国家能源局新能源和可再生能源司副司长 熊敏峰：
2022年我国光伏行业发展遇到的几大问题：
（1）硅料价格太高影响装机需求
（2）强制配套产业现象严重，影响到了光伏装机积极性，国家出台了限制强制产业配套的政策，明令禁止以产业配套为风光项目开发门槛，但是收效甚微
（3）强制配储但是配而不用，造成严重浪费
（4）光伏用地政策不明确，影响项目进一步落地实施
（5）由于现在上网电价从固定到分时定价，特别是中午划归为谷时，对工商业分布式光伏装机产生很大负面影响
建议：
（1）防止无序竞争、恶性竞争，共同维护市场秩序
（2）更加先进高效的技术路线仍有待各方持续发力。加大创新投入，利用好大型风电光伏基地建设的契机，带动产业升级。
（3）国家能源局加强与自然资源等部门的沟通协调，研究推动出台光伏用地、用林、用草、用海政策
（4）研究优化储能调度运行机制，着力解决建而不用的问题。深入推进电力市场改革
中国光伏协会秘书长 王勃华：
光伏产业发展面临诸多挑战
（1）强制配储影响光伏装机积极性。
近些年光伏电站按容量以某一比例配比储能成为开发电站先决条件，但是在储能的商业模式尚未完善的前提下，强制配储为光伏电站开发带来了巨大的经济负担，且很多省份的强制配储有愈演愈烈的趋势。
（2）储能装而不用，且成本较高。
在实际运营中，大部分光伏电站储能利用较少，难以获得相关收益。且100mw项目按10%/2h配储来计算，电站成本提高0.3元/w。在此基础上，每增加10%/2h电储能比例，电站成本增加0.3元/w。目前国内很多省份要求配储比例不低于10%/2h，且有越来越高要求的趋势。
补充说明：电池作为整个储能系统中核心组成部分，成本占到整个储能系统成本的50%，是储能系统后续降本的重要渠道。2021年我国磷酸铁锂电池储能中标价格大多集中在1.2-1.7元/Wh。而根据彭博新能源财经（BNEF）测算，2022年全球电化学储能EPC成本约为261美元/kWh（折合人民币约1.66元/Wh），预计2025年将降至203美元/kWh（折合人民币约1.29元/Wh）。2021年以来大量EPC中标价格1.3-1.7元/kWh之间。
（100mw项目按4元/w来算，就是4亿元。10%/2h对应20mwh=2万度储能，按磷酸铁锂储能电池0.7元/kwh，储能系统1.4元/kwh，2万度电储能成本就是2800万元，对应项目增加成本0.28元/w）
（3）部分省份工商业电价峰谷时段调整，为行业发展带来巨大的不确定性。
点名山东和河北，峰谷时段调整主要是受新能源消纳能力影响，目的是引导用电企业把用电负荷集中在光伏发力的主要时间，引导新能源消纳。但是调整之后光伏出力最多的时间纳入了低电价区间，分布式项目收益下滑严重，一定程度上打击了工商业光伏装机积极性。
（4）电力交易市场给光伏发电收益带来不确定性。
电力现货市场形成分时电价，造成电价波动剧烈，与中长协交易有较大不同，颠覆了以往的商业模式。同时不同省份电力现货交易规则不同，没有形成全国统一大市场，光伏企业要打破固定电价销售电量对盈利模式，光伏收益难以预测。
预测2023年全国新增光伏装机95-120GW（偏低，也可以说是较为保守，前一天的预测是115-125GW）通威太阳能代表预测：108GW
水电水利规划设计总院新能源部太阳能处处长 王昊轶
我国海上光伏发展大有可为：
（1）自然条件：
在海上光伏发展方面，我国渤海、黄海、东海北部近海水深相对较浅，受台风影响较小，盐度相对较低，工程建设条件好。目前我国海上光伏发展主要在山东海域。
（2）光伏组件厂多在沿海地区
