常投格物·产研说（总第60期）| 光伏行业态势浅析

1.1 光伏行业释义

目前太阳能的利用方式主要分为光热及光伏两种，其中光伏是最主要的形式。光伏发电即利用半导体材料的光生伏特效应进行发电，即当太阳光照射到太阳能电池上时，光子激发半导体内的电子形成电流，从而直接将光能转换为电能。通过将多个太阳能电池串联或并联组成光伏阵列，并配合逆变器等设备，可以产生适用于家庭和工业使用的交流电。近年来，在产业政策引导和市场需求驱动的双重作用下，我国光伏产业实现了快速发展，2023年中国光伏新增装机容量达216.3GW，累计装机容量达609.49GW。

图表1：光伏发电系统示意图（来源：网络）

图表2：光伏电池结构示意图（来源：网络）

1.2 核心驱动力：降低度电成本

光伏发电的核心在于将太阳光能高效地转换为电能，这一过程的效率直接决定了系统的经济性和环境效益。高效率意味着在相同的光照条件下能够产生更多的电力，从而降低每单位电能的成本，通常用平准化度电成本（LCOE）进行衡量。因此，光伏行业发展的本质是追求降低度电成本。

图表3：一种LCOE的计算公式（来源：网络）

由于不同技术路线电厂开发、逆变器等下游设备成本相差不大，因此降低LCOE的核心是增加单位时间内的光伏发电量及优化配套设备建设成本，因此需要针对光伏电池本身的技术路线优化。业界主要有减少光学损失和电学损失两大思路。一方面，可以通过优化电池表面结构和材料特性来最小化反射和吸收损失，例如采用背接触式设计（如XBC电池）以减少金属栅线遮挡，使用高透光性的压延玻璃和减反膜，以及通过化学处理形成绒面来增加光子捕获率。另一方面，改进电池内部的载流子传输机制，比如利用梯度掺杂促进电子快速扩散，引入钝化层和技术（如TOPCon电池中的隧穿氧化层）来抑制载流子复合，这些措施有助于维持较高的开路电压和填充因子，进而提高整体转换效率。

1.3 光伏主流技术路线对比

1.3.1 单晶硅和多晶硅

当前技术路线的光伏电池基本为以硅为原料制作的晶硅电池。晶硅电池以硅片为衬底，根据使用晶体硅是单一晶体还是多个小单晶组成可将硅片分为单晶硅和多晶硅两种。两者相比较，单晶硅晶片表面缺陷少、杂质少，光电转换效率较多晶硅更高，而多晶硅在生产成本较为便宜，但多晶硅使用寿命较短，综合来看，单晶硅性能更好。不同的N型电池技术路线的差异并不主要源于对单晶硅或多晶硅的选择，某些技术路线对于硅片类型有一定的偏好或要求主要是因为不同类型的硅片在物理特性上的差异会影响最终电池的性能和效率。

图表4：硅料生产工艺路线（来源：天合光能）

1.3.2 P型电池和N型电池

根据硅片的差异，可分为P型电池和N型电池两大类。两种电池发电原理无本质差异，都是依据PN结进行光生载流子分离。在P型半导体材料上扩散磷元素形成的电池即为P型电池片；在N型半导体材料上注入硼元素形成的电池即为N型电池片。P型电池制作工艺相对简单，成本较低，主要包括BSF电池和PERC电池两种。PERC电池是在传统BSF电池的基础上，增加了背面钝化以及激光开工两道工艺，性能实现了明显提升。2015年之前，BSF电池占据90%市场；2016年之后，PERC电池接棒起跑，到2020年，PERC电池在全球市场中的占比已经超过85%，目前以双面PERC为主。由于P型单晶硅PERC电池理论转换效率极限为24.5%，P型PERC单晶电池效率很难再有大幅度的提升；并且未能彻底解决以P型硅片为基底的电池所产生的光衰现象。与传统的P型单晶电池和P型多晶电池相比，N型电池具有转换效率高、双面率高、温度系数低、无光衰、弱光效应好、载流子寿命更长等优点，但技术难度更大，成本也更高。目前厂商角力的新型技术路线基本均为N型电池的细分路线。目前，N型光伏电池主要有TOPCon、HJT、IBC等技术路线。不同技术路线的电池各有优劣，评价指标包括和新工艺、光电效率、成本等。

