光伏:未来最大的绿电来源

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绿色发展新动力,能源革命压仓石
本文来自格隆汇专栏:任泽平;作者:任泽平团队

导读

 新能源建设关系到大国的低碳转型、能源安全和能源服务水平。2021年,我国光伏发电新增装机容量约5.5万兆瓦,超过风电跃居绿电第一。在能源危机的影响下,各国纷纷出台政策坚定双碳目标,保障绿电发展,支持光伏产业。二十大报告强调:“加快规划建设新型能源体系”、“积极稳妥推进碳达峰碳中和”,光伏发电能发挥自身优势深入推进能源革命,为绿色发展带来新动力。

光伏发电成为绿电之基得益于政策支持与产业链各环节的技术进步。

政策端,能源大国对光伏产业的发展与保护尤其重视,对光伏电价持续引导。欧美发达国家在历史上出台“双反”政策保护本土光伏产业,又在近期能源危机背景下积极推动能源转型。我国为推动光伏产业发展,早期合理开放用地,中期逐步完善补齐环保相关法规,当下聚焦因地制宜的光伏建设,规范产业长期稳步发展。光伏电价政策上,海外国家早期以政府定价与补贴为主,发展趋势以市场化交易为主。我国在2021年起进入“平价上网”时代,光伏电价向燃煤发电看齐,同时探索市场化竞价模式。

产业链端,重点关注上游硅料,中游电池,下游逆变器与光储一体化建设。上游硅片的大型化、单晶化、薄片化是趋势。但由于阶段性供需错配,硅料价格剧烈波动,重点关注产能扩张情况。中游的电池发展方向在于提高光电转换效率、降低光学和电学损失率。N型电池转换效率优,将成为未来主流方向之一;钙钛矿电池成本与效率具备优势,有望在3-5年开启大规模商用。下游的光伏逆变器是核心,集中式、组串式、微型逆变器将同步发展,其中微型逆变器在分布式的应用上效率、安全、成本更优,发展潜力巨大。终端的光储一体化建设将进一步解决光伏“不可控、不可调”的天然属性。

长远来看,光伏产业将在不断成熟的定价与交易机制中扩大发电规模,提高综合效率,降低度电成本。在分布式大范围建设的背景下,光伏发电正期待光储技术的突破与虚拟电厂模式的成熟,并将成为第三次能源革命中的压舱石。

正文


双碳时代,光伏是未来最大的绿电来源


我们提出过“现在不买新能源就像二十年前没买房”。新能源相关产业是未来中国经济最有希望的,最具爆发力的领域。目前新能源替代传统能源、光伏和风电替代传统发电,有三大迫切原因。

一是对能源低碳转型的必然要求。根据碳排放市场调研,过去50年全球平均气温上升的原因,90%以上与人类使用石油等燃料产生的温室气体增加有关。我国提出分别于2030和2060实现碳达峰和碳中和的庄严承诺,在时代趋势下,低碳化的清洁能源将成为时代新宠,将实现对高碳排放传统能源的替代。

二是对国家能源安全的保障。在交通运输领域,我国石油消费量正不断走高,从2015年的5.43亿吨/年上升至2020年的7.36亿吨/年。然而我国原油产量则一直维持在2亿吨/年。供需矛盾致使我国的原油进口量持续增长,对外依存度超过70%。为保证国家的能源安全和经济的可持续发展,能源消费结构亟需升级。而发展新能源发电有利于减少我国对能源进口的依赖,保障国家能源安全。

三是新能源领域是未来大国竞争的至高点,关系到国家现代能源服务水平。历次能源革命均推动了工业革命,并造就新的国际秩序。当前正处于第三次能源革命,能源从化石能源转向可再生能源,能源载体是电和氢,中国有望在这一过程中展现新技术优势。大力发展新能源发电有利于丰富我国能源结构,分布式风光伏发电可完善农村和边远地区能源基础设施,全面提升能源服务水平和范围,是现代能源产业发展和能源普遍服务的必然要求。

新能源发电端建设,是我国现代能源体系建设的关键一环,是新能源产业链形成闭环的基础。光伏是新能源电力建设、重整能源生产消费结构的核心领域,是纯正的“绿电”来源。

新能源风电、光伏发电量攀升,在社会用电量中占比高增。2021年,全国光伏发电量为3259亿千瓦时,同比增长25.1%;全国风电发电量为6526亿千瓦时,同比增长40.5%。风电、光伏累计发电量共9785亿千瓦时,同比增长35.0%,占全社会用电量的比重达到11.7%,首次突破10%以上。

光伏是新能源发电端建设的核心领域之一,中电联数据显示,2021年我国太阳能新增装机容量为54930兆瓦,同比增长14.0%,占新能源发电新增装机总容量的42%。                    

光伏发电新增装机容量在去年超过风电,跃居第一,主要是因为三方面优势。

一是能量来源稳定。太阳能分布广泛,有光照的地区就能采用光伏发电,供应相对稳定;相比之下,风能、水能、核能发电的地理因素限制较多。

二是转换过程简单。光伏发电可以直接将光能转化为电能,而风能、核能和水力发电都需要经过机械能转换这一中间过程,会产生能量损失。此外,因为转换原理简单,光伏组件的结构也相对简单,性能可靠,维护方便,寿命长,也能灵活地应用于不同场景,例如户用光伏。

三是发电真正环保。不同于其他发电方式,光伏发电不排放温室气体和废气,不需要冷却水,也不会对所在地的自然生态环境造成影响。同时,设备建设不必占用大片土地,例如“农光互补”和“渔光互补”,仅用在种植大棚或鱼塘水面上方铺设太阳能发电装置,就可以实现发电,并且不会影响农作物和鱼苗的生长,在高温季节还能减少紫外线对作物的破坏。2022年上半年,我国光伏新增并网30880兆瓦,同比增长137%,其中分布式光伏占比64%,约19760兆瓦,节约大量土地和水资源。光伏是真正环保的可再生新能源,长期来看,光伏发电将是绿电建设的发展核心。


