2月15日，中国光伏行业协会在北京召开了2023光伏发电项目经济性分析论坛。在光伏项目开发热点问题对话环节，邀请了中国长江三峡集团有限公司战略与发展研究中心首席专业师董秀芬、国家电力投资集团有限公司战略规划部副主任李鹏、国网能源研究院有限公司新能源与统计研究所所长李琼慧、中国华能集团有限公司新能源事业部副主任张晓朝、上海华能电子商务有限公司光伏事业部总经理王枫、中国电建国际工程有限公司新能源与电力部副总经理刘建泉、TÜV北德集团全球可再生能源高级副总裁须婷婷就2022国内光伏市场的“得与失”、2023年国内光伏装机市场的“期待”、光伏供应链发展与下游电站投资的“矛与盾”、光伏+储能推广应用的“最后一公里”进行了相关探讨与分享。

就2022年国内光伏装机市场，中国长江三峡集团有限公司战略与发展研究中心首席专业师董秀芬表示，如果说2013年至平价上网阶段，可以定位为光伏发展1.0时代，自碳达峰、碳中和目标，构建新型电力系统目标提出后，光伏系统进入了创新发展的2.0时代。2022年光伏行业发展很好，发展速度很快，也带来了很多新的商业模式，包括储能、光伏制氢等，但是在体制机制方面有一些需要突破的地方，这也是行业共同努力、建言献策的方向。

中国电建国际工程有限公司新能源与电力部副总经理刘建泉则就产业链的矛盾指出，“光伏EPC项目主要是以设备为主，而光伏组件占比大，约占到整个EPC成本的50%，而且价格波动剧烈。从2020年下半年开始一直到2022年11月份，组件价格大部分时段维持在2元/瓦左右，这个价格超过了多数投资企业的预期，所以抑制了投资热情。在当前条件下，光伏组件每降低1毛钱，投资回报率大约能提高1个百分点，近期组件降了2-3毛钱，使一些集中式光伏电站的投资回报率从5%上升至8%，达到了多数投资企业的投资回报率要求。根据多家央企年度框架招标数据，2023年组件的平均报价均在1.7元左右，所以我对于今年的集中式光伏电站投资规模是持乐观态度的。”

对于2023年光伏市场预期，董秀芬认为第一批大基地以及各省发布的各类指标内的项目预计将有一定比例今年并网， 分布式延续今年的发展势头总规模可能会来到100GW。

国家电力投资集团有限公司战略规划部副主任李鹏则指出，具体还是要从几个影响因素去看，一是大基地如果单纯外送光伏，通道的利用率最多是1700-1800小时，经济性不足，必须跟其他能源互补。二是今年组件价格下降，价格和并网政策也有待明确，项目投资的边界条件存在不确定性。三是今年估计有更大规模的新能源电量进入市场交易，项目投资模型会发生很大变化。

上海华能电子商务有限公司光伏事业部总经理王枫认为，今年光伏行业热情高涨，突破100GW应该没问题。此外，新型技术应用的积极性也会提高，去年TOPCon供货占整个供货量的7%左右，到2023年年底预计会达到25%，也就是说在“十四五”期间基本可以实现n型电池技术向P型的迭代。

具体对话内容见下：

供需矛盾是一个永恒的主题。上游产业链供应商要利润，投资商要回报，这两者想达到均衡是比较难的。2022年整个组件价格高涨，回报的收益一再压价，这时候是追求量还是追求质，从央企的角度来说，目前是在高质量发展中对质的追求。怎么解决这些矛盾呢？为什么说供需矛盾是系统问题，因为它不单单是国内市场的问题，是国际市场的问题。国际市场发展好，国内供需就会紧张，价格就会上升。

从产业链的角度来讲，它不是一个单纯的产业链，是系统的，投资和产业链供应上的矛盾，大家在不停地找供需的均衡点。

目前大家关心最多的是组件，近几年组件不断变大变薄更高效，转换效率不断提高，国内光伏组件的生产制造水平远远达到了全球前列。第二是其他的设备，尤其是电缆，成本又可以降低50%。第三是支架的利用，高效组件的利用带动了BOS成本降低，一兆瓦光伏组件支架用量已从50吨降到20-30吨左右。伴随着光伏产业链成本的降低，带动整个国内光伏电站投资的热情。

