雷竞技app官方版下载雷竞技app官方版下载雷竞技app官方版下载光伏发电是利用半导体界面产生的光生伏特效应，将光能直接转变为电能的过程。发电机产生的直流电能通过逆变器转化为交流电能，通过升压变压站升压后输送至电网， 通 过电网输电线路将电能传输到用电端。

　　光伏电站主要分为集中式电站和分布式电站两大类。由于光伏电站安装相较于风电有灵 活性高的特点，因此相较于传统的大规模风电厂，光伏电站不仅可以大规模集中安装， 还可以分布于建筑物表面、户外等多个场景中。集中式光伏电站是指将光伏阵列安装于 山地、水面、荒漠等较为宽阔的地域，阳光照射后光伏阵列可产生直流电，逆变器再将 直流电转变成交流电后，经由升压站接入电网。集中式光伏电站的规模普遍较大，一般 均在 10MW 以上，且目前 100MW 以上的特大型光伏电站逐渐增多。

　　分布式光伏电站一般装机规模小，安装较为灵活。分布式电站主要可以分为与建筑结合 和非与建筑结合两大类，与建筑结合的又分为光伏建筑结合（BAPV）和光伏建筑一体化 （BIPV）。

　　在碳达峰、碳中和背景下，光伏发电作为我国能源转型的中坚力量发展迅速，其主要优 势包括：（1）广泛性。太阳光照射地球表面，不限地域，无论陆地、海洋、高山或是平 地，都可以开发利用，虽然照射时间和强度不同，但其分布广泛，不会因为地域或天气 等原因无法获取。（2）无限性和可持续性。根据目前太阳产生的核能速率估算，氢的贮 量足够维持上百亿年。在生态污染愈加严峻的今天，太阳能资源取之不尽用之不竭，是 一种真正可再生的清洁能源。（3）安装地点灵活。建筑物的屋顶开阔，拥有不受建筑物 朝向影响、接受光照时间长、最大程度避免阴影干扰等优势。光伏发电不仅能够安装在 住宅设施屋顶上，也能够安装在工业规模的设施中，通过太阳能发电获取电能来满足建 筑物内的用电需求。在乡村振兴领域，屋顶分布式光伏技术的发展也可有效解决县域地 区的用电问题。

　　（4）绿色环保。光伏发电本身不消耗燃料，不排放包括温室气体和其他废气在内的任何物质，不污染空气，不产生噪声。（5）提高国家能源稳定性。通过光伏发电，人们可以减少对化石燃料发电的依赖，有效避免能源危机或燃料市场不稳定而造成的冲击，从而提高国家能源安全性。（6）运维成本低。光伏发电无机械传动部件，运行稳定可靠。一套光伏发电系统只要有太阳能电池组件就能发电，加之自动控制技术的广泛运用，基本上可实现无人值守，维护成本低。

　　不可否认现阶段光伏发电也存在一些缺点，未来行业更好的发展要着力于克服这些缺点。主要劣势表现在：（1）能量供应不稳定。光伏发电量会受到季节变化、天气情况、昼夜 交替以及太阳辐射强度的影响。长期的雨雪天、阴天甚至云层的变化都会影响光伏发电， 当没有太阳的时候就不能发电或者发电量很小，会影响用电设备的正常使用。（2）占地 面积广。由于太阳光照射的能量分布密度小，这导致光伏发电大规模应用时，设备占地 面积相对其他发电设备较大。（3）地域依赖性强。由于地理位置不同，气候不同，各地 区日照资源相差很大。部分光能资源丰富地区距离用电负荷中心较远，且当地经济欠发 达，消纳能力弱，需要通过输电网远距离集中外送，导致光伏发电产生的能量不可避免 地出现损耗。

　　太阳能是太阳内部连续不断的核聚变反应过程产生的能量，其利用方式有光热转换和光电转换两种。太阳辐射到地球大气层的能量高达 173000TW，也就是说太阳每秒钟照射 到地球上的能量就相当于 500 万吨煤燃烧释放的能量。在化石燃料日趋减少的情况下， 太阳能作为一种新兴的可再生能源，已成为人类使用能源的重要组成部分，并不断得到 发展。

　　固定式光伏发电可利用的太阳能资源是光伏组件按照最佳倾角放置时能够接受的太阳总 辐照量。根据目前国内的设计经验，按照 80%的总体系统效率，能够计算出固定式光伏 电站的首年利用小时数。

