随着全球碳中和进程的不断加速，光伏作为一种可再生清洁能源，已成为实现全球能源转型与绿色发展的重要保障。在产业政策的持续支持及技术推动下，光伏发电成本显著下降，全球光伏新增装机容量大幅上升，目前光伏发电已步入平价上网时代，部分国家及地区甚至实现了低价上网，在用户侧实现了低价用电。中国光伏行业处于全球领先地位，是光伏产品的出口大国，截至2023年，装机规模连续10年位居全球第一，新增装机已连续8年位居全球第一。然而，尽管光伏行业长期前景广阔，当前却面临一系列挑战，包括国际贸易限制政策和国内产能过剩问题，这些因素正在影响行业的健康发展。2023年我国风电光伏发电量占全社会用电量比重首次突破15%，显示出新能源发电的强劲势头。根据国家能源局发布的《2024年能源工作指导意见》，预计2024年风电、太阳能发电量占全国发电量的比重将进一步提高至17%以上。可见，尽管目前中国光伏行业正处于一个关键的拐点时刻，但新能源发电的长期趋势仍然向好。
光伏发电，顾名思义是根据光生伏特原理，将太阳光能直接转化为电能的一种发电方式，光伏发电系统主要是由太阳电池板（组件）、控制器及逆变器三大部分组成。其产业链也很好理解，上游主要包括单/多晶硅的冶炼、拉棒/切片生产等环节，同时还包括一些组件的原材料等；中游则是关键环节，包括电池片、组件的生产；下游以逆变器、发电系统集成及具体应用为主。整个系统中最为核心的环节就是电池片，它分为晶硅和非晶硅两大类，其中，晶硅电池片为主流技术路线。根据掺杂元素不同，晶硅电池片又可继续分为P型（掺硼）和N型（掺磷）。目前P型电池已接近理论转换效率的极限，很难再进一步发展，例如P型PERC电池的理论极限效率为24.5%，为P型电池中最高，在2021年市占率曾高达90%；而N型电池具有更高的转换效率、更高的少子寿命、无光致衰减现象等多种优良性能，是未来光伏电池片的主流发展技术，其中N型TOPCon电池的理论最高效率为28.7%。2022年开始，光伏电池进入N型电池时代，预计于2024年P型电池将全面退出市场，而N型中TOPCon技术路线较为成熟适合扩大生产，其产能目前占据约90%，其余技术如HJT、IBC等尚在研发测试阶段。不同类型、技术路线的电池片本质上是为了达到一个简单的目的——“降本增效”。“降本”即通过优化制备工艺来降低制造的单位成本（材料成本）；“增效”即增加电池的光电转换效率，这是当前光伏产业唯一存在巨大技术变革的核心环节，主要方式包括光学优化（降低光反射、提高光吸收来减少光照的光学损失）、电气优化（优化电池内部结构减少电阻损失）和结构优化（改变组件排布构造）。国际贸易摩擦仍在继续，在我国光伏产业成长发展过程中，面临着美国、印度等国家的本土贸易保护。以前中国光伏行业主要是以出口贸易为主要方式出海，但现在各国开始构建自己的光伏产业链，不再接受以贸易形式出海的中国产能，多次实施贸易限制措施，如美国201调查、301调查，印度反倾销调查等，中国企业只能选择通过海外建厂进行产业布局，来争取生产税收抵免。国内企业已形成东南亚、欧洲两大海外光伏制造基地群，东南亚主要涉及越南、泰国、马来西亚，欧洲主要是德国、希腊，未来将逐渐形成国内、海外两个独立的市场。光伏行业进入整合阶段，随着“去补贴化”趋势下，落后产能逐渐淘汰，产业链各环节的龙头企业依靠资金、技术、成本和渠道优势，不断扩大规模，中小厂商正在退出市场，产业集中度进一步提高。并且在如今激烈的价格竞争情况下，利润空间被压缩，光伏企业在扩大规模的同时还将提高制造一体化的程度，拓展上下游，布局全产业链，以保证供应、降低成本。光伏的度电成本主要来自于项目的初始投资，由于其不需要燃料，运营成本极低；而煤电的度电成本则主要取决于煤炭的成本，是投产后的运营成本。光伏终端组件价格在经历了2023年的暴跌后，光伏发电的平准化度电成本LCOE大约在0.3-0.4元/度。资料来源：资料来源：财信证券，CPIA
对比其他发电方式，根据我国目前火力发电厂的效能水平，生产一度电需要消耗大约300至350克的标准煤（按煤炭价格1000元/吨计算），发电所需的燃料成本约0.3-0.35元，总成本大约在0.3-0.4元/度；水力发电和风力发电的度电成本同样在设施建设上，大型水电站需要投资数百亿至上千亿，但使用寿命厂，综合来看水电度电成本约为0.2-0.3元/度，风电约为0.3-0.6元/度；核电发电的成本相对较高，大约在0.4元/度。有研究表明，当新能源电量渗透率超过15%后，整个电力系统的成本将进入快速增长的临界点，虽然未来新能源场站的成本逐步下降，但很难完全对冲因消纳新能源而上升的系统成本。如何解决消纳问题，提升电网的灵活性成为光伏行业面临的重要难题。一方面，光伏快速增长的新增装机速度，远远超过了当地的电力需求增长，据统计随着产业链各环节价格的持续下行，2023年全国光伏累计装机增长达55.2%。另一方面，大型光伏基地大多位于沙漠、隔壁，例如新疆、内蒙古、青海、甘肃等地，当地电力需求相对东部地区较小，这就需要电力外送，但我国跨省跨区通道能力不足，外送时受到生态环境等因素的制约，用电负荷时间及空间的不对称性就产生了电网消纳压力，这将直接影响未来光伏装机增量。在建设上，按照“三位一体”模式，即大基地光伏项目的建设需要搭配调峰的煤电或储能设备以及特高压通道同步投入使用。由于光伏发电具有波动性、间歇性，会造成电力实时供应的不稳定性，这时候就需要火电支持，灵活性地改造光伏发电，或储能设备的协同，削峰填谷，同时配套特高压通道外送多余电力。在市场调配上，针对分布式光伏，构建新的电力系统管理模式——虚拟电厂。虚拟电厂是一种物联网技术，它通过将不同区域的可调节负荷、储能和电源侧等资源集中起来，自主协调优化控制，使聚合资源参与到电力系统运行和电力市场交易中。目前北京、深圳及天津等地均开展了虚拟电厂的试点项目，这种方式可以以市场供需的方式进行资源匹配，提高了电网输配电效率，也节约了传统电厂和电网投资。但这些措施将导致成本的上升，涉及光伏生产端、国家电网、能源局、传统火电厂、光伏建设方与使用方等多方的博弈，在实际实施上需要一定的时间，目前三北地区的光伏电量暂时还无法充分释放。中国光伏行业在高速发展30年之后，开始进入拐点时刻。放眼国际，贸易限制政策使得出海环境不容乐观，而国内严重的产能过剩引来的降价潮压缩盈利空间，在国内国外的双重压力下，中国光伏企业需要顶住压力，攻坚克难，才能在这一轮洗牌中生存下来！
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