特急、突發(fā)、重磅……
光伏人的小心臟每天都在砰砰砰。22日深夜各自媒體紛紛曝出
國家能源局綜合司關于征求《關于2017年建設光伏發(fā)電先進技術應用基地有關要求的通知》意見的函。
在地面電站空間越來越窄的形勢下，“領跑者”基地未來將成地面電站的主要構成。從2015年大同采煤沉陷區(qū)的1GW，到去年8個基地總計5.5GW，再到最新的征求意見稿，“領跑者”規(guī)模進一步擴圍至8-10GW。
根據(jù)能源局征求意見版本，2017年光伏發(fā)電先進技術應用基地建設規(guī)模在8GW-10GW，與此同時單晶硅電池和組件轉(zhuǎn)換效率分別提升至21%和18%以上，
多晶硅電池和組件提升至19.5%和17%以上。值得注意的是，2016年光伏發(fā)電未到最低保障小時數(shù)的地區(qū)不得申請。
超級領跑者技術指標“較大提高”，具體怎么玩?
征求意見提出“光伏發(fā)電先進技術應用基地”，包括光伏發(fā)電領跑技術基地和光伏發(fā)電前沿技術應用依托基地。前者是“領跑者”的延續(xù)，并提高了技術指標。后者是傳聞中的“超級領跑者”。
2017年光伏發(fā)電先進技術應用基地將安排建設8GW-10GW，其中每個基地本期建設規(guī)模不小于50萬千瓦，最大100萬千瓦。不過在領跑者和超級領跑者基地間并沒有區(qū)分。
光伏發(fā)電前沿技術應用依托基地，將以擁有前沿技術的光伏產(chǎn)品制造企業(yè)為選擇對象，符合條件的光伏產(chǎn)品制造企業(yè)的技術指標比上述“領跑者”指標有較大提高，具有原創(chuàng)核心技術知識產(chǎn)權，建成試驗生產(chǎn)線或初步形成產(chǎn)能，制定前沿技術的產(chǎn)業(yè)化發(fā)展計劃。
值得注意的是，前沿技術基地的技術指標不夠具象。“較大提高”具體是提高到多少?
基地競爭條件包括光伏電池及組件的先進性，以及三年內(nèi)可達到的電價水平。每個基地建設規(guī)模50萬千瓦，2-3年內(nèi)建成，第一年建成規(guī)模不少于建設總規(guī)模的10%且不超過30%。
優(yōu)選確定的承擔前沿技術應用依托基地建設的企業(yè)有嚴格的要求，不得轉(zhuǎn)讓基地項目，不得扇子改變基地的技術路線和產(chǎn)品，經(jīng)技術管理單位組織專家評審確定變更可超過原技術水平方可變更。
基地優(yōu)選方式，是其中的關鍵。申報基地的條件包括基地太陽能可利用條件，土地使用及成本，接入系統(tǒng)建設情況，所在地省電網(wǎng)企業(yè)承諾投資建設基地配套220千伏匯集站及以上輸變電線路，未承諾的不予接納，以及電力市場消納。
一類資源地區(qū)無法申請基地，大家扎堆搶?
每個省級單位可以申報的基地數(shù)量有規(guī)定，每個省(區(qū)、市)可申報3個基地，總規(guī)模不超過200萬千瓦。值得注意的是，2016年光伏發(fā)電未達到最低保障小時數(shù)的省(區(qū)、市)不得申請。
按照2016年光伏發(fā)電重點地區(qū)最低保障收購年利用小時數(shù)落實情況，重點地區(qū)只有內(nèi)蒙古二類資源區(qū)(赤峰、通遼、興安盟、呼倫貝爾)、青海二類資源區(qū)(海西以外的地區(qū))、黑龍江、山西尚可申請。
一類資源區(qū)的內(nèi)蒙古、新疆、甘肅、青海、寧夏，二類資源區(qū)的新疆部分地區(qū)、甘肅部分地區(qū)、陜西、吉林、遼寧、河北等省區(qū)都未達到最低保障小時數(shù)。未來有潛力的地方集中在中部、東部，資源條件相對不好的省份。
這也意味著要獲得大型地面建站，大家都需要在領跑者基地和前沿技術基地爭搶份額，搶到的還是資源相對不好的份額，但同時要實現(xiàn)技術指標升級，競爭會更加激烈。
單多晶效率差進一步拉大，技術話題重來?
除了規(guī)模和基地申請，領跑者最重要的是對技術指標的要求。領跑者計劃從2015年啟動，彼時制定了詳細的技術標準，此次征求意見提出，在2015年“領跑者”指標的技術上，根據(jù)產(chǎn)業(yè)技術進步水平提高2017年相關技術指標。
具體而言，2017年提高后的技術指標，包括多晶硅電池和組件轉(zhuǎn)換效率分別達到19.5%和17%以上，單晶硅電池和組件轉(zhuǎn)換效率分別達到21%和18%以上。
與2015年“領跑者”指標相比，新版“領跑技術基地”技術指標單多晶組件轉(zhuǎn)換效率分別提升1和0.5個百分點，對應60片組件輸出功率分別需達到295W和280W。
根據(jù)2015年版本，單多晶組件轉(zhuǎn)換效率相差僅0.5%，而新出的征求意見中，這一差距拉大至1%。
有分析人士表示，新版政策方案將仍然有利于單晶路線進一步擴大在國內(nèi)終端市場的應用比例，目前以及可見的一年內(nèi)，能夠達到新指標的單晶產(chǎn)能仍然顯著多于多晶，對于新的“前沿技術基地”，單晶可通過N型、HIT、雙面等新技術、工藝實現(xiàn)效率的顯著提升，而多晶則基本沒有成熟的工藝可對應。
不過，也有業(yè)內(nèi)人士指出，以目前多晶電池55GW的大基數(shù)，金剛線切硅片+黑硅+PERC的比例只要達到40%，那就有20GW以上的達標產(chǎn)能。短期三五個月內(nèi)趕安裝，全部選多晶都不至于供應吃緊。而單晶現(xiàn)有總產(chǎn)能也不足20GW，尤其要新上產(chǎn)能大規(guī)模投資很困難，現(xiàn)有龍頭企業(yè)以多晶為主，在多晶今年快速切換金剛線切+黑硅的高性價比情況下，單晶+PERC就很難有性價比優(yōu)勢。
與此同時，新流傳出的征求意見還對電池和組件的要求還延伸到薄膜領域，提出硅基、銅銦鎵硒、碲化鎘及其他薄膜電池組件的光電轉(zhuǎn)化效率原則上參照晶硅電池效率提高幅度相應提高，各類電池組件的衰減率指標要求不變。
按照2015年的標準，多晶硅、單晶硅和薄膜電池組件自項目投產(chǎn)運行之日起，一年內(nèi)衰減率分別不高于2.5%、3%和5%，之后每年衰減率不高于0.7%，項目全生命周期內(nèi)衰減率不高于20%。
高倍聚光光伏組件自項目投產(chǎn)運行之日起，一年內(nèi)衰減率不高于2%，之后每年衰減率不高于0.5%，項目全生命周期內(nèi)衰減率不高于10%。衰減率指標要求不變，將延續(xù)這一標準。
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