图表5：主流电池路线概览（来源：网络信息整理）

图表6：主流电池路线效率演进（来源：上海交通大学）

1.3.3 P型：PERC电池

PERC电池目前是市场上最主流的技术路线，凭借较高的产业化效率和较低的生产成本，它通过在电池背面引入氧化硅薄膜，显著提高了电池背面的光吸收和电子收集效率。然而，PERC电池也存在一些局限性，其理论效率极限相对较低，约为24.5%，并且存在光致衰减问题，在多晶PERC电池中这一现象尤为明显。尽管PERC技术已经非常成熟，但随着光伏行业从P型向N型技术的升级迭代，PERC技术正逐渐失去市场份额。虽然PERC电池在成本上具有优势，其成本与常规电池相近，但由于其效率提升空间有限，目前正面临资产减值和被淘汰的风险。市场需求方面，PERC电池曾经是市场的出货主力，但随着新型N型电池技术如TOPCon的兴起，PERC电池正在逐步被更高效的解决方案所替代。2023年以来，N型组件价格大幅下跌，在与P型产品的竞争中拥有了明显的市场优势。例如，182mm TOPCon双面组件的价格从2023年初接近2元/W降到2024年底的约0.72元/W，已与同尺寸的双玻PERC组件基本同价，但转换效率却更高。据中国光伏行业协会统计，2023年TOPCon电池平均转换效率达到25.0%，远高于PERC的23.4%。

1.3.4 N型：TOPCon电池

TOPCon电池最大程度保留和利用现有传统P型电池设备制程，只需增加硼扩和薄膜沉积设备，无须背面开孔和对准，极大地简化了电池生产工艺，量产化难度低。TOPCon电池拥有低衰减、高双面率、低温度系数等优点，在终端电站的发电增益效果明显。TOPCON理论极限效率28.7%，高于PERC的24.5%，低于HJT的29.2%，已经接近了晶硅光伏电池的效率极限29.43%。在众多N型光伏技术路线中，TOPCon技术以其高效率、高性价比以及对现有PERC生产线的兼容性脱颖而出，成为行业主流。

图表7：TOPCon电池结构图（来源：晶科能源）

根据中国光伏行业协会的数据，2023年我国光伏发电累计装机容量已攀升至608.92GW，年均复合增长率高达38.88%，预计到2025年将逼近1000GW大关。2023年，国内TOPCon产能布局达到了约560GW，市占率升至27%，超过了PERC电池的73%市场份额。与此同时，HJT和BC等其他N型技术的产能分别仅为45GW和48GW，远不及TOPCon的规模。PERC电池虽然仍占据主导地位，但其增长势头明显放缓，2023年PERC电池片出货量为146GW，市场占比从2022年的88%下降至71%左右，预计将快速压缩至三成以下。随着TOPCon技术的不断进步和成本降低，预计N型TOPCon电池的市场占有率将快速提升至70%以上，成为主流技术路线。

图表8：各技术路线按出货量计的市占率预测（来源：InfoLink）

1.3.5 N型：HJT电池

HJT电池是一种异质结电池，即以N型单晶硅为基底，在前后表面分别沉积不同特性的硅基薄膜叠层和透明导电薄膜。标准晶体硅太阳能电池是一种同质结电池，即PN结是在同一种半导体材料上形成的，而异质结电池的PN结采用不同的半导体材料构成。