2       

光伏政策沿革:补贴到退坡,平价大发展时代来临


2.1  我国光伏产业:规范用地、完善环保,长期稳步发展

在新能源产业建设上,我国对光伏发展尤为重视,历年出台光伏相关政策较多。主要可以分为用地政策和综合政策两类。用地政策关系到光伏项目的立项、收益以及是否环保,合规等界定。综合政策的主要作用是引导我国光伏产业长期发展,制定相关标准,明确未来方向。

光伏用地政策经历了从放开促进发展、到高环保要求政策收紧,再到现在的多方面综合完善三个阶段。

2007年我国首次提出光伏建设应主要是在沙漠、戈壁、荒地等非耕用土地。在经过第一、二批光伏特许示范项目建设后,光伏发电项目发展首次提速,用地政策也进一步明确。2013年,为促进行业发展,政策适度放开,探索采用了租赁国有未利用土地等供地方式,降低工程的前期投入成本,简化程序,并初步完善光伏发电的建设管理2014年政策进一步鼓励光伏发展与农户扶贫、新农村建设、农业设施相结合,拓宽了光伏建设的适用地范围。

2015年,环境和耕地保护要求变高,用地政策收紧。当年先后出台文件对光伏项目用地管理进行明确分类,并在环境保护方面完善规范,禁止在林地、公园、栖息地、自然保护区等进行光伏建设。2017-2018年继续对光伏在农业用地上的建设做出限定。

2021年起产业逐渐成熟,用地政策开始多方面综合完善,光伏用地性质再次被分类界定。2022年推出5项政策,进一步在协同管理、环保合规、用地限制、项目审批等方面完善规范。

综合政策方面,我国的光伏发展规划主要分为促进快速扩张、稳步长期发展两个阶段。快速扩张阶段从2007年我国将太阳能发电列为重点发展领域开始。

2018年我国停止新建集中式电站,光伏发电补贴退坡,标志着第一阶段结束,稳步长期发展的新阶段来临。

2021年补贴退坡完成,进入平价时代。2021年10月,中共中央和国务院提出鼓励智能光伏与绿色建筑融合创新发展。2022年的《“十四五”现代能源体系规划》中提出,到2025年,新能源发电量比重达到39%的要求。政策环境方面,光伏发展空间仍然充足。

2.2  海外光伏产业:从双反到复苏,能源危机加速渗透

十年来,海外光伏政策经历了较大波动,过程中,对中国产业链,也由不想依赖转为不得不依赖。

第一阶段,2012-2013年时期,欧美对于我国光伏产业开始进行一些“反倾销”“反补贴”政策,围猎我国光伏产业发展。其中,2012年9月6日,欧盟委员会宣布,将对进口自中国的光伏产品进行反倾销调查;11月8日,欧盟委员会宣布发起反补贴调查,至此欧洲针对中国光伏的“双反”拉开了帷幕,一度对中国出口的太阳能电池板施加了40%以上的临时关税。美国商务部也做出裁决,认为中国输出到美国的光伏产品,存在政府补贴和低价倾销的可能性。

欧美对中国光伏产业链的“双反”政策,本来意图围猎和遏制中国光伏产业发展,但一度也在无形中遏制了自身产业发展。一方面,中国光伏产业链对外出口降低,大量欧美偏上游原材料的光伏企业受到波及,破产重组增多。另一方面,“双反”、高关税,也推高了欧美安装光伏组件价格。欧盟光伏产业成本端承压,组件价格的上涨导致其装机量持续下滑,欧美光伏市场进入了低迷阶段。

2018年9月,欧盟对于中国光伏产业的“双反”政策结束,双方产业关系趋于缓和。2019年11月,中国国家电网有限公司与法国电力公司签署合作框架协议,双方承诺在创新研发领域开展可再生能源并网技术、储能技术等方面的合作。

随后,欧洲各国也进一步提高了对光伏产业的重视程度,欧盟光伏市场逐渐复苏。欧盟发布《欧洲绿色协议》,提出2030年新能源的能源占比达到32%,2030年碳排放量较1990年减少55%。德国批准了《2030年气候保护计划》,要在2030年实现温室气体排放比1990年减少55%的目标,同时光伏装机量要达到98GW。意大利发布《2030年气候与能源国家综合计划》,提出到2030年可再生能源计划发电186.8TWh,包括74.5TWh的太阳能和40.1TWh的风能。

2022年以后,俄乌冲突成为了欧洲加速能源转型的催化剂。俄乌战争以来,欧洲陷入天然气短缺的窘境,结合国际原油价格大涨,能源危机一触即发,欧洲多国电力价格出现大幅上涨。为了摆脱对以“俄气”为代表的传统能源的依赖,2022年以来欧洲国家出台了诸多政策以提高其能源独立性。

欧盟方面,20225月,欧盟委员会出台 REPowerEU 计划,内容包括2025 年将太阳能光伏装机容量翻一番,到2030年光伏安装容量达600GW。并且分阶段强制在新公共和商业建筑以及新住宅建筑上安装太阳能电池板。该计划在2021年《欧洲气候法案》的基础上,进一步在法律层面强制推进了可再生能源发展,表明了欧盟对其双碳目标的立场坚定。

德国方面,20227提出Easter Package复活节一揽子计划,建议到2030年,将绿色能源占电力结构比重提升到80%,确立了到2035年德国100%的电力来自可再生能源的目标。光伏发电方面,计划从目前的60GW扩大到2030年的215GW。在优先级方面,德国规定碳中和目标的达成高于其他公共事业利益。同时该计划还取消公民参与的招标要求,简化电网规划审批流程。

英国方面,20224提出《能源安全战略》,目标是到2030年,太阳能发电装机容量要从目前的14.9GW增加到50GW,在未来14年将增加70-75GW太阳能发电,年均增长超过5GW。同时,英国政府还宣布将户用光伏系统的增值税从5%降到0%,为光伏产业高速发展提供支持。

除了受地缘冲突影响最大的欧洲国家外,其他国家也在近两年公布了最新的绿电发展计划。

日本方面,2021年7月,经济产业省发布了第6版战略能源计划草案,计划到2030年减排目标从26%提升到46%,2050年实现碳中和。光伏发电方面,2020年发布的展望计划于2030年实现100GW国内装机量,占国内发电量11.6%,2050年实现300GW国内装机量,占国内发电量31.4%。

