中國石油企業如何擁抱光伏

早在上世紀80年代，bp、殼牌等國際石油公司就開始涉足光伏發電業務，但受油價、新能源盈利能力、公司經營情況的影響，多數國際石油公司對光伏領域的投入并非一直持續，而是表現為螺旋式發展。但自2015年《巴黎協定》簽署后，隨著全球能源轉型持續推進，各大國際石油公司積極調整經營戰略，光伏發電也重新成為大石油公司的重點發展領域。

在全球已形成碳排放管理共識、我國明確提出碳達峰碳中和目標背景下，我國石油公司逐步將新能源納入公司主營業務發展。現有業務與風光發電的融合發展成為石油公司可持續發展的內在需求。中國石油、中國石化、延長集團紛紛進行光伏業務的發展布局。

那么，我國石油企業發展光伏業務具備何種優勢，面臨哪些制約因素，應如何因地制宜拓展該項業務？本版特邀中國石油規劃總院戰略所新能源室主任岳小文為您解讀。

我國石油公司發展光伏業務具備哪些優勢？

我國石油公司介入光伏領域較早。“十一五”期間，中國石油就開展了一系列太陽能應用實踐項目，包括開展油區風能、太陽能資源評價，建設加油站太陽能光伏并網發電示范工程和太陽能照明采暖示范工程等。2021年底，中國石油首個集中式光伏電站——玉門油田200兆瓦光伏示范項目正式并網發電；中國石化西北油田自主研發的首座移動式光伏發電站也在2021年投運，年發電量可達11.68萬千瓦時；延長集團在戶用光伏項目市場全面發力。

國內石油公司在光伏發電領域有著許多得天獨厚的優勢。一是資源優勢。石油公司的油田礦區主要分布在“三北”地區，與我國優質風光資源區高度重合。同時，油田礦區及周邊擁有發展光伏業務的稀缺土地資源，具備發展集中式光伏以及井口、場站分布式光伏的有利條件。此外，石油公司數萬座加油終端也具備發展屋頂分布式光伏的條件。

二是消納優勢。隨著我國新能源電力的快速發展，未來趨勢將由之前的資源為主轉向消納為主，石油公司自身就是用電大戶，具備在光伏領域發展源網荷儲一體化項目的條件。石油公司終端用能以電、熱為主，低碳發展趨勢下，石油公司生產用能的清潔替代提上日程，光伏發電、光熱應用將在其中發揮重要作用。國內石油公司已經啟動綠電制綠氫的項目示范，綠氫業務的發展將進一步提升石油公司對綠電的消納需求。

三是調峰優勢。受風光發電資源波動性、隨機性以及發電設備弱支撐性、低抗擾性影響，我國新型電力系統建設將迎來高效消納、安全運行等挑戰，迫切需要更多的靈活性電源支撐電網的新能源電力消納和安全運行。氣電調峰具有低碳排放、負荷調節范圍寬、變負荷能力強、可實現日調峰與季節性調峰等特點，是最為優質的靈活性電源。石油公司能夠利用自身的天然氣資源優勢，推進氣電與風光發電的融合發展，發揮天然氣對新型電力系統的重要支撐作用。

四是社會依托優勢。我國積極推進沙漠、戈壁、荒漠地區大型風光基地建設，石油公司的油田礦區很多位于“沙戈荒”（沙漠、戈壁、荒漠）地區，具備“沙戈荒”治理經驗，并且在這些地區具備電網、場站、電網、管道等基礎設施，社會依托條件比較好。

作為后來者，我國石油公司進入光伏行業存在哪些制約因素？

我國電力體制改革已進入深水區，市場化程度不斷提高，為更多的市場進入者提供了條件，新能源發電業務成為眾多能源公司轉型發展的共同選擇，加上原有眾多電力企業的清潔化轉型，市場競爭愈加激烈。石油公司雖然擁有發展光伏發電業務的諸多條件，但也面臨一系列挑戰。

一是石油公司進入光伏行業即面臨平價上網的挑戰，在發展初期要付出較高的管理成本、經驗成本等非技術成本。近期光伏電站建設成本走高，盈利風險增加，石油公司在發展時機、平衡短期回報與長期競爭優勢等方面存在決策挑戰。

二是油氣生產作業對電力供應的穩定性與連續性要求較高，與太陽能和風能發電的間歇性供應特點存在矛盾。同時，油田作業也存在用電負荷變化較大的情況，太陽能和風能發電在實際應用場景中面臨一定技術障礙。

三是作為市場后來者，要面對趨于白熱化的競爭環境，組織管理、市場規則適應性、人才隊伍、技術支持等方面的準備不足，業務開拓面臨較大難度。

如何因地制宜，將光伏業務融入油氣主業？

石油公司的光伏業務發展之路能否走穩，還需要打破油氣業務發展的思維慣性，在發展模式、盈利模式、商務模式、合作模式上進行更多的嘗試與探索。

首先，推進光伏業務與油氣業務的協同發展。石油公司可以圍繞自身用電負荷，特別是新上產能的新增負荷，發展源網荷儲一體化光伏項目，實現生產用能的清潔替代與低碳建產，促進油氣生產自身的綠色低碳發展。

其次，推進老油氣田向清潔能源生產基地轉型發展。在部分油氣資源面臨枯竭的油田、區塊可考慮在發展中后期規模化發展光伏發電，借助已有基礎設施，最大化提高土地利用效率、能源綜合利用效率，實現油田變“電田”。

