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将保持强劲增长势头 随着光伏发电成本的快速下降，以及国内国际对于发展可再生能源达成进一步共识，展望2024年，光伏产业将保持强劲增长势头。 国内外市场加速扩大，拉动产业规模继续保持高速增长。2024年，根据中美两国在2023年11月15日达成的《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明》，按照到2030年全球可再生能源装机增至三倍计算，未来8年全球光伏市场的年均规模将在500GW左右，我国光伏市场预计在220GW左右；如按两国努力保持1.5℃可实现，根据国际可再生能源署测算，未来8年全球光伏年新增市场规模可达到700GW。预计2024年全球和我国光伏新增装机量将分别达到200GW和420GW左右，国内光伏制造业及出口规模仍将维持30%以上的增长势头。 n型高效电池组件市占率快速提升，不同电池技术多元化发展。2024年，随着n型电池规划产能的逐步放量，以及下游对于n型电池的市场需求拉动，n型电池的市场占比将快速提升，由2023年的接近25%提升到50%，至2025年将迅速提升至80%，成为电池技术的主流。伴随着电池转换效率的逐步提升、矩形片技术的采用及其他先进封装技术，最高量产组件功率将超过700W。同时，不同n型电池技术竞相发展。性价比更具优势，可实现户用、工商业分布式和地面电站应用场景全覆盖的TOPCon电池成为企业争先布局的路线，将占到n型电池总产量的84%；HJT电池也有专业化厂商积极布局，并发布较大扩产规划，预计2024年在n型电池产量中的占比达到12%；BC电池受益于隆基和爱旭的大力推动，其现有及规划产能将超过55GW，预计2024年在n型电池产量中占比达到4%。 制造端将出现洗牌，应用端涌现出更多市场参与主体。2024年，制造端的新增先进产能和老产能共存必然带来价格战，预计光伏产品价格将维持低位运行，但同时也意味着落后产能和竞争力不足的产能将快速出清。先进技术，以TOPCon电池为例，企业需要对十几道复杂工艺进行整合及在关键工艺技术上持续改进迭代，最终达到转换效率、良率及非硅成本各项指标的均衡，这需要电池厂商在技术研发、生产和管理经验方面的深厚积淀。跨界进入的新玩家缺乏技术储备，产能落地、爬坡到量产存在较多变数，在这一轮波动中被淘汰的概率较大，头部企业也会利用技术优势拉开与二三线企业之间的差距。此外，在供应链价格显著下滑后，现阶段许多厂家的利润空间已所剩无几，目前已有部分新产能计划被取消。预计2024年将有更多扩产计划取消的情况发生。在应用端，除了传统的五大四小电力央企之外，中石油、中石化、中海油、中煤集团等传统能源央企开始强势进入光伏电站开发，而油气公司在太阳能资源、电力消纳、多能融合、集成应用等方面优势明显，具有得天独厚的条件。此外，各地也开始组建省级新能源集团积极推进，增加了光伏市场开发竞争格局的变量。 集中式电站开发逐步西移，户用电站开发逐步南移。2024年，在集中式光伏领域，随着国土、林草、水面等多项光伏项目用地政策逐步收紧，山地、林地、草地、农用地较多的中东部和西南部地区用于大型集中式光伏电站的开发用地更为稀缺。加之土地租金也在飙涨，中东部地区地面电站开发将愈加困难，地面光伏电站的建设仍将逐步西移。在户用光伏领域，随着户用光伏规模的快速提升，传统户用光伏大省，如山东、河北、河南等地已出现变压器容量不足以支撑更多户用光伏接入而暂停备案的现象。户用光伏市场逐步向南部转移，江苏、安徽、江西、湖南、山西、海南、广东、福建、湖北等中部和南部地区的增长更为显著。 海外光伏制造产能的扩张速度加快，但落地有待观察。据不完全统计，到2024年年底海外组件产能相对2023年年初将至少成长约78%至270GW，将改变以往中国组件几乎独占市场的竞争格局。