2023年底，我国光伏累计装机规模超过6亿千瓦，正式超越水电，成为装机规模第二大电源。自2013年《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》印发以来，在绿色低碳转型加速的背景下，我国光伏产业实现跨越式发展，打破了原材料、技术、市场“三头在外”受制于人的局面，实现光伏制造业、光伏装机量、光伏发电量“三个世界第一”。

短期来看，我国光伏制造企业将迎来新一轮挑战。光伏制造产能扩张较快，产业链竞争导致各环节盈利持续收缩，市场竞争将进一步加快企业优胜劣汰。同时，新能源价格机制未充分完善、贸易保护抬头等都会带来不利影响。长期来看，我国光伏投资建设将维持较高热度。近两年来，光伏装机增速远超预期，预计未来数年光伏装机仍将保持高位；光伏制造各环节产能释放，发电成本大幅下降甚至低于传统能源，有力支撑了光伏投资建设。

产业竞争优势明显

从需求看，全球绿色转型需求仍然旺盛；从供给看，我国光伏产业竞争优势明显。

一是全球绿色转型需求旺盛。全球可再生能源装机将持续高速增长，已有数十个国家提出了“零碳”或“碳中和”的气候目标，发展可再生能源已成为全球共识。2023年，全球新增可再生能源装机达5.1亿千瓦，同比增长50%。国际能源署大幅上调对未来装机量的预测，将2030年、2050年全球可再生能源装机量预测提升至110亿千瓦、182亿千瓦。考虑到水电剩余可开发资源有限、风电项目收益及开发进度不及预期，光伏仍将是绿色转型的主力电源。按当前新增装机中光伏占比计算，2023年至2028年间，全球新增光伏装机将超过25亿千瓦，即未来5年内都将保持并超过2023年的投资规模。

二是我国光伏制造成本优势明显。光伏产业整体成本大幅下降。国际能源署发布的报告指出，全球光伏发电项目平均度电成本从2010年的450美元/兆瓦时下降到2022年的50美元/兆瓦时，降幅接近90%，其中很大一部分归功于中国创新、中国制造、中国工程。2023年超过九成的新增集中式光伏的发电成本比新增煤电和气电更低。综合考虑劳动力、能源成本以及光伏产业链规模、一体化程度，结合我国近期较低的利率水平，我国光伏制造成本优势显著。以光伏组件为例，与我国制造成本相比，当前印度、美国和欧盟的制造成本分别高出了10%、30%和60%，预计未来数年将进一步扩大。

三是我国电网对光伏的消纳能力逐年提高。首先，发电量多年来保持高速增长，弃光状况得到明显改善。2013年以来，光伏发电量呈现逐年大幅提升的发展态势，2013~2022年发电量年均增长466亿千瓦时，年均增速54.8%；2022年在全国发电总量中占比为4.9%，首次超过核电，成为第四大电源。在装机大幅增长的背景下，光伏装机年利用小时数维持在1300小时左右高点，弃光率从2016年超过10%的高点下降并保持在2%以下。其次，电网投资有效保障新能源接入能力。“十四五”时期，国家电网、南方电网将投资超过3万亿元推动电网转型升级，明显高于“十三五”期间的投资。最后，电力系统支撑调节能力持续增强。抽水蓄能、电化学储能等支撑性调节性电源投资较快增长，2023年完成投资额同比增速超过12%。新能源配建储能装机规模约1236万千瓦，有效促进了新能源开发消纳。独立储能、共享储能装机规模达1539万千瓦，有效提高了系统安全稳定运行水平。电力辅助服务机制全年挖掘系统调节能力超1.17亿千瓦，年均促进清洁能源增发电量超1200亿千瓦时。

产业发展面临新挑战

产业供给端全面转向宽松，同时全球各国属地化制造要求不断提升，对光伏企业发展提出了新挑战。

一是光伏制造产能过剩导致盈利下降。近两年，全球光伏产能快速增长，截至2023年底产能已超过8亿千瓦，约为2021年的三倍；光伏组件的价格下降接近50%。按照当前各企业扩张计划，预计将在2024年、2028年分别达到11亿千瓦、18亿千瓦，基本将保持在每年光伏新增装机的两倍以上；我国光伏制造企业近年来投资增长较快，产业链各环节产能在全球占比约85%~95%不等。此外，光伏企业市值表现与近年来投资热度不匹配。以Wind榜单中国光伏企业前10强为例，净利润合计值由2015年的低点43.9亿元逐年增长到2022年的793.8亿元，年均增速达到51.2%。然而市场投资者对未来光伏企业走势并不乐观，上述企业市值合计值由2015年的1976.0亿元增长到2021年的高点15111.6亿元，随后连续两年大幅下跌，截至2023年底已跌至7483.9亿元，相比高点下跌超过一半；光伏产业指数近两年跌幅达到51.2%，远超同期上证指数16.5%的跌幅。

二是光伏发电价格机制仍有待完善。新能源参与市场化交易机制有待完善。2023年新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，仍有超过半数的发电量未进入市场。从参与市场的交易方式看，超过90%的电量为中长期交易，价格浮动区间仅为20%且提前锁定，不能反映由于新能源波动引起的供求变化和实时价格。国家能源局近期提出，有序推进新能源参与市场交易，加强市场机制创新，逐步扩大新能源市场化交易比例，实现新能源发展与市场建设协调推进，更好发挥市场促进消纳作用。此外，光伏市场交易合约价格偏低。国际能源署统计，当前光伏市场交易的合约价格已经自2022年的高点回落超过50%，部分国家出台了价格限制以及合约价格临时调整等措施缓解，但未来的价格能否保持吸引力存疑。同时需要考虑新能源出力不可控的特性，在风光装机充裕的情况下，部分时段的现货市场价格会降为零甚至负数，可能会形成错误引导，使长期合约价格进一步下降。适应风光储能源特性、发现新能源真实价值的价格形成机制仍有待完善。

三是国内部分地区短期消纳能力达到瓶颈。近年来，分布式光伏装机量增速迅速超过集中式光伏。部分地区装机突飞猛进，开始出现并网困难和消纳不充分的问题，甚至不得不叫停分布式光伏并网。此外，光伏配储要求提高进一步抬高成本。从各地发布的文件来看，2021年对光伏配储比例要求大多在10%，连续储能时长为1~2小时。然而，近两年分布式光伏新增装机的速度远远超过了配储比例，消纳问题依然存在。配储从最初的鼓励引导成为并网标配，比例逐步上升至不低于15%~30%，连续储能时长增加至3~4小时，显著抬高了光伏投资成本。

四是贸易保护主义抬头对光伏出口带来挑战。碳足迹对光伏组件生产提出新要求。近年来，在反倾销调查、基本关税等手段的基础上，碳足迹标签逐步发展为韩国、法国、意大利、瑞典等国家对我国光伏产品实施贸易壁垒的一大利器。光伏组件全生命周期的碳排放主要源于电耗，由于国内电力排放因子更新滞后，且国外在招标时计算我国光伏产品碳排放量使用的电网排放因子具体数值不详，可能出现碳排放数值偏高的情况。我国光伏碳足迹评价标准及认证工作亟须完善。组件制造本土化趋势愈发明显。如美国推出《通胀削减法案》为本土新能源项目提供补贴和税收优惠，欧盟发布《净零工业法案》和《关键原材料法案》对关键零部件的供应提出明确的本土化要求，等等。近年来，为应对产业保护以及产业链安全、海运能力等问题，越来越多光伏企业从“贸易出口”逐渐转向“对外投资”。

（作者单位：南方电网能源发展研究院有限责任公司）

信息来源：中国电力报