3月8日，在工业和信息化部电子信息司指导下，由中国光伏行业协会、赛迪智库集成电路研究所组织行业内专家修订编制的《中国光伏产业发展路线图(2019年版)》正式对外开放下载。

　　中国光伏产业发展简况

　　多晶硅方面，2019年，全国多晶硅产量达34.2万吨，同比增长32.0%。截至2019年底，国内年产量在万吨以上的企业有6家，其产量约28.7万吨，占总产量的83.9%。2020年随着多晶硅产能增量的释放，产量预计将达到39万吨。

　　硅片方面，2019年全国硅片产量约为134.6GW，同比增长25.7%。截至2019年底，产量超2GW的企业有9家，产量约占总产量的85.5%，全球前十大生产企业均位居中国大陆。随着头部企业加速扩张，预计2020年全国硅片产量将达到145GW。

　　晶硅电池片方面，2019年，全国电池片产量约为108.6GW，同比增长27.8%。电池片产量超过2GW的企业有20家，其产量占总产量的77.7%，集中度进一步提高。预计2020年全国电池片产量将超过118GW。

　　组件方面，2019年，全国组件产量达到98.6GW，同比增长17.0%，以晶硅组件为主。组件产量超过2GW的企业有13家，其产量占总产量的65.6%，集中度进一步提高。预计2020年组件产量将超过107GW。

　　光伏市场方面，2019年全国新增光伏并网装机容量30.1GW，同比下降32%。累计光伏并网装机容量超过204GW，新增和累计装机容量均为全球第一。全年光伏发电量约为2242.6亿千瓦时，约占全国全年总发电量的3.1%。预计2020年光伏新增装机量超过35GW，较2019年有所回升，累计装机有望达到约240GW。

　　产品效率方面，2019年，规模生产的单多晶电池平均转换效率分别为22.3%和19.3%。单晶电池均采用PERC技术，平均转换效率较2018年提高0.5个百分点，领先企业转换效率达到22.6%。多晶电池主要应用于户用市场和印度、巴西等海外市场，因市场需求减缓，技术创新动力不足。

　　产业链各环节关键指标

　　(一)多晶硅环节

　　还原电耗

　　多晶硅还原是指三氯氢硅和氢气发生还原反应生成高纯硅料的过程，其电耗包括硅芯预热、沉积保温、结束换气等工艺过程中的电力消耗。由于市场对于单晶拉棒所用致密料的需求不断增大，2019年全国多晶硅平均还原电耗较2018年有小幅提升，为50kWh/kg-Si，对应的致密料占比约为65-70%。若单炉产出80%为致密料，则还原电耗约为55kWh/kg-Si。未来随着气体配比的不断优化、大炉型的投用和稳定生产、以及单晶厂家对于菜花料的试用，还原电耗仍将呈现持续下降趋势，到2025年还原电耗有望下降至45kWh/kg-Si。

　　综合电耗综合电耗是指工厂生产单位多晶硅产品所耗用的全部电力，包括合成、电解制氢、精馏、还原、尾气回收和氢化等环节的电力消耗。2019年，全国多晶硅平均综合电耗已降至70kWh/kg-Si，与上年基本持平。未来随着生产装备技术提升、系统优化能力提高、生产规模增大等，预计至2025年还有5%以上的下降空间。

　　综合能耗

　　多晶硅综合能耗包括多晶硅生产过程中所消耗的电力、蒸汽、水等(多晶硅生产各环节工序划分、能源消耗种类、计量和计算方法按《多晶硅企业单位产品能源消耗限额》GB29447-2012执行)。2019年多晶硅企业综合能耗平均值为12.5kgce/kg-Si。随着技术进步和能源的综合利用，到2025年预计可降到10.1kgce/kg-Si。

　　人均产出量

　　随着多晶硅工艺技术瓶颈不断突破，工厂自动化水平的不断提升，多晶硅工厂的人均产出也快速提升。2019年多晶硅生产线人均产出量为35吨/年，同比增长25%。随着国内智能制造水平的提升，以及多晶硅单线生产规模的增大，未来多晶硅工厂的人均产出量将保持稳定提高，到2025年提高到50吨/年。

