我们将通过解构影响的光伏 LCOE 的四大因素（投资、运营、电价、效率），以挖掘产业链未来潜在的降本空间。

1、投资：从光伏产业链来看，成本下降趋势仍存

“技术发展+产能释放”将进一步降低初始投资。过去十年，全球光伏产业发展迅猛，2020 年全球平均光伏初始投资约 883 美元/kW，相比 2010 年的 4731 美元/kW，降幅达 81.3%。2020 年中国平均初始投资约 651 美元/kW，同比 2010 年实现降幅 83.7%。巨大的降本空 间主要由技术迭代和产能释放驱动。技术创新不断延展，从硅锭生长方法的改进，到金刚石切片技术的提升，到单晶 PERC 电池大规模应用，再到双面、半片、叠片等组件技术的进步，光伏产品无论是从成本还是效率上都有很大的改善；从规模上来看，产业链各环节扩产速度快。过去十年，全球多晶硅产能增长四倍以上，全球组件产能也实现五 倍增长，全球新增光伏装机也从 2011 年的 30.2GW 增加至 2020 年的 130GW，规模化竞争也大大压缩了各环节成本。依托于光伏产业技术和规模的快速发展，2020年我国初始投资成本也处于全球各国低位水平。目前，我国光伏产业规模增速逐步放缓，降本空间受限，技术进步将是未来光伏行业降本增效的主要手段。

初始投资可分为三个部分：硬件系统成本、安装费用、软性成本。据 IRENA 数据库统计， 2020 年中国初始投资硬件系统成本占比最高，超 60%，其中组件、逆变器、支架成本占比近五成。组件及配套设备的降本增效仍然是初始投资缩减的重要驱动因素。从产业链主要环节来看组件降本空间：组件主要由电池片和其他封装部件（玻璃、胶膜 EVA、背板、边框等）构成，其中电池片为成本主要部分。从构成来看，组件的价格会受电池片等构成部分影响；从整体来看，产业链各环节的变化，例如上游的原料价格浮动，会传导至后端的组件价格表现。为了更好的挖掘组件潜在的降本增效空间，我们可以从产业链的细分环节来探求影响价格传导的基本要素。

（1）硅料：价格持续高位

供需不平衡，硅料价格跳涨。2021 年以来，国内硅料价格涨势汹汹，从年初的 90 元/kg 上涨到 7 月的210 元/kg，涨幅高达 133%，相比去年同期增长 153%，进口硅料价格也逐趋攀升。主要原因是硅料供需不平衡。

硅料扩产周期较下游扩产周期长是硅料供需不平衡的重要原因。近年我国光伏装机规模增速较大，全产业链均处于大幅扩张阶段。相较于硅片、电池片，多晶硅料扩产周期显著较长，建设周期约 12-18 个月，产能爬坡周期约 3-6 个月。据 CPIA 数据统计，2021 年上半年多晶硅产量 23.8 万吨，同比增长 16.1%，而硅片、电池片、组件扩产增速快，分 别同比增长 40%、56.6%、50.5%，远远高于硅料的扩产进程，硅料供需不平衡的问题随之显露，价格开始上扬。同时，部分企业为保证硅片扩产计划的原料供应，会与硅料供应商签订长期硅料供给合同，进一步加剧了市场硅料供应紧张，硅料价格也持续走高， 从 2021 年 5 月起，硅料市场价一直稳定在每千克 200 元以上的高位。

硅料价格短期仍将持续高位。目前，年内并没有较大的硅料产能扩张计划，四季度又为装机旺季，硅料供需紧张程度将进一步加剧。从短期来看，硅料一直稳持在价格高位，上涨空间有限，上涨态势趋缓。从长期来看，待未来硅料产能释放，供需平衡将有望缓解。

多晶硅料的生产技术主要为改良西门子法和硅烷流化床法，产品形态分别为棒状硅和颗粒硅。改良西门子法生产工艺相对成熟，是市场上多晶硅制备的主流工艺，2020 年改良西门子法生产的棒状硅约占全国总产量的 97.2%。

