2021年中國光伏發電發展現狀與展望

魏景東，趙增海，郭雁珩，艾 琳，邱 辰

(水電水利規劃設計總院，北京 100120)

0 引 言

2020年9月，習近平總書記在第七十五屆聯合國大會上提出我國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。2021年3月，總書記在中央財經委員會第九次會議上進一步提出要構建新型電力系統。為踐行碳達峰碳中和目標，2021年10月，中共中央、國務院先后發布了《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》[1]以及《國務院關于印發2030年前碳達峰行動方案的通知》[2]，提出到2030年，非化石能源消費比重達到25%左右，風電、太陽能發電總裝機容量達到12億kW以上；到2060年，非化石能源消費比重達到80%以上。新能源迎來新的發展機遇期，開發利用規模將進一步提高。

太陽能是人類取之不盡、用之不竭的可再生能源，光伏發電已成為太陽能利用最成熟、應用最廣泛的技術之一，具有清潔、可再生、安全、無噪聲、應用靈活等特點，是典型的綠色電力，具備顯著的環保和經濟效益。隨著我國光伏發電應用規模不斷擴大、技術持續進步、成本加速下降，光伏發電已成為新增電源投資的主力軍。大力發展光伏發電，是踐行碳達峰碳中和目標、構建新型電力系統、實現能源綠色低碳轉型的重要途徑。2021年是中國共產黨成立100周年，也是十四五規劃開局之年，光伏發電進入平價時代，在政策環境、開發建設機制等方面不斷優化激勵下，行業發展再上新臺階。

1 資源概況

中國太陽能輻射分布整體呈現自西北向東南先增加再減少[3]，然后又增加的趨勢，中國太陽輻照總量等級和區域分布如表1所示。2021年中國太陽輻照量較常年平均值偏低，全國平均年水平面總輻照量約5 376 MJ/m2，與近30年(1991年～2020年)平均值相比偏低1.69%；全國平均光伏發電年最佳斜面總輻照量約6 295 MJ/m2，較近30年(1991年～2020年)平均值偏低1.11%。

表1 中國太陽輻照總量等級和區域分布

按區域統計，2021年中國年水平面總輻照量北方地區較近30年(1991年～2020年)平均值偏低，南方地區偏高。按省級行政區統計，上海、安徽、天津、云南、海南年水平面總輻照量與近30年(1991年～2020年)平均值較接近；湖南、貴州、江西、四川偏大；廣西、福建明顯偏大；廣東異常偏大；吉林、山東、湖北、河南、山西、浙江、新疆、重慶、西藏、陜西、江蘇偏小；遼寧、寧夏、青海、內蒙古、北京、河北、黑龍江、甘肅明顯偏小。

2 發展情況

2.1 發展歷程

我國光伏發電行業發展主要經歷了初期發展、產業化發展和規模化發展三個階段[4]。

(1)初期發展階段(1978年～2005年)。改革開放以后，國家對光伏應用示范項目給予支持，使光伏系統在工業和農村應用中得到發展，如小型戶用系統和村落供電系統等。2000年以后，國家先后啟動“西部省區無電鄉通電計劃”、“光明工程”等項目，使光伏發電系統在解決西部邊遠無電地區農牧民生活用電問題上發揮了積極作用。據統計，截至2005年底我國光伏發電累計裝機達70 MW。

(2)產業化發展階段(2006年～2012年)。2006年，我國《可再生能源法》正式頒布實施，開始逐步建立有利于光伏發電產業健康發展的、相對完整的政策環境。2009年起，我國實施“金太陽”示范工程和“光電建筑應用示范項目”，2009年和2010年我國先后啟動了兩輪光伏特許權招標項目，有效推動了光伏發電項目開發建設運營、產品研發制造等較快發展。到2012年底，全國累計光伏發電并網容量6.5 GW，光伏發電已具備加快發展的條件。

(3)規模化發展階段(2013年至今)。為壯大國內光伏市場，2013年，國務院發布《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》[5]。此后，各部委和地方政府積極出臺支持和規范光伏行業發展的政策性文件。在一系列利好政策推動下，我國光伏發電市場規模快速擴大。截至2020年底，全國光伏發電累計裝機容量約2.53億kW[6]，其中集中式光伏電站17 470萬kW，分布式光伏7 819萬kW。

