源起研究｜2021年光伏發電行業研究報告（二）
近期，源起基金了解到，光伏板塊國內外政策利好頻出，再一次凸顯光伏對全球實現“雙碳”目標的重要地位。
據悉，中央預決算公共平臺于本月16日發布通知將下達總計新能源補貼資金38.7億元，其中光伏以22.8億元的高額補貼位居首位。同時，美國暫緩審查亞洲組件反傾銷事件，并進一步下調光伏進口關稅。不僅恢復了雙面太陽能組件的201關稅豁免權，并將該201條款關稅稅率從18%下調至15%，此前征收的額外關稅將退還給相關企業。
源起基金意識到，全球政策集中向好，我們在擁抱政策、加速發展的過程中，也要充分意識到這必將導致光伏賽道全球范圍內競爭更為激烈。目前，我國光伏行業雖已取得優異成績，根據2020年全球組件制造商出貨量數據顯示，前十位中有八家為中國公司。但在新的競爭形勢下，中國光伏行業要想真正做到長期領跑，必須要在光伏全產業鏈上持續尋求“降本增效”的空間來助力行業加速發展。今天我們繼續學習光伏知識。
我們將通過解構影響的光伏 LCOE 的四大因素（投資、運營、電價、效率），以挖掘產業鏈未來潛在的降本空間。
1、投資：從光伏產業鏈來看，成本下降趨勢仍存
“技術發展+產能釋放”將進一步降低初始投資。過去十年，全球光伏產業發展迅猛，2020 年全球平均光伏初始投資約 883 美元/kW，相比 2010 年的 4731 美元/kW，降幅達 81.3%。2020 年中國平均初始投資約 651 美元/kW，同比 2010 年實現降幅 83.7%。巨大的降本空 間主要由技術迭代和產能釋放驅動。技術創新不斷延展，從硅錠生長方法的改進，到金剛石切片技術的提升，到單晶 PERC 電池大規模應用，再到雙面、半片、疊片等組件技術的進步，光伏產品無論是從成本還是效率上都有很大的改善；從規模上來看，產業鏈各環節擴產速度快。過去十年，全球多晶硅產能增長四倍以上，全球組件產能也實現五 倍增長，全球新增光伏裝機也從 2011 年的 30.2GW 增加至 2020 年的 130GW，規?；偁幰泊蟠髩嚎s了各環節成本。依托于光伏產業技術和規模的快速發展，2020年我國初始投資成本也處于全球各國低位水平。目前，我國光伏產業規模增速逐步放緩，降本空間受限，技術進步將是未來光伏行業降本增效的主要手段。
初始投資可分為三個部分：硬件系統成本、安裝費用、軟性成本。據 IRENA 數據庫統計， 2020 年中國初始投資硬件系統成本占比最高，超 60%，其中組件、逆變器、支架成本占比近五成。組件及配套設備的降本增效仍然是初始投資縮減的重要驅動因素。從產業鏈主要環節來看組件降本空間：組件主要由電池片和其他封裝部件（玻璃、膠膜 EVA、背板、邊框等）構成，其中電池片為成本主要部分。從構成來看，組件的價格會受電池片等構成部分影響；從整體來看，產業鏈各環節的變化，例如上游的原料價格浮動，會傳導至后端的組件價格表現。為了更好的挖掘組件潛在的降本增效空間，我們可以從產業鏈的細分環節來探求影響價格傳導的基本要素。
（1）硅料：價格持續高位
供需不平衡，硅料價格跳漲。2021 年以來，國內硅料價格漲勢洶洶，從年初的 90 元/kg 上漲到 7 月的210 元/kg，漲幅高達 133%，相比去年同期增長 153%，進口硅料價格也逐趨攀升。主要原因是硅料供需不平衡。
硅料擴產周期較下游擴產周期長是硅料供需不平衡的重要原因。近年我國光伏裝機規模增速較大，全產業鏈均處于大幅擴張階段。相較于硅片、電池片，多晶硅料擴產周期顯著較長，建設周期約 12-18 個月，產能爬坡周期約 3-6 個月。據 CPIA 數據統計，2021 年上半年多晶硅產量 23.8 萬噸，同比增長 16.1%，而硅片、電池片、組件擴產增速快，分 別同比增長 40%、56.6%、50.5%，遠遠高于硅料的擴產進程，硅料供需不平衡的問題隨之顯露，價格開始上揚。同時，部分企業為保證硅片擴產計劃的原料供應，會與硅料供應商簽訂長期硅料供給合同，進一步加劇了市場硅料供應緊張，硅料價格也持續走高， 從 2021 年 5 月起，硅料市場價一直穩定在每千克 200 元以上的高位。
