四川省晶硅光伏产业链生产阶段脱碳技术路径减排结果分析_36页_5mb

> **来源：[研报客](https://pc.yanbaoke.cn)** 报告 # 四川省晶硅光伏产业链生产阶段脱碳技术路径减排结果分析 Emission Reduction Analysis of Decarbonization Pathways in the Production Stage of Sichuan's Crystalline Silicon PV Industry Chain 裴海钢、向柳、文新茹 # 作者介绍 裴海钢 | 世界资源研究所，（美国）北京代表处，可持续转型中心，研究助理 邮件：Haigang.Pei@wri.org 向柳 四川省环境政策研究与规划院，能源与气候变化研究中心，工程师 文新茹 四川省环境政策研究与规划院，能源与气候变化研究中心，工程师 校对谢亮 版面设计张烨 # 致谢 作者感谢为本研究提供支持与专业洞见的有关专家，以及为本文的撰写提供宝贵专业建议的专家和同事（排名不分先后）： 陈明扬 四川省环境政策研究与规划院 龚君 联合国开发计划署可持续发展创新实验室（成都） 朱子涵 通威股份有限公司 陈昌国 中国大唐集团绿色低碳发展有限公司西南分公司 李思锐 四川省工业环境监测研究院 彭澎 中国新能源电力投资联盟 蒋小谦 世界资源研究所 徐生年 世界资源研究所 马钰 世界资源研究所 奚文怡 世界资源研究所 杨雨涵 世界资源研究所实习生 上述专家的审阅意见仅代表其对本文的学术性把关，并不代表完全认同本文内容。对于本文的任何错误和疏漏，相关责任皆由作者承担。 感谢世界资源研究所方莉、刘哲、苗红在报告撰写过程中提供的宝贵意见与专业指导。同时，感谢谢亮与张烨在报告编辑与设计方面的贡献。 # 引用建议 裴海钢、向柳、文新茹. 2025. "四川省晶硅光伏产业链生产阶段脱碳技术路径减排结果分析" 报告. 北京: 世界资源研究所. https://doi.org/10.46830/wrirpt.23.00161. 版本1 2025年11月 # 目录 # 3 执行摘要 4 亮点 4 研究背景 4 研究问题及方法 5 主要结论 6 建议 # 9 第一章.晶硅光伏产业发展和碳排放现状 10 晶硅光伏产业发展迅猛 11 晶硅光伏脱碳行动迫在眉睫 # 13 第二章.研究问题及方法 14 研究问题 14 研究范围 14 研究方法及数据来源 # 21 第三章.四川省晶硅光伏产业链生产阶段脱碳路径 22 使用清洁能源电力制备氢气将有效减少硅料生产阶段碳排放 22 提高生产能效以大幅减少四大环节生产碳排放 23 使用省级排放因子以体现晶硅光伏产业低碳属性 # 25 第四章.结论与建议 26 结论 26 建议 # 28 附录 附录A.四大环节碳排放计算方法 29 附录B.灰色模型预测结果 30 附录C.绿电成本和节能节约成本计算方法 # 31 参考文献 # 33 关于WRI # 执行摘要 作为光伏产业链核心环节的重要生产基地,四川省在硅料、硅片、光伏电池片和光伏组件四大环节均具有显著产能优势。2022年,四川省也正式将晶硅光伏产业纳入绿色低碳优势产业培育体系。根据战略规划,四川将通过全产业链协同发展,着力打造具有全球影响力的晶硅光伏产业集群。随着国际社会对光伏产品的低碳要求日益严格,四川省乃至全国晶硅光伏行业需将碳排放纳入战略规划的核心考量因素之中来。 # 亮点 2022年，四川省晶硅光伏产业链生产阶段碳排放总量达243万吨（基于四川省级电力平均二氧化碳排放因子计算），预计2026年将增至620万吨，年均增速达 $26\%$ 。其中，硅料环节为最主要的排放源，排放量占比达 $67\%$ 通过升级能效技术，到2026年，四川省晶硅光伏产业链上游硅料、硅片、光伏电池片和光伏组件四大环节（以下简称四大环节）每年可减排约60万吨二氧化碳（基于四川省级电力平均二氧化碳排放因子计算），同时节约电费27亿元（按0.401元/千瓦时计算，由四川电力交易中心提供）。 硅料生产若能实现 $100 \%$ 电气化并全部采用绿色电力制氢，可完全消除制氢环节碳排放，单环节可实现年减排108万吨。 - 排放因子的选择对分析结果有显著影响。如果使用四川省级电力平均二氧化碳排放因子进行核算，四川省晶硅光伏产业链上游四大环节的二氧化碳排放总量，将比使用全国电力平均二氧化碳排放因子计算的结果减少 $80\%$ 以上。 # 研究背景 作为光伏产业链核心环节的重要生产基地，四川省在四大环节均具有显著产能优势。2022年数据显示，全省四大环节产能占全国比重依次为：硅料占 $17.7\%$ ，硅片占 $8.6\%$ ，光伏电池片占 $14.9\%$ ，光伏组件占 $2.5\%$ 。基于在晶硅材料领域的先发优势，2022年，四川省正式将晶硅光伏产业纳入绿色低碳优势产业培育体系。根据战略规划，四川将通过全产业链协同发展，着力打造具有全球影响力的晶硅光伏产业集群。 本报告测算结果显示，2022年，四川省晶硅光伏产业链四大环节的二氧化碳排放（简称碳排放）总量约为910万吨（基于全国电力平均二氧化碳排放因子计算）。当前，四川省正按照“十四五”规划要求，加快推进晶硅光伏产业高质量发展，预计“十五五”初期将有大批新建项目投产，届时生产环节的碳排放将进一步增加。值得注意的是，目前四川省晶硅光伏企业尚未将碳排放纳入战略规划的核心考量因素。然而，国际社会对光伏产品的低碳要求日益严格。例如，法国能源署在光伏项目招标中明确要求，光伏组件产品须符合低碳标准方可进入市场；欧洲光伏协会也正推进将光伏行业纳入碳边境调节机制（CBAM）的覆盖范围。碳排放正逐渐成为影响产品竞争力的关键指标。未来，生产环节的碳排放成本或将与原材料成本和能源成本并重，成为影响中国光伏产品出口的主要因素之一。根据碳减排的量化结果，本报告将向相关政府部门、行业协会和产业链中的相关企业提出推动晶硅光伏产业链脱碳的路径和建议。此类路径和建议也能够为国内其他与四川省类似（清洁能源电力占比较高）的省份、地区和同样面临生产阶段高碳排放的行业领域提供参考。 # 研究问题及方法 本报告聚焦四川省晶硅光伏产业链四大环节，涵盖范围一排放（直接排放）和范围二排放（用电间接排放）。 本报告旨在量化分析相关技术脱碳路径在上述四大环节生产阶段带来的减碳效应，同时评估使用不同排放因子对碳排放总量和减排潜力计算结果的影响。 本报告以2022年为基年，由于未来产能等数据仅可获取至2026年，故设定2026年为目标年，构建了“趋势照常情景”和“深度脱碳情景”两种情景，测算单位产品能耗和电气化率在不同完善速度下产生的减排影响。 在趋势照常情景下，政策与技术发展缓慢，硅料电气化率维持在 $90\%$ 。单位电耗降幅有限：硅料降至55兆瓦时/吨，降幅为 $8.3\%$ ；硅片降至29兆瓦时/吨，降幅为 $11\%$ ；光伏电池片降至50兆瓦时/兆瓦，降幅为 $6\%$ ；光伏组件降至12.5兆瓦时/兆瓦，降幅为 $7.4\%$ 。 在深度脱碳情景下，政策强力驱动，硅料生产实现 $100\%$ 电气化和绿氢应用。单位电耗大幅下降：硅料降至51兆瓦时/吨，降幅为 $15\%$ ；硅片降至25兆瓦时/吨，降幅为 $23.8\%$ ；光伏电池片降至37兆瓦时/兆瓦，降幅为 $30\%$ ；光伏组件下降至11.8兆瓦时/兆瓦，降幅为 $12.6\%$ 。 此外，本报告采用全国电力平均二氧化碳排放因子和四川省级电力平均二氧化碳排放因子，量化不同因子选取对于碳排放核算结果的影响。碳排放计算方法见附录A。 # 主要结论 目前，晶硅光伏四大环节生产阶段中，仅硅料生产尚未实现 $100\%$ 电气化率。根据调研结果，2022年四川省内硅料生产电气化率已达 $90\%$ 以上，另外 $10\%$ 的化石燃料使用主要是煤或天然气制氢，然后将生产的氢气作为还原剂生产高纯度硅料。据本文预测，若使用四川省级电力平均二氧化碳排放因子进行测算，完全电气化可以使生产每吨硅料的碳排放比使用煤制氢设备减少 $11\%$ （0.77吨）；若企业使用 $100\%$ 清洁能源电力制备氢气，则可完全消除该工序的碳排放。 