韩国方面,2022年7月发布的《2020-2034年电力供需基本计划》提出,到2034年,韩国电力容量的41.9%将由可再生能源组成。国际能源咨询公司WoodMackenzie预测,韩国的目标是至2030年实现34GW光伏装机容量。

美国方面,2022年8月颁布了7400亿美元的《降低通胀法案》,将近一半拨款用于气候变化和清洁能源,整体目标是2030年减少40%的温室气体排放。具体措施有新能源项目和消费者端的税收抵免,并包含对新能源电力公司的重点投资,交通部门和传统化工的减排要求。光伏产业方面,该法案延长了太阳能投资税减免(ITC),将2022-2032年装机的光伏项目税率补贴提升至30%,补贴力度超过历史最高。

从政策目标来看,欧洲、日韩、美国对新能源产业发展的长期支持力度并没有减弱。因为近期欧洲能源危机叠加地缘政治紧张等因素,部分发达国家开始重启燃煤发电,新能源和光伏发电替代进度暂时受阻。

短期内,这些国家或将面临能源政策上的反反复复。长期来看,海外国家实现碳中和的目标不会改变,一方面因为化石发电的能源模式不符合发达国家的自然资源结构和社会发展进程;另一方面环境保护、独立自主、稳定可持续发展是现代国家能源战略的核心。

展望全球光伏发展,以德国、英国为代表的欧洲经济大国正面临能源危机,急需加速新能源结构转型。欧盟出台法案,将光伏发展从政治承诺进一步推进到立法层面,未来将进一步加速能源独立自主,光伏发电空间充足。日韩继续重视碳中和与光伏发展,美国近期落地政策推进光伏发展,光伏投资税减免额度提升至历史最高水平。在全球范围,光伏产业具备迎来高速增长的政策环境。

      2.3     中外对比:从市场电价波动,看用电市场差异

欧洲在2022年初深陷能源危机,电价高增。以法国为例,电价最高时每度价格超0.3欧元,约合人民币2元。而我国城镇居民用电基本维持在0.5-0.7/度电左右。就算是工业用电,一般也在0.8-1.8元/度电区间。

中国和欧洲在电价上的差异如此巨大,除了电力体制发展不同,主要原因是电力市场交易机制的差异。

电力市场交易分为现货和中长期两种现货市场是指以日、时及更短时间单位来交易的市场。电力的现货市场价格更实时,波动性也更大,在用电需求激增时容易出现欧美国家的“天价电费”情况。例如,2019年8月,美国德州因高温导致用电需求激增,平时约10美分/度的电价暴增至最高9美元/度。中长期市场是指发电方,电力运营商、用户等通过自主协商、集中竞价达成并锁定价格,以月、季、年、十年为时间单位进行交易的模式。虽然价格相对稳定,但也可能因为上游原料涨价,导致成本无法即时向下游传导,出现发电商亏损,拉闸限电的情况。

海外的电力交易以市场化为主,交易双方可以视自身需求情况与风险承担能力,选择合同类型、时间长度,定价遵循市场的供需关系

我国电力交易市场以中长期交易为主,市场化竞价为辅。2004年,我国实施煤电标杆上网电价机制。2016年开展电力中长期市场交易,发电企业可以通过市场竞价形成上网电价。2020年后,我国取消煤电价格联动机制,并将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动不超过15%”的市场化机制。2022年,燃煤发电价格上下浮动范围改为“不超过20%”。我国正在从固定的标杆电价转向浮动的市场化电价转变。一方面,这有助于解决政府制定电价不能即时反应电力成本的问题;另一方面,这也有助于发电厂商和电网企业应对市场供需变化。电力交易市场机制决定了燃煤发电价格,燃煤发电价格是绿电定价的标杆,因此电力交易制度的不同,也影响了我国和海外光伏市场定价的差异。

      2.4     我国光伏电价:标杆电价、补贴退坡、平价机制

光伏电价政策方面,我国总体经历了从标杆电价机制、到补贴退坡,再到平价上网三个阶段。纵观光伏产业发展的不同时期,电价政策对光伏产业的早期降本起到了重要支撑,对中期适应竞争定价产生了深厚影响,进而促进了当下平稳步入平价上网时代。

光伏补贴时代,我国政府设立可再生能源基金来支付相关补贴,主要有两种方式。对于集中式开发商,政府先制定执行“固定执行电价”,在电网按该义务价从开发商购买后,政府基金再将“固定执行电价”中高于当地标杆价格(燃煤发电价)的部分补贴给电网。对于分布式开发商,政府按照全额上网和“自发自用,余额上网”两种情形做出不同规定,全额上网与集中式定价一致;余额上网则按照度电补贴,由电网先转付,政府基金再支付补贴给电网。

电网购得的电价既是“上网电价”,在上网价格基础上加上配输电成本、政府附加、服务价格等,形成“销售电价”,最终按该价格销售电力给下游的居民和企业用户。

上网电价可按照电站建设场地,分为集中式和分布式两类。集中式发电是指建设在大型地面上,发电直接输送并入电网的模式,一般是国家级或大型企业电站。分布式发电是指在用户附近建设,自发自用为主,多余发电进行上网的模式;包括安装在住宅顶部的家庭户用发电和企业发电。

在过去11年里,我国集中式光伏上网电价下降约70%,用十年时间完成了从标杆定价补贴到平价上网的跨越。

2011年,我国首次对太阳能发电项目规定上网执行电价。2013年8月,定价补贴进一步按区域明细,根据各地太阳能资源条件和建设成本将全国分为三类太阳能资源区,三类资源区燃煤机组标杆上网电价分别为每千瓦时0.9元,0.95元和1元。电网企业可就光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分,申请可再生能源发电补贴资金。

2015-2017年,国家逐年下调集中式发电指导价格。2018年国家发改委、财政部、能源局联合发文,完善光伏发电电价机制,降低补贴强度,进一步加大市场化配置项目力度。鼓励各地出台光伏产业政策,自行安排不需要国家补贴的光伏项目,并确定了普通光伏电站的竞争招标准则。

