今年海外总装机容量大概11
5GW，中国出口了其中的90GW。特别是美国7月装机2.24GW，同比增长44.10%。1-7月累计 新增装机15.69GW，同比增长43.30%，且根据最新数据，2021Q2末美国PPA规模达到85GW，再创历史新高。
而中国今年预期应该达到50GW，50GW相当于中国最大的
水电站三山峡电站的总装机容量是22.5GW。也就是说今年
光伏相当于2.2个三峡，明年大概是超过3个三峡，也就是可能定达到65GW以上。你说未来的爆发性强不强呢？
装机展望
随着进入平价时代，2021年月度光伏装机量相较于2020年更加平稳，没有出现明显的抢装情况。今年1-8月，国内光伏新增装机约22.05GW ，其中户用同比增长137% ，工商业同比增长36% ，地面电站装机量同比下降12%。
户用市场
2021年带补贴的户用光伏指标由
6GW增长到16.5GW ，推动了户用光伏的大力发展。同时，受整县推进政策带动，户用光伏的开发主体也由以自然人为主转变为企业租赁农户屋顶形式开发为主，利好户用光伏的快速增长。现有企业投资模式下,专家测算收益率预期在9-10%之间。专家预计，今年11月之前，月度户用装机量在1.8-2GW之间，最后一个月可能出现抢装情况，年预计新增装机18GW。
地面电站
2021年是地面光伏电站去补贴的第一年 ，受到组件价格上涨的影响，今年1-8月地面光伏电站装机量同比下降。根据专家对投资企业进行的摸底调查，大家对1.8元/W的价格是可以接受的，对开发商来说更难以接受的是组件价格的不断调整，因为价格的谈判会影响地面电站的装置进程。
从定标量来看，地面电站整体的开工量跟去年是相当的，但是成本上涨(包括组件、钢材、
水泥等)可能会影响施工的进度。以组件价格1.8元/W并配备2小时10%
储能，总投资4.4元/W测算，全国仅45%的地区可以实现6%的项目收益率，主要集中在东三省地区及广东、福建等东南部电价较高的地区。
工商业分布式
工商业分布式的装机数据较难追踪，但专家认为今年9-12月可以实现每月1GW左右的装机量，全年总装机量应该可以达到8GW。目前全国的工商业光伏装机主要分布在东南部地区，包括浙江、江苏、山东、广东等地。
目前工商业主要有两种并网模式-自发自用余电上网及全额上网。自发自用余电上网模式的自用部分一般都是跟企业以合同能源管理的模式进行的，以工商业/大工业电网电价折扣形式，在现在能耗双控比价严格的情况下对企业节能也是一个利好。根据专家对东部10省3市进行的测算，自发自用的项目收益率若能以工商业电价优惠1毛钱，则收益率达到10%以上，大工业电价优惠一毛钱，则收益率能达到8%以上。而由于电网上网电价较低，仅3-4毛钱的水平，因此全额上网模式的收益比较低。
政策方面，峰谷电价政策的推行有助于工商业分布式项目，尤其是自发自用项目的收益率提高。尤其是在能耗双控的背景下，各地需要考核可再生能源的权重，部分地区，如北京上海，由于土地资源有限无法发展地面光伏和
风电，给分布式光伏提供了特殊补贴以提高自己本地非水可再生能源的占有率。 自发自用分布式在2020年的装机量由2017、2018 年的15-16GW下降到只有5GW的原因主要是因为全额上网项目在2021年之前有补贴，专家认为没有补贴之后目前只能做自发自用。而在组件价格下降至1.5-1.6元/W之后，全额上网项目也能取得较高的收益率，到时工商业分布式装机会 得到进一步增长。 同时，整县推进政策有利于增大工商业分布式项目规模，降低融资成本，促进工商业项目发展。
整体来看，专家对今年全年装机预期下调5-6GW至50-53GW ，其中工商业分布式与预期相当，户用好于预期( 17GW ) ，地面电站低于预期：带补贴项目结转了10GW ，但实际上仅并网了6GW不到，下调3GW ；平价上 网项目结转50GW ，预计可以完成60% ，即26-27GW.在碳达峰
碳中和的背景下，全球的需求量比较大，今年前9个月的出口也是稳中有升。预计全年出口量90-95GW ，全年海外新增装机110-115GW ，即全球新增装机160-170GW。
通过调研究后专家认为2022年国内光伏装机会有较大的增长，可以保证70-80GW左右的装机量。海外的增长在20%左右。按照220GW全球组件需求测算，明年整个
