统计
2019年第一季度，我国组件出口全球总额为43.9亿美元，同比增加31.89%;装机量16.78GWMW，同比增加77.63%。主要以越南、荷兰、印度、日本、澳大利亚为主要市场。
2019第一季度我国硅片出口前十企业数据统计
2019年第一季度，我国电池片出口金额显著减少，全球出口总额为5.82亿美元，同比下降37.06%;装机量13.46亿片，同比下降11.19%。多数销往韩国、马来西亚、台湾、越南、泰国和印度。
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2019风电电价政策调整解读
2019-5-26 来源：风能专委会CWEA
近日，国家发改委下发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格[2019]882号），对风电价格政策进行相关调整。国务院《能源发展战略行动计划（2014--2020）》中提出的“2020年实现风电与煤电上网电价相当”的目标，此次价格政策调整，是实现平价前关键过渡期的重要政策安排。
1. 2019年至2020年新核准项目的补贴退坡幅度和节奏与行业预期一致
2019年起，新核准的集中式陆上和海上风电项目的电价全部通过竞争方式确定，通过招标确定的电价不能高于当地资源区指导价。确切的说，此次规定的指导电价是将来招标的最高限价。另外，2021年起，新核准的陆上风电项目全面实行平价，不再补贴。
2019年新核准的陆上集中式风电项目，I-IV类资源区的指导电价分别为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税），前三类风资源区的电价比之前的标杆电价降了6分钱，第四类降5分钱。2020年新核准的陆上项目，I-IV类风区统一再降5分钱，分别为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元和0.47元。与之前政策不同，此次文件对是否能享受补贴电价，除了核准日期之外，还规定了并网日期。2019年1月1日至2020年底，这两年期间核准的陆上项目，必须在2021年底前并网，否则不享受补贴。
风电产业近十年的稳定发展，通过规模化、技术创新，度电成本实现了大幅度下降。现在制约风电从替代能源成为主流能源的主要矛盾和障碍，已经不再是成本过高，而是现有的体制机制。三年宝贵的过渡期，需要解决的是加快电力体制改革。需要尽快研究去补贴之后，什么样的政策、什么样的市场机制，才能继续扩大风电的开发利用规模，使清洁便宜的绿色风电造福广大人民。
2019年新核准的海上风电项目指导价为0.8元/千瓦时，2020年再降5分钱，调整为0.75元/千瓦时。应该说，在补贴资金缺口较大的背景下，能够维持一个相对平稳的海上风电电价水平已实属不易。通过产业链协同，加快技术创新，去除制度成本，海上风电可以继续完成其宝贵的技术经验积累期。
海上风电具备资源丰富、风况稳定、发电量高、单机装机容量大、不占用土地、就近消纳、适合大规模开发等优势，是风电技术的前沿领域，也是近年来国际风电产业发展的重点方向。海上风电产业链长，可以带动钢铁、机械、电力、电子、海洋工程、船舶制造等相关产业的技术进步，可以为区域经济发展注入新动力，带动我国海洋经济的发展。同时提供了大量新增工作岗位，解决就业压力。
目前，我国海上风电尚处于起步阶段，随着海上风场的建设进展，通过技术的创新、产业链的不断成熟完善，以及规模化开发与协同效益，海上风电在2025年左右，将具备实现平价上网的条件。因此，我国海上风电发展的激励政策需适度保持，尤其补贴的连贯性。希望在2021年之后，在控制发展规模和节奏的前提下，政府能继续对海上风电予以一定的补贴，沿海经济发达省份，考虑到海上风电产业对区域经济发展的带动作用，对完成非水可再生能源消纳责任目标的重要意义，除了中央政府补贴之外，地方政府可适当也给予一定补贴。当然补贴幅度需要逐步下降。这样才能使已经具备良好基础的优势产业，避免中途夭折，才能对已经投入的社会资源和财富避免造成巨大浪费，才能避免错失发展一个可以在全球领先的战略新兴产业的机遇。
