要实现碳达峰、碳中和目标，到2030年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，这要求电力系统要更加灵活。与煤电灵活性改造、建设气电等调节技术手段相比，储能技术多样化，具有广阔的应用前景，如电动汽车、新能源+储能、光储充一体化等各种储能技术正加快应用到电力系统各环节。但同时，动力电池等储能细分领域小、散、乱，发展缺乏统筹规划。因此，面对构建新一代电力系统的迫切需求，储能机遇与挑战并存。

近日，记者在调研采访如何构建新一代电力系统的过程中，多位业内专家不约而同提到“要发展储能”。众所周知，随着储能技术逐渐深入应用，其在新能源并网消纳、电网运行控制等方面发挥的作用正日益显现。据预测，到2050年，我国风电、光伏发电占总装机的比例将接近70%，储能尤其是电池储能技术将应用到电力系统发、输、配、变、用、调等各个环节，有效解决高比例可再生能源的接入问题，助力构建新一代电力系统。提升系统灵活性的可靠手段在落实碳中和目标、保障能源安全、加快推进能源转型的背景下，“十四五”我国可再生能源将快速发展，“双高”（高比例可再生能源、高比例电力电子装备）电力系统特征日趋显著。同时，存量调节资源呈现枯竭化，转动惯量、电力和调峰平衡、频率调节、电压支撑等问题将逐渐凸显，电网安全稳定运行面临重大挑战。为提高电力系统的灵活性，在电源侧和电网侧调节手段均难以满足大规模新能源并网消纳需求的情况下，储能将极具吸引力。

“源、网、荷、储各侧将共同构建未来电力系统灵活调节资源体系，储能作为性能优异的灵活调节资源，将具有广泛的应用前景。”国网能源院新能源研究所专家胡静对记者分析，从发挥作用层面来看，储能可以更有效地满足因新能源大规模接入和用能方式升级带来的系统平衡新需求；从发展前景方面来看，传统的电力系统灵活调节电源具有一定局限性，储能是我国未来提升系统灵活性较为重要和可靠的手段；从发展优先级层面来看，储能属于提升系统灵活性的增量资源，要在充分挖掘存量资源的基础上，进行统筹开发；从发展平台层面来看，需要发挥电网的平台作用，引导电源侧、电网侧、用户侧各侧储能共同发挥作用。

对于“十四五”储能在新一代电力系统中的定位，中关村储能产业技术联盟研究经理张兴认为，短期来看，由于缺乏独立的主体身份，储能更多是和新能源、火电、用户等主体绑定在特定领域里发挥作用，应用场景也较单一。由于储能在促进新能源接入和消纳、电网安全高效运行、提高用户用电体验和经济性等电力系统的发、输、配、用等各个环节均能发挥作用，因此需从全局性、系统性、整体性上看待储能在未来电力系统中的价值。

胡静也认为：“储能产业发展不能就储能论储能，需要站在整个国民经济的高度，全面考虑系统调节资源成本的投入，统筹储能发展，使储能发挥其应有价值，又能获得收益。”亟需解决诸多关键问题目前，我国以电化学储能为代表的新一代非抽蓄储能发展态势强劲，储能产业发展已从技术示范进入商业化初期发展的新阶段。但同时，“在形成源网荷储协同消纳新能源的格局中，亟需技术突破。”华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏对记者表示，如果能快速降低新型储能技术的成本，储能将得到更广泛的应用，甚至颠覆传统电力系统模式。如果短期内还难以实现技术的显著突破，那么建立合理的源荷储协同机制就显得非常必要。

一方面，通过交易机制或需求响应机制让源荷储之间能更好地互动和平衡，提高能源利用效率和经济性；另一方面，可以将其打包为一个整体参与到电力系统的平衡运行中，以发挥更大价值，如负荷聚集商、虚拟电厂就是典型的聚集“源荷储”资源并发挥更大作用与效果的模式，而基于增量配电网或微电网的多能互补系统则可以发挥“网”的作用，进一步提升源网荷储协同优化的价值。

胡静对记者直言，未来储能快速发展需要重视多个关键问题，要统筹储能发展规划，引导储能合理布局、有序发展。我国在推动储能产业发展时应注重规划先行，从安全效益、经济效益、社会效益等角度进行综合衡量，结合“十四五”电力需求及电源发展趋势预测，考虑成本变化、环保要求等因素，在提高电力系统安全可靠性的前提下，以能耗最低、投资最优、可再生能源充分消纳等为目标，统筹不同技术类型和应用需求，测算各地区合理的储能建设时序与规模，滚动规划区域电网储能容量，引导储能有序发展。