随着市场化配置的成熟和各地政策的完善,2021年1月1日起,中央财政退出补贴,集中式光伏发电站上网电价按照当地燃煤发电基准价执行。

分布式光伏发电,也经历了从补贴到补贴退坡,再到平价上网的三个阶段。目前分布式工商业上网已无补贴,户用上网仍有3分/度补贴。

2013年之前,分布式发电定价还没有独立于集中式发电。2013年8月,国家发改委发布的《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》首次明确提出对分布式光伏提供0.42元/千瓦时的度电补贴,上网电价及补贴的执行期限原则上为20年。

2015年,我国进一步放开限制,允许分布式发电在“自发自用、余额上网”和“全额上网”中进行选择,后者让分布式发电也能以集中式三类资源区的电价上网。随着光伏行业的发展,光伏相关技术取得突破,光伏设备价格也随之大幅下降,维持在0.42元/千瓦时的光伏补贴缺口正不断扩大。

2018年1月份开始,分布式光伏度电补贴出现了首次补贴退坡,至0.37元/千瓦时。随着光伏市场机制的进一步完善,国家发改委在2021年《新能源上网电价政策征求意见稿》中提出工商业分布式光伏不再进行补贴,户用光伏电站2021年仍有3分/度的补贴,2022年1月开始执行。

我国补贴政策对光伏产业的发展起到了至关重要的作用。有利于产业链早期的降成本,并逐步形成市场机制进入平价时代。随着光伏发电建设规模不断扩大,技术进步和成本下降速度明显。2022年起,无论是集中式还是工商业分布式光伏,都不再获得中央财政补贴。虽然各级地方政府还存有政策接力,但这意味着光伏发电产业已具备相对成熟的市场化条件,行业平价时代来临。

2.5     海外光伏电价:六类主流模式,市场化是发展方向

海外光伏电价主要是有“FIT(固定电价)”、“FIP(溢价补贴)”、“Net(净计量)”、 “PPA(长期购电协议)”、“RPS”配额制+“REC”绿证、成本补贴,等6类的主流模式。

FIT(Feed-in tariff固定补贴政策),是指购电方按照政府规定的“义务收购电价”,从发电方购买长期电力的模式。义务收购电价=标杆上网电价(政府规定,通常是燃煤发电价格)+补贴电价(政府规定)组成。不同国家在电价的最终承担者上有不同规定。以德国为例,FIT模式高于标杆电价的部分通常最终是由用户支付。

FIP(Feed-in Premium溢价补贴政策),是指购电方按照“溢价后电价”从发电方购买长期电力的模式。溢价后电价=市场电价+溢价补贴(政府规定)组成。与FIT不同的是,FIP是在市场电价的基础上,加上政府补贴部分组成,补贴溢价最终由政府买单。而且FIP定价会随市场电价波动,而FIT是独立于市场的政府定价。

Net净计量模式,是指用户发电量超过自身需求量时,可以将电量输送至电网以换取信用额度或出售。出售的价格视不同国家规定,可以是当前市场零售电价、批发电价、往期均价、或者是打折后电价。该模式类似于我国的分布式上网政策。

PPA(Power Purchase Agreement长期购电协议),是指发电方自行与购电方签订协议,确定购电价格、年限和购电量,也是光伏市场化后的主流定价机制。PPA机制长期锁定价格,对于光伏发电方和购电方都可以起到对冲价格风险的作用。近期,从PPA模式中又衍生出了一种新的协议—VPPA(Virtual PPA)虚拟购电协议,本质上是价差合约,仅用于发电方和购电方的财务结算和绿证转移,并不产生实际电力输送。

配额制(RPS)+绿证(REC)模式是碳减排与碳市场的基础。配额指的是政府先规划新能源发电市场份额,并要求责任主体承担一定量的购买义务,未完成配额义务的需要缴纳相应的罚款。绿证是对进行新能源发电厂商颁发的一种凭证,每诞生一张绿证就代表1000度新能源电力上网。绿证通常在市场中可以被自由交易。这类模式的核心是电量激励,由运营商支付市场电价部分,绿证购买方支付额外的绿证价格部分。相当于由购电方支付发电方的补贴价格,以此来完成购电方的节能减排义务。

投资补贴模式的核心是成本激励,以市场化招标确定电价,由政府给予发电方成本上的补贴、或税收上的优惠和抵免。印度采用的是VGF(Viability Gap Funding)可行性缺口补助基金模式。美国采用的是ITC(Investment Tax Credit)投资税收抵免政策,给予新建的光伏设备税收抵免额度。

美国方面,早在1978年,美国公共事业管理法案RUPRA就规范了市场化定价及浮动制度购买新能源电力的机制。90年代后,美国开始在PPA基础上实施RPS配额制,但各州具有自主裁定权;截止2021年底已有32个州引进该机制。2006年,美国“ITC”联邦投资税收抵免政策首次将大型及户用光伏发电设备纳入税收补贴范畴。

德国方面,2014年之前采取的是全面FIT模式。2014-2016年逐步切换至FIP与FIT并行,分别适用于100kw以上与100kw以下发电规模。2017年开始,德国以750kw为分界点,往上实行PPA市场化招标,100kw-750kw继续实行FIP溢价补贴,100kw以下小型分布式保持FIT固定标杆电价。

日本方面,2012年之前采用RPS配额制和剩余电力收购制度。2012年7月起,全面采取FIT模式,并在2016年引入竞标机制。2020年2月起至今,日本按照光伏发电建设规模实行新政策,大型发电站采用FIP模式,小型分布式采用FIT模式。

印度方面,2003年起一直实行RPS配额制,并在2011年推出绿证REC作为补充。2010年,国家太阳能计划JNNSM开始实施,也开启了PPA市场化招标时代,持续至今。2013年,印度推出VGF可行性缺口资金补贴,部分用于支持光伏产业发展。

综合主要光伏大国的电价机制发展来看,市场化定价是主流趋势。位于行业前列的美国和印度已全面采纳市场化定价机制多年。德国选择分级执行,5年前开始在大规模的电站上网实行市场化招标。进程较缓的日本也在6年前引入竞价机制,未来或进一步推进电价市场化。


