文：任澤平團隊
新能源建設關係到大國的低碳轉型、能源安全和能源服務水準。2021年，我國光伏發電新增裝機容量約5.5萬兆瓦，超過風電躍居綠電第一。在能源危機的影響下，各國紛紛出臺政策堅定雙碳目標，保障綠電發展，支持光伏產業。二十大報告強調：“加快規劃建設新型能源體系”、“積極穩妥推進碳達峰碳中和”，光伏發電能發揮自身優勢深入推進能源革命，為綠色發展帶來新動力。
光伏發電成為綠電之基得益於政策支持與產業鏈各環節的技術進步。
政策端，能源大國對光伏產業的發展與保護尤其重視，對光伏電價持續引導。歐美發達國家在歷史上出臺“雙反”政策保護本土光伏產業，又在近期能源危機背景下積極推動能源轉型。我國為推動光伏產業發展，早期合理開放用地，中期逐步完善補齊環保相關法規，當下聚焦因地制宜的光伏建設，規範產業長期穩步發展。光伏電價政策上，海外國家早期以政府定價與補貼為主，發展趨勢以市場化交易為主。我國在2021年起進入“平價上網”時代，光伏電價向燃煤發電看齊，同時探索市場化競價模式。
產業鏈端，重點關注上游矽料，中游電池，下游逆變器與光儲一體化建設。上游矽片的大型化、單晶化、薄片化是趨勢。但由於階段性供需錯配，矽料價格劇烈波動，重點關注產能擴張情況。中游的電池發展方向在於提高光電轉換效率、降低光學和電學損失率。N型電池轉換效率優，將成為未來主流方向之一；鈣鈦礦電池成本與效率具備優勢，有望在3-5年開啟大規模商用。下游的光伏逆變器是核心，集中式、組串式、微型逆變器將同步發展，其中微型逆變器在分佈式的應用上效率、安全、成本更優，發展潛力巨大。終端的光儲一體化建設將進一步解決光伏“不可控、不可調”的天然屬性。
長遠來看，光伏產業將在不斷成熟的定價與交易機制中擴大發電規模，提高綜合效率，降低度電成本。在分佈式大範圍建設的背景下，光伏發電正期待光儲技術的突破與虛擬電廠模式的成熟，並將成為第三次能源革命中的壓艙石。
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光伏政策沿革：補貼到退坡，平價大發展時代來臨
2.1 我國光伏產業：規範用地、完善環保，長期穩步發展
2.2 海外光伏產業：從雙反到復蘇，能源危機加速滲透
2.4 我國光伏電價：標杆電價、補貼退坡、平價機制
2.5 海外光伏電價：六類主流模式，市場化是發展方向
3 光伏產業鏈：上游重原料挖掘、中游重技術挖掘、下游重光儲結合
3.1 上游：價格問題是核心
3.2 中游：追求更高性價比的電池技術
3.3 下游：關注光伏逆變器、分佈式電站新模式
4 光伏技術：沿革、發展、未來
4.1 光伏矽片技術：大型化、單晶化、薄片化
4.2 光伏電池技術：百花齊放，迭代成熟
4.3 光伏逆變器技術：光伏系統的“心臟”和“大腦”
5 我國光伏發展趨勢和展望
5.1 光伏產業鏈：大規模、高效率，度電成本下降
5.2 光伏電力市場：平價交易與市場競價結合
5.3 光伏建設：因地制宜、分佈式是大勢所趨
5.4 光儲+虛擬電廠：解決光伏“不可控、不可調”的天然屬性
我們提出過“現在不買新能源就像二十年前沒買房”。新能源相關產業是未來中國經濟最有希望的，最具爆發力的領域。目前新能源替代傳統能源、光伏和風電替代傳統發電，有三大迫切原因。
一是對能源低碳轉型的必然要求。根據碳排放市場調研，過去50年全球平均氣溫上升的原因，90%以上與人類使用石油等燃料產生的溫室氣體增加有關。我國提出分別於2030和2060實現碳達峰和碳中和的莊嚴承諾，在時代趨勢下，低碳化的清潔能源將成為時代新寵，將實現對高碳排放傳統能源的替代。
二是對國家能源安全的保障。在交通運輸領域，我國石油消費量正不斷走高，從2015年的5.43億噸/年上升至2020年的7.36億噸/年。然而我國原油產量則一直維持在2億噸/年。供需矛盾致使我國的原油進口量持續增長，對外依存度超過70%。為保證國家的能源安全和經濟的可持續發展，能源消費結構亟需升級。而發展新能源發電有利於減少我國對能源進口的依賴，保障國家能源安全。
三是新能源領域是未來大國競爭的至高點，關係到國家現代能源服務水準。歷次能源革命均推動了工業革命，並造就新的國際秩序。當前正處於第三次能源革命，能源從化石能源轉向可再生能源，能源載體是電和氫，中國有望在這一過程中展現新技術優勢。大力發展新能源發電有利於豐富我國能源結構，分佈式風光伏發電可完善農村和邊遠地區能源基礎設施，全面提升能源服務水準和範圍，是現代能源產業發展和能源普遍服務的必然要求。
新能源發電端建設，是我國現代能源體系建設的關鍵一環，是新能源產業鏈形成閉環的基礎。光伏是新能源電力建設、重整能源生產消費結構的核心領域，是純正的“綠電”來源。
新能源風電、光伏發電量攀升，在社會用電量中占比高增。2021年，全國光伏發電量為3259億千瓦時，同比增長25.1%；全國風電發電量為6526億千瓦時，同比增長40.5%。風電、光伏累計發電量共9785億千瓦時，同比增長35.0%，占全社會用電量的比重達到11.7%，首次突破10%以上。
光伏是新能源發電端建設的核心領域之一，中電聯數據顯示，2021年我國太陽能新增裝機容量為54930兆瓦，同比增長14.0%，占新能源發電新增裝機總容量的42%。 
光伏發電新增裝機容量在去年超過風電，躍居第一，主要是因為三方面優勢。
一是能量來源穩定。太陽能分佈廣泛，有光照的地區就能採用光伏發電，供應相對穩定；相比之下，風能、水能、核能發電的地理因素限制較多。
二是轉換過程簡單。光伏發電可以直接將光能轉化為電能，而風能、核能和水力發電都需要經過機械能轉換這一中間過程，會產生能量損失。此外，因為轉換原理簡單，光伏組件的結構也相對簡單，性能可靠，維護方便，壽命長，也能靈活地應用於不同場景，例如戶用光伏。