早年间，光伏的应用市场主要集中在海外，为了出口运输便利，国内光伏电池、组件的生产基地大多布局在江苏、浙江等东部沿海地区。进入新时期，受市场需求变化，虽然对原有光伏产业制造格局形成一定冲击，但并未撼动这些城市在光伏产业链上优势地位，相反随着产业市场体量进一步壮大，与之带来的产业协同效应和区域经济拉动效应也相应增强。从近两年光伏扩产情况来看，电池、组件等产业端扩张仍旧聚集在东部地区。
海上光伏面临挑战：
（1）前期手续：
•海域使用许可：超700公顷需上报国家自然资源部审批，办理周期长
•协调利益相关方：部分地区渔业养殖收益高，协调难度较大
•军事设施影响：存在不确定性，包括设备电磁干扰、组件炫光效应、水下船只通行等
（2）施工建设：
•海上项目开发经验欠缺：海上乘船沉桩、桩基焊接、海底基础固定等建设施工经验不足
•海上施工作业船：暂无专用于海上光伏施工建设的作业船，需依托现有船只改造
•海上环境安全施工：需及时关注台风、暴雨等气象资讯和预警
（3）运维管理：
•设备海上适应性：组件、逆变器等设备在海上高盐雾、高湿度条件下能否正常工作
•桩基础海上稳定性：需具备抗腐蚀、抗浪潮、防浮冰等特性
•设备海上更换维护：在水面光伏相关经验的基础上，要考虑海上环境的不确定性
通威股份光伏首席技术官 邢国强
n型技术发展趋势日趋明朗：
2021，2022，2023年TOPCon的市占率（将）为：2.0%，8.3%，18.1%;
2023，2024，2025年HJT的市占率将为：3.0%，11.7%，18.1%；
XBC继续加油；
随着n型技术量产规模迅速扩大，提效降本速度或超预期，PERC生存空问挤压加速；
硅片尺寸、组件版型面临动荡期；制造端各领风骚的欲望与客户端标准化的期望需要结合；
n型技术以其LCOE优势，将助力全球光伏市场的快速发展，必然成为碳达峰/中和过程中光伏发电的主流技术。
北京电力交易中心新能源交易部主任 张显：
新能源参与电力市场的新发展方向：
要形成促进可再生能源利用的市场机制，鼓励可再生能源参与电力市场。完善可再生能源全额保障性收购制度，完善可再生能源市场化发展机制，推动非化石能源发电有序参与电力市场交易，通过市场化方式拓展消纳空间。
新能源参与电力市场的最新要求：
（1）总体目标：
到2025年，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。2030年，适应新型电力系统要求，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。
（2）市场建设：
优化电力市场总体设计，破除市场壁垒，推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。
（3）交易机制：
完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，推动可再生能源与电力消纳责任主体签订多年长期购售电协议，推动受端市场用户直接参与新能源跨省交易；完善新能源参与现货市场相关机制，充分发挥日内、实时市场作用;健全分布式发电市场化交易机制。
（4）政策机制：
完善引导绿色能源消费的制度和政策体系。试点开展绿色电力交易，完善绿色电力证书交易机制。建立健全绿色能源消费促进机制，完善工业领域绿色能源消费支持政策。
绿证将作为可再生能源消费量的基本凭证。绿证要有价值，卖得出去，企业才会有动力去弄绿证。
绿证展望：
2023年展望：绿电绿证交易机制得到进一步完善，交易规模将取得新突破
