“短命”组件问题何在？
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光伏组件作为光伏发电的核心设备，其质量倍受关注，能否达到预期使用寿命也经常受到质疑。时至今日，光伏发电已实质性地进入“去补贴”时代，为降低度电成本，有人会问：组件预期使用寿命为什么是25年？能否使用30年或更长时间？为什么市场上会有很多达不到预期寿命的组件？“短命”组件问题到底出在何处？新征程，需要我们有新思考。带着问题和疑问，本文基于数据做了解析。
一、总体分析和判断
目前，多数企业对交付使用的光伏组件提供两类质保，一类是有限产品质保，质保期大多为 10 年或 12 年，质保范围为组件的设计、材料或工艺原因造成的质量问题；二是有限电性能，即最大输出功率质保，通常为 25 年线性质保，有的企业为提高产品的竞争力，对特殊类型的组件（如双玻组件）提供了 30 年质保。由于组件在系统成本中占比最高，光伏电站设计使用寿命通常与组件最大功率保证年限相同。
客观地说，将组件预期使用寿命确定为 25 年或认为组件最大输出功率衰减至初始功率的 80% 即不能经济地使用，只是约定俗成，并无有说服力的理论依据或经验证实。
针对行业关心的问题，鉴衡认证中心一直在开展相关的检测和研究工作。近几年，结合各种类型的电站检测，鉴衡有意识地对不同类型、不同气候区组件的使用情况进行了针对性检测和分析。图 1 为鉴衡在位于我国亚湿热、暧温、寒温等光伏应用较广区域内的 20 座电站中，每类气候区选择 21 种不同类型和型号的组件，合计 63 种组件最大功率衰减程度的测试和分析结果。
图1：组件最大功率衰减均值和极值指数，来源：鉴衡认证
解释和说明：
1）按投用时间，样本组件分三档，包括投用时间在1 年以内、3 年左右、5 年左右。
2）导入“最大功率衰减均值指数”、“最大功率衰减极值指数”两个指标用以衡量组件最大功率相对于保证值的衰减水平，并进行横、纵向比较。其中，“最大功率衰减均值指数”是指某电站、单一型号“抽检组件样本组”最大功率衰减率均值与对应期限最大功率衰减保证值（线性计算）的比值；“最大功率衰减极值指数”是指某电站、单一型号“抽检组件样本组”中最大功率衰减率最大值与对应期限衰减率保证值的比值。
3）按标称功率计算组件最大功率衰减率；数据处理时，未考虑最大功率的测量不确定度。
4）数据处理时，剔除有明显外观和内部质量缺陷组件的检测数据。
5）未考虑初始实测与标称功率的差异及测量不确定度的影响，虽为统计结果，仍存在偏差。
认证所检测的 63 种组件“最大功率衰减均值指数”的平均值为 0.71。其中，运行时间在一年以内的组件有19种，“最大功率衰减均值指数”为 0.71；运行时间在3年左右的组件有32种，“最大功率衰减均值指数”为 0.71；运行时间在5年左右的组件有 12 种，“最大功率衰减均值指数”为 0.72，意味着组件平均功率衰减水平明显优于保证值。以运行时间5年左右的多晶硅组件为例，按首年衰减不超过2.5%、其后每年不超过 0.7% 的线性保证值计算，运行 5 年的组件最大功率衰减的保证值为不超过 5.3%，“最大功率衰减均值指数”为 0.72，组件实际最大功率衰减的平均值为 3.98%。
从这组数据看，组件平均功率衰减水平优于保证值；另外，运行时间在 1 年、3 年、5 年的组件，“最大功率衰减均值指数”差异较小，线性外推，单纯从最大功率衰减程度看，可以粗略地认为：大部分组件可以经济地使用 25 年或更长时间。
二、组件使用寿命的影响因素
