以新能源为主体的新型电力系统中，光伏产业发展趋势前瞻

“十三五”期间，我国光伏行业深耕创新，不断取得发展突破。据国家可再生能源中心统计，2020年，全国新增光伏发电装机容量4880万千瓦，同比增长62.1%；截至2020年12月底，全国光伏发电累计装机容量达到25310万千瓦，同比增长23.9%。其中，2020年，全国光伏发电量2605亿千瓦时，同比增长16.2%；平均利用小时数1160小时，同比增加9小时。（2013~2020年我国光伏发电累计装机容量如图1所示）

图1 2013~2020年我国光伏发电累计装机容量

从整体来看，全国光伏新增装机总体呈现集中与分布式开发并举的形势；从新增项目经济成本来看，光伏发电逐渐由“奢侈品”走向“平价”。2020年我国光伏发电系统单位投资成本约3000~4000元/千瓦，比2006年的6万元/千瓦降低了94%；2020年光伏发电最低电价为青海黄河上游水电公司开发的海南州项目0.2427元/千瓦时，光伏竞价项目平均补贴强度降至0.033元/千瓦时，全国大部分地区都初步具备了平价上网的条件。

碳减排的时代背景，为我国新能源产业的发展创造了得天独厚的机遇，但在以新能源为主体的新型电力系统构建中，系统运行逻辑重构，市场、价格机制再造与商业模式创新，都是关系新能源产业健康发展绕不开的话题。在由“政策性市场”走向“经济性市场”的过渡期中，光伏产业是否还将继续保持高歌猛进的发展态势？在碳中和的既定目标下，新能源企业除了迅速扩大规模外，还有哪些领域需要适时发力？

碳中和背景下光伏发展的四大趋势

光伏发电装机规模快速扩张，集中式与分布式开发并举。

为努力实现碳达峰、碳中和目标，预计“十四五”期间我国光伏发电需求将远高于“十三五”，进入快速规模化发展阶段。到2025、2030、2060年，预计我国光伏发电装机规模将达到6亿、10亿、40亿千瓦，将拉动国内投资约20万亿元。

综合考虑各地区国土资源和生态环境保护、可再生能源消纳和外送能力等因素，预计“十四五”期间，光伏产业将继续采取集中式与分布式开发并举的方式。“三北地区将主要结合特高压输电通道配套大型新能源基地，中东部和南方地区重点优先开发分布式光伏项目。

随着电力体制改革不断深化和信息技术快速发展，以分布式光伏为主体的新技术、新业态、新模式不断涌现，国家近期也出台相关政策鼓励分布式电源的开发建设，分布式发电将呈现多场景、多业态的快速发展趋势，成为未来电源的重要增量，预计分布式光伏开发将进一步加快。据国家发改委能源研究所统计，仅江浙沪地区可经济开发的分布式光伏潜力约2亿千瓦，全国约8亿千瓦，未来前景广阔。

光伏产业技术持续创新，能源转换效率不断提高。

科技创新是驱动光伏产业各环节成本下降的主要动能。光伏各环节技术更新迭代速度极快，每一轮技术革新都将催生行业大规模扩产浪潮；新建产能在成本、效率方面具备优势，对旧产能具有极强的替代性。“十四五”期间，光伏产业将从补贴驱动转为创新驱动，推动光伏技术进步和产业升级，技术进步和成本降低已进入快车道。

目前，在主流光伏发电技术中，成熟的PERC电池设备和工艺持续提升转换效率，同时具有低成本的优势，预计未来2~3年PERC电池将继续占市场的主导地位。HJT电池是基于薄膜电池技术和晶硅电池技术结合发展起来的一种高效电池，目前最高转换效率达到25.1%，与IBC结构结合可将电池转换效率进一步提升至26.7%，是极具发展潜力的一种电池结构，但是目前成本仍比PERC技术高15%以上。随着成本的逐步降低，HJT的市场占有率未来5年有可能进一步提升。IBC电池转换效率高，但其处理工艺复杂、生产成本高，与PERC+、TOPCon和HJT电池相比没有明显性价比优势，产业化推广进展缓慢，可作为未来晶硅电池的重要技术储备。钙钛矿太阳电池具有高效率和低成本的潜力，2020年，钙钛矿/Si叠层太阳电池转换效率突破了29.1%，接近硅太阳电池29.4%的理论效率极限，目前正处于实验和验证阶段。钙钛矿是后硅时代最有前途的产业化技术。（2019年太阳能电池实验室与产业化转换效率如图2所示）

图2 2019年太阳能电池实验室与产业化转化效率（数据来源：英利集团《中国光伏产业路线图（2019版）》，2020.4）

光伏发电成本持续下降，经济性明显增强。

近年来，全球范围内光伏发电中标电价屡创新低。2020年4月，法国EDF与晶科联合体中标阿联酋阿布扎比光伏项目，中标电价为1.35美分/千瓦时；2020年8月，葡萄牙光伏项目竞标最低电价再创世界纪录——0.0112欧元（合1.32美分/千瓦时），折合人民币不到0.1元/千瓦时。

根据调研，这些项目电价低于国内光伏竞价项目的原因主要包括：一是阿联酋和葡萄牙光伏发电项目免征土地使用费、电网接入系统费和企业所得税；二是国外光伏发电项目贷款利率在2%以内，融资成本远低于国内；三是阿联酋和葡萄牙的光照资源优于国内，平均年利用小时数在2500小时以上。与此同时，葡萄牙项目实际投产预计在2023年，该电价的出现有一定的特殊性。