2. 明确了已核准存量项目的补贴期限条件，保证了政策的稳定性和连续性
《通知》对陆上和海上已经核准项目如何继续享受补贴电价予以了明确。2018年底前核准的陆上风电项目，2020年底前完成并网的，执行当初的核准电价。2020年底前仍未完成并网的，将不再享受补贴。
考虑到海上风电建设周期相对较长，对2018年底前已核准的海上风电项目，给予了三年的建设期，但并网要求也比对陆上项目更加严格，在2021年底前，只有项目核准文件中的容量包含的全部机组完成并网，才可享有核准时的0.85元/千瓦时的价格。2022年及以后并网的，执行并网年份的指导价。这就需要开发企业在评估项目进度和效益方面更加慎重，避免项目不能在规定时间内全部并网造成被动。
3. 对分散式风电项目继续加大支持力度
参与市场化交易的分散式风电项目，上网电价由发电企业和电力用户协商确定，不享受补贴。不参与分布式市场化交易的分散式项目，执行所在资源区的指导价。而且，前不久国家能源局的相关文件也明确，分散式风电项目不参与竞争性配置。这实际上是对分散式风电电价给与了一个保底电价。分散式风电是中东南部地区未来风电开发利用的重要方式，现在因为旧有的落伍观念，认识误区，体制机制障碍，制约了分散式风电的发展，这就需要国家加大支持力度，克服这些阻碍。在德国、丹麦等欧洲国家，分散式风电是风电最主要的开发形式。我国中东南部的分散式风电开发潜力同样巨大。中国分散式风电，在政策的持续支持下，在行业同仁的努力下，一定会迎来春天。
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能源互联
2019-4-29 来源：风能专委会CWEA
1. 物联网：感知能源触碰未来
近年来，基于全球绿色环保低碳的共同愿景，各国都在积极发展可再生能源，其中分布式可再生能源由于清洁、高效、可靠等特点成为了发展的重点。但分布式能源系统在电网连接、电网安全、供电质量、能量储备等方面存在很多亟待解决的问题。
能源物联网将分布式能源发电、储能技术、电力电子技术和信息技术引入电力系统，可以实现能源的互联互通。同时把传统集中式的单向控制系统转变成小型分布式电网和大电网直接与消费者互动的能源系统，从而提高可再生能源的比重，实现多元能源的有效互联和高效利用。它涵盖了能源的生产、传输、变换、存储、运营、消费以及互联网大数据、人工智能等领域，是实现能源转型的重要手段。
能源物联网建设的意义和作用毋庸置疑，但由于基础设施条件尚不成熟，信息领域和能源领域之间的隔阂、部分技术支持不足以及网络信息安全存在潜在隐患等问题，其发展还存在一定限制。当前，能源物联网的应用尚处在起步阶段，大部分是试验性或小规模部署的，还在探索和尝试中。
2. 物联网技术：让能源长出神经系统
物联网技术是通过射频识别（RFID）、红外感应器、全球定位系统、激光扫描器等信息传感设备，按约定的协议，将任何物品与互联网相连接，进行信息交换和通信，以实现智能化识别、定位、追踪、监控和管理的一种网络技术。
其中，传感器、RFID、嵌入式系统技术是较为关键的技术。如果把物联网用人体做一个简单的比喻，传感器相当于人的眼睛、鼻子、皮肤等器官，网络就是用来传递信息的神经系统，嵌入式系统则要接收到信息后进行分类处理，相当于人的大脑。
事实上，能源物联网依托的仍然是互联网技术，它通过大数据、云计算、人工智能等，为解决系统协同、实现可再生能源高比例开发、大幅度提高能源利用效率，提供有力的技术支持。
物联网本身是技术手段，相比于 PC 时代，产业链更长、更广，能否在能源行业得到应用，也面临更多技术挑战。
“能源物联网是未来大能源系统技术体系重构的变革，但当前在具体实物层面还存在一定困难。由于行业割裂、基础设施条件以及部分技术支持不成熟等问题，能源物联网发展不可能一蹴而就。”中车株洲电力机车研究所有限公司董事、副总经理兼总工程师冯江华表示。
首先要求数据自动化程度要高。包括设备、生产线、工艺等方面的数据都能放到物联网上；二是数据化基础要做好，外部行业的数据能够接入，只有在打通各个环节的数据后，才能进入智能化。”在北京大学页岩油气研究所副所长陈学义看来，智能化就是一个系统，如果不把数据流打通，短路肯定智慧不了。