2.2 發展環境

長期以來，我國圍繞支持光伏發電行業發展制定了一系列政策措施，并不斷適時調整，推動光伏發電開發利用取得明顯成效。2021年，行業管理方式持續優化調整，新建項目實行平價上網。同年5月，國家能源局印發《關于風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》(國能發新能〔2021〕25號)[7]，提出進一步完善新能源行業發展機制，各地結合消納責任權重和新能源合理利用率目標確定年度新增并網規模和新核準規模，并建立保障性并網、市場化并網等多元保障機制。6月，國家發展改革委印發《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》(發改價格〔2021〕833號)[8]，明確自2021年起對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目，中央財政不再補貼，實行平價上網。新建項目上網電價按當地燃煤發電基準價執行，可自愿通過參與市場化交易形成上網電價，以更好體現光伏發電的綠色電力價值。

2.3 發展現狀

2.3.1 建設運行

2021年，光伏發電新增裝機創歷史新高，全國新增裝機5 488萬kW，同比增幅達到17.2%，除戶用分布式光伏外，大部分新增裝機為平價項目，截至2021年底，累計裝機達到30 599萬kW(見圖1)，新增和累計裝機均居世界首位。分布式光伏表現突出，新增裝機容量2 928萬kW，同比增長84%，占全部光伏發電新增裝機容量的53.4%，歷史上首次突破50%，光伏發電集中式與分布式并舉的發展趨勢明顯。發電量持續提高，達3 259億kW·h(見圖2)，同比增長25.1%，占電源總發電量的4%，同比提升0.6個百分點。光伏發電平均利用小時數1 163 h，與往年總體持平。發電利用率保持較高水平，穩定在98%(見圖3)，2020年光伏消納問題較為突出的新疆、西藏等地光伏消納水平顯著提升，光伏利用率同比分別提升2.8個百分點和5.6個百分點。

2.3.2 產業發展

在國內外市場需求推動下，2021年光伏發電產業制造規模持續擴大，多晶硅、硅片、電池片及組件產量分別達到50.6萬t、226.6 GW、197.9 GW、181.8 GW，同比增長率為27.8%、40.4%、46.8%、45.9%。技術水平不斷提升，中國規模化生產的P型PERC電池平均轉換效率達到23.1%(見圖4)，同比提高0.3個百分點；前沿技術中晶硅電池實驗室效率打破紀錄11次，n型TOPCon、HJT、P型單晶TOPCon研發不斷取得新突破。在全球能源綠色低碳轉型大趨勢下，對外貿易快速增長，光伏產品出口總額約284.3億美元[9]，同比增長43.9%。其中組件出口額246.1億美元，出口量約98.5 GW，出口額和出口量均創歷史新高。

2.3.3 發電成本

2021年，由于受到產業鏈價格波動影響，集中式光伏電站單位千瓦造價同比略有上浮，上浮比例4%，達到約4 150元(見圖5)；分布式光伏單位千瓦造價同比上浮10.6%，約3 740元。在“碳達峰、碳中和”目標引導下，光伏發電社會關注度不斷提高，金融環境明顯改善，受益于國內光伏發電新增規模持續性增長，2021年投資呈現總體上升趨勢，約2 157億元，同比上升17%。

3 面臨形勢

2021年，在碳達峰碳中和目標推動下，我國光伏發電迎來了重大發展機遇期，新增開發規模達歷史新高，新建項目全面實現平價上網，發電利用率維持較高水平，裝備制造規模和技術水平持續進步。2022年，光伏作為可再生能源行業發展主力軍，將面臨新的形勢和挑戰。

(1)國家重大戰略目標為光伏行業發展提供廣闊前景。碳達峰碳中和目標提出后，2021年10月，中共中央、國務院發布《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，國務院發布《關于印發2030年前碳達峰行動方案的通知》(國發〔2021〕23號)，著力構建碳達峰碳中和“1+N”政策體系，明確提出，到2030年，風電、太陽能發電總裝機容量達到12億kW以上；同時提出能源綠色低碳轉型行動，要求大力發展新能源，加快建設新型電力系統。2021年底，中央經濟工作會議也明確，新增可再生能源不納入能源消費總量控制。隨著碳達峰碳中和目標的深入推進、新增可再生能源不納入能源消費總量控制等重要指示落地實施，光伏行業將迎來較長的發展機遇期。

