策劃|光伏頭條 光頭君

3月8日，在工業(yè)和信息化部電子信息司指導(dǎo)下，由中國(guó)光伏行業(yè)協(xié)會(huì),、賽迪智庫(kù)集成電路研究所組織行業(yè)內(nèi)專家修訂編制的《中國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖（2019年版）》正式對(duì)外開放下載,。

國(guó)際能源網(wǎng)/光伏頭條對(duì)《路線圖（2019年版）》的精要內(nèi)容進(jìn)行集中呈現(xiàn)，以饗讀者。

中國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展簡(jiǎn)況

多晶硅方面，2019 年，全國(guó)多晶硅產(chǎn)量達(dá) 34.2 萬(wàn)噸,，同比增長(zhǎng) 32.0%。截至 2019 年底,，國(guó)內(nèi)年產(chǎn)量在萬(wàn)噸以上的企業(yè)有 6 家,，其產(chǎn)量約 28.7 萬(wàn)噸，占總產(chǎn)量的 83.9%,。2020年隨著多晶硅產(chǎn)能增量的釋放,，產(chǎn)量預(yù)計(jì)將達(dá)到 39 萬(wàn)噸。

硅片方面,，2019 年全國(guó)硅片產(chǎn)量約為134.6GW,，同比增長(zhǎng)25.7%。截至 2019 年底，產(chǎn)量超2GW 的企業(yè)有9家,，產(chǎn)量約占總產(chǎn)量的 85.5%,，全球前十大生產(chǎn)企業(yè)均位居中國(guó)大陸。隨著頭部企業(yè)加速擴(kuò)張,，預(yù)計(jì) 2020年全國(guó)硅片產(chǎn)量將達(dá)到 145GW,。

晶硅電池片方面，2019 年,，全國(guó)電池片產(chǎn)量約為108.6GW,，同比增長(zhǎng) 27.8%。電池片產(chǎn)量超過2GW的企業(yè)有20家,，其產(chǎn)量占總產(chǎn)量的 77.7%，集中度進(jìn)一步提高,。預(yù)計(jì) 2020年全國(guó)電池片產(chǎn)量將超過 118GW,。

組件方面，2019 年,，全國(guó)組件產(chǎn)量達(dá)到 98.6GW,，同比增長(zhǎng)17.0%，以晶硅組件為主,。組件產(chǎn)量超過 2GW 的企業(yè)有13家,，其產(chǎn)量占總產(chǎn)量的65.6%，集中度進(jìn)一步提高,。預(yù)計(jì) 2020年組件產(chǎn)量將超過107GW,。

光伏市場(chǎng)方面，2019 年全國(guó)新增光伏并網(wǎng)裝機(jī)容量30.1GW,，同比下降 32%,。累計(jì)光伏并網(wǎng)裝機(jī)容量超過204GW，新增和累計(jì)裝機(jī)容量均為全球第一,。全年光伏發(fā)電量約為2242.6億千瓦時(shí),，約占全國(guó)全年總發(fā)電量的 3.1%。預(yù)計(jì)2020年光伏新增裝機(jī)量超過35GW,，較2019年有所回升,，累計(jì)裝機(jī)有望達(dá)到約 240GW。

產(chǎn)品效率方面,，2019 年,，規(guī)模生產(chǎn)的單多晶電池平均轉(zhuǎn)換效率分別為 22.3%和 19.3%。單晶電池均采用PERC技術(shù),，平均轉(zhuǎn)換效率較 2018 年提高0.5 個(gè)百分點(diǎn),，領(lǐng)先企業(yè)轉(zhuǎn)換效率達(dá)到22.6%。多晶電池主要應(yīng)用于戶用市場(chǎng)和印度、巴西等海外市場(chǎng),，因市場(chǎng)需求減緩,，技術(shù)創(chuàng)新動(dòng)力不足。

產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)關(guān)鍵指標(biāo)

（一）多晶硅環(huán)節(jié)

還原電耗

多晶硅還原是指三氯氫硅和氫氣發(fā)生還原反應(yīng)生成高純硅料的過程,，其電耗包括硅芯預(yù)熱,、沉積保溫、結(jié)束換氣等工藝過程中的電力消耗,。由于市場(chǎng)對(duì)于單晶拉棒所用致密料的需求不斷增大,，2019 年全國(guó)多晶硅平均還原電耗較 2018 年有小幅提升，為 50kWh/kg-Si,，對(duì)應(yīng)的致密料占比約為 65-70%,。若單爐產(chǎn)出 80%為致密料，則還原電耗約為 55kWh/kg-Si,。未來隨著氣體配比的不斷優(yōu)化,、大爐型的投用和穩(wěn)定生產(chǎn)、以及單晶廠家對(duì)于菜花料的試用,，還原電耗仍將呈現(xiàn)持續(xù)下降趨勢(shì),，到 2025 年還原電耗有望下降至 45kWh/kg-Si。