同时，要明确储能在部分细分应用场景下的市场准入，完善交易规则。如完善新能源配置储能、共享储能、电网侧独立储能的参与电力电量交易的市场准入、调度运行管理和交易机制；推动形成电化学储能参与有偿调压、容量备用、黑启动的市场化运营规则；建立健全电能量市场、辅助服务市场、容量市场，实现抽水蓄能电站在市场中的“长协采购+现货市场”的收入方式；推动形成聚合储能、虚拟电厂、V2G（车网互动）等电力新业态用户侧储能参与电力市场的规则。

“对于特定场景储能和抽水蓄能要考虑其公共属性，适当纳入监管范围。同时，对于特定场景储能，如保障系统安全、保障输配电功能等无法从市场获利的场景，若无第三方投资建设，可通过电网公司兜底建设，并通过完善输配电价机制进行疏导。”胡静指出。储能成本呈快速下降态势对于未来五年储能发展的前景，业内人士均持乐观态度。据统计，截至2020年底，我国风电装机2.81亿千瓦、光伏发电装机2.53亿千瓦，合计达5.34亿千瓦，根据相关机构预测，到“十四五”末，我国风光发电累计装机规模将达10亿千瓦以上，波动性新能源发电量占比将超过15%。

“根据IEA（国际能源署）的研究结论，如果波动性可再生能源渗透率超过15%，电力供需平衡难度更大，需系统性地提高电力系统的灵活性，而现有设施和改进运行方式难以满足这一要求，尤其是在我国缺乏成熟的电力市场的情况下，这一问题会更加突出。”张兴对记者表示，储能可为电力系统提供调频、备用、调峰、黑启动等调节能力，从目前各地区辅助服务市场规则条文来看，基本明确了储能参与辅助服务市场的身份，独立储能电站和联合储能电站形式均被允许参与电力辅助服务。

胡静表示，储能未来发展很大程度上取决于储能和新能源的技术经济进步性和政策机制的影响。从目前的发展趋势来看，“十四五”期间储能、光伏发电、风电仍将实现较快的技术进步和成本下降，新能源配置储能、用户侧储能、分布式光储等项目的收益水平将逐步提升，迎来规模化发展。同时，在政策机制方面，随着我国电力辅助服务市场和现货市场的市场机制逐步健全完善，除削峰填谷和需量管理外，储能可从市场上获取更多收益，将成为电力系统中最为活跃的主体之一。

张兴认为，从储能成本来看，根据CNESA（中关村储能产业技术联盟）预测，磷酸铁锂储能的度电成本在“十四五”末将下降至0.18-0.27元/千瓦时，在当前基础上下降50%以上。随着储能度电成本的快速下降，“十四五”期间，储能会呈现加速发展趋势。

科华数据股份有限公司新能源事业部副总经理曹建还表示，未来光伏+储能将创造更多更安全可靠的发电场景，同时，其具备快速响应电网调频等众多优势。

安迅电力认为，储能未来发展很大程度上取决于储能和新能源的技术经济进步性和政策机制的影响。从目前的发展趋势来看，“十四五”期间储能、光伏发电、风电仍将实现较快的技术进步和成本下降，新能源配置储能、用户侧储能、分布式光储等项目的收益水平将逐步提升，迎来规模化发展。

“十四五”期间，中国石化将加快发展以氢能为核心的新能源业务，在氢能交通和氢基炼化两大领域大力推进氢能全产业链快速发展。拟规划布局1000座加氢站或油氢合建站，7000座分布式光伏发电站点！

作为年产氢气350万吨的国内最大氢气生产企业，中国石化锚定建设中国第一大氢能公司的目标，加快推动氢源由灰氢向蓝氢、绿氢转变。

对于氢燃料公交车来说，加氢4分钟，续航300公里；加进去的是氢，排出来的是水！零污染，零碳排。

对于光伏发电站点来说，在减少二氧化碳排放的同时，利用分布式光伏发电有效提供洁净可再生电能，深化“光伏+”应用，优化能源结构。

全面推进氢能全产业链建设

中国石化资本联手康明斯等企业合作推动绿氢产业发展、广州石化氢燃料电池供氢中心一期项目投产、燕山石化保供冬奥会氢气装置投入试生产、高桥石化采用大连（抚顺）石油化工研究院燃料电池车用氢气纯化技术的装置一次开车成功……