根据光伏发电系统成本估算，目前全球光伏发电的平准化度电成本在0.039美元左右。由于资源条件的不同，目前我国光伏发电的平准化度电实际成本保持在0.2-0.35元之间。随着光伏发电技术不断进步，转换效率不断提升，产业规模不断扩大，光伏发电项目系统开发和运营成本将不断降低。据统计，太阳能电池板制造业产出每翻一番，生产成本就会下降25%；光伏发电能力每增加一倍，光伏发电价格就会下降30-40%。预计2023年光伏组件成本将下降至1.0元/瓦左右，2030年左右光伏发电平准化电价可能下降到1美分/千瓦时。

光伏产业由“政策性市场”向“经济性市场”过渡。

“十二五”和“十三五”期间，我国光伏产业投资成本高昂，与传统电力相比经济性不足，严重依赖国家财政补贴，补贴政策对市场影响巨大，光伏发电市场为典型的政策型市场。

随着我国光伏产业的逐步壮大和技术进步，光伏标杆电价逐步下调，平价上网、竞争性配置项目等一系列政策的出台，标志着我国光伏产业已摆脱补贴依赖，开始进入到平价上网时代。虽然现在光伏发电成本已经与传统电源相当，但配置储能后经济性仍较差，依然需要优先收购和保量保价的相关政策扶持。但随着电力体制改革的深化，“十四五”期间光伏发电项目将更多地参与电力市场，项目经济性风险将进一步加剧；但分布式光伏有可能逐步突破“隔墙售电”在市场化交易机制中“过网费”的障碍，市场规模持续扩大。

未来，随着光伏发电成本进一步降低和储能技术的成熟应用，“光伏+储能”将具备与常规电源相当的市场竞争力。当风、光总发电量占比超过30%~40%时，“分布式+储能”模式将是电力系统的重要构成。光伏+储能+电动汽车系统通过“就近取材”，就地消纳利用，形成多个独立的微电网，逐步摆脱对大电网的依赖，并实现各个微电网之间互相备用支撑。届时，光伏发电将迎来市场化建设高峰，成为全社会最经济的电源之一。

碳中和愿景下光伏产业发展建议

尽管我国光伏发电累计装机容量已连续六年位居全球第一，经济技术全球领先，但光伏发电仍面临市场与非技术成本的挑战。一方面，光伏发电全面参与电力市场的相关规则尚未明确，补贴资金拖欠持续增加发电企业的财务负担；另一方面，非技术成本问题日益突出，发电项目依然面临土地资源与并网消纳难题。在碳中和愿景目标下，就光伏产业发展提出以下建议：

一是加大开发力度，迅速扩大规模。

“十四五”将是清洁能源跨越式发展的时期，光伏发电项目的单位千瓦造价已下降到核电的五分之一、风电的二分之一，而且还将持续下降，投资的安全边际较高。因此，在“十四五”期间，建议可再生能源项目尽量向光伏发电项目倾斜，同时克服对于小而散的分布式光伏项目不适应心理，加强分布式光伏开发建设。在“三北”光照资源和土地资源丰富的地区，积极推进特高压输电通道配套千万千瓦级“水+风+光+储”多能互补新能源基地建设，同时考虑建设大型光伏发电基地用于新能源制氢；在长三角和珠三角等工商业发达、电价较高的中东部和南部地区重点加强分布式光伏的业务拓展。

二是加强技术创新，做好降本增效。

加强对于HJT电池、IBC电池、钙钛矿等先进技术的跟踪研究，加快数字化技术在光伏产业开发、运营中的应用。鼓励自主创新与和技术并购并重，通过原始创新、集成创新和引进消化吸收再创新的统筹优化，加快科技成果转化为现实生产力的步伐，持续挖掘企业自身潜能，做好精细化生产管理，积极开拓外部市场，做好降本增效。

三是拓展应用场景，创新商业模式。

依托科技创新和资本运作手段，创新光伏产业商业模式，拓展光伏产业应用场景，开展新能源微电网、分布式发电交易、光伏直供等新模式、新业态试点建设。以“光伏+”探索多样化的跨界融合模式，因地制宜开发渔光农光互补、光伏建筑一体化（BIPV）、光伏治沙等“光伏+生态”项目，解决光伏发电安全并网、提高土地综合利用率、环境治理等问题，探索出一条多能互补、智慧协同的能源生态发展道路（光伏发电应用场景如图3所示）。

图3 光伏发电应用场景

以光伏建筑一体化为例：2020年我国建筑总面积达到700亿平方米左右，其中可利用的南墙和屋顶面积约为300亿平方米。假设10%面积安装光伏发电系统，装机可达3亿千瓦，每年发电量约为3600亿千瓦时，约等于4.5个三峡电站的发电量。

四是积极参与市场化交易，拓展用户侧市场。

深入研究市场化交易模式下光伏发电项目的商业模式、收益测算模型、报价策略和决策机制。结合绿证、碳排放等积极开展电力市场化交易和碳交易，充分发挥光伏发电绿色电力属性，开展绿色能源服务，加快拓展用户侧市场。

五是推进体制改革，创新金融资本。

通过适机参与混合所有制改革，进一步激发企业活力，开展对外合作，达到提升产品竞争力和企业活力的目标。同时，充分发挥金融资本创新力量，建立多元化、多层次的融资体系，采用政府机构、重点券商、保险公司、风投机构、产业园区等共同参与的模式，实现风险共担、利益共享。

版权声明

本文作者张冲，就职于国家电力投资集团有限公司战略规划部。

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编辑  葛圣宇

审核 李奡 陈敏曦

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