過去10 余年，我國的光伏產業規模快速擴張，商用技術屢破世界紀錄，一舉發展成為具有全產業鏈領先優勢的科技產業。據麥肯錫咨詢公司的一項研究顯示，光伏產業是我國領先世界且具有極大競爭優勢的產業之一。但與此同時，相對于先進國家，我國光伏產業在部分領域仍有不足，需要進一步找差距、補短板，繼續鞏固和提升我國光伏產業的國際領先地位。

1 我國光伏產業發展的優、劣勢對比

1.1 優勢

1.1.1 制造能力全球領先

1） 全球光伏制造業不斷向我國轉移，我國光伏產業鏈各環節的產業規模均占全球較高份額。2018 年，我國多晶硅、硅片、太陽電池、光伏組件的產量分別達到了25.9 萬t、107.1GW、85.0 GW 與84.3 GW，在全球總產量的占比分別為58.1%、93.1%、74.8% 與72.8%。其中，截至2018 年底，光伏組件產量已經連續12年位居全球第一，全球累計產量的2/3 以上由我國供應。

2） 通過積極實施“走出去”戰略，我國光伏企業在全球范圍內實現產能擴張。據CPIA 統計，我國已有超過20 家光伏企業通過合資、并購、投資等方式在海外布局產能，主要集中在越南、泰國、馬來西亞等國家。2018 年海外布局的太陽電池有效產能達到12.2 GW，光伏組件有效產能達到18.1 GW。

3） 企業規模和實力也位居全球前列。多晶硅、硅片、太陽電池、光伏組件4 大產業鏈環節全球產量前10 的企業中，我國（ 未包含中國臺灣地區）分別占到7 家、10 家、9 家和7 家。

1.1.2 產業鏈配套完善程度全球領先

我國光伏產業不僅在主產業鏈環節上規模全球領先，而且已經形成了一套幾乎包含所有光伏專用設備、光伏平衡部件和配套輔材輔料的完整產業配套環境。這是其他國家所不具備的，即使是目前光伏制造業發展勢頭較猛的東南亞地區也尚未形成完整的產業鏈供應體系。光伏設備方面，受益于我國良好的半導體產業發展基礎，我國光伏設備企業從硅材料生產、硅片加工、太陽電池與光伏組件的生產，到相應的純水制備、環保處理、凈化工程的建設，以及與光伏產業鏈相應的檢測設備、模擬器等，已經具備成套供應能力;部分產品，如濕法清洗設備、制絨機、擴散爐、管式PECVD、印刷機、單晶爐、多晶鑄錠爐、層壓機、檢測及自動化設備等，已有不同程度的出口。輔材輔料方面，我國太陽電池、光伏組件生產所需的大部分原輔材料，如EVA 膠膜、背板、銀鋁漿料、光伏玻璃等已實現國產供應。在“走出去”戰略的帶動下，原輔材料產品走出國門供應我國光伏企業的海外制造基地，部分企業在海外建廠。

1.1.3 產業化技術水平全球領先

近幾年來，我國太陽電池量產效率以年均0.4%～0.5% 的速度快速增長，產業化技術水平一直全球領先。我國高效PERC 太陽電池的量產化規模已位居全球首位，骨干企業量產PERC 單晶太陽電池的平均轉換效率已突破22.6%。結合大硅片、MBB、半片、疊片、雙面等組件技術，大規模量產的光伏組件的最高功率已突破400 W。大硅片、鑄錠單晶等硅片技術，以及TOPCon、HDT等高效電池技術的產業化進程也在穩步推進。

研發方面，國內光伏企業創造世界紀錄的頻率不斷加快。2019 年1 月，漢能和隆基分別創造了24.23% 的SHJ 電池國內最高效率，以及24.06% 的PERC 單晶太陽電池世界最高效率。5月27 日，天合光能創造了大面積n 型i-TOPCon單晶太陽電池效率達24.58% 的世界紀錄。5 月28 日，阿特斯創造了大面積多晶硅太陽電池效率達22.28% 的世界紀錄。

1.1.4 光伏制造成本全球領先

受益于完善的配套環境、相對低廉的要素成本，以及產業規模效應，我國光伏產品的制造成本一直處于全球最低水平。多晶硅料生產已步入規模經濟效益階段，在產的多晶硅企業規模普遍在萬t 以上，多晶硅生產平均綜合能耗下降至71kWh/kg-Si，骨干企業甚至已低于63 kWh/kg-Si，多晶硅的生產成本降至41.4 元/kg。在生產工藝技術進步、生產布局優化及原輔材等各環節持續降本的帶動下，2018 年領先企業的PERC單晶光伏組件的成本降至約1.44 元/W，較2010年的12 元/W 下降了近90%。

1.1.5 市場規模全球領先

自2013 年國務院發布《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》（ 國發［2013］24 號） 以來，在各部門政策的推動下，我國光伏市場規模快速擴大，當年即躍居全球首位。2018 年，我國光伏發電新增裝機量達到44.26 GW，雖然同比有所下滑，但已連續6 年位居世界第一;累計裝機量超過174 GW，連續4 年位居全球首位。2018 年，我國光伏發電新增裝機量占2018 年所有新增電力裝機量的36%，高于其他能源居于首位。

1.2 劣勢

1.2.1 基礎研究能力滯后

1） 原理性研究積累不足。目前我國大規模量產的晶硅電池技術，其結構原理來自海外高校科研院所;其他有望量產的高效電池技術，其電池結構的原創發明人也源自海外。這給我國光伏產業的國際化發展帶來了知識產權糾紛風險。

