2月15日，中国光伏行业协会在北京召开了2023光伏发电项目经济性分析论坛。在光伏项目开发热点问题对话环节，邀请了中国长江三峡集团有限公司战略与发展研究中心首席专业师董秀芬、国家电力投资集团有限公司战略规划部副主任、国网能源研究院有限公司新能源与统计研究所所长李琼慧、中国华能集团有限公司新能源事业部副主任张晓朝、上海华能电子商务有限公司光伏事业部总经理王枫、中国电建国际工程有限公司新能源与电力部副总经理刘建泉、TÜV北德集团全球可再次生产的能源高级副总裁须婷婷就2022国内光伏市场的“得与失”、2023年国内光伏装机市场的“期待”、光伏供应链发展与下游电站投资的“矛与盾”、光伏+储能推广应用的“最后一公里”进行了相关探讨与分享。

  就2022年国内光伏装机市场，中国长江三峡集团有限公司战略与发展研究中心首席专业师董秀芬表示，如果说2013年至平价上网阶段，可以定位为光伏发展1.0时代，自碳达峰、碳中和目标，构建新型电力系统目标提出后，光伏系统进入了创新发展的2.0时代。2022年光伏行业发展很好，发展速度很快，也带来了很多新的商业模式，包括储能、光伏制氢等，但是在体制机制方面有一些需要突破的地方，这也是行业一起努力、建言献策的方向。

  中国电建国际工程有限公司新能源与电力部副总经理刘建泉则就产业链的矛盾指出，“光伏EPC项目主要是以设备为主，而光伏组件占比大，约占到整个EPC成本的50%，且价格波动剧烈。从2020年下半年开始一直到2022年11月份，组件价格大部分时段维持在2元/瓦左右，这样的价格超过了多数投资企业的预期，所以抑制了投资热情。在当前条件下，光伏组件每降低1毛钱，投资回报率大约能提高1个百分点，近期组件降了2-3毛钱，使一些集中式光伏电站的投资回报率从5%上升至8%，达到了多数投资企业的投资回报率要求。根据多家央企年度框架招标数据，2023年组件的平均报价均在1.7元左右，所以我对于今年的集中式光伏电站投资规模是持乐观态度的。”

  对于2023年光伏市场预期，董秀芬认为第一批大基地以及各省发布的各类指标内的项目预计将有特殊的比例今年并网， 分布式延续今年的发展势头总规模可能会来到100GW。

  国家电力投资集团有限公司战略规划部副主任则指出，具体还是要从几个影响因素去看，一是大基地如果单纯外送光伏，通道的利用率最多是1700-1800小时，经济性不足，必须跟其他能源互补。二是今年组件价格下降，价格和并网政策也有待明确，项目投资的边界条件存在不确定性。三是今年估计有更大规模的新能源电量进入市场交易，项目投资模型会发生很大变化。

  上海华能电子商务有限公司光伏事业部总经理王枫认为，今年光伏行业热情高涨，突破100GW应该没问题。此外，新型技术应用的积极性也会提高，去年TOPCon供货占整个供货量的7%左右，到2023年年底预计会达到25%，也就是说在“十四五”期间基本能实现n型电池技术向P型的迭代。

  中国长江三峡集团有限公司战略与发展研究中心首席专业师董秀芬：自2013年国务院24号文发布至今，光伏发展已有十年，这十年的发展速度是非常令人震惊的。2013年至平价上网阶段，可以定位为光伏发展1.0时代，自碳达峰、碳中和目标，构建新型电力系统目标提出后，光伏系统进入了创新发展的2.0时代。2022年，光伏发展有一个新特点，总装机规模和新增装机规模都已经在新能源中占据主要地位。其次集中式和分布式仍然在螺旋式进步，从光明工程、金太阳工程、特许权招标、分布式异军突起，再到沙戈荒的大基地，光伏一直是这样发展的。此外，沙戈荒开辟了新天地，光伏顶起了半边天，光伏制氢也在开启新的市场。