綜合電耗

綜合電耗是指工廠生產(chǎn)單位多晶硅產(chǎn)品所耗用的全部電力,，包括合成,、電解制氫、精餾,、還原,、尾氣回收和氫化等環(huán)節(jié)的電力消耗。2019年,，全國(guó)多晶硅平均綜合電耗已降至70kWh/kg-Si,，與上年基本持平。未來隨著生產(chǎn)裝備技術(shù)提升,、系統(tǒng)優(yōu)化能力提高,、生產(chǎn)規(guī)模增大等，預(yù)計(jì)至2025年還有5%以上的下降空間,。

綜合能耗

多晶硅綜合能耗包括多晶硅生產(chǎn)過程中所消耗的電力,、蒸汽、水等（多晶硅生產(chǎn)各環(huán)節(jié)工序劃分,、能源消耗種類,、計(jì)量和計(jì)算方法按《多晶硅企業(yè)單位產(chǎn)品能源消耗限額》GB29447-2012執(zhí)行）。2019 年多晶硅企業(yè)綜合能耗平均值為 12.5kgce/kg-Si,。隨著技術(shù)進(jìn)步和能源的綜合利用,，到 2025 年預(yù)計(jì)可降到 10.1 kgce/kg-Si。

人均產(chǎn)出量

隨著多晶硅工藝技術(shù)瓶頸不斷突破，工廠自動(dòng)化水平的不斷提升,，多晶硅工廠的人均產(chǎn)出也快速提升,。2019 年多晶硅生產(chǎn)線人均產(chǎn)出量為 35 噸/年，同比增長(zhǎng) 25%,。隨著國(guó)內(nèi)智能制造水平的提升,，以及多晶硅單線生產(chǎn)規(guī)模的增大，未來多晶硅工廠的人均產(chǎn)出量將保持穩(wěn)定提高,，到2025 年提高到50噸/年,。

（二）硅片環(huán)節(jié)

拉棒電耗

單晶拉棒電耗是指直拉法生產(chǎn)單位合格單晶硅棒所消耗的電量，可以通過改善熱場(chǎng),、保溫性能,、提升設(shè)備自動(dòng)化、智能化程度,、提高連續(xù)拉棒技術(shù)等方法,，降低拉棒生產(chǎn)能耗。2019 年,，拉棒平均電耗水平從 2018 年的 33.5kWh/kg-Si 降低為 29.1kWh/kg-Si（方棒）。預(yù)計(jì)到2025年,，有望下降至 21.6kWh/kg-Si,。

鑄錠電耗

鑄錠電耗是指通過定向凝固技術(shù)生產(chǎn)硅錠（大方錠）所消耗的電量。2019 年,，光伏行業(yè)鑄錠的電耗為 7.0kWh/kg-Si,。2020年，鑄錠爐以技改為主,，企業(yè)主要鑄錠爐機(jī)型為 G7 系統(tǒng),，新增設(shè)備雖采用 G8 系統(tǒng)，但新增動(dòng)力不強(qiáng),。隨著鑄錠爐的升級(jí)帶來的投料量提高以及保溫設(shè)計(jì)的改善,，鑄錠電耗有望進(jìn)一步下降。

硅片厚度

薄片化有利于降低硅耗和硅片成本,，但會(huì)影響碎片率,。目前硅片切片技術(shù)已完全能滿足薄片化的需要，但硅片厚度還要滿足下游電池片,、組件制造端的需求,。硅片厚度對(duì)電池片的自動(dòng)化、良率,、轉(zhuǎn)換效率等均有影響,。

2019年，多晶硅片平均厚度為180μm，P 型單晶硅片平均厚度在175μm 左右,，N 型硅片平均厚度為170μm,。硅片厚度較 2018 年均呈下降趨勢(shì)，多晶硅片厚度下降速度略慢,。N 型單晶硅片目前厚度基本與 P 型單晶硅片一致,，主要用于 TOPCon電池的制作。

隨著硅片尺寸的增大,，硅片厚度下降速度將減緩,。用于異質(zhì)結(jié)電池的硅片厚度約為150μm，隨著異質(zhì)結(jié)電池技術(shù)的應(yīng)用,，硅片厚度降速將進(jìn)一步加快,。

不同類型硅片市場(chǎng)占比

2019 年，單晶硅片市場(chǎng)占比約 65%,，其中 P 型單晶硅片市場(chǎng)占比由 2018 年的 39.5%增長(zhǎng)為 60%,，N 型單晶硅片約為 5%，較 2018 年基本持平,。隨著下游對(duì)單晶產(chǎn)品的需求增大,，單晶硅片市場(chǎng)占比也將逐年增高，預(yù)計(jì) 2022 年單晶硅片（P 型+N 型）市場(chǎng)占比將達(dá)到 80%,。