较改良西门子法而言，硅烷流化床法具有低成本、高性能的明显优势。从成本能耗方面来看，改良西门子法需要在 1000度以上的高纯硅芯上用高纯氢还原高纯三氯氢硅，而流化床技术反应温度仅 650-700 度，热分解的还原电耗更低。同时，硅烷法生产技术流程较改良西门子法更短，工序更少，对于设备的投资，折旧和生产电耗上都有明显的降本空间。结合硅烷法无需破碎的特性，破碎成本也相应省去。从性能方面来看，硅烷法产生的颗粒硅流动性好。相同体积单晶炉可以投放更多的颗粒硅，大幅提升硅棒生产效率；尺寸大小很好地满足了直拉单晶的复投料要求，在 CCz 工艺生产中具有明显优势。近两年，国产颗粒硅在质量上实现技术突破，自身品质已达到改良西门子法多晶硅标准，投产周期短、且较改良西门子法有 10 元/kg 以上的成本优势。如果能实现规模化扩产，颗粒硅市场占比将会大幅提升，这也将有效缓解现有硅料环节供给压力。

目前市场上也出现了颗粒硅规模产业化的信号。从供给端来看，保利协鑫近年着力推进硅烷流化床法的应用，自 2020 年起，公司颗粒硅规划产能合计达 50 万吨，其中上机数控与保利协鑫合资建设 30 万吨颗粒硅项目，强力推进颗粒硅产业化发展。从需求端来看，大型硅片厂商今年纷纷签订含颗粒硅在内的硅料长单协议，订单采购数量累计约 60 万吨。

尽管硅烷法降本增效优势突出，但目前技术仍存在明显缺口。一是跳硅问题。在直拉单晶过程中，颗粒硅熔化，体内氢气会释放出来，由于颗粒硅较小较轻，释放的氢气泡会推动颗粒跃出液面，发生跳硅现象。剧烈的跳硅可能会导致硅颗粒漂浮在固液界面，形成晶体形核中心，导致单晶生长实拍，引发硅棒断棱，从而严重影响直拉单晶的生产效率。二是颗粒硅含粉量过高。颗粒硅表面积大，相互摩擦易产生硅粉，在直拉单晶加料过程中这些硅粉会进入热场，附着在内部热场材料上，并不定时地随着气流掉入硅液中，导致硅液受到污染。

（2）硅片：大尺寸薄片化发展趋势

硅片成本主要分为硅成本和非硅成本，降低非硅成本是硅片降本增效的主要路径。非硅成本主要指硅片生产过程中消耗的辅料、能源、人力等非硅原料成本。硅成本压缩有限，降低非硅成本是硅片降本增效的主要路径。

硅片大尺寸呈标准化趋势。光伏硅片大尺寸有助于提升硅片产能，降低单位投资，降低能耗损失，从而降低非硅成本。光伏硅片尺寸也由 156.75mm、158.75mm 延展至 166mm， 到 2020 年，多家企业相继出台 182mm 和 210mm 的大尺寸标准，形成行业硅片大尺寸标准化共识。2020 年市场硅片尺寸种类多样，其中，158.75mm 和 166mm 尺寸占比合计达 77.8%，166mm 是现有电池产线可升级的最大尺寸方案，将成为近 2-3 年的过渡尺寸；156.75mm 尺寸硅片市场占比 17.7%，预计 2022 年退出硅片市场；182mm 和 210mm 尺寸 合计占比约 4.5%，预计 2021 年占比将快速扩大，占据硅片市场半壁江山，到 2027 年，有望持续扩大占据整个硅片市场。

薄片化是硅片的另一发展趋势。相同面积下，硅片越薄，每瓦硅耗越低。但硅片厚度对电池片的自动化、良率、转换效率均有影响。2020 年，多晶硅片平均厚度为 180μm，P 型单晶硅片平均厚度在 175μm左右，N型硅片平均厚度为 168μm，较2019年基本持平。目前，用于 TOPCon 电池的 N 型硅片平均厚度为 175μm，用于异质结电池的硅片厚度约 150μm，用于 IBC 电池的硅片厚度约 130μm。随着硅片尺寸的增大，硅片厚度下降速度将减缓。

