在科技的發(fā)展道路上，離不開能源的助力，特別是再科技飛速發(fā)展的今天，而地球上的能源有限，就需要科研人員不斷開發(fā)新能源，這就再當下最需要研發(fā)太陽能的使用。2019年，無疑是以風電、光伏為代表的新能源沖刺平價之年。風電平價大基地開建、光伏平價項目陸續(xù)開工。陸上風電、集中式光伏正加速走完平價前的“最后一公里”。

與此同時，光熱、儲能、氫能等雖短期內(nèi)仍不具備經(jīng)濟性，但也步入降本的快車道。放眼未來，平價之后，擺脫補貼依賴的新能源，不僅更清潔，而且更便宜。市場需求的自然釋放將為其持續(xù)健康發(fā)展打開一扇全新的窗。丟掉補貼“拐杖”，意味著電價政策調(diào)整帶來的產(chǎn)業(yè)波動可以避免，“搶裝”從此成為歷史。產(chǎn)業(yè)發(fā)展節(jié)奏更有預期，產(chǎn)業(yè)成長環(huán)境得以改善。2020年實現(xiàn)風電、光伏平價上網(wǎng)目標近在咫尺。對于新能源而言，平價是起點，不是終點。

風電“搶裝潮”來襲 產(chǎn)業(yè)鏈全面吃緊

受風電上網(wǎng)電價政策調(diào)整影響，“搶裝”成了2019年風電行業(yè)的熱詞。今年5月，國家發(fā)改委對風電上網(wǎng)電價政策進行調(diào)整，明確2018年底之前核準的陸上風電項目，2020年底前仍未完成并網(wǎng)的，國家不再補貼;自2021年1月1日起，新核準的陸上風電項目全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)，國家不再補貼，海上風電新核準風電指導價也有所下調(diào)。為獲得更高的上網(wǎng)電價，風電開發(fā)商開啟了一輪風風火火的“搶裝潮”，我國風電市場風向也隨之發(fā)生轉(zhuǎn)變。

經(jīng)歷了2016、2017年兩年風電新增裝機下滑的“低迷期”，風電整機價格在2018年下半年跌到了谷底，而“搶裝潮”的來襲卻讓整機商業(yè)績出現(xiàn)回暖。風電整機從買方市場迅速轉(zhuǎn)變?yōu)橘u方市場，風電整機價格觸底反彈。2019年下半年風機招標均價超過3900元/千瓦，較2018年同期上漲近三成。

各大整機商積極保供交付，我國風電產(chǎn)業(yè)鏈也因此經(jīng)受持續(xù)考驗。風機葉片、軸承、鑄件等核心零部件供不應求，價格“水漲船高”。巴沙木作為風機葉片主要原材料，一時間價格翻倍。供應鏈緊張引發(fā)業(yè)內(nèi)擔憂，受限于零部件短缺、施工容量等因素，多省市大量已核準項目預計難以按期完成。如何在保證開發(fā)商電價收益的同時，保證風電產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，將是未來關注的重點。伴隨補貼政策調(diào)整，陸上風電平價上網(wǎng)步入倒計時，我國風電產(chǎn)業(yè)是否能順利擺脫補貼“拐杖”，形成產(chǎn)業(yè)發(fā)展的內(nèi)生驅(qū)動力，我們拭目以待。

光伏裝機現(xiàn)結構性調(diào)整 集中式分布式兩極分化

回望2019年國內(nèi)光伏的新增裝機，有人形容是“斷崖式”下跌，有人稱其為腰斬。目前公布的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，前三季度，全國光伏發(fā)電新增裝機1599萬千瓦，同比大降53.7%。誠然，遲到的管理政策難辭其咎。一輪輪意見征求，一層層申報評定，7月11日，2019年光伏發(fā)電項目國家補貼競價結果“千呼萬喚始出來”，其中擬納入國家競價補貼范圍的項目總裝機近2300萬千瓦。光伏電站建設周期雖不長，但項目建設涉及土地、電網(wǎng)消納等諸多環(huán)節(jié)，加之秋冬天氣對施工進度的影響，留給企業(yè)的時間已然不多。