多晶硅片的市場(chǎng)份額由 2018 年的 55%下降至 2019 年的 32.5%,，未來呈逐步下降趨勢(shì)。

鑄錠單晶技術(shù)在 2018 年有了技術(shù)突破,，2019 年逐步放量,，市場(chǎng)占比達(dá)到 2.5%，未來市場(chǎng)份額有望進(jìn)一步擴(kuò)大,。

不同尺寸硅片市場(chǎng)占比

為獲得更高組件功率以降低單位成本,，企業(yè)紛紛發(fā)布 158.75mm、161.7mm,、163mm,、166mm以及 210mm 等大尺寸硅片，且逐步投入到下游制造中,。2019 年,，市場(chǎng)仍然以 156.75mm 尺寸為主，市場(chǎng)占比約 61%,；158.75mm 尺寸是現(xiàn)有電池及組件生產(chǎn)線最易升級(jí)的方案,，2020年市占比有望超過 40%；161.7mm 尺寸主要以出口韓國(guó)為主,；160-166mm 尺寸通過新投產(chǎn)或現(xiàn)有電池,、組件產(chǎn)線技改,，未來兩年市場(chǎng)占比呈增長(zhǎng)趨勢(shì)；210mm 尺寸需投入新的電池,、組件生產(chǎn)線,，新投產(chǎn)線主要采用 210mm、166mm 等尺寸可兼容的產(chǎn)線,。

注：156.75mm 尺寸硅片包括 M2 單晶硅片,、標(biāo)準(zhǔn)多晶硅片、157mm 多晶硅片,；160-166mm 尺寸硅片主要包括 161.7mm 全方片,、161.7mm 類方片、163mm 類方片,、166mm 類方片硅片,。

（三）電池片環(huán)節(jié)

各種電池技術(shù)平均轉(zhuǎn)換效率

2019 年，規(guī)?；a(chǎn)的單多晶電池平均轉(zhuǎn)換效率分別為 22.3%和 19.3%,。單晶電池均采用PERC 技術(shù)，平均轉(zhuǎn)換效率較 2018 年提高0.5 個(gè)百分點(diǎn),，電池效率近兩年仍有較大的提升空間,；多晶黑硅電池則效率提升動(dòng)力不強(qiáng)，空間也已不大,；使用PERC電池技術(shù)的多晶電池效率為20.5%,，較 2018 年提升0.2 個(gè)百分點(diǎn)；鑄錠單晶 PERC 電池平均轉(zhuǎn)換效率為22%,，較單晶 PERC 電池低0.3個(gè)百分點(diǎn)；N-PERT/TOPCon電池平均轉(zhuǎn)換效率為22.7%,，異質(zhì)結(jié)電池平均轉(zhuǎn)換效率為23.0%,，已有部分企業(yè)投入量產(chǎn)，未來 N 型電池將會(huì)是電池技術(shù)的主要發(fā)展方向之一,。

各種電池技術(shù)市場(chǎng)占比

2019 年,，新建電池產(chǎn)線均采用 PERC 技術(shù)，并且部分電池企業(yè)對(duì)老舊電池產(chǎn)線進(jìn)行技改,，使得 2019 年 PERC 電池技術(shù)迅速反超 BSF 電池,，占據(jù)了超過 65%的市場(chǎng)。國(guó)內(nèi)戶用項(xiàng)目及印度,、巴西等海外市場(chǎng)仍對(duì) BSF 常規(guī)組件保持一定需求,，2019 年 BSF 電池市場(chǎng)占比約 31.5%，較2018 年下降 28.5 個(gè)百分點(diǎn),。異質(zhì)結(jié)電池和 N-PERT/TOPCon 電池成本較高,，目前僅有部分企業(yè)進(jìn)行了中試或小規(guī)模量產(chǎn),。

背鈍化技術(shù)市場(chǎng)占比

背面鈍化技術(shù)主要應(yīng)用在PERC電池或 PERT電池上，主要有 PECVD AlOx+蓋層和 ALD AlOx+蓋層等方法,。其中 PECVD沉積技術(shù)相對(duì)成熟,，2019 年市場(chǎng)占比在 58.9%左右；ALD沉積技術(shù)有更精確的層厚控制和更好的鈍化效果,，2019 年市場(chǎng)占比約 38%,。隨著 ALD 沉積設(shè)備的國(guó)產(chǎn)化突破，ALD AlOx+技術(shù)的市場(chǎng)占比將提高,。其他技術(shù)及材料中包括氮氧硅鍍膜及氧化鋅鍍膜等背鈍化方法,。