（3）电池：多技术路线发展

2020 年晶硅电池市场仍以 PERC 电池产线为主导。随着 PERC 电池片新产能持续释放， PERC 电池片市场占比进一步提升至 86.4%。随着国内户用项目的产品需求开始转向高效产品，原本对常规多晶产品需求较高的印度、巴西等海外市场也因疫情导致需求量减弱， 2020 年常规电池片 (BSF 电池)市场占比下降至 8.8%，同比下降 22.7%，预计 2025 年完 全退出电池市场。以 TOPCon 电池和 HJT 电池为主的 N 型电池量产规模较少，市场占比 约 3.5%，随着技术发展带来的降本增效，N 型电池有望在 2027 年占据电池市场半壁江山。

PERC 效率提升遇瓶颈，N 型电池增效空间大。2020 年，规模化生产的 P 型单晶电池均采用 PERC 技术，平均转换效率达 22.8%，预计未来十年平均每年可提高转换效率 0.2-0.3%；而 N 型 TOPcon 电池、HJT 电池 2020 年已分别达到 23.5%、23.8%的平均转换 效率，未来年均转换效率可达 0.4%。对比之下，PERC 电池未来效率提升空间有限，N 型电池有望借助技术迭代成为电池技术的主要发展方向。

TOPCon 电池和 HJT 电池价格较高，成本劣势明显。根据 PVInfolink2020 年的各电池片 技术成本利润分析可以看出，对于应用 158.75mm 硅片的 PERC 电池的电池价格为 0.88 元/W，而同样规格的 Topcon 电池的电池价格为 1.1 元/W，价格相差 25%；对于应用更小尺寸硅片的 HJT 电池的电池价格却更高，为 1.35 元/W，远远高于 PERC 电池的电池价格。

规模化扩产带来设备成本下降。同 PERC 电池技术一样，规模化生产可以有效压缩单位电池片成本。其中，TOPCon 电池虽是一种 N 型衬底的新型电池，但其制备工艺与设备 和 PERC 电池兼容性高，设备有80%左右重合，其设备降本空间也受 PERC 电池产线主导。目前 TOPCon 电池设备价格约 3 亿元/GW，与大尺寸 PERC 电池设备 2.5 亿元/GW 接近。而HJT电池与 PERC 电池设备兼容性小，HJT 产线具有很大的独立性，降本程度 更依赖于产能的增长。目前 HJT 电池设备价格约4.5亿元/GW，而产能仅达到 2-3GW， 可见 HJT 电池规模化的降本空间巨大。

（4）逆变器：单机功率提升降低投资额

逆变器在光伏产业中作用关键，它可以将光伏太阳能板产生的可变直流电压（DC）转换为市电频率交流电（AC）。逆变器的单位容量设备投资成本指从锡膏印刷到组装以及包装环节所用生产设备所需投资成本。2020 年，逆变器设备投资成本为 6 万元/MW。逆变器功率密度的提升和自动化水平的提高，将使单位容量设备投资额呈逐年下降趋势，预计 2030 年可降低至 5.6 万元/MW。

逆变器功率提升是降本关键。2020 年，集中式逆变器单机功率为 3125kW/台，集中式电站用组串式逆变器单机功率为225kW/台，集散式逆变器单机功率为 3150kW/台。随着IGBT、MOSFET等功率开关耐压等级和电流提升，以及更好的散热材质和设计，逆变器额定功率提升在技术上是可行的。同时也要考虑 LCOE 成本最优以及与高功率组件的匹配等因素，因此市场中逆变器单机主流额定功率将由市场需求确定。预计未来十年，逆变器单机功率可提高89%-100%。

(5)光伏支架：国产替代空间大

跟踪支架替代助益电站降本增效。光伏支架是光伏电站的“骨骼”，随着光伏电站扩增而增长。早年固定支架因其出色的稳定性，以及较低的前期投资成本，在中国光伏支架市场占有大部分的市场份额。近年来，随着跟踪技术提升，跟踪支架造价成本下降，为实现系统增效与电站收益最大化，以及融合双面组件、智能控制等技术，国家能源局实施“光伏发电领跑者计划”项目，大力推广跟踪支架的应用。国内中信博、天合光能等企业在全球跟踪支架市场占有一定份额，已具备成本和技术优势，未来跟踪支架国产替代空间大。

