今年全国两会上，碳达峰、碳中和不仅是热议的话题，更是未来必须要实现的目标。而在青岛“十四五”规划《纲要》中明确提出，促进经济社会发展全面绿色转型，加快形成节约资源和保护环境的空间结构、产业结构和生产生活方式；加强能源结构调整，严格控制燃煤总量，推进煤炭清洁高效利用，开展民用燃煤清洁化治理。同时，开展绿色城市发展试点，全面推进绿色建筑、绿色建造、超低能耗建筑和装配式建筑发展，推进既有建筑节能改造。

在用煤指标一再严控甚至压缩而城市供能需求却不断增加的情况下，如何深耕清洁能源综合供能市场？3月19日，青岛能源集团与中石化绿源地热能开发有限公司签署战略合作协议，双方将共同打造“青岛市清洁能源综合利用示范基地”，成为青岛深耕清洁能源综合供能市场的又一次破题之举。

走出去，“借力”改变现状

资料显示，中石化绿源成立于2006年，是中国石化的新能源开发平台，在雄安新区打造了全国首个无烟城，是中国最大的中深层地热开发专业公司。

据青岛能源集团有关负责人介绍，本次合作是深耕清洁能源综合供能市场的又一次破题之举，对于落实市委市政府“双招双引”部署、推进国有企业混合所有制改革、引入资本盘活存量资产、借鉴央企先进管理经验和资源、借势开发余热项目等具有重要意义。双方将通过组建混合所有制能源公司的方式，大力推进青岛地区地热能、余热、燃气三联供，以及空气源、污水源、太阳能、海水源等多种清洁能源的综合利用，积极开展清洁能源供热、制冷等业务，满足小区、商业综合体、产业园区等能源需求，共同打造“青岛市清洁能源综合利用示范基地”。

不久前，青岛能源集团确立了“市区无煤化供热、市域能源利用清洁化”的能源结构转型规划发展思路，提出“十四五”末青岛市区力争实现无煤化供热，在三年时间完成市内三区44台锅炉的“煤改气”，减少二氧化碳排放250万吨（相当于种植1.37亿棵树木），同时将彻底解决煤炭运输车辆污染排放、拥堵交通，以及煤场扬尘、噪音污染等问题，实现从“保障型供热”到“绿色供热”的能源转型升级。这其中，也是通过与央企合作，在解决天然气气源的同时，还改变了青岛处于“西气东输”最末端的这一现状——目前，已完成天然气气源进口码头及长输管网规划工作，将于年内开工建设，同时天然气终端应用建设也将陆续展开，拉动投资100余亿元。

不断破题清洁能源综合利用

“清洁化”是新型供暖模式的应有之义与核心。市住房城乡建设局市政设施建设处副处长那振宇告诉记者，2019年山东省下发考核指标，要求青岛市在5年内新增工业余热和新能源供暖面积1700万平方米，这个任务指标为全省最高。

在中央、省、市的一系列明确导向和目标下，青岛市也加快了清洁能源综合利用的步伐，开始探索局部区域的零碳社区的建设。去年8月份，山东省首个零碳社区——“青岛奥帆中心零碳社区示范项目”开建，该项目占地45公顷，建筑面积22.71万平方米，将通过合理利用海水源热泵、太阳能光伏光热、风力发电、污水源热泵、工业余热和燃气等技术，实现高效清洁供能，预计三年内建成达标，每年将直接减少碳排放8663吨，相当于种植173.3万棵树。

青岛能源集团热电公司清洁能源分公司经理王晓剑表示，清洁能源综合供能领域面临的最大问题就是如何实现投入和产出的平衡，这是关系清洁能源综合利用市场化的一个关键。在这一方面，青岛市也进行了探索。

就在前不久，青岛能源集团与环海湾开发建设有限公司签订能源供应战略合作协议，青岛国际邮轮母港区域将建成青岛市清洁能源综合供能领域的示范项目，助力高端社区走近零碳排放，打造国际领先“绿色湾区”。王晓剑说，青岛国际邮轮母港区可利用海水源热泵系统进行夏季制冷和冬季供热，引入工业余热、燃气、污水源、空气源等作为补充。同时，深度挖掘废弃能源的可再生价值，对工业余热、生活废水中所蕴含热能进行最大限度的回收、转化、利用，形成循环生态系统。项目建成后可再生能源利用率将达80%。据估算，每年可折合减少标煤消耗8323吨、二氧化碳排放22472吨、二氧化硫排放71吨、氮氧化物排放62吨，减排效果相当于为青岛市增加千亩森林覆盖量。

在王晓剑看来，该项目建成后可以实现投入与产出的均衡，破解长期以来困扰清洁能源综合供能产业中亏损的现状，“因此该项目具有产业应用的示范意义。”

各类探索和实践已然开启，可以说，青岛正坚持生态优先的发展思路，在清洁能源综合供能市场不断深耕着一个可以触摸的“绿色未来”。 

进入2021年以来，山东储能产业不断迎来利好。

山东省《关于开展储能示范应用的实施意见》将于近期出台。该文件从总体要求、任务目标、支持政策等全方面，以试点促推广应用、以示范促深化发展，着力推动储能技术和产业实现新突破，为山东能源高质量发展提供重要支撑和有力保障。

其中，备受瞩目的当属其支持政策。新增并网的集中式风电光伏项目，按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。同等条件下，配建或租赁示范项目的,优先并网、优先消纳；

示范项目参与电力辅助服务，在火电机组调峰运行至50%以下时，优先调度；

示范项目实行充电电量与放电电量相抵原则，损耗部分按工商业及其他用电单一制电价执行。其中结合存量煤电建设的示范项目，损耗部分参照厂用电管理但统计上不计入厂用电。

除了明确支持力度和标准，该文件的亮点还体现在以下几方面：

制定任务目标。通过开展试点示范，建立健全相关标准体系，探索形成可复制易推广的经验做法，推动山东省储能加快发展。首批示范项目规模约50万千瓦，后期视电力系统发展和首批示范项目运营情况确定后续示范规模。

明确示范标准。调峰示范项目接入电压等级为110KV及以上，功率不低于5万千瓦、连续充电时间不低于2小时。联合火电机组调频示范项目单体功率不低于0.3万千瓦。锂电池储能电站交流侧效率不低于85%、放电深度不低于90%，电站可用率不低90%，其他形式储能电站，按照“一事一议”原则确定。

创新发展模式。统筹利用当地资源，因地制宜推动风光(火)储一体化项目建设。支持各类市场主体投资建设和运营共享储能设施，鼓励风电光伏项目优先租赁共享储能设施,租赁容量视同其配建储能容量。鼓励风电、光伏发电制氢，装机运行规模视同配套储能规模。

