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中国光伏产业发展路线图（中国光伏行业协会2021年版）.pdf

拉棒单炉投料量是指一只璃用于多次拉棒生产的总投料量，其中使用时间为关键因素 之一。2021年，拉棒单炉投料量约为2800kg，较2020年的1900kg有大幅提升，主要是由于 热场尺寸以及所拉棒数的增加所造成的。未来随着制作工艺、拉棒技术的不断提升以及 使用的优化，投料量仍有较大增长空间。

耗硅量是指生产每公斤方棒(含边皮复投料)所消耗的多晶硅原料量（按年度统计）。2021年 涛锭耗硅量为1.10kg/kg，由于铸锭研发投入有限，所以预计未来几年数值变化不大。2021年拉 奉耗硅量为1.066kg/kg，清洗、破碎环节的损耗降低，生产环节环境控制，降低埚底料比例， 尤化机加环节精度控制，减少加工余量，提升降级硅料的分级和处理技术等，都将促使拉棒耗硅 量继续下降。

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切片工序取水量包括脱胶、清洗、切片等所有环节的生产设备、辅助设备、污水处理设备等 取水量或分摊量，不包含办公区域及生活用水（纯水量应折算成新鲜水量）。2021年切片环节 耗水量为910t/百万片，未来通过循环用水，水的回收再处理再应用T／TAF 097-2021 智能终端设备间互信操作技术要求.pdf，工艺水平提升，清洗剂的 性能优化等方法，耗水量将逐步下降。

薄片化有利于降低硅耗和硅片成本，但会影响碎片率。目前切片工艺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。2021年，多晶硅片平均厚度为178μm，由于需求较小，无继续减薄的动 力，因此预测2025年之后厚度维持170μm不变，但不排除后期仍有变薄的可能。p型单晶硅片 平均厚度在170um左右，较2020年下降5um。目前，用于TOPCon电池的n型硅片平均厚度 为165um，用于异质结电池的硅片厚度约150μm，用于IBC电池的硅片厚度约130μm，用于 MWT电池的硅片厚度约140um。

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D、单位方棒/方锭在金刚线切割下的出片量

随看着金刚线直径降低以及硅片厚度下降，等径方棒/方锭每公斤出片量将增加。2021年p型 66mm尺寸每公斤单晶方棒出片量约为64片，多晶方锭出片量约为59片。（备注：P型 158.75mm尺寸每公斤单晶方棒出片量约为70片，P型182mm尺寸每公斤单晶方棒出片量约 为53片，p型210mm尺寸每公斤单晶方棒出片量约为40片。)

11、拉棒/铸锭/切片单位产能设备投资额

0年每公斤方棒/方锭在金刚线切割下的出片量变化趋势

2021年，拉棒和铸锭环节单位产能设备投资额（包括机加环节）分别为5.3万元/吨和2.0 万元/吨，较2020年均有小幅下降。随着单晶拉棒设备供应能力提高及技术进步，设备投资成本 呈逐年下降趋势。但铸锭设备技改降本动力不足，以及设备生产商利润空间有限，未来设备投资 成本无下降的动力。切片环节单位产能设备投资是指从方棒/方锭到制成硅片的设备投资，202 年为20.3万元/百万片，未来呈逐渐下降的趋势，但是如果加入自动化设备，切片环节设备投资 领的变化趋势可能持平甚至增加。

硅片人均产出主要指产线员工的人均产出（包含产线直接和间接人员，不含管理人员）。随 着工厂自动化水平的不断提升，单位产能逐步增加，硅片工厂的人均产出也快速提高。2021年， 硅片产线晶体环节（拉棒/铸锭）人均产出率为23.8t/年/人，切片人均产出率为1.7百万片/年/ 人。未来大尺寸产能逐步释放，自动化水平显著提升，预计晶体（拉棒/铸锭）人均产出和切片 人均产出均会有较为明显的增加。