各種主柵市場(chǎng)占比

在不影響電池遮光面積及串聯(lián)工藝的前提下，提高主柵數(shù)目有利于減少電池功率損失,，提高電池應(yīng)力分布的均勻性以降低碎片率,，提高導(dǎo)電性。2019 年5主柵電池片仍為主流,，但相較 2018年下降 6.1 個(gè)百分點(diǎn)至 78.9%,，而 4 主柵已經(jīng)基本被市場(chǎng)淘汰。同時(shí)9主柵電池片涌入市場(chǎng),，2019 年市場(chǎng)占比達(dá)到約 16.5%,。9主柵電池片相較 5 主柵電池片，銀漿用量下降 25%,，同樣 60片電池片的全片組件,，其功率可以提升 2-3W，間接使得組件成本下降,。預(yù)到 2025 年9主柵以上電池市場(chǎng)占有率將逐漸增加,。其他主柵技術(shù)包括 MWT、無(wú)主柵,、IBC 等,。

PERC電池線投資成本

目前，我國(guó) PERC電池生產(chǎn)線關(guān)鍵設(shè)備已基本完成國(guó)產(chǎn)化,。2019 年,，新投產(chǎn)的電池產(chǎn)線均為PERC電池，單條產(chǎn)線產(chǎn)能約 250MW,，部分原有普通單晶電池產(chǎn)線也在 2019 年技改為 PERC產(chǎn)線,。2019年P(guān)ERC電池產(chǎn)線投資成本已降至 30.3 萬(wàn)元/MW，同比下降超過 27%,，降幅遠(yuǎn)超去年預(yù)期,。隨著未來設(shè)備生產(chǎn)能力的提高及技術(shù)進(jìn)步，單位設(shè)備投資額將進(jìn)一步下降,。

（四）組件環(huán)節(jié)

不同類型組件功率（60片,，全片）

2019年,，采用 PERC 單晶電池的組件功率已達(dá)到 320W，較 2018年提高 15W,，采用 158.75mm尺寸 PERC 單晶電池的組件功率約為 330W,，采用 166mm 尺寸 PERC 單晶電池組件功率約為360W。常規(guī)多晶黑硅組件主要用于戶用及印度等海外市場(chǎng),，組件功率約為 285W,，采用166mm尺寸 PERC 多晶黑硅組件功率約為330W。N-PERT/TOPCon 電池組件,、異質(zhì)結(jié)電池組件可達(dá)到330W,。未來幾年，隨著技術(shù)的進(jìn)步,，各種類型電池組件基上以≥5W/年的增速向前推進(jìn),。

單/雙面組件市場(chǎng)占比

2019 年，單面組件仍是市場(chǎng)主流,，市場(chǎng)占比為 86%,。隨著下游應(yīng)用端對(duì)于雙面組件發(fā)電增益的認(rèn)可，以及安裝方式的逐步優(yōu)化,，雙面發(fā)電組件的應(yīng)用規(guī)模將會(huì)不斷擴(kuò)大,。

全片、半片和疊瓦組件市場(chǎng)占比

2019 年,，全片組件仍占據(jù)主要市場(chǎng)份額,，市場(chǎng)占比約為 77.1%，較 2018 年下降了 14.6 個(gè)百分點(diǎn),。由于半片或更小片電池片的組件封裝方式可提升組件功率,，未來將會(huì)取代全片封裝方式占據(jù)主導(dǎo)份額。

不同封裝材料的市場(chǎng)占比

目前,，市場(chǎng)上封裝材料主要有透明 EVA 膠膜,、白色 EVA 膠膜、聚烯烴（POE）膠膜,、共擠型聚烯烴（POE）膠膜與其他封裝膠膜（包括 PDMS/Silicon 膠膜、PVB 膠膜,、TPU 膠膜）等,。

2019 年，組件封裝材料仍以透明 EVA 膠膜為主,，約占 69.6%的市場(chǎng)份額,，較 2018 年下降 10.4個(gè)百分點(diǎn)，由白色 EVA 和 POE 膠膜替代,。近幾年研發(fā)出的白色 EVA 膠膜,，具有提高反射率的作用,，采用白色 EVA 膠膜可用成本較低的玻璃背板替代成本較高的有機(jī)背板。聚烯烴（POE）膠膜具有高抗 PID 的性能,，雙玻組件通常采用的是 POE 膠膜,，2019 年 POE 膠膜市占率提升至12%，并呈增長(zhǎng)趨勢(shì),。但 POE 膠膜成本高,、原材料基本依賴進(jìn)口，因共擠型聚烯烴膠膜（EVA-POE-EVA）不僅有 POE 膠膜的性能,，還可以降低成本,，企業(yè)紛紛投入研發(fā)。