能效提升可以降低单位产品电耗，进而为晶硅光伏生产过程带来显著的减碳效益。本报告测算，通过能效提升，2026年四大环节可相对趋势照常情景减少 $12\%$ 的碳排放。其中，硅料环节和光伏组件环节的减排潜力较大，若使用四川省级电力平均二氧化碳排放因子进行计算，减排量分别为 26.5万吨和32万吨。提升能效不仅能够给四川晶硅光伏整个产业链带来年均60万吨的二氧化碳减排量，还能够显著降低企业生产成本：预计硅料环节可以节电25亿千瓦时，硅片环节可以节电12.7亿千瓦时，光伏电池片环节可以节电30.6亿千瓦时，光伏组件环节可以节电1344万千瓦时，总计节约电费约27亿元（按0.401元/千瓦时计算，由四川电力交易中心提供）。 晶硅光伏四大环节生产阶段具有高度电气化的特点，因此，其碳排放主要来源于使用电力的间接排放。根据国家公布的数据，2022年全国电力平均二氧化碳排放因子为0.5366千克二氧化碳/千瓦时，四川省级电力平均二氧化碳排放因子为0.1404千克二氧化碳/千瓦时。因此，采用不同排放因子会导致碳排放总量的核算结果出现巨大差异，如图ES-1所示，使用两个排放因子计算的2026年碳排放之差在2400万吨左右。 目前，在国际范围内，对光伏产品的碳排放和碳足迹提出明确核算要求的，主要是法国进口光伏组件招标第二阶段要求（PPE2）文件。该文件规定，来自中国的光伏组件在核算碳足迹时，必须使用文件中提供的国家电网电力碳足迹因子，其数值为1.1055千克二氧化碳当量/千瓦时。而生态环境部2025年发布的国家电力平均碳足迹因子为0.6205千克二氧化碳当量/千瓦时，这一数值接近PPE2文件中碳足迹因子的一半。因此，使用中国发布的国家碳排放和碳足迹因子更能真实地反映光伏产品的碳排放和碳足迹。同样地，在四川生产的光伏产品应使用四川本地的排放因子，以更准确地反映当地光伏产业的实际生产碳排放情况。 图ES-1 使用不同排放因子的四川省晶硅光伏生产碳排放总量情景分析 趋势照常情景 深度脱碳情景 使用全国电力平均二氧化碳排放因子测算结果（万吨） 来源：课题组根据相关资料测算。 使用四川省级电力平均二氧化碳排放因子测算结果（万吨） # 建议 为了实现晶硅光伏产业链的低碳高质量发展，有必要构建涵盖“技术革新—产业协同—政策引导—国际对接”的全方位发展体系。 通过技术和管理节能加快晶硅光伏四大环节的生产能效提升，尤其是硅料环节和光伏电池片环节。硅料环节和光伏电池片环节在四川省晶硅光伏产能和碳排放方面均占较大比重。建议四川省内硅料和光伏电池片企业加快生产能效提升等相关技术研发，争取2026年前实现生产技术革新：硅料企业可通过优化工艺流程、升级老旧设备、实现能源管理自动化和回收利用余热等方法提升能源效率；光伏电池片企业应加强异质结等高效电池技术研发，引入自动化、智能化生产系统，提升资源回收利用水平。同时，可重点研发硅烷流化床法（颗粒硅）等低碳硅料生产技术，使单位能耗较棒状硅大幅降低，并建议推广金刚线切割与薄片化等技术，实现硅片生产能效提升。在管理方面，可部署数字孪生工厂实现能耗动态监控与优化，并广泛应用AI质检系统降低废品率等方式以提升能效。 整合上下游产业链资源，形成高效、紧密、绿色的生态系统。一是提升四川省内晶硅光伏产业紧密度，四川省政府相关部门应积极发挥引导和协调作用，推动省内光伏企业之间的合作与创新，通过建立产业联盟等方式，促进企业间的信息共享、技术合作和资源整合，避免各企业之间的恶性竞争，形成协同发展的良好态势；二是政府可以通过政策引导和经济激励，鼓励企业参与绿电项目，推动光伏产业与清洁能源发电的深度融合，共同开发和利用清洁能源项目，形成稳定的绿电供应链。 鼓励既有硅料项目及新建硅料项目布局电解制氢设备及绿电生产。建议相关部门和金融机构提供专门资金，鼓励硅料企业逐步淘汰既有化石燃料制氢设备，并在规划新产能时提前考虑布局电解制氢设备，以降低未来的建造成本和土地利用风险。 创新制度与氢能金融激励机制。建议推行“碳效领跑者”制度，通过设置梯度电费激励企业高效低碳生产。同时，建议推出光伏产品低碳认证标识（含出口专用版），提升市场认可度，并建立碳排放配额与产能挂钩机制，强化低碳约束。 制定晶硅光伏产业生产能耗限额标准，引导产业节能增效。相关政府部门可协同晶硅光伏行业协会等制定相关的生产能耗指导标准，逐步淘汰落后产能，激励先进的高效产能。同时，金融部门可设立专项资金，支持企业引入先进生产设备。 推动晶硅光伏行业内循环经济发展，实现资源高效利用和环境可持续保护。鼓励企业加强对生产过程中废弃物和副产品的回收利用，优化资源配置，最大限度地减少资源浪费。同时，推动企业间的资源共享和协同合作，实现原材料和能源的循环使用。政府相关部门应出台鼓励循环经济发展的政策措施，如税收优惠、补贴支持等，激励企业积极参与循环经济建设。同时，应制定行业标准，规范企业的生产和回收行为，推动行业绿色转型。 鼓励创建光伏零碳工业园区试点。在能源结构转型方面，政府应出台相关政策和激励措施，支持企业在园区内开展绿色能源项目，降低运营成本，提升其参与积极性；支持企业在园区内应用先进的能源管理系统和储能技术，提升能源利用效率，确保绿电的高效分配和使用，以实现 $100\%$ 绿电供应。四川省具有得天独厚的优势，利用丰富的太阳能和水能资源，可以助力建设“零碳光伏产业园”，实现区域经济的绿色转型。这不仅有助于地方经济的发展，同时也为全国的能源结构转型提供了重要的示范效应。 建立健全晶硅光伏行业碳排放/碳足迹核算体系。目前，光伏行业已经被纳入100个碳足迹核算标准重点行业中，但碳足迹和碳排放核算本身还有较大差别。虽然国际上目前仅针对光伏产品的碳足迹提出了相关要求，但生产阶段碳排放未来或将面临类似CBAM的要求，且控制生产阶段碳排放本身也是产业制定战略规划时需要关注的重点之一。因此，建 议相关部门（如标准制定机构）、中国光伏行业协会及光伏行业龙头企业在完善碳足迹核算体系的同时，同步建立晶硅光伏生产阶段碳排放核算体系。 明确省级电力平均二氧化碳排放因子的使用场景。排放因子是核算体系中的重要部分。在法国PPE2文件招标要求中，美国和欧洲生产的晶硅光伏产品可使用区域性排放因子进行核算，而中国产品仅能采用全国电力平均二氧化碳排放因子，使四川等清洁能源丰富省份的企业无法凸显区位优势。生态环境部和国家统计局于2024年12月发布了《2022年电力二氧化碳排放因子》，并计划建立电力二氧化碳排放因子常态化发布机制，及时更新和定期发布电力二氧化碳排放因子，但未明确不同排放因子的适用场景。建议发布核算标准体系的相关部门对各类排放因子的适用场景进行说明，鼓励使用差别化的省级电力二氧化碳排放因子，以准确反映各地区的电力结构特征。 国际绿色合作与标准输出相结合。相关主管部门和行业主体应开发符合法国PPE2指令的低碳光伏产品，提升出口竞争力。向“一带一路”共建国家输出“光伏+储能”低碳解决方案，推动技术扩散。此外，有关政府部门、行业协会、标准化组织及龙头企业应牵头主导制定面向发展中国家的光伏碳排放标准，提升国际话语权。同时，积极参与国际标准化组织的相关工作，推动实现光伏产品和技术的国际互认，降低贸易壁垒，进一步增强我国光伏产业在全球市场的竞争力。 建议发布核算标准体系的相关部门对各类排放因子的适用场景进行说明，鼓励使用差别化的省级电力二氧化碳排放因子，以准确反映各地区的电力结构特征。 # 第一章 # 晶硅光伏产业发展和碳排放现状 四川省拥有良好的资源禀赋和发展基础，目前已经拥有较为完整的上游晶硅光伏产业链，在全国处于较为领先地位。但同时，晶硅光伏生产四大环节（包括硅料、硅片、光伏电池片、光伏组件）的生产过程也面临高能耗、高碳排放的挑战。晶硅光伏产业链亟须同步探索脱碳路径，在产能不断扩张的同时，降低其产品碳排放强度，控制行业碳排放总量。 # 1.1 晶硅光伏产业发展迅猛 自2012年以来，全球和中国的光伏累计及年度新增装机容量均逐年快速增长（见图1）。截至2023年，全球光伏发电累计装机容量约为1600吉瓦，其中2023年新增446吉瓦（全球光伏，2023）。全球和中国可再生能源装机容量不断增长，光伏在其中占据重要地位，不断上调的装机容量目标也将持续推动光伏产业发展。 