　　(二)硅片环节

　　拉棒电耗

　　单晶拉棒电耗是指直拉法生产单位合格单晶硅棒所消耗的电量，可以通过改善热场、保温性能、提升设备自动化、智能化程度、提高连续拉棒技术等方法，降低拉棒生产能耗。2019年，拉棒平均电耗水平从2018年的33.5kWh/kg-Si降低为29.1kWh/kg-Si(方棒)。预计到2025年，有望下降至21.6kWh/kg-Si。

　　铸锭电耗

　　铸锭电耗是指通过定向凝固技术生产硅锭(大方锭)所消耗的电量。2019年，光伏行业铸锭的电耗为7.0kWh/kg-Si.2020年，铸锭炉以技改为主，企业主要铸锭炉机型为G7系统，新增设备虽采用G8系统，但新增动力不强。随着铸锭炉的升级带来的投料量提高以及保温设计的改善，铸锭电耗有望进一步下降。

　　硅片厚度

　　薄片化有利于降低硅耗和硅片成本，但会影响碎片率。目前硅片切片技术已完全能满足薄片化的需要，但硅片厚度还要满足下游电池片、组件制造端的需求。硅片厚度对电池片的自动化、良率、转换效率等均有影响。

　　2019年，多晶硅片平均厚度为180μm，P型单晶硅片平均厚度在175μm左右，N型硅片平均厚度为170μm。硅片厚度较2018年均呈下降趋势，多晶硅片厚度下降速度略慢。N型单晶硅片目前厚度基本与P型单晶硅片一致，主要用于TOPCon电池的制作。

　　随着硅片尺寸的增大，硅片厚度下降速度将减缓。用于异质结电池的硅片厚度约为150μm，随着异质结电池技术的应用，硅片厚度降速将进一步加快。

　　不同类型硅片市场占比

　　2019年，单晶硅片市场占比约65%，其中P型单晶硅片市场占比由2018年的39.5%增长为60%，N型单晶硅片约为5%，较2018年基本持平。随着下游对单晶产品的需求增大，单晶硅片市场占比也将逐年增高，预计2022年单晶硅片(P型+N型)市场占比将达到80%。

　　多晶硅片的市场份额由2018年的55%下降至2019年的32.5%，未来呈逐步下降趋势。

　　铸锭单晶技术在2018年有了技术突破，2019年逐步放量，市场占比达到2.5%，未来市场份额有望进一步扩大。

　　不同尺寸硅片市场占比

　　为获得更高组件功率以降低单位成本，企业纷纷发布158.75mm、161.7mm、163mm、166mm以及210mm等大尺寸硅片，且逐步投入到下游制造中。2019年，市场仍然以156.75mm尺寸为主，市场占比约61%；158.75mm尺寸是现有电池及组件生产线最易升级的方案，2020年市占比有望超过40%；161.7mm尺寸主要以出口韩国为主；160-166mm尺寸通过新投产或现有电池、组件产线技改，未来两年市场占比呈增长趋势；210mm尺寸需投入新的电池、组件生产线，新投产线主要采用210mm、166mm等尺寸可兼容的产线。

　　注：156.75mm尺寸硅片包括m2单晶硅片、标准多晶硅片、157mm多晶硅片；160-166mm尺寸硅片主要包括161.7mm全方片、161.7mm类方片、163mm类方片、166mm类方片硅片。

　　(三)电池片环节

　　各种电池技术平均转换效率

　　2019年，规模化生产的单多晶电池平均转换效率分别为22.3%和19.3%。单晶电池均采用PERC技术，平均转换效率较2018年提高0.5个百分点，电池效率近两年仍有较大的提升空间；多晶黑硅电池则效率提升动力不强，空间也已不大；使用PERC电池技术的多晶电池效率为20.5%，较2018年提升0.2个百分点；铸锭单晶PERC电池平均转换效率为22%，较单晶PERC电池低0.3个百分点；N-PERT/TOPCon电池平均转换效率为22.7%，异质结电池平均转换效率为23.0%，已有部分企业投入量产，未来N型电池将会是电池技术的主要发展方向之一。