年初的預期目標顯然難以達到，但總體裝機下滑的過程中，結構性變化卻帶給人們新的驚喜——1-9月，全國集中式光伏電站新增裝機規(guī)模為773萬千瓦，占比48.32%;分布式光伏新增裝機規(guī)模為826萬千瓦，占比51.68%。這是近5年來，前三季度分布式光伏新增裝機量首次超過集中式光伏電站。曾經(jīng)，集中式發(fā)展的光伏電站，正順勢而變，走進尋常百姓家。中國光伏產(chǎn)業(yè)結構優(yōu)化調(diào)整初見成效。隨著平價上網(wǎng)漸行漸近，光伏產(chǎn)業(yè)正在從“政策驅(qū)動”邁向“需求驅(qū)動”，穩(wěn)定、及時的政策是保證產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的基石，而對綠色、清潔能源的需求和愿望實乃中國光伏長效發(fā)展的源動力。

光伏企業(yè)“出海”忙 拉動制造端逆勢增長

在國內(nèi)光伏新增裝機同比大幅下降的情況下，2019年光伏制造端卻出現(xiàn)逆勢增長。這受益于光伏“出海”捷報頻傳。潮平兩岸闊——2019年上半年，全球光伏發(fā)電新增裝機量達到約47吉瓦。其中，越南、烏克蘭、墨西哥等新興市場加速崛起，西班牙等傳統(tǒng)光伏市場恢復性增長。風正一帆懸——1-9月，我國光伏產(chǎn)品出口總額達162.2億美元，超2018年全年總額，同比增長32.8%，創(chuàng)歷史新高。其中，組件出口額大幅增長41.8%，出口量超過53吉瓦，較2018年全年同比大增80%。

在海外市場爆發(fā)式崛起的背景下，我國光伏制造端“火力全開”：今年1-9月，國內(nèi)多晶硅、硅片、電池片、組件產(chǎn)量分別為24.2萬噸、99.4吉瓦、82.2吉瓦和75吉瓦，同比增長32.1%、44.3%、48.6%、32%。放眼全球光伏市場，我國生產(chǎn)的多晶硅、硅片、電池片、組件、逆變器占比分別為58%、93%、74%、72%、62%，上述各環(huán)節(jié)產(chǎn)量排名世界前十的企業(yè)中，我國企業(yè)均占據(jù)一半以上席位。“中國制造”走向全球，蹄疾步穩(wěn)。在國內(nèi)光伏發(fā)電新增建設規(guī)模進行優(yōu)化調(diào)整的過程中，傳統(tǒng)海外市場的復蘇以及新興海外市場的不斷涌現(xiàn)成為我國光伏產(chǎn)制造業(yè)持續(xù)、穩(wěn)定發(fā)展的及時雨。

利用海內(nèi)海外兩種資源，發(fā)力國內(nèi)國際兩個市場，中國光伏必將行穩(wěn)致遠。

“三北”風電開發(fā)回流 大基地開發(fā)再啟航

規(guī)?；?、基地式開發(fā)是風電降低全生命周期度電成本的重要途徑。2019年，風電大基地建設再次在“三北”地區(qū)揚帆起航。截至目前，內(nèi)蒙古烏蘭察布、青海海南州等多地區(qū)都在積極推進超百萬千瓦風電開發(fā)項目，大規(guī)模風電基地正吹響風電平價上網(wǎng)的前奏。數(shù)年前，風力資源條件優(yōu)越的“三北”地區(qū)苦于“棄電”，多省市大規(guī)模開發(fā)風電項目幾經(jīng)擱置，隨著建設“綠電”外送通道、可再生能源電力交易等措施的完善，“三北”地區(qū)風電大基地開發(fā)又一次成為熱點。

今年9月，國家電力投資集團有限公司宣布將投資約400億元，在烏蘭察布建設風電基地一期600萬千瓦示范項目，這一項目也成為我國首個大規(guī)?？稍偕茉雌絻r上網(wǎng)示范項目。同月，中廣核宣布于烏蘭察布建設200萬千瓦風電平價基地項目。2019年，大型國有企業(yè)“大手筆”入局風電的例子不勝枚舉，在規(guī)模效應的加持下，風電大基地項目度電成有望出現(xiàn)顯著下降。陸上風電大基地已讓業(yè)內(nèi)看到了“平價時代”的第一縷光。