硅料價格短期仍將持續高位。目前，年內并沒有較大的硅料產能擴張計劃，四季度又為裝機旺季，硅料供需緊張程度將進一步加劇。從短期來看，硅料一直穩持在價格高位，上漲空間有限，上漲態勢趨緩。從長期來看，待未來硅料產能釋放，供需平衡將有望緩解。
多晶硅料的生產技術主要為改良西門子法和硅烷流化床法，產品形態分別為棒狀硅和顆粒硅。改良西門子法生產工藝相對成熟，是市場上多晶硅制備的主流工藝，2020 年改良西門子法生產的棒狀硅約占全國總產量的 97.2%。
較改良西門子法而言，硅烷流化床法具有低成本、高性能的明顯優勢。從成本能耗方面來看，改良西門子法需要在 1000度以上的高純硅芯上用高純氫還原高純三氯氫硅，而流化床技術反應溫度僅 650-700 度，熱分解的還原電耗更低。同時，硅烷法生產技術流程較改良西門子法更短，工序更少，對于設備的投資，折舊和生產電耗上都有明顯的降本空間。結合硅烷法無需破碎的特性，破碎成本也相應省去。從性能方面來看，硅烷法產生的顆粒硅流動性好。相同體積單晶爐可以投放更多的顆粒硅，大幅提升硅棒生產效率；尺寸大小很好地滿足了直拉單晶的復投料要求，在 CCz 工藝生產中具有明顯優勢。近兩年，國產顆粒硅在質量上實現技術突破，自身品質已達到改良西門子法多晶硅標準，投產周期短、且較改良西門子法有 10 元/kg 以上的成本優勢。如果能實現規?；瘮U產，顆粒硅市場占比將會大幅提升，這也將有效緩解現有硅料環節供給壓力。
目前市場上也出現了顆粒硅規模產業化的信號。從供給端來看，保利協鑫近年著力推進硅烷流化床法的應用，自 2020 年起，公司顆粒硅規劃產能合計達 50 萬噸，其中上機數控與保利協鑫合資建設 30 萬噸顆粒硅項目，強力推進顆粒硅產業化發展。從需求端來看，大型硅片廠商今年紛紛簽訂含顆粒硅在內的硅料長單協議，訂單采購數量累計約 60 萬噸。
盡管硅烷法降本增效優勢突出，但目前技術仍存在明顯缺口。一是跳硅問題。在直拉單晶過程中，顆粒硅熔化，體內氫氣會釋放出來，由于顆粒硅較小較輕，釋放的氫氣泡會推動顆粒躍出液面，發生跳硅現象。劇烈的跳硅可能會導致硅顆粒漂浮在固液界面，形成晶體形核中心，導致單晶生長實拍，引發硅棒斷棱，從而嚴重影響直拉單晶的生產效率。二是顆粒硅含粉量過高。顆粒硅表面積大，相互摩擦易產生硅粉，在直拉單晶加料過程中這些硅粉會進入熱場，附著在內部熱場材料上，并不定時地隨著氣流掉入硅液中，導致硅液受到污染。
（2）硅片：大尺寸薄片化發展趨勢
硅片成本主要分為硅成本和非硅成本，降低非硅成本是硅片降本增效的主要路徑。非硅成本主要指硅片生產過程中消耗的輔料、能源、人力等非硅原料成本。硅成本壓縮有限，降低非硅成本是硅片降本增效的主要路徑。
硅片大尺寸呈標準化趨勢。光伏硅片大尺寸有助于提升硅片產能，降低單位投資，降低能耗損失，從而降低非硅成本。光伏硅片尺寸也由 156.75mm、158.75mm 延展至 166mm， 到 2020 年，多家企業相繼出臺 182mm 和 210mm 的大尺寸標準，形成行業硅片大尺寸標準化共識。2020 年市場硅片尺寸種類多樣，其中，158.75mm 和 166mm 尺寸占比合計達 77.8%，166mm 是現有電池產線可升級的最大尺寸方案，將成為近 2-3 年的過渡尺寸；156.75mm 尺寸硅片市場占比 17.7%，預計 2022 年退出硅片市場；182mm 和 210mm 尺寸 合計占比約 4.5%，預計 2021 年占比將快速擴大，占據硅片市場半壁江山，到 2027 年，有望持續擴大占據整個硅片市場。
薄片化是硅片的另一發展趨勢。相同面積下，硅片越薄，每瓦硅耗越低。但硅片厚度對電池片的自動化、良率、轉換效率均有影響。2020 年，多晶硅片平均厚度為 180μm，P 型單晶硅片平均厚度在 175μm左右，N型硅片平均厚度為 168μm，較2019年基本持平。目前，用于 TOPCon 電池的 N 型硅片平均厚度為 175μm，用于異質結電池的硅片厚度約 150μm，用于 IBC 電池的硅片厚度約 130μm。隨著硅片尺寸的增大，硅片厚度下降速度將減緩。