光伏产业链:上游重原料挖掘、中游重技术挖掘、下游重光储结合


光伏产业将半导体技术与新能源需求相结合,其产业链上下游涉及广泛,内涵丰富

光伏上游包括多晶硅料、单晶硅棒、多晶硅锭、单晶硅片、多晶硅片等原材料的生产环节;中游包括单晶电池、多晶电池、薄膜光伏组件、晶硅组件等制造环节;下游包括逆变器和光伏发电系统等光伏电池运用和电站运营环节,此外还涉及光伏玻璃、胶膜、支架等辅材环节。

3.1   上游:价格问题是核心

在光伏产业链上游部分,有“黑金”之称的高纯多晶硅(硅料)是基础原材料,多晶硅经过熔化铸锭或者拉晶切片后,可分别做成多晶硅片和单晶硅片,进而用于制造光伏电池。

近年来,随着光伏产业链下游应用企业不断扩大生产,上游的硅料产品价格持续走高。推动上游多晶硅料形成市场机制和有序健康发展是光伏产业的重点内容之一。

根据Solarzoom数据,自2020年以来,国产多晶硅(一级料)价格涨势凶猛。从2020年年初的不到10美元/千克一路攀升至2022年接近45美元/千克,涨幅超4倍。

上游硅片价格的上涨将导致下游光伏组件的价格持续攀升从而推高建设成本。此时,中下游光伏企业必然会面临更大的投资建设和运营压力,这将严重影响我国光伏发电产业的发展。因此光伏需要重点关注产业链上游硅料的生产环节,加速制硅、提纯等技术突破,解决硅料价格居高不下问题

3.2    中游:追求更高性价比的电池技术

中游,单晶硅太阳电池广泛运用于地面设施当中,是当前开发最成熟的一种太阳电池。这种太阳电池以高纯的单晶硅棒为原料,纯度要求99.999%,同时其光电转换效率为15%-24%,为光电转化率较高的电池类型。但高纯度也导致了较大的制作成本,因此它还不能被大量广泛和普遍地使用。

相对而言多晶硅太阳电池的制作成本比单晶硅太阳能电池低,得到了较大发展。但多晶硅太阳能电池的使用寿命要比单晶硅太阳能电池短,光电转换效率也相对降低不少。

光伏产业链中游要重点发展和挖掘具备更高性价比的电池技术,期待低成本和高转化率电池的诞生。

3.3    下游:关注光伏逆变器、分布式电站新模式

光伏产业链下游建设,一是重点关注逆变器环节光伏逆变器是光伏发电系统的心脏,是光伏电站最重要的核心部件之一。“并网逆变器”能将光伏组件产生的直流电转化为交流电,进行并网或供给家庭使用;而“储能逆变器”则带有蓄电池,具备了储能功能。在未来光伏+储能的大趋势下,光伏需重点关注储能逆变器的需求提升。

二是重点统筹集中式和分布式光伏建设。当前能源供给紧张,能源互用成为大势所趋,分布式光伏需求强劲,装机潜力将进一步释放。除此之外,分布式光伏建设成本较低,在组件价格不断攀升的背景下,可有效提升下游工商企业装机意愿,帮助用电用户对冲高昂能源成本,提高大众对可再生能源的接受程度;且安装地点灵活,有益于解决集中式光伏建设征地难的问题,可缓解地域电网发展不平衡,推动我国东西部与城乡电网均衡发展,提高能源效率,加快实现碳中和。

2016-2021年我国分布式光伏发电复合增长率达60.45%,远高于国内光伏行业整体增速。其中,2021年国内新增分布式光伏装机29.28GW,占新增光伏装机的53.35%,近年来分布式光伏装机规模首次超过集中式光伏装机规模。5月6日,国务院提出在有条件的地区推动屋顶分布式光伏发电。2022年新增新能源并网20GW以上地区,如山东、内蒙古、河北、甘肃、青海、广东等,纷纷提出大力发展分布式光伏。政策与市场并驱推进分布式光伏建设未来集中式与分布式光伏结合发电趋势明显


4  

光伏技术:沿革、发展、未来


4.1    光伏硅片技术:大型化、单晶化、薄片化

光伏硅片尺寸大型化是一大重要发展趋势。市场硅片按照尺寸大小,直径从短到长,一共包括八种型号,分别是:M0、M1、M2、M4、G1、M6、M10、G12,其边距依次为156mm、156.75mm、156.75mm、161.7mm、158.75mm、166mm、182mm、210mm。

从历史发展阶段看,2012年前,中国硅片产业处在为外国代工阶段,使用的硅片主要为M0级;2012年-2018年间,中国光伏产业遭欧美“双反”,但国内光伏发电需求的上升支撑了光伏产业的发展,这一阶段的各大厂商开始转向156.75mm的M1、M2级硅片;2018年后,国内光伏产业逐渐成熟,上游的硅片制造业迅猛发展,G1、M6、M10、G12等硅片型号开始大规模使用。从技术和成本控制看,硅片尺寸增大,能降低度电成本与切片次数,稀释电池中的非硅成本,进而减少硅片的制造费用,符合光伏行业降费提效的发展趋势。根据预测,160-166mm硅片的市场份额在近两年内逐渐下降,182mm与210mm硅片逐步成为市场主流。

单晶硅片成为市场主流。2021年单晶硅片市场占比达到了94.5%,在市场中处于绝对领先地位。随着硅片制造产业的成熟,硅片造价不断下降,行业的焦点转向效率。就效率而言,单晶多层片的能量转换效率一直高于多晶电池片,未来单晶硅片市场份额、尤其是具备更高转换效率极限值的N型单晶类市场份额将会占据主导地位。

同时,硅片薄化趋势也在加速。薄硅片有利于降低硅材损耗,降低单硅片耗硅量。现在市场上的硅片主要包括多晶硅片和单晶硅片,其中单晶硅片分为P型、N型路线。

2021年,多晶硅片平均厚度为178um,因其需求的逐渐减弱,厚度改进动力较弱,预计其厚度在2030年将保持在170um以上。2021年P型单晶硅片平均厚度为170um,同时150um-160um的薄片技术已经趋于成熟,预计2030年P型单晶硅片厚度将下降至140um。N型TOPCon-N型单晶硅片平均厚度为165um,预计2030年将下降至135um;HJT-N型硅片平均厚度为150um,预计2030年将下降至110um。

