在碳达峰、碳中和等目标的引领下，光伏行业正受到前所未有的关注。随之而来的是一系列扩产计划被密集抛出，近日，中环股份宣布拟在宁夏投建50GW单晶硅片，福莱特在不久前也表示要新投资5座光伏玻璃窑炉，总的来看，这一轮扩产潮涉及产业链的方方面面。

扩产背后，既有行业容量增加的有利因素，也有企业进一步抢占市场份额的盘算。但需要注意的是，警惕行业无序扩产的声音正越来越多，作为最激进的一个环节，硅片的过剩风险愈发突出，机构预计，明年硅片均价或将下降20%；电池与组件的扩产同样激进，以至于六大组件企业2021年的合计出货量目标超过了今年全球的潜在需求。

相比之下，硅料与光伏玻璃保持着供应偏紧的态势，站在今年的视角，这两个环节的新产能释放相对有限。但是，扩张一直在路上，以硅料为例，记者获得的数据显示，2021年硅料预计新增产能8.78万吨，2022年为20.5万吨，市场的潜在波动给当下的扩张埋下了不确定性。

谨防硅片过剩危机

2020年，光伏行业的一大亮点就是涌现出不少新势力企业，其中，硅片环节尤其引人关注。去年四季度，上机数控旗下的弘元二期8GW硅片项目投产，加上此前已投产的一期5GW项目，合计产能13GW。根据东北证券等机构的预计，公司实际产能释放有望达到20GW。

另一家硅片新势力企业是京运通，同样公布了雄心勃勃的扩产计划，公司现有乌海一期5GW硅片项目，实际产能可提升至7GW左右；在规划的还包括乌海二期10GW，以及乐山24GW项目，其中，乐山项目分两期实施。公司预计2021年末的硅片产能可达30GW左右。

上机数控与京运通都是由设备制造转向硅片生产的，两家公司硅片产能扩张的同时，长单合同纷至沓来，近期，上机数控累计获得305亿元硅片订单，京运通获得长单约168亿元。伴随扩产与大单加持，2020年，上机数控、京运通股价涨幅分别达到了623%和243%。

光伏硅片一直是隆基股份、中环股份的双寡头天下，新势力企业崛起的重要原因是市场期待出现新的独立第三方供应商，硅片市场两强格局的更迭似乎就在当下。然而，新势力企业尚未羽翼丰满，中环股份最近的一笔大规模扩产计划就令市场为之震动。

按照中环股份的计划，公司拟在银川经开区建设50GW（G12）太阳能级单晶硅材料智能工厂及相关配套产业项目，项目总投资额预计120亿元。中环股份表示，该项目将扩大规模效益、提效降本，项目建成后，公司单晶总产能将达到135GW以上。

隆基股份方面，市场普遍预计其2021年硅片产能将达到110GW，保持绝对市场领先。不过，问题也来了，综合各家的现有产能与扩产计划，2021年国内硅片产能超过300GW已经是大概率事件，但根据光伏行业协会的预测，今年全球光伏新增装机约为150GW~170GW。

硅片产能短期过剩的风险已经显而易见，一场价格战似乎随时都将来临。兴业证券就表示，根据2021年国内硅片需求情况及硅片行业的成本曲线，预计明年硅片的价格中枢将在2.67元/片附近，下降20%左右。

值得一提的是，近日，中环股份上调了部分硅片产品价格，其中，M6、G1尺寸与前期价格相比上涨0.1元/片，G12尺寸上涨0.12元/片。中环股份的涨价虽然有些突然，但业内人士告诉记者，一季度，单晶硅片产能尚未大量释放，供需依然偏紧，当下市场行情不支持立刻降价。

对于硅片环节的急速扩张，已经有不少行业专家及协会呼吁市场保持冷静，不要冲动扩产。但实际上，除了上市公司以外，不少非上市企业也正磨刀霍霍，1月18日，江苏美科35GW大尺寸单晶硅片项目签约；1月29日，高景太阳能50GW大尺寸单晶硅片项目开工奠基。