尽管没有强制性规定，对外销售的组件通过 IEC 61215 和 IEC 61730的检测和认证已成为行业惯例。近些年，有些通过认证的组件在使用过程也出现了质量问题，人们不禁要问：为什么通过 IEC 61215 和 IEC 61730 认证的组件还会出问题？要回答这一问题，首先需要对 IEC 61215 和 IEC 61730 标准的作用有正确的理解。
对 IEC 61215 标准的作用，在IEC 61215-1:2016 《地面用光伏组件—设计鉴定和定型—第一部分：测试要求》的“范围和目的”中给出了说明，需要理解以下几点：
（1）标准中给出如下说明“本试验序列的目的是在尽可能合理的费用和时间内确定组件的电性能和热性能，并表明组件能够在 IEC 60721-2-1 中描述的户外气候条件下长期使用。通过此试验的组件的实际使用寿命预期取决于组件的设计以及它们使用的环境和条件”。可以简单地理解为：通过标准测试，仅证实组件具备长期运行所需的基本性能，并不表明组件能够实际使用 25 年。
（2）IEC 60721-2-1:2013 《环境条件分类 自然环境条件 温度和湿度》中按温度和湿度给出了5类环境条件。GB/T 4797.1-2018 修改采用了 IEC 60721-2-1:2013 标准，结合中国实际，给出了 7 种环境条件。标准中仅给出了一般的室外环境类型及其温、湿度条件，作为组件设计依据的背景材料并不充分。实际工作中，还需要考虑光照（如紫外光强度）、气候现象（如：大风、沙尘、冰雹、积雪）、大气环境质量、工况条件等方面的影响。针对特定条件，现行 IEC 系列标准采用的是“补丁”方式，即针对已出现或新出现的问题或需求，制定专项测试标准，如：IEC TS 62804-1 《光伏组件电势诱导衰减测试方法 第1部分：晶体硅》、IEC 61701 《光伏组件盐雾腐蚀试验》、IEC 62716 《光伏组件氨腐蚀试验》。
（3）另外，拟进一步修订的 IEC 61215标准中，给出如下说明“加速测试条件基于实际观察到的失效模式。根据产品设计可以选定不同的加速因子，测试结果不宜解释为组件使用寿命的预测，不是所有的衰减机理都可以证明”。根据标准的最新解释，对组件及其所用材料，盲目地增加测试条件的强度或累积量；或对外宣称通过 3 倍 IEC 标准测试的组件就能使用 30 年，缺少依据。
总体看，现行 IEC 标准和国家标准，还不够系统和完善，在满足组件设计、制造、使用及质量验证的需求方面，还有差距。
1. 组件使用寿命的影响因素
图 2 从设计、制造、使用等环节概括了影响组件使用寿命的一些主要因素。
图2：组件使用寿命影响因素概览，来源：鉴衡认证
图中所述的各类因素，或多或少地影响着组件的使用寿命，需要全过程、全要素控制。依据统计结果，在影响组件使用寿命的各类因素中，技术成熟度、制程质量控制、环境适配性为需要控制的关键因素。
（1）图 3 为在位于不同区域的 6 个电站中，每个电站选取同企业、同时点投用、不同效率档的组件，进行最大功率衰减程度对比测试的结果。其中，标识为 “A” 的组件为同期成熟度较高的效率档，标识为 “B” 的为高效率档位的组件。
可以看出，6 个对比组中，“A” 类组件最大功率衰减均值指数均低于 “B” 类组件。根据经验，部分 “B” 类组件尚处于不够成熟和稳定的量产期。
图3：同期、不同效率水平组件功率衰减对比，来源：鉴衡认证
（2）图 4 为从位于我国亚湿热、暧温、寒温等 3 类气候区的 15 座电站中，每类气候区各选择 15 种组件，每种组件抽取不少于 5 块无严重缺陷的组件，进行最大功率衰减程度对比测试和分析的结果。
通过对比可看出，在亚湿热、暧温两类气候区中使用的组件，最大功率衰减情况并无明显差异；在寒温区中使用的组件，从均值指数和极值指数看，均明显好于前两类气候区。这意味着，针对某些特定的环境条件，需要采用针对性设计，以提高组件的可靠性。