光伏增量市场的巨大，也会给产业链带来冲击。光伏领域还有很多受制于国外进口资源，在2023年可能会面临一些问题。第一是在去年已经发生了的逆变器芯片RGBT的短缺，今年这种短缺还会加剧。第二是EVA和POE，这些原材料有50%依赖于进口。第三是电化学储能，光伏产业链现价格降低后，投资者热情高涨，也会带动储能方面的应用，供给可能会出瓶颈。

产业要发展，必须要建立稳定的预期，这是未来全行业最重要的事。二十大报告指出要积极稳妥推进碳达峰碳中和，我个人理解积极稳妥就是在整个10年或者40年的时间段，应该给行业构建一个稳定的预期，在这个稳定的预期下去做研发、做投资、做整个产业链的建设。

想要熨平波动，要建立几个比较稳定的预期。第一，供应链一定要稳定。2018年光伏新增装机23.3GW，同比下降跌到30.8%，2022年新增装机87.41GW，同比增长59.3%，对产业来说没办法适应这样波动性。第二，政策预期一定要稳定。一个产业政策最好稳定5-10年，这样大家才愿意做长期投资。第三是整个行业的商业模式一定要稳。尤其是商业模式的边界条件要稳定，不要轻易改变。

如果行业做增量，还是依赖大电网的消纳，每年的空间是有限的。从电网的角度来说，光伏对电网的冲击有多大？每年新增一个亿的光伏装机，相当于每天的日内峰谷差要增加一个亿，电力系统必然会调节困难。光伏一定要脱离完全依赖大电网消纳的模式，把光伏+做好，光伏绿色价值和产业价值深度融合，使光伏能够支撑高载能、战略性新兴产业的绿色发展。

此外，光伏+不只是光伏产业的事，而是光伏产业、开发企业和电力用户一起协同创新的事，把光伏的绿色价值和产业的高质量发展结合起来，使整个光伏的发展逐渐摆脱对于大电网调节能力的依赖，这样光伏才能摆脱原有的模式制约，真正步入到大家所希望的200GW时代。如果还是按原来的模式往下走，天花板是能够看得到的。

不光能源行业或者电力行业要创新，在未来新型电力系统中，我们的用能方式也会发生改变，所以光伏产业拓展各类应用场景的过程，既是把自身蛋糕做大的过程，也是深度融入能源消费革命的过程，是未来与技术创新同等重要的事情。

谈起光伏产业链，中电建作为EPC承包商，对整个项目的成本构成有较深的了解。光伏EPC项目主要是以设备为主，占到70%-80%，包括了光伏组件、逆变器、汇流箱、箱变、电缆、变电站电气设备等。这里面除了组件之外，其他的设备的占比都比较小，而且价格变化不大；唯有光伏组件例外，不仅占比大，约占到整个EPC成本的50%，而且价格波动剧烈。从2020年下半年开始一直到2022年11月份，组件价格一路攀升并处在比较高的水平，大部分时段维持在2元/瓦左右，这个价格超过了多数投资企业的预期，所以抑制了投资热情。

那么如何化解这个矛盾呢？据测算，在当前条件下，光伏组件每降低1毛钱，投资回报率大约能提高1个百分点，近期组件降了2-3毛钱，使一些集中式光伏电站的投资回报率从5%上升至8%，达到了多数投资企业的投资回报率要求。根据多家央企年度框架招标数据，2023年组件的平均报价均在1.7元左右，所以我对于今年的集中式光伏电站投资规模是持乐观态度的。

光伏产业链的上游，不仅有硅料，还有玻璃、银浆、硅钢片等，每个环节的波动都会影响到整个行业，同时也会受到行业的反作用。今天会场来的都是行业内企业，我们呼吁各企业都只赚取劳动经营的合理利润，共同保障我们的光伏行业健康向上、行稳致远。

第二，关于产品质量控制。以前的产品材料都比较单一，比如铝边框、支架都是一种材料。现在些复合材料使用的越来越多，比如玻璃纤维的边框、树脂和玄武岩支架的材料。需要从安全角度以及其他角度进行考量，安全与降本增效并驾齐驱，对整个产品质量控制起到帮助。

第三，新的应用场景。比如海上光伏的应用。海上领域里要用什么样的材料，产品的可靠性吗，海上户外实证等，希望在无论是在实验室内部，还是户外实际运营中，可以给出更多数据做参考。