图表9：HJT电池结构图（来源：光伏头条）

HJT电池作为一种先进的N型硅基太阳能电池技术，相较于PERC和TOPCon路线，制备工艺更为简化，仅需四个核心步骤：清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、透明导电氧化物（TCO）膜沉积以及金属电极化。全程采用低温物理或化学沉积法，避免了高温处理带来的热应力和效率损失，使得HJT电池不仅能够实现更高的双面率（最高可达98%），还拥有更优的温度系数和弱光响应性能。在外部温度升高时，HJT电池仍能保持高性能。然而，与成本相对较低的TOPCon技术相比，HJT的产线建设需要全新的设备投资。截至2024年底，HJT产线建设的单GW设备开支约3亿元人民币，虽较早期的4亿-4.5亿元有所下降，但仍显著高于TOPCon技术的2.5亿元/GW和PERC技术改造至TOPCon的5000万-7000万元/GW。预计到2025年，随着技术进步、生产线单线产能放大至1.2GW、关键材料如低温银浆及TCO靶材的国产化加速，以及市场竞争加剧促使成本控制，HJT的单GW投资成本有望进一步降低至2.5亿元以下。

1.3.6 钙钛矿电池

钙钛矿太阳能电池（PSCs）是利用钙钛矿型材料作为吸光层的新型化合物薄膜太阳能电池，是利用钙钛矿型的有机金属卤化物半导体作为吸光材料的太阳能电池。钙钛矿并不是专指一种含钙和钛的某种化合物，而是一类具有ABX3结构的晶体材料的总称，可选的材质种类众多。钙钛矿电池以其高吸光系数、低成本和易制备等优势，成为光伏领域的研究热点。这种电池能够在较薄的厚度下实现高效的光吸收，适用于多种应用场景，并且在弱光条件下表现良好。钙钛矿材料因其可调的带隙宽度、高效的光电转换能力和相对较低的成本，成为制造叠层电池的理想候选材料之一，有望突破单结电池的效率理论极限，实现更高的光电转换效率。

图表10：钙钛矿叠层组件（来源：协鑫光电）

然而，钙钛矿电池也面临稳定性差和大面积制备时效率损失的问题，尤其是在湿度、温度和光照等环境因素下的耐久性不足，实验室中的最长工作寿命通常只有几千小时，远低于晶硅电池。当前，钙钛矿电池正处于从实验室迈向产业化的关键阶段。国内企业如协鑫光电、纤纳光电和极电光能等已开始建设百MW级甚至GW级生产线，标志着钙钛矿电池正逐步进入规模化生产。

1.3.7 BC电池

BC电池，全称为背接触电池，其核心技术源自IBC电池（即交叉指式背接触电池）。与传统的晶硅电池的设计结构不同，BC电池将发射极、表面场以及金属电极全部设置在电池的背面，并以交叉指状的方式分布。这种设计使得电池的正面完全无任何栅线遮挡，从而能够最大限度地吸收入射光，减少因电极遮挡造成的光学损失，增加有效的发电面积。因此，BC电池不仅实现了更高的转换效率，而且其外观更加简洁美观。

图表11：BC电池示意图（来源：晶旭晟华新能源）

严格来说，BC电池是在结构上做优化的电池制作技术，不是一种单独的电池片种类。因此无论是P型还是N型电池，都可以叠加BC电池技术，做出新型电池片，例如可与TOPCon、HJT、钙钛矿等技术结合，兼收其他技术优点并进一步提升转换效率，此类电池统称为XBC电池。目前常见的有HBC电池（HJT+BC）、TBC电池（TOPCon+BC）、HPBC电池（PERC+TOPCon+BC）、ABC电池（全钝化）。其中，HPBC是隆基绿能基于P型电池提出的背接触电池结构，主要涉及PERC和TOPCon技术；ABC则是爱旭主推的N型背接触电池结构，叠加TOPCon和HJT技术。

光伏产业链主要围绕四大主材硅料、硅片、电池片、组件展开，配套辅材产业，行业下游为电站。整体来看，光伏产业链环节较短，因此产业链内供需波动传导快。光伏产业链条中，越往上游扩产周期越长，组件3个月即可投产，硅料则需要一两年时间。

