本期亮點提要：

發(fā)展歷程與現(xiàn)狀

(相關(guān)資料圖)

二十余年以來，中國光伏行業(yè)實現(xiàn)了從無到有、從有到強的跨越式發(fā)展，建立了完整的產(chǎn)業(yè)鏈和配套環(huán)境，已經(jīng)成為我國重要的、可以參與國際競爭并達到國際領(lǐng)先水平的戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)，也成為推動世界能源變革的重要引擎。

2004年開始，光伏行業(yè)大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化興于歐洲，以德國為首的歐洲各國推出政府補貼政策，推動光伏產(chǎn)業(yè)大規(guī)模商業(yè)化發(fā)展，以德國、意大利、西班牙三國為代表的歐洲區(qū)域成為全球光伏裝機需求的核心地區(qū)，我國光伏行業(yè)受歐洲市場需求拉動開始起步，逐步發(fā)展成為全球最大的光伏產(chǎn)品制造基地，國內(nèi)市場需求尚未充分釋放，該階段市場需求主要在歐洲和美國，多晶硅原材料也主要依靠進口，我國光伏產(chǎn)業(yè)鏈處于“兩頭在外”的局面；

受“歐債危機”等因素的持續(xù)影響，歐洲各國政府開始降低光伏補貼，市場需求下降，疊加前期產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展帶動投資過熱，導(dǎo)致行業(yè)供需失衡，光伏行業(yè)增速減緩甚至出現(xiàn)新增裝機量下滑，2011年10月開始，歐洲和美國市場需求下降且相繼對國內(nèi)光伏企業(yè)開展“反傾銷和反補貼”調(diào)查，光伏產(chǎn)品價格大幅下降，行業(yè)進入低谷期；

歐洲傳統(tǒng)光伏市場補貼退坡，中國、日本和美國成為光伏行業(yè)市場需求主要區(qū)域，歐洲市場份額逐步下降，在國家政策支持下，我國光伏行業(yè)逐步回暖，國內(nèi)光伏應(yīng)用市場需求迅速提升，光伏制造產(chǎn)業(yè)工藝技術(shù)不斷提高，發(fā)電成本持續(xù)下降，同時也逐漸完善了從硅料到光伏系統(tǒng)的完整產(chǎn)業(yè)鏈，我國成為全球最大的光伏產(chǎn)品制造國和消費國；

伴隨光伏工藝技術(shù)的不斷進步和成本改善，光伏發(fā)電在很多國家已成為清潔、低碳、同時具備價格優(yōu)勢的能源形勢，光伏開始進入全面平價期，全球光伏市場開啟新一輪增長；我國光伏行業(yè)開始逐步進入全面平價無補貼時代，隨著產(chǎn)業(yè)政策調(diào)整的持續(xù)推動以及光伏技術(shù)水平不斷提高，電站開發(fā)建設(shè)成本持續(xù)降低，越來越多的光伏發(fā)電項目可以做到平價上網(wǎng)，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)進一步調(diào)整完善，落后產(chǎn)能逐漸被淘汰，光伏行業(yè)在產(chǎn)業(yè)升級過程中開始邁向平價上網(wǎng)的發(fā)展階段。

全球已有多個國家提出了“零碳”或“碳中和”的氣候目標，發(fā)展以光伏為代表的可再生能源已成為全球共識，再加上光伏發(fā)電在越來越多的國家成為最有競爭力的電源形式，預(yù)計全球光伏市場將持續(xù)高速增長。。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)，全球新增光伏裝機容量從2011年的30.2GW增長至2022年的230GW，年復(fù)合增長率20.27%。2022年全球光伏累計裝機容量突破1,100GW，光伏裝機量大幅上升。在全球氣候變暖及化石能源日益枯竭的大背景下，可再生能源開發(fā)利用日益受到國際社會的重視，大力發(fā)展光伏能源已成為世界各國的共識。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會預(yù)測，保守情況下，2030年全球光伏年均新增裝機將達到436GW，樂觀情況下將達到516GW，具體預(yù)測情況如下所示：

圖表1：2011-2022年全球光伏年度新增裝機規(guī)模以及2023-2030年新增規(guī)模預(yù)測

單位：MW，%

數(shù)據(jù)來源：中國光伏行業(yè)協(xié)會

近年來，在光伏“平價上網(wǎng)”、光伏行業(yè)“降本增效”以及國家對光伏產(chǎn)業(yè)扶持力度不斷加大等因素的驅(qū)動下，光伏裝機容量持續(xù)增長。根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會數(shù)據(jù)，2022年光伏累計裝機容量已達到392.61GW，同比增長28.07%。預(yù)計 2023 年光伏新增裝機量超過 95GW，累計裝機有望超過 487.6GW。

