中国石油企业如何拥抱光伏

早在上世纪80年代，bp、壳牌等国际石油公司就开始涉足光伏发电业务，但受油价、新能源盈利能力、公司经营情况的影响，多数国际石油公司对光伏领域的投入并非一直持续，而是表现为螺旋式发展。但自2015年《巴黎协定》签署后，随着全球能源转型持续推进，各大国际石油公司积极调整经营战略，光伏发电也重新成为大石油公司的重点发展领域。

在全球已形成碳排放管理共识、我国明确提出碳达峰碳中和目标背景下，我国石油公司逐步将新能源纳入公司主营业务发展。现有业务与风光发电的融合发展成为石油公司可持续发展的内在需求。中国石油、中国石化、延长集团纷纷进行光伏业务的发展布局。

那么，我国石油企业发展光伏业务具备何种优势，面临哪些制约因素，应如何因地制宜拓展该项业务？本版特邀中国石油规划总院战略所新能源室主任岳小文为您解读。

我国石油公司发展光伏业务具备哪些优势？

我国石油公司介入光伏领域较早。“十一五”期间，中国石油就开展了一系列太阳能应用实践项目，包括开展油区风能、太阳能资源评价，建设加油站太阳能光伏并网发电示范工程和太阳能照明采暖示范工程等。2021年底，中国石油首个集中式光伏电站——玉门油田200兆瓦光伏示范项目正式并网发电；中国石化西北油田自主研发的首座移动式光伏发电站也在2021年投运，年发电量可达11.68万千瓦时；延长集团在户用光伏项目市场全面发力。

国内石油公司在光伏发电领域有着许多得天独厚的优势。一是资源优势。石油公司的油田矿区主要分布在“三北”地区，与我国优质风光资源区高度重合。同时，油田矿区及周边拥有发展光伏业务的稀缺土地资源，具备发展集中式光伏以及井口、场站分布式光伏的有利条件。此外，石油公司数万座加油终端也具备发展屋顶分布式光伏的条件。

二是消纳优势。随着我国新能源电力的快速发展，未来趋势将由之前的资源为主转向消纳为主，石油公司自身就是用电大户，具备在光伏领域发展源网荷储一体化项目的条件。石油公司终端用能以电、热为主，低碳发展趋势下，石油公司生产用能的清洁替代提上日程，光伏发电、光热应用将在其中发挥重要作用。国内石油公司已经启动绿电制绿氢的项目示范，绿氢业务的发展将进一步提升石油公司对绿电的消纳需求。

三是调峰优势。受风光发电资源波动性、随机性以及发电设备弱支撑性、低抗扰性影响，我国新型电力系统建设将迎来高效消纳、安全运行等挑战，迫切需要更多的灵活性电源支撑电网的新能源电力消纳和安全运行。气电调峰具有低碳排放、负荷调节范围宽、变负荷能力强、可实现日调峰与季节性调峰等特点，是最为优质的灵活性电源。石油公司能够利用自身的天然气资源优势，推进气电与风光发电的融合发展，发挥天然气对新型电力系统的重要支撑作用。

四是社会依托优势。我国积极推进沙漠、戈壁、荒漠地区大型风光基地建设，石油公司的油田矿区很多位于“沙戈荒”（沙漠、戈壁、荒漠）地区，具备“沙戈荒”治理经验，并且在这些地区具备电网、场站、电网、管道等基础设施，社会依托条件比较好。

作为后来者，我国石油公司进入光伏行业存在哪些制约因素？

我国电力体制改革已进入深水区，市场化程度不断提高，为更多的市场进入者提供了条件，新能源发电业务成为众多能源公司转型发展的共同选择，加上原有众多电力企业的清洁化转型，市场竞争愈加激烈。石油公司虽然拥有发展光伏发电业务的诸多条件，但也面临一系列挑战。

一是石油公司进入光伏行业即面临平价上网的挑战，在发展初期要付出较高的管理成本、经验成本等非技术成本。近期光伏电站建设成本走高，盈利风险增加，石油公司在发展时机、平衡短期回报与长期竞争优势等方面存在决策挑战。

二是油气生产作业对电力供应的稳定性与连续性要求较高，与太阳能和风能发电的间歇性供应特点存在矛盾。同时，油田作业也存在用电负荷变化较大的情况，太阳能和风能发电在实际应用场景中面临一定技术障碍。

三是作为市场后来者，要面对趋于白热化的竞争环境，组织管理、市场规则适应性、人才队伍、技术支持等方面的准备不足，业务开拓面临较大难度。

如何因地制宜，将光伏业务融入油气主业？

石油公司的光伏业务发展之路能否走稳，还需要打破油气业务发展的思维惯性，在发展模式、盈利模式、商务模式、合作模式上进行更多的尝试与探索。

首先，推进光伏业务与油气业务的协同发展。石油公司可以围绕自身用电负荷，特别是新上产能的新增负荷，发展源网荷储一体化光伏项目，实现生产用能的清洁替代与低碳建产，促进油气生产自身的绿色低碳发展。

其次，推进老油气田向清洁能源生产基地转型发展。在部分油气资源面临枯竭的油田、区块可考虑在发展中后期规模化发展光伏发电，借助已有基础设施，最大化提高土地利用效率、能源综合利用效率，实现油田变“电田”。