图表12：光伏产业链梳理（来源：艾瑞咨询）

2.1 上游：硅片和其他原材料

光伏产业链上游主要为原材料及设备。原材料包括硅料、硅片（单晶硅/多晶硅/非晶硅）、金属硅、银浆/铝浆、电池片及其他辅料（铜、铟、硒、钙钛矿、砷化镓/锑化镉）等；设备包括石英坩埚炉、单晶硅生长炉、多晶硅铸锭炉、PECVD及扩散炉、切割设备、激光设备、丝网印刷成套设备等。上游市场的集中度较高，且集中度仍在不断提升。

上游原材料中，最核心的材料为硅片，其制备的主体为硅料，此外是核心辅料石英砂以及拉晶炉、切方机等机器设备。光伏硅片根据原料和工艺的不同可分为单晶硅片和多晶硅片，单晶硅棒主要使用直拉法生产，多晶硅锭主要使用铸锭法生产。市场硅片价格持续下行，已经从2022年底的约5.4元/片（M10）和7.2元/片（G12）跌至2024年6月的1.2元/片（M10）和1.75元/片（G12），跌幅已近八成。其次为银浆，银浆是太阳能电池片金属电极的重要材料，以银粉为主要成分，通过玻璃氧化物、有机树脂和有机溶剂制备而成。其产品性能和制备工艺直接影响太阳能电池的光电转换效率，成本仅次于硅片，因为银粉含量高故而价格昂贵。根据应用位置，银浆分为正面银浆和背面银浆。正面银浆用于正面电极，负责收集电流和导出光生载流子，主要用于P型电池片的受光面和N型电池片的双面。而背面银浆则应用于P型电池片的负面电极，起到焊接和粘连的作用，对导电性能的要求较低。根据技术路线，光伏银浆分为高温银浆和低温银浆。P型电池和N型TOPCon电池主要采用高温银浆，而HJT电池由于生产环节温度较低，主要采用低温导电银浆。银浆的优化和降低成本对HJT电池的经济性提升至关重要。

2.2 中游：电池片、胶膜、光伏玻璃、逆变器

中游是光伏电池片和光伏电池组件及配套设备的制造，其中的核心部件有电池片、组件、光伏玻璃、逆变器等。光伏电池片是将硅片进行电路雕刻等加工处理后得到的可以将太阳的光能转化为电能的半导体薄片。电池片的转换效率直接影响光伏系统的发电效率，其生产工艺的优良直接影响光伏系统使用寿命。从成本占比来看，电池片是光伏组件成本的核心，占据了大约68%的成本份额。除了电池片之外，边框和胶膜分别占成本的9%和4%。辅材如玻璃、背板等的成本占比受工艺影响有所浮动，通常占7%～8%。此外，硅料作为电池片的重要原材料，其成本占比同样不可忽视，对于TOPCon单玻组件而言，硅料成本占比约为15%。整体来看，非硅成本（即除电池片外的其他成本）在组件总成本中的比例相对较小，但随着高效组件市场需求的增长和技术的发展，这些辅材的质量和成本控制对于降低整体组件成本同样至关重要。光伏组件的成本构成不仅受到原材料价格波动的影响，还与生产工艺、规模经济以及市场竞争等因素密切相关，因此成本结构会随时间及市场环境的变化而调整。

图表13：光伏电池组件结构（来源：网络）

光伏胶膜是光伏组件封装中的关键材料，起到保护太阳能电池片、抵御湿热和紫外线、阻挡水汽的作用，确保组件的长期稳定运行。该材料位于光伏玻璃与背板之间，对电池片形成全方位的保护。2023年透明EVA胶膜的市场份额已降至41.9%，而POE（聚烯烃弹性体）和EPE（乙烯-丙烯酸乙酯-聚烯烃弹性体共挤）胶膜的市场份额升至34.9%。

