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1、邁向凈零碳排之路ON THE ROAD TO NET ZEROAUGUST 2024光儲能源轉型白皮書(區域：全球、中、美、歐盟英)2030第 21 屆氣候變遷締約國大會（COP21）于 2015 年通過巴黎協議，約定將全球平均氣溫升幅控制在不超過工業化前水平之 2C 以內，并致力于控制在 1.5C 以內。2023 年的 COP 28 作為巴黎協議后的首次全球盤點（Global Stocktake），這次全球期中考成績單顯示，氣候變遷議題的警鐘還敲得不夠響亮：若目前的碳排放量持續，全球氣溫在數年內就會超過 1.5C 的升溫限制，世界尙未走上實現氣候目標的軌道。在 COP28 中，近 120 個

2、國家承諾至 2030 年將再生能源發電量增加至目前的三倍，并將能源效率提高至兩倍。還有 20 多個國家簽署宣言，計劃在 2050 年前將核電用量增加三倍；50 多個國家加入全球甲烷承諾，承諾在 2030 年前減少 30%的甲烷排放。過去幾年間，世界已經看到各國積極邁向凈零碳排的實際行動。再生能源作為與凈零碳排齊頭并進的馬車，2022-2023 年間光伏與風力相繼達到 1 TW 累積安裝量的里程碑。尤其光伏與儲能行業在 2022 年底解決了供應鏈的瓶頸后，雙雙在 2023 年迎來了超過六成/翻倍的超額安裝量成長。然而，高昂的利率與世界經濟的不穩定、電網與輸配線路的負載瓶頸、缺工以及再生能源安裝大

3、國間加強保護主義的問題，為后續的成長帶來不確定性。另一方面，供應鏈的擴張也讓光儲供應鏈再度進入全面供過于求、虧損加劇的狀態，供應端正持續對何時重回健康且平衡的供需引頸而盼。作為再生能源領域的領先調研機構，InfoLink Consulting 透過聚焦光伏與儲能產業，梳理各國需求現況與供應鏈情勢，對比現有的新能源與傳統能源成本，力求讓世界更淸楚看到現階段能源轉型的步調與風貌，幫助能源業界在全球轉型浪潮中把握趨勢與機遇。我們期望全球共同守住 1.5C 的防線，更積極地以推動能源轉型為己任，邁向凈零碳排。首席分析師的話林嫣容董事長暨首席分析師InfoLink Consulting 是全球領先的新能

4、源研究顧問公司。自 2017 年成立開始，我們運用科學化、系統化的研究方法，以及深入獨到的產業調研與每年超過 1,000 次的客戶拜訪與聯系，為客戶 提 供 市 場 研 究、數 據 分 析、專 業 咨 詢 和 凈 零 解 決 方 案。InfoLink 與行業龍頭及新興企業攜手合作，協助客戶制定策略、提升競爭力，在眾多產業領導者的信任下，成為瞬息萬變的商業環境中不可或缺的合作伙伴。II 關于 InfoLink Consultingserviceinfolink-市場報告光伏儲能全球鋰電池供應鏈數據庫儲能產業鏈成本與價格預測季報告產業鏈價格預測月報告 全球光伏市場供需數據庫創新技術調研供應鏈成本調

5、研行業鏈開工率統計調研單月光伏市場快訊光伏輔料供需分析報告美國市場專題報告：光伏供應鏈全景分析及前景展望NEWNEWNEWMONTHLY新能源服務及解決方案解決方案服務方式海外設廠評估前瞻技術投入分析短中長期成本利潤推估歐美碳排規范沖擊與對策建議因應委托主題，InfoLink 透過多元方法去剖析議題，如：國際局勢分析、產業動態追蹤、當地市場分析、量化測算推估、利害關系人訪談等方式。InfoLink 將基于多面向的研究分析，同時考慮了委托企業如：產業地位、可投入資源、集團綜效等本質條件，提供具整合思維的專屬建議方針。整合、判讀涵蓋外部環境、產業競合、市場供需等多方面的訊息，并透過建立假設、情境測

6、算，幫助經營團隊更好地去理解未來市場趨勢，進而最終達到縮小評估范圍、確立推動方向等效益。首席分析師的話InfoLink 服務及解決方案關于 InfoLink ConsultingIIII序01II需求供應鏈光伏LCOE051102311.11.21.3需求供應鏈儲能技術LCOS43504156602.12.22.32.4行業常見名詞縮寫總結74圖目錄75表目錄7567000102SUM目錄PREFACE序根據聯合國的數據，能源供應部門（電力、熱能和其他能源）是全球溫室氣體的最大排放源，約占全球總排放量的 35%。InfoLink 利用內部模型，根據 2023-2050 年全球電力需求的預測增長

7、，計算出實現將氣溫控制在工業化前水平的 1.5C 和 2C 門坎所需的再生能源容量，并將計算結果與 InfoLink 對于再生能源安裝量的估算進行比較，以揭示當前努力與目標之間的差距?？紤]到疫情后的短期經濟復蘇和長期發展中國家的持續增長，InfoLink 預計全球電力需求將以每年 3.1%的平均增長率，從 2022 年的 28,999 TWh 增至 2030 年的 37,091 TWh，并繼續以每年 2.5%的增長率增長，2050 年達到 60,777 TWh。目前，再生能源約占電力生產的 30%，這一比例須要增加以減少溫室氣體（greenhouse gas,GHG）排放，意味著須要在 203

8、0 年前減少 40.5 億公噸二氧化碳當量和 23.9 億公噸二氧化碳當量，才能分別將全球暖化控制在 1.5C 和 2C 以下，前者須要到 2030 年累計約 8.5 TW 的再生能源容量，而后者則需要約 5 TW。InfoLink 估計，到 2030 年全球再生能源累計容量將超過 10 TW，有望達到這兩種情景所需的再生能源容量安裝要求，但在 1C 情景下仍短缺近 2.5 TW。盡管預計再生能源對電力生產的貢獻將在數量和比例上增加，但發展中經濟體并不總是有政治或財政能力持續讓再生能源部署增加與不斷擴大的能源消費相匹配。2023 年全球再生能源的快速擴展伴隨著中國煤電廠容量的增加以及美國和歐洲

9、等主要經濟體對天然氣需求的上升作為過渡燃料。盡管我們的估算描繪了再生能源在全球電力生產中角色的樂觀未來，但鑒于持續的地緣政治動蕩和越來越頻繁的極端天氣事件，須要更積極增加再生能源的安裝，持續推動政策和技術創新，以確保再生能源能夠在全球范圍內更廣泛的部署和應用。接下來的章節，InfoLink 將聚焦在光伏與儲能，梳理中國、美國、歐盟+英國三大區域的安裝進程、供應鏈的全球化布局與供需變化、度電成本的下降走勢，檢視再生能源的建置速度與降本進程是否能保持在準時實現凈零排放的軌道上。再生能源的建置速度是否仍在準時實現凈零碳排的軌道上？01PREFACE 序光伏01需求2023 年光伏新增裝機量高達 41

10、5 GW，相對 2022 年的 250 GW 成長高達 66%，累積裝機超過1,500 GW，成為再生能源發展最主要的推動因子。預計 2024 年需求略超過 450 GW，相比去年增速已是明顯放緩。中國 2023 全年新增光伏安裝量高達 216 GW，同比 2022 年的 87 GW，成長高達 148%，而累計安裝量也超過 600 GW，成長幅度遠超預期。綜合 2023 年單年度需求暴增以及用地政策收緊、電網容量限制等影響，預計近年開始裝機增長將較為平緩。美國 2023 年新增光伏裝機量為 32.4 GW，同比成長達 62%，累計裝機量則達到 174.4 GW。主要增長來自因 2022 年貿易

11、限制造成組件供應短缺、并網時程因此遞延至 2023 年的項目。2024 年美國光伏市場的需求將會相較 2023 年上漲，然而，2024 年 4 月新一波對柬埔寨、馬來西亞、泰國和越南進口的反傾銷及反補貼預計將大大影響今年底與 2025 年的美國組件進口量。歐洲 2023 年光伏新增安裝量達到約 62 GW，同比 2022 年成長約 35%，累計安裝量也來到約 285 GW。另外，在 2023 年，許多國家已提交新版的國家能源和氣候計劃草案，歐洲需求預計將持續增長。供應鏈隨著 2023 年大量的硅料產能陸續落地，光伏供應鏈產能正式邁入全面過剩，各環節產能于 2024 年二季度起皆超越 1 TW。

12、光伏產能向中國以外的區域擴張的進程持續進行，InfoLink 于本次白皮書盤點美國、東南亞、中東、歐洲制造本土化現況。近年來硅片尺寸不斷更迭，組件廠商為了進一步提升組件轉換效率，結合自身組件不同的版型設計，以及最大化利用集裝箱的空間，開始在原正方形的硅片尺寸上尋求突破，市場上矩形尺寸逐漸成為主流。截止 2023 年底，TOPCon 的名義產能已達到 560 GW，隨著 TOPCon 的迅速發展和工藝上的優化，預估全年市占率將達到 70%左右的水平。03CH1 光伏 章節重點04LCOE中國：2023 年中國光伏發電的 LCOE 約為 USD 26.57/MWh（RMB 188.12/MWh）。

13、2024 年光伏組件價格仍持續下探，且技術上多數已轉換為 TOPCon，而光伏 LCOE 也將因組件價格的下降以及發電效率的提升來到約 USD 24.45/MWh（RMB 175.76/MWh）。美國：整體物價的下跌略為減少了光伏系統中其他硬體成本，進而降低 LCOE，2023 年 LCOE 降低至約 USD 45.02/MWh。InfoLink 預計 2024 年美國組件全年均價來到約 USD 0.36/W，疊加 IRA 投資賦稅抵減的補貼，中性情境下預估 2024 年美國光伏 LCOE 將下降到約 USD 43.42/MWh。歐洲（歐盟英國）：2023 年初中國組件廠家大量出貨至歐洲，供應

14、鏈價格的下降以及中國組件的大量輸入使得歐洲市場組件價格快速下降，預估歐洲光伏 2024 年的 LCOE 約為 USD 27.89-34.41/MWh。在 2022 年烏俄戰爭催化全球能源轉型進程后，2023 年隨著供應鏈產能過剩，光伏組件價格大幅下降，大幅度推動光伏裝機增長。2023 年光伏新增裝機量高達 415 GW，相對 2022 年的 250 GW 成長高達約 66%，截至 2023 年底累積裝機超過1,500 GW，成為再生能源發展最主要的推動因子。由于光伏組件價格已來到相對低點，后續下降空間有限，市場增長將會更多取決于終端的裝機能力，預計 2024 需求略超過 450 GW，相比去年

15、增速已是明顯放緩。短期需求受限于各國電網容量不足、安裝人力不足、項目審核流程等風險，實際裝機需求成長幅度將相對有限；長期而言，在整體累積安裝量持續增長、光伏發電利用率、電力交易市場導致的價格蠶食效應等因素影響下，未來光伏發電收益的不穩定性也會降低新項目的開發誘因，在 2023 年裝機成長基期已高的前提下，預計長期裝機規模成長將會相對平緩，較難出現如前兩年的大幅度增長，預計到了 2030 年，單年度光伏新增安裝量將成長達到約 900 GW，而全球累計安裝量將成長至超過 6 TW 的水平。05光伏需求1 1.圖1.1-1 全球光伏安裝量，單位：GWCH1光伏中國長年作為全球最主要的光伏市場，政策推

16、動的執行力為光伏新增安裝量能快速增長的主要原因之一，透過風光大基地、整縣推進等政策以達到十四五規劃中的可再生能源目標。根據中國國家能源局公布2023 年光伏發電建設情況，2023 全年新增光伏安裝量高達約 216 GW，同比 2022 年的約 87 GW 成長高達 148%，而累計安裝量也來到約 609 GW，成長幅度遠超預期。增長的主要推動因素來自光伏組件價格的下降，許多先前延期的項目在 2023 年度重新開工，尤其大型集中式項目更是于 2023 年底迎來大規模并網潮，全年新增安裝量達到 120 GW；而戶用及工商分布式的發展也受到政策持續推動，以及項目收益的提高而快速成長，新增安裝量分別約

17、為 44 GW 與 53 GW。過于快速的光伏發展使得許多問題逐漸浮現。首先，在地面大型項目快速發展的同時，合理的土地利用開始成為政府關注焦點，雖往年皆有光伏用地規范的文件出臺，但用地政策在 2023 年可說是更進一步的收緊，除了新項目審查趨嚴以外，部分已通過項目也因觸及生態紅線等環評問題而遭到取消及拆除；同時，針對如農光、林光、漁光互補及海上光伏等各式應用場景的規范也陸續推出，在完善用地政策的同時，也對新項目的開發帶來一定限制。06中國、美國、歐洲（歐盟+英國）光伏市場分析圖1.1-2.中國光伏安裝量，單位：GW中國裝機規模過大帶來的另一個問題是電網的消納能力，在分布式項目快速發展下，可接入

18、容量以及電網消納能力開始受到考驗，而分布式裝機位置相對分散、各地方電網基礎建設程度不一更使得影響加重。各省在意識到電網消納空間問題后，也開始對區域性的光伏乘載力即可接入容量進行評估，而項目并網暫緩、強制配儲則成了短期的解方，但在光儲配套、電力輔助服務及電網設施改善等解方有效落實之前，戶用光伏將會首當其沖受到影響。綜合 2023 年單年度需求暴增以及用地政策收緊、電網容量限制等影響，預計近年開始裝機增長將較為平緩；而長期看來，新能源導入電力市場交易是各國發展趨勢，項目收益穩定性可能受到影響，尤其在光伏裝機規模較為龐大的市場更是如此，因此長期裝機持續高速增長的可能性較低，自 2024 年開始，中國

19、光伏裝機增速將明顯放緩，2030 年約能達到單年度 400 GW 的新增安裝量，累計安裝量則預計能超過 2,700 GW，雖增長幅度不如 2022、2023 年，但預計仍將維持全球最大光伏市場的地位。2022 年，由于防止強迫維吾爾人勞動法（Uyghur Forced Labor Prevention Act,UFLPA）與東南亞反規避調查的影響，疊加雙反稅、301、201 條款的關稅壁壘，導致美國光伏裝機因組件供應問題而受限，但隨著雙面組件豁免 201 關稅以及 2022 年 6 月反規避調查進入豁免期，經由全球供應鏈產能的重塑，組件供給逐漸回穩，加上降低通膨法案（Inflation Red

20、uction Act,IRA）的出臺，使美國光伏市場得以在 2023 年迎來復蘇。07圖1.1-3 美國光伏安裝量，單位：GW美國CH1 光伏 1.1 需求美國 2023 年新增光伏裝機量為 32.4 GW，同比 2022 年約 20 GW，成長高達 62%，累計裝機量則達到 174.4 GW。主要增長來自因 2022 年貿易限制造成組件供應短缺、并網時程因此遞延至 2023 年的項目，其中又以集中式裝機增長最為顯著，新增安裝量為 20.8 GW，同比成長約 78%；分布式裝機則新增 11.2 GW，同比成長約 38%，2023 年因熱浪侵襲而電價飆漲的德州成為美國最大的分布式來源，但須注意的

21、是，同樣作為分布式主要來源的加州，特別是戶用光伏，由于 2023 年 4 月開始實施凈計量電價（Net Energy Metering 3.0,NEM 3.0），疊加政策與高利率環境影響，導致 2023 年第一季的搶裝潮后新增裝機便明顯下降，在 2023 年底，加州政府更進一步限制未來分布式項目的電力出售，預期美國整體戶用光伏的成長可能將因此受限。2024 年美國光伏新增裝機量將會相較 2023 年上漲，成長動能來自于 IRA 法案的影響，該法案預計十年內于氣候變遷與再生能源領域投入 3,690 億美元，通過發電端的投資稅務減免（Investment Tax Credit,ITC）與生產稅務減

22、免（Production Tax Credit,PTC），以及制造端的先進能源項目減免（Advanced Energy Project Credit,48C ITC）與先進制造生產減免（Advanced Manufacturing Production Credit,45X MPTC）等補貼，以強化美國光伏產業。2023 年 7 月，國會預算辦公室（Congressional Budget Office,CBO）表示十年內的再生能源補貼預算可能將再增加 1,200 億美元，原因是補貼申請額遠遠超出美國政府預期，財政部長葉倫后續更證實此一說法，這也代表 IRA 法案正有效推動美國的光伏需求。然而

23、，在 2024 年 4 月 24 日，多家美國光伏企業向美國商務部（Department of Commerce,DOC）請愿對柬埔寨、馬來西亞、泰國和越南進口的晶硅光伏電池與組件進行反傾銷及反補貼調查。由于目前美國組件最主要供應來源為東南亞國家、本土的組件產能仍遠不及需求量，預計對東南亞四國的雙反稅率將會大幅限制組件供應。然而，因 2023 年美國有許多組件庫存積壓，2024 年美國需求還可使用組件庫存來支撐裝機量，本次雙反對市場需求造成的實際影響預期將在 2025 年較為明顯。但長期來看，在 IRA 補貼力度維持的情境下，預計 2026 年開始本土產能能開始提供助力，美國光伏新增裝機量將持

24、續成長，在 2030 年將達到一年超過 70 GW 的新增裝機量，累計裝機則預期能達到 550 GW，符合美國 2030 年累計光伏裝機 550 GW 與全國碳排降低 40（以 2005 年為基準）的總體目標。美國未來的政策穩定性會是市場關注的焦點，特別是貿易壁壘與產能激勵政策的實施力度，隨著 2024 年底的總統選舉將近，政治環境的變化也可能影響美國長期的光伏政策走向。08受俄烏戰爭影響，歐洲天然氣與電價自 2022 年初急劇上升，并于 2022 年三季度達到峰值，在歐盟與多數歐洲國家為求能源安全以及達成凈零目標的戰略框架下，歐洲市場在 2023 年上半年時出現大量拉貨潮，雖下半年產生組件庫

25、存堆積使得市場趨于冷清，但 2023 全年裝機仍迎來增長，全年光伏新增安裝量達到約 62 GW，同比 2022 年成長約 35%，累計安裝量也來到約 285 GW。在 2023 年，許多國家已提交新版的國家能源和氣候計劃草案（National Energy and Climate Plans,NECP）裝機目標，部分國家在本次提出更具野心的安裝目標，為達到目標裝機量，歐盟各國需提出更多刺激性政策以加快裝機進程，預計直到 2030 年為止每年光伏新增安裝量都能夠穩定增長，到 2030 年達到單年近 140 GW 的新增安裝量，而 REPowerEU 600 GW 的目標也預計在 2026-202