建全支撑体系。建立储能备案机制,按年度发布容量需求信息。依托山东电力交易平台，培育储能辅助服务和容量租赁市场，规范储能建设和管理，完善设计、验收、检测、接入等标准,建设省级储能监测、调度平台、强化日常监测和运行管理。

促进产业发展。优先发展大容量、长时间、低成本的调峰储能技术,加强储能关键材料、单元模块和控制系统研发。重点培育青岛、济宁、枣庄储能产业基地，加快建设济南储能设备集成和工程创新中心，逐步形成材料生产、设备制造、储能集成、运行检测全产业链。

这是继今年2月印发《2021年全省能源工作指导意见》，提出建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制，新能源场站原则上配置不低于10%储能设施之后，山东省又一次大力助推储能产业发展。

去年，山东发改委和山东电力现货市场还分别针对储能出台了AGC调频+拉大峰谷价差等利好储能的政策。

山东作为能源消费和电力消费大省，正在积极推进新旧动能转换。从山东的电源结构可以看出，灵活性调节电源明显不足，占比1%，远低于全国平均6%的水平。

山东省能源局副局长邓召军曾在新闻发布会上表示，随着山东新能源装机比例迅速增加，省外来电送入电力大幅提高，山东电网调峰形势较为严峻，亟需增加调峰资源和丰富调峰手段，提升电网调节能力。

山东电力工程咨询院智慧能源事业部设计总工程师裴善鹏也在一次线上活动上表示，山东省电网调峰压力较大，2020年，山东省系统调峰容量缺口为914万千瓦，预计到2025年，这一缺口将达到1319万千瓦。

在刚需的背景下，火电联合调频、可再生能源+储能、用户侧储能在山东将迎来不错的机遇，山东的储能市场前景有望比肩江苏、广东等储能大省。

3月18日下午，山东省重点外商投资项目集中签约仪式举行，采取“省主会场+各市分会场+投资方代表视频连线”的方式进行。

       日照市委书记张惠主持日照分会场签约活动，市委副书记、市长李在武，市委常委、副市长刘兆亮，副市长高月波，市政府秘书长徐桂华，各区县、园区及市直有关部门、单位负责人和重点外商投资项目签约代表参加活动。
       据悉，此次活动日照市签约项目有6个，投资总额9.48亿美元，协议合同外资额3亿美元，预计年内到账1.37亿美元，涉及高端装备、新一代信息技术、新能源新材料等产业。分别是投资5亿美元的英锐科技智能终端项目、投资1.6亿美元的美茵兹智能卫浴项目、投资2.1亿美元的华润电力分布式光伏项目，以及众泰木业智能家居、贝安高端婴幼儿用品、武田精密零部件项目，主要来自香港、美国、德国、日本4个国家和地区。

“十三五”期间，我国多措并举，持续推进以风电、太阳能发电为主的可再生能源开发，取得了举世瞩目的成绩，新能源累计装机规模突破4.5亿千瓦，超过水电成为第二大电源，新能源年均新增装机容量6036万千瓦。“十四五”期间，随着新能源步入平价时代，以及产业政策和市场环境的调整，使得新能源的发展面临严峻的挑战，但是在“四个革命、一个合作”能源战略引领下，新能源将成为完成“碳达峰”和“碳中和”目标的重要方式，我国新能源也将迎来新的发展机遇。居安思危，曾经严峻的弃风限电问题虽得以缓解，但是否会伴随着装机规模的增加而再次卷土重来令人担忧，如何避免消纳问题再次成为新能源发展掣肘，是能源高质量发展道路上必须解决的课题。

我国新能源电力消纳现状

新能源装机及消纳情况

2020年，全国风电新增装机7167万千瓦，累计并网装机容量达到2.8亿千瓦，占全国发电总装机（22亿千瓦）的12.8%，增长9.5%。其中，中东部和南方地区占32.6%，“三北”地区占67.4%，风电平均利用小时数2073小时，同比降低10小时。全国弃风电量166.1亿千瓦时，风电利用率96.5%，同比提升0.5个百分点；全国光伏发电新增装机4820万千瓦，累计并网装机容量达到2.5亿千瓦，占全国发电总装机的11.5%，增长9.5%。全国光伏平均利用小时数1281小时，同比降低10小时。弃光电量52.6亿千瓦时，光伏发电利用率98.0%，与去年基本持平。

2020年，全国发电量76236亿千瓦时，同比增长4.0%。其中，风电和光伏发电量分别为4665和2611亿千瓦时，同比分别增长15.1%和16.6%，占全国发电量的比重分别比上年提高0.6和0.4个百分点，风电、太阳能累计发电量占比稳步提升。

制约新能源消纳的原因

一是新能源爆发式增长与用电需求增长放缓矛盾突出。2012~2016年，全社会用电量年平均增长率4.5%，装机容量年平均增长率9%，风电装机容量年平均增长率26.4%；近五年，全国全社会用电量年均增长5%，同期电源装机年均增长近10%，新能源装机年均增长高达30%以上，新增用电市场无法支撑各类电源的快速增长。

二是网源发展不协调严重制约新能源发展。我国能源分布广泛但不均衡，主要特征表现为能源资源“西富东贫”，消费“东多西少”，能源生产与消费中心逆向分布。如风电装机集中的“三北”地区远离负荷中心，难以就地消纳，电网发展滞后。其他新能源富集大型能源基地，都不同程度存在与开发配套的电网送出项目规划、核准相对滞后，跨省跨区通道能力不足等问题，成为制约新能源消纳的刚性约束。

三是缺乏灵活调节电源系统调节能力不充足。新能源发电具有间歇性、波动性等特征，大规模并网对电网稳定性、连续性和可调性造成极大影响，因此对电力系统调峰能力提出很高要求，而目前系统缺乏灵活调节电源，调峰能力不足。例如风资源集中的“三北”地区电源结构单一，以煤电机组为主，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低，新疆、内蒙古等地区大量自备电厂不参与系统调峰，东北、华北燃煤机组中热电机组比重较大，冬季为了满足供热需求，采暖期供热机组“以热定电”运行，进一步压缩了机组调峰空间，导致系统调峰能力严重不足。