此外，能源物联网的规模化发展还存在许多非技术因素。冯江华表示，技术的创新与推广涉及环境方面的问题，也涉及各个方面的利益。
安全性一直是悬在物联网发展头顶的达摩克利斯之剑，而这把剑对于能源物联网同样具有很大的威胁。
有专家介绍，我国节能装备国产化率不到 20%，有些材料完全是国外的，电子设计自动化（EDA）的设计工具、大工业终端设备用到的操作系统，工业软件、硬件平台几乎全是国外的，整个芯片产业制造工艺非常薄弱。对此，倪光南强调，“尽可能用自主可控的技术，我国网络的信息系统才能可靠，要不别人卡你。”曾祥君也表示：“能源物联网建起来之后，所有的终端用户、电动汽车、光伏、风电随时能接入电网，信息流、能量流之间耦合并同时使用，整个电网能量供应体系都将存在安全风险。”
3. 商业模式：释放能源物联网价值的关键
公开资料显示，到2020年，中国物联网产业的市场规模将达到2万亿元。其中，能源物联网核心产业的规模有望超过3000亿元。然而，这些价值要真正得以转化，离不开多元化的商业模式作为支撑，它也是任何新的应用和解决方案走向成熟的重要标志之一。
目前，从全球范围来看，随着软硬件设施的快速发展，能源物联网的应用正在从示范运营走向规模化推广，具体项目在世界各地不断涌现，催生出一系列全新的商业模式。中国也在这方面开展了很多探索，并取得初步成果。尤其是电力体制改革的加速推进以及分布式能源的爆发，为能源物联网应用的商业模式创新提供了巨大空间。
在能源物联网的世界中，一些传统的商业模式被彻底颠覆，一个尝试是将硬件产品的付费方和使用方分离，前者着眼于挖掘数据资源，后者则免费使用该产品。这方面的典型案例是Google旗下的智能家居公司 NestLabs曾与电力公司合作推出商业方案，如果消费者与该电力公司签署两年合约，就可以免费得到 NestLabs的温度控制产品。NestLabs的硬件产品付费方由消费者转变成电力公司，而后者看重的是NestLabs使用者的用电大数据，NestLabs的价值则转移到数据资源上。
提供一体化解决方案。这也是目前发展较快的能源物联网商业模式之一，主要针对工业、商业以及家庭等用户，基于人工智能、区块链、大数据等技术，打通能源发电、储能、配网、用能环节，使能源流、信息流、价值流，以及能源设备在互动、共享的智慧能源网络中高度互连，实现能源互联一体化管控，帮助用户提升能源利用效率。这方面比较有代表性的案例是天合光能股份有限公司推出的能源物联网解决方案，包括多能互补合作模式、光伏+储能合作模式、智能微网合作模式等。多能互补合作模式是结合地区资源禀赋，整合三联供、地源水源热泵和相变储能等技术，因地制宜提供能源一体化解决方案，结合相变储能系统，充分利用能源价格的峰谷差，最大限度提高能源消费的经济性。光伏+储能合作模式立足于为发电侧提供调频、调压、调峰、备用容量等辅助服务，为用户侧进行削峰填谷、电能质量保障、备用能源服务，同时也能够保障分布式发电系统平滑输出，以确保出力稳定。依托智能微网合作模式，能够根据项目特点定制化设计基于“发－储－配－用－云”的整体解决方案，使区域内的用户获得高效、稳定、优惠的能源供应。
进行能源产品交易，包括电力的批发和零售、虚拟电厂、售气、供暖、电动汽车的购电等。随着我国售电环节的逐步放开，这部分业务规模有望迅速扩大，不仅涵盖现货和期货交易，还会延伸至金融交易。
提供能源资产服务，包括能源资产的代理、运营服务，能源资产的开发和交易、能源资产证券化的互联网金融，能源资产的电子商务等。例如，国内的远景能源就通过其开发的EnOS™ 平台，管理着包括美国最大的独立新能源运营商 Pattern 能源、Orion 能源、美国大西洋电力公司等在内的大量全球新能源资产。
提供能源增值服务。这类模式主要是结合用户的用能情况、生产生活规律等信息，进行模式识别、特征提取、行为分析等，建立客户行为档案，提供精准服务，包括基于大数据的用能咨询、能效产品销售、节能解决方案、O2O 商业消费等。比如，智能电网大数据技术公司AutoGrid开发了一套能源数据平台（EDP），借助它，社区、企业以及家庭可以使用大数据和基于云的软件来优化能源消耗和成本。