图表14：EVA胶膜和POE胶膜对比（来源：广澜资本）

随着TOPCon高效电池技术和双面发电组件市场份额的增长，预计到2030年，POE和EPE胶膜的市场份额将超过50%。随着成本下降和技术成熟，POE和EPE胶膜的应用范围将进一步扩大，成为未来光伏组件封装材料的主流选择。光伏玻璃是一种能为光伏组件提供保护、透光的特种玻璃，是电池组件的重要封装辅材。根据玻璃封装的不同结构，组件可分为单玻组件和双玻组件，光伏玻璃占光伏组件总成本约7%。光伏逆变器作为光伏发电系统的核心组件，负责将光伏组件产生的直流电高效转换为交流电，并通过最大功率点追踪（MPPT）、孤岛效应检测等功能确保系统的稳定运行。截至2023年，全球光伏逆变器出货量达到约280GW，其中组串式逆变器在中国市场的份额高达70%，而微型逆变器的应用也在住宅领域迅速增长。集散式逆变器结合了集中式和组串式的优点，尽管市场份额较小，但其在未来中型光伏项目中的潜力不容忽视。

2.3 下游：电站和应用系统

光伏产业链的下游以光伏电站作为最终的应用端，主要分为集中式电站和分布式电站两大类别。集中式光伏电站是指将光伏阵列产生的直流电能，通过逆变器转换为交流电，并经过升压后接入公共电网的大型光伏设施。这类电站通常选址于开阔地带，如山地、水面、荒漠等区域，以确保充足的日照条件和较大的安装面积。除了常规的地面电站外，集中式光伏电站还包括农光互补、牧光互补以及水面电站等多种形式。这些电站除了发电功能外，还兼具改善生态环境、提升土地利用效率等多重效益。根据国家能源局的数据，2023年中国集中式光伏电站新增装机容量达到了4,500万千瓦，截至2023年底，全国集中式光伏电站累计装机容量已超过3.5亿千瓦。

图表15：贵州黔西集中式光伏（来源：天眼新闻）

分布式光伏电站是指那些安装在厂房、办公楼、居民住房等建筑物顶部或周边空地上的中小容量光伏设施，可直接在用户侧并网，实现电力的自发自用，多余的电量则可以上网销售。与集中式光伏电站相比，分布式光伏具有不占用额外土地资源、减少输配电损耗、电量就近消纳等显著优势。由于用电电价普遍高于发电电价，因此分布式光伏项目往往具备更好的经济性。此外，分布式光伏的应用形式多样，涵盖了建筑一体化光伏（BIPV）、渔光互补、农业大棚光伏等多种模式。近年来，随着政策的支持和技术的进步，我国分布式光伏电站的装机容量呈现出加速增长的态势。2023年，全国光伏电站新增装机容量达到了8,741万千瓦，其中分布式光伏新增装机容量为5,111万千瓦，占全部新增光伏发电装机的58.5%。具体来看，户用分布式光伏电站和工商业分布式光伏电站在2023年的新增装机容量分别为2,525万千瓦和2,587万千瓦，分别占分布式光伏新增装机总量的49.4%和50.6%。

图表16：屋顶分布式光伏（来源：网络）

国内光伏下游电站的布局根据各地区的自然资源和社会经济条件形成了各有侧重的发展模式。北部地区如新疆、青海、甘肃、内蒙古、宁夏等地，凭借丰富的太阳能资源和广阔的土地面积，成为集中式光伏项目的主要承载地。长三角和珠三角地区由于土地稀缺且地租高昂，更多依赖灵活布置的工商分布式光伏项目，不仅包括常见的屋顶光伏，还探索建设源网荷储一体化绿色供电园区、零碳园区以及光储充一体化项目，以满足本地能源需求并促进新能源产业发展。西南地区则以其丰富的水资源为基础，构建风光水一体化的集中式光伏发展模式。

光伏产业的发展深受供需情况变化的影响，展现出典型的周期性特征。从历史数据来看，每当市场需求显著增长时，行业内的企业往往会大幅扩产以满足预期的需求增长，这导致了短期内产能迅速扩张。然而，由于光伏产业链中各环节的建设周期不同，特别是上游硅料环节的扩产周期较长（通常需要1.5至2年时间），而下游组件的扩产周期则较短，仅需3到6个月，这种时间差往往使得在需求高峰过后，供应能力超过实际需求，从而引发供过于求的局面。当供大于求时，市场价格开始下滑，企业利润受到挤压，甚至出现全行业亏损的情况。

