【行业洞察】一文看懂2023年中国光伏行业

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产业结构进一步调整完善。

本文5623字，约8分钟

作者 | 融中研究

来源 | 水母研究

本期亮点提要：

我国的光伏行业经历了产业链“两头在外”的发展期、欧洲“补贴退坡”的整理期、国内需求提升的回暖期、技术和成本改善的平价期四个发展阶段，产业结构进一步调整完善。

光伏主产业链上游包括太阳能级多晶硅、单晶硅棒/多晶硅锭、硅片的生产，中游包括电池片、组件的生产，下游为光伏发电系统建造运营以及光伏应用产品制造等。

全球新增光伏装机容量从2011年的30.2GW增长至2022年的230GW，年复合增长率20.27%。2022年全球光伏累计装机容量突破1,100GW，光伏装机量大幅上升。

从我国光伏新增装机容量口径来看，2022年光伏新增装机容量达到87.41GW，创历史新高，占当年能源新增装机容量比重已达到43.76%，新增份额已接近一半比重。

目前硅料、硅片环节的竞争趋势较为清晰，基本上形成了具备一定规模优势的龙头企业。2022年多晶硅、硅片、电池片、组件四个环节CR5分别为87.1%、66%、56.3%、61.4%。

大尺寸硅片能够有效摊薄非硅成本，带来全产业链的降本增效。2022年182mm和210mm的大尺寸硅片的市场份额由2021年的45%迅速增长至82.8%，未来其占比仍将快速扩大。

随着P型电池转换效率逼近理论极限，技术迭代方案逐步涌现。晶硅电池中，TOPCon、HJT、IBC三种技术路径并行。目前TOPCon量产速度领先，HJT降本仍在推进，IBC实现量产但良率较低且有待实证。

在2021年开始的新一轮扩产周期中，由于上游原料紧缺压力，电池片环节扩产规模相对较小，使得2022年以来大尺寸电池供应阶段性偏紧，电池环节议价能力提升。

2022年第四季度以来，硅料价格因产能逐渐释放已步入下行轨道，硅片价格随之下降，上游原材料价格水平更趋合理，促进终端市场尤其是集中式地面电站装机规模扩容，为电池、组件环节厂商提供了良好的发展机遇。

二十余年以来，中国光伏行业实现了从无到有、从有到强的跨越式发展，建立了完整的产业链和配套环境，已经成为我国重要的、可以参与国际竞争并达到国际领先水平的战略性新兴产业，也成为推动世界能源变革的重要引擎。

2004年开始，光伏行业大规模产业化兴于欧洲，以德国为首的欧洲各国推出政府补贴政策，推动光伏产业大规模商业化发展，以德国、意大利、西班牙三国为代表的欧洲区域成为全球光伏装机需求的核心地区，我国光伏行业受欧洲市场需求拉动开始起步，逐步发展成为全球最大的光伏产品制造基地，国内市场需求尚未充分释放，该阶段市场需求主要在欧洲和美国，多晶硅原材料也主要依靠进口，我国光伏产业链处于“两头在外”的局面；

受“欧债危机”等因素的持续影响，欧洲各国政府开始降低光伏补贴，市场需求下降，叠加前期产业快速发展带动投资过热，导致行业供需失衡，光伏行业增速减缓甚至出现新增装机量下滑，2011年10月开始，欧洲和美国市场需求下降且相继对国内光伏企业开展“反倾销和反补贴”调查，光伏产品价格大幅下降，行业进入低谷期；

欧洲传统光伏市场补贴退坡，中国、日本和美国成为光伏行业市场需求主要区域，欧洲市场份额逐步下降，在国家政策支持下，我国光伏行业逐步回暖，国内光伏应用市场需求迅速提升，光伏制造产业工艺技术不断提高，发电成本持续下降，同时也逐渐完善了从硅料到光伏系统的完整产业链，我国成为全球最大的光伏产品制造国和消费国；