当然,硅片在不断薄化的同时可能会影响切片良率,相关的加工技术能否突破也是决定硅片薄化速度的重要因素。

4.2    光伏电池技术:百花齐放,迭代成熟

光伏电池技术原理,即光生伏特效应,即由于光照,使得半导体材料的不同部位之间产生电位差,形成电压,进而形成电流的回路。是太阳光能转换为电能的光伏发电技术基础,将光子转化为电子,将光能量转化为电能量。

其具体工作过程分为四部分,一是光子照射到电池表面后被吸收,产生电子空穴对;二是内建电场分离电子空穴对,在PN结两端产生电势;三是导线连接PN结,形成电流;四是在太阳电池两端连接负载,将光能转换成电能。

在此过程中,考察光伏系统的核心指标是“光电转换效率”:在工作温度25±2℃,光照强度为1000W/㎡的标准条件下,光伏系统“输出电功率”与“入射光功率”之比,即太阳光入射功率转换为光伏电池最大峰值功率的比例。而光伏发电的“光电转换效率”主要由两大因素所影响:一是光学损失率,二是电学损失率。

其中,光学损失主要是由“光浪费”造成,解决光学损失要从以下方面入手,主要包括:1)减少光谱损失,如因为能量小于或大于半导体的禁带宽度而导致的光子未被吸收;2)减少玻璃组件或电池板的正反两面发生反射折射;3)降低表面遮光、电极和栅线的阻隔等。电学损失主要是由复合损失造成,而解决复合主要要解决材料本身的内部缺陷以及杂质等相关问题。主要可以通过改变光伏电池的结构,减少复合,从而提高光电转化效率实现。

光伏产业电池技术的发展历经多个阶段。而未来电池技术迭代发展的关键,也是从提高光电转换效率、降低光学和电学损失率入手。

2005-2018年,BSF电池,即铝背场电池,是较为主流的第一代光伏电池技术。铝背场电池的制造是在晶硅光伏电池P-N结制备完成后,通过掺硼或淀积铝层烧结的方法,在硅片的背光面沉积一层铝膜,制备形成高掺杂浓度的P+层,从而形成铝背场。但是,由于其背表面的全金属复合较高,导致光电损失较多,在光电转换效率方面具有先天的局限性,2017至2018年开始,铝背场电池技术市占率逐渐走低,现阶段已经面临淘汰。

2016年至今,第二代的单晶PPERCPERC+电池市占率逐步走高,成为市场具备经济性的主流产品。PERC钝化发射极和背面电池,PERC背面有一个额外的层,其主要作用有两点,一是可以捕获更多的阳光并将其转化为电能,因此更高效;二是能够减轻背面复合,并防止较长波长的热量变成会损害电池性能的热量。

2019年,PERC首次超越BSF技术成为最主流的光伏电池技术,2016年至2021年,PERC电池渗透率从10%提升至90%左右。从理论和实践发展看,目前PERC电池的光电转换效率已达23%~23.2%区间,逐步逼近理论转换效率24.5%极限,开发下一代具备更高转换效率极限的电池技术是大势所趋。

未来,目光逐渐转向以TOPConHJTIBC为代表的N型电池技术,逐渐成为行业下一代高效晶硅电池主流发展方向。相比传统的 P 型电池相比较,N型电池具有转换效率高、双面率高、温度系数低、无光衰、弱光效应好等优点,是未来的主流电池技术路线之一。

一是转换效率更高。目前P型电池的理论转化效率极限为24.5%,而N型电池技术的光电转换效率理论极限28.7%

二是双面率高,即光伏背面效率与正面效率的百分比更优。双面发电是光伏电池发展的方向,P型PERC电池双面率75%-85%左右,而N型TOPCon、HJT电池的双面率分别可以达到85%-95%以上。

三是温度系数低。N型电池温度系数低于P型,当光伏系统的实际工作温度与标准温度差值较大,如17度时,N型组件可比P型组件发电量增益0.85%。因此N型电池更适合温度较高的应用场景,更好的温度系数使其发电增益,减少损失。

四是光衰现象弱,即光伏组件的输出功率在刚开始使用的最初和后续全生命流程的使用过程中,相对保持稳定。P型硅片掺杂的硼元素在光照或电流注入下,会与氧形成没有饱和化学键的硼氧复合体,其会捕捉光照产生的载流子,从而降低载流子的寿命。而N型硅中硼含量极低,几乎没有光衰现象。

N型电池中有多种技术路线,其中,TOPCon一种使用超薄隧穿氧化层以及掺杂多晶硅层,作为钝化层结构的太阳电池,具备良好的接触性能,可极大提升太阳能电池的效率。

HJT由两种不同的半导体材料组成的结,也称异质结,主要通过利用PN结的原理产生光生电流。HJT电池的发射极是一层很薄的非晶硅层,能减少载流子的复合,降低电损失。

IBC一种将电池发射区电极和基区电极均设计于电池背面,且以交叉形式排布的太阳能电池,也称交叉背接触电池。其前表面可彻底避免金属栅线电极的遮挡,减小光损失;同时背部采用优化的金属栅线电极,以降低串联电阻,减少电损失。

除此之外,IBC也可叠加其他电池新技术,与TOPCon电池叠加为TBC电池,与HJT电池叠加为HBC电池,与P型PERC电池叠加为PBC电池,均有显著的提效效果。

由于硅的半导体特性与太阳光谱吻合,一直是光伏使用的主要半导体材料,但是,光伏渗透率的快速攀升也激化了上游硅料涨价的行业矛盾。未来,多元化光伏电池材料是大势所趋,类似钙钛矿等与硅具有相似特性的技术路线将逐渐成熟发展。

钙钛矿电池,是利用钙钛矿型有机金属卤化物半导体作为吸光材料为太阳能电池,属于第三代太阳能电池,是一种全新的技术路线。钙钛矿较晶硅电池成本与效率优势明显。

从理论效率极值看,钙钛电池单层电池可达31%,超晶体硅太阳能电池的理论极限。

从制造效率看,钙钛矿对杂质的敏感度较晶硅低,通常纯度为90%左右的钙钛矿便可投入制造效率超20%的电池,而晶硅纯度必须达到99.9999%以上才能用于制造;钙钛矿组件生产流程只需45分钟,较晶硅的三天用时明显缩短。