  进入新的发展时代，我们不仅要关注光伏本身，还要关注新型电力系统。2023年应着手新市场的研发，推动政策进入新的发展阶段，针对不同的应用市场开展不同的政策细化工作。分布式市场，不管是工商业还是户用，渗透率的直达、配电网的建设、储能配比等问题，不能盲目或自我的发展，要有序的、规范的开发。沙戈荒大基地，电网规划、一体化运行、电力市场服务等，这些政策都需要更精细化的研究。

  从企业层面来讲，在技术创新方面，企业应该做更多的工作。在每一项示范项目里面都更多的做科研，包括设备制造企业新技术应用、系统集成的创新等。

  总的来说，2022年光伏行业发展很好，发展速度很快，也带来了很多新的商业模式，包括储能、光伏制氢等，但是在体制机制方面有一些需要突破的地方，这也是我们行业共同努力、建言献策的方向。

  国网能源研究院有限公司新能源与统计研究所所长李琼慧：要谈“得失”，得，首先，2022年光伏装机首次超过风电，而且按照目前趋势来看，明年超越态势将保持，这是跨时代的。

  第二，分布式方面，光伏本身的特点是能量密度偏低，分布式利用是最经济、最合适的，但实际上因为没有规模效益，成本较高，推行分布式的时候，没有想到可以达到今天这样的规模。2022年分布式光伏年新增装机突破5000万，相当于德国前十年的累计装机量，这是非常了不起的。

  第三，从电网方面来看，2022年光伏行业整体利用水平非常高。全国平均利用率达到了98.6%，除了西藏、青海外，所有省份光伏利用率都达到了95%以上，这也是以前很难想象的，非常了不起。

  要谈“失”，或者说下一步如何实现更高的开发规模，今年高质量发展对新能源发展提出了几个要求。

  第一，新能源要通过各种方式提高支撑能力，国外也在提光伏发电技术，未来通过这种技术，让光伏在发电系统中的比例更高，装机的比例更高，这可能是下一步持续提升开发规模的一个非常重要的创新方向。

  第二，商业模式创新。关于新能源高质量发展里面提到过很多，技术发展到目前的程度，成本也有所降低，在这样的情况下维持合理的收益，继续在能源转型中发挥作用，未来在商业模式创新上还有许多工作可以做，比如新能源的就近就地利用等，发展空间还是非常大的，还需要进一步努力。

  第三，消纳问题。中电联数据统计，全国风光发电量占比达到13.7%，国网能源研究院统计，风光发电量占比达到了15%，未来将如何发展，降低至10%？还是进一步提升至20%、30%？在提升的进程中，消纳问题如何解决。虽然光伏+方面有一些创新，但未来还需要更多元的商业模式。

  中国华能集团有限公司新能源事业部副主任张晓朝：从投资的角度来讲，投资永远是一个系统的问题，不是单纯某一个方面能解决的。除了上游供应链，投资中的非技术成本也在增加，而且增加的幅度很大，比如技术配套、租赁费用等，这些投资成本都在增加。供需矛盾是一个永恒的主题。上游产业链供应商要利润，投资商要回报，这两者想达到均衡是比较难的。2022年整个组件价格高涨，回报的收益一再压价，这时候是追求量还是追求质，从央企的角度来说，目前是在高质量发展中对质的追求。怎么解决这些矛盾呢？为什么说供需矛盾是系统问题，因为它不单单是国内市场的问题，是国际市场的问题。国际市场发展好，国内供需就会紧张，价格就会上升。

  从产业链的角度来讲，它不是一个单纯的产业链，是系统的，投资和产业链供应上的矛盾，大家在不停地找供需的均衡点。

  上海华能电子商务有限公司光伏事业部总经理王枫：光伏电站的投资可以分为系统投资、非技术成本两大部分。非技术成本包括土地成本、送出成本等，非技术成本受实际情况影响，差异较大，光伏系统投资相对固定，降本主要集中在系统投资上。纵观这十年光伏供应链的发展，系统投资中最大的成本单元为光伏设备，约占总投资的65%左右，组件约占系统投资的45%，所以光伏电站成本依靠于供应链的发展。