综上所述，2020年我国初始投资成本为约 651 美元/kW，同比 2019 年实现降幅 19%。2021年受多晶硅料、玻璃、胶膜等原材料价格上涨影响，硅片、电池片、组件价格及光伏发电系统投资成本均有所上涨，项目经济性降低，部分企业新增装机计划受到相应影响。随着未来上游产能释放，维持高位的硅料等原材料价格将有所下跌，硅片、电池、组件等价格也将回归合理水平，在能源政策和技术发展的双重驱动下，电站初始投资成本也将进一步下探。

2、运营：稳中有降是主要趋势

分布式光伏运维费用大、占比高，预计未来将稳中有降。据中国光伏业协会测算，2020年分布式光伏系统年运维成本为 0.054 元/W,集中式地面电站年运维费用为0.046 元/W，分布式光伏高于集中式光伏的运维费用。从占初始投资的比例来看，分布式的维运费用占初始投资的 40%左右，集中式占比则不足 30%。据 CPIA 预测，预计未来 10 年运维成本将在目前水平上会有小幅下降。此外，随着智能监测系统及无人机监控等技术的不断涌现，我们认为光伏项目的运维成本或有进一步压缩的空间，有望继续小幅下调。

3、电价：负面影响已释放完毕

光伏最早于 2007 年开始向用户端征收可再生能源附加费用以补贴发电企业，自此打开了“补贴”时代的序幕。随后光伏补贴不断下调，电价自 2011 年 1.15 元/千瓦时后每年降幅在0.05-0.15 元/千瓦时不等。2013年国家划分出不同的资源区，根据不同资源区太阳能的资源禀赋的不同给予一、二、三类资源区不同的电价。2020年，除分布式光伏还有 0.1 元/千瓦时的补贴（部分分布式项目）外，集中式光伏基本已经实现全面平价上网，我们认为电价降低对光伏运营商产生的负面影响基本已经释放完毕。

4、效率：新型电力系统助力光伏消纳

随着新能源大量并网，光伏出力的不均匀性将对电力系统带来极大挑战，因此解决新能源的消纳问题将变得十分重要。从我们绘制的解决新能源消纳的路径图中可以看到，电源侧、电网侧、用户侧，乃至于整个电力市场都将为新能源消纳提供支持。在发电端的火电灵活性改造、以抽水及电化学为主的新型储能将解决光伏电力供需的时间错配问题；电网端的特高压建设及新型电网的搭建将极大解决光伏出力的地域错配问题。另外整个电力市场的改革也将使光伏发电的交易变得更加有效率，通过更市场化的交易机制促进光伏电力的消纳。因此我们认为新型电力系统的改革将持续助力光伏消纳，未来利用小时及弃光将不会出现大幅波动。

（四）利好不断涌现，新能源运营景气度持续提升

1、能耗管控趋严背景下绿电优势凸显

政策频发，新能源运营利好不断。8 月 17 日发改委印发《2021 年上半年各地区能耗双控 目标完成情况晴雨表》，能耗强度预警等级为一级的省份，对能耗强度不降反升的地区 （地级市、州、盟）除国家规划布局的重大项目外，2021 年暂停“两高”项目节能审查。各地要求对上半年严峻的市场形势保持高度警惕，确保完成全年能耗双控目标，特别是 能耗强度降低目标任务。9 月 7 日，绿色电力交易试点正式启动，优先组织绿色电力交易 的执行和结算。9 月 11 日，发改委关于印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》 的通知，明确指出鼓励地方增加可再生能源消费。根据各省（自治区、直辖市）可再生 能源电力消纳和绿色电力证书交易等情况，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任 权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量，不纳入该地区年度和五 年规划当期能源消费总量考核。在能耗双控趋严的背景下，企业可通过使用不占用能耗 计算指标的新能源电力（绿电）满足生产发展的需要，一定程度上减轻限电限产带来的 负面影响。

首批绿电交易价格较中长期电力价格上浮 0.03 元左右/度，在当前水平下，一个典型的 30MW 的集中式光伏项目的全投资 IRR 将上浮 1.15%、资本金 IRR 将上浮 3.1%。