同时，它还能够帮助电网各端匹配电力的供应和需求，从而降低用电成本。从以上的梳理可以看出，当前，能源物联网的应用在广度和深度上都有待进一步深挖，已有的商业模式还较为单薄，难以支撑整个市场的长期繁荣。要改变这种局面，既需要业界加大创新力度，探索更多可能的发展方向，政府部门也必须加快改革步伐，在政策层面提供更多支持措施。
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贸易战下的光伏
2019-5-11 来源：光伏盒子
中国商务部5月10日分发布消息称，美方已将对2000亿美元中国输美商品加征的关税从10%上调至25%，中方对此深表遗憾，将不得不采取必要反制措施。第十一轮中美经贸高级别磋商正在进行中，希望美方与中方相向而行、共同努力，通过合作和协商办法解决存在的问题。
中国是光伏产品出口大国，与世界各国的贸易摩擦不断。根据中国机电商会的统计，仅最近五年，中国光伏行业遭受了六个国际市场、10次贸易摩擦，涉案金额近300亿美元。然而，这些贸易摩擦让中国光伏企业越战越强，出口额逐年上升。
根据中国光伏行业协会的统计，尽管2018年光伏产品的单价下降30%，但出口额增加10%以上。近3年的光伏产品出口额如下图所示。
中国与美国的光伏贸易摩擦渊源已久。2011年至今已经4次，如下图所示。
对近两年光伏市场影响最大的，是2017年的201法案。2017年9月22日，美国国际贸易委员会，USITC，就光伏电池及组件全球保障措施调查（“201”调查）作出损害裁决，一致认为：在Suniva、SolarWorld的第201条贸易请愿书中，认定有重大的伤害。
USITC调查发现，美国光伏产品的进口激增，导致美国太阳能制造行业大幅缩水。USITC表示其之所以采取这一行动，是因为美国太阳能产业发现自己正处于外国市场产能过剩的绝境之中。
2018年1月22日，特朗普总统确认通过201法案，将对光伏电池片组件在既有反倾销与反补贴税率基础上增加201关税，税率30%，未来4年每年递减5%，每年有2.5GW的进口电池片或组件拥有豁免权。
201法案最少实施4年，最多可以延长至8年。201针对全球市场征收30%的税，但对于中国企业，要叠加“双反税率”。目前，美国对于中国大陆的双反税率基本都在65%以上。两个叠加，中国大陆出口美国的组件要征收80%以上的税率。毫无疑问，如此高的税率对光伏产品出口美国影响很大。
美国曾经是中国光伏产品的第二大出口国。然而，随着双方贸易摩擦的加剧，美国市场对中国光伏行业的地位逐年下降。根据中国光伏行业协会的统计数据，2014年至今，中国光伏产品对美国的出口变化如下。
可见，受到高税率的影响，2018年至今，中国光伏产品对美国的直接出口几乎为0。
美国的光伏累计装机占到全球第二，2018年新增装机占到全球第三，如下图所示。
这么大一个光伏市场对中国关上门，对中国光伏产品的出口肯定会有影响，但影响不大。根据海关出口数据，2017年9月美国201法案实施以来，中国光伏组件的出口量逐月增加；2019年1~3月，国内组件的总出口量达到15GW，同比增长70%！尤其是3月份，单月出口量超过6GW。
本次中美贸易战，美国要对中国产品加征25%的关税。然而，中美的光伏产品贸易战早就发生在2017年。曾经，美国是中国光伏产品的第二大出口国；201法案实施以后，2018年至今，中国对美国的光伏组件出口量已经几乎为0。然而，这并不影响中国光伏行业的蓬勃发展和出口的快速增加。
2018年8月，欧盟宣布，对话光伏产品的双反税率于9月3日到期后终止，随后中国对欧盟的出口大幅增长；新兴市场的快速增长，给中国的光伏产品提供了广阔的市场。因此，中国光伏产品的出口量大幅增加，即使在产品价格大幅下降的情况下，对外出口额也逐年增长。
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天然气开采进展缓慢
2019-5-13 来源：中国能源报