2020年，中国石化从资本运营、技术研发、生产储运、网点布局、社会合作等各领域全面推进氢能全产业链建设。

利用3万座加油站网络，加速推进氢能、太阳能等新能源布局

中国石化将进一步加大氢能基础设施建设力度，统筹发展以油氢混合站为主的加氢站网络，坚持“以油育氢、以氢促油”，助力氢能成为中国石化最具竞争力的战略新兴业务与践行绿色低碳新发展理念的新标杆。

截至2020年底，中国石化销售公司已累计开展加氢站试点项目27个，在广东、上海、浙江、广西等地布局了加氢站点。未来五年，我们将见证中国石化大力推动油品销售企业，向“油气氢电非”综合能源服务商转型升级。

安迅电力是一家专业的新能源运维服务提供商。国家碳中和目标提出，一方面国企央企肩负国家使命，迅速布局新能源产业，纷纷收购或投资建设新能源电站，体现了国企应有的担当；另一方面，各行各业面临的减排压力，新能源占比的提升，作为传统能源的央企国企有着自身发展需求，迫切需要迅速转变思维，顺应市场需求，发展多种类新能源产业。另外，通过企业主业与新能源灵活搭配，充分发挥自身优势，盘活闲置资源，成为企业增效创收的新途径。

光伏行业数字化转型意味着光伏行业将与云计算、无人机巡检、物联网等多种新兴技术相结合，而新兴技术的应用却并非一帆风顺。

　　在新一代数字科技支撑和引领下，我国新能源行业通过整合新能源全产业链，与数字平台深度融合，利用最新信息化技术、大数据、云计算等数字技术，以数据为关键要素，以价值释放为核心，以数据赋能为主线，对新能源产业链上下游的全要素数字化进行升级、转型和再造。

　　对此，业内专家认为，在碳达峰、碳中和大背景下，以太阳能光伏为代表的清洁能源市场引起高度关注。而伴随着我国新基建和能源数字化的加快发展，未来光伏发电和数字经济的融合将迎来全新机遇。数字化转型实现降本增效

　　在数字经济发展过程中，无论是互联网企业，还是新一代基础设施建设企业，其数字化转型巨大的运算量，所需要的能耗非常高。数字经济在发展过程中如何绿色化，将是实现碳中和面临的重要课题。

　　中国光伏协会副秘书长刘译阳表示，“十四五”期间，光伏行业将与互联网、区块链、人工智能等新一代信息技术更深度融合，将会有更多的企业享受智能化运维所带来的收益提升。预计到2025年，全球90%的光伏电站实现全面数字化，未来，全流程智能化将让整个电站的资产管理、生产管理、后期的运维变得简单、高效，实现人力成本节省的同时将增强电站运维的预警能力和抗风险能力。

　　刘译阳认为，当前在平价上网压力下，光伏行业通过数字化转型实现降本增效是提高自身竞争力的重要方式之一。目前，各大头部制造企业的数字化转型速度非常快，总体数字化进程基本可达80%，除个别工序之间的采集需由人工来完成，车间各生产环节及衔接已基本实现自动化。

　　“光伏电站若采用智能组串逆变系统，可有效降低通讯和供电线路施工，减少通讯故障率，提升系统4%的发电量。”业内专家表示，新基建不是传统产业、传统模式的重复，而是肩负着“产业结构升级”和“能源结构转型”，新基建离不开电力能源的支持，太阳能光伏将很好地助力绿色新基建，助力实现碳中和和我国生态文明建设的进程。

　　数字化战略缺乏顶层设计

　　对于降本压力不断增加的光伏行业来说，未来将如何保持竞争力？业内专家表示，新能源企业数字化过程难点主要是产业、企业层面数字化战略缺乏顶层设计，发展路径缺乏系统性、自身数字化能力和人才不足、数字化成本高、传统企业组织架构不适应新的数字化运行方式。