国家会加大绿电绿证交易力度，进一步出台有关激励政策，促进绿色电力消费，预计2023年国家将完成绿电交易超500亿千瓦时，完成绿证交易超5000万张。
2025年展望：绿电和绿证协同发展，双轮驱动，绿电交昜规模显著提高
绿色电力环境价值进一步凸显，建立基于绿证的绿色能源消费认证标准、制度和标识体系；有利于新能源发展的市场交易和价格机制初步形成，绿色电力需求侧和供给侧实现良性互动。
2030年展望：新能源全面参与市场化交易
在全国统一电力市场体系下，建成完善的新能源市场化交易机制，新能源全面参与市场化交易，电量、环境等全属性价值得到充分体现，电力市场、碳市场等各类市场有序街接，协同发展。到2030年保障性收购要下降到0，现在保障性收购占2/3
补充解释：2022年我国全年核发绿证2060万个，对应电量206亿千瓦时，较2021年增长135%；交易数量达到969万个，对应电量96.9亿千瓦时，较2021年增长15.8倍。截至2022年底，全国累计核发绿证约5954万个，累计交易数量1031万个。预计2023年交易绿证5000万个，对应绿电500亿度。
目前绿证价格目前中国平价绿证价格是50元/张,国际平价绿证APXTIGRs是30元/张。但是一般都不会去找官方买，因为太贵了，一般都是找中介牵头购买，0.03-0.04元/度左右，对应一张绿证30-40元。绿电和可再生能源市场衔接，储能市场衔接是个很重要的问题。储能要充分参与绿电交易。
这两年的绿证政策：
（1）2021年8月，我国启动绿色电力交易试点工作，市场化绿证作为绿色电力标识以“证电合一〞方式随绿色电力转移至用户例，作为用户消费绿色电力的认证依据。
（2）2022年1月，国家发展改革委等部门关于印发《促进绿色消费实施方案的通知》，明确提出进一步激发全社会绿色电力消费潜力，落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求，统等推动绿色电力交易、绿证交易。
（3）2022年1月，《国务院关于印发“十四五〞节能减排综合工作方案》提出，优化完善能耗双控制度，各地区“十四五”时期新增可再生能源电力消装量不纳入地方能源消费总量考核：完善市场化机制，推广绿色电力证书交易。
（4）2022年6月，国家发展改革委、国家能源局等9部门联合印发 《“十四五”可再生能源发展规划》，提出完善绿色电力证书机制，强化绿证的绿色电力消费属性标识功能，拓展绿证核发范围，推动绿证价格由市场形成，鼓励平价项目积极开展绿证交易。
国网能源研究院新能源与统计研究所主任工程师 王彩霞
我国光伏新增装机趋势：
集中式光伏发电新增装机主要集中在“三北”地区，分布式光伏发电新增装机集中在“三华〞地区。从新增装机布局看，"三北”地区集中式光伏发电占全部集中式光伏发电新增装机的70%，"三华”地区。分布式光伏发电占全部分布式光伏发电新增装机的90%。
我国新能源进入电力市场仍面临参与模式、市场机制设计等问题，需要在我国电力市场建设中着力解决：
（1）进一步完善新能源参与市场的机制体系，更好适应新能源出力随机性、 波动性的特点，通过市场价格信号引导新能源优先消纳。
（2）建立多元化的辅助服务市场体系，针对新能源特性优化设计辅助服务品种。完善调频、备用等辅助服务市场，积极探索转动惯量、快速爬坡等新型辅助服务品种。同时积极推动辅助服务成本向用户侧疏导。
（3）构建体现可再生能源绿色价值的市场机制体系，全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，促进可再生能源消纳利用和绿色生产生活方式形成。
