“光伏项目收益不确定性加大——‘量’和‘价’都面临较大不确定性，全国近81%的省份将光伏发电满发时间段列为平或谷时段。有的省份按照市场交易的相关规则，光伏上网电价为0.15元/千瓦时左右。西北部分地区光伏开发投资意愿已然下降，以西部某市公布的‘十四五’第三批风光项目竞争性配置结果为例，其中企业申报的风电规模达到光伏的10倍。”在近日召开的第九届光伏产业大会上，电力规划总院新能源产业发展研究院咨询师孙培军表示，当前光伏市场发展面临多重困境，从国内市场来看，上游光伏制造扩产加速导致产能规模阶段性超出市场需求，价格竞争让企业陷入亏损，对产业中长期技术创新投入有断崖式下降风险。下游应用，光伏电站非技术成本占比提升，部分区域风电光伏开发背负的产业配套、生态治理、“减补”等非技术成本越来越高；从国外市场来看，国际贸易壁垒影响海外出口。美、印、欧等地光伏产业重构规模和速度逐渐加快，全球光伏产业本土化趋势加速，将对我国光伏产业全球竞争带来巨大挑战。

　　光伏行业遭遇“成长的烦恼”，但不改长期发展向好大势。业内预计，光伏产业仍将保持快速增长。到2027年，全球光伏累计装机量将超越其他所有电源品种。2050年可再生能源发电量占比将提升至85%，其中光伏和风电占比超过60%，可再生能源装机占比超过90%，光伏装机将超过140亿千瓦。我国光伏发电仍将大规模开发，2030年前我国光伏发电装机将超过煤电成为装机第一大电源。2060年，我国风电光伏装机规模将达到60亿千瓦以上，约是目前装机总量的5倍。

　　“既要大规模开发，又要高水平消纳，还要保障能源安全可靠供应，可再生能源‘立得稳、靠得住’面临多重挑战。”水电水利规划设计总院新能源研究处处长王昊铁指出，电站开发方面，我国光伏领域尚未开展全面的资源普查。近年来，光伏发电技术进步明显，可开发利用资源随之提升。与此同时，土地政策多次调整，光伏发电资源底数不清。一座火电厂用电面积约为800亩，而光伏电站占地2.5—3万亩，光伏发电能量密度低、占地面积大，规模化开发用地、用海协调难度大。

　　安全稳定运行方面，当新能源占比超过15%后，电力系统安全稳定运行将面临较大挑战。2023年，我国有14个省份风电、光伏发电量占全省全口径发电量的比重超过15%，青海达到45%。当前，欧盟、美国气电等调节性电源占比分别为19%、42%，而我国调峰气电、抽蓄等调节性电源装机占比仅6%，系统支撑调节性资源不足，影响新能源渗透率和利用率的持续提升。西部地区电力负荷增加较慢，电力系统消纳压力大，面临一定弃电风险。东中部地区分布式光伏承载力矛盾日益突出，农村地区就地消纳能力有限，农村电网难以适应分布式大规模接入。

　　经济性方面，全国新能源入市比例超过40%，但各地政策差别较大。宏观政策已明确2030年新能源全面参与市场交易的总体目标，要通过合理的入市方式引导新能源科学规划布局，稳定新能源投资预期，实现可持续发展。

　　“‘十五五’是新能源发展关键时期，这期间新能源将全面参与电力市场，新能源发电与场址、接网、消纳等矛盾将集中爆发。因此，‘十五五’可再生能源规划尤为重要，已分不同专题开展前期研究。”孙培军称。

　　王昊铁建议，坚持集中式光伏电站和分布式共同发展。集中式光伏电站主要建设在西北地区特别是沙漠、戈壁、荒漠地区，要落实“三北”荒漠化防治和风电光伏一体重大工程，充分发挥光伏发电在防沙治沙、生态修复中的积极作用；中东部海上光伏成功探索后可与海上风电共同形成“海电陆送”的格局。西南地区水风光一体化布局。推动分布式光伏成为中东部地区能源转型和保障电力供应的重要力量。按照由近及远、先近后远、优先发展原则，大力推动分布式新能源开发利用。

　　按统一技术标准，全面摸清各试点地区理论可开发量和技术可开发量。以已有气象观测数据和已建在建电站的测光数据为支撑，评估各试点地区的太阳能等资源禀赋，评估各试点地区光伏发电能力。明确开发条件，摸清各试点地区光资源分布等环境要素和天然地形地貌特征，摸清环境敏感区以及相关政策条件，提出光伏发电的可利用区域。

　　光伏高质量发展离不开技术创新驱动。王昊铁指出，进一步提升光伏发电技术效率，提升新能源设备并网技术性能。探索多场景应用、多能互补、源网荷储一体化发展。不断完善“光伏+储能”发展模式，探索集中配置储能、共享储能等方式提升储能设施的利用效率，减少因分散建设造成的投资浪费。集中配置储能、共享储能可以通过互联互济、协调控制及整体管控，为区域内的新能源电站和电网提供辅助服务。需协同应用多种储能技术，满足电力系统对不同时长的调节需求。