2） 前沿性研究滯后。雖然我國在晶硅電池的研發上后來居上，不斷創造世界紀錄，但是在薄膜電池、量子點電池等前沿技術研發上儲備不足，一旦出現產業化顛覆性技術，可能會給我國光伏產業帶來沉重打擊。

3） 缺乏國家級實驗室。基本上每個光伏產業基礎較好的國家均有其國家級的研發實驗室，比如，德國有弗朗霍夫實驗室、美國有NREL 實驗室、日本有NEDO 等，他們均通過與企業聯合研發、政府合同服務等方式開展共性關鍵技術研發，屢次創造了不同電池類型轉換效率的世界紀錄，并能通過產、學、研、用緊密結合的運營模式快速實現產業化。而我國國家級實驗室均隸屬于企業，未能發揮其共性技術研發服務行業的作用，高校科研院所的產、學、研、用結合能力也不足。

1.2.2 標準與檢測認證能力不足

1） 標準滯后。雖然在數量上，我國光伏國標/ 行標相較國際通用的IEC 標準更多，但很大一部分實施時間較早，技術指標落后，已經滯后于技術變革與進展較快的光伏產業的實際發展，并且部分標準缺失，尚未形成一套完善的標準體系。標準體系改革以來，各社會團體也在積極開展光伏領域內的團體標準制定工作，但與IEC、SEMI 等國際標準相比，存在標準質量不高、認可度低、行業影響力弱、企業應用積極性不高的問題。

2） 檢測認證滯后。我國已經涌現了一批光伏領域內的檢測認證機構，但與國外先進機構相比，仍存在檢測能力不強、高素質檢測人員缺乏、測試數據國際公信力有待提升的情況。由我國檢測機構出具的電池轉換效率數據尚不能得到國外權威機構的認可。相對于TüV、UL 等國際認證機構，國內光伏認證機構和品牌在國際市場的認可度不高，即使在國內，下游電站開發企業也往往采信國外認證機構的認證。

1.2.3 光伏發電成本相對較高

我國光伏產品生產成本較低，位于全球領先，但光伏電站的建設成本和度電成本卻相對較高。2019 年，我國光伏發電補貼項目平均中標電價尚在0.3 元/kWh 以上，但全球光伏發電最低中標電價已低至1.75 美分/kWh，且已經有多地可以實現平價上網，甚至達到低價上網。這主要是由于我國光伏發電項目建設的非技術性成本較高造成的。

據統計，2018 年我國光伏電站建設的非技術性成本已占總投資成本的20% 以上，并呈逐年上升態勢。1） 土地成本方面，土地稅費無統一標準，部分地方存在多收費、亂收費、隨意變更的現象;即使有地方政府優惠承諾的“領跑者”項目，部分也面臨較大的土地問題。

2） 財務成本方面，國內光伏電站建設的貸款利率普遍比國外高4～5 個百分點。

3） 并網成本方面，本應由電網投建的接網工程往往由項目業主自行建設，電網企業受制于體制機制，很難回購代建資產。4）補貼拖欠方面，目前光伏發電補貼拖欠金額已超過600 億元，企業年電費收入甚至無法償還銀行利息，遑論電站運維。

1.2.4 光伏發電利用水平仍然偏低

盡管我國年新增光伏裝機量位居全球首位，并且整體社會用電量巨大，但由于在“棄光”“限電”等問題，導致光伏發電量占全部電力消費量的比例仍然偏低。2018 年，我國光伏發電量約為1775 億kWh，約占全國全年總發電量的2.5%。而在光伏發電發展歷史較悠久的德國，其2018年全年光伏發電量為45.7 TWh，占全部電力消費量的8.5%。在光伏輸出峰值階段，德國電力的40% 來自于光伏發電。

2 對策建議

2.1 加強頂層設計

依據能源轉型目標與氣候變化承諾目標，倒推以光伏為代表的可再生能源發展需求。統籌考慮所有電力企業、電網、配售電服務公司等利益相關方，協調工信部、財政部、發展和改革委、能源局、電網等部門，形成合力，研究制定以實現可再生能源發電為主導能源利用形式的電力體制機制，并加快落實。

2.2 推動產業創新發展

統籌現有資金渠道，支持關鍵技術研發，加快發展高效率、低成本的光伏發電新產品，突破高端裝備和原輔材的技術瓶頸。加強基礎性、前沿性、顛覆性技術布局，搶占產業發展的制高點。統籌政府資金及社會資本，依托國家重點實驗室、國家工程中心等機構，推動建立服務行業的第三方國家級光伏共性關鍵技術研發服務機構，形成國際領先、面向全行業的綜合性創新支撐平臺。

2.3 強化標準、檢測、認證體系建設

加大《太陽能光伏產業綜合標準化技術體系》的宣貫和實施力度，充分發揮團體標準的作用，在政府項目和行業管理中引入團體標準，加強企業應用團體標準的積極性。加強檢測認證機構能力建設，開展專業檢測人員培養，強化誠信體系建設。協調政府出資的海外項目及含有國有資本建設的光伏發電項目采信國內檢測結果及認證產品，以應用促發展。

2.4 降低電站項目的非技術性成本

1） 以支持可再生能源發展為原則，按照已有政策征稅范圍下限規定光伏電站占用土地稅收標準，并對地方在光伏項目土地稅收政策的前后一致性上進行監管。

2） 落實電網并網設施建設責任，對于企業代建的接入工程，電網無法回購的，可通過提高一定幅度收購電價的形式實現費用補償。

3） 切實督促地方政府落實《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》（ 發改能源［2016］1150 號） 中有關光伏發電保障收購小時數的要求。

4） 政府應給出解決補貼拖欠問題的明確時間截點。
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