　　据了解，光伏行业数字化转型意味着光伏行业将与云计算、无人机巡检、物联网等多种新兴技术相结合，而新兴技术的应用却并非一帆风顺。

　　“从目前的行业状况来看，光伏供应链的数字化转型并未完全达到全产业链条的优化。例如，当前，行业存在光伏玻璃短缺、背板短缺等供应不足问题，而实际上，供应能力并不是问题，原因是大量材料堆积在仓库和运输途中，存在半成品加工过剩的现象。”无锡尚德太阳能电力有限公司执行总裁何双全指出。

　　刘译阳认为，光伏企业在这个过程中也会面临两大难点：第一，数字化设备的投资回报与人工费用节省比例是否更具有经济性，还需企业结合自身经营状况进行深度考量；第二，智能化系统设备的稳定性还需在光伏电站后期运维过程中不断提高。

　　数字化助力光伏资产交易

　　据了解，现阶段不少企业的节能减排正从原来的被动变为主动，数字化的诊断需求日益增加。不少业内专家认为，大型互联网公司在技术、平台、大数据等方面具有优势，但是缺少细分领域应用场景的专业技能和经验。

　　大型互联网企业和新基建项目如何应对能耗？天合光能能源物联网总经理方斌曾公开表示，光伏发电已经逐渐实现平价上网。数据中心的大型机房、大型互联网公司的用电设备、办公楼的屋顶等，如果能够增加光伏发电、风力发电、储能等可再生能源的比例，将是助力碳中和行之有效的一个方式。但在这个过程中，要特别注意可再生能源发电和主网在并网时的消纳、容量备用和平衡管理问题。

　　方斌认为，以往以节能降碳为主的理念，应该转变为多使用可再生能源。“不少太阳能光伏企业已经在发展光储充一体化系统，这和互联网等科技企业的写字楼、车棚、电动汽车的使用等可以有机结合。科技企业还可以参与到与碳中和相关的数字化平台、物联网设备的建设、运营、管理和维护。”

　　此外，数权未来CEO宗凌红表示, 仅从物理资产角度去理解光伏产业,已经不能跟上时代脚步了。在区块链、物联网、大数据、人工智能等数字化技术的推动下,光伏产业可以通过“底层资产数字化、权益资产数字化、产业数据资产化”,对光伏电站等物理资产真实、可信的数字资产映射,进而推动光伏资产的交易、流转与推广。目前，以区块链为代表的数字化技术正在改变能源产业,尤其是在能源资产的交易领域。绿色能源光伏资产交易的数字化转型已成为推动光伏资产交易、促进能源产业转型升级的必由之路。

“碳达峰、碳中和”的提出必将加快推动风电、太阳能发电等新能源的跨越式发展。同时，高比例可再生能源对电力系统灵活调节能力将提出更高要求，给储能发展带来新机遇。

　　2030年新能源

　　新增配储或超34GW 

　　2020年9月22日，我国在联合国大会上向世界承诺，“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”（以下简称“30·60双碳目标”）。2020年12月13日，我国在气候雄心峰会上进一步阐述碳达峰、碳中和目标，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。

　　国家能源局公布的数据显示，2020年全国新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦，风光新增装机之和约为1.2亿千瓦。此前国家能源局公布2020年1-11月新增风电装机2462万千瓦，新增太阳能发电装机2590万千瓦。这意味着，仅2020年12月的风电、太阳能新增装机容量就分别高达4705万千瓦、2330万千瓦。截至2020年底，风电、太阳能发电累计装机总容量超过5.3亿千瓦。

　　国家能源局已发布2021年新增风电、太阳能发电1.2亿千瓦的目标，如果按照新能源装机的5%来配置储能，那么2021年新能源侧储能规模将新增6GW。

　　按照2030年风电、太阳能发电总装机12亿千瓦以上的目标，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12亿千瓦以上的目标。若按5%的配置储能比例测算，2030年风光新能源将新增配套储能34GW以上。

　　中国投资协会联合落基山研究所预测，在“碳中和”目标下，2050年，中国光伏和风电将占到电力总装机量的70%。相应地，电化学储能将由2016年的189MW增长到510GW，年均增长率达26%。

　　“30·60双碳目标”的提出必将加快推动风电、太阳能发电等新能源的跨越式发展，高比例可再生能源对电力系统灵活调节能力将提出更高要求，给储能发展带来新机遇。储能装置可实现负荷削峰填谷，增加电网调峰能力，也可参与系统调频调压，提高电网安全稳定性。加快储能有效融入电力系统发、输、用各环节进程，对于保障电力可靠供应与新能源高效利用，实现“30·60双碳目标”具有重要意义。