中国石油第四次油气资源评价结果显示，当前我国常规天然气、致密气、页岩气、煤层气地质资源量分别为78.4万亿方、21.9万亿方、80.2万亿方和29.8万亿方，合计达210.3万亿方，技术可采资源量分别为48.4万亿方、10.9万亿方、12.9万亿方、12.5万亿方，合计84.7万亿方，占资源评价总量的40%。但截至2017年，我国已探明天然气地质储量仅为14.4万亿方，占技术可采储量的17%。
除去大量未探明天然气储量，《中国天然气发展报告（2018）》数据显示，当前我国已探明天然气储量中未动用占比超过44%，即使在当前的技术水平下，剩余的经济可采储量仍有3.9万亿立方米，其中大部分资源的开发成本相对于中缅管道进口气等仍具有明显的价格优势。
在多位业内专家看来，这与近几年我国天然气勘探开发投入减少不无关系。 “国际油价持续低位徘徊以及现行油气上游体制机制的束缚，导致企业勘探开发投资能力不足、意愿不强，制约天然气快速增储上产。”自然资源部油气资源战略研究中心战略规划研究室主任潘继平说。徐博也表示：“2014年以来，我们的勘探工作量显著下降。很多新增的天然气产量也都只是弥补了老气田产气量的衰减，所以总的产量上不来。”
数据显示，与2013年相比，2016年全国油气勘探和开发投资分别下降了32.9%和53.6%，天然气开发井数量和进尺分别下降了61.9%和51.1%。一方面勘探开发投入不足，另一方面，我国天然气开采正面临资源品质持续下降的困境。“新增储量品质差，虽然看起来很多，但以现有的开采技术来看并不经济，多数沦为难以动用的储量。”徐博说。
据了解，我国待探明天然气资源量中，致密气占比约25.2%，深水、深层资源合计占近一半；新增天然气储量中，中低丰度气藏储量超过60%。而作为我国天然气上产主阵地的鄂尔多斯盆地，其致密气储层被形象地誉为“磨刀石”，多数新增储量难以有效动用。资源品质的不断下降，使天然气采收率由2003年的64%下降至2017年的56%。
同时，被EIA认为是未来天然气产量增长主体的页岩气在中国也并非如想象中的那么美好。继康菲与壳牌两大巨头退出中国页岩气市场后，BP也已计划退出位于四川的两个页岩气区块，这也可以佐证我国页岩气新增储量品质差、开发成本高。而我国煤层气资源量虽为全球第三，但由于煤层气低品位、低丰度、低效益原因，开发规模有限。
据介绍，美国页岩气井口价仅为0.6-0.7元/立方米，而我国常规天然气成本就高约0.8元/立方米左右，页岩气开发成本更是超过1.0元/立方米。
虽然面临诸多问题，但在多位专家看来，我国天然气增储上产能潜力巨大。“总体上借助于积极的体制改革、技术进步及政策支持，加强新增储量开发和未开发储量动用，提高采收率和非常规气开发等方法，可实现年均增产100亿-120亿方，显著提高天然气供应能力。”潘继平说。徐博也呼吁，要加大勘探开发投入，尤其是技术研发投入，以破解我国天然气新增储量品质下降和开发成本偏高的现状，“比如，4500米以下的页岩气开发技术，我们虽然有，但是相对于这么难采的储量来讲，以现在的技术开采，成本非常高。”
不过当前我国95%的油气矿业权仍集中在少数企业，开发主体少、竞争不足的现状也制约着资源的有效开发。对此，潘继平建议：“要不断深化油气体制改革，构建充分竞争多元化油气勘探开发市场体系，积极探索以市场化方式推进油气矿权流转，引入竞争，增加投入，最大程度激活资源潜力。另外，加强重大理论关键技术研发与攻关，推进资源规模效益开发。”
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国际能源署：中国将成为全球最大液化天然气进口国
2019-5-20 来源：能源100
国际能源署署长法提赫·比罗尔16日表示，近几年全球液态天然气发展非常快，各国在建的液化天然气设施占比均超过管道运输天然气；同时贸易量迅速增长，特别是在亚洲地区。预计中国将超过日本成为全球第一大液化天然气进口国。2025年，全球将有近50个国家进口液化天然气。法提赫·比罗尔是在16日北京召开的“2019清洁电力国际工程科技高端论坛”上做出的这一预测。