　　从区域分布来看，太阳能资源地区性差异较大，总体上呈现高原、少雨干燥地区大；平 原、多雨高湿地区小的特点。我国东北、华北、黄淮东部、西北中西部、西南中西部等 地年最佳斜面总辐照量超过 1400kWh/m2，首年利用小时数在 1000 小时以上，其中，新 疆大部、西藏大部、青海、甘肃中西部、内蒙古以及四川西部年最佳斜面总辐照量超过 1800kWh/m2，首年利用小时数在 1400 小时以上，为我国最大光能资源区。重庆中南部、 贵州中北部、湖南西部以及湖北西南部，为我国最小光能区。

　　中游产品集中度高，上下游发展空间大。光伏产业上游是硅料、硅片等。多晶硅生产是 光伏产业链的首端，也是影响产业发展规模的重要环节。由于我国硅料扩产周期较下游 长，供需存在较大缺口，仍然依赖于国外进口，随着我国硅料企业扩产计划的延展，多 晶硅供需不平衡局面将有所缓和。光伏产业中游主要是电站设备的主要构成部件，主要 部件为电池、组件、逆变器、支架等。中游企业相对集中，在政策和技术双重驱动下， 产品产能扩张速度快，主要产品生产已位居世界前列水平。光伏产业下游是光伏电站运 营商。相比欧美发达国家，我国光伏发电水平发展较缓，电站规模化程度还不够。在双 碳目标和可再生能源发展政策的支持下，我国光伏装机增速明显，有望实现产业规模化。

　　从收入端来看：新能源运营的主要营业收入来自于发售电，电力收入叠加各种利好最终 构成主要营业收入。发电收入可拆解为发电量（量的层面）与电价（价的层面）。量的 层面：装机容量和利用小时数共同决定发电量，我们认为发电量的影响主要体现在装机 容量上，一方面，光伏由于资源禀赋本身的问题（一天当中的日照时间较为固定），导 致一定资源区内的利用小时数不会出现较大变化，因此利用小时数对盈利的影响程度相 对较小；另一方面，光伏安装相对灵活，装机容量的边际变化相对显著。价的层面：一 方面，目前光伏基本已经实现平价上网，电价降低对盈利的负面影响已经逐步释放完毕；另一方面，绿电政策、CCER 有望落地都将增厚光伏运营商的盈利，一定程度上可以认 为诸多利好政策在一定程度上增厚了电价。

　　从成本端来看：光伏运营与风电类似，同样不需要燃料成本，成本主要反映在折旧与财 务费用上，而折旧主要与初始建造成本相关。

　　短期看装机、电价，中长期看技术。我们认为收入端的因子更多地体现在短期变化上， 即新增装机、电价增厚对盈利的影响体现在相对较短的时间维度。而成本端的初始投资 成本则需要靠长期的技术推动与革新来支持，需要以更长时间的视角来考量。

　　假设一个处于2类资源区的 30MW 的光伏项目，按照其生命周期为 25 年、初始投资成本按CPIA 计算及推测的 2020 年 3.38 元/W、利用小时数按照二类资源区 1400 小时、电价按 0.38 元/千瓦时，以此为依据对该项目的 NPV 进行计算。具体核心假设如下：

　　电价变化对该项目 NPV 的影响更为显著。在其余条件保持不变的情况下，初始投资成本 增加或减少 5%，NPV 将由 0.16 亿变为0.13亿/0.19 亿；电价变动增加或减少 5%，NPV 将由 0.16 亿变为 0.21 亿/0.11 亿。由此可见，初始投资变动对项目 NPV 的影响程度要小 于电价变动对项目 NPV 的影响。

　　光伏发电是一个受国家政策引导较大的行业，光伏发电产业在我国的快速发展与组件价 格的快速下降和积极的政策导向密不可分。国家大力支持包括光伏、风电等在内的可再 生能源的开发与利用，一方面通过指导装机规模和制定行业标准等方式，引导国内光伏 发电行业朝着健康有序、科学创新的方向发展，另一方面通过财政补贴、政策优惠等途 径扶持新能源发电行业的成长与发展，并最终实现平价上网的目标。