　　“新能源+储能”问题不少

　　一是灵活性资源不足。

　　由于我国资源禀赋和用能负荷不均衡，加之新能源的时空不匹配，风光大规模接入电网，其波动性和间歇性给电网带来的影响也被日趋放大。电网的调峰、消纳压力巨大，需要更多灵活性资源为电力系统的安全稳定高效运行提供支撑。目前，我国电力系统灵活性较差，远不能满足波动性风光电并网规模快速增长的要求。我国灵活调节电源，包括燃油机组、燃气机组以及抽蓄机组占比远低于世界平均水平。特别是新能源富集的三北地区，灵活调节占比不到4%。高比例可再生能源电力系统运行的最大风险就是灵活性可调节资源不足，调频调峰资源明显不足，安全稳定问题凸显。

　　最新发布的《电力系统安全稳定导则》（GB38755-2019）要求，电源均应具备一次调频、快速调压、调峰能力。随着光伏风电发电比例不断增大，电网的调频需求越来越大。截至2020年底，已有18个省市出台了鼓励或要求新能源配储能的有关文件。湖南、湖北、内蒙、山东、山西、河北、贵州明确规定了储能配比比例，配置储能的比例从5%到20%不等。辽宁、河南、西藏三地虽未要求具体储能配置比例，但相关文件明确在新能源项目审核过程中“优先考虑”新能源配置储能项目。

　　目前新能源配置储能项目普遍被认为是新能源配电储能装置，尤其是化学电池。但灵活性资源有多种，既包括灵活性火电、抽水蓄能电站、燃气电站、燃油电站、储能，还包括可调节负荷等，应从系统的角度统筹优化，共同参与到电力系统的运行调节过程中。

　　二是市场机制和相关激励机制不健全。

　　受体制改革不到位、市场机制不健全、市场化程度低等影响，我国新能源发电一直存在消纳难题。目前储能存在技术经济性不高、位置独立分散、利用率低，成本疏导途径及盈利能力受限等问题。

　　由于各地新能源发展规模、电网结构、调峰资源缺口程度有所不同，强配储能给新能源企业带来较大的成本压力。尽管电化学储能成本呈逐年下降趋势，但目前仍高达0.6-0.8元/kWh，远高于抽水蓄能电站0.21-0.25元/kWh的度电成本。安装、运行成本之外，融资成本、项目管理费等附加费用也很高。由于补贴退坡、资金拖欠、平价上网等因素，新能源项目盈利空间逐步压缩，配置储能缺乏合理的机制和明确的投资回收渠道，带来的收益有限，企业建设积极性较低，导致部分省份新能源与电网企业矛盾加剧。

　　三是电化学储能相关标准缺失。

　　电化学储能产业已发展十几年，相关标准却没有得到完善，储能系统从设计、运输到安装、投运、验收和后期运维，以及储能系统的灾后处理、电池回收等，都没有非常完善的标准和政策来支撑。

　　新能源配储要抓住四个关键点

　　首先，加强储能与“源—网—荷”协调规划。

　　政府应统筹规划所有灵活性资源的发展，如果一拥而上、泛滥式发展，其结果只会造成无序竞争和社会资源的浪费。

　　加强储能与“源—网—荷”协调规划，促进“源—网—荷-储”协调发展。根据不同地区对灵活调节资源的需求、发展定位和特点，明确储能发展规模和布局，实现“源—网—荷—储 ”协调发展，合理确定储能发展规模、设施布局、接入范围和建设时序并滚动调整，引导储能合理布局、有序发展。

　　其次，加快电力市场建设。

　　应进一步加快建设电力中长期电力市场、现货市场、辅助服务市场和可能的容量市场等，使各种电力资源都能在市场交易中实现其经济价值，以促进新能源在更大范围、全电量市场化消纳，最终提高新能源发电占比。

　　要建立能够充分反映储能价值的市场化机制，合理科学地评估储能配置规模和储能服务价值，针对市场化过渡阶段和全面市场化阶段分别设计市场规则，最终形成“谁受益，谁付费”的市场化长效机制。可以先从允许储能系统运营商作为独立市场主体提供多元化服务入手，使其能够参与调峰、调频、黑启动等各类服务。除了拉大峰谷价差外，储能的价格机制可按照容量电价、电量电价、辅助服务电价予以制定，且以对电能质量的影响作为电价的评估标准。在出台相应价格政策的同时，也要通过其实践情况进行调整和修正。