2、CCER 有望落地

我们对一个典型的 30MW 的风电项目 CCER 交易取得的收益进行测算。在 CCER 价格为 20、30 元每吨时对应获得的额外收益为 65.25、97.87 万元。

五、历史复盘&国际对比

（一）世界光伏发电历程

太阳能是人类最早利用的能源之一，也是目前发展最快的可再生能源技术之一。人类将太阳能作为一种能源和动力加以利用已经有 400 年的历史，光伏发电技术的起源可追溯至1839 年法国科学家 E.Becquerel 发现液体的光生伏特效应，而真正运用新技术并开始作为新能源使用是从 1973 年石油危机开始。二战以来全球太阳能开发利用的发展历程可以划分为 4 个阶段：起步阶段——缓慢发展阶段——高增速、快速扩张阶段——增速放缓、平稳增长阶段。目前光伏已成为世界能源结构中重要的一环。

1、1973 年-1994 年：起步阶段

三次石油危机的爆发使人们认识到，现有的能源结构必须彻底改变，应加速向未来能源 结构过渡。这一时期全球许多国家加强了对太阳能及其它可再生能源技术发展的支持， 使得全球兴起了开发利用太阳能热潮。1973年，美国制定了政府级阳光发电计划，太阳能研究经费大幅度增长，并且成立太阳能开发银行，促进太阳能产品的商业化。日本在 1974 年公布了政府制定的“阳光计划”，其中太阳能的研究开发项目有：太阳房、工业太阳能系统、太阳热发电、分散型和大型光伏发电系统等。这一阶段太阳能产业初步建立，但规模较小，经济效益尚不理想。

2、1995-2006年：缓慢发展阶段

进入 80 年代后全球石油价格大幅度回落，而太阳能产品价格居高不下，缺乏竞争力，同时太阳能技术没有重大突破，提高效率和降低成本的目标没有实现，许多国家相继大幅度削减太阳能研究经费。一方面受太阳能开发难度大，短时间内很难实现大规模利用，另一方面太阳能利用存在高成本的问题，使得全球太阳能开发利用较为缓慢。全球太阳光伏发电装机容量从 1995 年 的 0.25 GW 上涨到 2007 年 6.50 GW，装机容量占全球总装机容量的比例微乎其微。

3、2007 年至 2013 年：高增速、快速扩张阶段

进入 2007 年以后，光伏发电技术不断突破，同时随着全球低碳生活的理念不断普及，全球太阳能迈入快速发展阶段。各国推出政府补贴政策，推动光伏大规模商业化，目的是通过一段时间的扶持，让光伏发电获得规模和技术突破，使光伏发电成本和传统能源发电相竞争。诸多推动因素下，光伏装机随之迎来大幅扩张，2008 年至 2013 年，光伏新增装机年增速均保持在50%以上，2011年甚至达到近 80%。

4、2014 至今：增速放缓、平稳增长阶段

2014年之后，光伏发电行业经过优胜劣汰的筛选，发电成本持续大幅下降，投资回报重新获得平衡，全球更多的国家加入到支持光伏发电的行列，具有技术研发优势、规模优势的企业涌现。纵观历史，近 20 年间光伏增速年均复合增长率达37.5%。

（二）我国光伏发电发展历程

我国光伏发电发展仅不足 20 年，到目前主要经历了三个阶段：起步阶段—曲折发展—平稳增长阶段。伴随着光伏发电成本进一步降低以及电力市场化交易的开展，预计“十四 五”期间，我国光伏装机容量将持续提升。从整个能源结构来看，光伏占比逐渐提升；尤其从新增来看，2020 年光伏新增装机4925MV,占新增装机总量的比例为 26%。据《中国光伏产业发展路线图(2020 年版)》预测，在乐观情况下，2025 年，我国光伏新增装机容量将达到 110GW，可再生能源发展空间依然很大。

1、2007年前：起步阶段

2001年，我国推出“光明工程计划”，旨在利用风电、光电及其他可再生能源解决边远无电地区 2300 万人口的用电问题。此阶段，我国光伏电站建设速度缓慢，且大多数为离网式电站。2005年，西藏羊八井光伏电站并网成功，开创了光伏发电系统与电力系统高压并网的先河。