  目前大家关心最多的是组件，近几年组件不断变大变薄更高效，转换效率不断提高，国内光伏组件的生产制造水平远远达到了全球前列。第二是其他的设备，尤其是电缆，成本又可以降低50%。第三是支架的利用，高效组件的利用带动了BOS成本降低，一兆瓦光伏组件支架用量已从50吨降到20-30吨左右。伴随着光伏产业链成本的降低，带动整个国内光伏电站投资的热情。

  光伏增量市场的巨大，也会给产业链带来冲击。光伏领域还有很多受制于国外进口资源，在2023年可能会面临一些问题。第一是在去年已经发生了的逆变器芯片RGBT的短缺，今年这种短缺还会加剧。第二是EVA和POE，这些原材料有50%依赖于进口。第三是电化学储能，光伏产业链现价格降低后，投资者热情高涨，也会带动储能方面的应用，供给可能会出瓶颈。

  国家电力投资集团有限公司战略规划部副主任：2022年光伏新增装机超87GW，前所未有，这是成绩，但也存在问题。到现在为止，整个行业产业链还没有理顺，我们经历了很多轮产业链的大起大落，2019的玻璃，2020-22年的硅料，接下来应该是逆变器。这几轮折腾下来，除了抬高成本之外，大家挣的都是短期的钱。

  产业要发展，必须要建立稳定的预期，这是未来全行业最重要的事。二十大报告指出要积极稳妥推进碳达峰碳中和，我个人理解积极稳妥就是在整个10年或者40年的时间段，应该给行业构建一个稳定的预期，在这个稳定的预期下去做研发、做投资、做整个产业链的建设。

  想要熨平波动，要建立几个比较稳定的预期。第一，供应链一定要稳定。2018年光伏新增装机23.3GW，同比下降跌到30.8%，2022年新增装机87.41GW，同比增长59.3%，对产业来说没办法适应这样波动性。第二，政策预期一定要稳定。一个产业政策最好稳定5-10年，这样大家才愿意做长期投资。第三是整个行业的商业模式一定要稳。尤其是商业模式的边界条件要稳定，不要轻易改变。

  如果行业做增量，还是依赖大电网的消纳，每年的空间是有限的。从电网的角度来说，光伏对电网的冲击有多大？每年新增一个亿的光伏装机，相当于每天的日内峰谷差要增加一个亿，电力系统必然会调节困难。光伏一定要脱离完全依赖大电网消纳的模式，把光伏+做好，光伏绿色价值和产业价值深度融合，使光伏能够支撑高载能、战略性新兴产业的绿色发展。

  此外，光伏+不只是光伏产业的事，而是光伏产业、开发企业和电力用户一起协同创新的事，把光伏的绿色价值和产业的高质量发展结合起来，使整个光伏的发展逐渐摆脱对于大电网调节能力的依赖，这样光伏才能摆脱原有的模式制约，线GW时代。如果还是按原来的模式往下走，天花板是能够看得到的。

  不光能源行业或者电力行业要创新，在未来新型电力系统中，我们的用能方式也会发生改变，所以光伏产业拓展各类应用场景的过程，既是把自身蛋糕做大的过程，也是深度融入能源消费革命的过程，是未来与技术创新同等重要的事情。

  中国电建国际工程有限公司新能源与电力部副总经理刘建泉：2022年我国光伏新增装机87.41GW，其中分布式光伏占比58.5%，大型地面集中式光伏电站只占约40%。那么为什么企业对大型光伏地面电站的投资热情不高了呢？我认为还是和光伏产业链的价格波动，尤其是组件价格持续走高有直接关系。

  谈起光伏产业链，中电建作为EPC承包商，对整个项目的成本构成有较深的了解。光伏EPC项目主要是以设备为主，占到70%-80%，包括了光伏组件、逆变器、汇流箱、箱变、电缆、变电站电气设备等。这里面除了组件之外，其他的设备的占比都比较小，而且价格变化不大；唯有光伏组件例外，不仅占比大，约占到整个EPC成本的50%，而且价格波动剧烈。从2020年下半年开始一直到2022年11月份，组件价格一路攀升并处在比较高的水平，大部分时段维持在2元/瓦左右，这个价格超过了多数投资企业的预期，所以抑制了投资热情。