3.1 供给侧：供给侧改革加速，行业自律性增强

2024年，光伏行业经历了产能过剩和价格竞争的双重压力，导致前三季度大面积亏损。为应对这一局面，国家出台了一系列政策措施，旨在推动光伏产业的供给侧改革。工信部发布了《光伏制造行业规范条件（2024年本）》和《光伏制造行业规范公告管理办法（2024年本）》，进一步提高新建项目的门槛，强调技术更新和性能提升的重要性，遏制了行业的无序扩张。此外，行业协会也积极呼吁减少恶意的价格竞争，通过自律公约等方式增强对主要企业的约束，力争减少亏损面扩大。当前，行业内的整合和优化正在加速进行。据智研咨询，截至2024年11月，硅料/硅片/电池/组件的开工率分别减至53%/45%/56%/49%，显示出明显的减产趋势。同时，龙头企业如隆基绿能、通威股份等正通过技术创新和成本控制，并为未来的盈利修复奠定基础。

图表17：工信部发布光伏行业规范（来源：工信部）

3.2 需求侧：增长空间可期，分布式光伏成为新亮点

尽管全球光伏市场需求增速放缓，但2025年仍有望保持15%左右的增长率。在国内市场，集中式光伏电站的增速有所下降，但分布式光伏发电系统，尤其是工商企业厂房屋顶和民居屋顶的分布式光伏项目仍然具有较大的增长空间。随着国家“双碳”目标的推进，地方政府和城投企业对光伏发电的支持力度不断加大，预计全年分布式光伏的增速将在15%～20%之间。

国际市场方面，中国光伏产品在全球范围内占据主导地位，出口量继续保持较高水平。然而，面对复杂的国际贸易环境，中国企业需要更加注重产品的差异化和技术优势，以应对可能的贸易壁垒和技术性限制。特别是新兴市场如中东、印度等地的项目规划推动，预计将为中国的光伏企业带来新的增长点。

3.3 供需情况：结构优化，供需关系或逐步改善

2024年上半年，多晶硅、硅片、电池、组件的价格分别同比下跌40%、48%、36%和15%，均创历史新低，一定程度反映了市场供需失衡的程度。随着价格的持续走低，行业内开始经历一轮去产能的过程，落后产能逐渐被淘汰，而技术领先的企业则通过创新和技术进步来降低成本，提高效率。据市场机构预测，2025年全球新增光伏装机容量将达到565GW，同比增长15%，其中中国、美国和欧洲分别新增装机248GW、44GW和84GW。新兴市场的贡献也不容忽视，尤其是中东和印度，预计将分别新增装机28GW和31GW，同比增长87%和29%。为了防止低价恶性竞争，行业内多次召开座谈会，呼吁企业不要低于成本价投标，维护市场价格秩序。

展望2025年，随着供给侧改革的深化和行业内部的结构调整，光伏组件的价格有望逐步企稳。据市场机构分析，光伏各环节的景气底部已经夯实，主产业链的盈利拐点最快有望于2025年第二季度到来。随着产能出清和需求的稳步增长，光伏组件的价格有望在2025年底至2026年初迎来拐点，开始逐步回升。

4.1 内地情况

自2022年以来，中国政府持续出台多项政策措施，旨在推动光伏发电从高速增长向高质量发展转变，特别是在沙漠、戈壁、荒漠等地区加快建设大型风电光伏基地，并鼓励在难以复垦或修复的采煤沉陷区规划建设光伏基地。同时，为了实现能源转型和碳中和目标，促进区域经济发展和提高能源自主性，中央政府及地方政府相继出台了多项支持政策，涵盖了电网接入、用地管理、质量监督、分布式光伏发展等多个方面。此外，国家还修订了相关标准和规范，如《光伏发电建设工程质量监督检查大纲》和《光伏电站开发建设管理办法》。