伴随光伏工艺技术的不断进步和成本改善，光伏发电在很多国家已成为清洁、低碳、同时具备价格优势的能源形势，光伏开始进入全面平价期，全球光伏市场开启新一轮增长；我国光伏行业开始逐步进入全面平价无补贴时代，随着产业政策调整的持续推动以及光伏技术水平不断提高，电站开发建设成本持续降低，越来越多的光伏发电项目可以做到平价上网，产业结构进一步调整完善，落后产能逐渐被淘汰，光伏行业在产业升级过程中开始迈向平价上网的发展阶段。

全球已有多个国家提出了“零碳”或“碳中和”的气候目标，发展以光伏为代表的可再生能源已成为全球共识，再加上光伏发电在越来越多的国家成为最有竞争力的电源形式，预计全球光伏市场将持续高速增长。。根据中国光伏行业协会数据，全球新增光伏装机容量从2011年的30.2GW增长至2022年的230GW，年复合增长率20.27%。2022年全球光伏累计装机容量突破1,100GW，光伏装机量大幅上升。在全球气候变暖及化石能源日益枯竭的大背景下，可再生能源开发利用日益受到国际社会的重视，大力发展光伏能源已成为世界各国的共识。根据中国光伏行业协会预测，保守情况下，2030年全球光伏年均新增装机将达到436GW，乐观情况下将达到516GW，具体预测情况如下所示：

图表1：2011-2022年全球光伏年度新增装机规模以及2023-2030年新增规模预测

单位：MW，%

数据来源：中国光伏行业协会

近年来，在光伏“平价上网”、光伏行业“降本增效”以及国家对光伏产业扶持力度不断加大等因素的驱动下，光伏装机容量持续增长。根据中国电力企业联合会数据，2022年光伏累计装机容量已达到392.61GW，同比增长28.07%。预计 2023 年光伏新增装机量超过 95GW，累计装机有望超过 487.6GW。

图表2：2020-2022年中国光伏累计装机容量

单位：%

数据来源：中电联

大力发展光伏产业对促进中国经济高质量发展、构建低碳高效的能源体系和保障实现“2030碳达峰、2060碳中和”的战略目标具有重要意义。从光伏新增装机容量口径来看，2022年光伏新增装机容量达到87.41GW，创历史新高，占当年能源新增装机容量比重已达到43.76%，新增份额已接近一半比重。未来，在光伏产业相关政策不断完善的基础上，国内光伏新增装机量有望持续增长，保守情况下预计2030年我国光伏新增装机量达到105GW，乐观情况下将达到128GW，具体预测如下图所示：

图表3：2011-2022年中国光伏年度新增装机规模以及2023-2030年新增规模预测

单位：MW，%

数据来源：中国光伏行业协会

“十四五”期间，国家将会继续推进分布式光伏发电应用示范区等建设。全国各地将会因地制宜开展各类“光伏+”应用工程，促进光伏发电与其他产业有机融合，通过光伏发电为土地增值利用开拓新途径。太阳能光伏市场应用将会呈现宽领域、多样化的趋势，除了大型并网光伏电站，与建筑相结合的光伏发电系统、小型光伏系统等分布式光伏设备行业也将会快速兴起。

随着光伏装机体量的快速发展，光伏行业各个环节集中度逐渐提升，目前硅料、硅片环节的竞争趋势较为清晰，基本上形成了具备一定规模优势的龙头企业，前五大厂商的市占率已经提升至较高水平，而电池片环节整体集中度相比之下较为分散。在N型技术发展趋势以及未来景气度周期下，硅料环节成本和客户的竞争逐步激烈，行业集中度或明显提升，龙头企业强者恒强；硅片环节非硅成本是衡量竞争力的关键指标，头部企业领先的优势会继续保持；电池片环节产品性价比是核心关注点，N型趋势或将重塑竞争格局。根据中国光伏协会的数据，2022年多晶硅、硅片、电池片、组件四个环节CR5分别为87.1%、66%、56.3%、61.4%。