26、7 年間提早達成，到了 2030 年的累計安裝量將有機會超過 1,000 GW。2023 年，歐盟通過多項刺激性政策，包含提出綠色協議工業計劃（Green Deal Industrial Plan），協助歐盟達到REPowerEU的能源轉型目標，其中以三月發布的凈零工業法案（Net Zero Industry Act,NZIA）與關鍵原材料法案（Critical Raw Material Act,CRMA）最具代表性。凈零工業法案主要規定包含光伏、風能、核能、儲能和并網等 17 項凈零技術，2030 年至少 40%須于歐盟本土制造，因此市場除了關注歐盟提出的刺激性政策與目標外，也高度關注歐盟建

27、立本土供應鏈的進程，以及是否會為扶植本土制造祭出懲罰性關稅或其他貿易壁壘。在建立貿易限制性措施方面，2023 年陸續傳出歐盟欲對中國進口光伏產品祭出雙反關稅的可能性，但截止年底，歐盟09圖1.1-4 歐盟英國光伏安裝量，單位：GW歐洲（歐盟+英國）CH1 光伏 1.1 需求10并 未 祭 出 任 何 關 稅 措 施，會 員 國 內 也 僅 德 國 對 此 進 行 可 能 性 研 議，歐 洲 光 伏 協 會（SolarPower Europe）與歐洲光伏制造委員會（European Solar Manufacturing Council,ESMC）等光伏組織與部分廠家則反對歐盟對中國進口光伏產品

28、祭出關稅，認為此舉可能大幅提高歐盟光伏電站的成本，最終影響歐盟光伏裝機表現，拖垮歐盟完成 2030 年 600 GW 裝機目標的進度。但在禁止強迫勞動產品輸入歐盟市場方面則出現明顯變化，2024 年 3 月，歐洲議會與歐盟理事會就關于在歐盟市場禁止使用強迫勞動制造的產品條例（Theprohibiting products made with forced labour on the Union market）的提案達成臨時協議，目前協議擬授權歐盟執委會可針對產品供應鏈中涉及強迫勞動的公司進行調查；標記一份存在高強迫勞動風險的產品與區域列表；以及導入數字工具強化會員國之間的合作網絡，并與第三國建

29、立合作管道。后續仍待該法案完成立法程序，若順利批準通過最快將于 2025 年生效，屆時可能對采用新疆硅料的光伏產品造成影響。整體而言，考慮歐洲整體再生能源發展以及本土已幾乎沒有較具規模的制造公司，預計對中國進口光伏組件課征懲罰性關稅的可能性較低，雖短期內可能針對禁止強迫勞動產品進入歐盟市場提出具體政策，但其執行力道應不至于像美國UFLPA強硬，預計為達到 2030 年再生能源目標，光伏安裝量仍將在未來穩定增長。在各國能源轉型目標的推動、以及烏俄戰爭的刺激下，2022-2023 年間全球光伏需求快速成長，繁榮的產業前景與利潤吸引更多廠商進入產業內投入制造，加上技術的迭代使得既有玩家也須不斷擴張，

30、因此不論是既有玩家或跨界進入的企業皆宣布了大規模的擴展計劃，光伏供應鏈產能在近幾年快速擴張。由于各環節擴產速度不同，相對擴產快速的其他環節，在 2022 年擴產較慢的硅料環節成為供應瓶頸，導致整體供應鏈價格因硅料的相對短缺而持續維持高水位，而隨著 2023 大量的硅料產能陸續落地，光伏供應鏈產能正式邁入全面過剩，各環節產能于 2024 年二季度起皆超越 1 TW。在 2023 年，硅料價格因產能釋放而快速下跌，帶動了整體供應鏈價格下降，而產業的利潤從供應端轉移到終端電站，主材各環節毛利皆遭到嚴重壓縮，甚至已經出現虧損。在需求增長速度慢于產能增長速度，以及產能過剩帶來的價格競爭影響下，將加速老舊

31、產能的汰換與弱勢企業的推出，目前已能看到行業擴產速度逐漸趨緩，為追求新的商機與較高的利潤，中國供應鏈的走向海外依舊持續。光伏供應鏈1 2.圖 1.2-1.2021-2030 年各環節產能預估圖，單位：GW05001,0001,5002,0002021202220232024E2025F2026F2027F2028F2029F2030F硅料硅片電池組件CH1光伏11供應鏈海外布局12美國IRA 法案刺激組件快速擴產中上游擴產因政策不確定性進展不快歐洲當前實際擴產計劃不明顯中東具備龐大潛在擴產計劃印度高額關稅及本土激勵政策刺激電池與組件持續擴產東南亞美國對東南亞雙反將使東南亞產能出現淘汰或遷移潮0

32、4080120東南亞產能(四國),Unit:GW硅料電池 組件硅片04080120東南亞產能(非四國),Unit:GW硅料電池 組件硅片04080120中東產能,Unit:GW硅料電池 組件硅片04080120印度產能,Unit:GW硅料電池 組件硅片04080120美國產能,Unit:GW硅料電池 組件硅片04080120歐洲產能,Unit:GW硅料電池 組件硅片硅料產能 2024E硅片產能 2024E電池產能 2024E組件產能 2024E產能減少 2025F產能增加 2025F圖 1.2-2.2023 年重點海外擴產區域產能，單位：GW烏俄沖突發生后，各國更加重視能源獨立與本土制造的重要

33、性，部分區域出臺本土制造相關政策，搭上持續進行中的貿易壁壘，光伏產能向中國以外的區域擴張的進程持續進行，InfoLink整理目前中國供應鏈邁向海外的重點產能擴充區域與其產能成長之刺激因素：隨著 IRA 優渥的光伏制造補貼持續發酵，疊加原有的反傾銷、反補貼、201、301、對東南亞反規避、對東南亞雙反的最新請愿等日益嚴格的貿易限制，除了美國本土廠商以外，各國廠商也紛紛評估在美國投資設廠，在政策環境的支持下，美國光伏正處于產能擴張的熱潮當中?；仡?2023 年的美國光伏供應鏈，上游環節，硅料端的本土產能來自 Hemlock、Wacker 和 REC Silicon 三家海外料廠商，年產能總計為 4

34、2,000 MT（約 17.9 GW）；硅片環節則沒有任何廠家生產；電池部分，因制造成本高且目前美國擁有 5 GW 的 201 關稅進口免稅額度，以及美國鮮少有制造電池所需的產業配套及復雜的環評問題，當地組件廠幾乎都選擇進口電池片再加工成組件進行銷售。因此，盡管美國組件名目產能約為23.5 GW，但排除應用薄膜電池的 First Solar，2023 年底美國實際投入營運的晶硅組件產能并不足 10 GW。從 2023 年的產能數據可以看出，美國光伏產業已出現供應鏈錯配的情況，然而，由于近年美國對光伏的政策變化較大，政策的延續性不確定高，目前美國光伏供應鏈主材的擴產規劃仍集中于資本投資最低的組件

35、端，預計 2025 年底名目產能將超過 60 GW，相較之下，電池片年產能雖有望于 2025 年底大幅增長至超過 30 GW，卻仍不足以供應組件需求，同時美國也缺乏相應的上游產能，硅料部分依舊來自 Hemlock、Wakcer 和 REC silicon 的 58,000 MT（約 24.9 GW）年產能，而硅片環節目前則預期僅有 Qcells 一家廠商提供的 3.3 GW 年產能，長期來看，美國上游供應將會是一大隱憂，除非未來有更多上游產能規劃，或是貿易壁壘不至阻礙所有東南亞產品進口，否則供應鏈錯配的問題將會逐漸惡化，導致整體光伏安裝量的發展嚴重受限。美國早在 2012 年美國政府對中國光伏

36、產品征收雙反稅后，中國廠商便開始將供應鏈產能遷移至東南亞地區以出口美國市場，除了硅料的其他環節，東南亞光伏大部分產能皆是來自中國廠商，考慮當地制造成本低廉、部分投資優惠等因素，產能重點配置于越南、馬來西亞、泰國與柬埔寨，不過在 2022 年美國對上述四國發起反規避調查后，對硅片產地的認定使得東南亞光伏產品可能被視為中國制造，因此多家廠商原先規劃在兩年豁免期（2022 年 6 月至 2024 年 6 月）內以增加硅片產能的方式來避免貿易限制，然而，在 2024 年 4 月底，同樣針對反規避四國的雙反請愿通過后，如果美國政府確定立案并啟動調查，屆時雙反稅率將成為東南亞光伏出口美國的最大貿易壁壘。2

37、023 年，東南亞的硅料產能僅有韓國廠商 OCI 的 35,000 MT（約 14.9 GW），而其余環節則大多來自中國垂直整合廠，硅片年產能為 24GW，電池為85.2GW，組件為 107.7 東南亞CH1 光伏 1.2 供應鏈13近年來，以沙特阿拉伯與阿拉伯聯合酋長國為首，過去著重傳統能源的中東各國紛紛出臺再生能源裝機目標，推動能源轉型并大力投資光伏產業，而在產能方面，由于土耳其早在 2016 年就對中國組件發起反傾銷調查，今年土耳其貿易部于 2024 年 3 月發布公告，裁定對原產于中國并經由越南、馬來西亞、泰國、克羅地亞及約旦五國出口至土耳其的光伏電池組件和太陽能電池板均征收 USD

38、25/m 反傾銷稅，另外，土耳其針對電池與組件還有進口的 VAT 關稅，使得中東地區的制造產能以土耳其的組件產能為大宗。2023 年，中東地區的組件年產能已超過 20 GW，大多數是土耳其中小型廠商生產，而電池與硅片則來自土耳其本土垂直整合廠 Kalyon，年產能皆為 2 GW，硅料則沒有廠家進行生產。而在 2024 年后，隆基與晶科等中國廠商規劃于沙特阿拉伯建立組件廠，預計 2025 年中東地區組件年產能將達到 30 GW 上下，電池環節目前尚未有太多明確投資規劃。上游環中東考慮文化差異、產業配套與政策環境，外國廠商鮮少在印度設廠，因此該國光伏產業絕大部分是本土廠商，且由于技術儲備相對不足，

39、截至 2023 年底，印度仍缺乏上游硅料與硅片的制造能力。電池與組件部分，印度政府于 2022 年對中國進口電池與組件課征 25%與 40 的基本關稅（Basic Custom Duty,BCD），另一方面，2019 年推行的 ALMM 清單（Approved List of Models and Manufacturers,ALMM）規定政府項目須使用本土廠商的組件，雖然法案因產能供不應求而豁免一年（2023 年 3 月至 2024 年 3 月），但上述政策也確實加速供應鏈下游環節的擴張，2023 印度電池與組件年產能為分別為 12.6 GW 與 53.4 GW。為鼓勵本土一體化產能，印度政

40、府于2021年提出生產掛鉤激勵計劃（Production Linked Incentive Scheme,PLI），計劃產能預計將于 2024 年后逐步落地，可即使補貼涵蓋供應鏈所有環節，印度在 2024 年后的上游擴產依舊受限于技術問題，廠商中僅有 Adani 有較明確的硅片產能規劃，年產能預計為 6 GW，而印度電池與組件擴產規劃則較為明確，然而設備的進口成印度產能增長的一大不確定性因素。印度GW。東南亞廠商為了應對反規避調查而計劃增加硅片產能，因此 2024 年后擴產規劃以硅片為主，預計 2025 年產能將上升至超過 50 GW，電池環節則因擴產及技術升級轉換效率增加，推升 2025 年

41、底產能至超過 100 GW，組件環節因廠商汰換小尺寸等舊產線而使得短期有波動，預計 2025 年底產能也約為 100 GW，硅料年產能則維持 35,000 MT。須注意的是，由于 2024 年后的東南亞電池、組件規劃產能絕大多數是在雙反請愿前公布，在美國趨于嚴格的貿易限制之下，廠商可能會暫緩或直接取消既有的擴產計劃，并轉移至海外其他地區，政策風險對東南亞產能造成的實際影響仍須持續觀察。162018 年，歐盟結束對中國光伏的雙反調查后，此后對進口光伏便無太多貿易限制，且因人力、電價等成本過高問題，本土產品不具備價格優勢，歐洲各國通常選擇直接進口中國組件以供給終端需求，長期便形成對中國光伏的高度依

42、賴，種種因素造成大量本土廠商倒閉或是被迫大幅減產，歐洲本土光伏供應鏈持續衰退。2023 年 3 月，為扶植本土光伏產業，歐盟推出凈零工業法案（Net-Zero Industry Act，NZIA）與關鍵原料法案（Critical Raw Materials Act）草案，其中規定光伏項目須有 40%占比以上為歐洲本土制造，NZIA 已于 2024 年 5 月底通過。另一方面，在 2022 年 9 月歐盟公布的關于在歐盟市場禁止使用強迫勞動制造的產品條例草案，如果順利通過，中國光伏產品往后進入歐洲市場也將進行硅料溯源，該法案最快將于 2025 年生效。分析法案的影響，歐盟試圖鼓勵本土產能與貿易限

43、制來重建光伏供應鏈，但鑒于終端用戶對中國光伏產品的長期依賴，以及法案能否落地與實際成效如何都還有待觀察，此外，截至 2023 年底，歐洲各國并未提出針對光伏產業的完整補貼計劃，相較于美國 IRA 法案的政策誘因，歐盟的既有措施顯然難以吸引廠商在當地投資設廠，因此 2024 年歐洲整體的擴產規劃依然相當稀少，即使有聽聞部分擴產消息，但實際落地能力有待觀望。海外擴產小結綜觀中國以外地區的光伏供應鏈，2023 年硅料年產能為 137,000 MT（約58.3）、硅片為 30 GW、電池與組件為 113.3 GW 與 235.9 GW。隨著各國產能激勵與貿易限制政策的多重影響下，預期 2024 年后硅

44、料年產能將增加至 523,000 MT（約 230.4 GW）、硅片為 84.9 GW、電池與組件則分別上升至 193.5 GW 與 333.7 GW。長期來看，未來中國以外的光伏產能將會持續擴張，各國透過本土制造得以降低過往對進口組件的依賴，逐步達成能源自主的目標，全球光伏供應鏈也將轉向多元化發展。歐洲節，中環已宣布與沙特阿拉伯當地廠商合作，預計未來中東硅片年產能將超過 20 GW，硅料環節的擴產規劃則來自通威、協鑫、天合與 United Solar，若項目都能如期落地，未來總計年產能將達到 370,000 MT（約 163 GW）。CH1 光伏 1.2 供應鏈15硅料為光伏主要供應鏈中的最

45、上游環節，經由提純與還原將工業硅轉化為高純度的多晶硅，以作為供應鏈中游拉晶時的材料。硅料產業涉及高溫、高能耗、高風險等特性，且建廠投資金額高，進入壁壘相較于其他光伏環節（硅片、電池、組件）高。另外，硅料廠每年須停產或減產檢修、檢修后復產爬坡期也較下游長的特性，也成為上游供應的不確定性因素。硅料環節回顧 2021-2022 年，相比供應鏈下游產能擴張迅速，擴產約需要 18-24 個月較長周期的硅料環節成為了光伏行業的生產瓶頸，供應不足導致硅料價格高漲，最高價格曾經在 2022 下半年突破 RMB 300/kg（換算約 USD 42/kg），而當時一線廠成本約在 RMB 60/kg 上下（換算約U

46、SD 8.4/kg）、二線廠或較老舊的產能則約為 RMB 100/kg 上下（換算約 USD 14/kg），價格與成本對應之下，硅料廠商享有極高的利潤，既有廠家及許多新進玩家受其獲利能力吸引而宣布了大量的擴產計劃；在 2023 年，這些新建產能陸續投產，截至 2023 年底，硅料的年產能已超過 2,000,000 MT，換算已高達 880 GW），年成長率高達 67，2023 年末月產量可高達 67-68 GW，相較于 2022 年的硅料供應緊張的局面，硅料產能自 2023 年底起再度邁向過剩階段，預計到了 2030 年，全球硅料年產能將超過 1,800 GW，相較 2023 年底翻倍成長。產

47、能與價格圖 1.2-3.2021-2030 年全球多晶硅產能預估圖，單位：GW16在 硅 料 行 業 中，TO P 5 企 業 主 宰 了 整 體 市 場 的 供 應，產 能 于 2 0 2 3 年 底 累 計 達 到 1,470,000MT（換算約600GW），占整體硅料制造環節比重近 71%。然而 2021-2023年初因硅料環節高昂的利潤表現，促使許多新進玩家投入硅料行業，一線大廠也預計將因為低迷的價格持續淘汰成本較高的老舊產能，因此預計到了 2030 年，TOP 5 的企業產能占比將維持在 70%左右的水位。由于傳統的 P 型光伏電池技術因提效受限而逐漸被淘汰，推動了業界轉向更先進的

48、N 型電池技術，然而在硅料生產中，能夠滿足 N 型生產的用料比例提升速度仍不及其他制造環節（硅片、電池、組件）由 P 型轉向 N 型的速度，主因是 型拉晶上對于硅料質量有更高的要求。盡管硅料產量逐月增長且過剩，但實際上能滿足 型拉晶用料需求的占比仍未明顯提升，截至 2023 年底，能滿足 N 型生產的高品質硅料產出占比仍不及 50%。隨著 P 型產品加速式微，未來無法滿足 N 型拉晶需求的相應產能也恐將慘遭退坡的潛在風險。產能集中度技術：改良西門子與硅烷流化床法硅料價格在供應過剩之下也快速下跌，預估 2024 年均價約 RMB 52/kg（換算約 USD 7.02/kg），相對 2022 年均

49、價 RMB 270/kg（換算約 USD 40.12/kg）降幅達到八成，雖帶動了整體光伏供應鏈價格的下降，但硅料主流價格已經降至多數廠商難以盈利的水平，2024 年硅料價格跌破部分廠商現金成本水準，恐逼迫部分產能退出和淘汰。圖 1.2-4.硅料 TOP 5 廠家市占率硅料 TOP 5 廠家包含通威永祥、協鑫、新特、大全、東方希望，此處 TOP 5 以 2023 年底之產能排序。CH1 光伏 1.2 供應鏈17技術面來看，大多數硅料廠家采用改良西門子法（Siemens），是行業里最普遍且熟悉之技術。相較于硅烷流化床法（fluidized bed reactor,FBR），其優勢在于制作過程風險