图4：不同气候区最大功率衰减均值和极值指数对比,来源：鉴衡认证
（3）图 5 为从同一电站使用的不同厂家供应的两款组件中，各选择 7 块无明显缺陷的组件，进行最大功率衰减程度对比测试和分析的结果。图中的“衰减指数”指的是组件实测最大功率衰减率与同期保证值的比值。
通过对比可看出，B 厂家组件最大功率衰减均值和一致性明显好于 A 厂家的组件，反应出 A 厂家在制程质量控制方面存在问题，产品质量的一致性较差。
值得一提的是，在抽测的组件中，某电站使用的某国外企业生产的组件，使用 3 年后，几乎无衰减，且样本组件间的性能偏差很小，反应出极高的可靠性水平。
图5：不同组件功率衰减一致性对比，来源：鉴衡认证
2. 实际使用组件存在的突出问题
鉴衡认证分析已有的检测数据，运营期内的组件，从最大功率衰减程度看，可以归纳为 4 种走势，见图 6。
图6：组件最大功率走势图，来源：鉴衡认证
图 7 为前述 63 种样本组件中，处于不同最大功率衰减均值指数区间的组件占比情况。可以粗略地认为：均值指数小于 0.5 的组件，符合图6中的走势一；均值指数在 0.5~1 的组件符合走势二；均值指数在 1~1.5 的组件为带病组件，趋于走势三；均值指数大于 1.5 的组件，存在较为严重缺陷，趋于走势四。
图7：最大功率衰减均值指数占比， 来源：鉴衡认证
初步分析趋于走势三和走势四的组件，导致组件最大功率过快衰减的原因主要有以下几方面：
1）针对特定气候区的环境条件及发生频次较高的恶劣气候现象，组件设计或选型考虑不周；
2）工程设计或施工原因导致的组件缺陷问题；
3）组件采购及制程质量控制不到位导致的组件质量问题；
4）某些新型、未经充分验证即批量投用的组件及所用材料带来的质量问题。
三、结 语
总体看，在技术质量方面，光伏产业的技术研究存在两个不平衡，一是可靠性方面的技术研究滞后于单体设备效率提升方面的技术研究；二是系统应用技术的研究水平滞后于设备端。另外，需要提醒的是：近两年，过于强调初装成本的降低，而对由于可靠性不够所导致的后期运维成本抬高或性能水平过快减损重视不够。
作为光伏电站的核心设备，组件能够长期、安全、可靠地运行，是保证电站取得预期收益的基础。平价上网，组件效率“领跑+长跑”缺一不可。
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对于光伏发电的质量问题及降本问题，鉴衡认证中心副主任纪振双也曾进行深度分析。
150个样本电站，隐性故障（组件）发量损失率近1.5%
【光伏发展，质量先行】
光伏发电的工程质量一直是困扰行业发展，包括融资的难点问题之一。结合行业现状，基于ISO9000：2015《质量管理体系基础和术语》中给出的术语和定义，应着力解决以下几个问题：
1.以系统需求和期望为牵引，完善各类质量标准；
2.按照“结果导向”的管理原则及全面质量管理要求，在工程建设的各个阶段；
3.运营过程中，强化技术状态管理；
4.转变质量观念，真正实现光伏产品从“符合型质量”到“符合+适用型质量”的转变；
5.注重系统层级的功能整合和系统优化；
2013年到2017年，光伏发电经历了高速增长的发展阶段，可以用“中期牛市”来形容。随着装机规模的不断扩大，各种矛盾愈发突显，特别是装机规模与补贴总量间不平衡的矛盾。可以预见，未来几年内，光伏装机的增速将明显放缓，步入发展的“缓冲期”。可以言判，实质性平价上网后，将会迎来新一波行业发展的“牛市”。
平价上网前的缓冲期内，优先解决的是成本、消纳和产能消化问题，新增装机的类型结构、地域分布、投资和建设主体也将发生较大变化。受工作重心及产业发展环境变化的影响，其后几年，在缓解老问题的同时，可能会出现一些新的问题，特别对时下较火的户用和分布式市场，被成本挤压的质量问题可能会更加突出，需要引起注意，否则，可能会出现“一个老鼠坏一锅汤”的情况，迟滞行业的发展进程。