从投资成本看,1GW钙钛矿电池投资强度仅为晶硅的一半,产业链明显短于晶硅电池,可大幅降低物流等成本。

从使用场景看,钙钛矿作为一种高柔性的薄膜电池,结构轻便,易于安装,可被使用在晶硅电池无法触达的场景,更适合大规模推广。未来再通过钙钛矿电池结合叠层技术,可制成钙钛矿、钙钛矿叠层太阳能电池。双层理论极限光电转换效率可达到45%,三层可达到49%。

从2009年第一块钙钛矿电池转化率仅达3.8%,到现在技术逐步成熟,最新转化率已经达到25%,钙钛矿电池正在全面追赶晶硅电池。预估实现大规模产业化还需3-5年时间。从应用来看,钙钛矿电池与BIPV光伏建筑一体化市场有天然适配优势,有望在此领域率先开启市场应用。

4.3    光伏逆变器技术:光伏系统的“心脏”和“大脑”

光伏逆变器可以称为光伏系统的“心脏”和“大脑”。未来,随着光伏发电渗透率进一步提升,对光伏并网的适应性要求也会相应地增高,对于逆变器的需求逐步升级;从开始的提升并网电力质量,到适应电网、减少电网故障,再到快速响应电网调度需求、支撑电网整体稳定运行。进一步发展光伏逆变器技术,成为发展光伏的核心关键点之一。

光伏逆变器的“心脏”功能体现在,光伏逆变器连接了光伏系统与电网,实现了将光伏电池输出的直流电转换为频率可调节的交流电,使之适用于生产生活。光伏逆变器,通过IGBT、MOSFET等电力电子开关器件的高频率开合,实现这一流程功能,使输出的交流电满足了并网的电能质量要求。

光伏逆变器的“大脑”功能体现在它是智能化设备,通过信息采集、电站监控、人工交互等功能,负责整个光伏系统的智能化控制。逆变器需要匹配较高的软硬件设计制造水平,以及相应的算法机制,以最大程度实现其数字化功能。

一方面,逆变器的最大功率点追踪MPPT功能,是光伏发电系统的核心技术之一。根据不同环境温度、不同光照强度等特性,调节光伏阵列的输出功率,使得光伏阵列始终输出最大功率。因此,可以最大限度地发挥光伏电池板的发电能力、提升系统发电效率。

另一方面,对系统状态进行监控、提供故障保护,对系统实现“防孤岛效应”保护、零电压或低电压穿越。“孤岛效应”是指在电网失压或断开的情况下,发电设备仍作为孤立电源对负载供电,形成供电孤岛,存在巨大安全隐患。而光伏系统核心的光伏逆变器,通过最大功率点追踪控制、自动运行和停机、被动或主动式电网断电的检测以及其他并网系统所需的一系列功能等发挥效应,实现防孤岛效应保护。

光伏逆变器有多种技术形式:集中式、组串式和微型逆变器。

集中式逆变器,较为常见于光照均匀的集中型地面大型光伏电站。其特点为:一是功率相对较大,先汇流、再逆变,将组件直流电汇总成较大直流功率后再逆变,单体容量超500kw;二是技术成熟、系统集成度高、成本相对低;但是其最大功率点追踪跟踪精度不够,在云雨天气或单个组串故障时,影响整个光伏电站电产能效率,且需要具备通风散热的专用机房。

组串式逆变器,规模小,常见于分布式发电,包括户用、中小型工商业屋顶、中小型地面电站等,集中式光伏发电中也有应用。其特点为:一是功率相对集中式较小,单体功率一般在100kw以下,也有部分136kw、175kw以上的较大功率产品;二是模块化,先逆变、再汇流,先对几组光伏组串进行单独的最大功率点追踪、逆变成交流电、在汇流升压和并网;三是适配场景丰富便于安装、配置灵活、快捷运维;四是最大功率点追踪跟踪精度高。但是其成本价格略高于集中式逆变器。

微型逆变器,常见于户用、小型分布式场景。其特点为:一是对每个组件进行单独的最大功率点追踪,不汇流、直接逆变并入交流电网;二是体积小、单体容量有限,一般在1kw以下;三是可以对组件进行独立最大功率点追踪,这样可以在组件性能差异情况下,降低安全隐患、保障整体效率。但初始投资的单瓦价格成本相对高。

从安全性、成本以及系统效率三方面综合考虑,微型逆变器更适用于分布式光伏应用场景下的户用光伏设施。

一是微型逆变器系统总体效率更高,发电量更大:可以在组件级实现最大功率点跟踪,对各模块的输出功率进行优化,整体输出功率最大化。

二是安全性高,解决高压危险问题。微型逆变器低电压、组件级关断,安全性更好。

三是虽然初始投资成本较高,但精细化控制使其后期维护成本低,综合成本更佳。在海外,由于安全性政策要求,微型逆变器也正逐步成为分布式市场的主流选择。


我国光伏发展趋势和展望


5.1    光伏产业链:大规模、高效率,度电成本下降

随着光伏发电技术和产业化规模化的不断进步,我国光伏产业链中各环节的成本逐年下降。双面双玻、HJT、TOPCon等N型技术应用不断提高组件整体功率和发电效率,2022年,600w以上的组件逐渐成市场主流趋势,700w以上的组件产品逐渐发展迭代。

光伏组件逐渐呈现“高功率、高效率、高可靠、高发电”特征。一是将带来光伏电站投资成本下降,二是度电成本下降,三是电站使用周期更长、全生命周期的发电总量增加,未来光伏度电成本逐步逼近或倒挂燃煤发电成本。

2019年,全国光伏的年均利用小时数为1169小时,光伏电站建设成本平均4.5元/瓦,度电成本约为0.44元/度;2020年底,全国光伏平均利用小时数1160小时,光伏电站建设成本平均3.5元/瓦,度电成本为0.36元/度;2021年底,全国光伏的年均利用小时数为1163小时,光伏电站建设成本平均3.0元/瓦,度电成本为0.3343元/度。2022年,我国光伏发电成本下降至约0.3元/度