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13、不同类型硅片市场占比

2021年，单晶硅片（p型+n型）市场占比约94.5%，其中p型单晶硅片市场占比由2020 年的86.9%增长到90.4%，n型单晶硅片约4.1%。随着下游对单晶产品的需求增大，单晶硅片 币市场占比也将进一步增大，且n型单晶硅片占比将持续提升。多晶硅片的市场份额由2020年的 9.3%下降至2021年的5.2%，未来呈逐步下降趋势，但仍会在细分市场保持一定需求量。铸锭 单晶市场占比达到0.3%，未来市场份额增长不明显。

本环节市场占比是各类产品在国内硅片企业总出货量（含出口）中的占比。

2021年市场上硅片尺寸种类多样，包括156.75mm、157mm、158.75mm、166mm、182mm、 210mm等，且各占有一定的市场份额。其中，158.75mm和166mm尺寸占比合计达到50%， 56.75mm尺寸占比下降为5%，未来占比将持续降低；166mm是现有电池产线可升级的最大尺 寸方案，因此将是近2年的过渡尺寸；2021年182mm和210mm尺寸合计占比由2020年的 4.5%迅速增长至45%，未来其占比仍将快速扩大。

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;

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表 1 各种晶硅电池名称缩写及释义对照表

表 1各种晶硅电池名称缩写及释义对照表

若无特殊说明，本环节指标均以生产166mm尺寸电池为基准。

1、各种电池技术平均转换效率

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2021年，规模化生产的P型单晶电池均采用PERC技未，平均转换效率达到23.1%，较2020 年提高0.3个百分点；采用PERC技术的多晶黑硅电池片转换效率达到21.0%，较2020年提高 0.2入白分点：常规多晶黑硅电池效率提升动力不强，2021年转换效率约19.5%，仅提升0.1入 百分点，未来效率提升空间有限；铸锭单晶PERC电池平均转换效率为22.4%，较单晶PERC电 池低0.7个百分点；n型TOPCon电池平均转换效率达到24%，异质结电池平均转换效率达到 24.2%，两者较2020年均有较大提升，IBC电池平均转换效率达到24.1%，今后随着技术发展， TBC、HBC等电池技术也可能会不断取得进步。未来随着在生产成本的降低及良率的提升，n型 电池将会是电池技术的主要发展方向之一

注：1.背接触 n 型单晶电池目前处于中试阶段

2、各种电池技术市场占比

2021年，新建量产产线仍以PERC电池产线为主。随着PERC电池片新产能持续释放，PERC 电池片市场占比进一步提升至91.2%。随着国内户用项目的产品需求开始转向高效产品，原本对 常规多晶产品需求较高的海外市场也转向高效产品，2021年常规电池片（BSF电池）市场占比下 降至5%，较2020年下降3.8个百分点。n型电池（主要包括异质结电池和TOPCon电池）相 对成本较高，量产规模仍较少，目前市场占比约为3%，较2020年基本持平

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铝浆消耗量主要为晶硅电池片中铝背场消耗的铝浆。随着双面PERC电池的迅速发展，以及 ERC电池的技术进步，电池片铝浆平均消耗量大幅下降，2021年单面PERC电池铝浆消耗量约 为787mg/片，双面PERC电池铝浆消耗量约为251mg/片。随着未来PERC电池的技术进步， 每片电池耗铝量仍有较大下降空间，

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目前电池银浆分为高温银浆和低温银浆两种。P型电池和TOPCon电池使用高温银浆，异 质结电池使用低温银浆。银浆在电池片成本中占比较高，目前主要通过多主栅技术以及减小栅线 宽度来减少正银消耗量。2021年，P型电池正银消耗量约71.7mg/片，同比下降8.3%，背银消 耗量约24.7mg/片；TOPCon电池片正面使用的银（铝）浆’（95%银）平均消耗量约75.1mg/ 片，头部企业背银消耗量约70mg/片；异质结电池双面低温银浆消耗量约190mg/片，同比下降 4.9%。银浆用量大、价格贵是异质结电池成本高的原因之一，目前正通过工艺优化降低低温银 浆消耗量，

5TOPCon电池正面主栅使用银浆，细栅使用的是银铝浆。

5、电池片正面金属电极技术市场占比

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目前金属电极仍以银电极为主，2021年市场占比达到99.9%。由于银价格较高，部分企业 及研究机构正积极开发利用贼金属如铜等替代银的电极技术，主要分为银包铜浆料结合丝印技术 和电镀铜技术。用于异质结电池的电镀铜电极技术性价比仍需提升，使用率相对较低。