新型光伏技術百家爭艷 帶動度電成本一降再降

科學技術是第一生產(chǎn)力。2019年，站在平價上網(wǎng)的關口，面向度電成本降低的需求，中國光伏的生產(chǎn)力革新正逢其時。

著眼電池端，2019年，8種類型的電池刷新了效率紀錄。主流晶硅電池中，多晶硅PERC電池效率由22%提升至22.8%，單晶硅PERC電池效率由23.1%提升至24.03%。同時，企業(yè)紛紛布局薄膜電池、鈣鈦礦電池、異質(zhì)結電池等新型電池技術。2019年，HIT電池效率由23.7%提升至24.85%，TOPCon電池效率由23.1%提升至24.58%，鈣鈦礦單結電池效率由23.32%提升至23.7%。不可否認，受制于成本、穩(wěn)定性等因素，新一代電池技術離規(guī)?；瘧萌杂幸欢尉嚯x，相信時間會給出最好的選擇。在組件端，疊瓦和半片技術受到市場青睞，組件功率提升的背后，成本、良率等問題也面臨新的挑戰(zhàn)。

百花齊放，殊途同歸。通過提升電池和組件效率以實現(xiàn)最低度電成本成為國內(nèi)光伏企業(yè)的共同選擇。光伏企業(yè)正在不斷刷新電池端、組件端的功率、效率等性能輸出，提升自身研發(fā)能力，傳統(tǒng)擴產(chǎn)降本的競爭模式已轉(zhuǎn)向技術致勝的博弈。

海上風機大型化趨勢明朗 國產(chǎn)大風機“利刃出鞘”

2019年，各大整機商紛紛下線5兆瓦以上的大風機，6兆瓦、8兆瓦、10兆瓦……國產(chǎn)大機組不斷創(chuàng)出容量新高。從最早的千瓦級小風機到如今的兆瓦級大風機，我國風電技術水平和國外差距不斷縮小，風電制造能力躍居世界前列。過去數(shù)年間，國內(nèi)多家制造企業(yè)積極布局大兆瓦風電機組，同時，國家相關部門也多次發(fā)布政策，大力推進風電產(chǎn)業(yè)關鍵設備國產(chǎn)化進程。國產(chǎn)大兆瓦風機技術的突破，將助力我國海上風電逐步駛向深海、遠海。

當前，我國海上風電產(chǎn)業(yè)已進入“競價”階段，2019年多省市相繼發(fā)布最新海上風電項目競爭配置結果，在大兆瓦機組的加持下，海上風電是否能夠承受補貼退坡的壓力甚至走向平價?必須看到，我國海上風電產(chǎn)業(yè)仍處于起步期，不可避免的是，與大功率海上風機相匹配的齒輪箱、發(fā)電機、鑄件、主軸承等核心零部件仍是行業(yè)掣肘因素。與陸上風電相比，海上風電運維成本高，在順應大機組發(fā)展趨勢的同時，如何降低海上風電平準化度電成本、提高海上風電場規(guī)模開發(fā)利用的整體經(jīng)濟性，將是行業(yè)未來持續(xù)關注的話題。

電化學儲能“踩剎車” 商業(yè)模式仍待探尋

這是電化學儲能踩下剎車的一年。

2019年，我國電化學儲能未能延續(xù)2018年的發(fā)展盛況。今年1-9月，我國新增投運電化學儲能裝機規(guī)模為207.6兆瓦，同比下降37.4%。這與年初“今年我國電化學儲能累計投運規(guī)模達到1.92吉瓦，年增速約為89%”的預測相差甚遠。在各地儲能政策層出不窮的情況下，儲能市場需求卻依舊疲軟。“沒有可行的商業(yè)模式”成為業(yè)內(nèi)對今年市場發(fā)展的歸納總結。2018年，以國家電網(wǎng)為代表的大型央企注資儲能示范項目，儲能風頭盛極一時。但在產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期沒有清晰的盈利模式下，想一直保持高速發(fā)展無疑是無源之水。