50、來得更低許多、工藝也較為純熟，同時純度較高、甚至可達到電子級多晶硅的純度，因此目前全球近兩成的產能已以此技術生產硅料。有別于西門子法產出的塊狀硅，硅烷流化床法則是產出顆粒硅，其制程溫度與能耗較西門子法低，在各國紛紛響應碳中和目標、積極降低能耗及碳排的趨勢下，顆粒硅可作為低碳足跡的良好料源，促使下游硅片環節也開始對顆粒硅的使用進行更多試驗、逐漸提高使用比例。目前顆粒硅在生產上最具代表性的企業即為協鑫，其余如天宏瑞科、REC silicon 等也有部分產能，截至 2023 年底的顆粒硅年產能共約 400,000 MT（換算超過 150 GW），占據全球硅料的年產能、出貨量分別約 19%和 13.5

51、%。然而目前顆粒硅在產品純度、穩定性、制造危險程度等仍需時間改善，未來顆粒硅市場的增長情形仍須觀察頭部廠家的發展，以及下游硅片企業的接受度而定，隨著顆粒硅產能的逐步釋放、技術上的改良和低能耗的優勢，預計該市占率有望持續一定程度的提升，加上近期協鑫也預計于中東進行擴廠，產能增長具備發展空間。圖 1.2-5.改良西門子法與硅烷流化床法的占比 0%20%40%60%80%100%2021202220232024E 2025F 2026F 2027F 2028F 2029F 2030F硅烷硫化床法改良西門子法18CH1 光伏 1.2 供應鏈太陽能級單晶硅片的生產過程主要由長晶和切片兩個環節組成，其中長

52、晶的方式分為直拉法和區熔法，原理是通過高溫熔體中生長出棒狀單晶硅。當前太陽能級單晶硅片主要由直拉法制備單晶硅棒，繼而在切片環節用金剛線切割的方法制成單晶硅片。單晶硅棒在拉制生產過程中、由于投料量和單晶爐直徑大小差異等綜合原因導致制程時長略有差異，但是若以當前主流尺寸和工藝為例，長晶過程通常需要 12-18 天不等，相較下游電池和組件環節的制程來說需要更多生產時間，因此對于生產電力供應的穩定性和經濟性方面的要求也會更加迫切，電力價格對于生產制造成本的影響幅度也更加明顯。經歷了 2022 年的上游供應緊缺后，垂直整合廠為了對成本結構有更好的掌控，紛紛投入硅片生產或增加原有的硅片產能配置比重，而原有

53、專業硅片廠商也因需求快速增長而持續擴產，整體硅片產能至 2024 年都持續呈現快速增長。然而在硅片產能龐大的釋放下，大幅度的價格下行將降低廠家的擴產意愿，如 PERC M10 從 2023 年一季度的均價為約 RMB 5.44/pc（換算約 USD 0.71/pc），到年末下降至約 RMB 2.1/pc（換算約 USD 0.26/pc），跌幅超過 60%，M10 N 型硅片也幾乎與 P 型同價，至 2024 年上半，硅片價格已突破許多廠商的生產成本線，加上整體行業產能過剩影響下，預計 2024 年起硅片環節的擴產將明顯趨緩。截至 2023 年底，全球硅片的年產能約 950 GW 上下，預計 2

54、024 年底將成長至近 1,200 GW，年增長率由 2023 年的約 59%下降為 24%，預計未來在市場飽和的態勢下，年增率將持續下探，而直到 2030 年全球硅片總產能將來到近 1,500 GW，相較 2023 年底成長約六成。硅片產能與價格圖 1.2-6.2021-2030 年硅片產能預估圖，單位：GW1920產能集中度技術：N/P 轉換圖 1.2-7.TOP 5 硅片廠家市占率截至 2023 年底，TOP 5 硅片廠家年產能總和高達 540 GW，年成長達 45%；因近年許多專業硅片廠產能大量投放，加上部分 TOP 5 硅片廠家以外的其他垂直整合廠為提升供應鏈自主能力投入硅片生產，T

55、OP 5 廠家產能比重近兩年內顯著下降，由 2021 年的近 70%下降至 2023 年末僅剩約 58%，預計 2024 年仍將微幅下降。但由于行業邁向過剩周期，擴產情緒趨緩，部分廠商在成本壓力下可能取消擴產甚至退出市場，長期預測硅片產業集中度將恢復平穩回升，2030 年約回升至近 60%。硅片 TOP 5 廠家包含隆基、中環、晶科、晶澳、雙良，此處 TOP 5 以 2023 年底之產能排序。由于下游市場主流技術逐漸轉向 N 型，硅片廠商在生產上也必須做出調整。P 型與 N 型技術在拉晶環節主要的差異為摻雜元素的不同，以往使用較多的 P 型硅片以硼、鎵作為拉晶時的摻雜元素，而 N 型則是摻雜磷

56、元素。此外，且 N 型硅片對于控碳、含氧量、純度等皆有更高的要求，整體而言工藝難度相對 P 型較高，但因產業需求快速切換，多數硅片廠家已快速將生產重心切換為 N 型，型產出比例在 2023 年內呈現跳躍式成長，多數廠家紛紛將目標提升到自身產能比重的 50%以上，甚至也有個別企業以幾乎近 100%的比例生產 N 型硅片，截至 2023 年末，行業整體 N 型硅片滲透率已達近 55%，2024 年 1 月則已超越 70%，成長十分快速。隨著 N 型硅片的產出增大，也間接反映出 N 型拉晶所需要的高質量硅料在短期內出現局部供應緊張。0%20%40%60%80%100%2021202220232024

57、E2025F2026F2027F2028F2029F 2030FTOP 5其他CH1 光伏 1.2 供應鏈21價格方面，鑒于 N 型硅片的產出持續攀升，預期 2024 年即有機會來到 N、P 硅片售價的統一，甚至不排除 P 型產品因供應鏈逐漸減少而成為市場上的特規產品，屆時雖 P 型硅片價格有機會在產品周期末端因供應量減少而微幅上漲，但長期而言可能隨著行業需求的轉換而逐漸退出市場，市占將在 2027 年后市占跌落至 1%以下。趨勢：矩形硅片若提到光伏行業降本，硅片薄片化可說是一大功臣，采用更薄的硅片能有效減少硅成本，2022 年間硅料價格持續高攀，成本快速上漲的同時也刺激了硅片薄片化的進程。P

58、 型 M10 尺寸厚度從 2021 年的主流 170m 下降至 2022 年 160-155m，2023 年則已經降至 150m；N 型 TOPCon 則在 2023 年進一步降低至 130m，且目前仍有廠家開始嘗試導入 120m，HJT 則邁向 110-120m，硅片薄片化仍將持續。但須注意目前硅料價格已大幅下滑，硅片厚度減薄對于成本帶來的效益將相對縮小，因此預計短期內行業主流硅片厚度將趨于穩定，持續 P型 150m、N 型 110-130m 的規格。隨著薄片化進程趨緩，2023 年起行業更多關注在硅片尺寸的變化。由于發電面積增加，大尺寸硅片的單位成本也相應下降，能有效降低 BOS（Bala

59、nce of System）成本。因此近年來硅片尺寸不斷更迭，從M2（156.75mm）、G1（158.75mm）、M4（161.7mm）、M6（166mm）到現在 M10（182mm）、與 G12（210mm）。而 M10 在 2022 年取代 M6 成為市場主流后，組件廠商為了進一步提升組件轉換效率，結合自身組件不同的版型設計，以及最大化利用集裝箱的空間，開始在原正方形的硅片尺寸上尋求突破，市場上陸續出現 182.2*183.5mm；182.2*183.75mm；182.2*185.3mm；182.2*186.8mm；182.2*188mm；182.2*191.6mm；182.2*199m

60、m；182.2*210mm 等矩形尺寸，并分別對應不同的片數及版型。電池片環節介于供應鏈的中游，將上游硅片透過工藝形成 PN 結以產生光生伏特效應，簡稱光伏效應。具有 PN 結的太陽能電池外接負載后即可輸出功率。而光伏電池的技術發展也是決定效率的最主要環節，為了在產品技術上有更多的主導能力，以及取得更好的成本控制能力，許多垂直整合企業會同時具備電池及組件產能。電池22圖 1.2-8.2021-2030 電池產能預估圖，單位：GW2023 至 2024 年間，電池片面臨 P 型轉 N 型的技術迭代，新進 N 型產能在 2023 年大規模落地，加上 PERC 產能尚未完全退出，2023 年全球電池

61、總產能出現超額增長，截至 2023 年底，電池片年產能達到 1,250 GW 以上，相比 2022 年的 590 GW 成長率高達近 114%。隨著整體產能趨向過剩，利潤空間嚴重擠壓，預期后續許多擴產計劃可能趨緩或取消，同時老舊 PERC 產線將逐漸被汰換，2024 開始電池環節總產能增長率將開始放緩，并在 2030 年達到 1,700 GW 的水平。產能集中度在電池片環節中，TOP 5 企業皆是含有組件業務的垂直整合廠，截至 2023 年底，TOP 5 廠家電池片產能達到約 400 GW，相比 2022 年的約 260 GW 增加 56%，占整體電池片產能約 36%的比重。預計隨著電池技術更

62、迭以及垂直整合廠未來的市占率擴大與產業集中，在 2030 年底 TOP 5 廠家將可達到超過 600 GW 的產能規模，占整體電池廠家比重能達到四成以上，相比 2023 年的集中度微幅上升；同時隨著垂直整合廠的集中度越高，專業電池廠的數量將因而減少，部分專業電池廠跨足生產組件以及垂直整合組件廠擴大電池產能將增加整體電池自用率，最終導致組件廠的電池片采購與供應模式改變，將更有利于產品尺寸與技術的掌握。產能3電池 TOP 5 廠家包含隆基、晶澳、通威、晶科、天合，此處 TOP 5 以 2023 年底之產能排序。CH1 光伏 1.2 供應鏈23圖 1.2-9.電池 TOP 5 廠家市占率圖 1.2-

63、10.電池工藝比較技術2022 年，PERC 電池技術仍占據整體市場超八成的市占率，但隨著 PERC 電池技術效率提升進入瓶頸期，加上 N 型電池技術效率更高、更低的溫度系數、弱光效應好等優勢，整體性價比明顯高于 PERC 電池技術，其中又以 TOPCon 憑借其高效率、與 PERC 產線的兼容性以及相較于 HJT 和 xBC 更低的生產成本，使 TOPCon 技術成為繼 PERC 后光伏市場的新一代主流電池技術。而 2023 年下半年開始 TOPCon 電池開始熱議激光輔助燒結技術（Laser-enhanced contact optimization,LECO），再次為 TOPCon 電池

64、轉換效率提升約 0.2-0.4%，到了 2024 年，主流 TOPCon 電池效率已達 24.7-25%。根據 InfoLink 統計，截止 2023 年底，TOPCon 的名義產能已達到 560 GW，HJT 和背接觸電池的產能也分別接近 50 GW，而 PERC 產能則超過 500 GW，顯示 2024 年初始新的高效電池片技術產能已全面超過 PERC，其中 TOPCon 由于與 HJT 效率相差不大、成本卻明顯低于 HJT，預期 TOPCon 將穩坐未來近幾年內的主流技術的位置。此外，PERC 老舊產能已自 2023 年末開始退坡，且規模將持續擴大，對于可被升級成 TOPCon 的產線目

65、前也正在醞釀改造，但 TOPCon 擁有龐大新產能，因此實際改造的規模和效果仍有待觀望。隨著 TOPCon 的迅速發展和工藝上的優化，預估全年市占率將達到 70%左右的水平，對比 2023 不到 25%的市占大幅提升，隨著 PERC 技術的持續退坡，預計 2025 年及以后 TOPCon 將進一步提升市占率。HJT 技術部分，相比 TOPCon 的 11-14 道制程工序，HJT 電池僅需 6 道工序，工藝流程較短，此外，HJT 為低溫工藝，使其擁有更低的碳足跡的優勢，在理論轉換效率、雙面率、等方面也優于 TOPCon 電池技術。然而，盡管 HJT 成本近兩年已大幅下降，但依然明顯高于 TOP

66、Con。此外，HJT 初始投資成本高也成為技術選型迭代過程的一大障礙。整體而言，HJT 電池的轉換效率未與 TOPCon 明顯拉開差距，而成本卻高于 TOPCon，導致 HJT 目前的市占率較低，后續能否成功擴大市占率仍須取決于漿料、靶材和設備等能否順利降本。而在背接觸技術方面，由于該技術特殊結構可以實現無柵線遮擋，使得電池片受光面積增加，入射光的利用率也得到提升。因此，背接觸在轉換效率提升以及美觀方面皆具有明顯的優勢。此外，背接觸技術可以藉由與 P 型、N 型 TOPCon 與 HJT 等不同電池技術結合而形成 HPBC、TBC 和 HBC 等背接觸電池，提效的同時兼具美觀性，也吸引了很多對

67、外觀有要求的廠商或客戶選擇。背接觸技術仍有些許問題待改善，包含工藝技術較為復雜、難以進行薄片化以及雙面率偏低等，而與 HJT 技術相比，由于背接觸電池片生產流程較長，所需設備較多，進而拉動背接觸電池片的設備投資成本，導致降本困難。此外，也因生產流程過長，容易增加背接觸電池片在工序中的不良率風險，因此，背接觸電池片良率能否獲得改善也是未來觀察要點。目前中國主要背接觸電池廠家生產的電池片雙面率已來到 60%甚至 70%，未來有望在背接觸技術發展上持續突破?？偨Y而言，由于目前 HJT 與背接觸電池片技術礙于工藝技術難度、投資金額較大、以及降本困難等問題仍待克服，預期從 2024 年起至 2026-2

68、028 年左右，TOPCon 技術將持續獨占鰲頭。而觀察未來長期技術走向，若 TOPCon 電池片效能發展到理論轉換效率的極限后，可能透過迭加背接觸技術提升電池片的效率以進一步延長自身的壽命。而 HJT 技術目前各廠商均有在積極研發疊加鈣鈦礦技術形成疊層電池技術以需求效率的大跨步提升，疊層技術量產的快慢也將影響單一的晶硅技術的產品周期。24技術方面，電池在整個光伏供應鏈環節中扮演提升光電轉換效率的關鍵角色，不論是從多晶轉換到單晶技術，或是 P 型 PERC 技術轉為 N 型 TOPCon、異質結（HJT）背接觸（back contact,xBC）技術的過程中，電池片廠家皆積極以提升光電轉換效率

69、為主要發展目標。2022 年，PERC 電池技術仍占據整體市場超八成的市占率，但隨著 PERC 電池技術效率提升進入瓶頸期，加上 N 型電池技術效率更高、更低的溫度系數、弱光效應好等優勢，整體性價比明顯高于 PERC 電池技術，其中又以 TOPCon 憑借其高效率、與 PERC 產線的兼容性以及相較于 HJT 和 xBC 更低的生產成本，使 TOPCon 技術成為繼 PERC 后光伏市場的新一代主流電池技術。而 2023 年下半年開始 TOPCon 電池開始熱議激光輔助燒結技術（Laser-enhanced contact optimization,LECO），再次為 TOPCon 電池轉換效

70、率提升約 0.2-0.4%，到了 2024 年，主流 TOPCon 電池效率已達 24.7-25%。根據 InfoLink 統計，截止 2023 年底，TOPCon 的名義產能已達到 560 GW，HJT 和背接觸電池的產能也分別接近 50 GW，而 PERC 產能則超過 500 GW，顯示 2024 年初始新的高效電池片技術產能已全面超過 PERC，其中 TOPCon 由于與 HJT 效率相差不大、成本卻明顯低于 HJT，預期 TOPCon 將穩坐未來近幾年內的主流技術的位置。此外，PERC 老舊產能已自 2023 年末開始退坡，且規模將持續擴大，對于可被升級成 TOPCon 的產線目前也正

71、在醞釀改造，但 TOPCon 擁有龐大新產能，因此實際改造的規模和效果仍有待觀望。隨著 TOPCon 的迅速發展和工藝上的優化，預估全年市占率將達圖 1.2-11.2021-2030 年各高效電池技術市場占比CH1 光伏 1.2 供應鏈25到 70%左右的水平，對比 2023 不到 25%的市占大幅提升，隨著 PERC 技術的持續退坡，預計 2025 年及以后 TOPCon 將進一步提升市占率。HJT 技術部分，相比 TOPCon 的 11-14 道制程工序，HJT 電池僅需 6 道工序，工藝流程較短，此外，HJT 為低溫工藝，使其擁有更低的碳足跡的優勢，在理論轉換效率、雙面率、等方面也優于

72、TOPCon 電池技術。然而，盡管 HJT 成本近兩年已大幅下降，但依然明顯高于 TOPCon。此外，HJT 初始投資成本高也成為技術選型迭代過程的一大障礙。整體而言，HJT 電池的轉換效率未與 TOPCon 明顯拉開差距，而成本卻高于 TOPCon，導致 HJT 目前的市占率較低，后續能否成功擴大市占率仍須取決于漿料、靶材和設備等能否順利降本。而在背接觸技術方面，由于該技術特殊結構可以實現無柵線遮擋，使得電池片受光面積增加，入射光的利用率也得到提升。因此，背接觸在轉換效率提升以及美觀方面皆具有明顯的優勢。此外，背接觸技術可以藉由與 P 型、N 型 TOPCon 與 HJT 等不同電池技術結合

73、而形成 HPBC、TBC 和 HBC 等背接觸電池，提效的同時兼具美觀性，也吸引了很多對外觀有要求的廠商或客戶選擇。背接觸技術仍有些許問題待改善，包含工藝技術較為復雜、難以進行薄片化以及雙面率偏低等，而與 HJT 技術相比，由于背接觸電池片生產流程較長，所需設備較多，進而拉動背接觸電池片的設備投資成本，導致降本困難。此外，也因生產流程過長，容易增加背接觸電池片在工序中的不良率風險，因此，背接觸電池片良率能否獲得改善也是未來觀察要點。目前中國主要背接觸電池廠家生產的電池片雙面率已來到 60%甚至 70%，未來有望在背接觸技術發展上持續突破?？偨Y而言，由于目前 HJT 與背接觸電池片技術礙于工藝技