降低制造成本和提高产品品质是光伏行业技术进步的主要方向，也是光伏行业企业竞争的关键因素。降低成本，对单晶硅片而言，主要通过提高单晶硅的成品率、减少硅片切割损耗、提高单产、降低单耗等实现；而提高品质，主要通过改善单晶硅的品质，从而提高光电转换效率、降低衰减率等实现。低成本、高品质的单晶硅片生产具有较高的工艺技术要求，需要通过不断地技术研发、设备改造、生产流程优化来实现。以166mm硅片为例，目前主流硅片生产厂商的硅片制造非硅成本已经达到0.7~0.8元/片，而其他后进入者由于缺少长期生产和检测经验的积累以及先进技术的掌握及储备，无法在短时间内建立起完善的生产体系和标准，在成本上处于较大劣势，将面临被市场淘汰的风险。因此，进入硅片行业存在较高的技术壁垒。

大尺寸硅片能够有效摊薄非硅成本，带来全产业链的降本增效。在相同的用量下，硅片尺寸的增大能够有效降低切片和拉晶的次数，从而有效降低单位生产成本，除了硅片环节外，大尺寸带来的是全产业链成本的下降，对下游制造业企业，大尺寸硅片可以提高从硅片到组件的生产效率并降低生产运营成本；对电站客户，大尺寸硅片能够降低支架、电缆等建设成本，并减少运输安装费用。目前市场的主流硅片尺寸为166mm、182mm和210mm，市场对于182mm和210mm两种路线各执己见，隆基、晶科、晶澳、阿特斯、江苏润阳悦达、江苏中宇光伏、潞安太阳能这七家公司倡导建立182mm*182mm的光伏硅片标准（M10），而中环、爱旭、东方日升等企业则认为210mm是未来硅片的发展方向，其能够兼容N型电池技术并和钙钛矿叠加，度电成本更低。综上，大尺寸硅片已逐渐成为主流硅片尺寸，根据CPIA的数据，2022年182mm和210mm的大尺寸硅片的市场份额由2021年的45%迅速增长至82.8%，未来其占比仍将快速扩大。

薄片化有助于降低硅耗，N型硅片平均厚度更薄。在硅片相同的面积下，将硅片做薄能够降低单片的耗硅量，也能够使得硅片具有更好的柔韧性，为电池和组件端带来更多可能性，同时，在硅片切割的过程中，薄片化切割可以减少硅料损耗，增加单位硅料出片率，从而降低硅片企业的成本。目前切片工艺已经能够完全满足薄片化的需求，但硅片厚度对电池片的自动化、良率、转换效率等均有影响，因此更加依赖全产业链各环节的合作推进。根据CPIA的数据，2022年，P型单晶硅片平均厚度在155μm左右，较2021年下降15μm，用于TOPCon电池的N型硅片平均厚度为140μm，用于异质结电池的硅片厚度约130μm。

随着P型电池转换效率逼近理论极限，技术迭代方案逐步涌现。晶硅电池中，TOPCon、HJT、IBC三种技术路径并行。目前TOPCon量产速度领先，HJT降本仍在推进，IBC实现量产但良率较低且有待实证。c方面，目前行业仍在试产及商业化初级阶段，未来与晶硅电池叠层可实现转换效率的进一步提升。

PERC是目前光伏市场最主流、性价比最高的电池类型，广泛运用于全球各类电站项目。根据CPIA的数据，2022年新建的电池量产产线仍以PERC电池产线为主，但下半年部分N型电池片产能陆续释放，市占率下降至88%。PERC理论转换效率上限为24.5%，2022年，规模化生产的PERC单晶电池，平均转换效率达到23.2%，技术较为领先的电池厂商的转换效率已逼近理论上限，CPIA预测2023/2024/2025/2026年，PERC平均转换效率为23.3%/23.4%/23.5%/23.6%，转换效率进步空间有限。