电池、组件

面临技术革新

硅片的下游，电池、组件环节同样扩张步伐迅速，举几个例子，晶澳科技近日公告称，拟在扬州经开区投资建设电池和组件项目，项目分两期建设。一期为10GW电池和6GW组件项目，拟投资总额60亿元；二期拟投资总额40亿元。

今年1月，东方日升签订新型高效光伏电池及组件（金坛基地二期）项目合作意向书，公开资料显示，本次合作主要系东方日升拟在东方日升常州原有厂区内建设年产4GW以上新型高效光伏电池及6GW以上新型高效光伏组件项目。

电池与组件环节的扩产计划更多的来自于2020年，根据通威股份去年2月披露的三年发展规划，2020年公司电池产能达到30GW~40GW、2021年要达到40GW~60GW；去年8月，爱旭股份公告称，拟通过浙江爱旭投资建设义乌四期、五期年产10GW高效晶硅电池项目。

组件龙头天合光能的情况也值得关注，去年8月，公司宣布拟投资建设年产10GW高效210mm太阳能电池项目，2021年底的电池产能规划合计将达到26GW左右；此外，天合光能与通威股份的全产业链合作中还涉及15GW高效晶硅电池项目。

相比硅片而言，电池、组件同样面临过剩风险，但由于两者更接近终端用户，而终端用户的核心诉求就是度电成本的降低。从这个角度来看，电池、组件环节扩产的不确定性更多来自于技术的更迭，包括电池从P型转向N型、大硅片的应用以及大功率组件的普及程度。

记者从业内得到的反馈显示，光伏电池技术正迎来新旧替代的拐点，“光伏行业里，三年就会出现一个大的更替，PERC电池是2017年出来的，现在眼看着PERC即将面临下一个新技术替代的时间节点。”一家电池厂商人士向记者说道。

虽然PERC电池的生命周期还不会很快结束，但业内不少电池企业已经转向其他新技术，例如，记者从爱旭股份了解到，公司2021年的新增电池产能将不再采用PERC技术，而是其他技术路线。关于下一代电池技术路线，业内通常看好异质结、TOPCon等方向。

大硅片的应用推动了大功率组件不断推陈出新，天合光能的规划是，210mm大尺寸电池产能在2021年底占比将达到70%左右，而这些电池产能必然用于制造更大功率的组件产品。随着更高转换效率、更大功率产品的面世，电池、组件环节可能会出现结构性的供需不平衡。

当然，组件环节会否掀起一场“腥风血雨”般的客户争夺战同样值得关注，因为，按照行业统计，相较于2020年，2021年六大组件企业（隆基、晶科、晶澳、天合、阿斯特、东方日升）的出货目标基本呈现翻倍增长，六家企业合计总目标就已经超过了170GW。

硅料、玻璃仍显紧缺

当然，整个光伏产业链中也有“异类”，硅片、电池、组件环节虽然大规模扩产，但仍可能受制于硅料与光伏玻璃等环节的供应不足。难道硅料与光伏玻璃制造商没有扩产计划吗？实则不然，只不过由于扩产周期不同以及政策限制等因素，这两个环节扩产进度相对较慢。

从硅料端来看，硅料供应商的扩产计划一直存在，但由于硅料属于化工产品，扩产周期相对较长、安全生产要求高。去年下半年以来，硅料供应紧缺的现象愈发突出，价格也从6万元/吨的低点冲高至9万元/吨以上，涨幅超过50%。

记者从中国有色金属工业协会硅业分会获得的数据显示，2021年国内硅料新增产能预计约为8.78万吨。硅业分会副秘书长马海天向记者表示，在2021年光伏国内新增60GW装机，全球新增160GW的前提下，硅料市场在上半年呈现阶段性供应过剩，需求有望在二季度达到低点；不过，下半年市场会再次呈现供不应求，价格可能出现快速上涨。

在光伏玻璃环节，近期实际上是有不少扩产动作的，例如，去年末，中电彩虹投资106亿元超薄高透光伏玻璃项目签约活动在江西省上饶市举行，该项目计划建设10座光伏玻璃炉及配套加工生产线，中电彩虹旗下彩虹新能源成为该项目的实施单位。

福莱特也于近期决定投资约43.5亿元，在凤宁现代产业园建设5座日熔化量1200吨光伏组件玻璃项目，该项目预计2022年陆续投产，项目建成后预计形成销售收入超过50亿元。

