深度报告：技术迭代成本下降全球共振演绎成长-第5页-北极星太阳能光伏网

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产业链降价压力减小，释放制造业盈利空间。随着各环节持续降本增效持续推进，光伏进入平价上网前的最后一公里。受补贴政策退出影响，制造业各环节盈利空间受到挤压。根据测算，预计平价时硅料、硅片、电池片、组件环节毛利率分别为 30%、25%、15%、13%。平价时代到来后，光伏产品降价压力减小，随着降本增效的持续推进以及行业格局的优化，各环节盈利能力尚有一定提升空间。

4.2 效率为王，N 型技术路线有望快速推广

高效电池具备更高的发电增益率：1）更高的转换效率可摊薄下游电站的面积相关成本，2）低衰减、双面发电等性能在长期内表现更优。光伏电站的运输、安装、线缆、支架、运维、土地等成本均与面积成正相关关系，因此采用更高效的电池组件，可节省光伏电站面积，进而节约面积相关成本。此外，N 型电池具备温度系数低、光衰减系数低、弱光响应、高双面率等优势，全生命周期内等效功率更高，且这部分发电增益在目前定价中尚未体现。与单晶 BSF 相比，P-PERC、中来 TOPCon、钧石能源 HIT 电池发电增益率分别约为 3%、8.29%、11%。

N 型技术路线转换效率提升空间大，同时具备光致衰减低、弱光相应好等优势。P-PERC电池背面激光开槽处金属接触区域增加额外的复合电流。与 P-PERC 工艺相比，N 型电池技术不需要使用激光工艺，因此制作工艺不会对硅片造成额外晶体伤害。2019年，P型PERC单晶电池转换效率为22.3%；N-PERT+TOPCOn、HJT 以及IBC单晶电池分别可达 22.7%、23.0%、23.6%，均超过 P 型电池。预计到 2025 年，P 型 PERC 效率可达 24.0%，N 型三种主要技术路线效率可分别提升至 24.5%、25.5%和 25.5%，提升幅度均大于 P 型电池。此外，N 型电池使用 N 型硅衬底代替 P 型硅，具备零光致衰减、弱光效应好以及组件稳定性高等特点。

N 型路线产业化顺利，未来有望快速推广。近年中来股份、林洋能源、国电投和英利集团开始布局 N-PERT 产能，但由于 N-PERT 电池与双面 P-PERC 电池相比没有性价比，电池厂商开始启动 N-PERT 向 TOPCon 升级，目前中来股份是国内唯一量产 TOPCon 电池的厂商，量产转换效率超过 22.5%，晶科能源、天合光能等传统电池厂商也纷纷加入TOPCon 阵营。此外，松下在 HIT 电池路线上已研发多年，国内钧石、上澎、晋能、中智等新进入者多选择实验室转换效率更高的 HIT 技术路线，目前量产转换效率普遍在22.5%~23.5%之间。

4.3 “光伏+储能”可见度提升，终极平价远景可期

“终极光伏技术+终极储能技术”铸就未来 100 年人类新一代能源。由于光伏发电输出功率具有很强的波动性、随机性，而光伏储能技术可以实现削峰填谷、负荷跟踪、调频调压、电能质量治理等功能。把光伏的平价上网和储能的平价上网最终结合起来，才是真正意义上的光伏平价上网。光伏+储能商业化发展在政策支持阶段的主要目的是提升光储全系统效益；随着补贴退坡及进入市场化初期阶段，光伏发电逐渐倾向自发自用，增加储能促进就地消纳；进入全面市场化阶段后，光储供电的主要目的转换为降低用电成本。

光储结合实现全天发电，有效降低用电成本。光储并网系统实现了系统全天发电，通过 24 小时不间断售电，电站收益率将不断提升。光储电站自发自用模式有效降低用电成本，有助于平价上网进程的推进。根据美国能源部国家可再生能源实验室（NREL）发布的相关报告，100MW 单轴追踪光伏系统成本为 1.11 亿美元，60MW/240MWh 电池储能系统成本为 0.91 亿美元，两者异地建设总成本为 2.02 亿美元。运用光储结合模式，同等规模交流光储系统成本为 1.88 亿美元。

受益光储政策利好，国内光储市场增长迅速。近两年，国内各地陆续发布相关光储利好政策。合肥、西北、华东、西藏等地区通过调节光储补贴、修改两个细则、鼓励光储配比以及征集光储示范项目等措施，调动市场积极性，大力推动“光伏”+“储能”的协同应用。截至 2019 年底，中国已投运的、与光伏配套建设的储能项目的累计装机规模为800.1MW，同比增长 66.8%，占中国已投运储能项目总规模的 2.5%。2019 年，新增投运光储项目的装机规模为 320.5MW，同比增长 16.2%。

集中式光储项目主要集中在三北地区，分布式工业光储项目占比提升。截至 2019 年底，中国集中式光储项目累计装机规模为 625.1MW，占全部光储项目总规模的 78.1%。从地区分布上看，项目主要分布在我国的“三北”地区，其中，青海的累计投运规模最大，为294.3MW，占比达到 47.1%；分布式光储项目累计装机规模为 175.0MW，占全部光储项目总规模的 21.9%。其中，偏远地区光储项目的累计投运规模最大，为 69.1MW，占比达到 39.5%，比去年同期下降近 14 个百分点，而工业光储项目的占比则比去年同期提升了近8 个百分点。

国网综能联手宁德时代布局储能产业，光伏+储能项目招标开启。2020 年 4 月，国网综合能源服务集团联合宁德时代先后成立新疆国网时代储能发展有限公司、国网时代（福建）储能发展有限公司，除了项目开发建设运维外，还可做储能研发集成等技术服务，将以储能支持特高压工程建设，促进新能源消纳，实现储能、新能源与电网的平衡发展。光储项目方面，华能、大唐已经率先开启光储项目招标。其中，大唐内蒙古腾格里首期 100MW生态治沙光伏电站项目配置的储能容量 5%、储能系统时长为 1 小时及以上；华能赤峰300MWp 光伏+储能项目，储能配置容量达到建设规模 5%及以上。

光储成本持续下降，终极平价远景可期。根据 BNEF 数据，2019 年储能系统成本约为331 美元/kwh，与 2018 年相比下降 9.1%。未来随着储能技术的持续进步，储能系统成本呈现连续下降趋势。预计至 2025 年，储能系统成本有望下降至 203 美元/kwh，与 2019年相比下降 38.7%，至 2030 年，储能系统成本有望下降至 165 美元/kwh，与 2019 年相比下降 50.25%。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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