　　各种电池技术市场占比

　　2019年，新建电池产线均采用PERC技术，并且部分电池企业对老旧电池产线进行技改，使得2019年PERC电池技术迅速反超BSF电池，占据了超过65%的市场。国内户用项目及印度、巴西等海外市场仍对BSF常规组件保持一定需求，2019年BSF电池市场占比约31.5%，较2018年下降28.5个百分点。异质结电池和N-PERT/TOPCon电池成本较高，目前仅有部分企业进行了中试或小规模量产。

　　背钝化技术市场占比

　　背面钝化技术主要应用在PERC电池或PERT电池上，主要有PECVDAlOx+盖层和ALDAlOx+盖层等方法。其中PECVD沉积技术相对成熟，2019年市场占比在58.9%左右；ALD沉积技术有更精确的层厚控制和更好的钝化效果，2019年市场占比约38%。随着ALD沉积设备的国产化突破，ALDAlOx+技术的市场占比将提高。其他技术及材料中包括氮氧硅镀膜及氧化锌镀膜等背钝化方法。

　　各种主栅市场占比

　　在不影响电池遮光面积及串联工艺的前提下，提高主栅数目有利于减少电池功率损失，提高电池应力分布的均匀性以降低碎片率，提高导电性。2019年5主栅电池片仍为主流，但相较2018年下降6.1个百分点至78.9%，而4主栅已经基本被市场淘汰。同时9主栅电池片涌入市场，2019年市场占比达到约16.5%。9主栅电池片相较5主栅电池片，银浆用量下降25%，同样60片电池片的全片组件，其功率可以提升2-3W，间接使得组件成本下降。预到2025年9主栅以上电池市场占有率将逐渐增加。其他主栅技术包括MWT、无主栅、IBC等。

　　PERC电池线投资成本

　　目前，我国PERC电池生产线关键设备已基本完成国产化。2019年，新投产的电池产线均为PERC电池，单条产线产能约250MW，部分原有普通单晶电池产线也在2019年技改为PERC产线。2019年PERC电池产线投资成本已降至30.3万元/MW，同比下降超过27%，降幅远超去年预期。随着未来设备生产能力的提高及技术进步，单位设备投资额将进一步下降。

　　(四)组件环节

　　不同类型组件功率(60片，全片)

　　2019年，采用PERC单晶电池的组件功率已达到320W，较2018年提高15W，采用158.75mm尺寸PERC单晶电池的组件功率约为330W，采用166mm尺寸PERC单晶电池组件功率约为360W。常规多晶黑硅组件主要用于户用及印度等海外市场，组件功率约为285W，采用166mm尺寸PERC多晶黑硅组件功率约为330W.N-PERT/TOPCon电池组件、异质结电池组件可达到330W。未来几年，随着技术的进步，各种类型电池组件基上以≥5W/年的增速向前推进。

　　单/双面组件市场占比

　　2019年，单面组件仍是市场主流，市场占比为86%。随着下游应用端对于双面组件发电增益的认可，以及安装方式的逐步优化，双面发电组件的应用规模将会不断扩大。

　　全片、半片和叠瓦组件市场占比

　　2019年，全片组件仍占据主要市场份额，市场占比约为77.1%，较2018年下降了14.6个百分点。由于半片或更小片电池片的组件封装方式可提升组件功率，未来将会取代全片封装方式占据主导份额。

　　不同封装材料的市场占比

　　目前，市场上封装材料主要有透明EVA胶膜、白色EVA胶膜、聚烯烃(POE)胶膜、共挤型聚烯烃(POE)胶膜与其他封装胶膜(包括PDMS/Silicon胶膜、PVB胶膜、TPU胶膜)等。