（4）推动储能、可调负荷资源、分布式能源、新能源汽车等新兴市场主体参与电力市场，充分体现新兴市场主体的调节价值，充分促进新能源消纳。
天合光能跟踪支架战略部总监 高磊：
2022年中国区跟踪支架85%的项目都应用于农光、渔光等光伏+的应用场景下，该场景需要高立柱，产品以2P为主。
（补充解释：1P和2P是针对不同的环境和应用开发不同的跟踪支架系列产品。1P是指单排组件竖放，2P是指双排组件竖放。1P是通用版本，拥有更好地面适应性，适合放在平坦地面。2P打桩和打夯成本高，适合放在不平坦地形和水面）
中国市场跟踪支架渗透率较低，面临如下四个挑战：
（1）政策：
限电问题，电价保障问题，使得电站收益不明；电力输出，特高压线路的建设和电网能力搭建；当地消纳需要长期的建设
（2）质量：
早期项目的质量事故，让业主对跟踪支架质量有关切；行业目前对跟踪支架缺之统一的标准
（3）市场：
跟踪支架成本受上游钢材波动影响大，对项目的收益产生影响
（4）产品技术：
沙戈荒，PV+新场景的项目成为趋势，需要整体的解决方案
中国大基地新应用场景对跟踪支架对新挑战：
（1）近海/滩涂：
打桩难度大、基础沉降、高腐蚀环境、运维困难、大风压地区
（2）坡地：
复杂地形适应性、施工运维困难、坡度差异存在遮挡发电损失、复杂风环境
（3）农光互补：
桩基较高、施工运维困难、高腐蚀环境、子阵分散，通讯信号传输不稳定
（4）渔光互补：
桩基较高、基础沉降、高腐蚀环境、运维困难、大风压地区
中国机电产品进出口商会光伏分会秘书长 张森：
2022年，光伏组件出口额412亿美元，同比增长65.3%，出口量约154.5GW，同比增长53.8%。荷兰巴西、西班牙是2022年我国组件出口前三大市场，占整体出口市场的46%。
欧洲对光伏的需求攀升，出口份额占比超过一半，西班牙、德国、波兰市场需求增长明显。
2022年4月开始，印度对进口光伏组件征收40%基本关税，电池片征收25%基本关税。关税增加了印度各地的太阳能项目成本。
（补充解释：在从2021年8月到2022年3月的八个月免税窗口期内，开发商疯狂囤货，2022年1-3月就已进口了超过10GW组件，相当于2021年全年的装机量，以便寻求绕过这些关税，节约成本。在这之后中国对印度的组件出口几乎全部消失。从4月起，印度海关再也征收不到进口太阳能电池和组件的关税了。）
绿色的碳足迹认证是未来我国光伏企业会遇到的新型贸易壁垒。代表性两个是法国碳足迹认证和韩国碳足迹认证。
法国碳足迹认证是法国光伏市场准入证。
进入法国光伏市场的光伏产品，从原料、生产、运输与生命周期内所产生的碳排放量，甚至包括碳冲击、环境相关性、土地未清理及都市规划授权等，所有细微方面需满足法国能源监管委员会标准，认证门槛高。但是法国碳足迹认证相对较为客观，我国已有多家企业获得法国碳足迹认证。
韩国碳足迹认证具有强烈的贸易保护色彩。
自2020年7月开始实施，韩国认证部门以因新冠疫情无法前往中国工厂审厂为由拒绝向中国光伏企业开放碳足迹认证。中国光伏企业因无法获得此项认证，而没有资格参加韩国光伏电站招标。截止2023年2月2日，我国光伏组件企业无一家获得认证资格，而韩国多家企业已获得超过500个组件的碳足迹认证。
中信建投高端制造首席分析师 吕娟：
钙钛矿是一一类具有ABXs分子结构的晶体总称，可用于制备钙钛矿太阳能电池。此类氧化物最早被发現于钙钛矿石中的钛酸钙化合物(CaTi03），因此而得名。
钙钛矿电池具有效率和成本两大优势，行业前景可期：
效率：