雪上加霜的是，今年4月，國家發(fā)改委發(fā)布了《輸配電定價成本監(jiān)審辦法(修訂征求意見稿)》，明確充電樁、三產(chǎn)、售電、抽水蓄能、電儲能設施乃至綜合能源服務等與輸配電業(yè)務無關的費用，不得計入輸配電定價成本，這意味著此前市場期待的輸配電價還不能成為儲能行業(yè)新的可行商業(yè)模式。年底，國家電網(wǎng)一紙《關于進一步嚴格控制電網(wǎng)投資的通知》更是將電網(wǎng)側電化學儲能投資打入“嚴禁”之列。

困難中找方向，迷茫中謀出路。在可再生能源快速發(fā)展的背景下，儲能的未來仍被業(yè)內(nèi)看好。對于一個新興產(chǎn)業(yè)而言，一味過熱的市場反而不利于企業(yè)靜心反思。被潑了一盆冷水也許更有助于企業(yè)苦練內(nèi)功。畢竟，從產(chǎn)品上提升競爭力，謀求適合自己的商業(yè)模式才是王道。

光熱發(fā)電示范項目陷困境 電價政策有待進一步明確

相對于風電、光伏等其他新能源，光熱發(fā)電的平價之路更為遙遠和艱辛。截至目前，2019年僅有中電青海共和50兆瓦熔鹽塔式光熱發(fā)電項目成功并網(wǎng)。玉門鑫能50兆瓦熔鹽塔式光熱項目、烏拉特中旗中核龍騰100兆瓦槽式導熱油光熱項目等4個首批光熱發(fā)電示范項目仍在建設中。2016年，國家能源局批準建設第一批20個光熱示范項目。3年來，并網(wǎng)投運的項目不足一半。資金成為光熱發(fā)電示范項目發(fā)展的瓶頸。

由于我國光熱發(fā)電項目起步較晚，遠沒有達到經(jīng)濟規(guī)模，項目成本較高。同時，光熱發(fā)電項目都集中在西部地區(qū)，當?shù)厝济喊l(fā)電標桿上網(wǎng)電價較低，因此目前光熱發(fā)電對電價補貼的依賴程度仍然較高。據(jù)《國家發(fā)展改革委關于太陽能熱發(fā)電標桿上網(wǎng)電價政策的通知》，2018年12月31日前全部建成投產(chǎn)的首批示范項目執(zhí)行每千瓦時1.15元的標桿上網(wǎng)電價。首批示范項目建設期限可放寬至2020年12月31日，建立逾期投運項目電價退坡機制。若在2019年內(nèi)并網(wǎng)投運，其電價將降低0.01元/千瓦時，且隨著并網(wǎng)時間的延遲，電價將進一步降低。

在未來上網(wǎng)電價尚不明確的情況下，企業(yè)無法計算收益率，因此有部分企業(yè)已經(jīng)暫停了光熱發(fā)電示范項目建設工作。在此情況下，如何盤活資金，尋找適應的融資方式成為光熱發(fā)電示范項目建設的關鍵。借助首批示范項目，積極探索新型技術、運營模式和融資方式，為后續(xù)項目提供重要借鑒和參考，才能走出適合光熱發(fā)電自身特色的降本增效之路。

氫能產(chǎn)業(yè)持續(xù)大熱 去虛夯實方能長遠

2019年對于氫能產(chǎn)業(yè)而言是大熱的一年。自今年3月氫能首次被寫進《政府工作報告》，要求“推進充電、加氫等設施建設”以來，各地政府相繼出臺政策規(guī)劃，希望搶占產(chǎn)業(yè)風口，尋求經(jīng)濟增長新動能。據(jù)粗略統(tǒng)計，氫能相關市場規(guī)模達萬億元。在這一巨大市場的引力之下，全國多地相繼宣布打造氫都、氫谷、氫能小鎮(zhèn)，與此同時，氫能概念股在資本市場大行其道。這也引來了氫能產(chǎn)業(yè)是否存在“虛火”的質(zhì)疑。

熱產(chǎn)業(yè)更需要冷思考。合理的質(zhì)疑、審慎的態(tài)度對產(chǎn)業(yè)發(fā)展并非壞事。正如所有新興產(chǎn)業(yè)一樣，一擁而上是產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期常常出現(xiàn)的狀況。必須看到，氫能發(fā)展仍缺乏戰(zhàn)略性頂層設計，相關標準制定不完善、技術短板仍需補齊。只有去虛夯實，產(chǎn)業(yè)發(fā)展才能持續(xù)、穩(wěn)健。

光伏項目的平價上網(wǎng)，該如何定義?