圖表2：2020-2022年中國光伏累計裝機容量

單位：%

數(shù)據(jù)來源：中電聯(lián)

大力發(fā)展光伏產(chǎn)業(yè)對促進中國經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展、構(gòu)建低碳高效的能源體系和保障實現(xiàn)“2030碳達峰、2060碳中和”的戰(zhàn)略目標具有重要意義。從光伏新增裝機容量口徑來看，2022年光伏新增裝機容量達到87.41GW，創(chuàng)歷史新高，占當年能源新增裝機容量比重已達到43.76%，新增份額已接近一半比重。未來，在光伏產(chǎn)業(yè)相關(guān)政策不斷完善的基礎(chǔ)上，國內(nèi)光伏新增裝機量有望持續(xù)增長，保守情況下預(yù)計2030年我國光伏新增裝機量達到105GW，樂觀情況下將達到128GW，具體預(yù)測如下圖所示：

圖表3：2011-2022年中國光伏年度新增裝機規(guī)模以及2023-2030年新增規(guī)模預(yù)測

單位：MW，%

數(shù)據(jù)來源：中國光伏行業(yè)協(xié)會

“十四五”期間，國家將會繼續(xù)推進分布式光伏發(fā)電應(yīng)用示范區(qū)等建設(shè)。全國各地將會因地制宜開展各類“光伏+”應(yīng)用工程，促進光伏發(fā)電與其他產(chǎn)業(yè)有機融合，通過光伏發(fā)電為土地增值利用開拓新途徑。太陽能光伏市場應(yīng)用將會呈現(xiàn)寬領(lǐng)域、多樣化的趨勢，除了大型并網(wǎng)光伏電站，與建筑相結(jié)合的光伏發(fā)電系統(tǒng)、小型光伏系統(tǒng)等分布式光伏設(shè)備行業(yè)也將會快速興起。

市場環(huán)境與壁壘

隨著光伏裝機體量的快速發(fā)展，光伏行業(yè)各個環(huán)節(jié)集中度逐漸提升，目前硅料、硅片環(huán)節(jié)的競爭趨勢較為清晰，基本上形成了具備一定規(guī)模優(yōu)勢的龍頭企業(yè)，前五大廠商的市占率已經(jīng)提升至較高水平，而電池片環(huán)節(jié)整體集中度相比之下較為分散。在N型技術(shù)發(fā)展趨勢以及未來景氣度周期下，硅料環(huán)節(jié)成本和客戶的競爭逐步激烈，行業(yè)集中度或明顯提升，龍頭企業(yè)強者恒強；硅片環(huán)節(jié)非硅成本是衡量競爭力的關(guān)鍵指標，頭部企業(yè)領(lǐng)先的優(yōu)勢會繼續(xù)保持；電池片環(huán)節(jié)產(chǎn)品性價比是核心關(guān)注點，N型趨勢或?qū)⒅厮芨偁幐窬?。根?jù)中國光伏協(xié)會的數(shù)據(jù)，2022年多晶硅、硅片、電池片、組件四個環(huán)節(jié)CR5分別為87.1%、66%、56.3%、61.4%。

降低制造成本和提高產(chǎn)品品質(zhì)是光伏行業(yè)技術(shù)進步的主要方向，也是光伏行業(yè)企業(yè)競爭的關(guān)鍵因素。降低成本，對單晶硅片而言，主要通過提高單晶硅的成品率、減少硅片切割損耗、提高單產(chǎn)、降低單耗等實現(xiàn)；而提高品質(zhì)，主要通過改善單晶硅的品質(zhì)，從而提高光電轉(zhuǎn)換效率、降低衰減率等實現(xiàn)。低成本、高品質(zhì)的單晶硅片生產(chǎn)具有較高的工藝技術(shù)要求，需要通過不斷地技術(shù)研發(fā)、設(shè)備改造、生產(chǎn)流程優(yōu)化來實現(xiàn)。以166mm硅片為例，目前主流硅片生產(chǎn)廠商的硅片制造非硅成本已經(jīng)達到0.7~0.8元/片，而其他后進入者由于缺少長期生產(chǎn)和檢測經(jīng)驗的積累以及先進技術(shù)的掌握及儲備，無法在短時間內(nèi)建立起完善的生產(chǎn)體系和標準，在成本上處于較大劣勢，將面臨被市場淘汰的風(fēng)險。因此，進入硅片行業(yè)存在較高的技術(shù)壁壘。