图表18：近年来涉及光伏相关政策一览（来源：公开信息整理）

4.2 海外情况

全球范围内，光伏行业的增长势头强劲，各国政府纷纷出台支持性政策以促进清洁能源的发展。欧洲市场继续引领全球光伏装机的增长，尽管增速有所放缓，但仍保持稳健态势；美国作为全球第二大光伏市场，受益于联邦层面的支持政策，如《通胀削减法案》（IRA），推动了光伏项目的加速部署；拉美地区尤其是巴西，虽然面临政策不确定性，但凭借丰富的太阳能资源，光伏市场依然展现出巨大潜力；东亚和南亚地区，中国与印度成为光伏产业发展的核心驱动力，不仅在制造端占据主导地位，还在国内外市场扩展上取得了显著成就；中东地区则利用其得天独厚的光照条件，积极投资建设大型光伏电站，致力于实现能源结构多元化；澳洲方面，政府持续推动可再生能源目标，并通过各种激励措施鼓励家庭和企业安装光伏系统。

图表19：世界各区域光伏设备新增装机量（来源：彭博新能源财经）

4.2.1 欧洲地区

欧洲光伏产业市场需求、安装率和组件价格也同时出现了下滑的现象。为了应对全球气候变化并减少对化石燃料的依赖，欧盟设定了雄心勃勃的目标，计划到2030年使可再生能源占总能源消费的比例达到45%，其中太阳能光伏发电容量预计将达到600GW。为此，欧盟委员会启动了“欧洲太阳能光伏产业联盟”，目标是在2025年前实现30GW的本土制造能力。此外，《净零工业法案》要求到2030年至少40%的战略性净零技术产品需由欧盟内部生产，这包括光伏组件、风机、锂电池等。这些政策旨在促进本地制造业的发展，减少对外部供应链的依赖，并确保能源安全。

欧洲各国政府也纷纷出台具体的政策措施来推动光伏项目的实施。例如，德国取消了光伏装机补贴上限，市场迎来了显著增长。2023年新增光伏容量接近4.9 GW，总装机容量达到了约70 GW。政府还提出了长期目标，即到2030年实现近100 GW的光伏装机容量。西班牙作为欧洲第二大光伏市场，在2023年新增了5.59 GW的光伏系统装机容量，使得总装机容量达到25.54 GW，同比增长28%。政府推出了价值12.4亿美元的能源转型设备生产补贴计划，以促进光伏面板、电池和其他清洁能源技术的生产。

图表20: 2024年德国慕尼黑太阳能光伏展览会（来源：网络）

意大利通过110%的超级奖金计划简化政策，鼓励光伏项目的部署。尽管农业用地的大规模使用受到现行法规限制，但新的政策和激励措施有望在未来几年推动市场的扩展。荷兰推出了新的SDE++计划，优先支持低碳技术。2023年新增近2.93 GW的光伏容量，使得总装机容量达到10 GW。然而，电网接入问题仍然是大规模光伏项目部署的主要障碍。法国光伏市场正处于转折点，有明确的拍卖计划和新法规推动光伏扩展。2023年新增973 MW光伏容量，新政策要求新的仓库、超市和停车棚安装光伏系统。波兰光伏市场在政策支持下快速增长。2023年新增2.5 GW光伏容量，居民和商业用户以及公共事业规模的光伏项目通过拍卖和采购获得支持。根据市场机构数据，2023年欧洲光伏的度电成本（LCOE）约为34.9美元/MWh，预计到2027年后将进一步降至29.5美元/MWh以下。

图表21：近年来欧洲涉及光伏政策和计划一览（来源：公开信息整理）

4.2.2 中东地区

中东地区凭借其得天独厚的太阳能资源和广袤的土地优势，正在成为全球光伏市场的重要增长点。据市场机构统计，2023年中东地区的光伏需求量约为20.5至23.6 GW，并预计到2027年这一数字将增长至29至35 GW。国内光伏企业如晶科能源、TCL中环等积极布局中东市场，不仅在沙特阿拉伯等国家建设了多个大型光伏项目，还计划进一步扩大产能，例如晶科能源将在沙特阿拉伯建设10 GW高效电池及组件项目，而TCL中环则计划在当地建立年产20 GW光伏晶片项目。尽管巴以冲突对部分国家的光伏需求造成了短期影响，但长远来看，随着各国政府不断推出支持政策，以及能源转型需求的推动，中东光伏产业的发展前景依然十分广阔。