四是促新能源消纳的政策和市场机制不健全。目前，虽然各部委陆续出台了多项支持可再生能源行业健康可持续发展的政策文件，但是改革过程中各项政策、各种博弈、各种利益诉求交织在一起，因此政策的落地以及作用的发挥不可能完全按照理论实现，需要经历复杂而曲折的过程。当前我国电力供需以省内平衡和就地消纳为主，缺乏促进清洁能源跨区跨省消纳的强有力政策、合理的电价和辅助服务等必要的补偿机制，省间壁垒突出，跨区跨省调节电力供需难度大，成为当前制约清洁能源消纳的重要因素。

新能源面临的发展形势

项目开发方面

“30·60”目标加快新能源跨越发展。2020年12月12日在气候雄心峰会上我国提出到2030年中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。截至2020年底，我国风电装机2.8亿千瓦、光伏发电装机2.5亿千瓦，合计达5.4亿千瓦，预计未来10年，风电、太阳能发电合计年均至少新增规模6700万千瓦以上，才能实现12亿千瓦，新能源将迎来跨越式发展。

集散并举，海陆齐进，发储协同特征明显。“十三五”期间，受“三北”地区限电等因素影响，新能源项目向消纳较好的中、东、南部等地区转移，逐步形成集散并举的格局，国家能源局2020年发布的《新时代的中国能源发展》白皮书指出，全面推进大型风电基地建设与分散风能资源开发结合，优先发展平价风电项目。随着“三北”地区消纳问题逐渐缓解，“十四五”期间，土地资源丰富、风光资源和建设条件较好的“三北”地区优势凸显，特别是在外送通道建设助力下，风电大基地迎来又一轮建设高潮，而具备消纳优势的中、东、南部和内陆低风速地区则以分散式开发为主，有条件的地方局部集中开发。2021年全国能源工作会议提出，要加快风电、光伏发展，新增装机总量较“十三五”有大幅增长，大力提升新能源消纳和储存能力，发展抽水蓄能和储能产业，加快推进“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”发展，1.2万千瓦海上风电等领域取得突破。“十四五”期间，新能源开发“集散并举、海陆齐进，发储协同”的特征将更加明显。

电价及市场方面

平价时代全面到来。国家发改委2019年5月发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》规定，自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴，海上风电自2022年起执行并网年份的指导价。2020年，财政部、发改委和能源局先后联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》和《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见有关事项的补充通知》，明确风电、光伏、生物质发电项目全生命周期的合理利用小时数，规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴，核发绿证准许参与绿证交易，这意味着风电、光伏电量补贴的方式由全电量补贴向全生命周期补贴转变。

市场化交易规模进一步扩大。2017年以来，发改委、能源局等部门相继出台一系列政策和规则，来不断完善市场化机制，探索通过市场化消纳新能源的新途径，2019年我国市场交易电量占售电量比重接近40%，启动8个省级现货市场试点，部分新能源富集省区陆续开展多种市场化交易，包括：大用户直接交易、发电权置换、调峰辅助服务市场交易、新能源跨区现货交易等。北京电力交易中心数据显示，2020年新能源省间交易电量915亿千瓦时，同比增长3.7%，其中天中、祁韶、灵绍、鲁固、高岭等跨区通道新能源占比超过20%。

技术及政策方面

储能及虚拟电厂促消纳见成效。2020年，多地探索储能调节、试点开展虚拟电厂调峰促进新能源消纳。青海、宁夏、山东、江苏和湖南等地均出台了辅助服务市场交易规则，鼓励储能电站参与辅助服务。在浙江、江苏两地开展虚拟电厂调峰试点，其中江苏省在国庆假期实施填谷电力需求响应，促进清洁能源消纳8690万千瓦时。在山西启动“新能源+电动汽车”智慧能源试点以解决弃风弃光问题，降低电动汽车用电成本。随着能源供给结构性改革深化，综合能源利用项目开发、技术创新和新技术应用集成发展已成为“十四五”规划的重要战略目标，综合能源利用有望成为新能源领域新的增长点。

可再生能源消纳保障机制发挥实效。2019年5月可再生能源电力消纳保障机制的出台，意味着能源低碳转型发展长效机制建立，但是要真正落实可再生能源消纳责任，需要科学确定消纳责任权重，发挥目标导向作用，建立有效的监管机制，同时完善绿色电力证书交易。自2017年我国开始实行绿证自愿认购，但市场始终“低温运行”,未发挥其应有的作用。随着“全寿命周期补贴”的实施，补贴和“绿证”脱钩，为“绿证”交易创造了条件，使得“绿证”收入成为增加项目收益的重要途径。

新能源消纳行稳致远

“十四五”期间，新能源电力势将迎来更广阔的市场，也将承担更重要的历史使命，如何防范和解决大规模新能源并网消纳问题，应得到重视和解决，应多方着手，统筹规划，下好“先手棋”。

因地制宜强战略，政策落实谋长远。一是可再生能源规划要与电网发展规划相适应，综合考虑新能源发展和电网安全性，合理规划新能源装机，优化网架结构，建立健康的成本分摊机制，促进新能源消纳。二是项目开发要因地制宜进行战略布局。“三北”地区结合特高压等电力送出工程布局大基地项目；水电丰富区开发风光水储一体化基地项目，有效推进源网荷储一体化典型项目；中东部地区电价高，消纳能力强，应综合利用土地开发渔光互补、农光互补项目。三是强化产业政策落地，切实发挥可再生能源消纳保障机制作用，提升各省区优先消纳可再生能源积极性，目前尚处于“低温”运行状态下的绿证交易，亟需尽快完善以实现与市场建设的高效衔接，用“看不见的手”代替行政管制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，若能与可再生能源保障机制有效协调，可以稳定企业收益与现金流，提升项目测算经济效益，实现项目开发与市场交易相互促进。

技术创新破壁垒，源网荷储强协同。一是技术创新提高项目经济性，当前新能源发电技术和成本应对平价的全面到来，尚显得力不从心，在能源转型中胜任主力军角色更是需要进一步提高发电利用小时数、降低度电成本、提高发电技术特性。二是新能源电力系统稳定性和波动性的问题，是制约其并网的关键，目前解决该问题的主要手段有大电网和储能两种，一方面要加强电网建设，扩大电网互联、推进电网的智能化，以增强大电网优化配置资源能力；另一方面需要转变观念，发挥煤电等传统火电调节电源作用，要加强氢能、储能等技术手段的应用，尽快打破储能壁垒，对于配套储能新能源项目，要合理优化项目储能方案，以产业链的高速发展带动储能技术进步和造价下调，不断优化新能源储能性价比以确保项目收益。三是深挖需求侧潜力，推进源荷互动。随着大数据、物联网、5G等信息与数字技术不断进步，通过构建需求侧智能管控系统，实现荷随源动、源荷互动，为新能源间歇性问题提供解决路径。

