光伏行业发展面临的外部制约
“十三五”时期，中国光伏行业经历了产业政策调整波动，克服了新冠肺炎疫情不利影响，取得了举世瞩目的成绩。在电站运营端，2020年中国光伏装机量的大幅度提升，引领和带动了各国市场。在组件制造端，中国光伏企业凭借晶硅技术方面及成本控制方面的优势，持续扩张产能，制造端产能、产量全球占比均实现不同程度增长，使全球光伏产业重心进一步向中国转移。中国多晶硅、硅片、电池片、组件产能在全球的占比分别提高到75.2%、97%、80.7%、76.3%（见表1）。在行业取得长足进步的同时，需要引起注意的是，目前国际国内仍然存在一些不利的外部因素，阻碍和制约着行业的健康有序发展。
一是源网建设尚未协调。在电站建设端，一些地方受到“双碳”目标的鼓舞以及迫于新冠肺炎疫情时期的经济发展压力，较容易激发光伏电站项目的建设热情；而投资主体则积极“跑马圈地”，出现“快审、快占、快上马”的风潮。在电网建设端，消纳线路在建设节奏上需要经过五年规划、项目可行性研究、各类型评估、立项、征地、施工等诸多手续；在成本考量上，光照条件优异、土地成本较低的地区往往地处偏远，电网线路建设成本高。光伏电源建设和输配电通道建设在建设节奏和建设成本上较难协同，造成源网发展不协调。
二是省际电力壁垒依然牢固。在原有电力体制下，省级管理部门负责平衡电力供需和分配发电权。在制定发电计划时，管理部门均以保证本省（区、市）发电企业利益为优先。2015年，中共中央、国务院出台《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），国家发展改革委印发《电力交易机构组建和规范运行的实施意见》，各地成立了电力交易中心，部分电量进入电力市场进行交易。但在地方保护主义思想的影响下，电力跨省（区、市）交易推进较为缓慢，各地电力市场建设目标不一致、进度不协调。为维护自身利益，各地跨省（区、市）交易意愿不强。难以破除的省际输电壁垒在客观上要求光伏电力只能立足本地消纳。受地区经济条件限制和新冠肺炎疫情影响，本地消纳的空间收窄，弃光率面临较大的反弹压力。
三是非技术性成本居高不下。减轻企业负担、营造公平环境、构建亲清新型政商关系、增强民营企业获得感，是习近平总书记在2018年11月关于民营企业工作座谈会上做出的重要指示。2019年，国家能源局发布《关于2019年光伏发电项目建设工作方案》，要求“各省级能源主管部门应核实拟建风电、光伏发电项目土地使用条件及相关税费政策，确认项目不在征收城镇土地使用税的土地范围；确认有关地方政府部门在项目开发过程中没有以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，没有强制要求项目直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务，没有强制要求将采购本地设备作为捆绑条件”。
但从政策执行效果来看，2020年光伏行业非技术性成本仅比2019年下降0.3%。用地成本居高、强制产业配套政策等问题依然困扰行业发展。另外，造成非技术成本问题涉及的有权主体跨度较大，行业潜规则下利益关系复杂，“关门打狗、权力寻租”的发生方式隐蔽。这为改善光伏投资建设环境，推进落实政策要求带来一定的困难。