6、栅线印刷技术市场占比

目前，电池片的金属栅线几乎全部通过丝网印刷的方式制备，2021年市场占比达到99.9%。 生产企业和设备厂家也在研发孔板印刷、喷墨、电镀、激光转印等其他栅线印刷技术。预计未来 10年内丝网印刷技术仍将是主流技术。随着栅线宽度变窄的需求增加，也会出现新的电池片栅 线制备技术。

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7、P型电池片发射极方块电阻

发射极方块电阻是反映太阳能电池发射区掺杂浓度的重要指标，硅片单位面积掺杂浓度低则 其方阻值相对高。2021年，PERC电池发射极电阻进一步提高至150ohm/口。随着金属化浆料技 术及硅片品质的不断提升，发射极方块电阻会不断提高。但随着电池片尺寸的增大，考虑到片内 均匀性、浆料匹配性以及在高发射极方块电阻上制备低接触电阻较为困难等原因，预计未来发射 极方块电阻增速将趋缓。

8、PERC电池背钝化技术市场占比

PERC电池背面钝化技术主要有PECVDAIOX+SiNx和ALDAIOX+SiNX等方法。其中PECVD 沉积技术2021年市场占比在55.4%左右；ALD沉积技术有更精确的层厚控制和更好的钝化效 果，2021年市场占比约41.4%。除PECVD和ALD背钝化技术外，目前市场上应用的还有氮氧 化硅（SiONx）背钝化技术。受知识产权等非技术因素的影响，SiONx沉积技术的市场占比或有 望提升。

9、电池正面细栅线宽度

晶硅太阳能电池止面金属化电极由用于汇流、串联的主栅线和收集载流子的细栅线组成。在 呆持电池串联电阻不提高的条件下，减小细栅宽度有利于降低遮光损失并减少正银用量。2021年 细栅线宽度一般控制在32.5μm左右，印刷设备精度在±7.7μm。随着浆料技术和印刷设备精度 的提升，细栅宽度仍会保持一定幅度的下降。预计到2030年印刷设备精度可提高到±5.7μm， 细栅线宽度或将下降至21.8um左右，

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10、各种主栅市场占比

在不增加电池遮光面积及影响组件串联焊接工艺的前提下，提高主栅数目有利于缩短电池片 内细栅电流传输路径，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，降低断栅 及隐裂对电池功率的影响。2021年，随着主流电池片尺寸增大，9主栅及以上技术成为市场主 流，相较2020年上升22.8个百分点至89%，预计到2030年，9主栅以上电池片市场占有率将 持续增加。无主栅技术包括 MWT、IBC、HBC 等。

11、电池线人均产出率

电池线人均产出率主要指产线直接员工的人均产出（不含管理人员）。2021年，电池片产 线人均产出率为3.1MW/年/人。未来随着光伏电池片产线大尺寸化的推进，自动化、智能化程度 的不断提升，以及电池转换效率的持续提高， 一人均产出率将有较大提升空间

本指标是指不同类型主栅在国内电池片企业总出货量中的占比

电耗是指工厂生产电池片产品所耗用的全部电力。2021年，P型电池电耗已降至5.4方

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耗量大于生产P型电池。未来随着生产装备技术提升、系统优化能力提高等，电池生产的水耗量 将呈逐年下降趋势，n型电池和p型电池的水耗差距也将逐步减小。预计至2030年p型电池水 耗有望降至322t/MW.n型电池水耗将降至476t/MW

14、电池片单位产能设备投资额

2021年，新投电池线生产设备基本实现国产化，且仍以PERC产线为主，其设备投资成本 降至19.4万元/MW，同比下降13.8%，降幅远超2020年预期，产线可兼容182mm及210mm 的大尺寸产品，单条产线产能已达到500MW以上。2021年TOPCon电池线设备投资成本约22 万元/MW，略高于PERC电池；异质结电池设备投资成本40万元/MW。未来随着设备生产能力 的提高及技术进步，单位产能设备投资额将进一步下降