不同背板材料市場(chǎng)占比

目前市場(chǎng)上使用的背板主要有 KPK/KPF/KPE 結(jié)構(gòu)背板,、TPT/TPF/TPE 結(jié)構(gòu)背板,、玻璃背板、透明有機(jī)材料背板和其他結(jié)構(gòu)背板,，其他結(jié)構(gòu)背板包括 PET,、PO 等結(jié)構(gòu)背板、共擠型背板和雙面涂料背板（CPC）等,。

2019 年,，隨著雙面組件的市場(chǎng)份額增長(zhǎng)，透明有機(jī)材質(zhì)與玻璃材質(zhì)背板市場(chǎng)份額同比去年增加約 2 個(gè)百分點(diǎn),，未來繼續(xù)呈增長(zhǎng)態(tài)勢(shì),。KPK/KPF/KPE 結(jié)構(gòu)背板市場(chǎng)與TPT/TPF/TPE結(jié)構(gòu)背板市場(chǎng)占有率均有所下降，其中 KPK/KPF/KPE結(jié)構(gòu)背板市占率約為 59.5%,，較 2018 年下降 2.5 個(gè)百分點(diǎn),；TPT/TPF/TPE 結(jié)構(gòu)背板市占率約為 14%，較 2018 年下降 2 個(gè)百分點(diǎn),。

其他結(jié)構(gòu)背板中 PET 結(jié)構(gòu)背板主要使用在出口至歐洲及日本的部分組件中,，未來或?qū)⒊噬仙厔?shì)。

組件生產(chǎn)成本

組件生產(chǎn)成本按照生產(chǎn)環(huán)節(jié)分為硅料成本,、硅片非硅成本,、電池片非硅成本、組件非硅成本,。2019 年,，隨著各環(huán)節(jié)技術(shù)進(jìn)步與成本控制，單晶 PERC 組件成本降至約 1.31 元/W,，較 2018 年下降超過 9%,；黑硅多晶組件、黑硅多晶 PERC 組件成本較單晶 PERC 組件低 6-7 分/W,。隨著電池片轉(zhuǎn)換效率,、每公斤硅片出片量及生產(chǎn)設(shè)備生產(chǎn)能力的進(jìn)一步提升,，組件成本有望持續(xù)降低，預(yù)計(jì) 2021 年可降至 1.15 元/W,，優(yōu)秀企業(yè)或可將成本控制到更低,。

組件生產(chǎn)線投資成本

目前，國(guó)內(nèi)組件生產(chǎn)設(shè)備已經(jīng)全部國(guó)產(chǎn)化,。隨著半片,、疊瓦等技術(shù)的應(yīng)用，新上產(chǎn)線需增加激光劃片機(jī),、疊焊機(jī)等新型設(shè)備,，從而提高了設(shè)備投資額。2019 年新上產(chǎn)線設(shè)備投資額為 6.8 萬(wàn)元/MW,，與 2018 年基本持平,。隨著組件設(shè)備的性能、單臺(tái)產(chǎn)能以及電池片效率不斷提升,，組件生產(chǎn)線投資成本有望進(jìn)一步降低,。

（五）薄膜太陽(yáng)能電池/組件

薄膜太陽(yáng)能電池具有衰減低、重量輕,、材料消耗少,、制備能耗低、適合與建筑結(jié)合（BIPV）等特點(diǎn),，目前能夠商品化的薄膜太陽(yáng)能電池主要包括銅銦鎵硒（CIGS）,、碲化鎘（CdTe）、砷化鎵（GaAs）等,。

當(dāng)前,，全球碲化鎘薄膜電池實(shí)驗(yàn)室效率紀(jì)錄達(dá)到 22.1%，組件實(shí)驗(yàn)室效率達(dá)19.5%左右,，產(chǎn)線平均效率在17-18%,；銅銦鎵硒（CIGS）薄膜太陽(yáng)能電池實(shí)驗(yàn)室效率紀(jì)錄達(dá)到23.35%，組件產(chǎn)線平均效率在16-17%,；Ⅲ-Ⅴ族薄膜太陽(yáng)能電池,，具有超高的轉(zhuǎn)換效率，穩(wěn)定性好,，抗輻射能力強(qiáng),，在特殊的應(yīng)用市場(chǎng)具備發(fā)展?jié)摿Γ捎谀壳俺杀靖?，市?chǎng)有待開拓，生產(chǎn)規(guī)模不大,。