(2)光伏發電規劃與國土空間、土地生態功能保護、電網規劃協同機制亟待建立。碳達峰碳中和目標要求大力發展新能源的同時，也對森林蓄積量等基本生態建設目標提出更高要求，光伏項目開發建設用地政策標準更加嚴格，需充分考慮生態紅線、基本農田布局。此外，2022年及以后，我國光伏行業將繼續保持高速發展態勢，大規模、高比例新能源接入電網將大幅增加系統運行和消納壓力，需要在頂層設計層面統籌銜接光伏發電、國土空間、土地生態功能保護、電網消納等各項發展規劃，實現“多規合一”，保障光伏行業更好更快發展。

(3)光伏發電參與電力市場化交易面臨挑戰。當前光伏發電等新能源通過綠電交易試點、現貨交易等方式逐步參與電力市場化交易，《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》(發改體改〔2022〕118號)提出，到2030年，全國統一電力市場體系基本建成，新能源全面參與市場交易。隨著電力體制改革的逐步深化，光伏發電等新能源參與市場化交易已是大勢所趨。光伏發電出力具有波動性、間歇性，與傳統具有調節能力的電源相比，需要額外自建(購買)系統調峰資源或直接承擔較高的系統成本，光伏行業市場競爭力將進一步減弱。

(4)光伏發電開發收益短期面臨波動風險。隨著2019年中擴產硅料產能逐步釋放，2022年下半年硅料供應將大幅增長，產業供需失配有望得到緩解，促使光伏終端產品價格逐步回歸正常水平，但受新冠肺炎疫情及復雜國際形勢影響，短期內光伏產業鏈各環節價格仍存在波動風險。此外，不少省份提出納入保障性并網規模的光伏發電項目也按一定比例配置儲能裝置要求，土地費用、融資、電網送出等非技術成本短期內難以有效降低，光伏項目投資收益仍將面臨波動風險。

4 趨勢展望

(1)集中式和分布式并舉推動光伏裝機規模持續快速增長。以大基地為依托的集中式光伏發電成為壓艙石。習近平總書記在《生物多樣性公約》第十五次締約方大會上提出，中國將大力發展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地區加快規劃建設大型風電光伏基地項目。目前，第一期裝機容量約1億kW的大型風電光伏基地項目已有序開工，第二期項目申報工作已經啟動。分布式光伏發電將成為中東部的增長極。2021年6月，國家能源局發布《關于報送整縣(市、區)屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》，要求整合資源實現集約開發。從2021年發展情況來看，中東部地區新增光伏發電裝機規模中分布式占比約55%。隨著新增可再生能源不納入能源消費總量控制政策的落地實施，中東部地區作為能源消費大省，考慮土地資源緊張等客觀實際，分布式光伏發電將有望再創新高。

(2)光伏發電開發利用模式持續多元化。光伏發展將持續保持多品種協同發展特點，并進一步與其他行業實現融合發展。在多品種協同發展方面，除“光伏+儲能”外，將繼續加大水風光、風光火儲、區域耦合供暖等多品種協同發展；融合發展方面，光伏發電等新能源將持續深化與農業、林業、生態環境、鄉村振興等行業的融合，不斷拓展新能源發展新領域、新場景。

(3)光伏發電技術加速迭代。大尺寸光伏電池將成為主流。由于能夠獲得更低的度電成本，近年來晶體硅電池單片尺寸不斷向大尺寸發展，并在去年實現市場占比的快速提升。2022年將進一步延續這一趨勢，182 mm以上尺寸電池市場占比有望達到7成以上。N型電池有望快速增長。目前P型PERC電池占據9成以上的市場份額，N型電池尚在推廣階段，其發展速度取決于其與PERC電池的成本與效率的差異。行業持續提效降本、設備優化為N型電池的發展提供了機遇。根據各主流廠商擴產計劃，2022年N型電池(TOPCon與HJT電池)產能規模將達40～50 GW。若N型電池降本以及良率控制能夠取得突破，其市場占有率發展將有望超過預期。

(4)光伏發電綠色環境價值將進一步凸顯。《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》(發改能源〔2017〕132號)明確，綠證是新能源發電量的環境屬性證明和消費綠色電力的唯一憑證，光伏發電企業可以通過出售綠證獲得環境價值收益。截至2021年底，全國累計綠證認購數量約62萬張，對應6.2億kW·h風光綠色發電量，參與綠證認購的企業涉及制造、電氣、化工、服務等多個行業，其中制造業占比超過50%。隨著我國碳達峰碳中和目標的深入推進、以及歐盟碳邊境調節稅的提出，目前社會綠色電力消費需求逐步提升，將進一步激發綠證市場活力，推動建立健全新能源環境權益交易體系，光伏等新能源綠色環境價值將進一步凸顯。