74、術難度、投資金額較大、以及降本困難等問題仍待克服，預期從 2024 年起至 2026-2028 年左右，TOPCon 技術將持續獨占鰲頭。而觀察未來長期技術走向，若 TOPCon 電池片效能發展到理論轉換效率的極限后，可能透過迭加背接觸技術提升電池片的效率以進一步延長自身的壽命。而 HJT 技術目前各廠商均有在積極研發疊加鈣鈦礦技術形成疊層電池技術以需求效率的大跨步提升，疊層技術量產的快慢也將影響單一的晶硅技術的產品周期。262022 年，PERC 電池技術仍占據整體市場超八成的市占率，但隨著 PERC 電池技術效率提升進入瓶頸期，加上 N 型電池技術效率更高、更低的溫度系數、弱光效應好等優勢

75、，整體性價比明顯高于 PERC 電池技術，其中又以 TOPCon 憑借其高效率、與 PERC 產線的兼容性以及相較于 HJT 和 xBC 更低的生產成本，使 TOPCon 技術成為繼 PERC 后光伏市場的新一代主流電池技術。而 2023 年下半年開始 TOPCon 電池開始熱議激光輔助燒結技術（Laser-enhanced contact optimization,LECO），再次為 TOPCon 電池轉換效率提升約 0.2-0.4%，到了 2024 年，主流 TOPCon 電池效率已達 24.7-25%。根據 InfoLink 統計，截止 2023 年底，TOPCon 的名義產能已達到 5

76、60 GW，HJT 和背接觸電池的產能也分別接近 50 GW，而 PERC 產能則超過 500 GW，顯示 2024 年初始新的高效電池片技術產能已全面超過 PERC，其中 TOPCon 由于與 HJT 效率相差不大、成本卻明顯低于 HJT，預期 TOPCon 將穩坐未來近幾年內的主流技術的位置。此外，PERC 老舊產能已自 2023 年末開始退坡，且規模將持續擴大，對于可被升級成 TOPCon 的產線目前也正在醞釀改造，但 TOPCon 擁有龐大新產能，因此實際改造的規模和效果仍有待觀望。隨著 TOPCon 的迅速發展和工藝上的優化，預估全年市占率將達到 70%左右的水平，對比 2023 不

77、到 25%的市占大幅提升，隨著 PERC 技術的持續退坡，預計 2025 年及以后 TOPCon 將進一步提升市占率。HJT 技術部分，相比 TOPCon 的 11-14 道制程工序，HJT 電池僅需 6 道工序，工藝流程較短，此外，HJT 為低溫工藝，使其擁有更低的碳足跡的優勢，在理論轉換效率、雙面率、等方面也優于 TOPCon 電池技術。然而，盡管 HJT 成本近兩年已大幅下降，但依然明顯高于 TOPCon。此外，HJT 初始投資成本高也成為技術選型迭代過程的一大障礙。整體而言，HJT 電池的轉換效率未與 TOPCon 明顯拉開差距，而成本卻高于 TOPCon，導致 HJT 目前的市占率較

78、低，后續能否成功擴大市占率仍須取決于漿料、靶材和設備等能否順利降本。而在背接觸技術方面，由于該技術特殊結構可以實現無柵線遮擋，使得電池片受光面積增加，入射光的利用率也得到提升。因此，背接觸在轉換效率提升以及美觀方面皆具有明顯的優勢。此外，背接觸技術可以藉由與 P 型、N 型 TOPCon 與 HJT 等不同電池技術結合而形成 HPBC、TBC 和 HBC 等背接觸電池，提效的同時兼具美觀性，也吸引了很多對外觀有要求的廠商或客戶選擇。背接觸技術仍有些許問題待改善，包含工藝技術較為復雜、難以進行薄片化以及雙面率偏低等，而與 HJT 技術相比，由于背接觸電池片生產流程較長，所需設備較多，進而拉動背接

79、觸電池片的設備投資成本，導致降本困難。此外，也因生產流程過長，容易增加背接觸電池片在工序中的不良率風險，因此，背接觸電池片良率能否獲得改善也是未來觀察要點。目前中國主要背接觸電池廠家生產的電池片雙面率已來到 60%甚至 70%，未來有望在背接觸技術發展上持續突破?？偨Y而言，由于目前 HJT 與背接觸電池片技術礙于工藝技術難度、投資金額較大、以及降本困難等問題仍待克服，預期從 2024 年起至 2026-2028 年左右，TOPCon 技術將持續獨占鰲頭。而觀察未來長期技術走向，若 TOPCon 電池片效能發展到理論轉換效率的極限后，可能透過迭加背接觸技術提升電池片的效率以進一步延長自身的壽命。

80、而 HJT 技術目前各廠商均有在積極研發疊加鈣鈦礦技術形成疊層電池技術以需求效率的大跨步提升，疊層技術量產的快慢也將影響單一的晶硅技術的產品周期。組件為光伏供應鏈的最后拼裝環節，將上游電池與各式輔材如：玻璃、膠膜、背板、邊框、接線盒等進行電池片檢測、串焊、層壓、封裝形成光伏組件，完成最終產品銷售予終端客戶。由于以各式材料封裝作為主要作業，組件環節在整體供應鏈里的制造難度、初始投資額等進入門檻相對較低，因此擴產速度較快，產能分布較為分散。生產上，降低稼動率對成本的影響也相較上游其他環節較小，因此容易實時根據終端需求調整產出。組件截至 2023 年底，組件環節產能來到 1,200 GW 以上，相比

81、 2022 年的 680 GW 增加約76%，因組件的擴產門檻相對上游其他環節較低以及電池與組件尺寸變化的迭代，在 2022 至 2023 年間大規模擴產，隨著行業產能邁入過剩，整體組件產能增長將會趨緩，但因技術與尺寸持續發展、及廠家因應部份國家貿易壁壘或在地化生產需求分散產地等因素，仍預計長期產能會緩慢增長，同時部分舊廠將會逐漸淘汰，總產能預計于 2030 年底達到超過 1,700 GW。產能圖 1.2-12.2021-2030年組件產能預估圖，單位：GWCH1 光伏 1.2 供應鏈27組件環節 TOP 10 廠家全數為具備電池甚至其他環節產能的垂直整合廠，截至 2023 年底 TOP 10

82、 組件廠產能合計達到約 660 GW，占整體組件環節產能比重約 55%，但若觀察實際出貨情形，2023 年 TOP 10 廠家已占據 75%左右的市占率。由于組件制造門檻較低，加上屬于終端產品，市場更著重于品牌認知與市占率表現，是眾大廠的兵家必爭之地，預期未來 TOP 10 廠家的垂直整合、市場布局等競爭將持續激烈，且大者恒大的情況將持續，而部分小廠在激烈競爭下可能面臨退出，因此雖近兩年可能因為其他中小型組件產能落地以及供應鏈去中國化等因素而受到影響，但長期而言仍認為 TOP 10 廠家產能占比將上升，預計將在 2030 年達到 60%以上?；仡?2023 年光伏組件市場價格，由于硅料產出大量

83、釋放導致整體供應鏈價格下跌，組件價格也在 2023 年快速下降，而整體供應鏈產出相對需求的過剩也使得市場上出現庫存水位過高的問題，更是在 2023 下半年加速了組件價格的下跌，從 2023 年 1 月均價約 RMB 1.77/W（換算約 USD 0.23/W）跌至 2023 年 12 月 RMB 0.98/W（換算約 USD 0.13/W），一年內跌幅高達 44%。而隨著整體產能過剩，后續組件價格預期只會在需求旺盛時出現小幅回彈，要出現大幅度回彈的可能性較小，長期來看隨上游其他環節的降本微幅向下。圖 1.2-13.組件 TOP 10 廠家市占率價格組件 TOP 10 廠家包含隆基、晶科、天合、

84、晶澳、通威、阿特斯、正泰、東方日升、一道、協鑫，此處 TOP 10 以 2023 年底之產能做排序。28技術圖 1.2-14.光伏組件構成及成本占比光伏組件是光伏發電系統中成本最高的部分，其支出占比達到 40%左右，而且組件的質量，直接關系到整個光伏發電系統的發電效率、發電量、使用壽命和收益率等。根據組件材料的不同，目前大量量產的組件主要分為晶硅組件和薄膜組件兩大類。晶硅組件是由晶體硅光伏電池封裝，晶硅技術占據光伏組件市場主導地位。薄膜組件則是使用非晶硅薄膜技術，在目前晶硅電池技術已成熟并作為市場的主流技術的情況下，薄膜電池組件隨著不受市場貿易戰紛擾影響仍保有一定的市場份額，整體市占率較為穩定

85、，總體來說也難有大幅度的升降，根據 InfoLink 統計，長期看來薄膜組件的市占率會保持在 2-3%左右。而依封裝背板材料的不同，也可將晶硅組件分成單玻組件和雙玻組件。單玻組件只在正面覆蓋一層玻璃，背面則以背板為主，由于玻璃占了光伏組件重量的 70%以上，所以這種設計既簡化了組件結構，也使得光伏組件的重量比雙玻組件更輕，大部分分布式和戶用應用場景經常選擇單玻組件；雙玻組件正反面都由兩塊鋼化玻璃組成，透過封裝膠膜和太陽能電池片經過層壓機高溫層壓組成復合層。這種結構雖然增加了組件的重量，但提供了更好的保護性，背面也會因為光反射，從而發生光電效應進行發電，大部分集中式應用場景通常選取雙玻組件進行設

86、計。組件類型CH1 光伏 1.2 供應鏈29TOPCon 組件目前作為市場主流產品，其本身也存在一部分技術問題，最重要的一點就是在對 TOPCon 電池進行封裝時，通常采用雙玻封裝的方式才能通過相關的耐候測試，尤其是較為嚴苛的濕熱測試。主要原因是由于 TOPCon 組件在測試時，長時間置于高溫高濕的環境中用于封裝的 EVA 膠膜會分解釋并放出醋酸，從而導致 TOPCon 電池銀鋁漿中鋁的氧化速度加快，從而造成電子流失，影響光電模塊的轉換效率，導致明顯的功率衰減。濕熱測試的問題也導致了目前的 TOPCon 組件多以雙玻為主，且大多數廠商都會選擇 EPE/POE+EVA 膠膜進行封裝。但隨著 LE

87、CO 的普及和發展，在電池環節使用無鋁/低鋁銀漿來取代原有的銀鋁漿料，有希望解決 TOPCon 組件在濕熱測試后造成的功率衰減的問題；從而提升 TOPCon 的單玻封裝的比例，并且在 TOPCon 雙玻組件選擇封裝材料時可以做到去 POE 化，雙玻組件的雙面 EVA 封裝有望得到量產，達到降本的目的。由于硅片尺寸和電池排布方式的不同，組件的尺寸也會出現相對應的變化。以M10（72 片）為例，目前市面上對應的主流組件尺寸是2278*1134mm。但隨著矩形硅片的快速發展，透過硅片尺寸的放大，組件功率大幅提升，能有效降低BOS成本，對應優化光電每度電的發電成本，導致方形電池片也會逐漸被矩形電池所取

88、代。在 2023 年下半年，其中 9 家頭部企業達成的矩形硅片組件標準化尺寸為 2382*1134mm，后續主流的矩形硅片選型將集中于 182*191.6mm 和 182*210mm。但是由于持續的低迷行情，各廠家大矩形尺寸升級明顯低于預期，多數企業已經開始批量使用微矩形，市場上出現諸多微小的尺寸變化。此外，雖然頭部企業統一新一代矩形硅片組件標準化尺寸為 2382*1134mm（72 或 66 片組件），但小版型 54 和 48 片目前仍存在多種規格。而 2023 年 8 月中旬頭部組件企業達成共識的 182*191.6mm 硅片尺寸，制作出來 54 片組件尺寸為 1800*1134mm，其面

89、積超過 2m，與德國建筑法規中的 2m 限制相沖突。而 182*210mm 制作出來的組件可以很好的滿足面積 2m 的德國建筑法規考慮、以及組件長度 2386mm 的標準貨柜尺寸考慮這兩個邊界條件。而由于矩形硅片尺寸出現多種規格的情況，也導致雖然在統一矩形硅片對應的組件尺寸后，各廠家又相繼推出了不同尺寸的微矩型硅片，不同的微矩形硅片的尺寸造成各個廠商在組件尺寸的選擇上也出現了多樣化的局面，目前使用微矩形硅片的組件在短期內暫時無法做到組件尺寸的統一，導致組件尺寸出現出多元化競爭的格局。CH1 光伏 1.2 供應鏈30組件版型市場占比回顧整個 2023 年，其中 N 型 TOPCon 組件的市場占

90、有率不斷提升，也由于其單玻組件在耐濕熱測試中的結果不理想，疊加 TOPCon 組件應用于地面型電站的發展火熱，這兩方面的原因致使 2023 年 N 型組件出貨 90%以上均采用雙玻設計，推升 2023 年雙玻組件比率提升明顯。根據 InfoLink 統計，2023 年雙面組件出貨占比達到約 64%，其中約 5%為透明背板組件貢獻。進入 2024 年，隨著 N 型滲透率的不斷提升，雖然各廠商均有在開發 N 型單玻組件，但是短期 N 型單玻組件的比率仍然較低；隨著 PERC 組件不斷的退出市場，在 N 型單玻組件仍無法大批量產出的前提下，預期 2024 年雙玻組件占比將可望達到近年來的新高。展望

91、2025 年及以后，由于單雙玻仍存在明顯的成本差異，但隨著 LECO 技術在生產中的普及和應用，相信未來 TOPCon 單玻組件技術會日益變得更加成熟，預期雙面組件占比將有所回落。圖 1.2-15.2021-2030 雙面組件市占率預測31光伏 LCOE 測算限制資本支出+運維費用發電量，因光伏發電系統的 LCOE 除了受到成本影響外，另一重要影響因素為該發電系統于生命周期內所產生的發電量，其中影響發電量的因素有很多，其主要來自該系統所在地理位置的日照時數，組件版型的選擇和逆變器、支架等其他硬件設施。本章節主要影響參數為該區域市場的電站成本變化，包括資本支出中的硬體、財務和系統維運等成本。測算

92、模型根據全球三大光伏需求市場，中國、歐洲（歐盟加英國）以及美國，發電時數取區域平均年日照時數進行測算；而光伏電站運行的生命周期，組件的尺寸、效率和衰減等因素，本模型將選擇目前市場主流的雙玻組件產品，運行年限為 25 年作為測算依據。光伏LCOE1 3.光伏 LCOE 測算限制條件LCOE 代表光伏行業中的“Levelized Cost of Electricity”，是評估光伏發電系統的成本效益的一種衡量方法。LCOE可以理解為單位電力的平均成本，通常以每千瓦時（kWh）計算，由于本次建模計算都按照 100 MW 電站為基準，所以為了更直觀的體現 LCOE 數值，白皮書中以兆瓦時（MWh）作為

93、單位。這個指標是將項目整個周期內的成本和發電量按照一定比例率進行折現后，計算得到的發電成本，即項目生命周期內的總成本現值/總發電量現值，一般是與電價進行對比，具有一定的指導意義。本章節透過將發電系統從規劃開始到設施淘汰的生命周期中發生的所有成本平均攤提到發電系統所發的每一度電上，得出該系統的平均成本。度電成本公式：資本支出運維費用發電量CH1光伏32從光伏電站整個系統來看，組件支出的占比最高，而組件作為光伏系統中影響發電量最關鍵的一環，其組件的轉換效率和瓦數的大小會直接影響電站 BOS 成本的支出和電站的發電量。如何繼續降低光伏組件成本的并且提高單塊組件的發電量成為了發電系統降本的關鍵，目前產

94、業界主要采取改變硅片尺寸、厚度以及電池效率、組件瓦數的提升等方式。通過大尺寸的硅片為電池提供更大的面積，提升單塊組件的功率，從而攤薄發電系統的度電成本。2023 年下半年隨著矩形、微矩形硅片逐漸進入光伏市場，各大廠商都開始投入矩形、微矩形產品的研發和切換；將 M10 硅片尺寸向微矩形更改的同時布局 210 矩形產品，提升組件的功率并達到降本增效的目的，2024 年矩形產品替代方片成為市場主流。成本下降因子縱觀整個光伏行業的發展歷程，光伏發電系統的單位硬件成本快速下降，達成度電成本快速下降，并且在 2020 年左右，全球許多主要地區的度電成本已經追平甚至低于傳統的煤炭、天然氣等化石燃料發電技術。

95、在初始的光伏發電系統資本支出中，硬件方面除了光伏組件外，還包括了建設發電系統所需用到的支架、逆變器、饋線等，另外還有建設初期所需的非系統成本，如土地開發、各項規費，以及系統生命周期中所需的維運費用等。單看硬件，光伏組件占據了最高的硬件成本，依各地區的組件價格不同，過去組件在硬件成本的占比約在 40-45%，因此光伏組件的成本下降將顯著影響度電成本的變化，但在組件價格快速下探后，當前組件成本僅占據三成上下。產業概況圖 1.3-1.全球平均光伏系統成本結構33CH1 光伏 1.3 LCOE圖 1.3-2.各硅片尺寸下組件出貨占比而改變硅片厚度的做法，則是借由降低硅片的厚度，使得相同長度的硅棒可以產

96、出更多的硅片，降低整體組件中的硅成本。自 2021 年起多晶硅料價格快速上揚，為有效減少硅耗量，硅片厚度在短時間內快速減薄，PERC 硅片厚度從 2021 年底的 170m 快速演進至 2023 年初的 150m，TOPCon 更是進一步下降至 130m，顯著減少了硅料成本在總成本中的占比。但隨著硅料價格的下降，硅片減薄的成本效益下降，預計后續行業薄片化進程將相對放緩。新的電池技術研發也是有效降低度電成本的重要路徑，從早期轉換效率僅有 18.7%左右的多晶電池片到單晶 PERC 電池，度電成本已經顯著下降。2023 年下半年，隨著 N 型 TOPCon技術的逐漸成熟，其高效率和低成本的優勢逐漸

97、顯現，2023年下半年市占增加，逐漸替代 PERC 成為目前市場主流產品，市場 TOPCon 電池主流效率在 2024 上半年已達到約 24.6%，HJT 和 xBC 技術也在不斷升級，隨著 LECO 和 0BB 技術逐漸成熟，TOPCon 等 N 型電池產品的金屬耗量將持續降低，并從技術上解決耐濕熱的問題，組件封裝得以采用雙 EVA 進一步實現降本。34除此之外，各廠家也積極研發在同樣電池技術選型下能提升電池效率的技術，過去包含可有效降低銀漿單耗和降低遮光面積的多主柵技術；分片設計則可有效降低電流帶來的損失，有助于大尺寸薄片化推廣；高密度的封裝技術則透過縮小間距，增加封裝電池片數，其中小片間