值得注意的是，考虑到资本投入金额、技术难度等各项产业进入壁垒，目前海外扩产计划高度集中于组件环节，电池有少量扩产计划，但相比组件而言仍有不足，上游硅料、硅片则占少数。对于这些新进入的电池、组件厂而言，短期的二至三年内仍难以完全摆脱对于中国供应链的依赖，且受当地成本、审批流程、政策等影响，产能落地时间仍待观察。据SEIA（美国太阳能产业协会）的2023年8月报告，目前，美国光伏新建或扩建产能主要以宣称为主，仅有少部分光伏组件和极少数的逆变器产能投入建设。 面临四大挑战 在我国光伏产业也持续保持高速增长的同时，仍需警惕由于技术迭代造成的产品质量、组件功率虚标等问题，贸易保护形势依然严峻复杂，光伏发电非技术成本未有效下降，而经济收益的不确定性则在提升。 产品质量问题重又浮出水面。随意发布电池效率、组件功率虚标等问题需加以重视。随着光伏技术的迭代升级，因为新技术、新材料的应用而引起的产品可靠性问题有所增多。组件端，随着新技术的推广应用，由于技术及标准的不统一，导致功率虚标乱象有所抬头。根据中国计量院的调研，第三方机构对组件功率数据标定的虚高值最高达14W。 贸易保护形势依然严峻复杂。主要体现在个别国家持续强化原有贸易壁垒和建立新的贸易壁垒。 光伏发电非技术成本未有效下降。虽然晶硅组件整体价格下降较为明显，但行业内下游光伏电站开发建设的非技术成本依然保持较高水平，组件降价的红利在一定程度上并未有效转化为项目收益率的上升。以强制配储、强制产业配套、土地租金高昂、外送线路电网回购进度滞后等为代表的新老问题并未得到有效解决，且部分问题有愈演愈烈的趋势，这其中以强制配储问题最为显著。 光伏发电项目的经济收益不确定性在提升。一是随着新能源装机占比的快速提高，光伏发电参与电力市场交易的比例在快速提升。二是煤电容量电价支出可能提升光伏发电成本。三是光伏高峰发电时段被调整到电价低谷时段，对于自发自用余电上网的工商业分布式光伏电站影响巨大。 充分发挥市场的促进作用 基于当前光伏产业的形势和面临的挑战，课题组提出强化行业监管与自律、加强贸易应对工作、深化国际产能合作、优化光伏发电发展环境等对策建议。 强化行业监管与自律。加强实证能力建设，引导企业以质量为先，通过反复实证验证新技术、新材料应用的可靠性。进一步加强监管力度，加大对于组件功率虚高标定的打击力度。结合《光伏制造行业规范条件》的实施，将产品质量、组件功率标定问题作为是否列入名单的重要参考。呼吁行业内企业把关注点聚焦到技术创新、降本增效上，不受短期利益诱惑，坚持长期主义；第三方检测机构应坚持职业操守。充分发挥行业协会的作用，组织签订行业自律公约，引导行业自律发展。 加强贸易应对工作。建议由商务、工信、外交等相关部门牵头成立专班等，制定相关预案，在政府层面形成合力，加强与世界各国政府层面的沟通协调，利用中国在全球性机构中的话语权施加影响，避免其他国家或机构跟进。 深化国际产能合作。指导企业积极疏解部分产能至东南亚等中立国家，通过逐步提高本地供应商占比等方式加强产业利益绑定，增强我国产业的话语权。 优化光伏发电发展环境。完善光伏用地政策，进一步明确耕地、林地、水面等光伏复合项目用地标准。遵循全国统一市场建设原则，加大对分布式光伏市场垄断、光伏建设产业配套方面的监管，降低项目建设的成本。继续扩大国内市场，解决市场发展中面临的体制机制障碍，包括促进光伏发电消纳、完善储能商业模式和市场机制、开放分布式光伏发电“隔墙售电”等，充分发挥市场对光伏制造业发展的促进作用。加强对光伏发电企业参与电力市场交易的培训，培育服务发电企业的新兴业态和模式，优化政策，充分体现光伏发电的绿色附加价值属性。 |
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