再次，積極開展天然氣與風光融合發電項目。單純發展氣電盈利性較差，如果與一定規模的風光裝機融合發展，可實現項目的整體盈利。我國西部地區新能源資源豐富，是源網荷儲一體化、多能互補、“沙戈荒”治理風光項目以及國家大型能源基地建設的重點區域，西部地區也是我國天然氣主力產區，具備利用天然氣建設燃氣輪機發電為風光項目調峰的潛力，可實現風光氣儲多能互補，保障西部大型能源基地外送的可靠性。

最后，積極與光伏產業鏈各頭部企業開展合作。石油企業可與光伏產業鏈各環節的頭部企業開展合作，充分利用自身發展優勢的同時，借助外部成熟領先的技術和管理經驗，實現光伏業務的快速突破與成長，共同推進我國新型電力系統建設。

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光伏發電關鍵技術

我國光伏發電目前多項技術世界領先，但為了實現“雙碳”目標及未來能源體系轉型，仍要大力推進現有技術的創新及下一代太陽能電池關鍵核心技術的開發。

晶硅太陽能電池技術

當前我國晶硅太陽能電池技術最成熟，應用最廣，占據主要市場份額。當前1千克多晶硅平均還原電耗為49千瓦時、平均綜合電耗為66.5千瓦時、平均綜合能耗11.5千克標煤，且未來隨著技術進步均將進一步下降。在成本方面，2020年萬噸級三氯氫硅西門子法多晶硅生產線設備投資成本約為1.02億元/千噸，新投電池片生產線設備已基本國產化，投資成本約為22.5萬元/兆瓦，組件生產線設備已全部實現國產化，投資成本約為6.3萬元/兆瓦。未來隨著電池光電轉換效率的提高、設備性能及產能的提升，成本將進一步降低。

目前已開發多種晶硅太陽能電池，其中單晶硅實驗室太陽能電池最高光電轉化效率為26.1%，異質結硅（HJT）26.7%，多晶硅為23.3%。其中光電轉換效率超過25%的主要有發射極鈍化和背面接觸（PERC）電池、交指式背接觸（IBC）電池、HJT電池、異質結背接觸（HBC） 電池、隧穿氧化層鈍化接觸（TOPCon）電池等。其中PERC技術比較成熟，是主要的量產技術，市場占比86.4%。規模化生產的P型單晶PERC平均光電轉換效率已達22.8%，部分先進企業技術已達23%。進一步提升效率、降低成本、雙面PERC技術等將成為PERC未來的主要發展方向。預計隨著技術的進步、電池光電轉換效率的進一步提升及成本的大幅降低。

N型電池技術將會是未來的主要方向之一。但其大規模走向市場仍需突破量產化技術瓶頸、提高技術成熟度、促進核心設備國產化以及降低生產成本。

鈣鈦礦太陽能電池技術

鈣鈦礦太陽能電池（PSC）相比傳統太陽能電池，具有原料豐富、工藝簡單、成本低、能耗低、效率高、載流子壽命長、環保等優勢。尤其是對雜質不敏感、吸光能力強、不需高溫工藝，其理論成本遠低于當前主流技術，極具成本優勢及經濟性。

PSC技術發展迅猛，光電轉換效率提升速度遠遠超過其他光伏技術，在短短12年間，其轉換效率從2009年的3.8%提升至當前的25.7%，迅速成為當前國際光伏的前沿及產業化熱點研究領域，被認為是“最具潛力的下一代光伏發電技術”，目前處于小規模試驗及中試階段。

我國在PSC電池領域與國際同步，多項技術保持世界前列。PSC未來發展需攻克光電轉換效率及長期穩定性、疊層技術、無鉛鈣鈦礦、大面積組件方面的關鍵技術。

薄膜太陽能電池技術

薄膜太陽能電池相比晶硅太陽能電池，具有材料消耗少、能耗低、成本低、可柔性、重量輕、弱光性好、可透光等優勢，在BIPV、分布式電站、移動電源、便攜式可穿戴等領域具有廣闊的應用前景，目前占據10%左右的市場份額。傳統的薄膜太陽能電池主要包括硅基、砷化鎵（GaAs）、銅銦鎵硒（CIGS）、碲化鎘（CdTe）等。硅基薄膜太陽能電池包括非晶硅、微晶硅等薄膜太陽能電池，但當前與晶硅太陽能電池相比，在電池性能及成本上無明顯優勢，技術提升空間相對較為有限。GaAs具有最高的轉換效率、帶隙合適、吸收效率高、抗輻照能力強、耐高溫等優點，在空間應用、無人機等領域具有很大的發展前景。

目前能夠商品化的薄膜太陽能電池主要有CIGS及CdTe電池。CIGS穩定性好、成本低、不衰退、弱光性能好，目前實驗室光電轉換效率紀錄為23.4%。由于CdTe本身技術壁壘較高，目前全球CdTe組件量產主要是美國First Solar，占全球約99%以上份額。CdTe穩定性高，弱光性能好，熱斑效應小，無光致衰減效應、適合柔性，光電轉換效率未來仍有較大提升空間。但目前CdTe本身材料具有一定的局限性，表現為原料Te儲量有限、CdTe材料存在污染問題。未來需要開發環境友好替代材料、高效回收循環利用等技術，突破技術瓶頸，在提高量產組件光電轉換效率的同時，推動產業規模擴大，進一步降低成本。