發(fā)展趨勢與前景

1.大尺寸、薄片化為變革趨勢，N型硅片引領(lǐng)長期方向

大尺寸硅片能夠有效攤薄非硅成本，帶來全產(chǎn)業(yè)鏈的降本增效。在相同的用量下，硅片尺寸的增大能夠有效降低切片和拉晶的次數(shù)，從而有效降低單位生產(chǎn)成本，除了硅片環(huán)節(jié)外，大尺寸帶來的是全產(chǎn)業(yè)鏈成本的下降，對下游制造業(yè)企業(yè)，大尺寸硅片可以提高從硅片到組件的生產(chǎn)效率并降低生產(chǎn)運營成本；對電站客戶，大尺寸硅片能夠降低支架、電纜等建設(shè)成本，并減少運輸安裝費用。目前市場的主流硅片尺寸為166mm、182mm和210mm，市場對于182mm和210mm兩種路線各執(zhí)己見，隆基、晶科、晶澳、阿特斯、江蘇潤陽悅達、江蘇中宇光伏、潞安太陽能這七家公司倡導(dǎo)建立182mm*182mm的光伏硅片標準（M10），而中環(huán)、愛旭、東方日升等企業(yè)則認為210mm是未來硅片的發(fā)展方向，其能夠兼容N型電池技術(shù)并和鈣鈦礦疊加，度電成本更低。綜上，大尺寸硅片已逐漸成為主流硅片尺寸，根據(jù)CPIA的數(shù)據(jù)，2022年182mm和210mm的大尺寸硅片的市場份額由2021年的45%迅速增長至82.8%，未來其占比仍將快速擴大。

薄片化有助于降低硅耗，N型硅片平均厚度更薄。在硅片相同的面積下，將硅片做薄能夠降低單片的耗硅量，也能夠使得硅片具有更好的柔韌性，為電池和組件端帶來更多可能性，同時，在硅片切割的過程中，薄片化切割可以減少硅料損耗，增加單位硅料出片率，從而降低硅片企業(yè)的成本。目前切片工藝已經(jīng)能夠完全滿足薄片化的需求，但硅片厚度對電池片的自動化、良率、轉(zhuǎn)換效率等均有影響，因此更加依賴全產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的合作推進。根據(jù)CPIA的數(shù)據(jù)，2022年，P型單晶硅片平均厚度在155μm左右，較2021年下降15μm，用于TOPCon電池的N型硅片平均厚度為140μm，用于異質(zhì)結(jié)電池的硅片厚度約130μm。

2.PERC電池為當前主流電池，未來提升空間有限

隨著P型電池轉(zhuǎn)換效率逼近理論極限，技術(shù)迭代方案逐步涌現(xiàn)。晶硅電池中，TOPCon、HJT、IBC三種技術(shù)路徑并行。目前TOPCon量產(chǎn)速度領(lǐng)先，HJT降本仍在推進，IBC實現(xiàn)量產(chǎn)但良率較低且有待實證。c方面，目前行業(yè)仍在試產(chǎn)及商業(yè)化初級階段，未來與晶硅電池疊層可實現(xiàn)轉(zhuǎn)換效率的進一步提升。

PERC是目前光伏市場最主流、性價比最高的電池類型，廣泛運用于全球各類電站項目。根據(jù)CPIA的數(shù)據(jù)，2022年新建的電池量產(chǎn)產(chǎn)線仍以PERC電池產(chǎn)線為主，但下半年部分N型電池片產(chǎn)能陸續(xù)釋放，市占率下降至88%。PERC理論轉(zhuǎn)換效率上限為24.5%，2022年，規(guī)?；a(chǎn)的PERC單晶電池，平均轉(zhuǎn)換效率達到23.2%，技術(shù)較為領(lǐng)先的電池廠商的轉(zhuǎn)換效率已逼近理論上限，CPIA預(yù)測2023/2024/2025/2026年，PERC平均轉(zhuǎn)換效率為23.3%/23.4%/23.5%/23.6%，轉(zhuǎn)換效率進步空間有限。

TOPCon、HJT等新興電池技術(shù)均屬于N型電池，較 P 型電池具備更高的提效潛力?；贜型硅片進行硼擴散，由于N型電池的少子為空穴，其壽命更高，電阻率更低，發(fā)電效率隨溫度升高而下降的幅度更低，在弱光情況下的響應(yīng)能力更強，因此具備更高的理論轉(zhuǎn)換效率。TOPCon電池提出時間較短但發(fā)展迅速，憑借著現(xiàn)今的鈍化技術(shù)及雙面發(fā)電能力，TOPCon的電池轉(zhuǎn)換效率更高，其極限效率大約在28.7%，接近晶硅電池轉(zhuǎn)換效率的上限。2022年，N型TOPCon電池平均轉(zhuǎn)換效率達到24.5%，預(yù)計2025/2030年能夠達到25.4%/26.0%。HJT 電池 2022 年平均轉(zhuǎn)換效率達到 24.6%，隆基于 2022 年刷新 HJT 電池轉(zhuǎn)換效率的最高紀錄，達到 26.81%，是目前硅基太陽能電池的最高紀錄。