四是国际贸易环境严峻复杂。在应对气候变化危机的大背景下，全球绿色能源相关科技研发加速。欧美等主要科技强国2000年起开始改革本国专利制度，加速绿色能源相关专利审批流程，为赢得新一轮清洁能源产业竞争创造优势条件。光伏领域的科技竞争尤为激烈。2021年，国际能源署和欧洲专利局联合发布《专利与能源转型：清洁能源技术创新全球趋势》，指出全球低碳能源新兴技术和交叉技术专利申请数量已连续三年增长，太阳能技术在低碳能源供应技术专利申请中继续占据主导地位。光伏相关的技术专利申请数量最多，太阳能电池仍然是技术创新密集度最高的领域。中国被美国视为清洁能源领域最主要的竞争者：2010年和2018年，美国两次启动对中国清洁能源领域的贸易调查；“十三五”期间，中国多家光伏产品制造头部企业遭受外国企业提起的知识产权诉讼。未来，随着中国与发达国家竞争的加剧，中国光伏企业将面临更加严峻紧张的海外市场环境。
光伏系统亟待解决的内生问题
“十四五”开局，光伏行业面临前所未有的发展机遇。党中央、国务院印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》，均提出了2030年非化石能源消费比重达到25%左右的目标。中央财经委员会第九次会议研究提出：“实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。”无论是根据我国“双碳”目标的要求，还是从新型电力系统主体能源的角度来看，目前光伏行业还有诸多问题亟待解决。
安全风险：保障社会供电安全尚有不足
光伏电力作为未来我国新型电力系统主体电源之一，底线要求是充分保证社会发展的用能安全。面对保障供电安全的核心要求，光伏电力在供应能力和系统安全性方面尚有不足。
在保障电力供应方面，随着并网规模的持续提高，光伏电站出力波动性与用电负荷需求波动性影响互相叠加，激化能源供应安全风险。具体来看，在能源消费侧，随着煤改电、气改电等清洁能源转型项目的深入实施和新能源汽车的大面积推广，全社会电力消费量将迎来更快速的增长，电力消费的负荷形式将更加多元，电力净负荷峰谷差也将显著增大。国网能源研究院研究显示：“预计2035年，我国一天最大功率波动将达到6×108kW，2050年将达到8×108kW。”
在能源供给侧，光伏电力的接入规模迅速扩大，其“极寒无光、晚峰无光”的波动性、间歇性出力特点也被放大。加上近年受气候变化影响，世界范围内多地出现极端天气事件。这些事件在造成短期用电负荷攀升的同时，还极大降低了以光伏为代表的新能源电力出力规模，增加了电力供应不足的风险。
在保障电网安全运行方面，随着高压直流、柔性直流、柔性交流输电系统（FACTS）等电力电子技术和设备更广泛地应用于光伏电站并网和电力输送，源网两侧都呈现出高度电力电子化趋势，放大了光伏电站抗干扰性弱、惯性低的特性。再加上大型光伏电站经常位于偏远地区，接入网架结构较为脆弱，更加容易产生电压及频率不稳、次同步振荡和谐波谐振等问题，引发电站脱网和电网设备故障，为电网系统的安全经济运行带来较大风险。
高效要求：转化效率与系统效率有待提升
高效是未来新型电力系统发展的重要特征。光伏产业的高效性要求主要体现在光电转化效率高和光伏设备利用效率均有待进一步提高。
在光电转化效率方面，多年来国内光伏电池研发团队和生产企业围绕突破25%光电转换效率天花板的努力始终不减。中国光伏协会统计显示：“2020年，我国规模化生产的P型单晶电池均采用PERC技术，平均转换效率达到22.8%，铸锭单晶PERC电池平均转换效率为22.3%。”行业先进企业已将P型单晶电池效率提升到24.06%的水平，这已经逼近PERC电池理论极限效率24.5%。P型电池效率即将达到发展瓶颈（见图1）。N型电池以其更高的电池平均转化效率上限而被行业认定为未来光伏电池技术的主要发展方向之一。但受工艺成熟度、生产成本及产业良品率的限制，2020年N型电池的市场占比仅为3.5%。新型高效光伏电池的大范围推广尚需时日。