（3）電池：多技術路線發展
2020 年晶硅電池市場仍以 PERC 電池產線為主導。隨著 PERC 電池片新產能持續釋放， PERC 電池片市場占比進一步提升至 86.4%。隨著國內戶用項目的產品需求開始轉向高效產品，原本對常規多晶產品需求較高的印度、巴西等海外市場也因疫情導致需求量減弱， 2020 年常規電池片 (BSF 電池)市場占比下降至 8.8%，同比下降 22.7%，預計 2025 年完 全退出電池市場。以 TOPCon 電池和 HJT 電池為主的 N 型電池量產規模較少，市場占比 約 3.5%，隨著技術發展帶來的降本增效，N 型電池有望在 2027 年占據電池市場半壁江山。
PERC 效率提升遇瓶頸，N 型電池增效空間大。2020 年，規?；a的 P 型單晶電池均采用 PERC 技術，平均轉換效率達 22.8%，預計未來十年平均每年可提高轉換效率 0.2-0.3%；而 N 型 TOPcon 電池、HJT 電池 2020 年已分別達到 23.5%、23.8%的平均轉換 效率，未來年均轉換效率可達 0.4%。對比之下，PERC 電池未來效率提升空間有限，N 型電池有望借助技術迭代成為電池技術的主要發展方向。
TOPCon 電池和 HJT 電池價格較高，成本劣勢明顯。根據 PVInfolink2020 年的各電池片 技術成本利潤分析可以看出，對于應用 158.75mm 硅片的 PERC 電池的電池價格為 0.88 元/W，而同樣規格的 Topcon 電池的電池價格為 1.1 元/W，價格相差 25%；對于應用更小尺寸硅片的 HJT 電池的電池價格卻更高，為 1.35 元/W，遠遠高于 PERC 電池的電池價格。
規?；瘮U產帶來設備成本下降。同 PERC 電池技術一樣，規?；a可以有效壓縮單位電池片成本。其中，TOPCon 電池雖是一種 N 型襯底的新型電池，但其制備工藝與設備 和 PERC 電池兼容性高，設備有80%左右重合，其設備降本空間也受 PERC 電池產線主導。目前 TOPCon 電池設備價格約 3 億元/GW，與大尺寸 PERC 電池設備 2.5 億元/GW 接近。而HJT電池與 PERC 電池設備兼容性小，HJT 產線具有很大的獨立性，降本程度 更依賴于產能的增長。目前 HJT 電池設備價格約4.5億元/GW，而產能僅達到 2-3GW， 可見 HJT 電池規?；慕当究臻g巨大。
（4）逆變器：單機功率提升降低投資額
逆變器在光伏產業中作用關鍵，它可以將光伏太陽能板產生的可變直流電壓（DC）轉換為市電頻率交流電（AC）。逆變器的單位容量設備投資成本指從錫膏印刷到組裝以及包裝環節所用生產設備所需投資成本。2020 年，逆變器設備投資成本為 6 萬元/MW。逆變器功率密度的提升和自動化水平的提高，將使單位容量設備投資額呈逐年下降趨勢，預計 2030 年可降低至 5.6 萬元/MW。
逆變器功率提升是降本關鍵。2020 年，集中式逆變器單機功率為 3125kW/臺，集中式電站用組串式逆變器單機功率為225kW/臺，集散式逆變器單機功率為 3150kW/臺。隨著IGBT、MOSFET等功率開關耐壓等級和電流提升，以及更好的散熱材質和設計，逆變器額定功率提升在技術上是可行的。同時也要考慮 LCOE 成本最優以及與高功率組件的匹配等因素，因此市場中逆變器單機主流額定功率將由市場需求確定。預計未來十年，逆變器單機功率可提高89%-100%。
(5)光伏支架：國產替代空間大
跟蹤支架替代助益電站降本增效。光伏支架是光伏電站的“骨骼”，隨著光伏電站擴增而增長。早年固定支架因其出色的穩定性，以及較低的前期投資成本，在中國光伏支架市場占有大部分的市場份額。近年來，隨著跟蹤技術提升，跟蹤支架造價成本下降，為實現系統增效與電站收益最大化，以及融合雙面組件、智能控制等技術，國家能源局實施“光伏發電領跑者計劃”項目，大力推廣跟蹤支架的應用。國內中信博、天合光能等企業在全球跟蹤支架市場占有一定份額，已具備成本和技術優勢，未來跟蹤支架國產替代空間大。