5.2    光伏电力市场:平价交易与市场竞价结合

我国光伏电力市场的发展趋势,或将参考燃煤电力市场发展,以平价中长期交易为主,市场化竞价交易为补充。

平价中长期交易是指,交易模式遵循市场化的双边协商,但是定价模式遵循政策规定的“平价上网”,既按照当地的燃煤发电基准价格上网。燃煤发电的定价是“基准价+上下浮动不超过20%”的市场化机制。光伏定价向燃煤发电看齐,间接上考虑了不同地区的电力价格浮动情况。一方面,政府基准价使得长期价格稳定得到保障,让下游的居民和企业用电受到保护。另一方面,浮动空间有助于发电方和电网应对市场供需变化,即时反应和管理电力成本。

市场化竞价交易=PPA(长期购电协议)+现货市场。海外的PPA模式和现货市场完全遵循市场定价。我国的中长期电力交易并非完全市场化,但PPA机制和现货市场仍是有积极作用的市场补充。

PPA协议的优势在于,一方面,对光伏开发商而言,能长期锁定价格,给发电方带来持续、稳定、可预测的现金流,这意味着能更容易获得银行贷款审批,从而促进新建光伏项目的融资。另一方面,锁定电价能更好地应对下游电力市场的价格波动。对购电方而言,不论是电力运营商还是用电力大用户,都能从长期协议中受益。一方面能在电价波动的电力市场中对冲价格风险;另一方面可以获得稳定、持续的供电来源,提高光伏供能比例。

PPA协议的劣势也是因为长期价格锁定,市场价格调整存在滞后性。虽然能充分应对下游电力市场价格波动,但是对上游价格变化无法应对。如果出现上游原材料价格大幅上涨,会导致发电商无法即时调整,出现拉闸限电或大幅亏损等情况。对于包括PPA在内的中长期协议而言,锁定价格都是一把双刃剑。

因此,市场竞价交易仅有长期协议并不完善,还需要现货市场补充。现货市场的供需反应灵活、能根据实施需求调整价格,协助发电方和购电方按照自身的电力出入情况进行交易,良好地平衡了双方的价格风险。但缺点是现货交易的短期波动较大,有出现投机市场的可能,并且本质上价格波动是由最终用户承担。

5.3    光伏建设:因地制宜、分布式是大势所趋

集中式光伏项目占地范围较大,且涉及土地类型复杂,用地目的多样。实际用地一般包括光伏方阵用地、变电站及运行管理用地、集电线路用地、场内道路四大部分。一方面,光伏项目对于土地的需求在增长,另一方面,用地成本高、用地政策在收紧。

用地成本方面,2022年中西部省份光伏电站土地租赁费用为每年每亩200至300元,但山东、江苏及河北部分地区已经达到每年每亩700至800元,浙江等地的光伏竞价项目的土地租金飙至每年每亩2500元。总体来看,集中式光伏电站项目中建设用地费用成本约占系统成本的3.5%。

用地供给方面,2021年11月,山东省自然资源厅《关于对光伏项目用地进行核查的通知》,要求核查光伏项目土地使用情况,并且从发布当日起停止光伏项目用地占用耕地的备案工作。水利部印发的《水利部关于加强河湖水域岸线空间管控的指导意见》,要求光伏电站、风力发电等项目不得在河道、湖泊、水库内建设。另外林地、草地、永久基本农田等特殊区域均受特殊保护。

展望未来,光伏发电须以分布式、互补式、复合型以及荒漠等未开发用地集中式光伏发电为主。一是分布式光伏与建筑设施结合,发电无需新增供地。二是发展复合型或互补式发电如“农光互补”、“林光互补”、“牧光互补”、“渔光互补”光伏项目,出台支持光伏复合项目建设的税收优惠政策,明确光伏复合项目中光伏阵列的耕地占用税、土地使用税减免等。三是因地制宜,利用沙漠、戈壁、荒漠等人类无法利用的土地资源发展集中式光伏项目,但目前需克服各种成本、技术问题,发展储能、特高压等相关新型基础设施建设。

5.4 光储+虚拟电厂:解决光伏“不可控、不可调”的天然属性

光伏发电易受到天气影响、发电和用电曲线不完全吻合。仅依靠光伏系统供电相对不稳定,光伏利用率仍存在提升空间。根据国际能源署报告,可再生能源发电不同配置阶段,电网消纳间歇性可再生能源电力能力不同:第一阶段,可再生能源占比低于3%,电力需求本身的波动超过了可再生电源供应的波动幅度,所以可再生能源对于电网的运行没有明显影响。第二阶段,可再生能源占比在3-15%之间,对于电网已经有明显影响,但是可以通过加强电网管理的方式来解决,相对容易。第三阶段,可再生能源占比达15-25%之间,需要引入需求侧管理与储能技术的应用。第四阶段,可再生能源占比在25-50%之间,在某些时刻可再生能源可满足100%的电力需求,电网稳定性面临挑战。

未来,无论是集中式还是分布式光伏,都需要与储能相结合,来实现灵活调节,保障新能源电力的可靠稳定供应。光储一体化的价值和需求将不断提高。

首先,与光伏配套的储能设备能够有效减缓发电侧波动性。在用电高峰时释放电力,补充电力缺口,在用电低谷时储存电力,减少电力浪费,实现“削峰平谷”。同时,光储一体能够提高整个电网的效率。在电网侧储能可用于调峰、调频、备用等,保障电网稳定运行,增强复原能力。

2022年来,山东、四川等地陆续提出了更高标准的光伏配储要求。例如在山东枣庄,配储规模要求相对较高,需要为光伏装机容量的15%至30%建设储能,且储能时长需达2至4小时。

虚拟电厂是光储系统建设的后一环节,能够把分散可调光伏电源和用电负荷汇聚起来。通过数字化手段来做统一管理和调度,能够同时调节光伏发电、储能、用电三侧资源。类似于能源SAAS(软件即服务)系统,通过其算法能力,平衡发电和用电时的实时需求。目前该类虚拟电厂+光储项目的案例有:特斯拉Powerwalls推出的基于分布式能源存储系统的虚拟发电厂系统,星星充电公司的家庭光伏储能和电能管理、V2G新能源汽车与电网能量互动、不同家庭之间的电能互动,都是基于未来“光储”一体化后的能源数字化“新玩法”。

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