在光伏电力设备运行效率方面，“十三五”初期，在原有“度电补贴模式”的催动下，光伏产业投资趋于狂热，有一段时期“弃光”问题较为严峻。“十三五”末期至“十四五”初期，国家发展改革委、国家能源局启动新能源竞价补贴机制并出台一系列政策要求新能源电力优先上网、保障消纳，使光伏电力消纳形势持续向好。但是，目前我国跨省级电力交易机制仍不顺畅，太阳能资源富存地区电力调峰能力有限，特高压建设成本过高且输电通道中可再生能源利用占比不够理想，弃光问题并未彻底消除。
全国新能源消纳监测预警中心公布数据显示，2021年一季度内蒙古、青海等省（区）弃光率攀升，光伏高占比地区电力系统建设中源网荷发展不协调的问题再度暴露出来。根据中电联2020年发布的《电力行业“十四五”发展规划研究》，预计到2025年全国太阳能发电装机规模将达到4×108kW，年均增速10.8%。电力系统消纳压力将会持续增长。构建以新能源为主体的新型电力系统是“十四五”时期的重点工作之一，提高光伏电力设备运行效率势在必行。
经济考量：降成本与降风险面临挑战
在光伏行业完成电力身份转变、成为我国电力系统能源主体之前，首先需要应对三大经济性挑战：一是要持续降低自身的技术成本，二是要承担相应的系统成本，三是要避免盲目扩张、预防系统性风险。
从光伏电站建设成本来看，在技术性成本方面，根据中国光伏协会2021年统计显示，2020年我国组件全年平均价格约为1.57元/W，系统全年平均价格约3.99元/W。但2020年第三季度以来，多晶硅料、光伏玻璃、EVA胶膜等供应紧张导致原辅材料价格上涨，组件价格反弹，组件在整个系统成本中的占比较2019年提升了0.8个百分点。另外，新的N型电池片各条技术路线上的生产设备国产化进程尚未完成，新型电池片非硅成本依然较高。在非技术成本方面，2020年我国地面光伏系统初始全投资中非技术成本占比虽然较2019年降低了0.3个百分点，但土地费用在初始全投资中的占比不降反升。用地贵仍是降本路上的一大难题。
从光伏电力全系统成本来看，光伏并没有实现真正意义上的“平价”。与煤电系统不同，在大规模光伏并网后，需要配套的特高压输电网系统、交直混流电网优化调度调节系统、电储能系统、电力调峰系统等辅助系统的建设成本高昂。光伏电站建设端的成本下降难以抵消全电力系统的成本上涨。电力价格浮动压力向一般价格水平传导，对社会经济增长带来负向冲击。
从光伏投资系统性风险来看，随着我国“双碳”目标的推进和新型电力系统概念的提出，光伏制造端开始出现投资过热的端倪。根据对上市公司披露的2021年投资项目粗略统计，已经有百亿元规模的新进跨界资本投向光伏组件制造端。制造端过度狂热的资本扩张与下游光伏电站的合理有序开发形成鲜明对比。新一轮制造端的产能过剩可能造成大量投资泡沫。这不仅无益于光伏行业的健康发展，而且将会为跨界资本的原主营行业带来冲击，引发系统性风险。
绿色处置：废弃组件回收环节仍不成熟
“十四五”以来，我国光伏产业制造端在绿色智能制造方面取得了巨大成绩，但在废弃组件回收处理端，目前还缺少合理的技术手段和成熟的商业路线。
从废弃组件规模上看，根据国际可再生能源署2016年的研究预测，到2030年，我国光伏组件报废量预计为100万t，2050年会达到1990万t。
从废弃组件处置技术上看，晶硅废弃组件的无害化处置是行业的核心难题：焚烧处置会因含氟背板中的卤族元素受热而生成氟化氢等毒性气体；填埋处置会造成组件中的重金属铬污染土壤环境，并且背板中碳氟化合物化学结构稳固，在短时间内无法降解；使用化学溶剂溶解组件则会产生大量酸碱废液，末端废液的回收处置也较为困难。