2023年11月，中美两国在《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明》中提出：在21世纪20年代这关键十年，两国支持二十国集团领导人宣言所述努力争取到2030年全球可再生能源装机增至三倍。同年，在第28届联合国气候变化大会（COP28）上，超过100个国家签署《全球可再生能源及能效宣言》，明确了到2030年将可再生能源装机容量提升到2022年的三倍的目标。这意味着2023—2030年的7年 间，全球将再新增4200吉瓦太阳能发电装机容量，年均新增600吉瓦（中国国际光伏产业大会，2023）。 四川省作为中国光伏产业发展的重镇，一直大力发展光伏产业，积极推动当地产业升级。2022年，四川省委发布《中共四川省委关于以实现碳达峰碳中和目标为引领推动绿色低碳优势产业高质量发展的决定》，将晶硅光伏产业列为当地的绿色低碳优势产业，具体定义为四川省清洁能源支撑产业，并指出：发挥晶硅制造先发优势，着力健全产业链条，扩大先进产能规模，巩固行业领先地位，建设世界级晶硅光伏产业基地。2024年，四川省经济和信息化厅发布《促进光伏产业高质量发展的实施意见》，提出至2027年形成全产业链协同发展的产业集群，行业预期产值规模超过5000亿元。 四川省拥有良好的资源禀赋和发展基础，目前已经拥有较为完整的上游晶硅光伏产业链，在全国处于较为领先 图1 | 全球和中国光伏装机容量历年变化情况 来源：课题组根据IRENA（2022）的相关研究测算。 表1|2022年中国和四川省晶硅光伏产业链四大环节产能对比 数据 硅料 硅片 光伏电池片 光伏组件 中国产能 135.6万吨 650.3吉瓦 517.2吉瓦 400吉瓦 四川省产能 24万吨 56吉瓦 77吉瓦 10吉瓦 四川省产能占比 17.7% 8.6% 14.9% 2.5% 来源：课题组根据人民网、中国光伏行业协会和各相关企业官方网站信息整理。 地位。截至2022年，四川省内晶硅光伏产业链四大环节都已具备较高产能，形成了较为完整的产业链集群（见表1）。2022年，四川省硅料产能为24万吨（人民网，2023），在中国各省份中排名第二，占中国硅料总产能135.6万吨（中国光伏行业协会，2023）的 $17.7\%$ ；硅片产能为56吉瓦（人民网，2023），排名中国各省份第五，占中国硅片总产能650.3吉瓦（中国光伏行业协会，2023）的 $8.6\%$ ；光伏电池片产能77.3吉瓦（人民网，2023），排名中国各省份第四，占中国光伏电池片总产能517.2吉瓦（中国光伏行业协会，2023）的 $14.9\%$ ；光伏组件产能为10吉瓦（通威太阳能官网，2023），占中国光伏组件总产能400吉瓦（中国光伏行业协会，2023）的 $2.5\%$ 。 # 1.2 晶硅光伏脱碳行动迫在眉睫 近年来，中国晶硅光伏生产四大环节的能耗（王姿怡，2023）和碳排放水平均居高不下。2022年，全国单位硅料平均综合电耗达60兆瓦时/吨（中国光伏行业协会，2023），远超同期单位电解铝综合电耗（12.4兆瓦时/吨）。根据课题组测算（具体方法见附录A），2022年中国晶硅光伏产业四大环节的单位产品碳排放分别为：硅料37吨二氧化碳/吨、硅片18.5吨二氧化碳/吨（相当于38.3吨二氧化碳/兆瓦）、光伏电池片30吨二氧化碳/兆瓦、光伏组件7.7吨二氧化碳/兆瓦。其中，硅料、硅片的单位产品碳排放强度都高于几大传统高碳排放行业产品——2021年中国单位水泥产品平均碳排放强度为0.58吨二氧化碳/吨（NRDC，2024）、2020年中国单位钢铁产品平均碳排放强度为2吨二氧化碳/吨（RMI，2021）、2020年中国单位电解铝产品平均碳排放强度为11.33吨二氧化碳/吨。 2022年，四川省硅料、硅片、光伏电池片和光伏组件的产量分别为16.5万吨、29.7吉瓦（或7.4万吨）、53吉瓦和4.8吉瓦（四川省经济和信息化厅，2023），结合碳排放总量核算方法（见附录A），计算得到2022年四川省晶硅光伏产业链上游四大环节碳排放总量为910.1万吨。其中，硅料生产环节约610.5万吨，占比 $67\%$ ；硅片生产环节约136.9万吨，占比 $15\%$ ；光伏电池片生产环节约159万吨，占比 $17.4\%$ ；光伏组件生产环节约3.7万吨，占比 $0.4\%$ （见表2）。 “十四五”期间，四川省已明确要加速推进晶硅光伏产业高质量发展，并在“十五五”初期陆续落地多项新项目。届时，晶硅光伏产业链上游生产阶段四大环节的能耗与碳排放压力将进一步增大（席代金，2022）。因此，晶硅光伏产业链四大环节亟须同步探索脱碳路径，在产能不断扩张的同时，降低其产品碳排放强度，控制行业碳排放总量。 目前，晶硅光伏产业链尚未将碳排放纳入战略布局和新建项目选址的首要考量。随着法国能源署等机构在项目招标中引入光伏产品低碳考核机制，晶硅光伏产业应更加留意政策和贸易机制，相关产品生产阶段的碳排放成本可能会成为原材料成本、能源采购成本和人力资源成本以外的重要生产成本（张白玲，2011），甚至可能在全球光伏需求高速发展过程中成为中国出口光伏产品的硬性门槛之一（沈可挺，2010）。 对于四川等将晶硅光伏作为重点发展产业的省份，如何在促进区域经济增长的同时，有效降低生产环节碳排放，为地方可持续发展和低碳转型提供切实可行的对策，将成为研究和政策关注的重点。 表 2 | 2022年四川省晶硅光伏产业碳排放情况 硅料 硅片 光伏电池片 光伏组件 单位产品碳排放 37吨二氧化碳/吨 18.5吨二氧化碳/吨 (相当于38.3吨二氧化碳/兆瓦) 30吨二氧化碳/兆瓦 7.7吨二氧化碳/兆瓦 四川四大环节生产碳排放 (总计910.1万吨) 610.5万吨 136.9万吨 159万吨 3.7万吨 碳排放占比 67.3% 14.9% 17.4% 0.4% 注：1.排放因子使用全国电力平均二氧化碳排放因子。 2.关于表中单位产品碳排放计算结果的准确性，目前并未有其他文献对中国晶硅光伏产业四大环节生产阶段的碳排放强度进行测算，仅能通过整合各大企业的ESG报告数据进行计算。因通威股份包含所有环节的数据，以其ESG报告数据计算得出的结果显示，其各环节单位产品碳排放强度与表中结果差异在 $20\%$ 以内，这是因为个别企业的单位产品能耗强度与全国平均值存在较大差异。 来源：课题组根据相关资料测算。 # 第二章 # 研究问题及方法 本文设置趋势照常和深度脱碳两大情景，针对晶硅光伏产业链四大环节生产过程的范围一和范围二排放进行情景分析。通过模拟设置各环节电气化率和综合电耗等参数，对未来晶硅光伏四大环节的生产过程碳排放进行预测。 # 2.1 研究问题 本报告聚焦四川省晶硅光伏产业链生产阶段的四大环节，旨在量化四大环节脱碳技术路径在生产制造阶段为四川省带来的减碳效应，同时评估不同排放因子对碳排放总量测算结果的影响。 碳排放总量的计算方法见附录A。基于量化结果，本报告将向政府部门、行业协会和相关企业提出推动晶硅光伏产业链脱碳的政策和技术建议，这些建议亦可为国内其他清洁能源电力占比较高的省份以及类似生产阶段高碳排放的行业提供参考。 # 2.2 研究范围 本报告以2022年为基准年，考虑到未来产能数据的可获取性，设置2026年为目标年。 本报告涵盖晶硅光伏产业链四大环节的范围一排放（直接排放）和范围二排放（用电间接排放）。 区别于产品碳足迹研究（包括上游原料开采运输、中游生产加工、下游回收利用等全生命周期环节），本报告仅关注生产加工环节，因此不涵盖硅矿石开采和工业硅粉冶炼环节、终端光伏电站建设和发电环节，以及老旧光伏组件回收环节。排除硅矿石开采和工业硅粉冶炼环节的另一原因是：工业硅产业链同时服务于多晶硅、有机硅、硅铝合金和出口领域，2021年多晶硅产业仅消耗工业硅总量的 $21\%$ （宏源期货，2023）。这两个环节生产阶段的碳排放无法完全归属于晶硅光伏产业，且中国光伏行业协会亦未将硅矿石和工业硅纳入晶硅光伏行业的主要产品范畴。 ■ 硅料仅包含采用西门子法生产的棒状硅料（以下简称“硅料”）。