98、距因為工藝簡單普及率最高；以及雙面技術，透過雙面組件進行兩面的發電，在接受地面反射光束下，組件背面仍提供額外功率。目前光伏行業仍持續探究技術發展的可能性，為成本的降幅帶來明顯助力。圖 1.3-3.單多晶及 N 型出貨預估，單位：GW由于硬件成本快速下降，光伏發電在全球許多區域的度電成本已達成和燃煤、天然氣等石化能源平價甚至更低的度電成本。除了上述供應端的成本下降因子之外，未來實質影響各大市場光伏 LCOE 走勢的變因也包括為影響需求端的補貼政策、以及貿易壁壘變化。政策補貼主要包括了裝機補助或是稅務優惠等，可有效減低終端的采購或稅務成本，補助可能來自各國的中央或地方政府，目前較具規模的補貼為美國

99、在 2022 年 8 月通過的 IRA 法案，而隨著度電成本的下降，中國與歐洲已較少對光伏發電大幅度的補貼。以下 LCOE 測算僅以當地中性狀況作測算假設，由于區域的光照時數會直接的影響 LCOE 數值，因此以下測算僅以該區平均日照時數作為參考，圖表則提供該地區不同照時數下的 LCOE 情境。測算對象為規模 100 MW 的集中式電站，組件價格則參考 InfoLink 最新預測的雙玻組件價格。各大光伏需求市場 LCOE 演進35CH1 光伏 1.3 LCOE中國擁有全球最完整的光伏供應鏈，也享有相對低廉的電站建造成本。目前中國光伏發電基本上已經進入平價時代，來自中央政府的補貼已結束，僅剩小部分

100、地方政府提供當地的補貼。2022 年，供應鏈的上下游產能錯配嚴重，造成了多晶硅價格持續上漲，到八月時已經突破了 RMB 300/kg（換算約 USD 42/kg），帶動了整個供應鏈的價格上調，同時國際間大宗原物料上漲導致其他發電站設備成本增加。以 2022 年全年平均組件價格約 RMB 1.97/W、中國平均日照每年 1,344 小時進行測算，2022 年中國光伏發電的 LCOE 為 USD 28.57/MWh（RMB 205.4/MWh）。2023 年下半年由于整體供應鏈產能邁入過剩，從而導致組件價格持續走低，甚至有 EPC 報價與組件同價的情況出現。而隨著 N 型 TOPCon 市場占有率

101、的不斷提升，更高的發電量和持續走低的組件價格導致了 2023 年 LCOE 的下降。以全年平均組件價格約 RMB 1.43/W 進行測算，2023 年中國光伏發電的 LCOE 約為 USD 26.57/MWh（RMB 1 8 8.1 2/M W h）。2 0 2 4 年 光 伏 組 件 價 格 仍 持 續 下 探，且 技 術 上 多 數 已 轉 換 為 TOPCon，預計全年平均組件價格將降低至約 RMB 0.81/W，而光伏 LCOE 也將因組件價格的下降以及發電效率的提升來到約 USD 24.45/MWh（RMB 175.76/MWh）。由于光伏組件價格已來到相對低點，后續下降空間有限，但

102、隨著 N 型 TOPCon 技術趨于成熟，以及各廠商降本提效能力的增強，在效率和功率穩步提升的同時會進一步降低 LCOE。InfoLink 預估隨著組件成本的降低與更高的組件發電量，中國的 LCOE 在 2030 年，有機會達到 USD 22.63/MWh（RMB 162.71/MWh）。中國與中國不同，美國本土目前并無完善的光伏產業供應鏈，主要透過進口來取得組件，也因物價和勞工成本高，其他硬體價格也高于中國。當前美國的光伏組件主要供應來源為東南亞國家，如越南、泰國、馬來西亞等，并且使用海外硅料進行生產，成本高于中國供應鏈，且受到貿易壁壘影響，美國組件售價明顯高于其他非中國地區。不只組件，美國

103、由于人工、規費等其他成本也較高，使得組件在發電系統中的占比雖然稍低于中國，但仍是占據了最大的比重。美國 2022 年同樣受到了光伏供應鏈和大宗原物料上漲的影響，組件的平均上漲到 USD 0.42/W上下，其他的系統硬體也同樣上漲，如受到芯片短缺影響的逆變器等，InfoLink 以 26.0%的投資稅收抵免（investment tax credit,ITC）補貼下計算，美國 2022 年光伏 LCOE 的中性值為 USD 49.12/MWh。美國36美國當前降低 LCOE 的優勢來自于政府的補貼政策，如從過去數年一直刺激美國當地需求的投資稅務減免。美國在拜登政府上臺后加速能源轉型，最具代表的為

104、 2022 年通過的降低通膨法案再次提高了投資稅務減免補貼稅率、并新增生產稅務減免。而經過一年多以來的法規完善與審核流程后，聯邦政府已開始向各州發放 IRA 法案所需預算，2024 年法案補貼影響將逐漸發酵，以地面型項目為主，憑借政策帶動整體需求穩定增長。InfoLink 在美國市場的 LCOE 測算以超過 1 MW 的電站，并且建設期間符合勞工條件（薪資、聘用等規定）做基準，因此可領取投資稅務減免補貼進行 2023-2030 年的測算。2023 年由于美國組件供應仍受新疆議題影響，平均 PERC 組件價格仍處在高位，全年均價約落在 USD 0.37/W，但整體物價的下跌略為減少了光伏系統中其

105、他硬體成本，進而降低 LCOE，2023 年 LCOE 降低至約 USD 45.02/MWh。2024 年隨著新疆硅料議題將有所緩解，組件價格也因此下降，另一方面，因 2024 年 4 月發起的東南亞雙反請愿還尚未確認是否立案，因此美國 LCOE 測算暫不考慮此法案的影響，InfoLink 預計 2024 年美國組件價格仍舊保持下降趨勢，全年均價來到約 USD 0.36/W，迭加 IRA 投資賦稅抵減的補貼，中性情境下預估 2024 年美國光伏 LCOE 將下降到約 USD 43.42/MWh。2026-2030 年間，美國的 LCOE 將隨組件成本的下降而持續減少。然而，美國降低通膨法案重點

106、補貼美國本土制造，發電系統若采用一定比例的美國產品可額外多獲得 10%的投資賦稅抵減補貼，整體投資賦稅抵減補貼可達 40%。InfoLink 認為雖然美國本土產品供給會在補貼的幫助下增加，但生產廠家因成本高，完全將補貼讓利給下游電站的機會較低，預計組件價格仍將維持一定水平，因此在 2030 年前，美國的 LCOE 仍呈現穩定的下降。若假設較樂觀的情境下，美國本土有機會在2028年建設較完善的光伏供應鏈，且廠家愿意讓利給終端開發商的話，美國的 LCOE 有機會加速降本，在 2030 年有機會達到 USD 41.72/MWh，最低能達到 USD 37.74/MWh 上下。37CH1 光伏 1.3

107、LCOE歐洲（歐盟+英國）目前歐盟約有 97%光伏供應鏈產品由中國進口，雖然歐盟透過凈零工業法案規定未來凈零技術項目（包含光伏）須由 40%占比為歐盟本土制造，但是其高昂的人力和制造成本依舊是制約歐洲光伏制造業本土化的重要因素，加上歐盟各國對 2030 再生能源發展達標的急迫需求，短期內預計較無可能對中國重啟大規模的貿易壁壘，因此仍以中國光伏組件出口至歐洲的價格進行測算。由于歐洲的能源轉型態度積極，因此對于光伏組件的價格接受度略高，以 2022 年為例歐洲同樣受到光伏供應鏈上漲的影響，組件價格均價落在USD 0.31/W，在此價格下，2022 年歐洲光伏的 LCOE 落在 USD 37.11-

108、48.23/MWh。2023 年初中國組件廠家大量出貨至歐洲，供應鏈價格的下降以及中國組件的大量輸入使得歐洲市場組件價格快速下降，2023 年 LCOE 降低至約 USD 42.15/MWh上下，預估 2024 年組件價格會來到 USD 0.11/W，歐洲光伏 2024 年的 LCOE 則為 USD 27.89-34.41/MWh。InfoLink 預估隨著組件成本的降低與更高的組件發電量，歐洲的 LCOE 在 2030 年有機會整體低于 USD 30/MWh。38美國在光伏行業擁有復雜的貿易保護政策，內容包括 301、201 關稅、對中國兩次雙反（反傾銷、反補貼），以及防止維吾爾人強迫勞動法

109、（Uyghur Forced Labor Prevention Act,UFLPA）法案和東南亞反規避調查與 2024 年新一波的雙反調查。美國自 2018 年起對光伏產品實施 301 和 201 關稅，301 關稅針對中國進口電池與組件，最初稅率為每年 25%，但在 2024 年 5 月，美國政府將稅率上調至 50%；201 關稅對所有進口電池與組件課征，僅有少數國家得以豁免，在 2022 年被拜登政府延續后，201 稅率改為 14.75%，并逐年調降 0.25%，電池豁免配額從 2.5 GW 提升至 5 GW，2024 年 8 月 1 日起則適用 12.5 GW 的新豁免配額，雙面組件最初

110、能豁免 201 關稅，不過在 2024 年 5 月，美國政府宣布取消雙面組件的豁免。針對中國光伏產品的雙反調查則早在 2011 年底便已發起，并于 2012 年三月開始課征雙反稅，美國政府會定期對中國光伏企業進行審核，并征收個別稅率。2022 年 6 月，UFLPA 法案實施，此后所有進口企業須提供光伏產品溯源，以證明產品并非來自新疆生產。2022 年 3 月，美國對柬埔寨、馬來西亞、泰國和越南進口的光伏電池與組件發起反規避調查，以防止中國企業通過轉移產能的方式規避雙反稅，同年六月，拜登政府為東南亞廠商提供兩年的反規避豁免，根據美國商務部的終判結果，在 2024 年 6 月豁免結束后，上述國家

111、出口美國可能將面臨最高 254.19%的稅率。然而，美國商務部也舉出可以申請免稅的具體條件，大致內容如下：硅片（包含使用中國硅料產制）制造環節在中國以外地區者，可被視為非中國硅片，組件產品使用非中國硅片制成的電池，將不受反規避限制。相反地，如果硅片（包含使用非中國硅料產制）制造是在中國完成，即認定為中國硅片，下游組件使用中國硅片制成的電池，必須符合輔材條件，即 6 項輔材（銀漿、鋁框、玻璃、背板、膠膜、接線盒）當中，中國制造的產品不得超過 2 項，才可不受反規避限制。最后則是在 2024 年 4 月，多家美國光伏企業請愿對柬埔寨、馬來西亞、泰國和越南進口的電池與組件進行反傾銷與反補貼調查，20

112、24年五月，美國商務部正式立案調查，初判結果預計于 2024 年 9-11 月公布，而終判結果則預計于 2025 年 3-5 月公布，與中國的雙反調查相同，東南亞光伏企業未來出口美國將被征收個別雙反稅率。附錄：全球光伏供應鏈本土化趨勢美國39CH1 光伏 1.3 LCOE為了降低對中國光伏產品的依賴，2022 年印度政府開始征收基本關稅（Basic Custom Duty,BCD），對中國電池與組件分別課征 25%與 40%的關稅。除了電池與組件外，印度還對中國進口的光伏玻璃、EVA 膠膜、密封膠等輔材征收反傾銷稅。至于設立本土產能的部分，2019 年，印度政府推出 ALMM 清單（Appro

113、ved List of Models and Manufacturers,ALMM），并規定所有政府參與的項目必須使用列表內的組件產品，截至 2024 年 7 月，最新版 ALMM 清單內尚未出現中國廠家。此外，印度政府還于 2021 年通過 PLI 產能招標計劃，計劃按照供應鏈完整性、銷售額、本地化程度等指標，補貼本土廠商建立一體化產能。印度歐洲在 2018 年結束對中國光伏的雙反稅時，后續在供應鏈去中化的議題上便沒有太多行動，直到 2023 年，歐洲推出凈零工業法案（Net-Zero Industry Act），其中規定 2030 年以前，含光伏在內的凈零技術項目須有 40%為歐盟本土制造

114、，該法案于 2024 年 5 月 27 日由歐盟理事會通過，6 月 29 日正式生效，額外規定政府項目中，來自單一非歐盟國家的成本占比不得超過 50，并在項目審查時導入可持續性和供應鏈安全性等價格以外的審查條件。此外，歐盟早在 2022 年 9 月時就已公布關于在歐盟市場禁止使用強迫勞動制造的產品條例（Prohibiting products made with forced labour on the Union market），但該法案最快要在 2024 年下半才會通過，并預計于 2027 年正式生效，雖然法案將賦予歐盟執委會和會員國調查企業生產過程的權力，但實際情形仍依照各國執行力度而定

115、，短期內難以對光伏供應鏈造成太大影響。歐洲（歐盟+英國）40表 1.3-1.貿易壁壘匯整表 1.3-2.產能激勵政策匯整2024 年稅率內容目標國家產品實施時間政策名稱發起國家14.25%201 關稅最早在2018 年由川普政府提出，在 2022 年被拜登政府延續后，稅率改為 14.75%，并逐年調降0.25%，電池豁免配額則從 2.5 GW 提升至5 GW，2024年8月起則適用12.5GW 的新豁免配額，雙面組件最初能豁免 201 關稅，不過在 2024 年5月，美國政府宣布取消雙面組件的豁免。全球（少數開發中國家可豁免）電池、組件2018 年1 月-2026 年 2月201 關稅美國50

116、%特朗普政府于 2018 年對含光伏在內的中國產品征收 301 關稅，最初稅率為每年 25，但在2024 年5月，美國政府將稅率上調至 50%。中國電池、組件2018 年7月-301 關稅45.57%美國政府會定期對中國光伏企業展開調查，并征收個別反傾銷與反補貼稅率。中國電池、組件2012 年3月-雙反稅（反傾銷、反補貼）最高254.19%為防止中國廠商透過轉移產能的方式規避雙反稅，美國政府于 2022 年3月對東南亞四國的進口電池、組件發起反規避調查，終判結果于 2023 年8月公布。產品須符合下列條件，才得以申請免稅：1.使用非中國硅片（根據切片產地而定）的東南亞電池、組件。2.使用中國硅

117、片制成的東南亞電池，但六種輔材（銀漿、鋁框、玻璃、背板、膠膜、接線盒）中有四種以上非中國產的東南亞組件。3.在美國政府規定的兩年豁免期間（2022 年6月-2024 年6月）輸入，11 月15 日后進口的東南亞電池與組件，須在豁免截止日起 180 天內完成使用或安裝。柬埔寨、馬來西亞泰國和越南電池、組件2022 年 3月-反規避調查待定2024年5月，商務部正式立案調查，未來美國政府會定期對東南亞光伏企業征收個別反傾銷與反補貼稅率。柬埔寨、馬來西亞泰國和越南電池、組件待定東南亞四國雙反-在UFLPA 法案實施后，進口企業須向美國海關提供光伏硅料溯源，以證明產品成份并非來自新疆生產。中國硅料20

118、22 年 6月-UFLPA 法案25%對中國進口光伏電池與組件分別課征 25%與40。中國電池2022 年 4月-BCD 關稅印度40%組件20%土耳其政府對進口光伏電池與組件設定了價格下限，如果電池低于每公斤 85 美元，組件低于每公斤 25 美元，則會征收20%的VAT 關稅。全球電池2023 年 1月-VAT 關稅土耳其組件2020 年4月-每平方米 25 美元土耳其政府做出反規避終裁，對來自中國、越南、馬來西亞、泰國、克羅埃西亞、約旦的進口組件征收每平方米 25 美元的反傾銷稅。中國、越南、馬來西亞泰國、克羅埃西亞、約旦組件2024 年 3月-反傾銷稅-2022 年9月歐盟便提出本條例

119、的草案，法案最快于 2024年下半通過，并預計在 2027年正式生效，屆時歐盟將有權調查企業生產過程，并禁止涉及強迫勞動的產品輸入歐洲。中國硅料待定關于在歐盟市場禁止使用強迫勞動制造的產品條例歐洲*此表格為截止至2024 年8 月之資訊。內容實施時間政策名稱發起國家2022 年 8 月，美國政府通過 IRA 法案，將在十年內于氣候變遷和再生能源領域投資 3,690 億美元，目標于 2030 年達到全美國減少 40%碳排（2005年為基準）。2022 年8 月-IRA 法案美國印度政府預計投入 2,400 億盧比（約 28.8 億美元），補貼本土廠商建立一體化產能，截至 2022 年底已完成兩期

120、招標，招標組件產能約為 48.3 GW。2021 年4 月-PLI 產能投標計劃印度為推動本土組件產能，ALMM 規范所有政府參與的光伏項目必須使用清單內廠商的組件產品，根據 2024 年 7月公布的清單版本，美國組件廠First Solar 的印度子公司FS India Solar Ventures 為唯一入選的外國廠家。2019 年1 月-ALMM清單歐盟于 2023 年 3 月提出本法草案，并于2024年 6月底正式生效，法案規定2030年之前，光伏在內的凈零技術項目須有 40%為歐盟本土制造，且來自單一非歐盟國家的成本占比不超過 50%。2024年6月-凈零工業法案歐洲*此表格為截止至

121、2024 年8 月之資訊。儲能0242需求2023 年全球電化學儲能顯現了超預期的裝機，新增裝機 46.5 GW/110 GWh，相比 2022 年 16.2 GW/44 GWh 增長超過兩倍。累計至 2023 年，全球累積約 87.5 GW/208.6 GWh 儲能裝機量，其中以表前市場規模最大，占比超過七成。2023年，中國累計儲能裝機量為 35.5 GW/78.1 GWh，新增儲能裝機 22.7 GW/52 GWh，繼續位居全球第一大儲能市場；美國累計儲能裝機量為 21.9 GW/55.3 GWh，新增儲能裝機 10.5 GW/25.8 GWh，位列全球第二大儲能市場；歐洲累計儲能裝機量