三是發電真正環保。不同於其他發電方式，光伏發電不排放溫室氣體和廢氣，不需要冷卻水，也不會對所在地的自然生態環境造成影響。同時，設備建設不必佔用大片土地，例如“農光互補”和“漁光互補”，僅用在種植大棚或魚塘水面上方鋪設太陽能發電裝置，就可以實現發電，並且不會影響農作物和魚苗的生長，在高溫季節還能減少紫外線對作物的破壞。2022年上半年，我國光伏新增並網30880兆瓦，同比增長137%，其中分佈式光伏占比64%，約19760兆瓦，節約大量土地和水資源。光伏是真正環保的可再生新能源，長期來看，光伏發電將是綠電建設的發展核心。
2.1
我國光伏產業：規範用地、完善環保，長期穩步發展
在新能源產業建設上，我國對光伏發展尤為重視，歷年出臺光伏相關政策較多。主要可以分為用地政策和綜合政策兩類。用地政策關係到光伏專案的立項、收益以及是否環保，合規等界定。綜合政策的主要作用是引導我國光伏產業長期發展，制定相關標準，明確未來方向。
光伏用地政策經歷了從放開促進發展、到高環保要求政策收緊，再到現在的多方面綜合完善三個階段。
2007年我國首次提出光伏建設應主要是在沙漠、戈壁、荒地等非耕用土地。在經過第一、二批光伏特許示範專案建設後，光伏發電專案發展首次提速，用地政策也進一步明確。2013年，為促進行業發展，政策適度放開，探索採用了租賃國有未利用土地等供地方式，降低工程的前期投入成本，簡化程式，並初步完善光伏發電的建設管理。2014年政策進一步鼓勵光伏發展與農戶扶貧、新農村建設、農業設施相結合，拓寬了光伏建設的適用地範圍。
2015年，環境和耕地保護要求變高，用地政策收緊。當年先後出臺檔對光伏專案用地管理進行明確分類，並在環境保護方面完善規範，禁止在林地、公園、棲息地、自然保護區等進行光伏建設。2017-2018年繼續對光伏在農業用地上的建設做出限定。
2021年起產業逐漸成熟，用地政策開始多方面綜合完善，光伏用地性質再次被分類界定。2022年推出5項政策，進一步在協同管理、環保合規、用地限制、專案審批等方面完善規範。
綜合政策方面，我國的光伏發展規劃主要分為促進快速擴張、穩步長期發展兩個階段。快速擴張階段從2007年我國將太陽能發電列為重點發展領域開始。
2018年我國停止新建集中式電站，光伏發電補貼退坡，標誌著第一階段結束，穩步長期發展的新階段來臨。
2021年補貼退坡完成，進入平價時代。2021年10月，中共中央和國務院提出鼓勵智能光伏與綠色建築融合創新發展。2022年的《“十四五”現代能源體系規劃》中提出，到2025年，新能源發電量比重達到39%的要求。政策環境方面，光伏發展空間仍然充足。
2.2
海外光伏產業：從雙反到復蘇，能源危機加速滲透
十年來，海外光伏政策經歷了較大波動，過程中，對中國產業鏈，也由不想依賴轉為不得不依賴。
第一階段，2012-2013年時期，歐美對於我國光伏產業開始進行一些“反傾銷”“反補貼”政策，圍獵我國光伏產業發展。其中，2012年9月6日，歐盟委員會宣佈，將對進口自中國的光伏產品進行反傾銷調查；11月8日，歐盟委員會宣佈發起反補貼調查，至此歐洲針對中國光伏的“雙反”拉開了帷幕，一度對中國出口的太陽能電池板施加了40%以上的臨時關稅。美國商務部也做出裁決，認為中國輸出到美國的光伏產品，存在政府補貼和低價傾銷的可能性。
歐美對中國光伏產業鏈的“雙反”政策，本來意圖圍獵和遏制中國光伏產業發展，但一度也在無形中遏制了自身產業發展。一方面，中國光伏產業鏈對外出口降低，大量歐美偏上游原材料的光伏企業受到波及，破產重組增多。另一方面，“雙反”、高關稅，也推高了歐美安裝光伏組件價格。歐盟光伏產業成本端承壓，組件價格的上漲導致其裝機量持續下滑，歐美光伏市場進入了低迷階段。
2018年9月，歐盟對於中國光伏產業的“雙反”政策結束，雙方產業關係趨於緩和。2019年11月，中國國家電網有限公司與法國電力公司簽署合作框架協議，雙方承諾在創新研發領域開展可再生能源並網技術、儲能技術等方面的合作。
隨後，歐洲各國也進一步提高了對光伏產業的重視程度，歐盟光伏市場逐漸復蘇。歐盟發佈《歐洲綠色協議》，提出2030年新能源的能源占比達到32%，2030年碳排放量較1990年減少55%。德國批准了《2030年氣候保護計畫》，要在2030年實現溫室氣體排放比1990年減少55%的目標，同時光伏裝機量要達到98GW。義大利發佈《2030年氣候與能源國家綜合計畫》，提出到2030年可再生能源計畫發電186.8TWh，包括74.5TWh的太陽能和40.1TWh的風能。
2022年以後，俄烏衝突成為了歐洲加速能源轉型的催化劑。俄烏戰爭以來，歐洲陷入天然氣短缺的窘境，結合國際原油價格大漲，能源危機一觸即發，歐洲多國電力價格出現大幅上漲。為了擺脫對以“俄氣”為代表的傳統能源的依賴，2022年以來歐洲國家出臺了諸多政策以提高其能源獨立性。
歐盟方面，2022年5月，歐盟委員會出臺 REPowerEU 計畫，內容包括2025 年將太陽能光伏裝機容量翻一番，到2030年光伏安裝容量達600GW。並且分階段強制在新公共和商業建築以及新住宅建築上安裝太陽能電池板。該計畫在2021年《歐洲氣候法案》的基礎上，進一步在法律層面強制推進了可再生能源發展，表明了歐盟對其雙碳目標的立場堅定。
德國方面，2022年7月提出了Easter
Package即復活節一攬子計畫，建議到2030年，將綠色能源占電力結構比重提升到80%，確立了到2035年德國100%的電力來自可再生能源的目標。光伏發電方面，計畫從目前的60GW擴大到2030年的215GW。在優先順序方面，德國規定碳中和目標的達成高於其他公共事業利益。同時該計畫還取消公民參與的招標要求，簡化電網規劃審批流程。