綜上所述，2020年我國初始投資成本為約 651 美元/kW，同比 2019 年實現降幅 19%。2021年受多晶硅料、玻璃、膠膜等原材料價格上漲影響，硅片、電池片、組件價格及光伏發電系統投資成本均有所上漲，項目經濟性降低，部分企業新增裝機計劃受到相應影響。隨著未來上游產能釋放，維持高位的硅料等原材料價格將有所下跌，硅片、電池、組件等價格也將回歸合理水平，在能源政策和技術發展的雙重驅動下，電站初始投資成本也將進一步下探。
2、運營：穩中有降是主要趨勢
分布式光伏運維費用大、占比高，預計未來將穩中有降。據中國光伏業協會測算，2020年分布式光伏系統年運維成本為 0.054 元/W,集中式地面電站年運維費用為0.046 元/W，分布式光伏高于集中式光伏的運維費用。從占初始投資的比例來看，分布式的維運費用占初始投資的 40%左右，集中式占比則不足 30%。據 CPIA 預測，預計未來 10 年運維成本將在目前水平上會有小幅下降。此外，隨著智能監測系統及無人機監控等技術的不斷涌現，我們認為光伏項目的運維成本或有進一步壓縮的空間，有望繼續小幅下調。
3、電價：負面影響已釋放完畢
光伏最早于 2007 年開始向用戶端征收可再生能源附加費用以補貼發電企業，自此打開了“補貼”時代的序幕。隨后光伏補貼不斷下調，電價自 2011 年 1.15 元/千瓦時后每年降幅在0.05-0.15 元/千瓦時不等。2013年國家劃分出不同的資源區，根據不同資源區太陽能的資源稟賦的不同給予一、二、三類資源區不同的電價。2020年，除分布式光伏還有 0.1 元/千瓦時的補貼（部分分布式項目）外，集中式光伏基本已經實現全面平價上網，我們認為電價降低對光伏運營商產生的負面影響基本已經釋放完畢。
4、效率：新型電力系統助力光伏消納
隨著新能源大量并網，光伏出力的不均勻性將對電力系統帶來極大挑戰，因此解決新能源的消納問題將變得十分重要。從我們繪制的解決新能源消納的路徑圖中可以看到，電源側、電網側、用戶側，乃至于整個電力市場都將為新能源消納提供支持。在發電端的火電靈活性改造、以抽水及電化學為主的新型儲能將解決光伏電力供需的時間錯配問題；電網端的特高壓建設及新型電網的搭建將極大解決光伏出力的地域錯配問題。另外整個電力市場的改革也將使光伏發電的交易變得更加有效率，通過更市場化的交易機制促進光伏電力的消納。因此我們認為新型電力系統的改革將持續助力光伏消納，未來利用小時及棄光將不會出現大幅波動。
（四）利好不斷涌現，新能源運營景氣度持續提升
1、能耗管控趨嚴背景下綠電優勢凸顯
政策頻發，新能源運營利好不斷。8 月 17 日發改委印發《2021 年上半年各地區能耗雙控 目標完成情況晴雨表》，能耗強度預警等級為一級的省份，對能耗強度不降反升的地區 （地級市、州、盟）除國家規劃布局的重大項目外，2021 年暫停“兩高”項目節能審查。各地要求對上半年嚴峻的市場形勢保持高度警惕，確保完成全年能耗雙控目標，特別是 能耗強度降低目標任務。9 月 7 日，綠色電力交易試點正式啟動，優先組織綠色電力交易 的執行和結算。9 月 11 日，發改委關于印發《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》 的通知，明確指出鼓勵地方增加可再生能源消費。根據各?。ㄗ灾螀^、直轄市）可再生 能源電力消納和綠色電力證書交易等情況，對超額完成激勵性可再生能源電力消納責任 權重的地區，超出最低可再生能源電力消納責任權重的消納量，不納入該地區年度和五 年規劃當期能源消費總量考核。在能耗雙控趨嚴的背景下，企業可通過使用不占用能耗 計算指標的新能源電力（綠電）滿足生產發展的需要，一定程度上減輕限電限產帶來的 負面影響。
首批綠電交易價格較中長期電力價格上浮 0.03 元左右/度，在當前水平下，一個典型的 30MW 的集中式光伏項目的全投資 IRR 將上浮 1.15%、資本金 IRR 將上浮 3.1%。