选择该范围的原因是：目前棒状硅料产能占全国硅料总产能的 $97.2\%$ ，而流化床法生产的颗粒硅市场占比较小，且其生产技术尚不够成熟，缺乏详细的生产能耗数据（中国光伏行业协会，2023）。 # 2.3 研究方法及数据来源 本报告设置了“趋势照常情景”和“深度脱碳情景”，测算单位产品能耗和电气化率在不同完善速度下产生的减排效果。情景设置根据相关政策扶持和资金支持力度（邵学峰，2021）、市场产能饱和程度（白雪洁，2018）及终端电站建设速率（王宏伟，2022）等因素确定。同时，本报告采 用国家和省级两套排放因子，以量化不同排放因子对于碳排放结果的影响。 脱碳措施的考量：能源效率提升作为非电力工业行业碳减排技术路径的核心（陈诗一，2024），是晶硅光伏产业应该重点发展的减排路径之一。 电气化率的提升对工业脱碳同样具有显著效果（Group，Nature Catalysis，2023）。目前，晶硅光伏产业链上游四大环节中，硅片、光伏电池片和光伏组件三大产品的生产已实现 $100\%$ 电气化（中国光伏行业协会，2023），仅硅料生产环节仍涉及煤或天然气制备氢气。由于硅料生产过程中三氯氢硅的还原需要氢气，四川省内硅料生产厂家目前普遍配备制氢设备。根据课题组前期调研，当地硅料生产电气化率已达 $90\%$ ，仅部分老旧厂区仍使用煤制氢装置。因此，本模型仅测算硅料环节的电气化率提升情况。 除上述两种技术路径外，工业领域脱碳的技术路径还包括需求端减量、降低生产阶段化学工艺排放和生产阶段末端治理（如CCUS）（陈诗一，2024）。然而，四川省、中国乃至全球晶硅光伏产业正处于快速发展期，至2026年四大环节产品需求仍将保持增长趋势（向树民，2022）；四大环节现有的生产技术不涉及化学工艺排放（中国光伏行业协会，2023）；CCUS等末端治理设备要求占地面积大，且可能需要对现有设备进行改造（陈曦，2022），这对既有硅料生产厂家而言，实施难度较大，如果在新上项目中规划CCUS设备，同样需要考虑土地利用因素和成本因素。而制氢设备作为晶硅光伏产业必建设施，在必要性、可行性和经济性上均优于CCUS。CCUS主要用于去除其他技术路径无法避免的碳排放，而产业链一旦实现完全电气化，将不再产生此类排放。因此，本报告模型主要量化能效提升和硅料电气化率提升所带来的减排效应，不考虑需求端减量、降低生产阶段化学工艺排放和生产阶段末端治理（如CCUS）。 # 脱碳模型设置： 综上所述，本报告构建的脱碳模型如下： 总减排量可表示为： $$ E _ {r e d u c e} = \sum_ {i = 1} ^ {2} \Delta E _ {i} = \sum_ {i = 1} ^ {2} E _ {i \text {深 度 脱 碳 情 景}} - E _ {i \text {趋 势 照 常 情 景}} \tag {1} $$ 其中： $E_{reduce}$ 为四川省四大环节生产阶段的总碳减排量，单位为万吨； $i = 1$ 表示电气化率提升路径； $i = 2$ 表示能效提升路径； $\Delta E_{i}$ 为第 $i$ 种脱碳路径产生的碳减排量，单位为万吨； $E_{i}$ 深度脱碳情景（简称 $E_{i\text{深}}$ ）为第 $i$ 种路径下深度脱碳情景中四川省四大环节生产阶段的总碳排放，单位为万吨； $E_{i}$ 趋势照常情景（简称 $E_{i\text{常}}$ ）为第 $i$ 种路径下趋势照常情景中四川省四大环节生产阶段的总碳排放，单位为万吨。 电气化率提升路径的减排量计算公式为： $$ \Delta E _ {t} = \left(C I _ {\text {c o a l}} - C I _ {\text {e l e c t r i c i t y}}\right) \times \left(\varphi_ {\text {深}} - \varphi_ {\text {常}}\right) \times Q _ {\text {p o l y - S i}} \times \emptyset_ {\text {p o l y - S i}} \tag {2} $$ 其中： $C I_{\text {coal}}$ 为煤制氢工艺生产1吨硅料产生的碳排放量。煤制氢设备每生产1吨氢气产生的碳排放为11吨（陈馨，2023）。由于涉及企业的吨氢气生产硅料数据不一致，且实际数据未公开，课题组根据化学计量关系计算，每吨氢气可还原得到7吨硅料，即煤制氢工艺每生产1吨硅料将产生碳排放1.59吨。此理论结果主要用于不同类型制氢设备的碳减排量对比，计算过程中，氢气制硅料比例保持一致，以确保对比分析结果有效； 相关化学反应为： $\mathrm{H}_2 + \mathrm{SiHCl}_3 = \mathrm{Si} + 3\mathrm{HCl}$ （反应温度 $1400^{\circ}\mathrm{C}$ ，由电锅炉提供，其电耗已计入单位硅料产品综合能耗）； $C I_{\text{electricity}}$ 为电解制氢工艺生产1吨硅料产生的碳排放量。电解制氢每生产1千克氢气产生的电耗为55千瓦时（国际氢能网，2021），使用不同排放因子会导致电解制氢的碳排放强度产生差异。使用清洁能源电力制氢时， $C I_{\text{electricity}} = 0$ ； $\varphi$ 为2026年四川省硅料生产阶段电气化率，具体数值见下文情景及参数设置部分； $Q_{poly-Si}$ 为2026年硅料产能数据，由课题组根据四川省经济和信息化厅、四川省发展和改革委员会等部门统计，并结合企业官方发布信息整合得到（见表3）； $\varnothing_{poly-Si}$ 为2026年硅料产能利用率，由课题组根据测算得到（见下文情景及参数设置部分）。 能效提升路径的减排量计算公式为： $$ \Delta E _ {2} = \sum_ {p = 1} ^ {4} \left(\Delta E I _ {p} \times E F _ {g r i d}\right) \times Q _ {p} \times \emptyset_ {p} \tag {3} $$ $$ \Delta E I _ {p} = E I _ {p \text {深}} - E I _ {p \text {常}} \tag {4} $$ 其中： $\Delta E I_{p}$ 为2026年两种情景中四大环节单位产品综合电耗的差值， $p = 1$ 、2、3、4分别对应硅料、硅片、光伏电池片和光伏组件环节。此计算假设硅料环节已实现 $100\%$ 电气化，因此四大环节仅考虑电力消耗； $EI_{p}$ 常为2026年趋势照常情景下四大环节的单位产品综合电耗，来源于中国光伏行业协会测算，具体数值详见表4； $E I_{p}$ 为课题组基于灰色模型预测的2026年深度脱碳情景下四大环节的单位产品综合电耗，具体测算方法与结果详见下文情景及参数设置部分； $EF_{grid}$ 为排放因子，详情见下文的情景及参数设置部分。 $Q_{p}$ 为2026年四川省硅料生产四大环节产能，由课题组根据四川省经济和信息化厅、四川省发展和改革委员会等部门统计，并结合硅料环节企业官方发布信息整合得到（见表3）； $\varnothing_{p}$ 为2026年四川省四大环节产能利用率，由课题组根据测算得到（见下文情景及参数设置部分）。 # 情景及参数设置 自2004年以来，中国晶硅光伏产业链发展可分为两个主要阶段：2004—2012年，中国政府通过“光伏建筑示范项目”和“金太阳示范工程”等政策，采用财政补助、科技支持和市场拉动策略，快速促进了光伏产业技术进步和规模化发展（王江，2012）。2012年后，由于欧美发起“双反”调查以及国内出现产能过剩问题，中国光伏行业遭遇严重挫折，其间光伏生产技术停滞不前（王文祥，2014）。2020年，随着中国“双碳”目标的提出，晶硅光伏产业再次迎来新一轮发展机遇，产业规模持续扩大，形成了全面完整的产业链集群。在光伏电价补贴机制等诸多新能源电力政策的引领下，上游生产技术也取得了显著突破（王宏伟，2022）。 