英國方面，2022年4月提出了《能源安全戰略》，目標是到2030年，太陽能發電裝機容量要從目前的14.9GW增加到50GW，在未來14年將增加70-75GW太陽能發電，年均增長超過5GW。同時，英國政府還宣佈將戶用光伏系統的增值稅從5%降到0%，為光伏產業高速發展提供支持。
除了受地緣衝突影響最大的歐洲國家外，其他國家也在近兩年公佈了最新的綠電發展計畫。
日本方面，2021年7月，經濟產業省發佈了第6版戰略能源計畫草案，計畫到2030年減排目標從26%提升到46%，2050年實現碳中和。光伏發電方面，2020年發佈的展望計畫於2030年實現100GW國內裝機量，占國內發電量11.6%，2050年實現300GW國內裝機量，占國內發電量31.4%。
韓國方面，2022年7月發佈的《2020-2034年電力供需基本計畫》提出，到2034年，韓國電力容量的41.9%將由可再生能源組成。國際能源諮詢公司WoodMackenzie預測，韓國的目標是至2030年實現34GW光伏裝機容量。
美國方面，2022年8月頒佈了7400億美元的《降低通脹法案》，將近一半撥款用於氣候變化和清潔能源，整體目標是2030年減少40%的溫室氣體排放。具體措施有新能源專案和消費者端的稅收抵免，並包含對新能源電力公司的重點投資，交通部門和傳統化工的減排要求。光伏產業方面，該法案延長了太陽能投資稅減免（ITC），將2022-2032年裝機的光伏專案稅率補貼提升至30%，補貼力度超過歷史最高。
從政策目標來看，歐洲、日韓、美國對新能源產業發展的長期支持力度並沒有減弱。因為近期歐洲能源危機疊加地緣政治緊張等因素，部分發達國家開始重啟燃煤發電，新能源和光伏發電替代進度暫時受阻。
短期內，這些國家或將面臨能源政策上的反反復複。長期來看，海外國家實現碳中和的目標不會改變，一方面因為化石發電的能源模式不符合發達國家的自然資源結構和社會發展進程；另一方面環境保護、獨立自主、穩定可持續發展是現代國家能源戰略的核心。
展望全球光伏發展，以德國、英國為代表的歐洲經濟大國正面臨能源危機，急需加速新能源結構轉型。歐盟出臺法案，將光伏發展從政治承諾進一步推進到立法層面，未來將進一步加速能源獨立自主，光伏發電空間充足。日韓繼續重視碳中和與光伏發展，美國近期落地政策推進光伏發展，光伏投資稅減免額度提升至歷史最高水準。在全球範圍，光伏產業具備迎來高速增長的政策環境。
歐洲在2022年初深陷能源危機，電價高增。以法國為例，電價最高時每度價格超0.3歐元，約合人民幣2元。而我國城鎮居民用電基本維持在0.5-0.7/度電左右。就算是工業用電，一般也在0.8-1.8元/度電區間。
中國和歐洲在電價上的差異如此巨大，除了電力體制發展不同，主要原因是電力市場交易機制的差異。
電力市場交易分為現貨和中長期兩種。現貨市場是指以日、時及更短時間單位來交易的市場。電力的現貨市場價格更即時，波動性也更大，在用電需求激增時容易出現歐美國家的“天價電費”情況。例如，2019年8月，美國德州因高溫導致用電需求激增，平時約10美分/度的電價暴增至最高9美元/度。中長期市場是指發電方，電力運營商、用戶等通過自主協商、集中競價達成並鎖定價格，以月、季、年、十年為時間單位進行交易的模式。雖然價格相對穩定，但也可能因為上游原料漲價，導致成本無法即時向下遊傳導，出現發電商虧損，拉閘限電的情況。
海外的電力交易以市場化為主，交易雙方可以視自身需求情況與風險承擔能力，選擇合同類型、時間長度，定價遵循市場的供需關係。
我國電力交易市場以中長期交易為主，市場化競價為輔。2004年，我國實施煤電標杆上網電價機制。2016年開展電力中長期市場交易，發電企業可以通過市場競價形成上網電價。2020年後，我國取消煤電價格聯動機制，並將標杆上網電價機制改為“基準價+上下浮動不超過15%”的市場化機制。2022年，燃煤發電價格上下浮動範圍改為“不超過20%”。我國正在從固定的標杆電價轉向浮動的市場化電價轉變。一方面，這有助於解決政府制定電價不能即時反應電力成本的問題；另一方面，這也有助於發電廠商和電網企業應對市場供需變化。電力交易市場機制決定了燃煤發電價格，燃煤發電價格是綠電定價的標杆，因此電力交易制度的不同，也影響了我國和海外光伏市場定價的差異。
2.4 我國光伏電價：標杆電價、補貼退坡、平價機制
光伏電價政策方面，我國總體經歷了從標杆電價機制、到補貼退坡，再到平價上網三個階段。縱觀光伏產業發展的不同時期，電價政策對光伏產業的早期降本起到了重要支撐，對中期適應競爭定價產生了深厚影響，進而促進了當下平穩步入平價上網時代。
光伏補貼時代，我國政府設立可再生能源基金來支付相關補貼，主要有兩種方式。對於集中式開發商，政府先制定執行“固定執行電價”，在電網按該義務價從開發商購買後，政府基金再將“固定執行電價”中高於當地標杆價格（燃煤發電價）的部分補貼給電網。對於分佈式開發商，政府按照全額上網和“自發自用，餘額上網”兩種情形做出不同規定，全額上網與集中式定價一致；餘額上網則按照度電補貼，由電網先轉付，政府基金再支付補貼給電網。
電網購得的電價既是“上網電價”，在上網價格基礎上加上配輸電成本、政府附加、服務價格等，形成“銷售電價”，最終按該價格銷售電力給下游的居民和企業用戶。
上網電價可按照電站建設場地，分為集中式和分佈式兩類。集中式發電是指建設在大型地面上，發電直接輸送併入電網的模式，一般是國家級或大型企業電站。分佈式發電是指在用戶附近建設，自發自用為主，多餘發電進行上網的模式；包括安裝在住宅頂部的家庭戶用發電和企業發電。
在過去11年裏，我國集中式光伏上網電價下降約70%，用十年時間完成了從標杆定價補貼到平價上網的跨越。
2011年，我國首次對太陽能發電專案規定上網執行電價。2013年8月，定價補貼進一步按區域明細，根據各地太陽能資源條件和建設成本將全國分為三類太陽能資源區，三類資源區燃煤機組標杆上網電價分別為每千瓦時0.9元，0.95元和1元。電網企業可就光伏電站標杆上網電價高出當地燃煤機組標杆上網電價的部分，申請可再生能源發電補貼資金。