　　再次，推动储能云平台建设。

　　以互联网思维看待储能服务，推动储能云平台建设，以共享经济、平台经济的发展模式创新储能运营的体制机制，充分挖掘储能云的利用潜力，积极探索综合能源服务、绿电交易、需求响应、能源托管等新型商业模式，通过设备共享、资源共享和服务共享最大限度地发挥储能设备的利用价值，实现储能设备资源优化配置和高效利用。

　　最后，制定和完善储能相关标准。

　　进一步完善储能规划设计、设备试验、并网检测、安全运维、消防等技术标准，建立储能实施门槛。推进储能技术创新与标准化协同发展，解决储能设施参与系统运行的关键问题，有效保障我国储能产业高质量发展。

安迅电力认为新能源配储能的政策出台，在实现碳中和目标的过程中将起到至关重要的作用，将为新能源的新一轮快速发展提供动力。在实践中应尽快建立健全储能相关技术标准、消纳市场管理，从源头塑造储能行业精细化、可持续性的健康发展环境。

据国家能源局2021年一季度新闻发布会消息，2020年，我国光伏发电新增装机4820万千瓦，其中集中式光伏电站3268万千瓦、分布式光伏1552万千瓦。

根据去年5月国家电网、南方电网和内蒙古电力公司发布的数据，2020年，国家电网经营区、南方电网经营区和蒙西地区光伏发电的新增消纳空间分别为3905万千瓦、740万千瓦和200万千瓦，合计4845万千瓦。换言之，2020年，我国光伏发电新增装机与消纳空间基本持平，消纳空间略高于新增装机容量。

国家能源局数据显示，2020年，全国光伏发电量2605亿千瓦时，全国弃光电量52.6亿千瓦时，全国平均弃光率2%。其中，前三季度，全国光伏发电量2005亿千瓦时，全国弃光电量约34.3亿千瓦时，平均弃光率1.7%。据此测算，第四季度，全国光伏发电量600亿千瓦时，全国弃光电量18.3亿千瓦时，弃光率3.05%，较前三季度平均水平高出1.35个百分点。

在我国能源转型加速的驱动下，“小打小闹”已经满足不了要求。光伏大基地能够迅速扩大企业清洁能源资产规模，有效提升发电质量和经济效益，是推动提前实现碳达峰的有效途径。今年国内光伏电站大基地开发将成为趋势。

2021年光伏再爆发已成定局。在2月3日中国光伏行业协会举办的“光伏行业2020年发展回顾与2021年形势展望研讨会”上，与会专家普遍认为，碳中和目标的提出，为光伏发电未来市场和产业发展提供了持续增长空间。随着国内光伏产业规模逐步扩大、技术逐步提升，光伏发电成本仍会逐步下降，装机容量将大幅提升。

光伏迎来新契机

中国光伏行业正在快车道加速。记者梳理政策发现，近期国务院七部委“七箭连发”力挺光伏。比如，生态环境部明确，未来十年我国将大力发展风电、太阳能发电；工信部表示，光伏玻璃不受产能置换限制；交通运输部鼓励在服务区、边坡等公路沿线合理布局光伏发电设施；国家能源局将继续出台多项扶持光伏产业的政策；科技部鼓励“光伏+生态修复”项目，推动荒漠化修复等。

企业方面，据不完全统计显示，仅去年就有13家光伏企业扩产项目，总投资金额超过2100多亿元。受访的业内人士均对光伏行业发展持积极态度，普遍认为，随着光伏产业链上下游持续技术创新，光伏迎来高增长阶段指日可待。

“我国光伏市场在碳中和目标指引下将进入下一个快速发展阶段。”中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华表示，2020年国内光伏装机48.2GW，超过预期发展。“预计今年光伏新增装机规模55-65GW，‘十四五’国内年均光伏新增装机规模70-90GW。”

国家发改委能源研究所研究员时璟丽表示，从2020年安排的项目规模来看，将有力支撑2021年的国内光伏发电市场。“十四五”开局之年，除户用光伏外，光伏发电迈入全面平价时代。在“3060”碳中和目标下，“十四五”、“十五五”以风光为主的可再生能源装机将大幅增加。