2、CCER 有望落地
我們對一個典型的 30MW 的風電項目 CCER 交易取得的收益進行測算。在 CCER 價格為 20、30 元每噸時對應獲得的額外收益為 65.25、97.87 萬元。
五、歷史復盤&國際對比
（一）世界光伏發電歷程
太陽能是人類最早利用的能源之一，也是目前發展最快的可再生能源技術之一。人類將太陽能作為一種能源和動力加以利用已經有 400 年的歷史，光伏發電技術的起源可追溯至1839 年法國科學家 E.Becquerel 發現液體的光生伏特效應，而真正運用新技術并開始作為新能源使用是從 1973 年石油危機開始。二戰以來全球太陽能開發利用的發展歷程可以劃分為 4 個階段：起步階段——緩慢發展階段——高增速、快速擴張階段——增速放緩、平穩增長階段。目前光伏已成為世界能源結構中重要的一環。
1、1973 年-1994 年：起步階段
三次石油危機的爆發使人們認識到，現有的能源結構必須徹底改變，應加速向未來能源 結構過渡。這一時期全球許多國家加強了對太陽能及其它可再生能源技術發展的支持， 使得全球興起了開發利用太陽能熱潮。1973年，美國制定了政府級陽光發電計劃，太陽能研究經費大幅度增長，并且成立太陽能開發銀行，促進太陽能產品的商業化。日本在 1974 年公布了政府制定的“陽光計劃”，其中太陽能的研究開發項目有：太陽房、工業太陽能系統、太陽熱發電、分散型和大型光伏發電系統等。這一階段太陽能產業初步建立，但規模較小，經濟效益尚不理想。
2、1995-2006年：緩慢發展階段
進入 80 年代后全球石油價格大幅度回落，而太陽能產品價格居高不下，缺乏競爭力，同時太陽能技術沒有重大突破，提高效率和降低成本的目標沒有實現，許多國家相繼大幅度削減太陽能研究經費。一方面受太陽能開發難度大，短時間內很難實現大規模利用，另一方面太陽能利用存在高成本的問題，使得全球太陽能開發利用較為緩慢。全球太陽光伏發電裝機容量從 1995 年 的 0.25 GW 上漲到 2007 年 6.50 GW，裝機容量占全球總裝機容量的比例微乎其微。
3、2007 年至 2013 年：高增速、快速擴張階段
進入 2007 年以后，光伏發電技術不斷突破，同時隨著全球低碳生活的理念不斷普及，全球太陽能邁入快速發展階段。各國推出政府補貼政策，推動光伏大規模商業化，目的是通過一段時間的扶持，讓光伏發電獲得規模和技術突破，使光伏發電成本和傳統能源發電相競爭。諸多推動因素下，光伏裝機隨之迎來大幅擴張，2008 年至 2013 年，光伏新增裝機年增速均保持在50%以上，2011年甚至達到近 80%。
4、2014 至今：增速放緩、平穩增長階段
2014年之后，光伏發電行業經過優勝劣汰的篩選，發電成本持續大幅下降，投資回報重新獲得平衡，全球更多的國家加入到支持光伏發電的行列，具有技術研發優勢、規模優勢的企業涌現?？v觀歷史，近 20 年間光伏增速年均復合增長率達37.5%。
（二）我國光伏發電發展歷程
我國光伏發電發展僅不足 20 年，到目前主要經歷了三個階段：起步階段—曲折發展—平穩增長階段。伴隨著光伏發電成本進一步降低以及電力市場化交易的開展，預計“十四 五”期間，我國光伏裝機容量將持續提升。從整個能源結構來看，光伏占比逐漸提升；尤其從新增來看，2020 年光伏新增裝機4925MV,占新增裝機總量的比例為 26%。據《中國光伏產業發展路線圖(2020 年版)》預測，在樂觀情況下，2025 年，我國光伏新增裝機容量將達到 110GW，可再生能源發展空間依然很大。
1、2007年前：起步階段
2001年，我國推出“光明工程計劃”，旨在利用風電、光電及其他可再生能源解決邊遠無電地區 2300 萬人口的用電問題。此階段，我國光伏電站建設速度緩慢，且大多數為離網式電站。2005年，西藏羊八井光伏電站并網成功，開創了光伏發電系統與電力系統高壓并網的先河。
2、2007-2013 年：曲折發展階段