個人認為，可以分三個層次來考慮。首先，要明確對標電價，以該電價并網(wǎng)能獲得合理的經(jīng)濟收益。我國的電價分上網(wǎng)電價(脫硫煤標桿電價)和銷售電價(居民電價、大工業(yè)電價、工商業(yè)電價)，不同電價的數(shù)值差異很大。對于分布式項目，對標的是銷售電價，即居民電價、大工業(yè)電價、工商業(yè)電價。這三類電價相對較高，因此分布式項目更容易實現(xiàn)平價上網(wǎng)。對于地面電站項目，對標的是上網(wǎng)電價，即脫硫煤標桿電價。地面電站以項目所在地的“脫硫煤標桿電價”并網(wǎng)能獲得合理收益，即實現(xiàn)了平價上網(wǎng)。

其次，光伏出力受太陽能資源影響而不穩(wěn)定，配合儲能系統(tǒng)即可實現(xiàn)出力可控。如果“光伏+儲能”的可控清潔電力價格能與常規(guī)能源相當，則實現(xiàn)了第二層次的平價。再次，隨著電改的推進，未來電力市場實現(xiàn)100%的現(xiàn)貨交易，那市場上就不存在穩(wěn)定的“脫硫煤標桿電價”，而光伏電力作為普通電力的一種參與競爭，并具有競爭力，此時才是真正意義上的“平價上網(wǎng)”。

光伏度電成本的影響因素：現(xiàn)階段討論的平價上網(wǎng)，主要是地面光伏電站以“脫硫煤標桿電價”并網(wǎng)且有合理利潤為標準。脫硫煤標桿電價相對較低，這需要光伏項目的度電成本(LCOE)進一步降低來實現(xiàn)。在度電成本的計算中，涉及到項目初始投資、固定資產(chǎn)殘值、第n年的運營成本、第n年的折舊、第n年的利息、第n年的發(fā)電量以及折現(xiàn)率。上述幾個因素中，對光伏度電成本影響最大的兩個因素就是：項目初始投資和年發(fā)電量。下文將主要就這兩點進行討論。

初始投資下降對LCOE降低的推動

自2009年第一批光伏特許權招標開始，光伏行業(yè)正式進入市場化運作階段。在過去的10年里，光伏的度電成本下降主要來源于“項目初始投資”的下降。僅2011~2018年，光伏組件、逆變器價格均出現(xiàn)75%以上的下降。在此推動下，系統(tǒng)成本下降約72%。在2018年下半年開展的部分領跑者基地EPC工程招標中，根據(jù)每個項目建設條件的不同，EPC工程的中標價格集中在4~5元/W之間。

未來，光伏項目的初始投資，仍然存在一定的下降空間。2011~2018年，雖然光伏組件、逆變器下降75%以上，但“組件+逆變器”投資在系統(tǒng)投資中占比一直在50%上下。光伏系統(tǒng)的BOS(Balance of System)的下降，主要得益于兩方面：一方面是組件效率提高，工程設計優(yōu)化;另一方面，光伏組件的價格也有一定的下降空間。

1. 組件效率提高推動初始投資下降

光伏組件效率越高，BOS成本越低。光伏組件效率提高能推動BOS成本的下降，主要原因是光伏系統(tǒng)中，有許多投資是與面積相關的。組件轉(zhuǎn)換效率越高，單瓦的平均面積越小，與面積相關的部分投資就越低。經(jīng)過計算，60片版型的光伏組件，功率提高10Wp，BOS成本會有5~7分/Wp的下降。在領跑者項目的推動下，電池轉(zhuǎn)換效率快速提升，最新效率記錄達到24.2%，N型半片組件(60片電池)的輸出功率創(chuàng)高達387.6W。2019年底，預計315Wp組件可以實現(xiàn)大規(guī)模應用。因此，這會推動BOS成本進一步下降。

2. 設計優(yōu)化推動初始投資下降

諸多新設計理念、技術的應用，也在推動BOS成本的下降。比較有代表性的設計優(yōu)化理念如：1500V系統(tǒng)的應用，超配理念的推廣，優(yōu)化最佳傾角實現(xiàn)經(jīng)濟最優(yōu)等等。