从经济效益上看，光伏组件多安装于荒漠、山坡或建筑屋顶，组件回收难度大，拆解和运输成本高，而回收的废弃组件缺少高值化资源再生利用方式，废弃物回收利润空间有限，商业化路径尚不成熟。从政策环境上看，我国虽然已于2016年确立了生产者责任延伸制度，确定生产者对其产品承担的资源环境责任从生产环节延伸到产品设计、流通消费、回收利用、废物处置等全生命周期，但是自2000年以来，国内光伏组件制造端从业企业几经洗牌，各个时期组件生产技术路线也各不相同，废弃组件回收的生产者责任制度执行存在较大困难。目前行业管理部门尚未单独针对光伏晶硅组件回收环节出台专项政策，也没有建立专门光伏废弃物监管体系。光伏行业绿色制造体系未形成闭环，废弃晶硅组件回收需要在政策制定、市场引导、标准规范和商业路线等各个方面填补空白。
光伏行业“十四五”发展趋势展望
体制创新：加快完善能源法治和政策体系
在法律层面，预计“十四五”期间能源领域法律体系将进一步建立完善，《中华人民共和国能源法》与《中华人民共和国电力法》《中华人民共和国可再生能源法》等保障可再生能源高质量发展的法律制修订工作将取得重大进展。过去一个时期，新能源和可再生能源行业迅猛发展，而能源领域立法进程却举步艰难。“十四五”伊始，我国能源领域的法治化进程开始加速。2020年1月，中共中央总书记、国家主席、中央军委主席、中央财经领导小组组长习近平在中央财经领导小组第六次会议上做出关于“启动能源领域法律法规立改废工作，尽快修订节能法、电力法、煤炭法和相关法规，推动能源法制定工作”的指示。
2020年4月，《中华人民共和国能源法》时隔12年后第二次向全社会公开征求意见；同年10月《中华人民共和国电力法（修订草案送审稿）》也开始征求意见。从公开征求意见稿条款内容上看，过去的多项行业政策要求成为法律条款的基础，如可再生能源总量和比例目标制度、跨省级电力市场交易制度、可再生额能源发电全额保障性收购制度等涉及可再生能源行业发展的核心制度被以法律形式确定下来。
在政策层面，“十四五”期间，新能源电力消纳将成为管理的核心方向。管理部门陆续发布行业指导性政策，充分体现“能并尽并”的保障原则。针对保障性消纳问题，《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》和《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》两份政策文件分别从短期与长期、局部与整体两个层面，规定了未来各省区域内可再生电力消纳保障及未来全国范围内围绕新能源消纳，推动建立电力市场交易机制、提升全系统电力平衡调节能力、推动可再生能源消纳机制建立等工作向前迈进。
针对分布式可再生能源消纳问题，国家能源局发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》及《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，注重将分布式光伏发展作为重要的推动方向，鼓励各地“成区连片”推动户用分布式光伏和屋顶光伏发电项目建设，提出保障消纳措施。针对市场化并网项目，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》突出了储能支撑新型电力系统的重要基础性作用，强调了在市场化并网模式下源网荷各环节配置储能等调节设施的要求。
模式创新：加快推进“两个一体化”建设
从光伏电站建设的方向上看，根据党中央、国务院《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和国务院《2030年前碳达峰行动方案》，光伏发电行业坚持集中式与分布式并举的发展模式。在集中式电站方面，将按照国家能源局“多能互补”的一体化发展要求，坚持因地制宜、多元融合，推动我国北方地区风光能源大基地化规模开发、西南地区风光水综合能源基地开发、中东南部地区风光就地就近开发，建设一批多能互补的清洁能源基地项目，全面支持我国到“十四五”末期非化石能源占能源消费总量比重20%左右的目标要求。