他分析说，2018年是全球一次能源需求增长最快的年份。新增的能源需求中，一半是由天然气来满足的；其次是可再生能源以及石油、煤炭和核能。中国广泛开展的“蓝天工程”和大气污染防治，带动了全球天然气需求大幅增长。
“不过从增速看，全球电力需求增速要比其他能源快两倍，我们的世界越来越受到电力的影响。”法提赫·比罗尔说。在他看来，中国的光伏发电、风力发电以及相关设备制造均居全球最高水平，引领了世界相关产业发展。中国政府对风力和光伏发电的政策支持，不仅给中国带来了好处，也让全世界受益。
随着全球能源需求不断增长，环境压力仍在加大。2018年，全球二氧化碳排放量创历史新高。“气候变化是一个巨大挑战，不可能倚仗单一技术解决，也不能全靠可再生能源化解，需要整合各种技术。我们希望跟中国在可再生能源利用，氢能、核能发展以及二氧化碳捕捉封存等多方面继续合作研究，给全球环境改善带来更大帮助。”法提赫·比罗尔说。
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资本市场
主要水电上市公司2018年报分析：营收利润双升，西南“弃水”好转
2019-5-24 来源：中国能源报
国内主要水电上市公司近期陆续发布2018年年报。万德数据分析显示，水电板块20家上市企业2018年共实现营收1126.35亿元，同比增长5.71%；实现归母净利润总计365.02亿元，同比增长11.96%。其中，长江电力、华能水电、国投电力、三峡水利、湖北能源、桂冠电力等主要上市企业2018年均实现盈利，但增速不一：华能水电净利润增幅居首，同比增165.1%；国投电力、长江电力同比增35.02%、1.57%；三峡水利、湖北能源、桂冠电力净利润增速由正转负，分别减少37.8%、16.67%、3.38%。
总体来看，全国水电发展“成绩单”较亮眼，产能不断释放。在电力市场竞争激烈的背景下，各水电企业通过多种方式提升营收，整体实现利润增长。
1. 来水丰枯影响业绩
中电联近日发布的《中国电力工业现状与展望（2019）》（以下简称《展望》）指出，2018年，我国水电装机以3.5亿千瓦居世界首位，同比增长2.5%，占我国全部装机容量的18.5%；水电发电量1.23万亿千瓦时，同比增长3.2%，占全国发电量17.6%；全国水电设备利用小时3613小时、同比提高16小时。
2018年夏季降水偏多，“靠天吃饭”的水电上市企业业绩可观。《展望》表示，2018年，国家电网公司经营区重点水电厂来水总体较常年偏丰一成，水电蓄能值280亿千瓦时、同比增多20亿千瓦时；南方电网公司经营区水电蓄能值501亿千瓦时，同比增多61亿千瓦时。
2. 集中投产配套特高压
《展望》显示，全国弃水情况明显好转，2018 年，云南弃水电量同比减少114亿千瓦时，云南、四川新投产的水电装机约占全国新投产水电装机的64.0%。根据云南电力行业协会统计，截至2018年底，云南省内售电量首次突破1300亿千瓦时，同比增长12%，增幅创近7年新高。
2018年为澜沧江机组密集投产期，华能水电苗尾电站、黄登电站、大华桥电站、里底电站、桑河二级水电站陆续投产新机组，新增装机总计325.5万千瓦，发电机组投产再创纪录。
业内专家分析指出，根据在建工程进度，澜沧江剩余约240万千瓦在建项目有望于今年投产完毕，在水电集中投产的背景下，板块盈利能力得到提升。
3. 资产重组提升实力
长江电力2018年新增对外投资79亿元，实现投资收益约27亿元，创历史新高。其中，长江电力增持国投电力、川投能源、湖北能源股权至8.28%、6.92%、27.24%，除获得投资收益外，还将以股权为纽带实现长江流域联合调度。目前，长江电力控股股东三峡集团旗下乌东德和白鹤滩（合计装机2600万千瓦）建设正稳步推进，预期2021年实现首批机组投产，长江电力将实现全流域统一调度。
此外，长江电力参与重庆、安徽、云南等地增量配网试点项目。目前已增持三峡水利股份至20%，长江电力的股控股东三峡集团已经成为三峡水利实际控制人，分析称，此举旨在以重庆为切入点打造“三峡电网”。