122、為 20.7 GW/41.9 GWh，新增儲能裝機 9.1 GW/21.8 GWh，繼續位居全球第三大儲能市場。InfoLink 預計 2024 年全球電化學儲能市場新增裝機約會落在 165 GWh 上下，2025 年全球電化學儲能市場有望成長至單年新增裝機 235 GWh，而 2030 年全球有望新增裝機 550 GWh。供應鏈在 2022 年電池需求快速成長的期間暴漲，而由于行業已預期 2023 年整體碳酸鋰在 2023 供應緊張緩解，因此自 2022 年底價格快速下探，從 2022 年底 RMB 5.71 萬/MT 跌至 2023 年底 RMB 0.99 萬/MT，帶動儲能電芯成本與價格

123、大幅向下。InfoLink 依據目前各大電芯廠擴產計劃進行長期推算，預期全球電芯產能從 2022 年約 1,300 GWh、2023 年約 2,200 GWh 成長到 2030 年約 6,000 GWh，在 2023-2030 年的年復合成長率約 15%。2023 是儲能市場喋血價格戰的一年，280Ah 儲能電芯價格從 2022 年底均價 RMB 0.96/Wh（換算約 USD 123/kWh，剔除中國本土增値稅影響，下同）跌至 2023 年底均價 RMB 0.43/Wh（換算約 USD 54/kWh）。LCOS2023 年中國儲能度電成本中性預估約 USD 0.075/kWh，相比 2022

124、 年 0.097 降低了22.4%，2023 年的大幅下降主要來自于鋰電池與系統價格的大幅下跌。2023 年美國儲能度電成本中性預估約 USD 0.080/kWh，相比 2022 年 0.124 降低了 36.0；歐洲儲能度電成本中性預估約 USD 0.119/kWh，相比 2022 年 0.134 降低了 11.5%。CH2 儲能 章節重點43儲能需求2 1.在全球齊力邁向低碳的路途中，電力系統的靈活調度性是加速凈零碳排的關鍵因素之一，全球儲能約在 2018 年快速興起。由于再生能源在各國安裝的比重逐漸提升，以及其強烈波動的特性，儲能系統日益受到重視，其主要分為表前（front-of-the

125、 meter,FTM）、表后工商（behind-the-meter C&I,BTM-C&I）與表后住宅（behind-the-meter residential,BTM-residential）三個應用市場，表前儲能除了能解決再生能源的間歇性、降低棄風棄光率之外，也能平穩電網的波動性，以減少電能損耗并提升電網的使用安全與壽命；而表后儲能除了能透過峰谷價差或躉購費率進行電能套利，也能因此實現電力自發自用，以降低外部災害帶來的停電風險。累計至 2023 年，全球累積約 87.5 GW/208.6 GWh 儲能裝機量，其中以表前市場規模最大，占比超過七成。累計至 2023 年，儲能裝機最多的區域為中

126、國、美國以及歐洲，三地總累計裝機量占全球約 84%，與 2022 年占比相近。圖 2.1-1.全球電化學儲能市場規模，單位：GWhCH2 儲能44根據 InfoLink 全球鋰電池供應鏈數據庫統計，2023 年全球電化學儲能顯現了超預期的裝機，新增裝機 46.5 GW/110 GWh，相比 2022 年 16.2 GW/44 GWh 增長超過兩倍。其中中國繼續穩居全球第一大市場，占全球裝機比重為 47%，美國占 23%，中美歐三大市場占全球比重超過 90%。2023 年的行業供需格局轉向供給明顯大于需求，從上游碳酸鋰、至儲能電池、系統價格大幅走低，為儲能系統的經濟性提升創造條件。同時中、美、歐

127、三地仍在持續推進儲能產業發展政策，為儲能行業持續增長，構建堅實的基礎。InfoLink 預計 2024 年全球電化學儲能市場新增裝機約會落在 165 GWh 上下，2025 年全球電化學儲能市場有望成長至單年新增裝機 235 GWh，而 2030 年全球有望新增裝機 550 GWh，以下將針對全球占比最多的中、美、歐市場進行更近一步的描述。圖 2.1-2.全球儲能年新增安裝量，單位：GWh45CH2 儲能 2.1 需求圖 2.1-3.中國儲能年新增安裝量，單位：GWh2023 年，中國累計儲能裝機量為 35.5 GW/78.1 GWh，新增儲能裝機 22.7 GW/52 GWh，繼續位居全球第

128、一大儲能市場，并且規模優勢仍在持續擴大。從細分市場來看，表前儲能在中國市場占據絕對主導地位，比重超 90%。中國表前市場得益于強有力的政策支持，裝機量持續增高。政策面，目前中國市場的政策支持主要來自兩大面向，一是各地方政府強制新能源配儲（目前已有 28 個省份發布強制配儲政策，配儲比例大多在 10-30%區間，配儲時長以 2 小時為主），二是國資委對五大四小等發電央企到 2025 年新能源裝機占比提出 50%的剛性要求。后續，隨著中國在電力現貨市場改革方面持續發力，電力作為商品的市場化定價將逐漸成熟，電價峰谷波動振幅和頻率預計將有所提升，儲能的價值將進一步得到體現，市場將進一步發展。中國表后市

129、場則有多因素刺激，工商業儲能經濟性持續改善，市場逐步起量，后續有望成為中國儲能市場重要組成部分。政策方面，中國已有 14 個省市出臺多達百余項工商業儲能補貼政策，補貼形式以投資補貼、放電補貼及容量補貼為主。政策補貼的持續加碼，預計將在短期內刺激工商業儲能裝機。分時電價方面，中國已有 18 個省份的峰谷電價差超過 RMB 0.7/kWh 以上，相比 2022 年增幅明顯。同時，多省份電價滿足工商業儲能兩充兩放，如浙江、廣東設置兩個高峰段，且高峰段之間也存在電價差。電價差持續拉大，配合兩充兩放形式，驅動中國多省份工商業儲能具備經濟性，助推中長期發展。后續，隨著中國新能源裝機的增長、配儲比例及時長的

130、攀升，以及獨立儲能的持續發展，中國儲能市場有望在未來繼續保持中高速增長。InfoLink 預計，至 2030 年中國儲能市場累計裝機規模預計突破 1,000 GWh。中國46圖 2.1-4.美國儲能年新增安裝量，單位：GWh美國2023 年，美國累計儲能裝機量為 21.9 GW/55.3 GWh，新增儲能裝機 10.5 GW/25.8 GWh，位列全球第二大儲能市場，其中大儲市場裝機比重接近九成。美國表前市場主要集中在加州和德州，兩州的表前儲能累計裝機占全美的比重接近 75%，與兩州較好的刺激政策及高新能源滲透率密切相關。同時，調頻和套利仍然是目前主要的應用場景。觀察 2024 年，美國表前市

131、場基本面向好，但供應端尤其是變壓器的部分存在隱憂。在宏觀層面，經歷多輪加息后，美聯儲有望在 2024 年開啟降息周期，有助于降低項目資金成本。行業層面，聯邦能源管理委員會（Federal Energy Regulatory Commission,FERC）出臺法規簡化審核流程，有助于緩解美國并網積壓問題（據美國勞倫斯伯克利國家實驗室統計，2022 年年底有超 600 GW 儲能項目處于并網等候隊伍）；同時 IRA 法案關于儲能項目補貼細則進一步明確，有助于刺激項目需求。供應鏈方面，變壓器供應缺口問題雖有所改善，問題卻仍然存在，后續需要根據美國本土變壓器企業擴產進度及中資企業與美國本土企業的合作

132、情況，來持續跟進變壓器短缺問題。美國表后市場，分成工商業及戶儲市場，裝機主要分布在新能源占比較高或電網穩定性較差的區域。工商業及戶儲兩大細分市場對經濟性因素尤為看重。2023 年受高通脹因素影響，美國儲能項目的安裝成本及資金成本都有所提高。在此背景下，疊加凈計量 3.0 政策（Net Energy Metering 3.0,NEM 3.0）影響，2023 年美國戶儲市場增速放緩明顯，但隨著 2024 年降息預期升溫及住宅光伏持續布建，InfoLink 預計美國表后市場將在 2024 年反彈并維持增長。0501001502002021202220232024E2025F2026F2027F202

133、8F2029F2030F47CH2 儲能 2.1 需求中長期看，隨著供應鏈的持續優化，儲能成本的進一步降低及政策環境的持續改善，預計美國儲能市場仍將保持較快增長。InfoLink 預計，至 2030 年美國儲能市場累計裝機規模預計將接近 800 GWh。另一方面，2024 年 5 月 14 日，美國政府公布 301 關稅復審結果，提高多項中國進口商品的 301 關稅，在儲能部分，美國對鋰離子電動汽車電池、非電動汽車電池及其零部件的稅率皆有上調。儲能電池所屬的非電動汽車電池征收的稅率預計將從 7.5%升 至 25%，并在 2026 年實施。相較電動汽車電池，儲能電池存在兩年的豁免期。同時，天然石

134、墨的預計從 0%升至 25%，也將在 2026 年實施。因為儲能電池存在兩年的豁免期，對短期美國儲能需求無影響。但隨著豁免截止日臨近，可能會出現下游提前備貨搶裝的現象，因此預期 2025 下半年會有優于原本預期的需求出現。表 2.1-1.301 關稅復審-儲能相關稅率48歐洲表前市場中，英國仍然是最大區域市場，意大利有望后來居上。英國市場部分，2023 年 11 月，英國國家電網宣布將英格蘭及威爾士的 19 個電化學儲能項目并網時間提前，其規模合計 10 GW，較原先計劃平均提前四年，使得整體裝機速度有望加快。意大利市場，儲能新增項目時長大多在 4-8 小時區間，例如 2023 年 11 月

135、Matrix Renewables 與 Emeren 合作的儲能項目，合計規模約 410 MW/3,200 MWh。市場規模方面，意大利有望成為全歐第二大表前儲能市場。根據 2022 年意大利容量市場拍賣計劃，預計 2024 年將新增 1.1 GW/6.6 GWh 電池儲能系統。歐洲表后市場，主要集中在德國和意大利。意大利戶儲 2023 全年仍保持中高速增長。但逐季度拆解看，受 SuperBonus 政策退坡影響，意大利戶儲裝機在 2023 年二季度迎來近兩年首個環比負增長的季度后，持續低迷；德國戶儲 2023 年全年裝機同比實現翻倍以上增長，但德國市場在 2023 年 6 月達到裝機高峰后，

136、逐月遞減，主要歸因于經濟低迷，居民消費不振以及電價回落，戶儲經濟性降低。歐洲整體戶儲庫存在 2022 年快速積累下，2023 年全年處于去庫存階段，InfoLink 預計 2024 年二季度末完成去庫存。2023 年，歐洲累計儲能裝機量為 20.7 GW/41.9 GWh，新增儲能裝機 9.1 GW/21.8 GWh，繼續位居全球第三大儲能市場。細分市場看，表前儲能與表后儲能的比重接近 1:1。圖 2.1-5.歐盟+英國儲能年新增安裝量，單位：GWh歐洲（歐盟英國）0204060801001202021202220232024E 2025F 2026F 2027F 2028F 2029F 20

137、30F49CH2 儲能 2.1 需求圖 2.1-6.中美歐表前儲能占比未來，歐洲表前市場隨著歐洲電改方案的持續推進、區域儲能補貼的持續刺激，歐洲主要國家英國、意大利、德國有望持續增長，新興市場如比利時、希臘、西班牙等有望逐步起量，表前市場將有望接力表后市場，成為歐洲儲能第一大細分市場。表后市場方面，隨著庫存逐步出清，上游戶儲電池出貨增速有望與下游裝機速度相匹配。至2030年，InfoLink 預計歐洲累計裝機規模將接近 500 GWh?？偨Y中、美、歐儲能發展，目前中國依托表前市場的強勁表現已進入高速發展期，同時在政策持續刺激下，中國工商業儲能經濟性持續改善，表后市場逐步起量，后續有望成為中國儲

138、能市場重要組成部分；美國是儲能發展最早的國家之一，但近年美聯儲加息動作不斷，推高項目資金成本，同時項目審批周期較長，項目積壓問題嚴重，疊加供應端時常出現短缺擾動，導致行業增速不及預期。但向前看，美國已逐步步入新一輪降息周期，同時儲能行業補貼政策持續加碼，項目審批機制有改良趨勢，供應鏈缺口有緩解跡象，預期美國市場將持續增長；歐洲表后市場在 2023 年進入去庫存周期，預計在 2024 年二季度完成去庫存，上游戶儲電池出貨增速后續有望與下游裝機速度逐步相匹配，同時表前市場隨著歐洲電改方案的持續推進及區域儲能補貼的持續刺激，市場體量有望超過表后市場。由上述儲能發展最興盛的三大地區可以發現，補貼政策仍

139、然是促進儲能行業發展的第一驅動力。此外，電力自由化、各區域碳中和政策、符合國情的中長期可再生能源目標，及良好的供應鏈配套，都是使儲能加速發展的關鍵因素。50儲能供應鏈2 2.2023 年，全球主要市場密集出臺本土化政策法案，其中以美國 IRA 最受關注。IRA 法案疊加近期出臺的 301 關稅政策，有望進一步拉近中美電芯制造成本。相較于價格戰內卷的中國電芯，美國當地制造的電芯受限于規模經濟和建廠與后續運營成本，生產成本一直高于中國產電芯。但在考慮 IRA 45X 補貼及 301 關稅影響后，預計美國本土制造電芯成本將于 2027 年與出口至美國的中國產電芯成本持平，隨后 2028-2029 年

140、，美國本土制造電芯成本優勢逐步體現，但 2030 年因 IRA 補貼退坡，可能會再次出現成本持平的現象。在全球主要市場本土化政策頻出的背景下，中資企業出海建廠成為必然趨勢。根據 InfoLink 統計，中國主流鋰電池制造商在海外投入運營的電芯工廠已有 6 個，至 2023 年底電芯海外規劃產能超過 579 GWh（包含動力及儲能電芯產能，下述規劃產能口徑相同），其中 2023 年全年新增規劃產能約 200 GWh。供應鏈海外布局圖 2.2-1.中美電芯成本對比 單位：USD/kWh51CH2 儲能 2.2 供應鏈圖 2.2-2.各區域電芯規劃產能分布情況，單位：GWh而美國雖目前已宣告擴產的體

141、量尚不大，但經過 2024 年 5 月美國 301 稅率調整后，美國本土產電芯制造成本與出口至美國的中國產電芯成本將大幅拉近。結合此前的 IRA 法案，以 LG、SDI 為代表的韓系廠商，以及非中國的海外廠商預計將從美國一系列本土化政策中受益，逐步提升其在美國市場的份額。目前LG 的擴產動作最為明顯，預計至 2027 年，LG 將在美國擁有約 25 GWh 的儲能電芯產能。InfoLink 預計，未來三年，歐洲仍是生產投資的重點區域，同時，亞非拉地區布局速度預計將加快。產能方面，中資鋰電企業海外實際投運電芯產能在未來三年將大幅提升。至 2026 年，預計投運超過 250 GWh 電芯產能，20

142、30 則預計達到 390 GWh 電芯產能。同時中資鋰電企業的海外產能占其總產能的比重，將從 2023 年的 2%逐步提升至 2030 年的 10%。從區域產能分布看，歐洲最多，規劃產能 353.4 GWh，主要集中在匈牙利、德國；美國次之，規劃產能 144 GWh，主要由遠景、國軒、寧德（福特項目）、億緯合資項目推動；東南亞是 2023 年度新興擴產投資地，規劃產能 41 GWh，集中在馬來西亞、印尼、越南、泰國。353144412021歐洲美國東南亞中東東亞*規劃產能是指企業公告披露的產能52圖 2.2-4.儲能電芯出貨量分布占比預測，單位：GWh圖 2.2-3.中資鋰電企業中國及海外投運

143、產能占比預測而隨著中資企業密集出海建廠，韓資企業加速美國建廠步伐，以 Northvolt 為代表的歐洲企業產能逐步爬坡，全球儲能電芯出貨量分布格局也逐漸發生變化。預計將從中國約占據九成的集中度，逐步擴散到歐洲、美國及其他區域。InfoLink 預計中國的儲能電芯占比，將從 2023 年的 92%降低到 2030 年的 69%，歐洲與美國的供應占比則分別將從 2023 年的 2%與 4%上升到 2030 年的 15%與 10%。53CH2 儲能 2.2 供應鏈在全球能源轉型的驅動下，儲能系統的需求量迅速增長，而碳酸鋰作為鋰離子電池的核心材料，碳酸鋰供需的變化不僅影響著儲能電池的生產成本，還直接關

144、系到全球儲能市場的發展態勢。在 2022 年電池需求快速成長的期間暴漲，而由于行業已預期 2023 年整體碳酸鋰在 2023 年供應緊張緩解，因此自 2022 年底價格快速下探，從 2022 年底 USD 7.4 萬/MT 跌至 2023 年底 USD 1.32 萬/MT，帶動儲能電芯成本與價格大幅向下。而 2024 年以來，碳酸鋰供給端擾動頻發，包括受中國政府環保檢查影響，中國江西鋰云母在三月出現停產/減產現象，以及澳洲部分鋰輝石項目宣布停產/減產。供給的擾動讓鋰價在今年一月觸底后，持續回升，2024 年碳酸鋰價格將在 USD 1.25-1.65 萬/MT 區間震蕩。然而，由于供應終將持續增

145、加，預期下半年鋰價將逐步回落。展望 2025 年，碳酸鋰供應量接近 177 萬噸，需求量約 142 萬噸，供給過剩的局面難以改觀。碳酸鋰圖 2.2-5.2024 碳酸鋰成本曲線，單位：RMB/MT54儲能電芯 TOP 5 廠家包含寧德時代、比亞迪、億緯鋰能、瑞浦蘭鈞、廈門海辰，此處 TOP 5 以 2023 年之產出做排序。InfoLink 全球鋰電池供應鏈數據庫指出，2023年全球儲能電芯出貨規模約為200 GWh，其中 2023 年總出貨 TOP 5 企業為寧德時代、比亞迪、億緯鋰能、瑞浦蘭鈞和廈門海辰，相比于 2022 年，除了韓系 Samsung SDI 由于中系鋰電池廠快速竄升掉出五

146、名外，儲能鋰電池市場格局并未出現太大變動。2023 年全球寧德時代儲能電池出貨超過 70 GWh 穩坐儲能電池龍頭外，位居二、三名的比亞迪、億緯鋰能出貨規模皆在 25 GWh 以上，位居四、五名的瑞浦蘭鈞以及廈門海辰出貨規模皆達 15 GWh 以上。在鋰電關鍵原材料碳酸鋰大幅波動下滑、中國儲能鋰電池產能集中釋放導致過剩的背景下，2023 是儲能市場價格戰的一年，280Ah 儲能電芯價格從 2022 年底均價 RMB 0.96/Wh（換算約 USD 123/kWh，剔除中國本土增值稅影響，下同）跌至 2023 年底均價 RMB 0.43/Wh（換算約 USD 54/kWh）。在大打價格戰的背景下