光伏发展的大“牛市”，需要具备“牛市”启动的基础条件。届时，产业发展的驱动力、总体布局、外围环境、发展模式、运管方式等诸多方面都将发生深刻变化，需要提前做好准备和布局。
光伏发电的工程质量一直是困扰行业发展，包括融资的难点问题之一。以下从质量的基本概念和原理入手，就产业发展需要解决的突出问题，谈些体会和认识。
图1为典型质量管理发展阶段的图示。总体判断，现阶段，我国光伏发电工程建设过程的质量管理尚处在“质量检验+局部统计质量控制”的发展阶段，较为粗放，距离预防为主的全面质量管理，尚有较大差距，还有很多工作要做。
从降本的角度，基于鉴衡对电站检测的统计分析结果和经验判断，在不增加硬件投入的情况下，通过精细化管理，进而提高系统效率及降低各类质量损失，按行业平均水平计算，运营期度电均摊成本的下降空间在10%以上，意味着，对电站建设单位，除了技术降本，还应注重管理降本。
适应产业发展的需要，华为及其他一些有实力的企业，基于光伏发电的特点，在通讯、互联网、云计算、人工智能等诸多方面已开始全面布局，为行业质量管理实现跨跃式发展提供了技术支撑。整个行业，也应注重管理水平的提升，多措并举，为产业长期发展打下坚实的质量基础。
图2为基于ISO9000：2015《质量管理体系基础和术语》中给出的术语和定义，结合光伏行业的实际，给出的质量术语及其内在关系的逻辑框图。
透过图中给出的术语，对光伏行业，应特别注重并着力解决以下方面的问题。
1. 以系统需求和期望为牵引，完善各类质量标准。
与“要求”有关的一组术语中，需特别注意对“要求”界定的理解，包括两个方面，一是文件规定的明示要求；二是隐含的要求，主要指与使用要求有关的合理需求。在“质量”、“合格”、“不合格”等术语中均未出现“规定”两字，意味着，全方位满足要求的产品，才是合格的产品。对光伏产品，应特别注重通用和特定使用要求的确定和满足。
对照与“固有特性”有关的一组术语，光伏设备的“功能特性”中需要特别注重与“耐久/老化性能”有关标准的完善；“物理特性”中需要特别注意系统和设备接口性标准，以及外观及内部质量标准的统一和完善。光伏系统层面，应特别重视与能量效率及各类损失的监测指标及检测方法有关标准的统一和完善。
2. 按照“结果导向”的管理原则及全面质量管理要求，在工程建设的各个阶段和运营过程中，强化技术状态管理。
对照与“技术状态管理”有关的一组术语，光伏发电工程应特别注重与产品和工程质量有关的特性及其控制范围和基线、技术状态纪实和更改等方面的控制。顺便提一下，目前，有的认证机构基于IEC某项或某些只给出总体要求及测试内容和基本方法（如IEC62446）、缺少技术状态基线的标准，开展认证活动，显得牵强，并可能产生误导。
3. 转变质量观念，真正实现光伏产品从“符合型质量”到“符合+适用型质量”的转变。
对照与“合格”、“不合格”有关的一组术语，光伏发电工程应特别注重以下几方面的研究及相关标准的制定。
（1）不同环境条件下，与产品适配性、耐候性、耐久性，即使用性能的研究及相关标准的制定。
时下，光伏这方面的研究，包括发布的数据，显得凌乱，经常让人摸不着头脑。以检测和实证为例，各种断章取义、代表性不强、相互矛盾的实证数据经常出现在媒体中，让人无所适从，包括所谓的3倍IEC标准认证，缺少依据，给人“噱头”的感觉。
在产品和系统的检测、认证和实证方面，第三方机构责无旁贷，应始终秉持“不以赢利为目的，客观、公平、公正”的原则，一是做好检测和认证技术及相关标准的研究；二是创新工作方法和模式，提高检测和实证的有效性和实效性。