综上所述，晶硅光伏产业生产技术的更新速度受多种因素影响，包括政策扶持和资金力度（邵学峰，2021）、市场产能饱和程度（白雪洁，2018）及终端电站建设速率（王宏伟，2022）等。基于此，本报告设置了“趋势照常情景”（Conservative scenario）和“深度脱碳情景”（Radical scenario）两种情景，对2026年四川省四大环节生产阶段脱碳路径的减排效果进行量化分析。 情景假设： 趋势照常情景：假设2022—2026年间，四川省内继续维持针对晶硅光伏行业的现有政策且缺乏新增政策和资金投入，四大环节产能过剩问题显现，企业技术研发速率保持现状。这将导致四大环节生产技术发展较慢。课题组假设在此情景下：硅料生产阶段制氢设备电气化进程和电解制氢用电清洁化程度均较缓，硅片环节拉晶和铸锭工艺提升速率有限，光伏电池片量产种类替换和光伏组件生产技术升级更新均较慢。因此，模型中电气化率增速和四大环节单位产品综合能耗降速都会减缓，具体参数的设定和数值见下文。 深度脱碳情景：假设四川省针对晶硅光伏行业的现有政策将快速落地，并有新增推进减少生产碳排放的政策和资金投入，四大环节产能有序发展，各企业技术研发效率提升，终端电站建设加速。这些条件将有效提升四大环节生产技术发展水平。课题组假设此情景下：硅料生产阶段的制氢设备电气化进程迅速且电解制氢用电实现清洁化，硅片生产环节拉晶和铸锭工艺的提升速率较快，光伏电池片量产种类更替较快，光伏组件生产技术的升级更 新较快。因此，模型中电气化率增速和四大环节单位产品综合能耗降速都会加快，具体参数的设定和数值见下文关键参数设置部分。 关键参数设置： # $\varphi$ ：2026年四川省硅料生产阶段电气化率 趋势照常情景：硅料生产阶段电气化率维持基准年水平，为 $90\%$ 深度脱碳情景：硅料生产阶段电气化率达到 $100\%$ 且使用全清洁能源电力制氢。2018—2022年，全国晶硅硅料生产阶段电气化率正逐步提升（中国光伏行业协会，2023）。课题组根据中国光伏行业协会统计的2018—2022年全中国硅料生产阶段平均电气化率数据进行线性回归（见图2），预测2026年硅料生产阶段电气化率可达到 $100\%$ 。结合上文中提到四川省硅料生产阶段电气化率现已超过 $90\%$ ，课题组认为在现有条件及政策背景下，2026年四川省硅料生产阶段实现 $100\%$ 电气化率具有可行性。 # $Q_{p}$ ：2026年时四川省硅料生产四大环节产能 两个情景中都使用2026年时四川省硅料生产四大环节的规划产能，见表3。 图2|2018—2026年四川省硅料生产阶段电气化率变化趋势 数据来源：课题组根据中国光伏行业协会相关数据测算。 表 3 | 2026年四川省硅料生产四大环节预估产能 环节名称 2026年预估产能 硅料 100万吨 硅片 56万吨 光伏电池片 340吉瓦 光伏组件 40吉瓦 数据来源：课题组根据数字新能源（DBM）相关数据测算。 # $\varnothing_{p}$ ：2026年四川省四大环节产能利用率 在两种情景中，本报告均假设2026年四川省四大环节的产能利用率与基准年（2022年）保持一致。2022年四大环节产能利用率通过实际产量除以投产产能计算得出，数据来源为通威股份、永祥股份、晶科能源、通威太阳能、通合新能源的官方报道。四大环节产能利用率分别如下：硅料为 $68.8\%$ ，硅片为 $59.2\%$ 、光伏电池片为 $68.8\%$ ，光伏组件为 $48\%$ 。因2026年时的产能利用率并无有效的预测数据，且本报告的模型测算目的为对比不同单位产品综合电耗和硅料环节电气化率导致的碳减排差异，量化过程遵循控制变量法的原则，保证产能利用率相同。 # $EI_{p\text{常}}$ ：2026年趋势照常情景下四大环节的单位产品综合电耗 趋势照常情景中，单位产品综合电耗（即完全电气化后的单位产品综合能耗）采用中国光伏行业协会预测的2025年全国光伏行业平均值，具体数值见图3和表4。 使用全国平均产品单位综合能耗和综合电耗进行推算的主要原因在于：一是本报告的主要目的是比较脱碳路径实施与否对碳排放总量的影响。尽管不同地区和企业的单位产品能耗存在差异，但采用统一的全国平均数据可确保结果的可比性。二是单位产品能耗因企业和项目而异，使用已公开的全国平均数据更便于进行定量分析。 # $EI_{p}$ 深：2026年深度脱碳情景下四大环节的单位产品综合电耗 深度脱碳情景中，单位产品综合电耗使用课题组根据基准年数据进行灰色模型测算得到的结果，具体数值见图3和表4。 灰色模型可以通过少量的、不完全的信息建立预测模型，对事物发展规律做出模糊性的长期描述。该模型不需要大量的数据样本，且计算过程工作量小，预测准确度高（黎孔清，2018）。鉴于晶硅光伏四大环节生产阶段的能耗历史数据有限，使用灰色模型进行预测具有可行性。此外，灰色模型是基于样本数据所处系统环境进行预测的，符合深度脱碳情景中假设的未来光伏生产技术发展速度将保持近年来态势的条件。 灰色模型预测分为三个步骤，第一步是将需要演算的数据代入“极比检验公式”，第二步是进行模型测算的可行性检验（邓聚龙，2005），第三步是使用后验差比法对模型预测效果进行检验。本报告中，需要演算的数据为四大环节历年来的单位产品综合电耗，全部数据都来自中国光伏行业协会历年发布的中国光伏行业发展报告。经检验，所有数据序列均通过级比检验，于是将四大环节的单位产品综合电耗数据代入灰色模型，全部进行预测，得到结果见附录B。最后使用后验差比法对模型预测效果进行检验，得到模型后验差比值均小于0.35，表明模型预测精度较高，预测得到的结果可靠（武天宇，2021）。 图3|不同情景晶硅光伏四大环节单位产品综合电耗变化趋势 深度脱碳情景（灰色模型预测结果） 趋势照常情景（中国光伏行业协会预测结果） 不同情景下硅料生产综合电耗预测 图3|不同情景晶硅光伏四大环节单位产品综合电耗变化趋势(续) ……深度脱碳情景（灰色模型预测结果） 趋势照常情景（中国光伏行业协会预测结果） 不同情景下硅片生产综合电耗预测 不同情景下光伏电池片生产综合电耗预测 不同情景下光伏组件生产综合电耗预测 注：计算当年全年能耗时通常用前一年的能耗数据，因此计算2026年碳排放时仅需预测到2025年的数据。 数据来源：趋势照常情景数值来自中国光伏行业协会，深度脱碳情景数值由课题组测算。 $EF_{grid}$ ：排放因子 全国电力平均二氧化碳排放因子：采用生态环境部2023年发布的《关于发布2022年电力二氧化碳排放因子的公告》中规定的0.5366千克二氧化碳/千瓦时。选择此排放因子的依据是：现有晶硅光伏行业碳排放核算标准未明确规定必须使用何种排放因子，因此本报告采用与全国碳排放权交易市场中企业碳排放核算一致的排放因子。 四川省级电力平均二氧化碳排放因子：采用生态环境部环境规划院《中国区域电网二氧化碳排放因子研究（2023）》中对2025年四川省电网的预测值——0.1047千克二氧化碳/千瓦时。选择此参数的依据是：本报告中的目标年是2026年，正应该使用2025年的四川省电力平均二氧化碳排放因子，现有研究及文献中最合适的便是此预测值。 数据来源：本报告中的四大环节产能、产量及未来规划数据来自四川省人民政府新闻网及四川省内四大环节代表企业官网，包括通威股份、通威太阳能、永祥股份、通合新能源、高测股份、晶科能源等；四大环节全国平均能耗数据和全国硅料行业电气化率数据来自中国光伏行业协会《中国光伏产业发展路线图（2022—2023年）》；电力平均二氧化碳排放因子来自《关于做好2023—2025年发电行业企业温室气体排放报告管理有关工作的通知》和《中国区域电网二氧化碳排放因子研究（2023）》。 