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2021年，常规多晶黑硅组件功率约为345W，PERC多晶黑硅组件功率约为420W。采用 166、182mm尺寸PERC单晶电池的组件功率已分别达到455W、545W；采用210mm尺寸55 片、66片的PERC单晶电池的组件功率分别550W和660W。采用166、182mm尺寸TOPCon 单晶电池组件功率分别达到465W、570W。采用166mm尺寸异质结电池组件功率达到470W。 采用166mm尺寸MWT单晶组件72、89.5片组件功率分别为465W和575W。采用210mm尺 寸叠瓦TOPCon单晶组件功率为645W

晶硅电池72片半片组件平均功率（W） 2021年　2022 年2023年2025 年2027年2030 年

：1、本指标均以采用9BB电池片的单玻单面组件为基准，双 2、P型单晶组件（210mm）以55片和66片为基准，IBC丝 组件（210mm）以69片为基准，其他组件均以72片为基准 3、非特殊注明，均以166mm尺寸电池为基准； 4、除叠瓦组件（6分片）外，以上其他组件均为半片组件

2、P型单晶组件（210mm）以55片和66片为基准，IBC组件以60片为基准，MWT组件以72片和94.5片为基准，叠 瓦组件（210mm）以69片为基准，其他组件均以72片为基准； 3、非特殊注明，均以166mm尺寸电池为基准； 4、除叠瓦组件（6分片）外，以上其他组件均为半片组件。

若无特殊说明，本环节指标均以使用166mm尺寸电池片封装为基准。

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2、单/双面发电组件市场占比

2021年，随着下游应用端对于双面发电组件发电增益的认可，以及受到美国豁免双面发电 组件201关税影响，双面组件市场占比较2020年上涨7.7个百分点至37.4%。预计到2023年， 单双面组件市场占比基本相当。

3、全片、半片和叠瓦组件市场占比

2021年，半片组件市场占比为86.5%， 司比增加15.5入自分点。由于半片或更小片电池月 的组件封装方式可提升组件功率，预计未来其所占市场份额会持续增大。

4、不同电池片互联技术的组件市场占比

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自前，市场上电池片互联技术分为有铅焊带、无铅焊带、导电胶、背接触，导电胶和背接触 是市场上电池片互联技术的新型连接方式（不含铅）。有铅焊带具有成本低，焊接可靠性高，导 电性好等优势，仍为当前主要使用的互联方式，2021年市场份额为93.7%。导电胶互联主要应 用在叠瓦组件，背接触互联主要应用在IBC和MWT组件中。由于成本等原因，导电胶及其他新 型互联技术应用范围较小，到2030年使用有铅焊带仍将是市场主流

3.2mm组件封装用钢化镀膜玻璃透光率

6、不同材质正面盖板组件市场占比

自前，市场上止面盖板材料主要有镀膜坡璃、非镀膜坡璃、及其他材料（树脂、有机胶、 有深度结构的前盖板玻璃等）。其中，拥有深度结构的前盖板玻璃组件主要应用于机场防眩光等 定场所。镀膜盖板玻璃具有透光率高、表面耐脏污、抗老化性能好等优点，大部分电站以镀膜 盖板玻璃为主，2021年市场占比为97.1%，同比增长0.6个百分点，但未来几年光伏应用场景多 样化会带动一部分其他盖板材料市场增长。

乙、不同厚度的前盖板玻璃组件市场占比

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目前，前盖板玻璃厚度主要有≤2.5mm、2.8mm、3.2mm等规格，其中厚度≤2.5mm的玻 璃主要用于双玻组件。2021年，由于市场对双面组件需求增加，厚度≤2.5mm的前盖板玻璃市 占有率约32%，同比上升4.3入自分点，厚度3.2mm的前盖板玻璃币场占有率下降。随看组 牛轻量化、双玻组件以及新技术的不断发展，在保证组件可靠性的前提下，盖板玻璃会向薄片化 发展，厚度为2.5mm及以下前盖板玻璃市场份额将逐步提升