　　2021 年是“十四五”及全面建设社会主义现代化国家新征程开局之年，在中国经济新发 展格局下，由“高碳能源”转型到“绿色低碳能源”也成为能源产业变革的必由之路。根据国家能源局局长章建华的最新表态，对于未来能源工作，要加大煤炭的清洁化开发 利用、大力提升油气勘探开发力度；加快风能、太阳能、生物质能等非化石能源开发利 用，推动低碳能源来替代高碳能源、可再生能源替代化石能源。

　　2020 年 9 月 22 日，中国政府在第七十五届联合国大会上提出：“中国将提高国家自主贡 献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争 取 2060 年前实现碳中和。”2021 年 3 月 5 日，2021 年国务院政府工作报告中指出，扎 实做好碳达峰、碳中和各项工作，制定 2030 年前碳排放达峰行动方案，优化产业结构和 能源结构。面对碳排放总量大、高碳发展惯性强的严峻形势，中国要用不到 10 年时间实 现碳达峰，再用 30 年左右时间实现碳中和，任务非常艰巨。碳排放问题的根源在于化石 能源的大量使用，未来能尽快摆脱化石能源依赖，应重视加快推进清洁能源替代和能源 消费电能替代，实现能源生产清洁主导、能源使用电能主导，能源电力发展与碳脱钩、 经济社会发展与碳排放脱钩。在此背景下，光伏等一系列新能源发电将迎来发展的新机 遇。

　　“清洁”能源是由可再生资源和无碳资源生产的能源。与化石燃料等传统能源相比，清 洁能源产生的污染要少得多，对我们的地球更有利。在“碳达峰”、“碳中和”的背景下，大力推进清洁能源的发展是社会的一致共识。从能源格局演变看，新型的清洁能源取代传统能源是大势所趋，开发利用水能、风能、生物质能等可再生的清洁能源资源符合能源发展的轨迹。各省市都在积极制定更加详细的新能源发展战略，随着集中式光伏发电的全面平价无补贴上网，未来光伏将更具竞争力；随着电网优化建设，智慧电网将进一步提升供电效率，降低运营成本；新型储能技术的不断发展有利于调节性电源建设， 提升新能源消纳能力，电力系统调节将更加灵活。

　　价格是引导资源配置的灵敏信号。近年来，国家发改委逐步建立并完善上网电价政策， 不断调低了光伏上网电价。2013 年发改委颁布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健 康发展的通知》，依照各地太阳能资源条件和建设成本的标准，将全国各地划分为三类 太阳能资源区，根据所划分的资源区制定光伏电站的标杆上网电价。2013 年至 2019 年间， 国家发改委逐年调整光伏行业的标杆上网电价。从 2019 年开始，政府努力实现光伏发电 的市场化交易，将推进光伏发电平价上网作为今后制定光伏电价政策的发展方向。

　　2021 年 2 月 26 日国家能源局在《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知 （征求意见稿）》中提出纳入保障性并网规模的项目由各省级能源主管部门以项目上网 电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准开展竞争性配置；此后发改委进一步颁 布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，对于集中式光伏电站、工商业 分布式光伏项目中央财政不再补贴，已实现全面平价。

　　随着光伏发电补贴政策的不断完善，我国光伏发电行业经历了初装补贴到度电补贴再到 竞价补贴政策时期，随着光伏发电度电成本的下降，集中式光伏平价上网条件已经具备。根据国家发展改革委 2021 年 6 月 7 日印发的《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事 项的通知》，明确从 2021 年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目，中 央财政不再补贴，实行平价上网。2021 年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执 行，可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。而对于存量项目，根据国家相关规定， 其补贴强度将保持长期稳定。

　　近年来，我国清洁能源产业不断发展壮大，已成为推动能源转型发展的重要力量，为建 设清洁低碳、安全高效的能源体系做出了突出贡献。但同时清洁能源发展不平衡不充分 的矛盾也日益凸显，特别是清洁能源消纳问题突出，已严重制约行业健康发展，引起了 国家的高度重视。为了更好地促进风电、光伏发电、水电和核电等清洁能源高质量发展， 可以从“输电”和“储能”两方面共同助力光电消纳，最终建立起清洁能源消纳的长效 机制。

　　碳中和催化能源转型，光伏驶向快车道。2020 年 9 月 22 日，中国政府在第七十五届联合 国大会上提出：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化 碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。”碳排放问题的根 源在于化石能源的大量使用，未来能尽快摆脱化石能源依赖，应重视加快推进清洁能源 的开发和替代。在此背景下，光伏发电将驶向快车道。