(1)1500V系統(tǒng)的應用

在2018年開展的第三批領跑者中，1500V系統(tǒng)得到了廣泛的應用。相對于1000V系統(tǒng)，1500V系統(tǒng)的組件串聯(lián)數(shù)量增加、單個發(fā)電單元規(guī)模增加，就可以降低單瓦成本，主要差異點為樁基礎數(shù)量、直流匯流后的線纜長度、匯流箱數(shù)量;同時，電壓升高、線路變短，減少直流線損;另外，組件效率提升、電壓等級升高，促使設計中發(fā)電單元由1MW擴展到2.5MW，實現(xiàn)減少一定的工程量。經(jīng)過計算，1500V系統(tǒng)相對于1000V系統(tǒng)，僅樁基礎、電纜兩項就可以節(jié)省3~4分/W。

由于能很好地降低初始投資，在全球范圍內(nèi)光伏平價上網(wǎng)趨勢推動下，1500V系統(tǒng)備受青睞。根據(jù)IHS的統(tǒng)計，大型地面電站匯總，1500V系統(tǒng)的占比逐年快速升高。

(2)超配設計理念的推廣

組件規(guī)模相對于逆變器超配，即“容配比>1”，能實現(xiàn)降低度電成本，根本原因在于這一設計能很好的提高交流側設備的利用率。格爾木市是全國太陽能資源最好城市之一，格爾木市的太陽能輻照度在大多數(shù)情況下低于800W/m2，當溫度為25℃時，光伏組件的出力一般為標稱功率的80%。如果再考慮系統(tǒng)效率，到達逆變器的功率長期低于組件標稱功率的70%。因此，當組件、逆變器按照1：1配置時，逆變器及其后面的設備利用率長期不足70%。

當容配比>1時，即組件的標稱功率大于逆變器時，雖然小部分時間會出現(xiàn)限電，但約30%投資的利用率大幅提高，從而降低LCOE。隨著組件價格下降，效率的提升，直流側投資占比日趨下降;增加容配比，提高交流端的利用率，增益更加明顯。

(3)經(jīng)濟最優(yōu)傾角的設計理念

在土地成本占比日益增加的情況下，與傳統(tǒng)最佳傾角的設計理念不同，現(xiàn)在的電站設計方案中，更多地采用了“經(jīng)濟最優(yōu)間距和傾角”設計理念。以山東某項目為例，32°為當?shù)匕l(fā)電量最佳傾角。當降低傾角，發(fā)電量減少，電費收入降低;同時，占地面積減少，土地租金也降低。在項目所在條件下，26°是經(jīng)濟收益最佳傾角。

國外部分土地成本較高的項目，甚至采用了光伏組件“人字形”設計的方案，來降低土地成本，尋求經(jīng)濟上最優(yōu)的解決方案。除了上述幾個優(yōu)化設計理念之外，智能化的設計軟件得到廣泛的使用，使各種線纜、鋼材的使用量得到更加準確的計算，減少了冗余量，從而節(jié)省了輔材的成本。

3. 組件價格下降推動初始投資下降

根據(jù)新疆大全2018年的財報，2018年底硅料現(xiàn)金成本、全成本折合人民幣分別約為44.6元/kg和53.3元/kg 。這與目前的硅料80元/kg的售價還有一定的價差。未來，隨著國內(nèi)硅料產(chǎn)能大規(guī)模的投產(chǎn)，硅料售價還存在一定的下降空間。根據(jù)供需情況、不同企業(yè)的成本來看，未來優(yōu)質(zhì)硅料的售價應該保持在75元/kg左右。

硅片環(huán)節(jié)，薄片化趨勢明顯，單晶組件1kg硅料出片量從58片上升到64片，可以攤低單片硅片的成本。另外，高效應用能明顯攤低組件的封裝成本。隨著電池片價格的降低，封裝成本在組件中的占比越來越高。目前，單塊60片組件的封裝成本、保險及運輸費用合計約為237元/塊，不同效率組件分攤下來的單瓦封裝成本有較大的差異。