TOPCon、HJT等新兴电池技术均属于N型电池，较 P 型电池具备更高的提效潜力。基于N型硅片进行硼扩散，由于N型电池的少子为空穴，其寿命更高，电阻率更低，发电效率随温度升高而下降的幅度更低，在弱光情况下的响应能力更强，因此具备更高的理论转换效率。TOPCon电池提出时间较短但发展迅速，凭借着现今的钝化技术及双面发电能力，TOPCon的电池转换效率更高，其极限效率大约在28.7%，接近晶硅电池转换效率的上限。2022年，N型TOPCon电池平均转换效率达到24.5%，预计2025/2030年能够达到25.4%/26.0%。HJT 电池 2022 年平均转换效率达到 24.6%，隆基于 2022 年刷新 HJT 电池转换效率的最高纪录，达到 26.81%，是目前硅基太阳能电池的最高纪录。

目前晶硅电池的市占率约为96%，薄膜电池市占率仅4%，但晶硅电池的转换效率已经逐步靠近理论极限的29.43%。而钙钛矿电池单层电池理论效率极值可达31%，晶硅/钙钛矿双节叠层转换效率可达35%，三节层电池理论极限可达45%以上。如果掺杂新型材料，钙钛矿电池的转换效率更是有望达到50%。钙钛矿（PSCs）是一种分子通式为ABX3的晶体材料，呈八面体形状，结构特性优异，具有转换率极限高、成本低的优点，但仍存在稳定性差和大面积制备困难的问题。

近年来，光伏电站按容量以某一比例配置储能作为辅助消纳与支撑电网的措施，成为电站开发建设的前置条件。在储能商业模式尚不完善的情况下，强制配储给投资商带来了巨大的负担，且很多省份配储要求有愈演愈烈的趋势。

图表4：2022年部分省份并网项目储能配置比例要求

数据来源：公开资料

但在实际运行中，大部分光伏电站所配置的储能系统被电网调度情况较少，难以获得相关收益；据企业测算，按照100MW项目配置10%/2h储能系统的要求，电站端成本将增加不少于0.3元/瓦，在此基础上，每增加10%的储能比例，电站成本将增加约0.3元/瓦；目前国内风光资源丰富的很多省份要求配储比例不少于10%/2h，且呈不断上升的趋势。

峰谷时段的调整，主要受新能源消纳压力影响，目的是引导用电企业将用电负荷集中到光伏出力的主要时段，增加新能源的消纳；调整之后的峰谷电价机制中，光伏出力最多的时段基本被纳入了电价谷段，分布式项目收益率下滑严重；全国已有甘肃、山东、河北等省份执行峰谷时段调整，不排除其他省份跟进的可能。

光伏项目强制产业配套已存在较长时间。国家及省级主管部门2022年多次出台文件，明令禁止以产业配套作为风光项目开发建设门槛，但落地效果有待观察。

图表5：2022年部分省市地区光伏项目产业配套要求

数据来源：公开资料

水利部《关于加强河湖水域岸线空间管控的指导意见》、自然资源部《关于支持光伏发电产业发展规范用地用林用草管理有关工作的通知》（征求意见稿）、水利部文件提出，光伏电站、风力发电等项目不得在河道、湖泊、水库内建设；自然资源部文件征求意见稿提出，光伏发电项目不得占用耕地和林地，使用农用地不超过项目总用地面积的50%等。

中东部地区土地资源紧张，光伏项目主要以农光、渔光互补类型为主，此两类项目受影响严重。相关用地政策如不能得到完善，可能极大影响中东部地区新增光伏装机规模。

电力现货市场交易形成分时电价，造成电价波动剧烈，与中长期长协交易有较大的不同，颠覆了以往的商业模式。而且不同省份的电力现货交易规则不同，如山西省参与电力现货交易的价格较低，广东省电价包含绿电溢价，可能高于平价，由此造成光伏收益将难以预测，成为新的挑战。

未来在现货市场体系下，电价将随时间和空间发生变化，光伏企业要打破固定电价销售电量的盈利模式，探索光伏发电参与市场化交易方式，打开第二成长曲线。