　　全球光伏市场规模加速扩大，国内光伏装机超预期发展。2020 年全球新增光伏装机达 130GW，创历史新高，其中，海外光伏装机规模及工厂产出受疫情重创出现明显下滑， 新增装机量约 80GW。在光伏发电成本持续下降和全球绿色复苏等有利因素的推动下， 全球光伏市场也将快速增长。据中国光伏行业协会预测，2021 年全球新增光伏装机约 150-170GW。纵观国内市场，2020 年国内光伏装机超预期发展，新增48.2GW，同比增 幅达 60%。

　　未来五年光伏新增装机有望实现倍增。为达到非化石能源占一次能源消费比重达 25%左 右的目标，在十四五“碳中和”政策支持下，2021 年国内新增装机预计达 55-65GW，十 四五期间光伏年均新增装机或将在 70-90GW 之间，到 2025 年国内光伏新增装机最高可 达 110GW，乐观情况下光伏新增装机较当前水平有望实现倍增。

　　从装机总量上来看，集中式光伏大幅领先分布式光伏。2020 年集中式光伏总装机 174.4GW，占总装机的 69%；分布式光伏总装机为 78.3GW，占仅总装机容量的 31%。从新增装机结构来看，分布式占比逐渐提升。近五年，集中式光伏新增装机占总装机的 比例呈现下降趋势。2021 年一季度，分布式光伏新增装机首次超过集中式光伏。

　　集中式与分布式并举。分布式光伏能够就地取能，以分散灵活的巨大优势靠近用电区域 开发，从而作为能源的重要补充。分布式光伏的一大优势是可以采用“自发自用，余量 上网”的模式，在用电需求较大、用户电价较高的中东部地区可以因地制宜发展中小型分布式光伏。预测未来集中式与分布式光伏将进一步做到优势互补，共同促进光伏产业 的协同发展，

　　6 月 20 日，国家能源局发布《关于组织申报整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，在全国范围内组织开展整县（市、区）的屋顶分布式光伏的开发试点工作， 同时明确指出党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 50%；学校、医院、 村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 40%；工商业厂房屋顶总面积 可安装光伏发电比例不低于 30%；农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 20%。

　　试点推进超预期，两成县区纳入试点项目。在中央政策出台后，多地陆续出台分布式光 伏建设的相关政策。据北极星统计，截至 9 月，已经敲定整县光伏开发的市、县、区已 达 193 个。9 月 13 日，国家能源局发布了《国家能源局综合司关于报送整县（市、区） 屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，通知公布了全国整县光伏推进试点县市的最终 名单，最终共有 33 个省份的 676 个县（市、区）被列入光伏整县的试点区域，超过此前 预计的 22 个省份。按照全国约 2853 个县级行政区计算，约有 23.7%的区域列入该次整 县光伏试点。

　　分布式光伏就地消纳优势凸显。此次光伏整县安装试点与当前光伏累计装机分布有较大 差异。从地域分布图来看，光伏累计装机呈现出“上深下浅”的特征，即西部、东部分 布较为集中，南部分布较少；而此次光伏整县安装试点呈现出“左浅右深”，光伏累计 装机较少的省份（如广西、广东、福建及浙江）目前试点均超过了 20 个。中东部等较为 发达的区域均有较多试点分布，该地的用电需求旺盛，分布式光伏将优先解决当地消纳， 有效地避免了集中式新能源产电用电地域错配的问题。

　　电力龙头跑步入场。大型企业依托于资本优势及强大的关系网络在本次整县开发中收获 了大批项目。在目前已敲定的 193 个整县光伏开发的市、县、区中，前五大开发企业签 约多达 131 个（含合作项目），占比近 7 成（含合作项目）。

　　分布式光伏分与建筑结合和非与建筑结合两类，其中非与建筑结合的又分为 BIPV 和 BAPV。BIPV 为太阳能光伏建筑一体化解决方案，通过在建筑表面安装光伏阵列为建筑 物提供电力，实现电力的自发自用；同时也可以与电网相连接，实现电力的全额上网。BIPV 通过将光伏与建筑物的有机结合，既能作为建筑材料或装饰材料，又能为建筑提供 电力，实现了建筑与电力的有机结合，极大提高了资源的利用率和利用价值。BAPV 则 不直接作为建筑的一部分，仅通过支架等与建筑物结合，光伏面板移走后建筑仍保持完 整。