市场建设开新篇，产业发展拓空间。加快构建适应新能源优先发展的电力市场机制，一是建立健康的成本分摊机制，平价上网不等同于平价利用，新能源利用不但包含自身发电成本，还需要考虑系统成本，系统成本需要通过市场机制共同分担，才能更好消纳新能源。二是做好优先发电保障和市场化消纳的衔接，随着分布式能源和用户侧需求响应技术的进步，电力市场主体呈现多元化，新兴化趋势，以碳中和为契机，通过电力市场主体与新兴技术融合拓展，发售用等多重市场角色重塑，发挥“虚拟电厂”“负荷聚集商”等新兴市场主体的作用，进一步拓宽新能源消纳空间。

在以碳中和为主题的时代舞台上，新能源，无疑是一个最具光环、最受青睐的重磅角色。2020年12月12日，在气候雄心峰会上，习近平主席提出到2030年，我国风电、光伏发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。但无论是研究智库还是资本市场，对于新能源未来10年的发展预测都远高于这一目标。

尽管“十四五”能源电力规划仍在制定之中，但一个显而易见的共识是，经历了多年的产业培育后，如今新能源已走到了一个重要的历史坐标：从替代能源转向主体能源。

无论是装机总量、新增规模还是产品制造能力，我国新能源已领先于世界。过去10年，我国陆上风电度电成本下降了40%，光伏的成本下降了约80%，大部分地区新建的新能源项目已可以实现平价上网，新能源迎来发展的新高度与新纪元。这一切看似顺理成章，但一条光环加持的道路，并不意味着更加好走。

更高的期望，意味着更大的责任。曾经，在能源电力的家族中，新能源只是一个无关大局的“小透明”。如今，承载着碳中和愿景的新能源，已经进入了与传统能源竞争的时代。因此，看待新能源的视角，也不应局限于产业角度，而应将其放在能源转型、经济转型乃至社会转型的层面，来衡量其服务经济社会发展的能力。很显然，面对挑战的不止是新能源，更包括全行业与全社会。

从平价上网到平价利用

主体能源的更新换代，绝非简单的此消彼长或替代竞争，而是一项牵一发而动全身的系统工程。

目前，我国处于煤炭与新能源的“混合能源时代”，新能源发电量占比约为10%，相对于低碳转型的典型国家而言，这一比例并不算高，但我国地域广阔，地区差异巨大，局部地区新能源占比已高达30~40%，在冀北、甘肃、青海等地区，新能源已成为第一大电源，电网安全及运行控制已受到巨大挑战。

作为最复杂、最庞大的人造系统，过去电力系统中电源跟随负荷变化调整出力，使电网运行保持瞬时平衡。但新能源的加入打破了电源侧长久以来的运行规律，其他常规电源必须同时跟随新能源波动调节出力。适应高比例新能源特性的电力系统，在未来或许会出现革命性的重大技术突破，但在现阶段，新能源与其他电源、电网、负荷之间的相互适应，只能基于当前电力系统的平衡理论和安全原则来开展。“在过去，新能源占比较小时，可以把平衡新能源波动视作负荷侧波动来对待。但随着新能源规模的逐渐扩大，高比例新能源电力系统的电力电量平衡将面临巨大挑战。”国网能源研究院有限公司新能源与统计研究所所长李琼慧说。

新能源与电力系统的“交手”，是技术问题，也是经济问题。

为保证用户的稳定可靠供电，大规模的新能源入网，需要整个系统提升其他的辅助性投资。有研究显示，一个独立的电力系统中，在新能源电量占比小于10%时，电力系统本身的裕度尚可调节新能源带来的波动。一旦新能源的电量占比超过了10%，其系统成本就开始显现；新能源电量占比超过20%，系统成本大约将占据新能源本体成本的1/3~1/2；如果新能源电量占比达到40%，其系统成本将与发电成本基本相当。这一结论基于不同的系统结构会有一些偏差，但也大致为我们厘清了高比例新能源电力系统中所对应的消纳成本比重。

在新能源提速发展的当下和未来，系统成本的显著提升已难以避免。近期，国家能源局下发《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022-2030年预期目标建议的函》，要求非化石能源消费比重2021年按16.6%考虑，2030年按26%考虑。2030年全国统一可再生能源电力消纳责任权重为40%，其中非水电电力消纳责任权重为25.9%。按照以上的研究推论，到2030年，我国电力系统为承载新能源的发展将面临成本走高的压力，未来制约新能源发展的是大规模利用的经济可负担性。

“未来高比例新能源电力系统最理想的运行状态是什么？即在满足电网安全稳定运用和电力可靠供应的前提下，通过技术的进步，促使以新能源为主的系统供电成本和当前供电成本大致持平甚至更低，这一天我们的能源革命就实现了。”李琼慧说，“因此，新能源发展到了一定阶段以后，能源经济学显得特别重要，尤其是在‘双碳’目标倒逼下，一定要从能源经济学的角度来研究新能源发展。”

供电成本的拉平，有赖于新能源发电成本和系统成本的下降。在发电成本方面，中国可再生能源学会常务理事秦海岩表示，新能源发电技术经济水平在短期内依然未到天花板，风电度电成本的下降最主要的贡献来自于发电能力和效率的提升，而不仅是造价的下降。“依托于先进控制技术和材料科学的进步，过去十年风电机组的风轮直径不断突破，增加到原来的2倍，同样风况条件下发电量增加到3倍左右，即使在风电场单位千瓦造价下降不多的情况下，度电成本也可以下降到原来的50%。西北部风能资源好的地区，5年后度电成本有望降到0.15元/千瓦时，中东南部5年内度电成本有望降到0.2元/千瓦时，近海风电在5年内成本有望降到0.4~0.5元/千瓦时，远海风电在8年左右有望降到0.4~0.5元/千瓦时。这还没有包括风电机组可靠性和基于大数据人工智能的全生命周期管理等技术应用带来的叠加提升效应。”秦海岩说。

在系统成本方面，由于风光发电有效容量低，需要常规电源提供足够的有效容量实现功率平衡，满足电力平衡要求，从系统层面的角度通常需要考虑到增加相应的备用电源容量投资、灵活性电源的投资、接网和配网投资，以及其他运行管理等系统资源，新能源从平价上网到平价利用仍有一段距离。因此，在“十四五”、“十五五”期间，新能源度电利用成本较之传统能源并没有显著优势。“随着发展规模的扩大，对于新能源的运行管理要求，即便不能与常规电源完全等同视之，也需要在一定程度上对新能源的出力稳定提出要求。”李琼慧说，“另外，从系统综合成本的角度来考量，应允许适当放宽对新能源利用率的考核。目前国家对新能源消纳率的要求为95%，我们之前一度达到了96~98%。但据国网能源研究院的研究，在‘十四五’期间，如果消纳率从96%降到93.5%，可以多接纳新能源一亿千瓦以上。因此，需要更加理性地看待消纳率和弃电率。”