2、2007-2013 年：曲折发展阶段

2007 年至 2013 年，光伏新增装机增幅波动巨大。2007 年开始，国家开始正式征收可再生能源附加，光伏发电行业补贴资金来源有了保障，大大提升了光伏企业的投资积极性。但在 2008 年，受金融危机影响，全球光伏组件需求量大幅降低，导致我国光伏企业产品滞销严重，部分企业停产甚至破产。2009-2010 年，国家出台《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见》推动多晶硅行业健康发展，并相继推出“金太阳工程”、“光伏建筑应用”示范项目及两期特许权招标项目，引导国内光伏应用市场发展。

2011 年 8 月，国家发改委规定 2011 年 7 月 1 日前核准建设、2011 年 12 月 31 日建成投产且发改委核定价格的光伏发电项目，上网电价统一核定为 1.15 元每千瓦时，中国光伏市场从此步入标杆上网电价时代。2011-2012 年，受益于标杆上网电价的推出、“金太阳工程”及“光电建筑应用示范”项目的延续以及可再生能源附加征收标准的提高，我国光伏发电行业持续快速发展，新增装机容量分别达到 2.7GW、4.5GW，已成为世界主要光伏装机市场之一。

3、2014-至今：新增装机增速略有回落，但整体增速依然强劲

2014 年后，光伏新增保持平稳增长的趋势，年增速保持在 20-30%。2013 年 8 月，国家发改委将全国划分为三类太阳能资源区，分别制定标杆上网电价;对分布式光伏发电实行全电量补贴政策，补贴标准为每千瓦时 0.42 元。同时，光伏电站投资建设由核准制改为备案制，由省级主管部门对光伏项目实施备案管理。度电补贴及备案制的推行推动了业主方的投资积极性，加之光伏扶贫以及领跑者项目的实施，我国光伏发电行业快速发展。

光伏发电作为对传统燃煤机组发电的替代，平价上网是光伏发电行业的必然趋势。2018 年光伏“531 光伏新政”全面缩减补贴范围、降低补贴力度，给光伏发电行业带来了巨大冲击。2019-2020 年，随着我国光伏“竞价”政策的推出以及首批平价项目的推出，为产业链上下游企业加快技术创新、降本增效提供巨大驱动力。

4、2060 年以后：碳中和阶段

对于未来能源结构及各类型电源发展情况，国家出台了有关政策文件进行明确要求。其中国家能源局《2021 年能源工作指导意见》指出 2021 年主要预期目标如下：能源结构：煤炭消费比重下降到 56%以下。国家能源局综合司《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）》提出 2030 年非化石能源占一次能源消费比重达到 25% 左右，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上等目标任务。2021 年，全国风电、 光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，后续逐年提高，到 2025 年达到16.5%左右。

同时也有大量的学者和研究报告对未来能源结构进行了预测。国网能源研究院院长、党委书记张运洲表示预计以新能源为主的非化石能源发电可全部满足 2030 年后新增电能需求，同时逐步替代存量化石能源发电，2060 年新能源发电量占比将达到 53%～60%。国网能源研究院量化分析表明，到 2030、2060 年，非化石能源发电量占比分别达到 45%～ 52%、83%～94%，非化石能源占一次能源消费比重达到 27.5%～32%、80%～89%。在国家电网发布的《中国能源电力发展展望 2020》中提出电源装机总量 2035 年、2060 年 将分别达到 40 亿、50 亿千瓦左右。风电和光伏发电将逐步成为电源结构的主体，常规电源将长期在电力平衡中发挥重要作用，煤电装机预计于 2030 年前达峰，核电、水电、气电等各类电源近中期稳步发展。国家发改委能源研究所原所长戴彦德表示未来需坚持“减油、控煤、增气”，到 2050 年需将能源消费总量控制在 50 亿吨标准煤。

六、风险提示

（1）光伏装机推进不及预期；（2）上游材料成本降幅不及预期；（3）绿电、CCER交易推进不及预期等。