　　与 BAPV 相比, BIPV 有诸多优势。由于 BIPV 直接作为建筑的一部分不存在屋面板，而 BAPV 中面板的承办占比达到了 35%，因此在经济性方面 BIPV 的单位成本造价低于 BAPV 近 40%，且寿命长于 BAPV30 年左右。在安全性和施工难度方面，由于 BIPV 不 存在屋顶面板，一般不会因为外力的作用导致光伏面板变形从而引发安全问题，且铝镁 锰屋面板一般安装难度较大，BIPV 将极大降低施工难度；在防水性方面 BIPV 整个屋面 表面采用无穿孔连接技术，可有效避免漏水隐患。

　　优势加持叠加价格敏感程度低，持续看好 BIPV 的增长潜力。随着 BIPV 的不断发展，其 优势也逐渐显现。BIPV 由于将光伏面板作为建筑的一部分，成本可部分转嫁到到建筑当 中，因此相较于纯粹的光伏面板，BIPV 对价格的敏感程度相对较小。在BIPV 的诸多优 势加持下，持续看好未来与建筑融合的分布式光伏的增长潜力。

　　平准化度电成本 LCOE（Levelized Cost of Energy）通常用来衡量光伏发电的整个项目 周期的单位发电成本。根据公式，LCOE 由初始投资、运营成本、产值收益、税费、发 电量等因素决定。

　　2010 至 2020 年全球范围内可再生能源 LCOE 持续下降，光伏发电经济性显著提升。相 较于 2010 年的 0.381 美元/kWh，光伏平均 LCOE 已于 2015 年下降至火电平均 LCOE 波 动范围（低于 0.15 美元/kWh），到 2020 年实现 0.057 美元/kWh 的经济性优势，过去十 年降幅约 85.0%，远高于海上风电 48.1%和陆上风电 56.2%的降幅。相较全球，中国光伏 度电成本较低，光伏发电性价比更优，2020年已实现 0.044 美元/kWh，较 2010 年的 0.305 美元/kWh，降幅高达 85.6%。

　　总体来看，随着技术迭代，我国光伏 LCOE 有望进一步下探。据 CPIA 全投资模型测算， 2020 年集中式光伏电站在 1800 小时、1500 小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数 的 LCOE 分别为 0.2、0.24、0.29、0.35 元/kWh；分布式光伏电站在在 1800 小时、1500 小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数的LCOE 分别为 0.17、0.2、0.26、0.31 元/kWh。随着组件设备的成本压缩，运维能力的加强，集中式及分布式光伏电站 LCOE 预估未来 十年仍呈下降趋势，预计 2021 年大部分地区可实现与煤电基准价同价。

　　从 LCOE 分解来看，光电的经济性的提升主要体现在两个方面：初始投资的下降及运营 费用的降低；此外，电价负面效应的释放完毕与效率（发电小时数）的企稳也将为 LCOE 进一步下降提供保障。

　　初始投资方面：光伏系统的初始投资主要分为三部分：包括系统成本（组件、逆变器、 支架等硬件）、电站安装费用、软性成本（融资等）。对于大部分国家地区来说，硬件 系统支出约占初始投资 60%以上。硬件系统成本的压缩是初始投资缩减的重要因素。在 过去十年里，光伏行业持续不断的技术发展提高了产业链的技术竞争力，整体产业链硬 件系统成本得到大空间压缩，经济性也逐步凸显。其中，光伏组件成本压缩空间巨大， 占 LCOE 降幅 46%，下降成本达 0.15 美元/kWh；相配套的逆变器、光伏支架、以及其他 周边系统降幅占比 18%，约 0.059 美元/kWh。而 2010-2020 年，电站安装成本和软成本 降幅分别占光伏 LCOE 降幅 12%和 18%，软成本降幅中有 4%是由于融资条件改善所致。

　　运维费用方面：相较于初始投资的大幅缩减，运维费用的调整空间有限，过去十年里， 实现成本压缩 0.006 美元/kWh、占 LCOE 降幅 2%。

　　电价与效率方面：目前光伏基本已经实现平价，电价负面效应即将释放完毕。效率方面， （我们将发电能力来作为衡量光伏发电效率的指标），后续利用小时的企稳也将为 LCOE 进一步下降提供保障。

　　今日科普：由于硅料技术壁垒高，扩产周期长，一般建设期需要 12 月左右，产能爬坡需要6月左右，扩产速度与需求增速严重失衡，造成供给短缺。