  那么如何化解这个矛盾呢？据测算，在当前条件下，光伏组件每降低1毛钱，投资回报率大约能提高1个百分点，近期组件降了2-3毛钱，使一些集中式光伏电站的投资回报率从5%上升至8%，达到了多数投资企业的投资回报率要求。根据多家央企年度框架招标数据，2023年组件的平均报价均在1.7元左右，所以我对于今年的集中式光伏电站投资规模是持乐观态度的。

  光伏产业链的上游，不仅有硅料，还有玻璃、银浆、硅钢片等，每个环节的波动都会影响到整个行业，同时也会受到行业的反作用。今天会场来的都是行业内企业，我们呼吁各企业都只赚取劳动经营的合理利润，共同保障我们的光伏行业健康向上、行稳致远。

  TÜV北德集团全球可再生能源高级副总裁须婷婷：从认证机构的角度来讲，首先规范很重要。新产品、新技术层出不穷，182向210转变、N型电池技术的新产品不断发展，如何确保高效组件的精确测试，这很重要。大尺寸组件的功率测量，工艺、产品尺寸的变化，会在实际应用当中遇到什么样的问题和挑战，系统层面来讲会不会出现新的风险，包括在系统中与其他部件的匹配性等问题，都是当新技术新产品出现的时候认证机构需要考量的因素。第二，关于产品质量控制。以前的产品材料都比较单一，比如铝边框、支架都是一种材料。现在些复合材料使用的越来越多，比如玻璃纤维的边框、树脂和玄武岩支架的材料。需要从安全角度以及其他角度进行考量，安全与降本增效并驾齐驱，对整个产品质量控制起到帮助。

  第三，新的应用场景。比如海上光伏的应用。海上领域里要用什么样的材料，产品的可靠性吗，海上户外实证等，希望在无论是在实验室内部，还是户外实际运营中，可以给出更多数据做参考。

  中国长江三峡集团有限公司战略与发展研究中心首席专业师董秀芬：第一批基地要求按照一定的比例并网，这些可能占大部分比重。对于各省发布的各类指标内的项目，也会有一定的比例并网。分布式项目受用户用电价格影响，也会延续今年的发展势头，保持一定的装机规模，市场总装机容量预计1亿千瓦左右。目前，国内新能源的装机容量已经超过水电，下一个目标就是新能源发电量超过水电，新能源装机容量超过煤电。

  国家电力投资集团有限公司战略规划部副主任：今年，大基地的开工量比去年要高，至于高多少，需要辩证地看待，有以下影响因素：

  一是大基地如果单纯外送光伏，通道的利用率最多是1700-1800小时，经济性不足，必须跟其他能源互补。二是今年组件价格下降，价格和并网政策也有待明确，项目投资的边界条件存在不确定性。三是今年估计有更大规模的新能源电量进入市场交易，项目投资模型会发生很大变化。

  总的来说，除了组件价格的下降是正面因素，上述其他影响因素在技术上很难改变。如果还是大电网消纳，即使今年线GW，明年要么是大规模的弃光，要么是大规模的装机量的下滑，这是肯定的。如果把电网消纳这一部分作为行业发展的基本盘，那么基本盘之外的增量一定要去扩展“光伏+产业”就地消纳的路径。只有打通光伏+产业和源网荷储的链条，我国光伏装机规模才能更上一个台阶，达到乐观预期的150甚至200GW/年，如果还是依赖大电网的消纳能力，从长期平均值来看，恐怕100GW是天花板，甚至持续下去这一目标都很难达到。说到底，有没有天花板取决于我们自己。

  中国华能集团有限公司新能源事业部副主任张晓朝：华能集团装机容量以火电为主，目前面临结构调整和绿色转型的压力，所以新能源的新增装机是大类方向。华能今年的目标是要确保1700万千瓦，力争2000万千瓦的投产，在“十四五”期间新增8000万千瓦，这样清洁能源装机的占比就可以超过50%。