李琼慧表示，科学谋划新能源发展，是一个宏观与微观统筹协调的过程，需要在项目可盈利、行业成本最小化、社会经济可承受三方面之中寻求平衡。如今，新能源已从政策驱动走向市场驱动，新能源未来的市场规模，从微观层面来说取决于新能源开发企业的项目盈利状况，从宏观层面来说取决于社会在转型代价与绿色收益之间的权衡。电力行业需要承担的，就是以技术创新、系统优化和管理提升，让转型代价最小化，使转型成本可承受、可负担。

释放灵活资源需要灵活机制

在系统的消纳成本组成中，灵活性资源是支撑新能源大规模入网的重要部分。新能源接入电网规模越大，对于灵活性电源的需求就越高。系统灵活性资源的充裕程度，在某种程度上决定了新能源发展的空间，进而影响到我国低碳转型的速度与进程。欧美很多发达国家的能源转型是以大量灵活电源作为基础支撑的：西班牙、德国、美国的灵活电源占比分别为34%、18%、49%，而我国灵活电源占比不到6%。在现阶段，离开灵活电源谈新能源，无异于在沙地起高楼。

秦海岩认为，当前我国电力系统的灵活性资源仍有巨大的挖潜空间，阻碍灵活性资源进一步增长的深层次“堵点”在于缺乏调动这些灵活性资源的市场机制与合理的价格传导机制。市场机制的缺失，使得为电力系统提供灵活性服务的企业难以获得与其成本投入相匹配的回报，难以激励广大市场主体为新能源消纳提供必要的调峰、调频和备用，导致资源优化配置的效应无法释放。

德国是能源转型最成功的国家之一，但德国自2000年以前以来，工业电价提高了1.96倍，居民电价提高了1.3倍。从国外能源转型与电力市场的典型国家来看，新能源比例升高后，终端电价会有明显的上涨。“在我国，电力系统的转型成本仍然阻塞在行业内部，这样的机制只能暂时维持，无法持续发展，零和游戏的最终结局，是无人提供服务。”李琼慧说。

一套适应新能源大规模发展的电力市场体系，需要充分将电能产生的时间和空间因素纳入价格机制之中，从而更有效地释放灵活性资源。在时间上，需加快建立优化资源配置最直接、最高效的现货市场，扩大峰谷电价差，不断缩短交易周期，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号，充分发挥风电、光伏边际发电成本低的优势，同时激励风光发电根据市场价格信号提升自身调节能力，减轻系统运行压力。现货市场的价格激励既可作用于发电侧，亦可作用于用户侧，将系统调节压力适当传导至用户侧，可挖潜用户侧的调节空间。

在空间上，需打破省间电力交易壁垒，推进跨省区发电权置换交易，确保省间清洁能源电力送电协议的执行，加速构建跨区、跨省的全国大范围电力市场。近年来，丹麦风力发电量占比连创新高，引起业界高度关注，但这一成就的背后是欧洲电网强大跨国电力交换能力的支撑所取得的，换言之，是邻国水火调峰电源保障了丹麦绿色电力的大规模发电。我国西部、北部地区拥有80%以上的陆地风能、60%以上的太阳能，而全国70%的负荷集中在中、东部地区，新能源资源远离负荷中心，因此，必须借助大电网，构建大市场，从而在全国范围内消纳新能源。我国拥有全球最大规模的大电网系统，具备大范围电源互济、负荷互补的基础条件，因此，更需要在市场化交易方面提升组织效率，将绿色电能送出去、卖出去。

在采访中，多位业内专家表示，“十四五”期间，我国能源供应方面要实现系统整体优化、多种能源互补的供应模式，大力改善各种能源单独供应、互补水平低的现象。近日，国家发改委、能源局出台《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，旨在通过源网荷储协同互动，形成完整的互动响应市场体系，解决新能源消纳瓶颈问题，这不仅需要发电侧释放灵活潜能，更需要市场侧释放灵活机制。

“没有一个完美的市场制度可以解决一切矛盾，只能在特定的发展时期，抓住主要矛盾。美国经历了三轮电改，每一轮都有其重点任务和目标。第三轮电改以绿色转型为主要任务，围绕转型进行市场设计，并为新能源高比例入网推出调频服务、初级备用服务、黑启动、无功电压控制和不平衡电量等市场产品。在市场的发展中，主要矛盾会变化，市场运行制度也会不断调整，但任何时候，市场建设都要认准第一目标。”李琼慧说。

问题导向倒逼创新发展

时至今日，新能源规划与布局的底层逻辑已经发生改变。过去，科学控制新能源的“产”与“消”，以消纳定发展，是基于产业扶持、电价补贴下的发展模式。但在新的形势下，消纳的角色定位已发生转变，新能源的发展需要以“双碳”目标倒推，综合各地资源条件、电网条件、负荷水平等因素，合理规划新能源项目开发的建设规模、装机布局和开发时序，从而确定可再生能源短期以及中长期战略目标。

从规模和时序来看，中电联对于新能源发展规模的预计是，2025年达到9亿千瓦，年均增加约8000万千瓦；2025年以后每年新增规模超过1亿千瓦（“十五五”1.2亿、“十六五”1.6亿），新增规模呈现前低后高趋势的原因主要在于短期内的消纳挑战巨大，尽管近年来在一系列措施的保障下，新能源弃电矛盾得到了有效缓解，但同时还要看到，新疆、甘肃等新能源发电量占比较高的省份（20%、27%），弃风率还处于10.3%、6.4%的水平。预计2025年，全国新能源发电量占比将从目前的9.7%上升到16.7%，消纳瓶颈应引起高度重视，因此，“十四五”期间需要合理调控新能源开发规模。

从布局来看，考虑到新能源资源的差异性，需对风能、太阳能等新能源资源进行深度勘查和评估，确保资源高效利用；充分利用风、光资源自身互补性，在全国范围优化布局新能源，因地制宜地制定各地区年度规划。