（2）开展各类不合格和缺陷对电站性能影响的研究及相关标准的制定。
时下，整个行业，对光伏设备和工程中存在的各类不合格或缺陷对电站性能影响的研究，大多停留在表面。各类设备和工程的验收标准中，对可接收的不合格或缺陷类型和程度的规定，有些盲目或盲从，包括存在局部过松或过严的问题。从鉴衡这几年受理的多起质量争议或诉讼过程的尽调结果看，这方面的问题也比较突出。需要组织行业力量，深入开展这方面的研究工作。
从降本的角度，也需要基于风险，根据行业特点，制定更为合理、相对统一、与不合格类型和程度及质量接收线（AQL）有关的标准，一是防止质量不足或过剩，合理控制生产成本；二是减少标准不统一所带来的管理成本；三是减少质量争议过程的维权成本。
4. 注重系统层级的功能整合和系统优化
宜按照“整个发电系统—分、子系统—电站设备”三位一体的总体要求，从系统总体的功能和性能要求出发，优化和整合产品的功能，合理分配分子系统和设备的技术状态基线，确定设备的质量要求。
从成本角度考虑，通过系统优化达到降本目的空间也较大。
图3为基于现行国标中给出的与可信性有关的术语，结合光伏行业的实际，给出的与可信性有关的术语及内在关系逻辑框图。
透过上图中给出的术语，对光伏行业，应注重并着力解决以下方面的问题。
1. 注重设备和工程质量形成全过程、全要素的可靠性管理。
对照图中“可靠性”中所列举的各类故障和失效，设备和工程设计、部件或材料选型和采购、制造或施工、使用和维护等环节控制不当，均可能导致故障或失效。
鉴衡对近150个样本电站故障发电量损失率的统计结果显示，显性故障发电量损失率的平均水平在2%左右，隐性故障（主要指组件）发电量损失率在1.5%左右。通过故障和失效的表象形式分析，各环节导致的故障或失效均占一定比例，其中，设备层面，占比最高的是制造和施工缺陷，系统层面，占比最高的是设计（含设备选型和微观选址）缺陷。
光伏电站的可靠性是保证电站长期高效运行、并取得合理收益的基础，缺少可靠性保证的LCOE或预期收益，都是奢谈。
2. 按电站长期可用性的总体要求，补齐“维修性”及“维修保障性”的短板。
总体看，光伏行业在可维修性和维修保障性方面的管理，尚处初级阶段，与电站长期高效、安全、可靠运行的总体要求，有较大差距。实际运行的电站，由于可维修性不够或维修保障能力不足，导致设备故障等待时间过长，甚至长时间停摆的情况履见不鲜。
时下，设备层面，一是要充分考虑设备及部件可互换性要求； 二是要注重维修服务网络的建设。电站开发企业在选择设备及其制造企业的时候，也应考虑这方面的要求，不能一味地追求成本和价格的降低；系统层面，在系统结构、设备布置、安装方式、维护设施等方面设计和施工，都应考虑这方面的要求。
3. 注重故障或失效形成机理及影响程度的研究，预防为主，着力提高各类故障的防范能力。
时下，光伏行业在故障或失效模式及其致因和影响方面的研究尚处于初级阶段，且力量分散，尚未形成“应用—制造—采购”、“系统—设备—部件”有机统一的氛围和格局，由此导致的质量裕度过大或不足，质量问题相互扯皮、久拖不解的情况，时有发生。
与传统行业比，光伏行业发展时间较短，数据和经验积累较少，许多故障，尚处在“知其然、不知其所以然”的状态，需要加大这方面的研究，为行业的长远发展提供质量基础。
结语
光伏是个新生的产业，在强调增量和成本的同时，也应注重质量，以确保行业均衡、健康、可持续发展。在“十三五”确定的几个重点发展领域中，某些地区在光伏扶贫工程领域质量管控的一些做法值得借鉴，如设备和工程质量的黑、白名单制，工程质量审计和督查制。在领跑者基地建设过程中，除成本和效率，也应注重质量管理模式的创新和示范。
纪振双：光伏降本重心应逐渐从设备端转移到系统端