表 4 | 不同情景中设置的指标及对应数值 指标 环节 基年(2022) 目标年(2026) 趋势照常情景 深度脱碳情景 电气化率(φ) 硅料 90% 90% 100% 硅片 100% 100% 100% 光伏电池片 100% 100% 100% 光伏组件 100% 100% 100% 综合电耗(EP) 硅料(兆瓦时/吨) 60 55 51.32 硅片(兆瓦时/吨) 32.8 28.9 25.08 光伏电池片(万千瓦时/兆瓦) 5.3 5.01 3.7 光伏组件(万千瓦时/兆瓦) 1.35 1.25 1.18 数据来源：基年数据来自中国光伏行业协会，2026年数据来自课题组测算。 # 第三章 # 四川省晶硅光伏产业链生产阶段脱碳路径 通过使用清洁能源电力制备氢气来用于硅料的还原过程, 将有效减少硅料生产阶段碳排放; 同时,提高生产能效也可大幅减少四大环节生产碳排放,并节约相应的生产成本; 最终, 如果能在核算碳排放时使用省级电力排放因子, 将更明显地体现四川省晶硅光伏产业的低碳属性。 # 3.1 使用清洁能源电力制备氢气将有效减少硅料生产阶段碳排放 研究测算表明，对比两个情景下的碳排放总量后得知，使用清洁能源电力制备氢气是硅料生产阶段最有效的减排途径。 若使用普通网电制氢（按全国电力平均二氧化碳排放因子计算），生产每吨硅料反而会比直接使用煤制氢工艺增加2.72吨的碳排放。若使用清洁能源电力制备氢气（电解制氢部分的碳排放计为零），则可实现生产1吨硅料减少1.57吨碳排放。按照课题组设置的两个不同情景，对2026年四川省硅料生产阶段碳减排总量进行量化，比较结果见图4。 基于两种情景对2026年四川省硅料生产阶段碳减排潜力的量化分析可以看出：使用全国电力平均二氧化碳排放因子计算，若仅提升电气化率而不使用清洁能源电力制氢，2026年四川省硅料生产阶段碳排放将增加187.15万吨；若使用四川省级电力平均二氧化碳排放因子进行计算，同样条件下可减少51.6万吨碳排放；但是如果有效利用清洁能源电力制备绿氢，不论使用何种排放因子都可以实现108万吨的减排量。 然而，不同制氢方法成本差异显著。煤制氢成本最低为11元/千克，天然气制氢和工业副产氢成本为 $15\sim 20$ 元/千克，电解水制氢成本普遍在30元/千克以上（王彦哲，2021）。因此，电解水制氢将使能源成本相对煤制氢增加约 170%，相对天然气制氢增加约 $100\% \sim 150\%$ （不含设备投资）。这表明，在现有技术条件下，硅料企业通过提高生产电气化率降低碳排放将面临生产成本上升的挑战，且若不使用清洁能源电力，减排效果将十分有限。 # 3.2 提高生产能效以大幅减少四大环节生产碳排放 提升生产工艺技术能效能够使得四大环节中所有的生产阶段碳排放都大幅降低。基于前节内容，此节假设2026年硅料生产阶段已经实现 $100\%$ 电气化率，按照本报告设置的模型及情景，能效提升所产生的碳减排量化结果如图5所示。 能效提升将使单位产品电耗降低，并为晶硅光伏生产过程带来大量碳减排。研究结果表明，四川省晶硅光伏四大环节均因能效提升获得了可观的碳减排量。2026年，四大环节通过能效提升可减少约 $12\%$ 的生产阶段总碳排放。其中，硅料环节和光伏组件环节的减排潜力最大，若使用全国电力平均二氧化碳排放因子进行计算，减排量分别达到197万吨和239万吨。 降低单位产品综合电耗不仅能显著减少生产阶段的碳排放，还能帮助企业降低运营成本。虽然技术升级过程中存在一定投入，但能效提升本身应作为企业战略规划中的核心目标之一。由于不同项目的节能技改成本差异较大，本报告暂未量化其投入，但可对技术改造后生产阶段中节约的电力消费成本进行估算（计算方法详见附录C）。 图4|2026年四川省硅料环节生产阶段提升电气化率后碳减排量 提升电气化率后的减排量（万吨） 数据来源：课题组测算。 图5|两大情景中2026年四川省晶硅光伏四大环节能效提升后碳减排量 使用全国电力平均二氧化碳排放因子测算结果（万吨） 使用四川省级电力平均二氧化碳排放因子测算结果（万吨） 数据来源：课题组测算。 在课题组假设四大环节生产均已实现 $100\%$ 电气化的前提下，提高能效可直接降低生产电力消费。根据前文数据，每年四大环节可节约电力消费分别为：硅料环节可以节电25亿千瓦时，硅片环节可以节电12.7亿千瓦时，光伏电池片环节可以节电30.6亿千瓦时，光伏组件环节可以节电1344万千瓦时，总计节约电费约27亿元（按0.401元/千瓦时计算，由四川电力交易中心提供）。 # 3.3 使用省级排放因子以体现晶硅光伏产业低碳属性 选取适当的本地排放因子才能够有效地体现实际碳排放情况。图6展示了2026年不同情景下采用不同排放因子计算得到的碳排放总量。使用全国电力平均二氧化碳排放因子（2020年）计算得到的四川省2022年晶硅光伏产业碳排放总量为910万吨，而使用四川省级电力平均二氧化 碳排放因子（2020年）计算得到的碳排放总量仅为243万吨。2026年，两种排放因子计算结果的差异将增长至2400万吨左右。 在核算晶硅光伏四大环节生产阶段碳排放时，不同场景使用不同电力碳排放的结果会有明显的差异。目前，晶硅光伏行业并未被纳入国家碳排放权交易市场，缺乏统一的国家级碳排放核算标准。中国晶硅光伏龙头企业（包括通威、隆基、晶科等）在其ESG报告中披露的生产碳排放数据均采用全国电力平均二氧化碳排放因子，这使得四川省内光伏企业无法体现其使用高比例清洁能源电力的优势。若采用全国电力平均二氧化碳排放因子对四川省内晶硅光伏产业碳排放进行核算，理论上将导致核算结果与实际用电排放存在显著偏差。课题组认为，这一问题的核心在于中国现有晶硅光伏行业碳排放核算方法学不够完善，特别是在排放因子选择方面尚未形成明确标准。 图6|使用不同排放因子的四川省晶硅光伏生产碳排放总量 使用四川省级电力平均二氧化碳排放因子测算结果（万吨） 数据来源：课题组测算。 # 第四章 # 结论与建议 为了实现晶硅光伏产业链的低碳高质量发展，有必要构建涵盖“技术革新—产业协同—政策引导—国际对接”的全方位发展体系。分别从生产能效、产业链生态、投入绿氢等低碳技术、金融创新、设置低能耗低碳排放标准、推动产业链内循环经济发展、建立科学高效碳排放核算体系、国际互认等方面提出建议，以推动晶硅光伏的绿色低碳高质量发展。 # 4.1 结论 目前，晶硅光伏四大环节生产阶段中，仅硅料生产尚未实现 $100\%$ 电气化率。根据调研结果，2022年四川省内硅料生产电气化率已达 $90\%$ 以上，另外 $10\%$ 的化石燃料使用主要是煤或天然气制氢，然后将生产的氢气作为还原剂生产高纯度硅料。据本文预测，若使用四川省级电力平均二氧化碳排放因子进行测算，提升电气化率可以使生产每吨硅料的碳排放比使用煤制氢设备减少 $11\%$ （0.77吨）；若企业使用 $100\%$ 清洁能源电力制备氢气，则可完全消除该工序的碳排放。 能效提升可以降低单位产品电耗，进而为晶硅光伏生产过程带来显著的减碳效益。本报告测算，通过能效提升，2026年四大环节可相对趋势照常情景减少 $12\%$ 的碳排放。其中，硅料环节和光伏组件环节的减排潜力较大，若使用四川省级电力平均二氧化碳排放因子进行计算，减排量分别为26.5万吨和32万吨。提升能效不仅能够给四川晶硅光伏产业带来年均约60万吨的二氧化碳减排量，还能够显著降低企业生产成本：预计硅料环节可以节约电25亿度电千瓦时，硅片环节可以节约电12.7亿度电千瓦时，光伏电池片环节可以节约电30.6亿度千瓦时，光伏组件环节可以节约电1344万度电千瓦时，总计节约电费约27亿元（按0.401元千瓦时计算，由四川电力交易中心提供）。 晶硅光伏四大环节生产阶段具有高度电气化的特点，因此，其碳排放主要来源于使用电力的间接排放。根据国家公布的数据，2022年全国电力平均二氧化碳排放因子为0.5366千克二氧化碳/千瓦时，四川省级电力平均二氧化碳排放因子为0.1404千克二氧化碳/千瓦时。因此，采用不同排放因子会导致碳排放总量的核算结果出现巨大差异，如执行摘要图1所示，使用两个排放因子计算的2026年碳排放之差在2400万吨左右。 目前，在国际范围内，对光伏产品的碳排放和碳足迹提出明确核算要求的，主要是法国进口光伏组件招标第二阶段要求（PPE2）文件。该文件规定，来自中国的光伏组件在核算碳足迹时，必须使用文件中提供的国家电网电力碳足迹因子，其数值为1.1055千克二氧化碳当量/千瓦时。