CIGS薄膜太陽(yáng)能電池/組件轉(zhuǎn)換效率

銅銦鎵錫(CIGS)薄膜太陽(yáng)能電池,，一般采用玻璃材質(zhì)襯底,，也可以采用柔性襯底（如不銹鋼箔等）。2019 年我國(guó) CIGS 小電池片（≤1cm2 孔徑面積）實(shí)驗(yàn)室最高轉(zhuǎn)換效率為22.9%,。量產(chǎn)的玻璃基CIGS 組件（面積為 1200╳600mm2）最高轉(zhuǎn)換效率約17.6%,，平均轉(zhuǎn)換效率（面積為 1100ⅹ780mm2）已提升至16.0%。柔性CIGS 組件（面積為 1700ⅹ640mm2）最高轉(zhuǎn)換效率為 18.6%,，量產(chǎn)平均轉(zhuǎn)換效率 17.5%,。未來，在大面積均勻鍍膜,、快速工藝流程,、更高效鍍膜設(shè)備的開發(fā)和國(guó)產(chǎn)化、組件效率的提升,、生產(chǎn)良率的提高,、規(guī)模經(jīng)濟(jì)效益的發(fā)揮等因素帶動(dòng)下，CIGS 薄膜電池生產(chǎn)成本有望進(jìn)一步下降,。

（六）逆變器

不同類型逆變器市場(chǎng)占比

2019 年,，光伏逆變器市場(chǎng)仍然主要以集中式逆變器和組串式逆變器為主，集散式逆變器占比較小,。其中,，組串式逆變器依然占據(jù)主要地位，雖然集中式光伏電站中組串式逆變器使用占比升高,，但因分布式光伏市場(chǎng)占比下滑,，組串式逆變器市場(chǎng)占有率較 2018 年小幅下滑至 59.4%。2019 年,，集散式逆變器的市場(chǎng)占有率約為 7.0%,，同比提升了 2 個(gè)百分點(diǎn)。

（七）系統(tǒng)環(huán)節(jié)

全球光伏新增裝機(jī)量

光伏發(fā)電在很多國(guó)家已成為清潔,、低碳,、同時(shí)具有價(jià)格優(yōu)勢(shì)的能源形式。不僅在歐美日等發(fā)達(dá)地區(qū),，在中東,、南美等地區(qū)國(guó)家也快速興起。2019年,，全球光伏新增裝機(jī)市場(chǎng)預(yù)計(jì)達(dá)到 120GW,，創(chuàng)歷史新高。2020年,，在光伏發(fā)電成本持續(xù)下降和新興市場(chǎng)拉動(dòng)等有利因素的推動(dòng)下,，全球光伏市場(chǎng)仍將保持增長(zhǎng)，預(yù)計(jì)全年全球光伏新增裝機(jī)量將超過 130GW，樂觀情形下甚至達(dá)到140GW,。

國(guó)內(nèi)光伏新增裝機(jī)量

2019 年,，國(guó)內(nèi)光伏新增裝機(jī)下滑至 30.1GW，同比下降 32%,。2019 年對(duì)需要國(guó)家補(bǔ)貼的項(xiàng)目采取競(jìng)爭(zhēng)配置方式確定市場(chǎng)規(guī)模,，因政策出臺(tái)時(shí)間較晚，項(xiàng)目建設(shè)時(shí)間不足半年,，很多項(xiàng)目年底前無(wú)法并網(wǎng),，再加上補(bǔ)貼拖欠導(dǎo)致民營(yíng)企業(yè)投資積極性下降等原因，截止 2019 年底競(jìng)價(jià)項(xiàng)目實(shí)際并網(wǎng)量只有目標(biāo)規(guī)模的三分之一,。

2020年,，在未建成的 2019 年競(jìng)價(jià)項(xiàng)目、特高壓項(xiàng)目,，加上新增競(jìng)價(jià)項(xiàng)目,、平價(jià)項(xiàng)目等拉動(dòng)下，預(yù)計(jì)國(guó)內(nèi)新增光伏市場(chǎng)將恢復(fù)性增長(zhǎng),?！笆奈濉逼陂g，隨著應(yīng)用市場(chǎng)多樣化以及電力市場(chǎng)化交易,、“隔墻售電”的開展,，新增光伏裝機(jī)將穩(wěn)步上升。

光伏應(yīng)用市場(chǎng)

2019 年,，大型地面電站占比為 60%,，同比增長(zhǎng) 7.3 個(gè)百分點(diǎn)；分布式電站占比為 40%,，其中戶用光伏超過分布式市場(chǎng)的三分之一,。隨著部分特高壓外送項(xiàng)目、競(jìng)價(jià)項(xiàng)目及平價(jià)項(xiàng)目的實(shí)施,，預(yù)計(jì) 2020年大型地面電站的裝機(jī)量占比將進(jìn)一步上升,；分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目將保持一定的市場(chǎng)份額。