2015-2017年，國家逐年下調集中式發電指導價格。2018年國家發改委、財政部、能源局聯合發文，完善光伏發電電價機制，降低補貼強度，進一步加大市場化配置專案力度。鼓勵各地出臺光伏產業政策，自行安排不需要國家補貼的光伏專案，並確定了普通光伏電站的競爭招標準則。
隨著市場化配置的成熟和各地政策的完善，2021年1月1日起，中央財政退出補貼，集中式光伏發電站上網電價按照當地燃煤發電基準價執行。
分佈式光伏發電，也經歷了從補貼到補貼退坡，再到平價上網的三個階段。目前分佈式工商業上網已無補貼，戶用上網仍有3分/度補貼。
2013年之前,分佈式發電定價還沒有獨立於集中式發電。2013年8月，國家發改委發佈的《關於發揮價格杠杆作用促進光伏產業健康發展的通知》首次明確提出對分佈式光伏提供0.42元/千瓦時的度電補貼，上網電價及補貼的執行期限原則上為20年。
2015年，我國進一步放開限制，允許分佈式發電在“自發自用、餘額上網”和“全額上網”中進行選擇，後者讓分佈式發電也能以集中式三類資源區的電價上網。隨著光伏行業的發展，光伏相關技術取得突破，光伏設備價格也隨之大幅下降，維持在0.42元/千瓦時的光伏補貼缺口正不斷擴大。
2018年1月份開始，分佈式光伏度電補貼出現了首次補貼退坡，至0.37元/千瓦時。隨著光伏市場機制的進一步完善，國家發改委在2021年《新能源上網電價政策徵求意見稿》中提出工商業分佈式光伏不再進行補貼，戶用光伏電站2021年仍有3分/度的補貼，2022年1月開始執行。
我國補貼政策對光伏產業的發展起到了至關重要的作用。有利於產業鏈早期的降成本，並逐步形成市場機制進入平價時代。隨著光伏發電建設規模不斷擴大，技術進步和成本下降速度明顯。2022年起，無論是集中式還是工商業分佈式光伏，都不再獲得中央財政補貼。雖然各級地方政府還存有政策接力，但這意味著光伏發電產業已具備相對成熟的市場化條件，行業平價時代來臨。
2.5 海外光伏電價：六類主流模式，市場化是發展方向
海外光伏電價主要是有“FIT（固定電價）”、“FIP（溢價補貼）”、“Net（淨計量）”、 “PPA（長期購電協議）”、“RPS”配額制+“REC”綠證、成本補貼，等6類的主流模式。
FIT（Feed-in tariff固定補貼政策），是指購電方按照政府規定的“義務收購電價”，從發電方購買長期電力的模式。義務收購電價=標杆上網電價（政府規定，通常是燃煤發電價格）+補貼電價（政府規定）組成。不同國家在電價的最終承擔者上有不同規定。以德國為例，FIT模式高於標杆電價的部分通常最終是由用戶支付。
FIP（Feed-in Premium溢價補貼政策），是指購電方按照“溢價後電價”從發電方購買長期電力的模式。溢價後電價=市場電價+溢價補貼（政府規定）組成。與FIT不同的是，FIP是在市場電價的基礎上，加上政府補貼部分組成，補貼溢價最終由政府買單。而且FIP定價會隨市場電價波動，而FIT是獨立於市場的政府定價。
Net淨計量模式，是指用戶發電量超過自身需求量時，可以將電量輸送至電網以換取信用額度或出售。出售的價格視不同國家規定，可以是當前市場零售電價、批發電價、往期均價、或者是打折後電價。該模式類似於我國的分佈式上網政策。
PPA（Power Purchase Agreement長期購電協議），是指發電方自行與購電方簽訂協議，確定購電價格、年限和購電量，也是光伏市場化後的主流定價機制。PPA機制長期鎖定價格，對於光伏發電方和購電方都可以起到對沖價格風險的作用。近期，從PPA模式中又衍生出了一種新的協議—VPPA（Virtual PPA）虛擬購電協議，本質上是價差合約，僅用於發電方和購電方的財務結算和綠證轉移，並不產生實際電力輸送。
配額制（RPS）+綠證（REC）模式是碳減排與碳市場的基礎。配額指的是政府先規劃新能源發電市場份額，並要求責任主體承擔一定量的購買義務，未完成配額義務的需要繳納相應的罰款。綠證是對進行新能源發電廠商頒發的一種憑證，每誕生一張綠證就代表1000度新能源電力上網。綠證通常在市場中可以被自由交易。這類模式的核心是電量激勵，由運營商支付市場電價部分，綠證購買方支付額外的綠證價格部分。相當於由購電方支付發電方的補貼價格，以此來完成購電方的節能減排義務。
投資補貼模式的核心是成本激勵，以市場化招標確定電價，由政府給予發電方成本上的補貼、或稅收上的優惠和抵免。印度採用的是VGF（Viability Gap Funding）可行性缺口補助基金模式。美國採用的是ITC（Investment Tax Credit）投資稅收抵免政策，給予新建的光伏設備稅收抵免額度。
美國方面，早在1978年，美國公共事業管理法案RUPRA就規範了市場化定價及浮動制度購買新能源電力的機制。90年代後，美國開始在PPA基礎上實施RPS配額制，但各州具有自主裁定權；截止2021年底已有32個州引進該機制。2006年，美國“ITC”聯邦投資稅收抵免政策首次將大型及戶用光伏發電設備納入稅收補貼範疇。
德國方面，2014年之前採取的是全面FIT模式。2014-2016年逐步切換至FIP與FIT並行，分別適用於100kw以上與100kw以下發電規模。2017年開始，德國以750kw為分界點，往上實行PPA市場化招標，100kw-750kw繼續實行FIP溢價補貼，100kw以下小型分佈式保持FIT固定標杆電價。
日本方面，2012年之前採用RPS配額制和剩餘電力收購制度。2012年7月起，全面採取FIT模式，並在2016年引入競標機制。2020年2月起至今，日本按照光伏發電建設規模實行新政策，大型發電站採用FIP模式，小型分佈式採用FIT模式。