而生态环境部2025年发布的国家电力平均碳足迹因子为0.6205千克二氧化碳当量/千瓦时，这一数值接近PPE2文件中碳足迹因子的一半。因此，使用中国发布的国家碳排放和碳足迹因子更能真实地反映光伏产品的碳排放和碳足迹。同样地，在四川生产的光伏产品应使用四川本地的排放因子，以更准确地反映当地光伏产业的实际生产碳排放情况。 # 4.2 建议 为了实现晶硅光伏产业链的低碳高质量发展，有必要构建涵盖“技术革新—产业协同—政策引导—国际对接”的全方位发展体系。 通过技术和管理节能加快晶硅光伏四大环节的生产能效提升，尤其是硅料环节和光伏电池片环节。硅料环节和光伏电池片环节在四川省晶硅光伏产能和碳排放方面均占较大比重。建议四川省内硅料和光伏电池片企业加快生产能效提升等相关技术研发，争取2026年前实现生产技术革新：硅料企业可通过优化工艺流程、升级老旧设备、实现能源管理自动化和回收利用余热等方法提升能源效率；光伏电池片企业应加强异质结等高效电池技术研发，引入自动化、智能化生产系统，提升资源回收利用水平。同时，可重点研发硅烷流化床法（颗粒硅）等低碳硅料生产技术，使单位能耗较棒状硅大幅降低，并建议推广金刚线切割与薄片化等技术，实现硅片生产能效提升。在管理方面，可部署数字孪生工厂实现能耗动态监控与优化，并广泛应用AI质检系统降低废品率等方式以提升能效。 整合上下游产业链资源，形成高效、紧密、绿色的生态系统。一是提升四川省内晶硅光伏产业紧密度，四川省政府相关部门应积极发挥引导和协调作用，推动省内光伏企业之间的合作与创新，通过建立产业联盟等方式，促进企业间的信息共享、技术合作和资源整合，避免各企业之间的恶性竞争，形成协同发展的良好态势；二是政府可以通过政策引导和经济激励，鼓励企业参与绿电项目，推动光伏产业与清洁能源发电的深度融合，共同开发和利用清洁能源项目，形成稳定的绿电供应链。 鼓励既有硅料项目及新建硅料项目布局电解制氢设备及绿电生产。建议相关部门和金融机构提供专门资金，鼓励硅料企业逐步淘汰既有化石燃料制氢设备，并在规划新产能时提前考虑布局电解制氢设备，以降低未来的建造成本和土地利用风险。 创新制度与氢能金融激励机制。建议推行“碳效领跑者”制度，通过设置梯度电费激励企业高效低碳生产。同时，建议推出光伏产品低碳认证标识（含出口专用版），提升市场认可度，并建立碳排放配额与产能挂钩机制，强化低碳约束。 制定晶硅光伏产业生产能耗限额标准，引导产业节能增效。相关政府部门可协同晶硅光伏行业协会等制定相关的生产能耗指导标准，逐步淘汰落后产能，激励先进的高效产能。同时，金融部门可设立专项资金，支持企业引入先进生产设备。 推动晶硅光伏行业内循环经济发展，实现资源高效利用和环境可持续保护。鼓励企业加强对生产过程中废弃物和副产品的回收利用，优化资源配置，最大限度地减少资源浪费。同时，推动企业间的资源共享和协同合作，实现原材料和能源的循环使用。政府相关部门应出台鼓励循环经济发展的政策措施，如税收优惠、补贴支持等，激励企业积极参与循环经济建设。同时，应制定行业标准，规范企业的生产和回收行为，推动行业绿色转型。 鼓励创建光伏零碳工业园区试点。在能源结构转型方面，政府应出台相关政策和激励措施，支持企业在园区内开展绿色能源项目，降低运营成本，提升其参与积极性；支持企业在园区内应用先进的能源管理系统和储能技术，提升能源利用效率，确保绿电的高效分配和使用，以实现 $100\%$ 绿电供应。四川省具有得天独厚的优势，利用丰富的太阳能和水能资源，可以助力建设“零碳光伏产业园”，实现区域经济的绿色转型。这不仅有助于地方经济的发展，同时也为全国的能源结构转型提供了重要的示范效应。 建立健全晶硅光伏行业碳排放/碳足迹核算体系。目前，光伏行业已经被纳入100个碳足迹核算标准重点行业中，但碳足迹和碳排放核算本身还有较大差别。虽然国际上目前仅针对光伏产品的碳足迹提出了相关要求，但生产阶段碳排放未来或将面临类似CBAM的要求，且控制生产阶段碳排放本身也是产业制定战略规划时需要关注的重点之 一。因此，建议相关部门（如标准制定机构）、中国光伏行业协会及光伏行业龙头企业在完善碳足迹核算体系的同时，同步建立晶硅光伏生产阶段碳排放核算体系。 明确省级电力平均二氧化碳排放因子的使用场景。排放因子是核算体系中的重要部分。在法国PPE2文件招标要求中，美国和欧洲生产的晶硅光伏产品可使用区域性电网排放因子进行核算，而中国产品仅能采用全国电力平均二氧化碳排放因子，使四川等清洁能源丰富省份的企业无法凸显区位优势。生态环境部和国家统计局于2024年12月发布了《2022年电力二氧化碳排放因子》，并计划建立电力二氧化碳排放因子常态化发布机制，及时更新和定期发布电力二氧化碳排放因子，但未明确不同排放因子的适用场景。建议发布核算标准体系的相关部门对各类排放因子的适用场景进行说明，鼓励使用差别化的省级电力二氧化碳排放因子，以准确反映各地区的电力结构特征。 国际绿色合作与标准输出相结合。相关主管部门和行业主体应开发符合法国PPE2指令的低碳光伏产品，提升出口竞争力。向“一带一路”共建国家输出“光伏+储能”低碳解决方案，推动技术扩散。此外，有关政府部门、行业协会、标准化组织及龙头企业应牵头主导制定面向发展中国家的光伏碳排放标准，提升国际话语权。同时，积极参与国际标准化组织的相关工作，推动实现光伏产品和技术的国际互认，降低贸易壁垒，进一步增强我国光伏产业在全球市场的竞争力。 # 附录 # 附录A. # 四大环节碳排放计算方法 # A1四大环节单位产品碳排放强度计算方法 结合WRI《温室气体核算体系》、ISO-14064：2018和中国《工业其他行业企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》中的碳排放核算方法学及排放因子，设置本报告的单位产品碳排放强度核算方法： 硅料环节生产阶段碳排放： $$ E _ {\text {硅 料}} = E _ {\text {燃 料 燃 烧}} + E _ {\text {用 电 、 用 热}} \quad (\text {公 式} 1 - 1. 1) $$ 燃料燃烧碳排放： $$ E _ {\text {燃 料 燃 烧}} = \sum_ {i} E I _ {i} \times E F _ {i} \quad (\text {公 式} 1 - 1. 2) $$ 其中： i为各类燃料；EI为生产单位硅料所用燃料的消费强度，此数据来源于中国光伏行业协会和课题组的测算；EF为燃料碳排放因子。 用电/用热间接碳排放 $$ E _ {\text {用 电 、 用 热}} = E _ {\text {用 电}} + E _ {\text {用 热}} \quad (\text {公 式} 1 - 1. 3) $$ 用电间接碳排放： $$ E _ {\text {用 电}} = E I _ {\text {电 力}} \times E F _ {\text {电 力}} \quad (\text {公 式} 1 - 1. 4) $$ 其中： $E I_{\text{电力}}$ 为单位产品综合电耗； $EF_{\text{电力}}$ 为电力碳排放因子。 用热间接碳排放： $$ E _ {\text {用 热}} = E I _ {\text {热 力}} \times E F _ {\text {热 力}} \quad (\text {公 式} 1 - 1. 5) $$ 其中： EI热力为单位产品综合热耗；EF热力为热力碳排放因子。 硅片环节生产阶段碳排放： $$ E _ {\text {硅 片}} = E _ {\text {拉 晶}} + E _ {\text {铸 锭}} \quad (\text {公 式} 1 - 2. 1) $$ 拉晶过程碳排放： $$ E _ {\text {拉 晶}} = E _ {\text {用 电}} = E I _ {\text {电 力}} \times E F _ {\text {电 力}} \quad (\text {公 式} 1 - 2. 