　　2019年，组件封装材料仍以透明EVA胶膜为主，约占69.6%的市场份额，较2018年下降10.4个百分点，由白色EVA和POE胶膜替代。近几年研发出的白色EVA胶膜，具有提高反射率的作用，采用白色EVA胶膜可用成本较低的玻璃背板替代成本较高的有机背板。聚烯烃(POE)胶膜具有高抗PID的性能，双玻组件通常采用的是POE胶膜，2019年POE胶膜市占率提升至12%，并呈增长趋势。但POE胶膜成本高、原材料基本依赖进口，因共挤型聚烯烃胶膜(EVA-POE-EVA)不仅有POE胶膜的性能，还可以降低成本，企业纷纷投入研发。

　　不同背板材料市场占比

　　目前市场上使用的背板主要有KPK/KPF/KPE结构背板、TPT/TPF/TPE结构背板、玻璃背板、透明有机材料背板和其他结构背板，其他结构背板包括PET、PO等结构背板、共挤型背板和双面涂料背板(CPC)等。

　　2019年，随着双面组件的市场份额增长，透明有机材质与玻璃材质背板市场份额同比去年增加约2个百分点，未来继续呈增长态势。KPK/KPF/KPE结构背板市场与TPT/TPF/TPE结构背板市场占有率均有所下降，其中KPK/KPF/KPE结构背板市占率约为59.5%，较2018年下降2.5个百分点；TPT/TPF/TPE结构背板市占率约为14%，较2018年下降2个百分点。

　　其他结构背板中PET结构背板主要使用在出口至欧洲及日本的部分组件中，未来或将呈上升趋势。

　　组件生产成本

　　组件生产成本按照生产环节分为硅料成本、硅片非硅成本、电池片非硅成本、组件非硅成本。2019年，随着各环节技术进步与成本控制，单晶PERC组件成本降至约1.31元/W，较2018年下降超过9%；黑硅多晶组件、黑硅多晶PERC组件成本较单晶PERC组件低6-7分/W。随着电池片转换效率、每公斤硅片出片量及生产设备生产能力的进一步提升，组件成本有望持续降低，预计2021年可降至1.15元/W，优秀企业或可将成本控制到更低。

　　组件生产线投资成本

　　目前，国内组件生产设备已经全部国产化。随着半片、叠瓦等技术的应用，新上产线需增加激光划片机、叠焊机等新型设备，从而提高了设备投资额。2019年新上产线设备投资额为6.8万元/MW，与2018年基本持平。随着组件设备的性能、单台产能以及电池片效率不断提升，组件生产线投资成本有望进一步降低。

　　(五)薄膜太阳能电池/组件

　　薄膜太阳能电池具有衰减低、重量轻、材料消耗少、制备能耗低、适合与建筑结合(BIPV)等特点，目前能够商品化的薄膜太阳能电池主要包括铜铟镓硒(CIGS)、碲化镉(CdTe)、砷化镓(GaAs)等。

　　当前，全球碲化镉薄膜电池实验室效率纪录达到22.1%，组件实验室效率达19.5%左右，产线平均效率在17-18%；铜铟镓硒(CIGS)薄膜太阳能电池实验室效率纪录达到23.35%，组件产线平均效率在16-17%；Ⅲ-Ⅴ族薄膜太阳能电池，具有超高的转换效率，稳定性好，抗辐射能力强，在特殊的应用市场具备发展潜力，但由于目前成本高，市场有待开拓，生产规模不大。

　　CIGS薄膜太阳能电池/组件转换效率

　　铜铟镓锡(CIGS)薄膜太阳能电池，一般采用玻璃材质衬底，也可以采用柔性衬底(如不锈钢箔等)。2019年我国CIGS小电池片(≤1cm2孔径面积)实验室最高转换效率为22.9%。量产的玻璃基CIGS组件(面积为1200╳600mm2)最高转换效率约17.6%，平均转换效率(面积为1100ⅹ780mm2)已提升至16.0%。柔性CIGS组件(面积为1700ⅹ640mm2)最高转换效率为18.6%，量产平均转换效率17.5%。未来，在大面积均匀镀膜、快速工艺流程、更高效镀膜设备的开发和国产化、组件效率的提升、生产良率的提高、规模经济效益的发挥等因素带动下，CIGS薄膜电池生产成本有望进一步下降。