在分布式光伏方面，“十四五”期间将延续目前户用光伏“整县推进”的发展思路，以乡村和城镇地区为主要突破点，充分优化乡镇地区能源结构，推进农村能源消费升级，开展千家万户沐光计划；在城市地区则针对性开展“光伏＋”综合利用计划，推动分布式光伏在建筑、农业、通信、交通等领域的深度耦合发展，创新分布式光伏应用场景和示范案例。
从光伏电力系统的发展模式上看，源网荷储一体化是构建以新能源为主体的新型电力系统的实现路径。电源侧和用电侧向运营管理平台让渡电力管理权限，通过网侧智慧化数据分析平台的技术支撑，充分调度源、网、荷及储能侧资源，高效灵活实现源网荷储的信息交互和供需匹配，保障系统安全稳定运行。预计“十四五”期间，“源源互补”将打破传统电源与新能源之间的壁垒，克服新能源电力的波动性影响，明确风光电源与水火电源、主体电源与调节电源之间的定位分工，提升清洁能源综合利用效率。“源网协调”将避免“以快带慢、以急催缓”的源网供需错配问题，调整源网发展节奏同频，实现“按网建源、以源促网”的协同发展效应，提高既有通道的资源利用效率。“网荷互动”将调动用电侧加入电网的负荷调节，将用电侧无规律负荷转化为可调节的柔性负荷，改变潮流分布，助力提升新能源消纳水平，保障电网系统的安全经济运行。储能系统则作为源网荷各方灵活性调配的支撑性保障措施，在发电侧和用电侧发挥双向调节功能，为电网系统调峰调频提供及时、稳定、准确的保障服务。
机制创新：加快构建全国统一电力市场体系
“十四五”开局，国家有关管理部门开启了第二轮电力监管周期，在输配电价改革和未来电力市场运行规则两个方向的改革取得了新进展。
在输配电定价方面，《区域电网输电价格定价办法》进一步细化了区域电网输电价格计算方法，使输电定价更科学规范、易于监管。《省级电网输配电价定价办法》则明确了省级电网输配电价成本与收益的核算办法，清晰划分省网与区域电网的价格界线。《关于核定2020—2022年区域电网输电价格的通知》作为上述两个价格定价办法的落地措施，进一步规定了华北、华东、华中、东北和西北区域电网第二监管周期的两部制输电价格水平，并要求：“通过区域电网共用网络参与跨省跨区电力交易的用户，其购电价格应包括区域电网电量电价及损耗。区域电网容量电价作为上级电网分摊费用通过省级电网输配电价回收，不再向市场交易用户额外收取。”三大输配电定价政策的出台，进一步优化了输配电价格，为打破跨省级电力交易壁垒、保障新能源的大规模消纳提供了坚实的支撑。
在电力市场运营机制建设方面，《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》和《电力现货市场信息披露办法（暂行）》针对电力现货市场运行规则做出要求。《电力中长期交易基本规则》则从中长期交易市场规则上做出规定，执行期覆盖整个“十四五”时期，内容覆盖中长期交易各方权利与义务、交易流程和价格形成方式、偏差电量处理、交易信息披露、市场监管等交易各个环节的具体内容。尤其需要注意的是，交易规则里进一步强调储能参与电力中长期交易的地位，为未来储能参与调峰市场提供了充足的准备。
预计“十四五”期间，电力交易市场建设不会继续局限于局部专项政策的修修补补，而将进一步推进顶层设计，明确全国电力市场构建的总体架构、分项目标、全系统运行方式和市场整体建设路径，打破省级市场壁垒，精准定位各级市场关系，促进各分区市场向全国统一市场融合，明确省间电力交易与现货交易的协调机制，保障各个市场环节的顺畅对接和平稳协同。
科技创新：加快各环节技术攻关与示范推广