产业发展回顾和应用基础
1、 产业规模
过去十多年， 我国的光伏发电从无到有、从小到大， 已成为国民经济中发展最快的产业之一。 至 2018 年第3季度末，我国光伏总装机量已接近 165GW， 到年底，累计装机超过 170GW 已无悬念； 至 2017 年底，光伏在全国电力装机中的占比达到 8%，电力消费中的占比为 1.82%。
光伏发电在优化我国电力装机结构、减少化石能源消费中的作用已开始显现。2016 年以后，光伏产业设备端的年产值已经达到 3000 多亿， 对国民经济，包括新增就业的贡献率在不断提高。
目前， 大力发展可再生能源的理念已深入人心， 为光伏发电下一步更大规模的应用打下了较好的社会基础。
2、产业竞争力
目前，我国的光伏产业已形成完整的产业链， 设备国产化率已达 70%以上，自主创新能力在持续提高， 并初步形成具有中国特色的标准和技术管理体系。 政策法规、 金融保险、检测认证及其他支撑系统也日臻完善。 2013 年以后，我国已是全球光伏发展名副其实的“领头羊”，已成为具备较强国际竞争力的产业之一。 十多年的发展， 为进一步提升产业的核心竞争力，包括更好地走出去打下了较好的技术基础。
在成本方面， 依靠技术进步，特别是领跑者基地的示范作用，光伏建设成本和补贴强度快速下降。 与 2011 年相比，目前， 光伏一、二、三类区的上网标杆电价分别下降了 56.5%、 47.8%、 39.1%； 与 2009 年相比，目前的光伏建设成本下降了 80%左右；第三批领跑者基地中，有些项目的中标电价已接近火电脱硫标杆电价。 另外，同其他发电形式比较，光伏仍处于价格“青春期”，还有较大的下降空间。 可以预见，不远的将来，光伏一定会成为具有成本竞争优势的发电形式之一。
3、应用基础
近几年， 光伏发电已呈现出分布式（含户用）、集中式，地面（含山地）、屋面、水面等各种类型和应用场景的电站多类并举、多元发展的格局。光伏与农业、渔业、牧业、其他种植业及荒漠、采煤沉陷区综合治理相结合的协同效应也开始显现。 另外， 在产业政策的引导下， 光伏发电应用的重心已从西部向中东部用电负荷中心转移， 与之适配的分布式光伏也得到了迅猛发展， 至 2018 年 第3季度末，分布式光伏总装机 46.8GW，在光伏总装机中的占比达到 28%。
设备端，在降本需求、 光伏领跑者制度及其他政策的协同作用下， 近几年组件效率在按年均 1%左右的幅度逐年提高，电池和组件的制造技术更是日新月异。 光伏逆变器已形成了集中式、组串式、集散式共享天下的格局。各类跟踪系统的应用比例也在逐步提高。
产业技术进步， 不同类型、不同设备在不同场景下大范围的应用，一是为光伏更大范围地应用打开了空间，也为在不同应用环境和外部条件下，因地制宜地选择电站和设备型式积累了经验。
产业发展中存在的问题
光伏“爆发式”增长， 导致了产业某些方面“发育不良”， 也挤占了本该属于“更高质量、更低成本”下的规模指标。 通过调整政策，促进行业由高速度向低成本、高质量发展势在必行，所带来的局部“阵痛” 也在所难免。 对有志于产业长远发展的业者来说，一是要坚定信心，二是要正视和解决发展中出现的问题。
归纳起来，需要解决的突出问题有以下几个方面：
1）过快发展所导致的“入不敷出”、补贴拖欠问题。
2）统筹不够、规划不合理所导致的弃光问题。
3）标准缺失、 技术发展不平衡、 配套集成能力不强、 管理跟不上、监管不到位、 违规建设、 抢装抢建及其他因素所带来的工程隐患和质量问题。
4） 某些方面政策和法规的可操作性不强、 稳定性不够、协同能力差、执行不到位，给企业带来的后顾之忧及项目非技术成本（含制度和交易性成本）过高、不确定性增加等方面的问题。