图表22：近年来中东地区涉及光伏政策和计划一览（来源：公开信息整理）

4.2.3 美国

美国光伏产业在2024年展现出强劲的增长势头，根据美国能源信息署（EIA）的数据，2024年的新增装机目标为62.8 GW，相较于2023年的40.4 GW增长了55%。市场分析表明，美国集中式光伏发电项目的需求依然旺盛，上半年安装量达到了21 GW，显示出持续的稳步增长趋势。然而，住宅市场因受到加州NEM 3.0政策和高利率的影响，规模有所缩减。《通货膨胀削减法案》（IRA）的实施以及未来贸易壁垒的走向成为业界关注的重点，特别是IRA提供的巨额补贴可能重塑美国光伏行业格局，加速本土产能布局。此外，美国政府对国内光伏制造业的支持力度不断加大，包括提供税收抵免、生产补贴等措施，旨在减少对国外供应链的依赖，促进本地制造能力的提升。

图表23：近年来美国涉及光伏政策和计划一览（来源：公开信息整理）

4.2.4 东亚、南亚、东南亚地区

东亚、南亚及东南亚的光伏产业不仅受益于丰富的太阳能资源和快速增长的经济需求，也得到了各国政府政策的支持。2024年，东南亚地区预计光伏需求将落在4.5至7.4 GW之间，长期来看，这一数字有望增长至9.7-12.9 GW。与此同时，南亚市场的复合年增长率预计将达到12%，到2027年市场规模显著扩大。在东亚，韩国电力交易所和韩国电力公司的数据显示，截至2023年4月，太阳能发电已占到韩国电力供应的相当大部分。印度的国家太阳能计划（NSM）设定了到2030年实现300 GW光伏装机的目标，这意味着每年平均新增光伏装机量约为20-30 GW。东南亚方面，尽管面临电网消纳能力不足等挑战，但外国资金的注入以及政策面的推动，如越南通过的直接电力购买协议（DPPA）、泰国试行的DPPA、马来西亚实施的企业再生能源供应计划（CRESS），以及新加坡跨国电网整合的努力，都为光伏产业提供了较强驱动力。

图表24：近年来亚洲地区涉及光伏政策和计划一览（来源：公开信息整理）

4.2.5 澳洲

澳大利亚2024年上半年新增屋顶光伏装机量达到1.3 GW，使屋顶光伏发电占总发电量的比例升至11.3%。6月份新增屋顶光伏装机容量为248 MW，比5月份减少了14%，但与过去两年同期相比，这一数字仍处于较高水平。截至2023年底，平均每三所住宅中就有一所安装了光伏发电系统，全年分布式光伏提供了约11%的电力，占可再生能源发电总量的38%。2023年地面集中式光伏发电项目的新增装机规模为1.1 GW，同比减少了60%，主要因为并网难题和建设速度放缓。为了促进集中式光伏的发展，政府启动了集中式光伏招标工作，并计划在未来十年内通过ARENA提供32亿澳元支持净零排放技术商业化。澳大利亚的光伏市场呈现出二元性。2023年全年新增分布式光伏装机规模为4.6 GW，其中户用和工商业屋顶光伏分别实现了2.5 GW和0.9 GW的装机规模，较2022年分别增长11%和25%。相比之下，地面集中式光伏发电项目进展缓慢，2023年的新增装机规模仅为1.1 GW，远低于2022年的2.9 GW。政府正在考虑简化审批程序、解决电网拥堵问题等措施，以加速项目落地。

图表25：近年来澳洲涉及光伏政策和计划一览（来源：公开信息整理）