受西部地区新能源消纳困难影响，新能源装机持续向消纳形势较好的中东部转移。东部地区电价高，近负荷，分散式风电和分布式光伏将成为新能源规模化发展的一个重要阵地。但东部新能源面临着复杂的开发环境，新能源大规模开发与现有土地使用和生态环境保护政策之间存在矛盾。风电、光伏发电对土地的需求量非常大，中东部地区许多地方都存在生态红线。在中东部地区，分散式低风速风能资源在100米高度上大约可达到10亿千瓦，但在具体的项目开发中，仍然会受到众多因素的制约。“对于这一点，业界也提出了土地恢复等技术方案，但事实上，是否能够通过技术手段平衡生态限制，还需要成熟的鉴定意见才能实施，目前，土地生态红线仍然是制约新能源发展的一大因素。所以新能源的发展在中东部，我们认为天上的资源是够的，但能不能落地，还有待研究。”李琼慧说。

在风光资源和土地资源优势明显的“三北”地区，新能源开发潜力巨大，但未来仍存在消纳隐患。开发与消纳并举，尤其是提高消纳能力，将是决定“三北”地区能否持续大规模开发的关键。秦海岩表示，提升消纳能力，一是要加大跨省区的联络线路建设，提高跨省区的电力交换交易能力，增强系统的灵活性。二是要提高可再生能源电力就地消纳的规模和比例，“三北”地区政府部门应推动低价、零碳电力需求量大的产业向“三北”转移，使其成为支撑西部经济发展的新引擎。

处于后工业时代的中国正同时面临调结构与稳增长的压力，但转型的进程不以人为意志为转移，发展中的问题要在发展中解决。新能源带给电力行业的那些爱痛交织的深刻体验，正是倒逼体制创新与技术革新的起点，今天我们设想的诸多可能性，或将成为明天的必然性。新能源的未来，正是这样一个充满无限可能的故事。这样一个故事，或许便是碳中和的序章，讲好这个故事，将让我们拥有更多起笔碳中和的底气与信心。

莱州农光互补光伏发电项目

“光伏板上发电，光伏板下种植，一地两用，一举两得。”这是莱州市通过农光互补方式，推动光伏发电与农业种植相互融合，构建良好生态环境的一项新举措。鸟瞰这一排排整齐的光伏发电板，一垄垄绿油油长势喜人的农作物，构成了一道道亮丽的风景线，山东农光互补“莱州模式”在此诞生。

　　由国家电力投资集团与山东象阳能源科技有限公司合作开发的烟台分布式农光互补光伏电站，位于莱州市三山岛镇和金城镇境内，总投资5.5亿元，总装机规模101兆瓦，包含6个地面分布式场站，租用一般农田3000余亩、租期26年。该电站于2020年6月并网发电，设计首年有效发电小时数为1340小时，年均发电量约1.2亿千瓦时。

　　据了解，该电站采用合同能源管理方式，所发电力全部向高耗能矿山冶炼企业提供新能源直供电，既保障光伏电站电力全额消纳，又为用电企业降本增效、节能减排、绿色发展提供能源支撑，有力促进了生态环境改善。据测算，该电站投入使用后，每年可为企业节约电费1200余万元，运营25年可节约标煤90万吨，减排二氧化碳234万吨。

　　“莱州101兆瓦分布式农光互补光伏电站租用的是一般农田，严格按照国家和山东省光伏建设标准要求，组件最低沿高于地面2.5米，桩基列间距大于4米，行间距大于10米进行设计，在不影响光伏发电的同时，确保正常农业种植。”据烟台市发展改革委相关负责人介绍，在确保“以农为本”的前提下，莱州农光互补发展模式，促进光伏产业和农副产业深度融合，实现土地集约高效开发利用。同时，针对租用一般农田种植条件差、干旱缺水、土壤养分失衡等问题，电站在设计建设前，先期进行土地复合利用方案设计和整治，投入专项资金进行农业基础设施改进和土壤改良，实现农业规模化种植，提高当地农户基本收入，为全面推进乡村振兴提供重要支撑。

　　农业生产与光伏发电融合发展、相得益彰。针对太阳能光伏板及电池组件存在部分遮光问题，电站工作人员根据不同农作物对光的需求，采用不同的装机容量设计，满足植物光合作用对光的需求。如小麦，生长过程中对透光度要求不高，则多安装电池组件，提高装机容量多发电；针对光照要求高的玉米等农作物，则覆盖透光性好的电池组件，降低装机容量，增强透光性，确保农作物收成只增不减。此外，根据土壤状况和市场实时需求，积极主动与南京农业大学联系合作，调研引入牛至草等特色配套种植项目及配套产业，大幅提升土地农作物产出，增加农民收入，实现农民增收和生态环境“双赢”。

　　据悉，“莱州模式”使三山岛镇粮食作物亩产从500斤提升到800斤，金城镇粮食作物亩产从600斤提升到900斤，年亩复合产值高达2.5万元，每年可为当地贡献税收1250余万元，经济社会效益倍增。未来，烟台将广泛深入推广“莱州模式”，加速推进光伏和农业深度融合，助力能源绿色转型，推进现代农业蓬勃发展。

正在2021年形势一片大好，特别是户用光伏，国家单列指标管理，明确了今年还有补贴，老百姓对光伏发电的高度认可，都想在2021年自家屋顶上安装一套光伏电站。

然而在中国户用光伏的标杆地区山东省，个别地区却遇到了困难。由于变压器容量限制，很多居民想要安装光伏，出现了并网困难、备案难等问题，。甚至传出山东个别地区暂停户用光伏备案等消息，引发了恐慌。

个别地区理解有误

根据传言，山东个别地区通知暂停光伏电站包括户用的新备案，并和当地发改局确认了，说是省里的文件。令众多安装商非常疑惑，会不会山东省其他地区也暂停。

为此，笔者咨询了山东光伏行业的内部人士，表示仅是个别地区政策理解有误，省里并未称暂停户用光伏备案，且他们正在沟通省里出细则，解决备案暂停问题。

因此，等省里细则文件下发后，个别地区存在的备案暂停、并网难问题将会迎刃而解。

家家装光伏正在成为现实

户用光伏的发展一直都不是顺利的，目前电网对光伏发电的认知加深，地方政府较为欢迎户用光伏推广，老百姓安装光伏后感受到了生活发生的改变，有了稳定收入，家里也变得凉快时尚了。

有了那么多人的支持和鼓励，户用光伏遇到的困难都会一一解决了，安装商和业主也要给予时间和理解，未来光伏发电的发展环境会更好的，家家户户装光伏正在成为现实。

国家能源局有关负责人日前表示，为加快推动碳达峰、碳中和工作，将加快清洁能源开发利用。制定更加积极的新能源发展目标，推进陆上风电和光伏发电全面实现平价无补贴上网；因地制宜开发水电；在安全的前提下，积极有序发展核电；加快推进抽水蓄能、新型储能等调节性电源建设，进一步优化完善电网建设，推动电网智慧化升级，大力提升新能源消纳能力，提高电力系统灵活调节水平。