印度方面，2003年起一直實行RPS配額制，並在2011年推出綠證REC作為補充。2010年，國家太陽能計畫JNNSM開始實施，也開啟了PPA市場化招標時代，持續至今。2013年，印度推出VGF可行性缺口資金補貼，部分用於支持光伏產業發展。
綜合主要光伏大國的電價機制發展來看，市場化定價是主流趨勢。位於行業前列的美國和印度已全面採納市場化定價機制多年。德國選擇分級執行，5年前開始在大規模的電站上網實行市場化招標。進程較緩的日本也在6年前引入競價機制，未來或進一步推進電價市場化。
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光伏產業鏈：上游重原料挖掘、中游重技術挖掘、下游重光儲結合
光伏產業將半導體技術與新能源需求相結合，其產業鏈上下游涉及廣泛，內涵豐富。
光伏上游包括多晶矽料、單晶矽棒、多晶矽錠、單晶矽片、多晶矽片等原材料的生產環節；中游包括單晶電池、多晶電池、薄膜光伏組件、晶矽組件等製造環節；下游包括逆變器和光伏發電系統等光伏電池運用和電站運營環節，此外還涉及光伏玻璃、膠膜、支架等輔材環節。
在光伏產業鏈上游部分，有“黑金”之稱的高純多晶矽（矽料）是基礎原材料，多晶矽經過熔化鑄錠或者拉晶切片後，可分別做成多晶矽片和單晶矽片，進而用於製造光伏電池。
近年來，隨著光伏產業鏈下游應用企業不斷擴大生產，上游的矽料產品價格持續走高。推動上游多晶矽料形成市場機制和有序健康發展是光伏產業的重點內容之一。
根據Solarzoom數據，自2020年以來，國產多晶矽（一級料）價格漲勢兇猛。從2020年年初的不到10美元/千克一路攀升至2022年接近45美元/千克，漲幅超4倍。
上游矽片價格的上漲將導致下游光伏組件的價格持續攀升從而推高建設成本。此時，中下游光伏企業必然會面臨更大的投資建設和運營壓力，這將嚴重影響我國光伏發電產業的發展。因此光伏需要重點關注產業鏈上游矽料的生產環節，加速制矽、提純等技術突破，解決矽料價格居高不下問題。
中游，單晶矽太陽電池廣泛運用於地面設施當中，是當前開發最成熟的一種太陽電池。這種太陽電池以高純的單晶矽棒為原料，純度要求99.999％，同時其光電轉換效率為15%-24%，為光電轉化率較高的電池類型。但高純度也導致了較大的製作成本，因此它還不能被大量廣泛和普遍地使用。
相對而言多晶矽太陽電池的製作成本比單晶矽太陽能電池低，得到了較大發展。但多晶矽太陽能電池的使用壽命要比單晶矽太陽能電池短，光電轉換效率也相對降低不少。
光伏產業鏈中游要重點發展和挖掘具備更高性價比的電池技術，期待低成本和高轉化率電池的誕生。
光伏產業鏈下游建設，一是重點關注逆變器環節，光伏逆變器是光伏發電系統的心臟，是光伏電站最重要的核心部件之一。“並網逆變器”能將光伏組件產生的直流電轉化為交流電，進行並網或供給家庭使用；而“儲能逆變器”則帶有蓄電池，具備了儲能功能。在未來光伏+儲能的大趨勢下，光伏需重點關注儲能逆變器的需求提升。
二是重點統籌集中式和分佈式光伏建設。當前能源供給緊張，能源互用成為大勢所趨，分佈式光伏需求強勁，裝機潛力將進一步釋放。除此之外，分佈式光伏建設成本較低，在組件價格不斷攀升的背景下，可有效提升下游工商企業裝機意願，幫助用電用戶對沖高昂能源成本，提高大眾對可再生能源的接受程度；且安裝地點靈活，有益於解決集中式光伏建設征地難的問題，可緩解地域電網發展不平衡，推動我國東西部與城鄉電網均衡發展，提高能源效率，加快實現碳中和。
2016-2021年我國分佈式光伏發電複合增長率達60.45%，遠高於國內光伏行業整體增速。其中，2021年國內新增分佈式光伏裝機29.28GW，占新增光伏裝機的53.35%，近年來分佈式光伏裝機規模首次超過集中式光伏裝機規模。5月6日，國務院提出在有條件的地區推動屋頂分佈式光伏發電。2022年新增新能源並網20GW以上地區，如山東、內蒙古、河北、甘肅、青海、廣東等，紛紛提出大力發展分佈式光伏。政策與市場並驅推進分佈式光伏建設，未來集中式與分佈式光伏結合發電趨勢明顯。
4.1 光伏矽片技術：大型化、單晶化、薄片化
光伏矽片尺寸大型化是一大重要發展趨勢。市場上矽片按照尺寸大小，直徑從短到長，一共包括八種型號，分別是：M0、M1、M2、M4、G1、M6、M10、G12，其邊距依次為156mm、156.75mm、156.75mm、161.7mm、158.75mm、166mm、182mm、210mm。
從歷史發展階段看，2012年前，中國矽片產業處在為外國代工階段，使用的矽片主要為M0級；2012年-2018年間，中國光伏產業遭歐美“雙反”，但國內光伏發電需求的上升支撐了光伏產業的發展，這一階段的各大廠商開始轉向156.75mm的M1、M2級矽片；2018年後，國內光伏產業逐漸成熟，上游的矽片製造業迅猛發展，G1、M6、M10、G12等矽片型號開始大規模使用。從技術和成本控制看，矽片尺寸增大，能降低度電成本與切片次數，稀釋電池中的非矽成本，進而減少矽片的製造費用，符合光伏行業降費提效的發展趨勢。根據預測，160-166mm矽片的市場份額在近兩年內逐漸下降，182mm與210mm矽片逐步成為市場主流。
單晶矽片成為市場主流。2021年單晶矽片市場占比達到了94.5%，在市場中處於絕對領先地位。隨著矽片製造產業的成熟，矽片造價不斷下降，行業的焦點轉向效率。就效率而言，單晶多層片的能量轉換效率一直高於多晶電池片，未來單晶矽片市場份額、尤其是具備更高轉換效率極限值的N型單晶類市場份額將會佔據主導地位。
同時，矽片薄化趨勢也在加速。薄矽片有利於降低矽材損耗，降低單矽片耗矽量。現在市場上的矽片主要包括多晶矽片和單晶矽片，其中單晶矽片分為P型、N型路線。
