这个小区共有居民990余户，计划光伏安装率在90%以上。

正是这一毗邻联姻，实现了新材料与新能源两大产业间的循环化发展，成为国内光纤产业中第一家实施循环经济模式的典型案例。一边是首家落户青海的光材料通信下游企业，另一边是首家落户青海的光伏设备制造上游企业，这两位光伏好邻居的联袂，成为目前全世界上下游原料供应链充分结合的唯一典范。

此举，大幅度降低了中利光纤进口原材料的成本和运输风险，使中利光纤不需重新建设制氮、制氢系统。目前光纤预制棒关键技术已经达到了国内领先水平，并已经建成了年产200吨光纤预制棒及光纤生产装置。2016年实现销售额约20亿元，预计今年全年实现销售收入20亿元，是目前全球前十、全国并列第三的多晶硅领先生产企业，生产设备和工艺技术水平、多晶硅产品质量和生产成本在全球具有核心竞争力。多晶硅是制造光伏电池的主要材料，在全球循环经济发展的大好环境下，光伏产业迎来了春天。智能时代的到来，令光纤成为通信行业最基本、最可靠的传输介质。

这一园区内循环经济，打破了四氯化硅只能国外引进的格局，充分实现了上、下游产业对接，极大地为企业提效益、降成本提供了优越条件中国光伏行业协会秘书长王勃华24日在南京表示，目前中国光伏产业规模持续扩大，今年国内市场格局有较大调整。随着多晶铸锭晶体硬质点的减少，金刚线强度的增加，单多晶切割将共同迈向细线化，钟建明在会上公布了岱勒新材金刚线细线化路线图：2017年单晶主流线径65m，多晶70m;2018年单晶60m，多晶65m，到2020年，单多晶均可以用50m的金刚线。

一上午的时间不够，都快过饭点儿了，上周末，在徐州举办的第十三届中国太阳级硅及光伏发电研讨会黑硅技术与应用论坛上，主持人保利协鑫切片事业部副总裁金善明不禁感慨。前几年高效多晶技术的主攻方向是围绕晶体结构进行体材料提效，近一年则是以黑硅技术为代表的硅片表面提效。预计到明年一季度大规模量产后，可以将黑硅加工成本控制在0.1元/片，功率增益提升至5瓦。按照当前的组件价格计算，黑硅组件有0.05元/瓦的增益，而成本只上升了0.02元/瓦左右。

单晶和多晶的差异仅在长晶端。随着第二批设计了单晶组件的领跑者项目无法并网而减少了需求，第三批领跑者计划项目技术指标不再特别照顾单晶。

金刚线切割相对于砂线切割，具有切割速度快、损耗低、环保等优点，作为国内金刚线生产领军企业，岱勒新材钟建明总监表示，单晶金刚线切片已经广泛应用，而今年体量更大的多晶金刚线推广速度远超预期。而随着保利协鑫等多晶厂商逐步克服金刚线切割机台改造难题，金刚线切割将迎来多晶时代。随着金刚线在多晶硅片领域的规模推广，切片端单晶成本优势不再。已经改了80%，年底全改完。

未来降本还是靠金刚线，金善明认为，对保利协鑫来说，金刚线技术降本作用仍未完全释放。希望未来可以带动上游相关优质企业共同发展，推动金刚线细线化，降低金刚线价格并提升质量。金善明表示，保利协鑫第二代黑硅片加工成本可降低40%。切片环节主要解决的是降本问题，而配套的黑硅技术则在降本、提效方面都有提升空间。

长晶环节差异是单晶、多晶产品成本差异的主要因素，而且拉棒工艺特征决定很难再降低电耗。成熟黑硅技术再次提升多晶性价比据统计，2017年底国内湿法黑硅设备已经超过100台，产能超过10吉瓦。

未来硅片成本的下降取决于于线径和硅片厚度的降低如果再晚的话，明年春季的时间可能都要浪费掉，项目的投运日期必然一延再延。

在既有的1.15元电价政策支持体系下讨论未来电价的不确定性，已经成为当前光热行业的热点话题。政府、项目方、光热行业有着同一个既定目标，但在实际执行层面，项目的实施跟不上政府的预期，政策的出台未能快速契合行业发展的实际诉求。而多个数量的项目启动建设才能够拉动光热装备制造产业链的完善与成熟，本质上，行业层面与国家层面推动示范项目建设的目标是一致的。时间已近2017年底，距国家首批光热示范项目落地已近14个月，距2018年12月31日的投运时间节点仅剩13个月，但现实情况是，示范项目的整体进展不及预期，能够在明年年底前并网投运的项目屈指可数。需要注意的是，上述周期并未计算项目前期开发所耗时长，而我国首批示范项目中的大多数项目在名单落地之时，前期工作并未完成，在落地之后仍需耗费大量时间做各项前期工作，且我国电站开发的自然环境要劣于国际其它市场，冬季普遍面临至少三个月以上的停工期。正文未完，请点击分页 上一页 1 2 下一页全文显示。