8、不同封装材料的市场占比

9、不同背板材料市场占比

目前，市场上使用的背板有含氟背板、不含氟背板、玻璃背板和其他背板。2021年，含氟背 板是市场主流，占比为65.9%，其次是玻璃背板市场占比24.4%。但未来几年，从发电量、环保 及成本考虑，含氟背板市场份额呈下降趋势，不含氟背板、玻璃背板、其他背板市场份额呈现不 同程度增长

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组件电耗包括生产系统耗电，辅助生产系统耗电量或分摊量，不包含办公区域及生活用电。 2021年组件生产电耗为1.41万kWh/MW，未来几年组件电耗随着电池效率的提升以及组件的大 功率化等呈下降趋势。

组件人均产出率主要指产线直接员工的人均产出（不含管理人员）。2021年，我国组件工 人均产出率约为3.8MW/年/人，同比提升11.8%。随着产线自动化、数字化和智能化水平的提 高，以及组件功率的提升，未来人均产出率将不断增长，到2030年有望达到人均5.8MW/年

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12、组件单位产能设备投资额

目前，国内组件生产线设备主要包括焊接机、划片机、层压机、EL测试仪、IV测试仪、装 框机、打胶机、上下载机械手等，已经全部实现国产化。2021年新投产线设备投资额为6.2万元 /MW，与2020年相比稍有降低。随着组件设备的性能、单台产能以及组件功率不断提升，组件 生产线投资成本仍会下降

030年组件生产线投资成本变化趋势（单位：万元/MW

（五）薄膜太阳能电池/组件

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1、CdTe薄膜太阳能电池/组件转换效率

2021年我国小面积CdTe电池（<1cm²）实验室最高转换效率约20.5%。CdTe组件（面积 为1200x600mm²）量产最高转换效率为16.6%，量产平均转换效率为15.3%，较2020年提升了 0.2个百分点，2022年有望达到16.5%。

2、CIGS 薄膜太阳能电池/组件转换效率

铜铟锡(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）。2021年我国玻璃基CIGS小电池片（≥1cm²孔径面积）实验室最高转换效率为22.92%。 量产的玻璃基CIGS组件（面积为1200x600mm²）最高转换效率约17.6%，平均转换效率（面 积为1200×600mm²）已提升至16.5%。柔性CIGS小电池片（≥1cm²孔径面积）实验室最高转 换效率为21%，柔性CIGS组件（≥0.5m²开口面积）最高转换效率为18.6%，量产平均转换效 率16.3%。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。

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CIGS薄膜太阳能电池/组件转换效率(%）2021年2022年2023年2025年2027年2030年

4、钙钛矿太阳能电池转换效率

钙钛矿太阳能电池因其具有转换效率发展速度快、电池制作工艺简单、发电成本低等优势目 前被广泛研究。但由于电池本身受温度及湿度影响，化学键合作用弱，易形变，光致衰退明显 因此稳定性问题仍未解决，尚处于小规模试验阶段。目前，小电池片实验室最高转换效率为24.8% 波璃基小组件最高转换效率为21.4%（19.32cm²）。处于小规模试验线量产阶段的玻璃基组件中 试最高转换效率达到17%，实验室柔性组件最高转换效率为20.2%（12.1cm²）

国内已无企业、研究机构研究生产聚光电池，故不再统计聚光电池效率。

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2021年，光伏逆变器市场仍然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，组串式逆变器占比为69.6%，集中式逆变器占比为27.7%，集散式逆变器的市场占有 率约为2.7%。受应用场景变化、技术进步等多种因素影响，未来不同类型逆变器市场占比变化 的不确定性较大。

2、逆变器单位容量设备投资额

逆变器单位容量设备投资额指从锡膏印刷到组装以及包装环节所用生产设备所需投资成本 2021年，逆变器设备投资成本为6.0万元/MW。逆变器功率密度的提升和自动化水平的提高 将使单位容量设备投资额呈下降趋势，预计2027年可降低至5.5万元/MW。