根據(jù)前文的分析，隨著技術的進步，光伏組件的價格存在一定的下降空間;組件高效化、設計優(yōu)化等，都會帶來系統(tǒng)成本的下降?？偟膩砜矗?019年全年系統(tǒng)成本存在0.5元/W左右的下降空間。2018年，僅光伏組件價格就下降了0.8元/W左右。因此，未來初始投資雖然仍有一定的下降空間，但十分有限。未來，LCOE的下降，將主要靠“發(fā)電量提升”來實現(xiàn)。

發(fā)電量提升對LCOE降低的推動

近期雙面組件、跟蹤支架、智能運維等技術被越來越多地用于提升項目的發(fā)電量。

1. 雙面組件的應用

在第三批領跑者中，雙面組件的應用量約為30%。關于雙面組件對發(fā)電量的提升幅度，第三方認證機構、企業(yè)等做了大量的研究工作。雙面組件對發(fā)電量的提升水平受多種因素的影響。包括：地表反射率、組件離地高度、項目場址坐標等等。根據(jù)各家公布的實證數(shù)據(jù)，在不同的情境下，雙面組件的背面大約能提高5~25%的發(fā)電量。目前，雙面組件的價格比普通組件高約0.1元/W，即投資增加2~3%;如果能提高5%以上的發(fā)電量，則能明顯降低度電成本。

2. 跟蹤式支架

跟蹤支架能夠大幅提高發(fā)電量，直射比越高的地方，發(fā)電量效果提升越明顯。目前，技術最成熟、應用最廣泛的是平單軸跟蹤技術。對第三批領跑者項目采用平單軸跟蹤支架時，發(fā)電量的提升水平進行的理論計算。發(fā)電量提升比例跟直射比存在很好的相關性，在不同地區(qū)，提升幅度均在10%以上。而且，相對于固定式，平單軸跟蹤的占地面積不會明顯增加。根據(jù)國土資源部發(fā)布的《光伏發(fā)電站工程項目用地控制指標》，當采用轉(zhuǎn)化效率為18%的光伏組件時，根據(jù)不同安裝形式的占地面積，用地控制指標不同。

相對于固定式，平單軸的占地面積并沒有明顯增加，在高緯度地區(qū)反而會減少。因此，平單軸跟蹤支架的技術成熟高，能夠提高發(fā)電量10%以上，卻不會明顯增加占地面積。

3. 智能運維技術

早期光伏電站的運維管理水平較低，電站的系統(tǒng)效率僅有70%~80%之間，平均水平約78%左右。隨著越來越多的電站進入運營階段，一系列現(xiàn)代化的技術被運用到電站當中。光伏電站被接入智能運維平臺，通過平臺的大數(shù)據(jù)分析對每個電站進行診斷。如，當灰塵遮擋使電站的發(fā)電量明顯降低時，自動清洗設備就會啟動，及時清洗來降低發(fā)電量的損失;對于電站故障，也能及時發(fā)現(xiàn)、報警，配合無人機巡檢定位，使故障及時排除，減少發(fā)電量損失。

因此，智能化監(jiān)控平臺配合智能設備、現(xiàn)代化技術，能明顯提高項目的系統(tǒng)效率。目前，光伏電站的系統(tǒng)效率基本都能達到81%以上。綜上，雙面組件、平單軸跟蹤技術、智能化運維綜合運用，雖然會使項目投資增加15%左右，但是能夠提升發(fā)電量25%以上，可以明顯降低項目的LCOE。

通過上述的分析，未來光伏組件價格仍有下降的空間，高效組件、設計優(yōu)化能夠推動初始投資實現(xiàn)進一步降低;跟蹤技術、雙面組件、智能運維能明顯提高發(fā)電量。過去10年里，LCOE主要是通過初始投資不斷下降實現(xiàn)，未來將主要靠發(fā)電量提升來實現(xiàn)。其中，雙面組件、平單軸跟蹤技術、1500V 系統(tǒng)的綜合運用，能夠大幅降低項目的LCOE;就未來2~3年來看，可能是應用比例提升最快的三項技術。如果某一天人們能高效利用太陽能，相信能解決很大的能源問題，畢竟太陽能是符合可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略的，能保證人類的永續(xù)發(fā)展，需要我們科研人員更加努力。