光伏产业 链最紧的环节还是在硅料。虽然按照目前已经开工的项目测算，2022年硅料产量大概可以满足250GW的组件需求，但供应仍然偏紧，且存在产业链结构不平衡的情况。此外，能耗指标的限制和限电等不确定性因素可能会导致全球硅料供需形势较目前预测的情况更紧。专家认为随着明年产能释放硅料价格会走低,但不会大幅下降,低点应该在150-170元之间,仍然相对较高。
分布式占比方面，今年预期占到近50%的水平，整个十四五期间在35%左右。在今年之前很少有央企参与分布式，现在整县推进政策的推动下，央企开始参与分布式项目。专家认为未来央企会是最终的分布式大项目持有方，正泰、天合等民企会在中间执行，但是因为民企的资金有限，做到一定量之后会打包出售给央企。
长远来看，未来十年需要2万亿度非水可再生能源，主要是靠风光贡献，也就是120-130GW的装机。考虑到光伏的利用小时数偏低，按照风 40GW ，光伏80GW测算。专家认为装机的增长主要来自于三部分:（1）整县推进可以保障每年分布式光伏新增30GW以上；（2）大基地项目，青玉直流、
鄂尔多斯 外送通道等已经开始统一招标，约20GW的装机量；（3）各省保障性规模，按照1/3完成率测算，预计可完成20-30GW。
政策：绿电/绿证
今年9月7日启动了第一批绿电交易，共17个省200多家市场主体参与完成了近80亿绿电的交易。交易的买方主要是承诺用绿电的企业，包括一些外资企业、出口的企业等。卖主要以平价上网的风电和光伏项目为主，因为补贴项目若参与绿电交易需要放弃补贴，损失较大。交易数据来看,光伏项目交易64.4亿度，风电交易14.6亿度，以光伏项目为主，绿电平均溢价大概在3-5分，高于煤电基准价2.7分钱。整体而言，绿电交易可以带来约2-3分钱的收益，提高收益率0.6-1个百分点。
此外，能耗双控措施也推高了大家购买绿电的需求，购买的绿电可以不纳入能耗总量考核，但是会纳入能耗强度的考核。
据专家测算，电价每上升一分钱，能够平衡大概8分-1毛钱的成本增加。但有一个问题是，绿电交易常态化的节点不确定，而且绿电签订的是保证供应的长协，所以可能不是电站所有的发电量都会签订绿电交易(为避免出现发电量不足的情况)。目前没有补贴的地面电站规模在20GW左右，会参与绿电。增量来看，预计今年新增平价项目20GW，十四五期间每年40-50GW左右。
CCER
目前CCER的政策仍不明朗，因此CCER可以给风光电站带来的收益不明确。专家认为现在可以明确的是CCER和绿证的收益应该是无法兼得的。 从国际上交易的情况来看, CCER的收益应该也大概是每度电2-3分钱，跟绿证的收益水平相似。运营商会如何选择CCER和绿证还不太清楚，但就目前而言绿证的收益更加明确。
储能市场
目前，储能市场分为保障性规模和市场化规模两个部分。保障性规模是根据非水可再生能源消纳权重倒退出来的规模。据专家统计，已有至少14个省明文规定要求光伏项目配置一定比例的化学储能。按照储能1.5元/Wh测算，配置10%两小时的储能会增加差不多3毛钱左右的初始投资额。根据储能协会的统计，中国到2020年底化学储能规模3.3GW ，全球14GW。按照今年装机量测算，风光储能一共需要增加4.5GW的储能,对储能的刺激还是很大的。另一方面，储能最近还是频频发生安全事故，大家也需要在发展过程中做好安全措施。
市场化规模是要求企业自行消纳的，可以灵活采取抽水蓄能、
火电灵活性改造、光热电站等多种手段。若以化学储能配的话，需要以15-20%四小时来配，成本会比保障性规模高很多。储能建造成本方面，由于原材料成本的上涨，今年并没有出现下降，目前在1.5元左右的水平，未来会进一步下降。目前储能的读点成本在0.45-0.5元之间，考虑到峰谷价差，专家认为在用户侧已经具备经济性了，而发电侧主要还要靠政策来推动。
能耗双控
云南、江苏等省份近期都出现了拉闸限电的情况。江苏的
光伏产业 链上下游比较齐全，对整个光伏行业的影响比较大。能耗的力度决心非常大，不会很快过去，大家可能需要慢慢惯这个节奏。展望未来，专家认为双控一定是会严格执行，但是会采取差异化的措施。现在在比较紧急的情况下进行了比较粗的“一刀切”模式，之后会慢慢往差异化方向发展，但是区域性的整体能耗考核肯定还是不会放松的。
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