与此同时，着力升级能源消费方式。坚持和完善能耗“双控”制度；强化全社会节能，加快推进低碳技术应用，提高重点行业和领域能源利用效率；推进工业、建筑、交通等重点部门和行业电能替代，提升全社会电气化水平。

该负责人表示，将围绕能源领域碳达峰和碳中和目标的实现路径，研究制定能源领域落实举措，围绕促进能源低碳智慧转型、新能源高质量发展、新一代电力系统建设、新型储能发展等重点任务出台配套政策

行业概况

太阳能光伏发电是太阳能发电的重要分支，主要是指利用太阳能电池直接将太阳光能转化为电能，而太阳能电池通常是利用半导体器件的光伏效应原理进行光电转换。

按照光伏电池片的材质，太阳能电池大致可以分为两类：一类是晶体硅太阳能电池，包括单晶硅太阳能电池、多晶硅太阳能电池；另一类是薄膜太阳能电池，主要包括非晶硅太阳能电池、碲化镉太阳能电池以及铜铟镓硒太阳能电池等。

晶硅电池相对于薄膜电池起步更早、效率更高。随两轮多晶硅价格的大幅下行，多晶电池片成本快速下降，更便宜的多晶硅电池组件，大幅降低了度电成本，成为目前光伏市场绝对主流。

行业规模及空间

中国是全球第一风电及光伏大国。截至2020年，中国光伏新增装机已连续八年全球第一、累计装机连续六年全球第一，并基本实现全产业链国产化。

光伏行业景气周期在路上。整理国家能源局和光伏协会的消息，可以预计“十四五”期间(2021年-2025年)，国内年均新增光伏装机规模约为70-90GW，行业的总装机量即将迎来一个爆发式的增长。

对于明后几年确定性较高的领域，光伏是明年值得高度关注的细分方向之一。

行业所处阶段

光伏产业兴起于欧洲，后发动力在中国，平价市场在全球。光伏行业发展至今，主要经历了4个阶段：

发展初期2004-2010年：新增装机量年复合增速达81.0%，主要发展地在欧洲各国。光伏发电大规模产业化兴起于2004年欧洲，以德国为首的欧洲各国推出政府补贴政策，推动光伏产业大规模商业化发展。

整理期2011-2013年：新增装机量年复合增速达12.8%。欧债危机导致欧洲各国政府开始大幅降低光伏补贴，光伏投资收益率下行导致下游需求减少，早期行业上游快速扩张进一步加剧供需失衡。与此同时，美国、欧洲在2011、2012年相继对中国光伏产业发起“双反”调查，致使光伏行业整体打击惨重，2012年全球光伏新增装机量首次下滑。

成长期2014-2018年：新增装机量年复合增速达22.1%，主要发展地在中国。2012年，中国为应对美、欧“双反”调查、加大光伏应用补贴力度，发布《太阳能发电发展十二五规划》，并于2013年7月正式发布《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，明确电价补贴标准和补贴年限。至此，中国接替主导光伏产业发展的接力棒，开启光伏产业的第二轮快速成长期。

平价期2019-2025年：主要发展地在全球。伴随光伏工艺技术的不断进步和成本改善，光伏发电在很多国家已成为清洁、低碳、同时具备价格优势的能源形式，光伏开始进入全面平价期，全球光伏市场有望将开启新一轮稳健增长。

行业“终局”及竞争格局

行业更新换代太快了，方向性的选择也特别重要，过去，行业里有600多家电池企业，现在大的企业也只剩这么几家了。事实上，技术变化不断带动了电池企业的洗牌与集中度的提升。

光伏是一个不断追求效率提高成本下降的行业。单晶技术出现后，与多晶之间的转换效率高下立判，但在初期，单晶面临成本高的问题，随着产业链不断努力，单晶成本降低，对多晶的优势逐步确立。不少业内人士预测，2020年应用单晶技术的产品市占率有望超过90%。

单晶取代多晶的过程中，有的巨头倒下了，也有新的巨头产生，例如，隆基股份就是单晶技术的典型代表。

回顾最近一段时间的技术热点，可以看到，大硅片、异质结、颗粒硅纷纷受到追捧，光伏行业正处在不同环节多种技术路线交织、变革的时期。越是在技术变革期，行业的格局越容易重构，巨头有巨头的风险，而二三线企业也有弯道超车的机会。

就硅片环节来看，虽然市场仍在争论到底是182硅片更好还是210硅片更好，但大尺寸硅片已经成为市场共识。如果时间退回到去年，硅片市场还是隆基股份与中环股份“双寡头”的天下，但是到了今年，硅片“新势力”企业陆续崛起。

典型的代表是上机数控与京运通，11月至今，上机数控签署了多个硅片供货合同，涉及的总金额超过250亿元，签约对象包括天合光能、东方日升、阿特斯等。京运通最近也披露了78亿元的硅片供货合同。由此可见，“新势力”们一定程度上正在逐步被认可。

对于“新势力”企业而言，实现弯道超车的原因主要就是把握住了大硅片技术的切换周期。当然，从记者了解的情况来看，“新势力”企业不愿意在182与210的硅片尺寸之争中站队，而是依据客户的需求来定制生产。

相比之下，龙头硅片厂商旧有产能保有量大，转型步伐走起来或许不会那么快；此外，龙头硅片厂商由于一体化布局的因素，可能还面临独立性不足的问题。由此，光伏企业在技术赛道切换中的风险与机会可见一斑。

光伏电池也处在深刻变化阶段，目前PERC电池已进入成熟期，效率的瓶颈已经初现。异质结电池具有高效率、低衰减和低温度系数的优势，很可能是下一代主流电池技术。可以说，电池环节的技术路线切换会带来一波新的浪潮，这足可以媲美单晶取代多晶的浪潮。

产业链结构

光伏产业链可分为硅料、硅片、光伏电池片、光伏组件、光伏系统五个环节。上游包括原料高纯度多晶硅材料的生产，单晶硅和多晶硅的制造，硅片的生产。中游包括光伏电池，光伏组件(玻璃，支架等)以及逆变电器环节。下游是光伏发电的应用端，包括光伏电站和分布式发电。