2021年，多晶矽片平均厚度為178um，因其需求的逐漸減弱，厚度改進動力較弱，預計其厚度在2030年將保持在170um以上。2021年P型單晶矽片平均厚度為170um，同時150um-160um的薄片技術已經趨於成熟，預計2030年P型單晶矽片厚度將下降至140um。N型TOPCon-N型單晶矽片平均厚度為165um，預計2030年將下降至135um；HJT-N型矽片平均厚度為150um，預計2030年將下降至110um。
當然，矽片在不斷薄化的同時可能會影響切片良率，相關的加工技術能否突破也是決定矽片薄化速度的重要因素。
4.2 光伏電池技術：百花齊放，迭代成熟
光伏電池技術原理，即光生伏特效應，即由於光照，使得半導體材料的不同部位之間產生電位差，形成電壓，進而形成電流的回路。是太陽光能轉換為電能的光伏發電技術基礎，將光子轉化為電子，將光能量轉化為電能量。
其具體工作過程分為四部分，一是光子照射到電池表面後被吸收，產生電子空穴對；二是內建電場分離電子空穴對，在PN結兩端產生電勢；三是導線連接PN結，形成電流；四是在太陽電池兩端連接負載，將光能轉換成電能。
在此過程中，考察光伏系統的核心指標是“光電轉換效率”：在工作溫度25±2℃，光照強度為1000W/㎡的標準條件下，光伏系統“輸出電功率”與“入射光功率”之比，即太陽光入射功率轉換為光伏電池最大峰值功率的比例。而光伏發電的“光電轉換效率”主要由兩大因素所影響：一是光學損失率，二是電學損失率。
其中，光學損失主要是由“光浪費”造成，解決光學損失要從以下方面入手，主要包括：1）減少光譜損失，如因為能量小於或大於半導體的禁帶寬度而導致的光子未被吸收；2）減少玻璃組件或電池板的正反兩面發生反射折射；3）降低表面遮光、電極和柵線的阻隔等。電學損失主要是由複合損失造成，而解決複合主要要解決材料本身的內部缺陷以及雜質等相關問題。主要可以通過改變光伏電池的結構，減少複合，從而提高光電轉化效率實現。
光伏產業電池技術的發展歷經多個階段。而未來電池技術迭代發展的關鍵，也是從提高光電轉換效率、降低光學和電學損失率入手。
2005-2018年，BSF電池，即鋁背場電池，是較為主流的第一代光伏電池技術。鋁背場電池的製造是在晶矽光伏電池P-N結製備完成後，通過摻硼或澱積鋁層燒結的方法，在矽片的背光面沉積一層鋁膜，製備形成高摻雜濃度的P+層，從而形成鋁背場。但是，由於其背表面的全金屬複合較高，導致光電損失較多，在光電轉換效率方面具有先天的局限性，2017至2018年開始，鋁背場電池技術市占率逐漸走低，現階段已經面臨淘汰。
2016年至今，第二代的單晶P型PERC、PERC+電池市占率逐步走高，成為市場具備經濟性的主流產品。PERC即鈍化發射極和背面電池，PERC背面有一個額外的層，其主要作用有兩點，一是可以捕獲更多的陽光並將其轉化為電能，因此更高效；二是能夠減輕背面複合，並防止較長波長的熱量變成會損害電池性能的熱量。
2019年，PERC首次超越BSF技術成為最主流的光伏電池技術，2016年至2021年，PERC電池滲透率從10%提升至90%左右。從理論和實踐發展看，目前PERC電池的光電轉換效率已達23%~23.2%區間，逐步逼近理論轉換效率24.5%極限，開發下一代具備更高轉換效率極限的電池技術是大勢所趨。
未來，目光逐漸轉向以TOPCon、HJT、IBC為代表的N型電池技術，逐漸成為行業下一代高效晶矽電池主流發展方向。相比傳統的 P 型電池相比較，N型電池具有轉換效率高、雙面率高、溫度係數低、無光衰、弱光效應好等優點，是未來的主流電池技術路線之一。
一是轉換效率更高。目前P型電池的理論轉化效率極限為24.5%，而N型電池技術的光電轉換效率理論極限28.7%。
二是雙面率高，即光伏背面效率與正面效率的百分比更優。雙面發電是光伏電池發展的方向，P型PERC電池雙面率75%-85%左右，而N型TOPCon、HJT電池的雙面率分別可以達到85%-95%以上。
三是溫度係數低。N型電池溫度係數低於P型，當光伏系統的實際工作溫度與標準溫度差值較大，如17度時，N型組件可比P型組件發電量增益0.85%。因此N型電池更適合溫度較高的應用場景，更好的溫度係數使其發電增益，減少損失。
四是光衰現象弱，即光伏組件的輸出功率在剛開始使用的最初和後續全生命流程的使用過程中，相對保持穩定。P型矽片摻雜的硼元素在光照或電流注入下，會與氧形成沒有飽和化學鍵的硼氧複合體，其會捕捉光照產生的載流子，從而降低載流子的壽命。而N型矽中硼含量極低，幾乎沒有光衰現象。
N型電池中有多種技術路線，其中，TOPCon是一種使用超薄隧穿氧化層以及摻雜多晶矽層，作為鈍化層結構的太陽電池，具備良好的接觸性能，可極大提升太陽能電池的效率。
HJT是由兩種不同的半導體材料組成的結，也稱異質結，主要通過利用PN結的原理產生光生電流。HJT電池的發射極是一層很薄的非晶矽層，能減少載流子的複合，降低電損失。
IBC是一種將電池發射區電極和基區電極均設計於電池背面，且以交叉形式排布的太陽能電池，也稱交叉背接觸電池。其前表面可徹底避免金屬柵線電極的遮擋，減小光損失；同時背部採用優化的金屬柵線電極，以降低串聯電阻，減少電損失。
除此之外，IBC也可疊加其他電池新技術，與TOPCon電池疊加為TBC電池，與HJT電池疊加為HBC電池，與P型PERC電池疊加為PBC電池，均有顯著的提效效果。
由於矽的半導體特性與太陽光譜吻合，一直是光伏使用的主要半導體材料，但是，光伏滲透率的快速攀升也激化了上游矽料漲價的行業矛盾。未來，多元化光伏電池材料是大勢所趨，類似鈣鈦礦等與矽具有相似特性的技術路線將逐漸成熟發展。
鈣鈦礦電池，是利用鈣鈦礦型有機金屬鹵化物半導體作為吸光材料為太陽能電池，屬於第三代太陽能電池，是一種全新的技術路線。鈣鈦礦較晶矽電池成本與效率優勢明顯。