而从国际上来看，一个大规模商业化电站从正式开工建设到并网投运，一般至少也需要两年周期，如南非装机50MW的Bokpoort槽式电站2013年9月开建，2015年12月正式投运;美国装机280MW的Solana电站于2010年底开建，2013年10月并网;南非装机100MW的KaxuSolarOne槽式电站于2012年11月份动工建设，2015年3月2日并网投运;摩洛哥装机160MW的Noor1槽式电站于2013年5月10日开建，2016年2月4日方正式投运;美国装机110MW的熔盐塔式电站新月沙丘项目2011年9月开工建设，2014年2月完成建设并进入调试阶段，直到2016年2月方宣布正式并网投运。由此可见，为实现首批示范项目建设的大目标，尽快明确大部分将延期建成项目的具体电价政策，是从顶层设计上加快首批示范项目建设进度的关键。

某国企为投资主体的项目业主代表对此坦诚表示，在8月份之前，应该来说我们都在全力推动项目的各项进度，特别是在集团报批这个层面上做了大量工作，但近几个月来，这些工作又迫不得已地慢了下来，为什么?时间越短，我们就越清楚，在明年年底前建成项目是没有可能的，如果延期建成，我们能享受的电价却是个未知数，这个时候我们就没有了做项目投资收益率核算的基础支撑数据，从集团审批层面来讲，其风险是不可控的，过会的可能性越来越小。从实际执行层面考虑，要求给予一定的延期具有一定的现实依据。

即便让一个国际成熟的开发团队来建，整体建设周期也相对需要更多时间。对于目前都尚未开建的项目，与1.15元的既定电价政策实际上已无太大关系，事实上等于又回到了电价尚未出台的那个时期。

如果强制要求必须在明年底前投运，恐将造成部分已开工项目抢工期而忽视工程质量、部分项目方放弃项目开发等不良后果，难以完成首批示范项目的示范目标。给予一定延期具有一定现实依据今年2月和8月，水电水利规划设计总院受国家能源局委托对首批示范项目的建设进度进行了两轮摸查，并对多个项目进行了实地调研，切实掌握了示范项目建设的真实进展情况。从2016年9月14日示范项目落地到2018年12月31日，两年零三个月的建设周期对大多数项目而言过于紧张，不具有现实可行性。无论是国企、民企，随着时间的推移，拿到手上的示范项目经历了确定电价和不确定电价的转变，项目的审批和融资难度在近几个月却有增无减。

当前的1.15元电价政策对尚未开建的项目而言已属一纸空文。对大多数项目方而言，当下亟待明确的是，如果不能按时投运，项目延期建成，将会享受什么样的电价政策?又回到了电价不明的那个时期?1.15元电价被限制于2018年12月31日这一日期之下，已然成为现阶段多个项目迟滞不前的最大宏观障碍。

现在来看，首批光热示范项目绝大多数将延期投运已成既定事实，在此现实情况下，为确保完成首批示范项目的示范目标，尽快出台延期后的电价支持政策实属迫在眉睫。二是培育若干具备全面工程建设能力的系统集成商，以适应后续太阳能热发电发展的需要。

现在，我们希望至少在今年年底前把这个延期的具体政策出台了，我们可以抓紧这段时间做前期开工准备，到明年春季回暖时动工建设。在此期间，多个示范项目业主单位反馈希望能够给予项目一定延期。

当下，以民企为投资主体的项目方在寻求项目融资的过程中，资方对项目的关注重点开始转移到项目建成之后到底能享受什么样的电价这个层面上来，如果不能明确这一点，资方的投资风险必然不可预控，其也必然因此徘徊于投与不投之间难以决断。光热发电项目开发流程复杂，技术难度大，投资风险高，国内电站开发的自然环境恶劣，首次商业化电站开发的实际经验欠缺，这决定了对大多数项目而言，首次开发示范电站实属摸着石头过河。对绝大多数项目方而言，均有推动项目成功建设的内在动力，国企希望籍此项目在新兴的光热发电项目开发上占据先机，民企则希望借示范项目之机全面掌握商业化光热电站的系统集成能力。某国企项目业主代表说道，不少业主方在今年8月份的时候就向一些领导表达了希望在10月份出台关于项目延期的具体政策的诉求，但眼下已经入冬，政策并未出台，对大多数项目而言，冬季将进入一定程度的停工期，这一年基本是没时间了。

明确延期项目的电价政策迫在眉睫国家能源局组织开展首批示范项目建设的目标早在2015年即明确，一是扩大太阳能热发电产业规模，形成国内光热设备制造产业链。这导致了政策与执行层面的不对称，必然迟滞各方共同目标的达成。

国企为投资主体的项目如此，民企亦然从2016年9月14日示范项目落地到2018年12月31日，两年零三个月的建设周期对大多数项目而言过于紧张，不具有现实可行性。

由此可见，为实现首批示范项目建设的大目标，尽快明确大部分将延期建成项目的具体电价政策，是从顶层设计上加快首批示范项目建设进度的关键。在既有的1.15元电价政策支持体系下讨论未来电价的不确定性，已经成为当前光热行业的热点话题。