“2023年我国光伏产业在多方面取得喜人成绩，产业链主要环节产量保持增长态势，技术迭代速度进一步加快、部分技术实现全球领先，光伏市场规模持续扩大，光伏新增装机容量将达到历史新高。”阳光电源董事长曹仁贤在日前召开的2023光伏行业年度大会上表示。
业内专家指出，光伏行业未来的发展，瓶颈不在于光伏产品制造，而在于整个电力系统中“发、输、配、送”环节的后几项。光伏发电若要在未来担当“主力电源”，“系统性协同创新”成为亟待解决的重要问题。
光伏发电亟待系统性协同创新
光伏发电已成为全球增长速度最快的可再生能源。国际能源署（IEA）数据显示，2022年，全球可再生能源发电量占比为30%，到2030年，这一占比将上升至近50%，其中，约95%的增长将来自太阳能光伏和风能，可再生能源装机容量将增长2.4倍。另据预测，到2023年，光伏发电装机量将从2022年的1055GW增至5457GW。
今年6月，国际可再生能源机构（IRENA）发布《2023年世界能源转型发展报告》指出，要实现《巴黎协定》提出的控制全球平均气温升高幅度的目标，全球可再生能源装机量必须加大，从2022年的约3371GW增至2030年的11174GW（约三倍）。
“过去20多年，我国光伏产业发展迅速，（《2023年世界能源转型发展报告》提出的）三倍甚至更多的装机目标很快就能实现。我国的光伏产品，无论是转换效率、成本，还是产能、供应链都已做到极致。”上迈新能源董事长施正荣感慨说，未来，光伏发电要担当“主力电源”，瓶颈不在于光伏产品制造，而在于整个电力系中“发、输、配、送”环节的后几项，目前这几项环节还不能完全适应光伏和风能等间歇性能源大量、大比例上网的能源特性。
“光伏行业目前最大的优势是成本足够低，接下来发展面临最大的两个问题是消纳和规模化的持续性发展。”阿特斯阳光电力集团股份有限公司总裁庄岩同样表示。
中国光伏行业协会数据显示，2022年，我国光伏新增装机为87.41GW，同比增长59.3%，连续10年位居全球首位。国家能源局最新数据表示，今年1—11月，我国光伏发电新增装机量为163.88GW，再创历史新高。
如此大规模的新增装机，让电网系统安全运行面临不小的压力。
华为数字能源智能光伏产品线总裁陈国光指出，目前，集中式电站关注的首要问题已不是度电成本，而是电网消纳。从技术角度来看，以前光伏电站逆变器和中压电网并联时，使用的是电流源，这是一种补充电的方式，本质上无法调节电网电压和频率。未来想要实现电站供电比例快速增长，必须改变这种控制模式。
“能源转型是一个系统工程，不可能一蹴而就。目前，我们仍是基于原有体系做部分适应性调整；未来，这个原有体系需要做一些整体创新。”隆基绿能董事长钟宝申坦言，这需要各环节参与者协同推进，不仅光伏企业要做工作，电网规划、体制机制等环节主体都需要共同参与。
光储协同或将打开市场“天花板”
在“源网荷储”一体化的背景下，“光伏+储能”已经成为能源变革的主力军。
“储能可以在很大程度上解决新能源的时空错配问题，破解电网消纳压力和突破光伏装机瓶颈。光储协同的新能源装机模式可以打开市场天花板，将成为下一阶段发展新能源、实现‘碳达峰和碳中和’目标的关键。”天合光能董事长高纪凡指出。
科华数能副总裁郑阿军对储能发展前景保持乐观。他指出，成本是储能发展的关键。在储能系统成本中，占比最大的是电芯成本，目前已经超过60%。今年，电芯价格大幅下降，短期内促进了储能系统成本的下降。整体看，储能技术的更新迭代以及大容量电芯的问世，推动高功率、大容量储能系统解决方案成为未来发展趋势，这也就意味着，未来单瓦时的储能系统成本将会越来越低。
谈及当下储能系统的商业模式问题，郑阿军认为，“独立共享储能”是实现储能系统获益的有效途径之一，且收益优势较为明显。“独立共享储能的商业模式比较灵活，有容量租赁、调峰调频、电网调度、峰谷电价差等多种获益模式；此外，独立共享储能在规模化、标准化方面比较成熟，从整个储能电站的前期规划、工程设计、设备配置、后期运维等维度来看，独立共享储能比单纯的光伏或风电配储，综合成本更低。”郑阿军说道。
据中国电力企业联合会统计，2023年，我国上半年新增新能源配储约3.38GW/7.25GWh，其中以光伏配储为主，主要分布在内蒙古、甘肃、西藏、山东、新疆等新能源装机率较高的省份。
曹仁贤表示，2023年我国光伏产业在多方面都取得喜人的成绩。但是，行业面临的问题和挑战仍然存在，他建议，要从四个方面坚持共赢理念，加强创新协同。一是要重视创新发展，推动技术突破和进步，提高能源利用效率，降低自身碳排放；二是要加强产业融合，与产业链上下游企业协同，实现产业升级与优化，加速构建“光储端信”融合的新型电力系统；三是要推动行业绿色化、智能化发展以巩固和提升全球竞争优势，而非简单扩张产能；四是要重视国际化发展，企业要加强国际合作，拓展海外市场。
