2022年，我国多晶硅产量85.7万吨，连续十二年位居世界首位，占全球产量的85.6%；国内硅片产量371.3GW，占全球产量的97.4%；国内电池片产量约330.6GW，同比增长67.1%，占全球产量的90.3%；国内组件产量约294.7GW，同比增长62.1%，占全球产量的84.8%。

制造能力方面，在四个主要生产环节产量对比中，我国企业均连续位居全球第一位。2022年，全球范围来看，多晶硅环节产量前10名的企业中中国企业有7家，硅片、电池片环节产量前10名的企业全部是中国企业，组件环节产量前10名的企业中8家是中国企业。2014—2022年，中国光伏企业生产组件超过988GW，有效支撑了全球光伏发电装机应用。

制造布局方面，响应国家共建“一带一路”倡议，我国光伏企业自2012年便开始“走出去”。据不完全统计，目前我国拥有海外产能的企业超过30家，布局遍布全球五大洲，涉及硅片、电池片、组件、玻璃、逆变器等主要环节，马来西亚、泰国、越南成为海外主要生产基地。

（数据来源：中国光伏行业协会）

图1  2014—2023年1—4月我国光伏行业生产情况

（数据来源：中国光伏行业协会）

图2  2014年以来我国晶硅电池实验室效率刷新纪录情况

在内外部环境的共同推动下，我国光伏企业加大工艺技术研发力度，生产工艺水平不断进步，不断刷新纪录。据中国光伏行业协会统计，2014—2022年，我国企业、研究机构晶硅电池实验室效率共打破世界纪录56次；2022年，刷新效率纪录14次，其中10次为n型电池技术。未来随着生产成本的降低及良率的提升，n型电池将会成为电池技术的主要发展方向之一。

近年来，我国光伏发电装机规模持续扩大，目前已成为全球最大的光伏应用市场。2014~2022年，年均复合增长率约为41.3%。2022年，我国新增光伏发电并网装机容量87.41GW，连续10年稳居世界首位。截至2022年底，我国光伏发电并网装机容量达到3.9亿kW，同比增长28.1%，连续8年稳居全球首位。2023年1~4月，我国新增光伏发电并网装机容量48.31GW，同比增长186%，已超过2022年前八个月总装机容量。截至2023年4月底，我国光伏累计装机4.4亿kW，仅次于火力发电，在全国电力总装机中的占比为16.6%。

2022年，集中式电站装机规模36.3GW，在年度新增装机中占比41.5%；分布式电站装机规模51.1GW，占比58.5%，其中户用光伏新增装机容量25.25GW，占比28.9%，成为新增装机中至关重要的项目类型。预计在“十四五”时期，光伏发电将形成集中式与分布式并举的发展格局。

（数据来源：中国光伏行业协会）

图3  2014年以来我国光伏发电装机情况（单位：GW)

同时，光伏+工业、光伏+建筑、光伏+交通、光伏+通信、光伏+生态治理等各种产业融合发展模式不断创新，我国光伏行业已进入多元化、规模化发展的新阶段。

根据国家能源局《新型电力系统发展蓝皮书》，我国电力供给结构将从以化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变。锚定我国2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的目标，光伏、风电等新能源将逐步从发电量增量主体向装机主体电源演变，最终成为发电量结构主体电源。相关机构研究报告指出，到2060年，我国全社会用电量将达到15万亿～18万亿kW·h，电源总装机将达到80亿kW，风电、光伏新能源装机占比将超过60%，发电量占比超过55%。

光伏发电一方面降低材料成本，一方面提高转换效率降本，过去10年来，光伏发电成本已下降了90%。未来还会有新的光伏发电技术，比如钙钛矿叠层技术乃至下一代技术，且光伏作为一种工业制造的能源，原材料又非常广泛，降本增效的潜力巨大。现在在不考虑系统平衡性的条件下，光伏已经是最便宜的新建电源，同时光伏发电的边际运行成本极低，未来叠加长时储能等技术仍能和传统能源同质同价，进而降低全社会能源转型成本。

光伏具有接近终端负荷、建设周期短、土地空间占用少、与其他产业复合开发度高、生态环境负效应低、产业成熟度较高和商业模式多样化等优势。随着万物互联时代的到来，“云大物移智链边”（云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能、区块链、边缘计算）为代表的数字技术不断成熟，在电网中指数级增长的分散资源调控也将逐步得以实现。通过智能设计、管理、监控和运营，光伏可以实现实时的可观、可测、可调、可控，为能源互联网时代的到来打造坚实的基础。