147、，由于頭部企業的成本管控優勢明顯，強者恒強的格局顯著，2023 全年儲能電芯出貨 CR5 達 76.7%，相比 2022 年 CR5 68.7%，頭部五家在行業集中度顯著上升，六到十名的企業出貨規模則落在 10 GWh 以內，2023 年全年出貨量 CR5 達 92%，相比 2022 年 CR10 86.7%，也顯見行業前十的整體集中度亦有不小幅度的提升。此外，韓系 Samsung SDI 與 LG Energy Solution 的儲能電池全年出貨規模合計接近 14 GWh，在儲能市場爆發增長的過去兩年，由于錯失了主要增長點中國市場的份額，且中系電芯廠挾帶磷酸鐵鋰電池成本優勢出海的背景下，韓

148、系兩者出貨并未隨著市場增長，韓系兩者合計市占率微幅下滑至 7%。圖 2.2-6.儲能電芯 TOP 5 廠家市占率電芯55CH2 儲能 2.2 供應鏈隨著今年整體鋰電產業產能閑置現象持續，整體開工率維持在 50%以下，儲能電芯價格持續探底，預計 2024 年中 280Ah 價格將來到 RMB 0.33/Wh（換算約 USD 40/kWh）中國市場幾乎所有廠家都是貼著成本線報價，并在海外透過渠道或產品優勢尋找利潤點，二、三線中國廠家在與地方政府對賭的稅收目標無法兌現的情況下，舊產能瀕臨爛尾，新產能已限制落地，行業份額將更加趨于集中，此趨勢預計將延續到 2025-2026 年，往后隨著中系廠家新的產

149、品周期迭代、韓系磷酸鐵鋰電池滲透率提升，行業集中度才有機會達到高峰反轉。圖 2.2-7.全球電芯供需預估，單位：GWhInfoLink 依據目前各大電芯廠擴產計劃進行長期推算，預期全球電芯產能從 2022 年約 1,300 GWh、2023 年約 2,200 GWh 成長到 2030 年約 6,000 GWh，在 2023-2030 年的年復合成長率約 15%。今年來看，2024 年全球儲能電芯產能約 550 GWh,出貨量預計 270 GWh，供給嚴重過剩。56儲能技術路線2 3.隨著可再生能源的發展，儲能行業隨之崛起，各種不同原理的儲能技術路線也都迎來了發展的機會，除了最為成熟的抽水蓄能以

150、外，當前發展應用成長最為快速的即是產業討論的重點鋰離子電池儲能系統，雖然最被廣泛討論，儲能絕不僅等同于鋰電池儲能系統或抽水蓄能而已，除了上述兩者以外，仍有其他已商轉、正在推動示范應用或等待關鍵技術突破的儲能技術路線，目前已在使用的儲能技術也有超過 10 種以上，各種技術路線都有其先天的優劣勢。InfoLink,依據儲能應用中較為關鍵的兩個條件，一是系統反應時間，二是由系統功率對應的儲存，可以發現電化學儲能的應用范圍最廣，也最符合電網轉型前期包含調頻與電壓輔助服務、延后輸配電投資、日間電能轉移等需求。然而，隨著再生能源滲透率的提升，未來長時儲能的重要性將顯著提升。圖 2.3-1.各儲能技術于不同

151、反應時間和系統功率對應之應用范圍10 GWh1 GWh100 MWh10 MWh1 MWh100 kWh10 kWh1 kWh0.1 kWhmini-secondsecondminutehourdayweekmonthseaconmini-secondsecondminutehourdayweekmonthseacon存儲月長時間電網輔助壓縮空氣氫能抽水蓄能電壓輔助與調頻延后輸配電投資電能套利超電容飛輪液流電池電化學鋰電池存儲季長時間負載追隨離網全黑啟動57為什么鋰電池儲能系統（Li-BESS）還不夠？隨著再生能源部署的不斷增長，須要透過儲能系統來實現電網平衡，以進行削峰填谷、避免再生能源資產

152、的棄風棄光等。在現有的架構中，當儲能時長超過 4-6 個小時，鋰電池儲能系統并不具有顯著的經濟性，而其他儲能技術路線可能會在更高的儲能時長應用中取得優勢。隨著化石燃料調峰調頻機組的退役，長時儲能的需求增長可能會加快，以限制昂貴的輸配電線路升級的投資，并提高再生資產的整體調度能力以弭平再生能源發電和用電間巨大的不匹配性。傳統的長時儲能技術是抽水蓄能，但抽水蓄能的選址和可擴展性問題顯示市場已接近飽和，過去五年全球抽水蓄能的年復合增長率僅維持在 2-3%，隨著再生能源的滲透率持續上升，我們將需要更多鋰電池儲能系統和抽水蓄能以外的儲能技術以滿足日益增長的長時間儲能需求。有哪些替代方案？對于持續時間超過

153、 4-6 小時的情況，鋰電池儲能系統目前的形式并不具備顯著的經濟性，可能會出現其他技術如氧化還原液流電池（Redox Flow Batteries,RFB）或鋅混合正極（ZHC）電池更傾向于 4-12 小時儲能時長的應用，其他如壓縮空氣儲存或氫能則更適合實現持續時間超過 12 小時乃至于季節性的儲能時長需求。長期儲存最活躍的地方在哪里？在美國，加州在長時儲能規劃方面處于領先。加州儲能聯盟委托進行的一項研究顯示，該州將需要 55 GW 的長期儲能來支持其排放目標，臨時目標是到 2026 年達到 1 GW，到 2030 年達到 2-11 GW。在中國，新疆、內蒙古等地的新能源配儲要求也自 2023

154、 年開始朝更高的配比率以及 4 個小時以上儲能時長的方向發展。圖 2.3-2.截至 2023 年底全球主要儲能技術累計裝機規模占比CH2 儲能 2.3 技術58鋰電池儲能系統的材料趨勢鋰電池儲能系統由于其高能量密度、長循環壽命和相對穩定的性能，成為了市場的主流選擇。目前，鋰電池儲能系統主要采用兩種類型的電池：磷酸鐵鋰電池（LFP）和三元鋰電池（NCM/NCA）。圖 2.3-3.全球儲能系統依材料占比預估磷酸鐵鋰電池（LFP batteries）磷酸鐵鋰電池在中國大陸的市場占有率較高，主要因為其具備較高的安全性和較低的成本。LFP 電池的能量密度約為 150-170 Wh/kg，相對較低，但其熱

155、穩定性和化學穩定性較好，能夠在高溫環境下保持較好的安全性能。同時，LFP 電池的成本相對較低，比三元鋰電池便宜約 20-30%，這使得它在儲能系統中具有較高的經濟性。此外，LFP 電池的循環壽命較長，可以達到數千次循環，適合長期使用的儲能應用。表 2.3-1.鋰電池儲能系統的材料趨勢0%20%40%60%80%100%2021202220232024E2025F2026F2027F2028F2029F2030F磷酸鐵鋰電池（LFP）三元鋰電池（NCM/NCA）592021 年磷酸鐵鋰電池（LFP）在全球儲能系統占比首度超過鋰三元（NCM/NCA），InfoLink 預估磷酸鐵鋰將持續為市場主流

156、，滲透率在 2030 年前將 持續維持九成以上的市占率。三元鋰電池（NCM/NCA batteries）三元鋰電池能量密度較高，通常在 240-280 Wh/kg 之間，適合需要高能量密度的應用場景。然而，三元鋰電池的安全性與磷酸鐵鋰電池相比較差、成本稍貴且循環壽命較低，這些因素限制了三元鋰電池在儲能系統中的應用。磷酸鐵鋰電池于 2020 年開始滲透鋰三元電池于儲能系統與平價電動車的市占率，磷酸鐵鋰儲能應用于 2021 年首次超越鋰三元電池。InfoLink 預估磷酸鐵鋰電池在儲能系統的滲透率將持續上升，三元鋰則主要用于調頻應用的功率型儲能以及電動車用動力電池。鈉離子電池（Sodium-ion

157、 batteries）除了傳統的鋰電池，鈉離子電池憑借高安全性、高性價比、低溫性能優異等優勢逐漸受到關注。鈉資源在地殼中的含量遠高于鋰，資源豐富的優勢使得鈉離子材料成本有望具競爭力，鈉離子電池成本下降空間大。目前鈉離子電池的能量密度和循環壽命還不及鋰電池，但已陸續有十兆瓦時級別的大型項目開始落地，預期待技術成熟、生產規模提升，市場滲透率有望于 2025 年后開始上升。大容量電芯趨勢從 2023 年開始 300Ah 以上不同規格的儲能電芯產品陸續發表以期替代既有 280Ah 產品，目前中國 300Ah+的儲能電芯賽道已百家爭鳴。與此同時，更有不少企業已在 500Ah+的電芯產品賽道布局，最早是由

158、億緯鋰能率先推出的 560Ah+的超大容量電芯，今年一月更發表 Mr 旗艦系列的 628Ah 電芯。今年，南都電源更是發布了 690Ah 的超大容量儲能專用電池。為何企業紛紛往更大容量的電芯布局？儲能應用追求的目標仍是降低度電成本，因此往大容量發展的首要原因無疑是降本增效，以億緯鋰能最初發布的 LF560K 為例，相比億緯的 LF280K，在相同 20 尺集裝箱中使用 LF560K 可減少一半的電芯數量，進而減少系統集成零部件、售后維護成本，提高系統集成效率。在 2023 年經歷碳酸鋰價格大幅修正，280Ah 同質化產能供過于求導致的喋血價格戰背景下，持續在大容量甚或是超大容量電芯上研發投入，

159、并在大容量電芯發展伴隨而來的材料穩定度、電芯安全性等技術挑戰中有所突破，無疑是電芯企業擺脫儲能電芯和系統產品愈趨同質化泥淖的唯一出路。大容量電芯也推升 20 尺柜 5-6 MWh 的產品在 2024 年橫空出世，快速席卷整個儲能市場。在 2024 上半年，300Ah+產品目前在大儲市場占有率約 25%，預計在今年年底達到 50%左右，預計 2025 上半年在海外市場也將開始大批量應用。CH2 儲能 2.3 技術60儲能LCOS2023 年中、美、歐大型儲能度電平均成本（Levelized Cost of Storage,LCOS）在中性情境下為 0.075 美元、0.080 美元以及 0.11

160、9 美元，中國由于供應鏈、人力以及產地優勢，儲能價格較低廉；歐美地區除了電池本身，土地及開發及工程費用也較高。由于中國電芯產能明確過剩，在價格戰的壓力下中企轉向出海，預估 2030 年中、美、歐LCOS分別會下降至 0.032 美元、0.035 美元以及 0.05 美元。儲能度電成本測算運算項目包含電池、逆變器（PCS）、能源管理系統（EMS）、工程總承包（EPC）以及其他，其中成本占比電池占 50-70%，其次為 PCS、EMS 以及 EPC 各占約,5-15%,不等，其他項目則包含土地、租金、開發費用等雜項，本白皮書以,30 MW/120 MWh 的表前儲能系統為基準，電池充放電深度固定為

161、 90%，系統循環效率及電池使用壽命預計會因技術增長而逐年漸漸提升，其儲能均化成本計算公式如下：產業概況Capex+Operation and Maintenance(O&M)*Battery Life(Life used energy)圖 2.4-1.儲能系統成本結構2 4.61儲能系統成本組成最主要含電池、逆變器及安裝費，其中逆變器及安裝費因技術成熟以及規模經濟擴大使得價格以平穩的速度下滑，電池則是影響儲能系統的關鍵零部件成本，這是因為電池占儲能系統中的成本比重最多，加上采用鋰電池的電動車同時也在全球滲透汽車市場，電芯供應鏈的降本增效以及電動車的發展規模亦是影響儲能價格的重要因素。過去十年

162、來鋰電池成本下降 90%，能量密度不斷提升，演變至 2023-2024 年全球的儲能系統已多采磷酸鐵鋰電池，主要由于磷酸鐵鋰電池熱穩定性好，于安全性上更加可靠，循環壽命較高，并且具有成本優勢，在材料先天特性上更加適配于儲能系統的應用，且中國國家能源局在 2022 年 6 月 29 日發布關于征求防止電力生產事故的二十五項重點要求的函中也對電化學儲能電站提出了禁止使用三元鋰電池、鈉硫電池的明確要求，作為全球第一大儲能市場的中國于政策上對鋰電池儲能系統技術路徑在大型儲能電站應用中進行明確規范，也加速底定了磷酸鐵鋰電池在全球儲能應用上地位。觀察 2023 年全球新能源汽車市場，當前中美歐三大市場的新

163、能源汽車增速均有不同程度的放緩，其中中國與歐洲市場均處于政策逐步退坡的階段，中國國家的補貼完全退坡進入市場化，歐盟多個成員國由于財政壓力，補貼相較以往也有明顯的退坡，且中國與歐洲在全球的電動車滲透率已處相對高位，2023,年新能源汽車的銷量增速放緩，而美國正處于政策導入階段，隨著,IRA,法案推出針對下游電動車購置、儲能建置進行稅務補貼，但 PTC 補貼鼓勵中上游鋰電產業制造環節回流，疊加大選臨近因素對于政策推動的延續性仍有雜音，亦造成進口采購經濟可靠零部件或系統的擾動因素較多。新能源汽車市場的補貼和需求增速放緩，亦造成 2023 年終端市場價格戰激烈，車廠管控成本的壓力劇增，亦使得磷酸鐵鋰電

164、池不僅在儲能領域占據絕對主導地位，在動力電池應用上磷酸鐵鋰相對三元鋰電池的替代亦顯著上升。隨著磷酸鐵鋰產業鏈的成熟以及規模經濟顯現，加上各地政府內卷式招商，據,InfoLink 數據庫統計，2023 年儲能電芯產能超過 300 GWh，2024 年儲能電芯產能已超過 550 GWh，增速超 80%，疊加中國電池級碳酸鋰現貨價格于 2023 年初 RMB 52 萬/MT，到了 2023 年末已然下跌超過 80%至 RMB 10 萬/MT 以內，中國磷酸鐵鋰儲能電芯平均價格于 2023 年初約 RMB 0.93/Wh，到了 2023 年末已然下跌超過 54%至 RMB 0.43/Wh。除了既有成本

165、優勢外，磷酸鐵鋰電池結構技術突破及材料體系技術的進步，如陽極補鋰的技術，亦使得磷酸鐵鋰儲能電池的循環壽命提升，由于循環壽命亦是計算電池度電成本很重要的關鍵因素之一，儲能度電成本不僅受電池價格大幅下跌影響，循環壽命的提升亦直接導致儲能度電成本下降。成本下降因子CH2 儲能 2.4 LCOS62雖然磷酸鐵鋰電池技術發展已接近理論值，當前儲能電芯廠家將主流72173尺寸的 280Ah 電芯往 306 或 314Ah 以上提容，對應 20 尺集裝箱自 3.72 MWh 提容至 5 MWh+，以達系統層面降本增效的目的。此外，2023 年諸多廠家發布以疊片工藝為基礎的超大容量電芯，隨著儲能行業日趨同質化

166、，為了維持盈利，頭部廠家投入大量研發以推動技術的快速迭代，儲能的度電成本仍將隨著行業的快速發展持續下行，以推動零碳電力的轉型。又且，隨著新能源滲透率不斷增長，四小時以上的長時儲能需求亦隨之提升，整體儲能的平均度電成本也將更低，許多國家已開始推動長時儲能技術的發展，例如前章所提的氧化還原液流電池（Redox Flow Batteries,RFB）、鋅混合正極（Zinc Hybrid Cathode,ZHC）、壓縮空氣儲能或氫能的發展，亦將在未來推動儲能度電成本下行扮演重要角色。以下 LCOS 測算僅以中性狀況作測算假設，儲能系統價格受電池循環壽命、充放電深度及電池容量影響敏感性高，由于當前全球表

167、前儲能裝機占比約為 80%左右，本書測算以 30 MW/120 MWh 的表前儲能電站為試算模型。632023 年中國儲能度電成本中性預估約 USD 0.075/kWh，相比 2022 年 0.097 降低了 22.4%，2023 年的大幅下降主要來自于鋰電池與系統價格的大幅下跌。目前中國度電成本遠低于美國與歐洲市場，完整的產業鏈無疑是中國具有度電成本優勢的主要原因。在中國重點關注減少仰賴進口化石燃料的目標下，建立一個可負擔的再生能源電力系統，配備充足的儲能以及智慧電網，是中國實現能源自給自足的長期解決方案。隨著中國的電力系統越來越仰賴間歇性綠色電力，儲能系統在穩定中國電力系統中扮演重要角色，

168、在歐美電池在地化產業保護補貼的政策下，中國出口過剩的鋰電池產能變得越來越困難，2023 年已看到大幅度的電池價格下跌，因此 InfoLink 也預計到 2030 年中國可再生能源裝置容量將至少是政府計劃的三倍以上。在中性的情境下，InfoLink 預估 2024 年中國儲能度電成本將達 USD 0.055/kWh、2025 年達 USD 0.052/kWh、隨著超大電池量產技術持續降本增效的帶動下降，2030 年達 USD 0.032/kWh。中、美、歐市場 LCOS 差異中國圖 2.4-2.中國儲能LCOS預測,單位：USD/kWhCH2 儲能 2.4 LCOS642023 年美國儲能度電成

169、本中性預估約 USD 0.080/kWh，相比 2022 年 0.124 降低了 36.0，2023 年的大幅下降主要來自于系統價格的大幅下降。InfoLink,在美國市場的,LCOS,測算以符合,ITC,投資稅負抵減補貼的儲能電站進行 2023-2030,年的測算。美國儲能市場由于發展較早，且有政策的激勵以及三大電網相對獨立等因素使得 2022 年以前美國一直是全球最大儲能市場。雖發展成熟，但儲能度電價格仍略高于中國系由于儲能系統主要零部件或儲能系統仰賴進口，加上美國開發、人力與安裝費用較高，占儲能電站開發投資近五分之一，導致度電成本高于中國。在 IRA 法案的推動下，美國正朝向鋰電產業在地