5）电力体制改革的进程，包括配套服务跟不上产业发展需要所带来的问题。
产业未来发展的战略思考
1、行业发展所处阶段
应用端，过去十多年，可将光伏划分为 2 个大的发展阶段，包括示范性应用、低速发展阶段， 大规应用、 高速增长阶段。 目前，已进入调整和转型期。转型期内，应按照国家的总体发展战略，围绕从“量”到“质”的转变 ， 从宏观政策、发展方式、市场应用、技术质量等多维度，完成一系列的调整和转变，目的是为下一步更好地发展打下基础。
调整和转型期内， 总体判断：
1）降本仍是主基调，但会由“效率独大”、一刀切、 简单粗暴式的降本方式，逐步向全要素、全寿命综合考虑、平衡和优化的降本方式转变， 包括以降低初始建设成本为主向以降低全寿命期 LCOE 为主转变；
2） 设备端， 那些技术实力强和升级快、装备水平高、财务状况好、降本潜力大、质量声誉好的企业将取得明显的竞争优势，一些企业将被淘汰出局，一些企业将在“生死线”上挣扎；
3）系统端，产业集中度将会进一步提高，抗风险和综合实力强的企业将获得更多的市场份额，投机性的电站投资会受到挤压。调整和转型期内，从国家层面，宜保持适度的新增规模和补贴强度，包括采取更为灵活、有针对性和前瞻性的政策措施，一是利于企业在发展中寻求突破；二是为行业下一步的发展明确方向。
2、目前及未来一段时间的政策取向
以补贴退坡，特别是“531”新政为标志，光伏发展的政策取向已由“补贴”为主，向“清障”为主转变，特别是消纳问题，包括影响行业发展中的体制和机制性障碍，有些政策措施的实施效果已开展显现。战略角度，国家大力发展可再生能源的方向不会改变。从行业角度，需要按国家“去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板”的总体要求，实现产业的升级和转型。
在下一步的发展中，光伏行业在某些方面可先行先试，大胆创新，例如：
利用分布式光伏贴近用户和配电侧的特点，成为打破“电改僵局”的先行军；
大型发电企业利用其产业链长和可延展性强的优势， 发挥市场在资源配置中的基础性地位， 为打破垄断和地方保护主义，建立电力直接、市场化的交易体制蹚出新路；
利用领跑者基地建设，总结、改进可有效降低项目非技术成本、能复制、可持续的政策措施。
3、至 2030年，产业发展规模预测
从国家角度，减少二气化碳排放强度，降低化石能源的消费比重是国家战略，不会改变。与 2005 年相比，至 2030 年， 单位 GDP 二氧化碳排强度下降 60～65%，非化石能源占一次能源消费比重达到 20%等即定指标也不会变。
2017 年，煤炭在我国一次能源中的消费占比为 60.6%；电力消费中，火电接近 71%，全国平均度电 CO2排放量在 700g 以上，与亚洲国家度电 CO2排放量低于 400g 的先进指标，还有很大差距。对我国而言，减碳的关键是减少煤炭消耗，而电力又是煤炭消耗的大户，调整电力结构势在必行。
对光伏而言，要考虑的不是发展不发展的问题，而是如何更好地发展。重要的是如何做好自已的事，尽早在不同发电形式中取得价格和质量上的竞争优势。
以欧洲经合组织成员国目前电力消纳中火电占比 44%、 非水可再生能源占比16%为参比，假定我国在 2030 年，电力消费结构接近欧洲目前水平，火电占比低于 45%，非水可再生能源占比超过 16%；光伏在电力消费中的占比在 6%—9%区间内；电力消费按年均增速 4%计算；光伏年平均利用小时数按 1200h/KW 计算。
至 2030 年光伏装机将达到 640GW~970GW， 2017 年～2030 年，年均新增装机在 40GW～65GW 左右。
4、有竞争力的目标成本