天风证券研报认为，三峡水利在整合重庆电网资产之后有望引入三峡集团的优质水电资源，“四网融合”将成为三峡集团延伸产业链、切入配售电环节的重要起点。申万宏源公用事业及环保行业证券分析师刘晓宁表示，随着三峡水利2019年3月发布重大资产重组预案，重庆地方电网“四网融合”获得实质性进展，未来有望实现“长电入渝”，随着重庆电改推进，长江电力的配售电业务值得期待。
此外，《展望》建议，水电仍保持2020年3.4亿千瓦的发展目标。“十三五”及以后还须开工建设一定规模的水电。加快怒江中下游、金沙江上游和澜沧江上游水电开发建设，加快雅鲁藏布江流域前期论证工作，统筹推进各流域水电开发，力争 2035 年水电装机达到4.8亿千瓦。
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主要水电上市公司2018年报分析：营收利润双升，西南“弃水”好转
从美股退市后，天合光能闯关科创板
2019-5-22 来源：微能网
中国光伏巨头天合光能从美股退市后，一直在回归A股的路上。上交所网站5月16日批露，天合光能股份有限公司科创板上市申请获受理。
天合光能1997年在江苏常州成立，2006年在美国纽交所上市，是全球最大的光伏组件供应商和领先的太阳能光伏整体解决方案提供商。截至2018年底，公司组件累积发货量超过40吉瓦，位列“2018全球新能源企业500强”第17名。
2017年3月13日，天合光能宣布正式私有化，并向美国纽交所提出终止交易的请求以及退牌请求。在证券与交流委员会收到申请文件的90天之后，退市自动生效。
招股书显示，天合光能本次发行股票数量不超过4.39亿股，募集资金30亿元投入晶硅、太阳能电池和光伏组件技改及扩建等项目。目前，天合光能创始人高纪凡及其一致行动人持有公司超过48%的股份。
天合光能2016年、2017年、2018年营收分别为225.9亿元、261.5亿元、250.5亿元；归母净利润分别为4.8亿元、5.6亿元、5.4亿元。
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晶澳太阳能“回A”再进一步，天业通联公布重组交易草案
2019-5-28 来源：光伏盒子
5月28日晚，天业通联发布公告公布重组交易草案，同时也公布了晶澳太阳能的审计报告与财务报表等一系列文件。
与前期交易预案相比，本次草案进行了多处的修改以及材料补充，最重要的是本次草案公布了经专业评估机构出具的评估报告后的标的资产（指晶澳太阳能有限公司100%股权）价格，明确了标的资产接下来三年的业绩承诺分别是6亿元、6.5亿元以及7亿元，并签署了《盈利预测补偿协议》。这意味着本次交易重组工作再次取得实质性进展。
根据交易草案显示，本次交易方案主要包括重大资产出售和发行股份购买资产两项内容。
（1）重大资产出售。
本次交易拟置出资产的评估值为127,111.68万元。经交易各方友好协商，本次交易的拟置出资产的交易价格为127,200万元。
（2）发行股份购买资产。
天业通联拟发行股份购买其合计持有的晶澳太阳能100%的股权。拟购入资产的评估值为750,846.50万元，经交易各方友好协商，交易价格确定为750,000万元，与交易预案中公布的交易价格相同。
重组草案还进一步对光伏行业进行了详细的介绍，值得一提的是，草案中对光伏“531”新政给与了积极肯定的态度，草案认为经过10多年的发展，光伏已经逐步具备了与传统火电的竞争优势，随着技术的进步和光伏终端产品价格的下降，光伏电站项目将逐步买入平价区间，行业自然增长的空间将逐步打开，相比于意大利、德国等国家6%-9%之间的光伏发电占比，根据国家能源局的统计，2017年我国光伏发电占比仅1.8%，随着光伏平价的到来，光伏行业的增量空间巨大。
对别人谈而色变的光伏降补政策，草案给与了积极的判断，根本原因是基于对自身实力的信心。光伏行业本身具有环保优势，如果在降低补贴后刺激价格下降，自然对火力发电具有绝对的优势，因此说新政将刺激行业发展并没有错，但降低补贴会进一步加剧行业竞争，也就是说光伏行业在接下来的一段时间内会是行业发展与竞争加剧并存的状态，只有具有技术与市场优势的龙头企业才有可能在竞争中胜出，享受行业的增长带来的机遇