　　(六)逆变器

　　不同类型逆变器市场占比

　　2019年，光伏逆变器市场仍然主要以集中式逆变器和组串式逆变器为主，集散式逆变器占比较小。其中，组串式逆变器依然占据主要地位，虽然集中式光伏电站中组串式逆变器使用占比升高，但因分布式光伏市场占比下滑，组串式逆变器市场占有率较2018年小幅下滑至59.4%。2019年，集散式逆变器的市场占有率约为7.0%，同比提升了2个百分点。

　　(七)系统环节

　　全球光伏新增装机量

　　光伏发电在很多国家已成为清洁、低碳、同时具有价格优势的能源形式。不仅在欧美日等发达地区，在中东、南美等地区国家也快速兴起。2019年，全球光伏新增装机市场预计达到120GW，创历史新高。2020年，在光伏发电成本持续下降和新兴市场拉动等有利因素的推动下，全球光伏市场仍将保持增长，预计全年全球光伏新增装机量将超过130GW，乐观情形下甚至达到140GW。

　　国内光伏新增装机量

　　2019年，国内光伏新增装机下滑至30.1GW，同比下降32%。2019年对需要国家补贴的项目采取竞争配置方式确定市场规模，因政策出台时间较晚，项目建设时间不足半年，很多项目年底前无法并网，再加上补贴拖欠导致民营企业投资积极性下降等原因，截止2019年底竞价项目实际并网量只有目标规模的三分之一。

　　2020年，在未建成的2019年竞价项目、特高压项目，加上新增竞价项目、平价项目等拉动下，预计国内新增光伏市场将恢复性增长。“十四五”期间，随着应用市场多样化以及电力市场化交易、“隔墙售电”的开展，新增光伏装机将稳步上升。

　　光伏应用市场

　　2019年，大型地面电站占比为60%，同比增长7.3个百分点；分布式电站占比为40%，其中户用光伏超过分布式市场的三分之一。随着部分特高压外送项目、竞价项目及平价项目的实施，预计2020年大型地面电站的装机量占比将进一步上升；分布式光伏发电项目将保持一定的市场份额。

　　2021年，光伏发电将全面进入平价时代，随着大型平价基地项目的实施，集中式光伏电站有可能呈现新一轮发展热潮。另外，光伏发电作为可移动电源，在消费品领域以及BIPV领域的推广，预计“十四五”中后期，分布式光伏占比或将回升。

　　我国光伏系统初始全投资及运维成本

　　(1)地面光伏系统初始全投资(CAPEX)

　　我国地面光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、一次设备、二次设备等关键设备成本，以及土地费用、电网接入、建安、管理费用等部分构成。其中，一次设备包含箱变、主变、开关柜、升压站(50MW，110kV)等设备，二次设备包括监控、通信等设备。一次性土地费用包括首年租金以及植被恢复；电网接入成本仅含送出50MW，110kV，10km的对侧改造；管理费用包括前期管理、勘察、设计以及招投标等费用。建安费用主要为人工费用，下降空间不大。但组件、逆变器等关键设备成本随着技术进步和规模化效益，仍有一定下降空间。接网、土地、项目前期开发费用、融资成本等属于非技术成本，因不同区域、不同项目差别较大，降低非技术成本有助于加快推动光伏发电平价上网。

　　2019年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为4.55元/W左右，较2018年下降0.37元/W，降幅为7.5%。其中，组件约占投资成本的38.5%，占比较去年下降1.5个百分点。非技术成本约占17.6%(不包含融资成本)，较2018年上升了0.8个百分点。随着技术进步，降本增效，组件价格将持续降低，在总投资成本中的占比也将减少，其他成本虽有下降趋势但其降幅不大。预计2020年全投资成本可下降至4.30元/W。