從理論效率極值看，鈣鈦電池單層電池可達31%，超晶體矽太陽能電池的理論極限。
從製造效率看，鈣鈦礦對雜質的敏感度較晶矽低，通常純度為90%左右的鈣鈦礦便可投入製造效率超20%的電池，而晶矽純度必須達到99.9999%以上才能用於製造；鈣鈦礦組件生產流程只需45分鐘，較晶矽的三天用時明顯縮短。
從投資成本看，1GW鈣鈦礦電池投資強度僅為晶矽的一半，產業鏈明顯短於晶矽電池，可大幅降低物流等成本。
從使用場景看，鈣鈦礦作為一種高柔性的薄膜電池，結構輕便，易於安裝，可被使用在晶矽電池無法觸達的場景，更適合大規模推廣。未來再通過鈣鈦礦電池結合疊層技術，可製成鈣鈦礦、鈣鈦礦疊層太陽能電池。雙層理論極限光電轉換效率可達到45%，三層可達到49%。
從2009年第一塊鈣鈦礦電池轉化率僅達3.8%，到現在技術逐步成熟，最新轉化率已經達到25%，鈣鈦礦電池正在全面追趕晶矽電池。預估實現大規模產業化還需3-5年時間。從應用來看，鈣鈦礦電池與BIPV光伏建築一體化市場有天然適配優勢，有望在此領域率先開啟市場應用。
4.3 光伏逆變器技術：光伏系統的“心臟”和“大腦”
光伏逆變器可以稱為光伏系統的“心臟”和“大腦”。未來，隨著光伏發電滲透率進一步提升，對光伏並網的適應性要求也會相應地增高，對於逆變器的需求逐步升級；從開始的提升並網電力品質，到適應電網、減少電網故障，再到快速回應電網調度需求、支撐電網整體穩定運行。進一步發展光伏逆變器技術，成為發展光伏的核心關鍵點之一。
光伏逆變器的“心臟”功能體現在，光伏逆變器連接了光伏系統與電網，實現了將光伏電池輸出的直流電轉換為頻率可調節的交流電，使之適用於生產生活。光伏逆變器，通過IGBT、MOSFET等電力電子開關器件的高頻率開合，實現這一流程功能，使輸出的交流電滿足了並網的電能品質要求。
光伏逆變器的“大腦”功能體現在它是智能化設備，通過資訊採集、電站監控、人工交互等功能，負責整個光伏系統的智能化控制。逆變器需要匹配較高的軟硬體設計製造水準，以及相應的演算法機制，以最大程度實現其數位化功能。
一方面，逆變器的最大功率點追蹤MPPT功能，是光伏發電系統的核心技術之一。根據不同環境溫度、不同光照強度等特性，調節光伏陣列的輸出功率，使得光伏陣列始終輸出最大功率。因此，可以最大限度地發揮光伏電池板的發電能力、提升系統發電效率。
另一方面，對系統狀態進行監控、提供故障保護，對系統實現“防孤島效應”保護、零電壓或低電壓穿越。“孤島效應”是指在電網失壓或斷開的情況下，發電設備仍作為孤立電源對負載供電，形成供電孤島，存在巨大安全隱患。而光伏系統核心的光伏逆變器，通過最大功率點追蹤控制、自動運行和停機、被動或主動式電網斷電的檢測以及其他並網系統所需的一系列功能等發揮效應，實現防孤島效應保護。
光伏逆變器有多種技術形式：集中式、組串式和微型逆變器。
集中式逆變器，較為常見於光照均勻的集中型地面大型光伏電站。其特點為：一是功率相對較大，先匯流、再逆變，將組件直流電匯總成較大直流功率後再逆變，單體容量超500kw；二是技術成熟、系統集成度高、成本相對低；但是其最大功率點追蹤跟蹤精度不夠，在雲雨天氣或單個組串故障時，影響整個光伏電站電產能效率，且需要具備通風散熱的專用機房。
組串式逆變器，規模小，常見於分佈式發電，包括戶用、中小型工商業屋頂、中小型地面電站等，集中式光伏發電中也有應用。其特點為：一是功率相對集中式較小，單體功率一般在100kw以下，也有部分136kw、175kw以上的較大功率產品；二是模組化，先逆變、再匯流，先對幾組光伏組串進行單獨的最大功率點追蹤、逆變成交流電、在匯流升壓和並網；三是適配場景豐富、便於安裝、配置靈活、快捷運維；四是最大功率點追蹤跟蹤精度高。但是其成本價格略高於集中式逆變器。
微型逆變器，常見於戶用、小型分佈式場景。其特點為：一是對每個組件進行單獨的最大功率點追蹤，不匯流、直接逆變併入交流電網；二是體積小、單體容量有限，一般在1kw以下；三是可以對組件進行獨立最大功率點追蹤，這樣可以在組件性能差異情況下，降低安全隱患、保障整體效率。但初始投資的單瓦價格成本相對高。
從安全性、成本以及系統效率三方面綜合考慮，微型逆變器更適用於分佈式光伏應用場景下的戶用光伏設施。
一是微型逆變器系統總體效率更高，發電量更大：可以在組件級實現最大功率點跟蹤，對各模組的輸出功率進行優化，整體輸出功率最大化。
二是安全性高，解決高壓危險問題。微型逆變器低電壓、組件級關斷，安全性更好。
三是雖然初始投資成本較高，但精細化控制使其後期維護成本低，綜合成本更佳。在海外，由於安全性政策要求，微型逆變器也正逐步成為分佈式市場的主流選擇。
5 我國光伏發展趨勢和展望
5.1 光伏產業鏈：大規模、高效率，度電成本下降
隨著光伏發電技術和產業化規模化的不斷進步，我國光伏產業鏈中各環節的成本逐年下降。雙面雙玻、HJT、TOPCon等N型技術應用不斷提高組件整體功率和發電效率，2022年，600w以上的組件逐漸成市場主流趨勢，700w以上的組件產品逐漸發展迭代。
光伏組件逐漸呈現“高功率、高效率、高可靠、高發電”特徵。一是將帶來光伏電站投資成本下降，二是度電成本下降，三是電站使用週期更長、全生命週期的發電總量增加，未來光伏度電成本逐步逼近或倒掛燃煤發電成本。
2019年，全國光伏的年均利用小時數為1169小時，光伏電站建設成本平均4.5元/瓦，度電成本約為0.44元/度；2020年底，全國光伏平均利用小時數1160小時，光伏電站建設成本平均3.5元/瓦，度電成本為0.36元/度；2021年底，全國光伏的年均利用小時數為1163小時，光伏電站建設成本平均3.0元/瓦，度電成本為0.3343元/度。2022年，我國光伏發電成本下降至約0.3元/度。