2007 年至 2013 年，光伏新增裝機增幅波動巨大。2007 年開始，國家開始正式征收可再生能源附加，光伏發電行業補貼資金來源有了保障，大大提升了光伏企業的投資積極性。但在 2008 年，受金融危機影響，全球光伏組件需求量大幅降低，導致我國光伏企業產品滯銷嚴重，部分企業停產甚至破產。2009-2010 年，國家出臺《關于抑制部分行業產能過剩和重復建設引導產業健康發展若干意見》推動多晶硅行業健康發展，并相繼推出“金太陽工程”、“光伏建筑應用”示范項目及兩期特許權招標項目，引導國內光伏應用市場發展。
2011 年 8 月，國家發改委規定 2011 年 7 月 1 日前核準建設、2011 年 12 月 31 日建成投產且發改委核定價格的光伏發電項目，上網電價統一核定為 1.15 元每千瓦時，中國光伏市場從此步入標桿上網電價時代。2011-2012 年，受益于標桿上網電價的推出、“金太陽工程”及“光電建筑應用示范”項目的延續以及可再生能源附加征收標準的提高，我國光伏發電行業持續快速發展，新增裝機容量分別達到 2.7GW、4.5GW，已成為世界主要光伏裝機市場之一。
3、2014-至今：新增裝機增速略有回落，但整體增速依然強勁
2014 年后，光伏新增保持平穩增長的趨勢，年增速保持在 20-30%。2013 年 8 月，國家發改委將全國劃分為三類太陽能資源區，分別制定標桿上網電價;對分布式光伏發電實行全電量補貼政策，補貼標準為每千瓦時 0.42 元。同時，光伏電站投資建設由核準制改為備案制，由省級主管部門對光伏項目實施備案管理。度電補貼及備案制的推行推動了業主方的投資積極性，加之光伏扶貧以及領跑者項目的實施，我國光伏發電行業快速發展。
光伏發電作為對傳統燃煤機組發電的替代，平價上網是光伏發電行業的必然趨勢。2018 年光伏“531 光伏新政”全面縮減補貼范圍、降低補貼力度，給光伏發電行業帶來了巨大沖擊。2019-2020 年，隨著我國光伏“競價”政策的推出以及首批平價項目的推出，為產業鏈上下游企業加快技術創新、降本增效提供巨大驅動力。
4、2060 年以后：碳中和階段
對于未來能源結構及各類型電源發展情況，國家出臺了有關政策文件進行明確要求。其中國家能源局《2021 年能源工作指導意見》指出 2021 年主要預期目標如下：能源結構：煤炭消費比重下降到 56%以下。國家能源局綜合司《關于 2021 年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知（征求意見稿）》提出 2030 年非化石能源占一次能源消費比重達到 25% 左右，風電、太陽能發電總裝機容量達到 12 億千瓦以上等目標任務。2021 年，全國風電、 光伏發電發電量占全社會用電量的比重達到11%左右，后續逐年提高，到 2025 年達到16.5%左右。
同時也有大量的學者和研究報告對未來能源結構進行了預測。國網能源研究院院長、黨委書記張運洲表示預計以新能源為主的非化石能源發電可全部滿足 2030 年后新增電能需求，同時逐步替代存量化石能源發電，2060 年新能源發電量占比將達到 53%～60%。國網能源研究院量化分析表明，到 2030、2060 年，非化石能源發電量占比分別達到 45%～ 52%、83%～94%，非化石能源占一次能源消費比重達到 27.5%～32%、80%～89%。在國家電網發布的《中國能源電力發展展望 2020》中提出電源裝機總量 2035 年、2060 年 將分別達到 40 億、50 億千瓦左右。風電和光伏發電將逐步成為電源結構的主體，常規電源將長期在電力平衡中發揮重要作用，煤電裝機預計于 2030 年前達峰，核電、水電、氣電等各類電源近中期穩步發展。國家發改委能源研究所原所長戴彥德表示未來需堅持“減油、控煤、增氣”，到 2050 年需將能源消費總量控制在 50 億噸標準煤。
六、風險提示
（1）光伏裝機推進不及預期；（2）上游材料成本降幅不及預期；（3）綠電、CCER交易推進不及預期等。