  实际上从发展的角度来讲，由于统计口径差异的原因，明年全国光伏装机容量不好确定，比如大基地的外送工程从规划、审批、建设到投运，至少需要三到五年时间。另外，大基地的新能源送出还需要配套一定的火电，也需要一定的时间滞后，光伏新增装机规模不等同于并网规模，其中也涉及到统计口径的问题。

  国网能源研究院有限公司新能源与统计研究所所长李琼慧：电力系统消纳能力与电源、电网、负荷水平和特性以及系统调度运营水平有关，核心取决于系统的可调节水平对波动性、随机性电源的支撑能力。全球范围内，由于各个国家的电源结构不一样，不同电源的调节能力存在差异，因而不同电力系统消纳能力不同，新能源电量的占比或者渗透率也有差别。对于已建成的确定系统，根据生产模拟计算不同系统上限值不一样，虽然可以算出装机规模的上限值，但因为这个值受边界条件变化的影响也有一定的不确定性，它就只能是个基于假定边界条件的大概的值。国网能源研究院预测，在“十四五”期间，经过努力，我国每年新增风光规模达到1亿千瓦可能消纳问题不大，但只能给出这样一个抽象的概念，受边界条件影响，需要每年根据实际情况测算。

  上海华能电子商务有限公司光伏事业部总经理王枫：年前光伏组件大跌的时候，行业内预测2023年是光伏行业的大年，今年光伏行业热情高涨，突破100GW应该没问题。光伏成本的变化带来装机结构的改变，2021年分布式装机占55%，2021年、2022年这两年，组件价格从年初涨到年尾，2022年前三季度分布式装机达到67%。随着分布式整县推进政策的实施，分布式整县推进项目也在等待组件价格的下降。

  2023年，光伏行业投资热情也非常高。截止到今年年底，光伏装机规模会超过水电，成为中国第二大发电来源。2022年，我国光伏累计装机量为392GW，和水电的累计装机只差21GW；2022年，我国光伏新增装机增速是60%，水电新增装机的增速为1.65%，所以今年光伏超过水电并成为第二大发电主体是毋庸置疑的。此外，新型技术应用的积极性也会提高，去年TOPCon供货占整个供货量的7%左右，到2023年年底预计会达到25%，也就是说在“十四五”期间基本能轻松实现n型电池技术向P型的迭代。

  中国电建国际工程有限公司新能源与电力部副总经理刘建泉：关于2023年国内光伏装机“天花板”，如果是120GW，那么在2022年的基础上增加40%左右，150GW可能增加80%。今天上午，国家发改委国家能源研究中心主任陶冶主任预测2023年我国光伏新增装机为120GW，这个值可能更符合真实的情况。

  中国长江三峡集团有限公司战略与发展研究中心首席专业师董秀芬：储能要想在目前的电力系统中发挥更大的作用，需要先从负荷侧起步，包括大负荷、小负荷等，结合负荷特点发挥其调节作用效率可能更高；在发电侧和电网侧，要结合电力系统新能源比例及可调节资源及特点而定。但不管用户侧还是发电侧，都要注重储能的使用效率。国家电力投资集团有限公司战略规划部副主任：根据中电联的调研报告，目前我国风光电站配套的储能绝大部分没有发挥作用。实际上，要想让储能发挥作用很简单，就是让储能有创造价值的机制。当电力市场交易全面放开，那么不管是发电侧、电网侧还是用户侧，只要是完全市场化的环境，都能找到储能存在的价值。只有把用户侧的价格曲线放开，用电价格才能有所变化，用户也自然会配套储能。

  目前，“光伏+储能”如果仅靠行政命令去强配，最后的结果很可能会造成巨大的投资浪费。只有深入改革电力体制，建立全面覆盖，公平开放，交易自由的电力体制，储能才能建立属于它的新的商业模式，基于此，“光伏+储能”的投资也很快就能发展起来。

  中国华能集团有限公司新能源事业部副主任张晓朝：从技术路线层面来看，现在并不适合大规模配储。目前，电化学储能项目平均利用率为10%多些，而且电化学储能电池会随时间衰减，效率也会下降，平均6-8年就可能全面更换一次，且集中储能在当前运行过程中，其作用没有充分发挥出来。