逆变器环节的参数均代表国内出货情况

逆变器人均产出率主要指产线直接员工的人均产出（不含管理人员、外协加工和元器件制造 人员）。2021年，我国逆变器人均产出率约为25MW/年/人，随着产线自动化、数字化、智能化 水平及单台逆变器容量的提高，未来逆变器人均产出率有望实现大幅提升，到2030年有望达到 33.7MW/年/人，

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4、逆变器单机主流额定功率

逆变器功率密度是指逆变器额定输出功率与逆变器设备自身的重量比值。随着电力电子器件 的升级以及逆变器生产厂家在逆变器结构上的创新，逆变器的功率密度显著提升。2021年集中 式逆变器功率密度为1.17kW/kg，集中式电站用组串式逆变器功率密度为2.39kW/kg，集散式逆 变器功率密度为1.17kW/kg。

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全球已有多个国家提出了“零碳“或“碳中和的气候自标，发展以光伏为代表的可再生能源已 成为全球共识，再加上光伏发电在越来越多的国家成为最有竞争力的电源形式，预计全球光伏市 场将持续高速增长。2021年，全球光伏新增装机预计或将达到170GW，创历史新高。未来，在 光伏发电成本持续下降和全球绿色复苏等有利因素的推动下，全球光伏新增装机仍将快速增长， 在多国"碳中和"目标、清洁能源转型及绿色复苏的推动下，预计十四五"期间，全球光伏年均新 增装机将超过220GW

2、国内光伏新增装机量

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2021年，大型地面电站占比为46.6%，分布式电站占比为53.4%，分布式占比首超集中式， 其中户用光伏可以占到分布式市场的73.8%。2021年由于供应链价格上涨，集中式装机不及预 期。随着大型风光基地项目开工建设，预计2022年新增装机中，大型地面电站的装机占比将重 新超过分布式；分布式市场方面，整县推进及其他工商业分布式和户用光伏建设将继续支撑分布 式光伏发电市场，虽然占比下降，但装机总量仍将呈现上升态势。“十四五"时期将形成集中式与 分布式并举的发展格局。随看光伏发电全面进入平价时代，叠加“碳中和”自标的推动以及大基地 的开发模式，集中式光伏电站有可能迎来新一轮发展热潮。另外，随着光伏在建筑、交通等领域 的融合发展，叠加整县推进政策的推动，分布式项目仍将保持一定的市场份额。

4、我国光伏系统初始全投资及运维成本

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（1）地面光伏系统初始全投资（CAPEX）10 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。土地费 用包括全生命周期土地租金以及植被恢复费或相关补偿费用；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、土石方工程费用及常规钢筋水泥费用等，未来下降空间不大。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、项目前期开发费用等 属于非技术成本，不同区域及项目之间差别较大，降低非技术成本有助于加快推动光伏发电平价 上网。 2021年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为4.15元/W左右，较2020年上涨0.16元 W，涨幅为4%。其中，组件约占投资成本的46%，占比较2020年上升7个百分点。非技术成 本约占14.1%（不包含融资成本），较2020年下降了3.2个百分点。预计2022年，随着产业链 各环节新建产能的逐步释放，组件价格回归合理水平，光伏系统初始全投资成本可下降至3.93 元。

以投资建设50MW，接入110kV地面光伏系统为例，容

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（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。2021年我国工商业分布式光伏系统初始投资成本为3.74元/W大筏板基础施工方案，2022年预计 下降至3.53元/W

（3）电站运维成本11 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。 2021年，分布式光伏系统运维成本为0.051元/W/年，集中式地面电站为0.045元/W/年，较 2020年小幅下降。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 平并略有下隆。

电站运维仅包括基础运维，不含纳入固定资产更换的部

中国光伏产业发展路线图

5、不同等效利用小时数 LCOE估算

通常用LCOE（LevelizedCostotElectricity,平准发电成本）来衡量光伏电站整个生命周其 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 云维费用、发电小时数有关。2021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0.21、0.25、0.31、0.37元/kWh。

①本估算值仅考虑全投资情景，不包含融资成本；②LCOE值计算按照《光伏发电系统效能规范》中LCOE计 算公式得出，其中折现率按照5%计算，电站残值按照5%计算，增值税按5年分期完成抵扣。③容配比按1:1考

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