在组件端，N型晶硅电池的3条主要技术路线：TOPCon电池技术、HJT电池技术以及IBC电池技术的商业化电池转化效率均突破24%，N型电池将取代P型晶硅电池，成为行业公认的下一代晶硅电池主流。传统主流厂商及跨界资本均已开始对相关的技术和主要部件进行产业化布局。虽然目前3种N型技术产品受制于良品率、生产设备国产化率及生产成本等因素，市场应用的比例较低，但相信随着产业布局的加速，“十四五”时期，N型电池的广泛应用时代即将到来。
在运营端，目前光伏功率预测技术已臻成熟。在监测方面，国家能源局与中国气象局签署战略合作框架协议，联合开展风能太阳能资源普查，健全监测预测与预警服务保障机制，深化电力安全气象服务合作，共建“国家能源气象资源开发中心”。在系统开发方面，目前光伏功率技术理论还处于广泛研究阶段，点预测、区间预测和概率预测等不同预测方式误差基本为5%～20%。国内虽有相关机构开发出了光伏电力处理预测系统或光资源评估服务，但相比于欧美发达国家，我国的预测技术稍显滞后（见表2）。
在系统端，源网荷储一体化发展所需要的电力系统灵活性改造技术已经广泛开展试点示范工程，为我国新型电力系统的构建打下扎实的技术基础。
在源网协同领域，针对光伏发电低惯性、无阻尼特点研发的虚拟同步机技术示范工程取得成功。2020年年底，世界首个具备虚拟同步机功能的新能源电站建成投运。该项目自2017年起在张北风光储输基地开展虚拟同步机示范工程建设，对原有风机、光伏发电的逆变器和控制系统进行了大容量集中式虚拟同步机改造，工程一期140MW，改造了59台风机和24台光伏逆变器，新建2套基于电池储能的虚拟同步机。预计“十四五”时期，以虚拟同步机技术为代表的新能源友好并网并流装置将进一步扩容，与新能源系统相配套的电站侧储能系统也将向更加经济和更大规模应用的方向发展。
在坚强智慧电网领域，在特高压输电技术方面，截至2020年年底，我国特高压输电工程已累计完成“十四交十二直”，为全国更大范围内优化资源配置发挥了至关重要的重用。在柔性直流输电技术方面，目前正在建设±535kV、3000MW的四端柔性直流输电项目，将张北新能源基地、康宁换流站、丰宁储能电源与北京负荷中心相连，使北京冬奥场馆实现100%清洁能源供电。
在灵活交流输电技术方面，在国家“863”计划项目支持下，我国拥有自主知识产权的统一潮流控制器（UPFC）技术示范工程江苏南京220kV西环网UPFC在2015年建成投运。目前UPFC技术还应用于上海蕴藻浜项目和苏州南部电网项目。预计“十四五”时期，特高压输电将更加经济，线路利用率进一步提高，柔性直流输电系统的容量进一步扩充，坚强智慧电网全面建成。
在网荷联动领域，虚拟电厂技术在我国已进入示范工程阶段。2018年5月28日，“大规模源网荷友好互动系统”扩建工程在江苏省投入试运行，该项目是世界上规模最大的虚拟电厂，毫秒级控制总容量达到2600MW，控制对象共计2078户。预计未来虚拟电厂的应用场景将不断拓宽，虚拟热电厂技术也将慢慢普及并成为网荷互动的重要补充。
综上所述，将光伏电力建设发展为新型电力系统的电能供给主体，是一项长期和艰巨的工程。能源结构改革秉持先立后破、稳中求进原则，传统主体能源的替代进程要建立在新能源安全可靠、绿色经济的发展基础上。“十三五”以来，光伏发电行业外部制约重重、内生问题严峻，“十四五”时期的行业发展更应坚持系统谋划、循序渐进，摒除大干快上、一蹴而就的错误思想。在碳达峰、碳中和工作引领下，深化可再生能源体制改革、推进多能互补及源网荷储一体化建设、加快有效竞争的电力市场体系建设、布局绿色智慧电力前沿技术等基础性和革命性工作即将全面铺开。光伏行业的健康有序发展前景在望，未来可期。
文章来源：环境保护
编辑：云朵匠 | 数商云(微信公众号名称：“数商云”)
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