再次，积极开展天然气与风光融合发电项目。单纯发展气电盈利性较差，如果与一定规模的风光装机融合发展，可实现项目的整体盈利。我国西部地区新能源资源丰富，是源网荷储一体化、多能互补、“沙戈荒”治理风光项目以及国家大型能源基地建设的重点区域，西部地区也是我国天然气主力产区，具备利用天然气建设燃气轮机发电为风光项目调峰的潜力，可实现风光气储多能互补，保障西部大型能源基地外送的可靠性。

最后，积极与光伏产业链各头部企业开展合作。石油企业可与光伏产业链各环节的头部企业开展合作，充分利用自身发展优势的同时，借助外部成熟领先的技术和管理经验，实现光伏业务的快速突破与成长，共同推进我国新型电力系统建设。

---

光伏发电关键技术

我国光伏发电目前多项技术世界领先，但为了实现“双碳”目标及未来能源体系转型，仍要大力推进现有技术的创新及下一代太阳能电池关键核心技术的开发。

晶硅太阳能电池技术

当前我国晶硅太阳能电池技术最成熟，应用最广，占据主要市场份额。当前1千克多晶硅平均还原电耗为49千瓦时、平均综合电耗为66.5千瓦时、平均综合能耗11.5千克标煤，且未来随着技术进步均将进一步下降。在成本方面，2020年万吨级三氯氢硅西门子法多晶硅生产线设备投资成本约为1.02亿元/千吨，新投电池片生产线设备已基本国产化，投资成本约为22.5万元/兆瓦，组件生产线设备已全部实现国产化，投资成本约为6.3万元/兆瓦。未来随着电池光电转换效率的提高、设备性能及产能的提升，成本将进一步降低。

目前已开发多种晶硅太阳能电池，其中单晶硅实验室太阳能电池最高光电转化效率为26.1%，异质结硅（HJT）26.7%，多晶硅为23.3%。其中光电转换效率超过25%的主要有发射极钝化和背面接触（PERC）电池、交指式背接触（IBC）电池、HJT电池、异质结背接触（HBC） 电池、隧穿氧化层钝化接触（TOPCon）电池等。其中PERC技术比较成熟，是主要的量产技术，市场占比86.4%。规模化生产的P型单晶PERC平均光电转换效率已达22.8%，部分先进企业技术已达23%。进一步提升效率、降低成本、双面PERC技术等将成为PERC未来的主要发展方向。预计随着技术的进步、电池光电转换效率的进一步提升及成本的大幅降低。

N型电池技术将会是未来的主要方向之一。但其大规模走向市场仍需突破量产化技术瓶颈、提高技术成熟度、促进核心设备国产化以及降低生产成本。

钙钛矿太阳能电池技术

钙钛矿太阳能电池（PSC）相比传统太阳能电池，具有原料丰富、工艺简单、成本低、能耗低、效率高、载流子寿命长、环保等优势。尤其是对杂质不敏感、吸光能力强、不需高温工艺，其理论成本远低于当前主流技术，极具成本优势及经济性。

PSC技术发展迅猛，光电转换效率提升速度远远超过其他光伏技术，在短短12年间，其转换效率从2009年的3.8%提升至当前的25.7%，迅速成为当前国际光伏的前沿及产业化热点研究领域，被认为是“最具潜力的下一代光伏发电技术”，目前处于小规模试验及中试阶段。

我国在PSC电池领域与国际同步，多项技术保持世界前列。PSC未来发展需攻克光电转换效率及长期稳定性、叠层技术、无铅钙钛矿、大面积组件方面的关键技术。

薄膜太阳能电池技术

薄膜太阳能电池相比晶硅太阳能电池，具有材料消耗少、能耗低、成本低、可柔性、重量轻、弱光性好、可透光等优势，在BIPV、分布式电站、移动电源、便携式可穿戴等领域具有广阔的应用前景，目前占据10%左右的市场份额。传统的薄膜太阳能电池主要包括硅基、砷化镓（GaAs）、铜铟镓硒（CIGS）、碲化镉（CdTe）等。硅基薄膜太阳能电池包括非晶硅、微晶硅等薄膜太阳能电池，但当前与晶硅太阳能电池相比，在电池性能及成本上无明显优势，技术提升空间相对较为有限。GaAs具有最高的转换效率、带隙合适、吸收效率高、抗辐照能力强、耐高温等优点，在空间应用、无人机等领域具有很大的发展前景。

目前能够商品化的薄膜太阳能电池主要有CIGS及CdTe电池。CIGS稳定性好、成本低、不衰退、弱光性能好，目前实验室光电转换效率纪录为23.4%。由于CdTe本身技术壁垒较高，目前全球CdTe组件量产主要是美国First Solar，占全球约99%以上份额。CdTe稳定性高，弱光性能好，热斑效应小，无光致衰减效应、适合柔性，光电转换效率未来仍有较大提升空间。但目前CdTe本身材料具有一定的局限性，表现为原料Te储量有限、CdTe材料存在污染问题。未来需要开发环境友好替代材料、高效回收循环利用等技术，突破技术瓶颈，在提高量产组件光电转换效率的同时，推动产业规模扩大，进一步降低成本。