在能源互联网时代，为满足企业和个人用能的安全、经济、绿色需求，虚拟电厂、负荷聚合等商业模式将不断涌现，进而成为推动经济高质量发展新的增长极。

光伏发电出力依赖光照和天气等自然条件，光伏等新能源间歇性、随机性、波动性特点使得系统调节更加困难，系统平衡和安全问题更加突出。业内专家预测，2030年新能源出力占电力系统总负荷之比最低为5%、最高为51%，而2060年新能源出力占系统负荷之比为16%到142%。此外，我国能源资源与负荷中心呈逆向分布，目前西北和华北区域弃电情况还较为严重，而东南地区电力紧平衡趋势日益明显。因此，新能源出力波动性以及资源分布不均，从时间和空间上导致电力供应紧张与弃风弃光问题共存的局面。

随着新能源渗透率不断提高，需要更多的输配电设备、调节电源投入，从而提高电力系统的调节成本和容量成本。随着辅助服务细则完善和辅助服务市场、容量市场的建立，新能源将承担一定的系统成本，新能源需要进一步降低发电成本以维持竞争力，从而带动电力系统总成本下降。

随着新能源参与市场化交易比例不断提高，保量保价为主的经营模式逐步成为过去式，新能源运营需更加精细化。光伏发电具有很强的相关性与反调峰性，光伏电站之间发电同时性基本一致，导致电力市场价格“鸭型曲线”和“峡谷曲线”效应增强。电力市场化导致光伏发电在同一时间、同一地点产生不同的发电收益。随着电力市场化进一步加速推进，光伏场站若继续以价格接受者的惯性思维参与电力现货市场，其收益稳定性将大受影响。

当前电网运行方式难以支撑指数级增长的新能源以及分散资源的调控，限制了灵活商业模式的发展，比如源网荷储一体化、分布式电力市场交易等。例如，分布式发电市场化交易机制鼓励分布式光伏与周边用户直接交易，符合新型电力系统的基本规律和物理特性。然而，受参与用户享受电网备用却未足额承担系统容量备用相关成本以及输配成本分担不明确等因素影响，市场进展不及预期。未来需完善市场化交易的价格政策及市场规则，推动分布式光伏在合理承担附加基金和系统备用费用基础上获得对等交易地位。

坚持集中式和分布式并举。大力推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，并构建安全可靠的新能源供给消纳体系。借鉴光伏扶贫等优秀经验，推进光伏发电与乡村振兴融合发展，推进“千乡万村沐光行动”，与新能源汽车下乡结合，打造光储充新商业模式，加大光伏在工业、交通、建筑等领域应用，助力各领域碳达峰、碳中和。

建议建立电力容量市场，促进发电企业对发电机组有效容量方面的投资，如储能、气电等可调节电源，引导煤电由主力电源逐步向基础保障性和系统调节性电源转变，保障在高比例新能源接入情况下的电力供应充裕度。

大力发展分布式光伏对于提升能源供应安全、缓解能源生产与负荷逆向分布的矛盾意义重大。同时光伏等分布式发电也将有效促进配电网与微电网协同发展，提高我国电力系统和用户抗风险能力。2023年5月，国家发展改革委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，根据不同电压等级成本、电量等情况，准确核定各电压等级需量电价和容量电价，为增量配电网、微电网发展创造了有利条件。建议大力发展分布式智能电网，完善市场化交易规则，大力推动分布式光伏发展。

从政策和电力交易规则上完善适应低边际成本、高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易。建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同。参考电力市场化经验丰富省份的新能源参与情况，如山西省分时段中长期交易，完善适应新能源间歇性和出力不确定性的特点的灵活交易机制。加快促进清洁能源消纳的市场建设和机制完善，建立基于可再生能源电力消纳保障机制的电力交易机制，同时加快完善绿电绿证机制。进一步扩大跨省跨区电力交易范围，破除市场壁垒，实现可再生能源的跨区域消纳。

总而言之，光伏在新型电力系统中起到电量支撑、清洁低碳、经济高效作用，光伏等可再生能源的发展不仅是应对气候变化的重要措施，也可将不可再生的资源从发电任务中替换出来，并用在更加需要的位置，从而为人类新的技术进步和工业革命提供基础。为实现上述目标，在百年未有之大变局和激烈的国际竞争下，我们要以更大的决心坚持先立后破，在电力体制、运行、调度等方面继续深化改革，坚定探索电力市场化、电力系统运行机制法制化、信息公开化，积极拥抱前沿技术以及商业模式。