在时璟丽看来，“十三五”前三年，我国采用的是年度指标管理方式，2019、2020年采用基于电价补贴总额竞争机制和消纳能力的“竞价项目+平价项目+户用光伏”。之前以电价补贴推动、引导和调整市场规模和布局的项目建设管理方式需要根本性转变。

大基地开发将成趋势

谈到今年光伏发展方向，王勃华表示，2021年国内光伏电站大基地开发将成为趋势。他直言：“在我国能源转型加速的驱动下，‘小打小闹’已经满足不了要求。大基地能够迅速扩大企业清洁能源资产规模，能有效提升发电质量和经济效益，是推动提前实现碳达峰的有效途径。”

据悉，光伏大基地建设以央企投资为主，多个电力央企集团正在“三北”规划千万千瓦级新能源基地，这些基地一般结合风、光、水、火、储综合开发。

记者了解到，不少省市为加快资源城市转型，加速新旧动能转换，均提出光伏大基地的规划目标。以连续两年成为全国光伏竞价项目规模最大、建设速度最快、并网率最高的贵州省为例，“十四五”该省将继续大力实施新能源产业提升行动，大力发展光伏、风电等新能源，建设一批风光水火一体化项目。“我们将着力建设水风光可再生能源综合基地及火风光一体化项目，推进毕节、六盘水、安顺、黔西南、黔南等五个百万级光伏基地建设。”贵州省能源局相关负责人士对记者透露。

在水电水利规划设计总院可再生能源信息中心副主任徐国新看来，因光伏基地建设需要较长周期，短期内大基地项目并网数量不会太多。今年是“十四五”开局之年，基地尚待明确土地、消纳、业主招标等条件后方可开工。

仍需确定发展模式

电力规划设计总院可再生能源研究所副所长王霁雪表示，“十四五”初期，基于现有系统认知，通过挖潜资源，可以保持光伏行业一定增速。到“十四五”末和“十五五”，光伏行业要想保持高速增长，政府、行业、企业需做更多研究工作，需要以系统优化为目标，综合考虑煤电油气等多领域共同支撑的碳达峰方案。技术手段用全用尽，才能保障做到“3060”阶段性目标。“十五五”后更远期的光伏行业则是一个崭新领域，需提出对电力系统更多崭新研究。

时璟丽表示，未来需重点落实的国家战略和目标机制是可再生能源电力消纳保障机制。通过逐年提升消纳责任权重指标，一方面保证新增可再生能源装机需求，另一方面为建成项目运行消纳提供保障。项目布局以各地责任权重调整、经济性对比、支撑条件等通过市场手段形成。目标引导是明确的，但在实施路径上，应该逐步建立均衡承担消纳可再生能源电力电量的机制，超额消纳量不纳入双控考核将有利于激发地方的积极性。“全面平价背景下，基地项目、户用光伏、光伏+等各种模式会市场化，是否采用竞争招标等方式确定开发企业，依据需要确定。”

谈及“十四五”时期光伏行业发展，浙江正泰新能源开发有限公司总裁陆川认为，未来五年光伏市场具有极强竞争力，光伏走上分布式之路也是必然。不过，分布式光伏当前面临着电费纠纷、拆迁风险、有屋顶无用电负荷等问题。“例如，海域光伏电站项目，如今面临着‘一海两用’方案论证流程。可否对于用海建设光伏采用立体确权方式，海面以上确权给光伏企业，海面以下确权给渔业企业。”陆川建议。

安迅电力光伏行业的发展已经进入新的发展阶段，主要表现为规模化、基地化。小作坊式的、各自为政的生产组织形式已经制约行业的发展。这从近年，国企、央企大量收购民营光伏电站就可以看出。另外，随着碳中和目标的出台，国家也迫切需要对未来新能源行业的发展进行统一把控，实现行业的快速高质量发展。

岁寒春将至，东风渐可期。

农历新年的钟声即将敲响，我们终于要挥别极不平凡的2020，迎来充满期待、充满希望的新一年。在这辞旧迎新、举国欢腾的美好时刻，安迅电力管理团队代表公司，向全体安迅人送上最诚挚的问候；向所有关心支持安迅事业的新老客户、社会各界朋友表示衷心的感谢，并向你们的家人致以诚挚的新年祝福！