目前晶硅電池的市占率約為96%，薄膜電池市占率僅4%，但晶硅電池的轉(zhuǎn)換效率已經(jīng)逐步靠近理論極限的29.43%。而鈣鈦礦電池單層電池理論效率極值可達31%，晶硅/鈣鈦礦雙節(jié)疊層轉(zhuǎn)換效率可達35%，三節(jié)層電池理論極限可達45%以上。如果摻雜新型材料，鈣鈦礦電池的轉(zhuǎn)換效率更是有望達到50%。鈣鈦礦（PSCs）是一種分子通式為ABX3的晶體材料，呈八面體形狀，結(jié)構(gòu)特性優(yōu)異，具有轉(zhuǎn)換率極限高、成本低的優(yōu)點，但仍存在穩(wěn)定性差和大面積制備困難的問題。4

未來面臨的挑戰(zhàn)

1.光伏電站配儲成本進一步增加

近年來，光伏電站按容量以某一比例配置儲能作為輔助消納與支撐電網(wǎng)的措施，成為電站開發(fā)建設(shè)的前置條件。在儲能商業(yè)模式尚不完善的情況下，強制配儲給投資商帶來了巨大的負擔(dān)，且很多省份配儲要求有愈演愈烈的趨勢。

圖表4：2022年部分省份并網(wǎng)項目儲能配置比例要求

數(shù)據(jù)來源：公開資料

但在實際運行中，大部分光伏電站所配置的儲能系統(tǒng)被電網(wǎng)調(diào)度情況較少，難以獲得相關(guān)收益；據(jù)企業(yè)測算，按照100MW項目配置10%/2h儲能系統(tǒng)的要求，電站端成本將增加不少于0.3元/瓦，在此基礎(chǔ)上，每增加10%的儲能比例，電站成本將增加約0.3元/瓦；目前國內(nèi)風(fēng)光資源豐富的很多省份要求配儲比例不少于10%/2h，且呈不斷上升的趨勢。

2.部分省份工商業(yè)電價峰谷時段調(diào)整，為行業(yè)發(fā)展帶來不確定性

峰谷時段的調(diào)整，主要受新能源消納壓力影響，目的是引導(dǎo)用電企業(yè)將用電負荷集中到光伏出力的主要時段，增加新能源的消納；調(diào)整之后的峰谷電價機制中，光伏出力最多的時段基本被納入了電價谷段，分布式項目收益率下滑嚴重；全國已有甘肅、山東、河北等省份執(zhí)行峰谷時段調(diào)整，不排除其他省份跟進的可能。

3.強制產(chǎn)業(yè)配套現(xiàn)象依然嚴重

光伏項目強制產(chǎn)業(yè)配套已存在較長時間。國家及省級主管部門2022年多次出臺文件，明令禁止以產(chǎn)業(yè)配套作為風(fēng)光項目開發(fā)建設(shè)門檻，但落地效果有待觀察。

圖表5：2022年部分省市地區(qū)光伏項目產(chǎn)業(yè)配套要求

數(shù)據(jù)來源：公開資料

4.光伏用地需求受到限制

水利部《關(guān)于加強河湖水域岸線空間管控的指導(dǎo)意見》、自然資源部《關(guān)于支持光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)范用地用林用草管理有關(guān)工作的通知》（征求意見稿）、水利部文件提出，光伏電站、風(fēng)力發(fā)電等項目不得在河道、湖泊、水庫內(nèi)建設(shè)；自然資源部文件征求意見稿提出，光伏發(fā)電項目不得占用耕地和林地，使用農(nóng)用地不超過項目總用地面積的50%等。

中東部地區(qū)土地資源緊張，光伏項目主要以農(nóng)光、漁光互補類型為主，此兩類項目受影響嚴重。相關(guān)用地政策如不能得到完善，可能極大影響中東部地區(qū)新增光伏裝機規(guī)模。

5.電力市場交易給光伏發(fā)電收益帶來不確定性

電力現(xiàn)貨市場交易形成分時電價，造成電價波動劇烈，與中長期長協(xié)交易有較大的不同，顛覆了以往的商業(yè)模式。而且不同省份的電力現(xiàn)貨交易規(guī)則不同，如山西省參與電力現(xiàn)貨交易的價格較低，廣東省電價包含綠電溢價，可能高于平價，由此造成光伏收益將難以預(yù)測，成為新的挑戰(zhàn)。

未來在現(xiàn)貨市場體系下，電價將隨時間和空間發(fā)生變化，光伏企業(yè)要打破固定電價銷售電量的盈利模式，探索光伏發(fā)電參與市場化交易方式，打開第二成長曲線。

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