目前，国内新能源的装机容量已经超过水电，下一个目标就是新能源发电量超过水电，新能源装机容量超过煤电。

一是大基地如果单纯外送光伏，通道的利用率最多是1700-1800小时，经济性不足，必须跟其他能源互补。二是今年组件价格下降，价格和并网政策也有待明确，项目投资的边界条件存在不确定性。三是今年估计有更大规模的新能源电量进入市场交易，项目投资模型会发生很大变化。

总的来说，除了组件价格的下降是正面因素，上述其他影响因素在技术上很难改变。如果还是大电网消纳，即使今年真的能达到150GW、200GW，明年要么是大规模的弃光，要么是大规模的装机量的下滑，这是肯定的。如果把电网消纳这一部分作为行业发展的基本盘，那么基本盘之外的增量一定要去扩展“光伏+产业”就地消纳的路径。只有打通光伏+产业和源网荷储的链条，我国光伏装机规模才能更上一个台阶，达到乐观预期的150甚至200GW/年，如果还是依赖大电网的消纳能力，从长期平均值来看，恐怕100GW是天花板，甚至持续下去这一目标都很难达到。说到底，有没有天花板取决于我们自己。

实际上从发展的角度来讲，由于统计口径差异的原因，明年全国光伏装机容量不好确定，比如大基地的外送工程从规划、审批、建设到投运，至少需要三到五年时间。另外，大基地的新能源送出还需要配套一定的火电，也需要一定的时间滞后，光伏新增装机规模不等同于并网规模，其中也涉及到统计口径的问题。

上海华能电子商务有限公司光伏事业部总经理王枫：年前光伏组件大跌的时候，行业内预测2023年是光伏行业的大年，今年光伏行业热情高涨，突破100GW应该没问题。光伏成本的变化带来装机结构的改变，2021年分布式装机占55%，2021年、2022年这两年，组件价格从年初涨到年尾，2022年前三季度分布式装机达到67%。随着分布式整县推进政策的实施，分布式整县推进项目也在等待组件价格的下降。

2023年，光伏行业投资热情也非常高。截止到今年年底，光伏装机规模会超过水电，成为中国第二大发电来源。2022年，我国光伏累计装机量为392GW，和水电的累计装机只差21GW；2022年，我国光伏新增装机增速是60%，水电新增装机的增速为1.65%，所以今年光伏超过水电并成为第二大发电主体是毋庸置疑的。此外，新型技术应用的积极性也会提高，去年TOPCon供货占整个供货量的7%左右，到2023年年底预计会达到25%，也就是说在“十四五”期间基本可以实现n型电池技术向P型的迭代。

目前，“光伏+储能”如果仅靠行政命令去强配，最后的结果很可能会造成巨大的投资浪费。只有深入改革电力体制，建立全面覆盖，公平开放，交易自由的电力体制，储能才能建立属于它的新的商业模式，基于此，“光伏+储能”的投资也很快就能发展起来。

一是电源侧配储主要在大基地、沙戈荒，需要考虑沙戈荒各个基地的差异；二是未来市场化以后，通过市场的峰谷价差来获得合理的收益；三是电网对于储能的需求随着电网替代性储能紧急情况程度的不同发生变化，和输配电价相关，而且储能需求的计算、核定需要能源局严格审核；四是独立储能解决的是区域问题，这个区域不是省的概念，储能将来的发展趋势就是作为区域风光共享的独立储能。现在的电源侧配储能和抽蓄不是一个能量级别，在定位功能的挖掘和利用下，可以从中找到储能最好的利用价值。

上海华能电子商务有限公司光伏事业部总经理王枫：未来的储能，包括区域的电网，应该向朝智慧化和市场化方向发展。但是在这一过程中，需要考虑以下几个问题：某地区的工业用电、商业用电和居民用电的比例情况如何？发电侧配储能在该地区怎样实现消纳？储能资产潜质在哪里？

2023年，深圳出台了多项政策，政策提出需要区域性的、商业化的储能。现在，发电侧储能应该和用户侧储能结合，并且电网的优化需要按照具体地区来实施。未来，可以按照区域化的试点去匹配发电侧和用户侧储能的利用，以保证储能作用的充分发挥。