目前及未来一段时间，制约光伏发展的瓶颈仍是成本， 有效降低光伏发电的度电成本是首要任务。从行业角度，需要综合考虑未来可接受、有竞争力的电价水平及光伏的降本潜力， 确定中远期光伏发电的目标成本，并按照确定的目标，规划好路径。
下表为参照太阳能资源一、二、三类区当前的平均售电和用电价格，并考虑合理的收益预期和不确定因素，包括分布式电站适当的电价折扣，给出的参考性、全成本 LCOE 目标值。
表 全成本LCOE参考性目标值
为使光伏在未来的电力市场中有竞争力， 并考虑第三批领跑者基地的中标电价、 光伏降本潜力及近期中东、北美一些国家出现的光伏电价水平。表中给出的LCOE 目标值应是未来 3～5 年内可以实现的成本水平， 但有赖于政策的支持力度和稳定性，例如，各地在第三批领导者基地中承诺的土地、税费、接入方面的优惠条件能否兑现并推而广之。 另外，某种程度上，光伏“靠天吃饭”，表中给出的目标值不具普适性，无补贴和指标限制的光伏，应优先选择那些供电或售电价格与目标价格差价较小、光照条件和营商环境较好的区域。
另外，光伏降本方面，应在全要素、全寿命期潜力分析的基础上，并兼顾各方利益，理性判断未来的成本水平，包括技术成本和非技术成本。 不悲观，也不要盲目乐观。以组件为例，降本途径包括 3 个方面，一是降低各环节的材料和制程成本；二是通过提效降低单位功率的制造成本并带动系统成本的下降；三是通过提高可靠性、延长服役期，降低电站的运营成本。总体看，组件及其他设备虽还有降本空间，但并不像有些人想象的那么大。另外，设备在系统成本中的占比在逐步减少， 下一步， 不能单纯依靠降低设备价格实现降本，应逐步将降本的重心从设备端转移到系统端。
未来一段时间，要特别注意防止低价无序竞争、短期利益牺牲长远利益、企业为一已之私损害整个行业等情况的发生。
5、光伏应用市场
在国内，短中期看， 一、二类太阳能资源区中光照和送出条件较好的集中式电站，有望率先实现供电侧实质性平价上网；二、三类区中用电负荷较高、光照条件和营商环境好的地区，有望率先实现用电侧平价上网。长期看，各类区均具备平价上网的潜力。
国际上，短中期看， 在取消“双反后”，国内光伏产品对欧出口有望实现恢复性增长， “一带一路”沿线国家有望成为下一步设备出口和光伏投资的热点地区。
在应用方面，除传统形式的光伏发电，与用电设备短接或直驱，供、配、用一体化设计和建设，包括移动供电，有望成为新的光伏业态形式。另，中东部可用土地资源较少的地方，各类“光伏+”业态形式光伏发电的比较优势会越来越明显。
6、商业模式
未来较长一段时间内，融资难、融资贵仍将是光伏企业需要破解的难题之一，企业应在总结经验的基础上，用创新性思维破解这一难题。考虑光伏投资回收期长，宜进一步加大直接融资的比重。
另外，随着建设成本的降低，对分布式电站，用电企业自主建设、自发自用、 真正意义上的分布式的比重将会增加；产业中、下游企业合作开发，包括“抱团出海”， 将更有竞争力；对“光伏+”形式的电站，跨界整合和合作开发将会成为首选。
7、技术质量
后补贴及平价上网后的光伏，“规模”为王的时代终将结束，企业投资将趋于理性。光伏应用市场将倒逼行业补齐技术和质量方面的“短板”，市场也会变成产业技术进步的主要推手。
短期内，提效降本仍是技术进步的主要手段。中长期看，“效率独大”的局面将被打破，需要均衡考虑产业的技术进步。市场细分后，也会催生许多新的技术和产品形态， 跨界融合技术也会成为新的亮点。
从应用角度，“高效、长寿、安全、可靠、友好、紧凑”将成为电站未来的技术发展方向。对分布式、小型电站、复杂条件下的电站，简易、适配、灵活、轻量、智能、柔性，同时会成为追求目标。
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