　　(2)工商业分布式光伏系统初始全投资

　　我国工商业分布式光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、建安费用、电网接入、屋顶租赁、屋顶加固以及一次设备、二次设备等部分构成。其中一次设备包括箱变、开关箱以及预制舱。2019年我国工商业分布式光伏系统初始投资成本为3.84元/W，2020年预计下降至3.66元/W。其中，支架价格、建安费用、电网接入、屋顶租赁以及屋顶加固的费用在未来继续下降的可能性较低。

　　(3)电站运维成本

　　电站运维是太阳能光伏发电系统运行维护的简称，是以系统安全为基础，通过预防性维护、周期性维护以及定期的设备性能测试等手段，科学合理的对电站进行管理，以保障整个电站光伏发电系统的安全、稳定、高效运行，从而保证投资者的收益回报，也是电站交易、再融资的基础。

　　2019年分布式光伏系统运维成本为0.055元/W/年，集中式地面电站为0.046元/W/年。预计未来几年地面光伏电站以及分布式系统的运维成本将持续保持在这个水平并略有下降。

　　不同等效利用小时数LCOE估算

　　通常用LCOE(LevelizedCostofElectricity，平准发电成本)来衡量光伏电站整个生命周期的单位发电量成本，并可用来与其他电源发电成本对比。在全投资模型下，LCOE与初始投资、运维费用、发电小时数有关。2019年，全投资模型下地面光伏电站在1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.28、0.34、0.42、0.51元/kWh。随着组件、逆变器等关键设备的效率提升，双面组件、跟踪支架等的使用，运维能力提高，2021年后在大部分地区可实现与煤电基准价同价。

　　2019年，全投资模型下分布式光伏发电系统在1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.25、0.30、0.37、0.45元/kWh。目前国内分布式光伏主要分布在浙江、山东、河南、广东等省份，等效利用小时数通常在1000-1100小时左右。由于工商业电价较高，工商业分布式光伏发电已实现用电侧平价，预计未来1-2年内也可实现居民用电侧平价。

　　不同系统电压等级市场占比

　　2019年，光伏系统建设以1000V为主，占比约58%。1500V系统可有效降低线损等，2019年国内大部分大型地面电站使用1500V系统。考虑到运维安全等因素，目前分布式电站基本全部采用1000V系统。

　　跟踪系统市场占比

　　跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统等(不含固定可调)，其中单轴跟踪系统又分为平单轴和斜单轴，当前跟踪系统市场主要以单轴跟踪系统为主。虽然跟踪系统具有发电量增益的优势，但因其成本相对较高，2019年之前主要应用于领跑基地项目。2019年，领跑基地项目减少，因此跟踪系统市场占比下滑至16%，较2018年下滑4个百分点。但随着其成本的下降以及稳定性的解决，市场占比将稳步提升。

　　新建光伏电站系统PR值

　　PR值(Performance Ratio，能效比)是国际通用的光伏系统质量评价指标，用于判定系统运行期间的可靠性和运行期间各个环节的效率。影响PR值的因素有很多，包括光谱失配、遮挡、积尘污渍、反射损失、逆变器启动阀值、组件性能衰降、串并联失配、温升损失、直流线损、MPPT效率、逆变器效率、变压器效率、交流线损、设备故障检修、弃光限电等15个指标，PR值亦可以用上述15个效率项的乘积求出。目前，主要通过提高产品质量、减少衰降、减少故障、减少系统各环节损失、减少弃光、加强维护清洗等方式来提高PR值。

　　注：PR(performance Ratio)：

　　PR=(Eac/P0)/(H/G)=光伏等效利用小时数/峰值日照时数，

　　=Eac/(P0H/G)=实发电量/应发电量(比值，无量纲)，

　　P0:光伏系统直流标称功率(光伏组件标称功率之和，单位：kW)

　　H:运行周期光伏方阵面辐射量(kWh/m2)

　　G:标准测试条件辐照度，等于1kW/m2