2021 年,，光伏發(fā)電將全面進(jìn)入平價(jià)時(shí)代,，隨著大型平價(jià)基地項(xiàng)目的實(shí)施，集中式光伏電站有可能呈現(xiàn)新一輪發(fā)展熱潮,。另外,，光伏發(fā)電作為可移動(dòng)電源，在消費(fèi)品領(lǐng)域以及 BIPV 領(lǐng)域的推廣,，預(yù)計(jì)“十四五”中后期,，分布式光伏占比或?qū)⒒厣?/p>

我國(guó)光伏系統(tǒng)初始全投資及運(yùn)維成本

（1）地面光伏系統(tǒng)初始全投資（CAPEX）

我國(guó)地面光伏系統(tǒng)的初始全投資主要由組件,、逆變器、支架,、電纜,、一次設(shè)備、二次設(shè)備等關(guān)鍵設(shè)備成本,，以及土地費(fèi)用、電網(wǎng)接入,、建安,、管理費(fèi)用等部分構(gòu)成。其中,，一次設(shè)備包含箱變,、主變、開關(guān)柜,、升壓站（50MW,110kV）等設(shè)備,，二次設(shè)備包括監(jiān)控、通信等設(shè)備,。一次性土地費(fèi)用包括首年租金以及植被恢復(fù),；電網(wǎng)接入成本僅含送出 50MW,110kV，10km 的對(duì)側(cè)改造,；管理費(fèi)用包括前期管理,、勘察、設(shè)計(jì)以及招投標(biāo)等費(fèi)用,。建安費(fèi)用主要為人工費(fèi)用,，下降空間不大。但組件,、逆變器等關(guān)鍵設(shè)備成本隨著技術(shù)進(jìn)步和規(guī)?；б妫杂幸欢ㄏ陆悼臻g,。接網(wǎng),、土地、項(xiàng)目前期開發(fā)費(fèi)用,、融資成本等屬于非技術(shù)成本,，因不同區(qū)域、不同項(xiàng)目差別較大,，降低非技術(shù)成本有助于加快推動(dòng)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng),。

2019 年，我國(guó)地面光伏系統(tǒng)的初始全投資成本為 4.55 元/W 左右,，較 2018 年下降0.37 元/W,，降幅為 7.5%。其中，組件約占投資成本的 38.5%,，占比較去年下降 1.5 個(gè)百分點(diǎn),。非技術(shù)成本約占 17.6%（不包含融資成本），較 2018 年上升了0.8 個(gè)百分點(diǎn),。隨著技術(shù)進(jìn)步,，降本增效，組件價(jià)格將持續(xù)降低,，在總投資成本中的占比也將減少,，其他成本雖有下降趨勢(shì)但其降幅不大。預(yù)計(jì) 2020年全投資成本可下降至 4.30元/W,。

（2）工商業(yè)分布式光伏系統(tǒng)初始全投資

我國(guó)工商業(yè)分布式光伏系統(tǒng)的初始全投資主要由組件,、逆變器、支架,、電纜,、建安費(fèi)用、電網(wǎng)接入,、屋頂租賃,、屋頂加固以及一次設(shè)備、二次設(shè)備等部分構(gòu)成,。其中一次設(shè)備包括箱變,、開關(guān)箱以及預(yù)制艙。2019 年我國(guó)工商業(yè)分布式光伏系統(tǒng)初始投資成本為 3.84 元/W,，2020年預(yù)計(jì)下降至 3.66 元/W,。其中，支架價(jià)格,、建安費(fèi)用,、電網(wǎng)接入、屋頂租賃以及屋頂加固的費(fèi)用在未來繼續(xù)下降的可能性較低,。

（3）電站運(yùn)維成本

電站運(yùn)維是太陽(yáng)能光伏發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)行維護(hù)的簡(jiǎn)稱,，是以系統(tǒng)安全為基礎(chǔ)，通過預(yù)防性維護(hù),、周期性維護(hù)以及定期的設(shè)備性能測(cè)試等手段,，科學(xué)合理的對(duì)電站進(jìn)行管理，以保障整個(gè)電站光伏發(fā)電系統(tǒng)的安全,、穩(wěn)定,、高效運(yùn)行，從而保證投資者的收益回報(bào),也是電站交易,、再融資的基礎(chǔ),。

2019 年分布式光伏系統(tǒng)運(yùn)維成本為0.055 元/W/年,，集中式地面電站為0.046 元/W/年。預(yù)計(jì)未來幾年地面光伏電站以及分布式系統(tǒng)的運(yùn)維成本將持續(xù)保持在這個(gè)水平并略有下降,。