2) $$ 铸锭过程碳排放： $$ E _ {\text {铸 锭}} = E _ {\text {用 电}} = \mathrm {E I} _ {\text {电 力}} \times \mathrm {E F} _ {\text {电 力}} \quad (\text {公 式} 1 - 2. 3) $$ 光伏电池片环节生产阶段碳排放： $$ E _ {\text {光 伏 电 池 片}} = E _ {\text {用 电}} = E I _ {\text {电 力}} \times E F _ {\text {电 力}} \quad (\text {公 式} 1 - 3) $$ 光伏组件环节生产阶段碳排放： $$ E _ {\text {光 伏 组 件}} = E _ {\text {用 电}} = E I _ {\text {电 力}} \times E F _ {\text {电 力}} \quad (\text {公 式} 1 - 4) $$ 其中： $E I$ 为四大环节的单位产品能耗和单位产品电耗，都来自中国光伏行业协会《中国光伏产业发展路线图（2022—2023年）》； $EF_{\text{电力}}$ 为电力碳排放因子，课题组选取了2022年度中国的全国平均电力二氧化碳排放因子（生态环境部，2023）和2025年度四川省预测的四川省级电力平均二氧化碳排放因子（生态环境部规划研究院，2023）；EFi为所有化石能源排放因子，课题组选取了中国《工业其他行业企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》中的相应排放因子。 # A2四大环节生产碳排放总量计算方法 $$ E _ {p v} = \sum_ {i} \left(E _ {i} \times P _ {i}\right) \quad (\text {公 式} 1 - 5) $$ 其中： i为晶硅光伏产业链上游各环节； $P_{i}$ 为i环节的产量； $E_{i}$ 为各环节单位产品碳排放强度。 # 附录B. # 灰色模型预测结果 附录表 B-1 | 硅料环节模型预测结果 硅料环节历史值 硅料环节预测值 模型检验 年份 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 方差 残差方差 后验差比 综合电耗(单位:兆瓦时/千克) 71 70 66.5 63 60 56.904 54.037 51.315 48.73 46.275 43.944 41.73 39.628 17.258 0.0038 0.0002 综合能耗(单位:千克标准煤/千克) 13 12.5 11.5 9.5 8.9 7.749315 6.864477 6.080672 5.386364 4.771334 4.22653 3.743933 3.316441 2.569191 0.058932 0.022938 附录表 B-2 | 硅片环节模型预测结果 硅片环节历史值 硅片环节预测值 模型检验 年份 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 方差 残差方差 后验差比 拉晶电耗(单位:兆瓦时/千克) 33.5 29.1 26.2 23.9 24.4 21.95085 20.5704 19.27677 18.06449 16.92845 15.86386 14.86621 13.9313 12.0914 0.556533 0.046027 铸锭电耗(单位:兆瓦时/千克) 7.8 7 6.7 6.5 8 6.01856 5.798688 5.586847 5.382746 5.186101 4.99664 4.8141 4.638229 0.245013 0.000343 0.001399 附录表 B-3 | 光伏电池片环节模型预测结果 光伏电池片 环节历史值 光伏电池片预测值 模型检验 年份 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 方差 残差方差 后验差比 p型PERC电池片综合电耗(单位:兆瓦时/兆瓦) 60 54 53 52.01707 51.05382 50.10841 49.1805 48.26978 47.37592 46.49861 45.63755 0.0956 0 0 n型TOPCon电池片综合电耗(单位:兆瓦时/兆瓦) 70 63 56 49.73715 44.21681 39.30918 34.94624 31.06755 27.61936 24.55388 21.82864 0.329163 0 0 附录表 B-4 | 光伏组件环节模型预测结果 光伏组件 环节历史值 光伏组件预测值 模型检验 年份 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 方差 残差 方差 后验 差比 综合电耗 (单位:千瓦时/兆瓦) 1.53 1.41 1.35 1.292372 1.237386 1.184739 1.134332 1.08607 1.039862 0.995619 0.953259 0.005614 0 0 # 附录C. # 绿电成本和节能节约成本计算方法 # 1.绿电成本测算过程 $C_{\text{绿电成本}} = \sum_{i} C_{i\text{电力消费量}} \times P_{\text{每度绿电溢价}}$ （公式4-1） 其中， $i$ 为硅料环节、硅片环节、光伏电池片环节和光伏组件环节。 $C_{i}$ 电力消费量 $= Q_{i}$ 环节产能 $\times E_{i}$ 环节综合电耗 （公式4-2） # 2.节约成本测算过程 $C_{\text{节能节约成本}} = \sum_{i} C_{i \text{电力节约量}} \times P_{\text{每度电价}}$ （公式4-3） # 参考文献 1. IRENA. Renewable energy statistics 2023[R/OL]. (2023-07). https://www.irena.org/-/media/files/IRENA/Agency/Publication/2023/Jul/IRENA_Renewable_energy_statistics_2023.pdf. 2. 四川省统计局. 四川省统计局新闻发言人就2023年上半年四川经济形势答记者问[EB/OL].（2023-07-20）. https://tjj.sc.gov.cn/scstjj/c106378/2023/7/20/5078658c22324984a, bb957ad06d84b4d.shtml. 3. 北极星太阳能光伏网. 我国绿色电力市场建设实践及有关思考[EB/OL]. (2023-03-28). https://guangfu.bjx.com.cn/news/20230328/1297368.shtml. 4. 中国光伏行业协会. 中国光伏产业发展路线图（2022—2023年）[R/OL].（2023-02-23）. https://www.chinapv.org.cn/Industry/resource_1137.html. 5. Tan Jovan, Jia Shuyue, Ramakrishna Seeram. End-of-Life Photovoltaic Modules[J/OL]. (2022-07-13). https://doi.org/10.3390/en15145113. 6. A. M. Kasimakhunova, Sh. A. Olimov, R. Nurdinova, et al. Highly Efficient Conversion of Solar Energy by the Photoelectric Converter and a Thermoelectric Converter[J/OL]. 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