5.2 光伏電力市場：平價交易與市場競價結合
我國光伏電力市場的發展趨勢，或將參考燃煤電力市場發展，以平價中長期交易為主，市場化競價交易為補充。
平價中長期交易是指，交易模式遵循市場化的雙邊協商，但是定價模式遵循政策規定的“平價上網”，既按照當地的燃煤發電基準價格上網。燃煤發電的定價是“基準價+上下浮動不超過20%”的市場化機制。光伏定價向燃煤發電看齊，間接上考慮了不同地區的電力價格浮動情況。一方面，政府基準價使得長期價格穩定得到保障，讓下游的居民和企業用電受到保護。另一方面，浮動空間有助於發電方和電網應對市場供需變化，即時反應和管理電力成本。
市場化競價交易=PPA（長期購電協議）+現貨市場。海外的PPA模式和現貨市場完全遵循市場定價。我國的中長期電力交易並非完全市場化，但PPA機制和現貨市場仍是有積極作用的市場補充。
PPA協議的優勢在於，一方面，對光伏開發商而言，能長期鎖定價格，給發電方帶來持續、穩定、可預測的現金流，這意味著能更容易獲得銀行貸款審批，從而促進新建光伏專案的融資。另一方面，鎖定電價能更好地應對下游電力市場的價格波動。對購電方而言，不論是電力運營商還是用電力大用戶，都能從長期協議中受益。一方面能在電價波動的電力市場中對沖價格風險；另一方面可以獲得穩定、持續的供電來源，提高光伏供能比例。
PPA協議的劣勢也是因為長期價格鎖定，市場價格調整存在滯後性。雖然能充分應對下游電力市場價格波動，但是對上游價格變化無法應對。如果出現上游原材料價格大幅上漲，會導致發電商無法即時調整，出現拉閘限電或大幅虧損等情況。對於包括PPA在內的中長期協議而言，鎖定價格都是一把雙刃劍。
因此，市場競價交易僅有長期協議並不完善，還需要現貨市場補充。現貨市場的供需反應靈活、能根據實施需求調整價格，協助發電方和購電方按照自身的電力出入情況進行交易，良好地平衡了雙方的價格風險。但缺點是現貨交易的短期波動較大，有出現投機市場的可能，並且本質上價格波動是由最終用戶承擔。
5.3 光伏建設：因地制宜、分佈式是大勢所趨
集中式光伏專案占地範圍較大，且涉及土地類型複雜，用地目的多樣。實際用地一般包括光伏方陣用地、變電站及運行管理用地、集電線路用地、場內道路四大部分。一方面，光伏專案對於土地的需求在增長，另一方面，用地成本高、用地政策在收緊。
用地成本方面，2022年中西部省份光伏電站土地租賃費用為每年每畝200至300元，但山東、江蘇及河北部分地區已經達到每年每畝700至800元，浙江等地的光伏競價專案的土地租金飆至每年每畝2500元。總體來看，集中式光伏電站專案中建設用地費用成本約占系統成本的3.5%。
用地供給方面，2021年11月，山東省自然資源廳《關於對光伏專案用地進行核查的通知》，要求核查光伏專案土地使用情況，並且從發佈當日起停止光伏專案用地佔用耕地的備案工作。水利部印發的《水利部關於加強河湖水域岸線空間管控的指導意見》，要求光伏電站、風力發電等專案不得在河道、湖泊、水庫內建設。另外林地、草地、永久基本農田等特殊區域均受特殊保護。
展望未來，光伏發電須以分佈式、互補式、複合型以及荒漠等未開發用地集中式光伏發電為主。一是分佈式光伏與建築設施結合，發電無需新增供地。二是發展複合型或互補式發電如“農光互補”、“林光互補”、“牧光互補”、“漁光互補”光伏專案，出臺支持光伏複合專案建設的稅收優惠政策，明確光伏複合專案中光伏陣列的耕地佔用稅、土地使用稅減免等。三是因地制宜，利用沙漠、戈壁、荒漠等人類無法利用的土地資源發展集中式光伏專案，但目前需克服各種成本、技術問題，發展儲能、特高壓等相關新型基礎設施建設。
5.4 光儲+虛擬電廠：解決光伏“不可控、不可調”的天然屬性
光伏發電易受到天氣影響、發電和用電曲線不完全吻合。僅依靠光伏系統供電相對不穩定，光伏利用率仍存在提升空間。根據國際能源署報告，可再生能源發電不同配置階段，電網消納間歇性可再生能源電力能力不同：第一階段，可再生能源占比低於3%，電力需求本身的波動超過了可再生電源供應的波動幅度，所以可再生能源對於電網的運行沒有明顯影響。第二階段，可再生能源占比在3-15%之間，對於電網已經有明顯影響，但是可以通過加強電網管理的方式來解決，相對容易。第三階段，可再生能源占比達15-25%之間，需要引入需求側管理與儲能技術的應用。第四階段，可再生能源占比在25-50%之間，在某些時刻可再生能源可滿足100%的電力需求，電網穩定性面臨挑戰。
未來，無論是集中式還是分佈式光伏，都需要與儲能相結合，來實現靈活調節，保障新能源電力的可靠穩定供應。光儲一體化的價值和需求將不斷提高。
首先，與光伏配套的儲能設備能夠有效減緩發電側波動性。在用電高峰時釋放電力，補充電力缺口，在用電低谷時儲存電力，減少電力浪費，實現“削峰平穀”。同時，光儲一體能夠提高整個電網的效率。在電網側儲能可用於調峰、調頻、備用等，保障電網穩定運行，增強復原能力。
2022年來，山東、四川等地陸續提出了更高標準的光伏配儲要求。例如在山東棗莊，配儲規模要求相對較高，需要為光伏裝機容量的15%至30%建設儲能，且儲能時長需達2至4小時。
虛擬電廠是光儲系統建設的後一環節，能夠把分散可調光伏電源和用電負荷彙聚起來。通過數位化手段來做統一管理和調度，能夠同時調節光伏發電、儲能、用電三側資源。類似於能源SAAS（軟體即服務）系統，通過其演算法能力，平衡發電和用電時的即時需求。目前該類虛擬電廠+光儲專案的案例有：特斯拉Powerwalls推出的基於分佈式能源存儲系統的虛擬發電廠系統，星星充電公司的家庭光伏儲能和電能管理、V2G新能源汽車與電網能量互動、不同家庭之間的電能互動，都是基於未來“光儲”一體化後的能源數位化“新玩法”。
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