不同等效利用小時(shí)數(shù)LCOE估算

通常用 LCOE（Levelized Cost of Electricity,平準(zhǔn)發(fā)電成本）來衡量光伏電站整個(gè)生命周期的單位發(fā)電量成本,，并可用來與其他電源發(fā)電成本對(duì)比。在全投資模型下,，LCOE 與初始投資,、運(yùn)維費(fèi)用、發(fā)電小時(shí)數(shù)有關(guān),。2019 年,全投資模型下地面光伏電站在 1800小時(shí),、1500小時(shí)、1200小時(shí),、1000小時(shí)等效利用小時(shí)數(shù)的 LCOE 分別為0.28、0.34,、0.42,、0.51 元/kWh。隨著組件,、逆變器等關(guān)鍵設(shè)備的效率提升,，雙面組件、跟蹤支架等的使用,，運(yùn)維能力提高,，2021 年后在大部分地區(qū)可實(shí)現(xiàn)與煤電基準(zhǔn)價(jià)同價(jià)。

2019 年,，全投資模型下分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)在 1800小時(shí),、1500小時(shí)、1200小時(shí),、1000小時(shí)等效利用小時(shí)數(shù)的 LCOE 分別為0.25,、0.30、0.37,、0.45 元/kWh,。目前國(guó)內(nèi)分布式光伏主要分布在浙江、山東,、河南,、廣東等省份，等效利用小時(shí)數(shù)通常在 1000-1100小時(shí)左右,。由于工商業(yè)電價(jià)較高,，工商業(yè)分布式光伏發(fā)電已實(shí)現(xiàn)用電側(cè)平價(jià)，預(yù)計(jì)未來 1-2 年內(nèi)也可實(shí)現(xiàn)居民用電側(cè)平價(jià),。

不同系統(tǒng)電壓等級(jí)市場(chǎng)占比

2019 年,，光伏系統(tǒng)建設(shè)以 1000V 為主,，占比約 58%。1500V 系統(tǒng)可有效降低線損等,，2019年國(guó)內(nèi)大部分大型地面電站使用 1500V 系統(tǒng),。考慮到運(yùn)維安全等因素,，目前分布式電站基本全部采用 1000V 系統(tǒng),。

跟蹤系統(tǒng)市場(chǎng)占比

跟蹤系統(tǒng)包括單軸跟蹤系統(tǒng)和雙軸跟蹤系統(tǒng)等（不含固定可調(diào)），其中單軸跟蹤系統(tǒng)又分為平單軸和斜單軸,，當(dāng)前跟蹤系統(tǒng)市場(chǎng)主要以單軸跟蹤系統(tǒng)為主,。雖然跟蹤系統(tǒng)具有發(fā)電量增益的優(yōu)勢(shì)，但因其成本相對(duì)較高,，2019 年之前主要應(yīng)用于領(lǐng)跑基地項(xiàng)目,。2019 年，領(lǐng)跑基地項(xiàng)目減少,，因此跟蹤系統(tǒng)市場(chǎng)占比下滑至 16%,，較 2018 年下滑 4 個(gè)百分點(diǎn)。但隨著其成本的下降以及穩(wěn)定性的解決,，市場(chǎng)占比將穩(wěn)步提升,。

新建光伏電站系統(tǒng)PR值

PR 值（Performance Ratio，能效比）是國(guó)際通用的光伏系統(tǒng)質(zhì)量評(píng)價(jià)指標(biāo),，用于判定系統(tǒng)運(yùn)行期間的可靠性和運(yùn)行期間各個(gè)環(huán)節(jié)的效率,。影響 PR 值的因素有很多，包括光譜失配,、遮擋,、積塵污漬、反射損失,、逆變器啟動(dòng)閥值,、組件性能衰降、串并聯(lián)失配,、溫升損失,、直流線損、MPPT效率,、逆變器效率,、變壓器效率、交流線損,、設(shè)備故障檢修,、棄光限電等 15 個(gè)指標(biāo)，PR 值亦可以用上述 15 個(gè)效率項(xiàng)的乘積求出,。目前,，主要通過提高產(chǎn)品質(zhì)量,、減少衰降、減少故障,、減少系統(tǒng)各環(huán)節(jié)損失,、減少棄光、加強(qiáng)維護(hù)清洗等方式來提高 PR 值,。

注：PR（performance Ratio）：

PR=(Eac/P0)/(H/G)=光伏等效利用小時(shí)數(shù)/峰值日照時(shí)數(shù),，

=Eac/(P0H/G)=實(shí)發(fā)電量/應(yīng)發(fā)電量（比值，無(wú)量綱）,，

P0:光伏系統(tǒng)直流標(biāo)稱功率（光伏組件標(biāo)稱功率之和,，單位：kW ）

H：運(yùn)行周期光伏方陣面輻射量（kWh/m2）

G：標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件輻照度，等于 1kW/m2

以上內(nèi)容整理于《中國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖》（2019年版）

來源：國(guó)際能源網(wǎng)/光伏頭條