  当前，光伏行业并没有针对“30·60”目标制定详细的规划，亦即就如何稳步实现“双碳”目标、如何构建新型电力系统、如何循序渐进的实施等方面并无具体措施，从而造成了行业乱象——所有资金疯狂涌入电池环节，但是电池相关材料又属于稀有资源，需有效控制使用。电化学电池最好的应用场景，应当是在微电网、配电网和终端客户上的应用，如果仅发挥其对大电网的调节作用，是对社会资源的极大浪费。从电力市场交易层面来看，波动性电源配适当的储能是可以获得更多的参与市场交易的机会，有利益提升才能提高配储的主动性、积极性。

  国网能源研究院有限公司新能源与统计研究所所长李琼慧：2022年6月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，结合国家文件和实际工作，主要有四种典型的应用场景来计算新型储能的规模；

  一是电源侧配储主要在大基地、沙戈荒，需要考虑沙戈荒各个基地的差异；二是未来市场化以后，通过市场的峰谷价差来获得合理的收益；三是电网对于储能的需求随着电网替代性储能紧急情况程度的不同发生变化，和输配电价相关，而且储能需求的计算、核定需要能源局严格审核；四是独立储能解决的是区域问题，这个区域不是省的概念，储能将来的发展趋势就是作为区域风光共享的独立储能。现在的电源侧配储能和抽蓄不是一个能量级别，在定位功能的挖掘和利用下，可以从中找到储能最好的利用价值。

  上海华能电子商务有限公司光伏事业部总经理王枫：未来的储能，包括区域的电网，应该向朝智慧化和市场化方向发展。但是在这一过程中，需要考虑以下几个问题：某地区的工业用电、商业用电和居民用电的比例情况如何？发电侧配储能在该地区怎样实现消纳？储能资产潜质在哪里？

  2023年，深圳出台了多项政策，政策提出需要区域性的、商业化的储能。现在，发电侧储能应该和用户侧储能结合，并且电网的优化需要按照具体地区来实施。未来，可以按照区域化的试点去匹配发电侧和用户侧储能的利用，以保证储能作用的充分发挥。

  中国电建国际工程有限公司新能源与电力部副总经理刘建泉：关于光伏和储能组合的问题,可围绕政策引导、用户侧需求、储能成本降低三个方面进行阐释。首先，从政策引导方面分析，光伏具有间歇性、波动性，且有谐波干扰，而储能恰好可以解决这些缺陷。为了解决新能源的消纳问题，同时也为了给新能源电力削峰填谷、调频调相，截至2022年底全国二十多地已推行新能源电站强制配储政策。其次、放眼全球，海外对储能也有很大需求。在多数非洲国家，尤其是撒哈拉以南地区，90%的居民用不上电，一方面是大型电源建设难度大，另一方面是电网输电成本高。此前，世界银行和IFC发起了“点亮非洲”、“点亮全球”的 号召，中国电建在非洲、南美等国因地制宜、就地取材，完成了一批“光伏+储能”的智能微网项目，受到了社会各界的广泛赞誉。最后，除政策引导、用户侧需求外，光伏配储能的规模化应用还需要两个条件：一是技术和产品升级迭代，二是储能能成本大幅降低。在供需两旺的形势下，“光伏+储能”大流行应该只是时间问题。我们有理由相信，当光储组合打通“最后一公里”之时，就是新型电力系统到来之日！

  TÜV北德集团全球可再次生产的能源高级副总裁须婷婷：目前，我国储能的应用还处于起步阶段，现有的存量也有限，在具体的推广运用方面还有很长一段路要走。在这一过程中，储能会存在一些阶段性的质量问题，或者说储能技术会有一些更新迭代，然后才会迎来降本过程。

  另外，TÜV北德希望可以和行业上下游的不同企业多沟通、交流，以便更多地了解目前行业里产品的应用情况、技术等各方面信息，这样才可以一直更新标准或者检测的新方法，从而帮助光伏企业抓住市场机遇，为其在国内和海外市场的开拓保驾护航。