170、化的目標推進，不僅給予本地電芯制造商優渥 PTC 補貼，對儲能電站投資也有額外獎勵在地化采購的 10%投資稅收抵免，但由于缺乏相關產業鏈配套，當前在高額補貼下，美國在地玩家仍難與自中國進口儲能設備競爭，大部分系統廠家的電池包含 Tesla 仍仰賴中國鋰電池廠家供應，此情況預計在 2027 年以前都難有所改變，近兩年受電網老舊問題困擾，美國在儲能并網進度上持續發生延遲情況，且變壓器短缺造成交期冗長、價格飆漲，亦墊高儲能度電成本。然而，不同于歐洲，由于美國未來十年內都將享有降低通膨法案帶來的稅務補貼效益，若儲能電站開發商能夠達到基本的要求，至少可得 30%的補貼，在針對儲能系統尚未具備明確的貿易壁

171、壘阻擋下，即便進口自中國產品的成本偏高，LCOS 仍能有較大幅度的 降 幅。在 中 性 的 情 境 下，I n f o L i n k 預 估 2 0 2 4 年 美 國 儲 能 度 電 成 本 將 達 U S D 0.068/kWh、2025 年達 USD 0.059/kWh、2030 年達 USD 0.035/kWh。美國圖 2.4-3.美國儲能 LCOS 預測,單位：USD/kWh652023 年歐洲儲能度電成本中性預估約 USD 0.119/kWh，相比 2022 年 0.134 降低了 11.5%，2023 年的大幅下降主要來自于系統價格的大幅下滑。不同于中國、美國皆以表前儲能發展為

172、主，歐洲相比之下更側重于表后儲能發展，歐洲大儲的發展相比之下則是在俄烏戰爭后，由于能源危機以及更高的間歇性再生能源裝機，2023年歐洲整體表前儲能裝機才與表后儲能裝機達到大約各半的比例。與美國情況雷同，由于目前歐洲電芯仍須倚賴進口，加上歐洲本身人力、土地成本較高，導致電站維護、運營等其他費用也相對較高，因此度電成本相比中國仍較高。在中性的情境下，InfoLink 預估 2024 年歐洲儲能度電成本將達 USD 0.102/kWh、2025 年達 USD 0.090/kWh、2030 年達 USD 0.050/kWh。在各地政府高額補貼拉動下，2020-2023年鋰電池產能過度擴張，產能擴張速度

173、在2023 年由于需求放緩的背景下，明顯供過于求，疊加碳酸鋰價格自 2022 年末高點回落，中國儲能鋰電池芯以及儲能系統的價格在 2023 年末同比 2022 年末分別大幅下滑 55%和 41%。在中國市場嚴重內卷的情況下，中國企業加速出海，也造成歐美的系統價格快速下滑。歐洲圖 2.4-4.歐洲儲能 LCOS 預測,單位：USD/kWhCH2 儲能 2.4 LCOS66根據 LCOS 測算模型，我們大幅下調中美歐 LCOS 在 2024、2025、2030 年的預測。中國從原先的,USD,0.074、0.066、0.042/kWh下調至,USD,0.055、0.052、0.032/kWh；美國

174、從原先的 USD 0.089、0.078、0.048/kWh 下調至 USD 0.068、0.059、0.035/kWh；歐洲從原先的,USD,0.118、0.103、0.063/kWh,下調至,USD 0.102、0.090、0.050/kWh。當前，歐洲表前儲能對于儲能安裝并無直接的補貼措施，中國表前儲能當前仍主要由電源側的強配儲政策推動，美國未來十年內都將享有降低通膨法案帶來的稅務補貼效益，若儲能電站開發商能夠達到基本的要求，至少可得 30%的補貼，在針對儲能系統尚未具備明確的貿易壁壘阻擋下，即便進口自中國產品的成本偏高，LCOS 仍能有較大幅度的降幅，使其在考慮補貼后的 LCOS 接近

175、于中國。展望未來，中、美、歐三大儲能市場電力市場日益自由化，且逐步開放儲能參與電力市場的背景下，隨著 LCOS 的下降，儲能將更能夠在合適的市場機制下，發揮其在新型電力系統的價值，良性地協助清潔能源電網轉型的發生?？偨YSUM68SUM 總結2023年，全球再生能源市場在上述各種因素的推動和制約下，繼續展現出強勁的裝置容量增長，光伏、風力、儲能的單年安裝量分別達到了新的高度。然而，盡管在政策支持的驅動下再生能源裝機量快速提升、技術進步也帶動了成本下降，但全球能源轉型的步伐仍面臨諸多挑戰：以上的九宮格可比較不同市場的再生能源發展潛能。先前中國市場整體成長速度最快，不僅在 2023 年光伏、風力、儲

176、能累積安裝量已超過 600、440、35 GW，是全球最大的再生能源市場，然目前整體安裝基期已高，后續成長速度將放緩。全球再生能源的發展現狀圖 S-1.三大區域再生能源裝置量進展預估裝置容量成長的挑戰69美國市場有著三個區域最強力的補貼政策與貿易壁壘，即使 IRA 法案針對光、風、儲等再生能源全面性的補貼，將顯著的減少 LCOE/LCOS 并刺激裝置容量的成長，然而復雜且持續抬高中的貿易壁壘卻制約了再生能源的增速。2024 年新提出的對東南亞四國雙反調查將沖擊過往美國最高的光伏組件供應量、使得 2025 年國光伏安裝量恐不升反降，兩年后將提高的 301 稅率也可能在未來影響儲能安裝量的進程。歐

177、洲市場方面，受俄烏戰爭影響，歐洲天然氣與電價自 2022 年初急劇上升，并于 2022 年三季度達到峰值，在歐盟與多數歐洲國家為求能源安全以及達成凈零目標的戰略框架下，歐洲市場在 2023 年上半年時出現再生能源安裝熱潮。2023 年，許多國家已提交新版的國家能源和氣候計劃草案（National Energy and Climate Plans,NECP）裝機目標，部分國家在本次提出更具野心的安裝目標，為達到目標裝機量，歐盟各國須提出更多刺激性政策以加快裝機進程，預計直到 2030 年為止每年光伏新增安裝量都能夠穩定增長，到 2030 年達到單年近 140 GW 的新增安裝量，而 REPowe

178、rEU 600 GW 的目標也預計在 2026-2027 年間提早達成，到了 2030 年的累計安裝量將有機會超過 1,000 GW。儲能方面，歐洲表前市場，隨著歐洲電改方案的持續推進、區域儲能補貼的持續刺激，歐洲主要國家英國、意大利、德國有望持續增長，新興市場如比利時、希臘、西班牙等有望逐步起量，表前市場將有望接力表后市場，成為歐洲儲能第一大細分市場。表后市場方面，隨著庫存逐步出清，上游戶儲電池出貨增速有望與下游裝機速度相匹配。至2030 年，InfoLink 預計歐洲累計裝機規模將接近 500 GWh。70SUM 總結供應鏈的挑戰 光伏和儲能供應鏈持續以中國為代表引領全球市場。從 2022

179、 跨度到 2023 年，全球光儲供應鏈的過度擴張不僅只是讓供應瓶頸快速緩解，光伏與儲能行業更是一同再度步入了供過于求的產業循環。供應過剩帶來的物料價格降低讓光伏與儲能度電成本更具競爭力，但同時也會帶來供應鏈制造商的虧損行情。為了在利潤低迷的制造環境中脫繭而出，走向海外與技術創新共同為 2024 年光伏與儲能行業的代名詞。在走向海外方面，貿易保護、當地制造之激勵政策或當地政府擴大吸引力的招商都推升了光伏與儲能產業鏈進一步從中國向外擴散，其中光伏產業鏈的全球化因今年的美國對東南亞四國雙反而將更加劇烈，預期東南亞四國不具競爭力的產能將被迫加速淘汰，而印度、中東、美國將有望在未來 2-3 年間形成新的

180、全產業鏈聚落；儲能方面，目前歐美市場的整體利潤仍優于中國市場，搭上歐洲凈零工業法案、美國 IRA 等激勵與避免貿易壁壘產生的風險，目前歐洲與美國為主要的新擴產規劃區域。在技術創新方面，光伏在過去幾年尺寸的變化之后，2023 下半年實現了從 P 到 N 的一大技術迭代，由于 TOPCon 剛坐穩新主流技術寶座，還能有許多提效的空間，預期數年內光伏的技術較多的是在光伏硅片與組件尺寸上的微調，新材料或技術的迭代（如疊層電池、鈣鈦礦光伏電池）預計要到 2027-2028 年現有技術提效速度放慢后才會逐漸展露頭角；儲能方面，如同過去數年光伏的大尺寸變革，大容量儲能的全新浪潮正持續勇攀高峰，引領行業向更高

181、效率、更低成本的方向發展，新材料或技術的迭代（如鈉離子電池、固態電池）也預期不會太快有顛覆性的態勢。71圖 S-2.光儲供需匯整2030 光儲需求InfoLink 預估累積安裝量再生能源安裝目標 20301.5C8.5 TW2C5 TW市場主流產品 2023 vs 2024光伏組件由 P 轉 NP550WN585W電芯走向 300Ah+市場正推廣向 500Ah+/6MWh+280Ah300Ah+光儲制造產能 2023 vs 2024光伏電池 88%90%1,424 GW1,159 GW12%10%0%20%40%60%80%100%20242023中國非中國儲能電芯98%550 GW320 G

182、W3%2%0%20%40%60%80%100%20242023中國非中國光風儲202320301TW2TW209GWh2,656GWh6TW1.5TW97%72SUM 總結LCOE經過新冠疫情與烏俄沖突導致的供需失衡、燃料價格飆升后，2023,年起為了確保經濟復蘇與能源供應，中國、美國、歐洲皆對傳統能源進行調控，以燃料價格影響最為顯著的度電成本也產生了變化。2022,年烏俄沖突發生以后，長期以燃煤發電為主的中國強化煤炭保供穩價的政策，并實施零進口關稅至 2023 年底；在俄羅斯大幅降低對歐洲天然氣供應后，歐盟陸續對俄羅斯煤炭、石油實施出口禁令，并調升境內天然氣產量，同時轉向全球進口傳統能源；而

183、作為天然氣出口國的美國，也在此期間對國內天然氣進行擴產，并大量出口歐洲市場以滿足其能源需求。在一系列產能調控與政策推動中，2023,年初全球的煤炭、天然氣價格已回到烏俄沖突前的水平。然而在凈零碳排的浪潮下，國際對于煤炭、天然氣等高碳排的傳統能源紛紛祭出碳稅等措施，后續傳統能源度電成本也將因此提高。目前看來，雖然各國對征收碳稅的態度較為明確，但考量各國能源轉型的同時須兼顧經濟增長、企業盈利等，因此碳稅將會是隨產業或是給予企業部分排放額度等方式漸進式的發展，預計 2027 年起，碳稅對中國、美國、歐洲整體度電成本的影響才會開始明顯發酵，而隨著能源轉型的推動，碳稅定價也將在 2027 年后逐步調升，

184、進而導致傳統能源度電成本隨之上漲。太陽能與陸域風電早在 2021 年的平均度電成本就已經低過傳統能源，當時美、歐洲光伏的發電成本約在 USD 30-50/MWh，而中國則在 USD 25-45/MWh。但 2022 年隨著(1)烏俄沖突后的需求攀升讓再生能源的供應鏈供不應求、(2)航運以及原物料供給共同推升成本、(3)通膨迫使各國央行升息導致資金成本上升，總體經濟環境加上產業內的動蕩讓新能源度電成本罕見上升，所幸隨著供需緊張緩解，從 2023 年開始重回持續穩步下降的軌跡。長期來看，2023-2024 年光伏組件大幅降價后，目前光伏組件在光伏電站項目中的占比已從過去四成以上下降至僅占三成，因此

185、預期后續光伏電池效率的上升及組件的降價能帶來的度電成本下降已經趨緩；儲能則因為產品及成本都還有很大的進展潛力，后續度電成本下降依然可期，光伏搭配儲能將持續為引領能源轉型的領頭羊。對比 InfoLink 預估的 2023 與 2030 年度電成本，光伏和儲能分別約有 10%和 50%以上的下降空間。73更多再生能源發電的未來目前國際主要能源消耗大國多已訂立于 2050-2060 年間達到凈零碳排的時程表，多數國家也在 2030-2040 年間設下檢視節點。與此同時，光伏與風力發電皆已降至與傳統能源相比極具競爭力的成本水位，快速發展中的全球光伏安裝量更是揭示儲能發展的勢在必行，后續持續待儲能的降本

186、引領光、風搭配儲能走向平價的趨勢前行。目前政策的不穩定性仍是影響市場發展的關鍵因素。各國政府須要提供更加穩定和持續的政策支持，以確保市場預期的穩定性和投資信心，并基于全球化背景下，加強區域間再生能源領域的合作。另一方面，盡管再生能源本身具有較低的環境影響，但其生產、部署直至回收的整體生命過程中的環境影響仍須關注，后續需要更成熟的綠色生產技術和回收來走向更清潔的能源。InfoLink將繼續致力于提供準確、全面的市場分析和預測，助力行業內外的各方把握趨勢與機遇，共同推動全球能源市場的可持續發展。通過持續的研究和報告，InfoLink將為全球能源市場提供重要的參考依據，支持各國在邁向凈零碳排放的道路

187、上不斷前行。研究方法與免責聲明本次白皮書的數據主要來自InfoLink數據庫、以及平時與業界的面談、電話訪問或通訊軟體等溝通管道討論。也囊括財報、公用事業或政府單位信息等網絡公開數據搜集所取得的數據。我們力求資訊的全面性與完整性，惟此資訊僅供參考使用，InfoLink及其員工、數據、相關企業、或其他第三方均不對此份報告的內容提供任何形式的保證，InfoLink也不承擔任何使用此份報告內容所產生的責任與義務。此處所使用名稱與素材的呈現方式并不代表InfoLink對任何國家、地區、領土、城市的法律地位、邊界或邊界的劃定表示任何意見。除非另有說明，在適當表明InfoLink為內容來源與版權擁有者的條

188、件下，出版物中的內容可以自由使用、共享、復制、列印和儲存。本出版物中屬于第三方的內容可能受到特定使用條款的限制，在使用的相關內容及素材時可能須獲得第三方的一定程度的許可。74行業常見名詞縮寫Approved List of Models and ManufacturersBasic Custom Dutybehind-the-meter C&Ibehind-the-meter residentialCritical Raw Material ActDepartment of CommerceEuropean Solar Manufacturing Councilfluidized bed re

189、actorFederal Energy Regulatory Commissionfront-of-the metergreenhouse gasheterojunction technologyInflation Reduction ActInvestment Tax CreditLevelized Cost of EnergyLevelized Cost of StorageLaser-enhanced contact optimizationNational Energy and Climate PlansNet Energy Metering 3.0Net Zero Industry

190、ActProduction Linked Incentive SchemeProduction Tax CreditRedox Flow BatteriesUyghur Forced Labor Prevention Actback contact technologyZinc Hybrid Cathode印度ALMM 清單基本關稅表后工商表后住宅關鍵原材料法案美國商務部歐洲光伏制造委員會硅烷流化床法聯邦能源管理委員會表前溫室氣體異質結降低通膨法案投資稅務減免度電成本儲能度電平均成本激光輔助燒結技術國家能源和氣候計劃草案凈計量電價凈零工業法案生產掛鉤激勵計劃生產稅務減免氧化還原液流電池防止強迫

191、維吾爾人勞動法背接觸鋅混合正極 ALMMBCDBTM-C&IBTM-residentialCRMADOCESMCFBRFERCFTMGHGHJTIRAITCLCOELCOSLECONECPNEM 3.0NZIAPLIPTCRFBUFLPAxBCZHC75圖目錄圖 1.1-1.全球光伏安裝量圖 1.1-2.中國光伏安裝量圖 1.1-3 美國光伏安裝量圖 1.1-4.歐盟英國光伏安裝量圖 1.2-1.2021-2030 年各環節產能預估圖圖 1.2-2.2023 年重點海外擴產區域產能圖 1.2-3.2021-2030 年全球多晶硅產能預估圖圖 1.2-4.硅料 TOP 5 廠家市占率圖 1.2-

192、5.改良西門子法與硅烷流化床法的占比圖 1.2-6.2021-2030 年硅片產能預估圖圖 1.2-7.TOP 5 硅片廠家市占率圖 1.2-8.2021-2030 電池產能預估圖圖 1.2-9.電池 TOP 5 廠家市占率圖 1.2-10.電池工藝比較圖 1.2-11.2021-2030 年各高效電池技術市場占比圖 1.2-12.2021-2030年組件產能預估圖圖 1.2-13.組件 TOP 10 廠家市占率圖 1.2-14.光伏組件構成及成本占比圖 1.2-15.2021-2030 雙面組件市占率預測圖 1.3-1.全球平均光伏系統成本結構圖 1.3-2.各硅片尺寸下組件出貨占比圖 1.

193、3-3.單多晶及 N 型出貨預估圖 2.1-1.全球電化學儲能市場規模圖 2.1-2.全球儲能年新增安裝量圖 2.1-3.中國儲能年新增安裝量圖 2.1-4.美國儲能年新增安裝量 圖 2.1-5.歐盟+英國儲能年新增安裝量圖 2.1-6.中美歐表前儲能占比圖 2.2-1.中美電芯成本對比圖 2.2-2.各區域電芯規劃產能分布情況圖 2.2-3.中資鋰電企業中國及海外投運產能占比預測圖 2.2-4.儲能電芯出貨量分布占比預測圖 2.2-5.2024 碳酸鋰成本曲線圖 2.2-6.儲能電芯 TOP 5 廠家市占率圖 2.2-7.全球電芯供需預估圖 2.3-1.各儲能技術于不同反應時間和系統功率對應

194、之應用范圍圖 2.3-2.截至 2023 年底全球主要儲能技術累計裝機規模占比圖 2.3-3.全球儲能系統依材料占比預估圖 2.4-1.儲能系統成本結構圖 2.4-2.中國儲能LCOS預測圖 2.4-3.美國儲能LCOS預測圖 2.4-4.歐洲儲能LCOS預測圖 S-1.三大區域再生能源裝置量進展預估圖 S-2.光儲供需匯整0506070911121617181920222323242627283032333443444546484950515252535455565758606364656871表目錄表 1.3-1.貿易壁壘匯整 表 1.3-2.產能激勵政策匯整表 2.1-1.301 關稅復審-儲能相關稅率表 2.3-1.鋰電池儲能系統的材料趨勢40404758