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信义能源正式挂牌上市
2019-5-28 来源：光伏盒子
信义系第四家上市公司——信义能源控股有限公司（03868.HK）于5月28日在港交所正式挂牌上市。
信义能源（03868.HK）公布，公司全球发售约18.83亿股股份，其中香港发售约1.88亿股占10%，国际发售约16.94亿股占90%；发售价每股1.94港元，每手2000股，预计5月28日上市。所得款项净额估计约35.26亿港元，其中约90.0%用于支付协定目标价；10.0%用于营运资金及贷款再融资。
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汉能私有化获股东通过，回归A股倒计时
2019-5-19 来源：光伏盒子
5月19日消息，汉能薄膜发电集团有限公司（“汉能薄膜”，股票代码0566.HK）今天宣布，大股东汉能移动能源控股集团有限公司作为要约人，根据百慕大公司法第99条提议的计划安排（“计划”），获得独立股东通过。要约人已聘请中国顾问展开就A股市场上市的尽职审查。要约人预计，有关上市重组步骤将于计划完成后六个月内完成。随后，公司将聘请专业人员（券商保荐人、法律团队、财务团队及其他人员）按中国上市法规进行回归A股上市工作。
汉能薄膜最近公布的2018年业绩表现亮丽，收入及盈利迅猛增长。公司于2018年内实现收入同比增长2.46倍至212.5亿港元，净利润更猛升18.9倍至51.93亿港元。盈利上升主要受惠于在技术上取得重大突破、国家政策对薄膜发电、移动能源、高端装备制造、新能源新材料等产业的大力支持、产业园的良好发展等。
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A股首家退市光伏企业！上交所依法规对海润光伏采取强制退市措施！
2019-5-18 来源：光伏盒子
2019年5月17日，上交所决定，依法依规对海润光伏科技股份有限公司(以下简称*ST海润)的股票实施终止上市，向市场表明了上交所切实担起退市主体责任、严把退市出口关、坚持“有一家退一家”的监管态度。
*ST海润2016年度、2017年度财务会计报告连续两年被出具无法表示意见类型的审计报告，股票自2018年5月29日起被实施暂停上市。
2019年4月30日，*ST海润披露2018年年度报告，相关财务指标触及了《股票上市规则》14.3.1条第(一)项规定的净资产、净利润和审计报告意见类型三种应予强制终止上市的情形。
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“核电一哥”谋A股上市，欲募资150亿
2019-5-24 来源：能源100
近日，港股上市公司中国广核电力股份有限公司（下称“中广核电力”）更新IPO申报稿，其引人注目的拟募资金额和募投项目并未变化。
公开资料显示，中广核电力是中国广核集团有限公司核能发电的唯一平台，业务主要包括建设、运营及管理核电站，销售核电站所发电力，组织开发核电站的设计及科研工作。申报稿显示，中广核电力管理的在运、在建核电装机容量份额为国内市场第一。截至2018年年末，中广核电力管理的在运核电机组有22台，装机容量合计2.43万兆瓦，占全国在运核电装机容量的54.44%；中广核电力管理的在建核电机组共6台，总装机容量7434兆瓦，占全国在建核电装机容量55.30%。另外，中广核电力管理的在运核电机组上网电量2016年至2018年分别为1155.84亿千瓦时、1377.35亿千瓦时、1570.45亿千瓦时，其市场份额为国内市场第一，分别为58.8%、59.46%、58.42%。
中广核电力2016年至2018年的营业收入连续增长，分别为330.27亿元、456.33亿元、508.28亿元，净利润分别为91.19亿元、127.24亿元、136.82亿元。
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