钙钛矿电池的优势主要包括高光吸收系数、高缺陷容忍度、带隙可调、制备工艺多样、具有透光性可做叠层等。理论上晶硅单结电池极限效率为29.4%，而单结钙钛矿电池可达到33%左右，钙钛矿叠层电池可达44%以上。
实验室数据来看，晶硅电池目前世界记录为隆基的26.81%。钙钛矿电池世界纪录为2022年12月HZB科学家最新研发的钙钛矿/硅串联光电效率32.5%和2022年12月全钙钛矿叠层电池效率世界纪录29.0%。
成本：
不同于晶硅路线要经历硅料、硅片、电池片、组件四个环节方可制备，钙钛矿组件制备只要单一工厂，且生产过程耗时较晶硅大幅缩短，能耗也大大降低。
投资成本：
成熟情况下，GW级量产后。钙钛矿电池/组件设备投资与单瓦成本都显著低于晶硅路线。光伏领域不同规模产能的成本差异较大，随着产能的提高，平均建设成本将显著降低。日前纤纳光电的20MW产线投资额为5050万元，新建的100MW产线投资额为1.21亿元。产能提升至原先5倍。投资额仅提升2.4倍。根据协鑫光电估计，5-10GW级量产钙钛矿电池投资额约为5亿元/GW。与此同时晶硅从硅料到组件整套产业链投资额在9.6亿元/GW左右。
（补充说明：这里有点混淆视听，目前光伏产业链没有哪一家已经实现了从硅料到组件全产业链自给，整体投资额是高，但是并不是一家企业出这么多钱。像隆基这样的龙头企业，硅片——组件投资额在6.5亿元/GW左右，和钙钛矿相比也没贵多少，而且不用承担钙钛矿路线失败的风险）
（通威60亿元扩产硅料12万吨，按硅料投资额5亿元/万吨，1万吨硅料=3.5GW组件来换算，1GW硅料投资额在1.4亿元/GW左右。隆基46GW硅片投资额107亿元，平均下来2.3亿元/GW。TOPCon电池片2亿元左右，隆基芜湖二期15GW组件30亿元，平均下来2亿元/GW。晶硅龙头的硅料——组件扩产投资额在1.4+2.3+2+2=7.7亿元/GW左右）
钙钛矿目前问题：
钙钛矿电池不稳定的根本原因在于钙钛矿材料的不稳定，材料受环境因素影响会加快分解。环境因素包括水分、氧气侵入，持续光照与高温等外部环境影响造成钙钛矿材料分解。器件稳定性下降。制备钙钛矿器件时，叠加的载流子传输层与电极对钙钛矿材料的影响造成稳定性下降等。
日前市场上关于钙钛矿的商业化运用仍有疑虑，主要集中在对于钙钛矿稳定性的质疑。认为钙钛矿村容易分解，组件难以保特长期稳定的储存与工作，进而认为钙钛矿太阳能电池的商业化运用仍需一段时问。随着实验室研发与产业的快速推进，钙钛矿稳定性“问题”不会制约钙钛矿电池的推广。
解决方案：
①理论维度：针对稳定性问题逐一击破，已有多种解决方案
针对钙钛矿材料自身稳定性不佳，易受到环境因素影响造成效率下降的问题，从改善材料配比、钝化缺陷、优化封装、改善界面等多个角度已有解决方案。且钙钛矿材料对杂质忍受度远高于晶硅。
②实践维度：实验室器件稳定性快速提升，产业化稳步推进
实验室层面，已经实现连续强光照射9000小时不衰减。产业方面，己有组件厂提供12年产品材料与工艺质保。25年线性功率输出质保。
展望未来，当薄膜或者叠层时代到来的时候，挑战与机遇并存。
(1）挑战来自薄膜或者叠层电池更加依赖的是新材料技术、大面积镀膜工艺等，资源禀赋的约束有限，全球光伏与光伏设备的竞争格局都可能被重铸，因为发达国家在新材料方西的研发进度更加领先，在面板镀膜设备方面遥遥领先。
(2）机遇来自薄膜或者叠层电池经济性会大幅增加，组件成本甚至有机会降到0.5元/W以下，那么光伏终端需求会被进一步激发，年度新增产能有望快速增加。
#雪球星计划# #光伏# $隆基绿能(SH601012)$ $通威股份(SH600438)$ $协鑫科技(03800)$