过去的2020，是极具挑战的一年。面对世所罕见的新冠疫情，作为电力行业从业者，安迅电力秉承“保电力保民生保稳定”的责任初心，坚决贯彻国家防疫部署，全面动员、统一思想，勇挑重担，彰显了安迅电力与国家共克时艰的企业责任与社会担当。

2020年，全体安迅人战疫情、拓市场、抓开发、促发展，砥砺前行，全面达成了跨越发展、快上台阶的奋斗目标。

这一年，我们秉持“让业主投资更有价值”的服务宗旨，舍小家顾大家，24小时值守电站，全力保障旗下新能源电站的稳定运行，全年实现“零违章、零隐患、零事故”安全生产任务，不辱使命的完成疫情期间电站的稳定运行。安迅电力以优秀的运维表现、全面的技术服务诠释了“安于心 迅于行”的服务理念，获得了客户和市场的高度认可和赞誉。

这一年，我们坚守“成就客户”的初心，以业主利益为中心诉求，以应用创新为导向，不断满足和解决电站运维过程中的需求和痛点，创造性的开发出多个新型运维技术及装置，显著提高了运维便利性及电站发电效率。截至2020年12月，安迅电力共计获得20余项国家专利，展现了安迅电力运维团队“善于思考”“主动求变”的能战善战的强大基因。

这一年，我们保持“强主业、固基业、开新业”的发展战略，强化组织能力作为企业发展的基础，积极参与外部市场竞争。在竞争中，从技术研发、流程管理、人力组织、成本控制等多维度锻造企业发展内力和后劲。通过与客户、市场的良性互动，激发团队活力，壮大战斗队伍，有力地保障了公司战略目标的全面达成与突破。2020年11月河北50MW风电场顺利并网发电，标志着安迅电力正式进入风电运维市场，具有里程碑意义。

百舸争流，奋楫者先。回首2020，看似寻常却奇崛，成如容易实艰辛。面对行业发展大变局，全体安迅人迎难而上、拼搏奋进，公司主要经营指标稳中有升，新战线业务取得重大突破。这份来之不易的成绩，凝聚着每一位安迅人的卓越工作和执着追求。

展望崭新的2021，面对运维市场愈加激烈的竞争形势不容我们有一丝一毫松懈，我们将精心谋划，从成绩中汲取信心，从不足中总结经验，以饱满的工作热情及清醒的头脑，踏上安迅发展新征途。

新的一年，我们将应势而谋，顺势而为。“3060”碳中和目标的提出，擎画出新能源行业未来发展的蓝图。2021是十四五的开局之年，七大电力央企预计新能源装机将超320GW，巨大增量将为产业链各环节带来前所未有的发展机遇。安迅电力将牢牢把握历史机遇，提早谋划精心组织，紧扣行业脉搏，在变局中谋新局，书写安迅电力发展新篇章。

新的一年，我们将积极有为，乘势而上。面对前所未有的发展机遇，安迅团队继续发挥“学习型”团队的优良传统，加强业务学习，打造自我革新魄力，提升自主创新能力，获取新的竞争优势，在行业机遇下才能做到“笔酣墨饱”胸有成竹，不断夯实企业发展基础，与行业机遇形成同频共振，借助新能源发展大势，重燃团队创业激情，开启安迅电力跨越式发展新局面。

同仁们，时不我待，农历新年的钟声即将敲响，站在新能源行业的新一轮大发展的风口下，安迅全体上下要坚定信心，继续增强忧患意识、学习意识、创新意识，积极营造敢于担当、甘于奉献的干事创业氛围，戮力同心为安迅的新发展目标而努力奋斗。

再次，感谢大家再过去一年的辛勤工作！祝大家农历新年快乐，阖家幸福！

安迅电力管理团队

                                                     二零二一年二月

从中国电力企业联合会获悉：截至2020年底，全国全口径发电装机容量22亿千瓦。其中，全口径煤电装机容量10.8亿千瓦，占总装机容量的比重为49.1%，首次降至50%以下。

“十三五”时期，全国全口径发电装机容量年均增长7.6%，其中非化石能源装机容量年均增长13.1%，占总装机容量比重提升10个百分点；煤电装机容量年均增速为3.7%，占总装机容量比重从2015年底的59%下降至2020年底的49.1%。2020年，新增并网风电、太阳能发电装机容量分别为7167万千瓦和4820万千瓦，新增并网风电装机规模创历史新高。