光伏产业链上游：原料高纯度多晶硅材料

硅料作为产业基础原材料，早期曾被国外封锁，2013年后在光伏产业政策的持续驱动下，国内多晶硅厂商技术突飞猛进、生产成本大幅下降，我国多晶硅行业呈现快速发展的趋势。

2019年，我国多晶硅有效产能达46.6万吨，产量达34.2万吨，占全球总产量的67.3%，同比提升了9.2个百分点。2008-2019年，我国多晶硅产能和产量年复合增长率分别为48.80%和36.67%，多晶硅原料的供应已经不再是光伏太阳能产业发展的瓶颈。

硅料产能周期已过，且20年产业链价格大跌，降低硅料厂商扩产意愿，20年新增仅东方希望3万吨，协鑫2万吨，同时海外预计退出约10万吨，21年扩产除了通威8万吨(年末投产，还需考虑爬坡，对当年产量无贡献)，没有其他新增产能。由于硅料环节扩产需1-2年，故未来硅料产能确定性很强。

晶体硅可分为单晶硅和多晶硅，两者都具有金刚石晶格，具有金属光泽、可导电，并且具有半导体性质。根据不同的硅原料，可制成不同类型的太阳能电池。

单晶硅电池具有高电池转换率和良好的稳定性，但其成本高，早在20年前，单晶硅电池就突破了20%以上光电转换效率的技术壁垒。

多晶硅电池成本低，但其转换效率低于单晶硅太阳能电池。

光伏产业链中游：

光伏电池

太阳能电池主要包括晶硅电池和薄膜电池，靶材主要应用于薄膜太阳能电池的背电极环节以及HIT(异质结)电池的导体层。

晶体硅太阳能电池按照生产工艺不同可分为硅片涂覆型太阳能电池以及PVD工艺高转化率硅片太阳能电池，其中硅片涂覆型太阳能电池的生产不使用溅射靶材。

目前靶材主要用于太阳能薄膜电池领域，而HIT作为PERC(钝化发射极及背局域接触电池)未来的替代技术，有望实现大规模量产，从而带动靶材需求。

根据Pvinfolink数据显示，光伏电池产量全球市占率排名前五的分别是通威10.1%、爱旭股份5.1%、晶澳5.1%、晶科5.1%、韩华4.9%。通威是连续三年成为全球产能及出货量第一的独立第三方电池企业。

光伏组件-光伏玻璃

光伏玻璃位于光伏产业链中游,由于晶体硅电池片机械强度差，并且其电极很容易受到空气中的水分和腐蚀性气体的氧化和锈蚀，使得其在露天环境中的应用受到极大限制，所以通常利用光伏玻璃与背板通过EVA胶膜将电池片密封在中间，这样可以保护电池不受水分、氧气等气体的氧化和腐蚀。之后再安装铝边框与接线盒，由此封装成太阳能电池组件。

光伏玻璃可分为三种主要类型：超白压花玻璃、超白加工浮法玻璃及透明导电氧化物镀膜(TCO)玻璃。一般而言，晶体硅光伏组件使用超白压花玻璃或超白加工浮法玻璃。

一方面可以对太阳能电池起到保护作用，增加光伏组件的使用寿命。另一方面，由于超白压花玻璃及超白加工浮法玻璃的含铁量相对较低，透光率更高，能够提高光伏组件的发电效率。

光伏玻璃产业高度集中，福莱特与信义光能市场占比约为58%，是光伏玻璃的领域的寡头，竞争优势明显。

光伏组件--光伏支架：

光伏支架是太阳能光伏发电系统中为了支撑、固定、转动光伏组件而设计安装的特殊结构件。

光伏支架需要在特定环境下长期使用。具备较强的抗风压、抗雪压、抗震、抗腐蚀等机械性能，确保在风沙、雨、雪、地震等各种恶劣环境下正常运转，并且使用寿命一般要求达到25年以上。需要满足项目地的各项标准。

光伏电站设计核心为结构设计，整个光伏电站结构设计主要通过光伏支架实现，光伏支架在光伏电站建设中具有重要地位。

光伏支架投资成本低，CPIA预测2020-2025年我国固定式光伏转动区分为固定支架和跟踪支架。

在全球来看，目前美洲地区依旧是光伏跟踪支架的主要市场，占全球跟踪支架需求的一半以上。但近年来很多新兴光伏市场，特别是亚洲、澳大利亚及非洲，跟踪支架的需求也快速提升。

根据Wood Mackenzie统计，全球前七大跟踪支架厂家只有中信博和Nclave为中资企业，其他均为欧美企业，作为国际市场的先发企业，NEXTracker市场占有率分别为33%、30%及29%，技术方案已深入人心、形成了一定的用户习惯。

相比之下，作为光伏主要硬件国产化最后一步，中国光伏支架企业企业仍有较大的成长空间(国内跟踪支架渗透率仅为10%)，市场潜能较大但也同样需要一定时间。

光伏逆变器：

目前国内逆变器、跟踪支架厂商在全球份额仍远不及光伏中游环节70-80%的市占率。

中长期看中国厂商具备产品更新迭代快，产业链、人工等优势，随着中国厂商在海外的品牌力逐渐增强，全球市占率有望持续提升。

中国逆变器龙头厂商持续降本增效，产品性价比优势凸显并赶超海外企业，而海外部分厂商如Schneider(退出公用事业规模的逆变器业务)、ABB(向Fimer出售逆变器业务)等逐步退出市场，市场竞争格局改善。

下游：光伏发电的应用端

过去几年，我国以集中式光伏发电系统为主，其主要原因是我国政策推动方面以国家主导为主，这种自上而下的政策和运行方式，更容易迅速推动集中式光伏系统的建设，直接导致现有光伏装机中，集中式光伏发电系统占比较高。

中国分布式光伏发电系统的规模化应用起于2009年的“金太阳示范工程”和“光电建筑应用”，分布式受到国家重视，除了它灵活多变的形式外，分布式光伏主要在用户侧的优点越发凸显。

光伏作为目前大力推广发展的一种能源，在“双循环”下将发挥重要的作用，迎来新的发展机遇。在内循环中，光伏发电作为可循环能源，可以保障能源供给。在外循环中，不断升级、完善的光伏制造产业链将增强我国在国际市场的竞争力，推动光伏企业加快布局。

“十四五”期间光伏新增装机量将达到约358.4GW，年均约71.7GW，比“十三五”期间年均装机量增长约78%，光伏全产业链各个环节如分布式光伏、BIPV、光储一体化等项目将迎来加速发展期。

中央经济工作会议首提碳中和、能源局表态2021年风、光装机120Gw，均助推行业估值中枢进一步抬升。