除了福莱特、彩虹新能源等一众老玩家，光伏玻璃市场也吸引了很多行业外的企业参与进来。例如福耀玻璃，公司在H股配售计划中表示，一部分募集资金将用于扩大光伏玻璃市场，其他的新进入者还包括旗滨集团等。

从专业机构的最新报价来看，上周，3.2mm镀膜光伏玻璃的均价为43元/平方米，而2.0mm的均价为34.5元/平方米，价格延续了去年末以来的高位运行态势。这也就意味着，虽然大批项目计划上马，但短期光伏玻璃的供应仍然十分紧张。

记者从业内得到的反馈显示，光伏玻璃供应紧张的状况有望在今年下半年缓解，不过，届时可能会出现结构性问题。一方面，匹配182、210等大尺寸组件的光伏玻璃仍有可能供不应求；另一方面，在双玻组件渗透率逐渐提升的背景下，2.0mm光伏玻璃可能出现紧缺情况。 

不久前，青海省发改委、科技厅、工信厅、能源局联合下发的《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》中明确指出，将实行“新能源+储能”一体化开发模式，新建新能源配置储能容量原则上不低于10%，时长2小时以上。新建、新投运水电站也需同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1∶2∶0.2。

此外，《通知》更是对"新能源＋储能”、"水电＋新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量给出了明确的补贴额度，即给予每千瓦时0.10元运营补贴，经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，再增加每千瓦时0.05元补贴，补贴对象为2021、2022年投产的电化学储能项目，补贴时限暂定为2021年1月1日至2022年12月31日。

习近平总书记说当今世界正经历百年未有之大变局。能源作为人类社会发展的基础，也经历着前所未有的革命。作为新一轮能源革命的支撑技术，储能行业已蓄势待发。

回顾2020年，储能产业及市场在技术成本、技术应用、商业模式等方面均实现了突破。

在技术成本上，2020年，储能系统中标价格低于1500元/千瓦时，达到了规模化应用的价格拐点；在技术应用方面，以百兆瓦级压缩空气储能项目、液流电池储能项目、锂电储能项目为代表的规模化储能项目开始批量出现。

在商业模式方面，可再生能源配置储能率先实现了共享模式和租赁模式的新尝试和新探索。

根据CNESA全球储能项目数据库的不完全统计，截止到2020年年底，中国已投运的电力储能项目累计装机容量（包含物理储能、化学储能和储热）达到33.4吉瓦，新增投运容量2.7吉瓦，2020年电力储能项目装机相比2019年大幅提升，同比增长136%。

2020年10月12日，临泽县清洁能源供暖供电电网配套工程建设现场，工作人员正在清洁供暖煤改电储能塔上进行设备安装调试。

更重要的是，储能行业在2020年迎来了两项重大利好：

一是“源网荷储一体化”和“风光水火储一体化” 两个“一体化”推进，让储能行业深度融入电力行业，并且正在发生重大变革，这必将加速技术进步和大规模应用；

二是我国提出的碳达峰、碳中和目标，让清洁能源储存消纳成为亟待解决的重要课题，储能行业的地位进一步提升。

在两项利好的作用下，2021年储能行业将会在探索如何支持低碳能源转型的细分场景应用下，应对各类场景和用户对技术与产品的挑战，同时构建商业模式，实现合理收益。

2020年：可再生能源配置储能成为行业共识

如果把2016年称为用户侧储能之年，2018年是电网侧储能之年，那么，2020年完全可以称为可再生能源发电侧储能之年。2020年，超过20个省市出台了鼓励可再生能源配置储能的政策机制，规划在建项目超过4吉瓦，

刚刚过去的一年，超过2/3的并网储能是由可再生能源发电场贡献的，成为储能未来并网项目的主要增长点。根据对市场信息的实时追踪情况来看，2020年上半年，全国有近20个省市相继出台了强制或鼓励可再生能源配置储能的政策文件，配置储能的比例为5%~20%不等，储能时长基本在1~2小时，这极大地促进了储能在新能源发电侧的规模化发展。华能、国家能源集团、国电投、华润等发电集团也纷纷发力，积极部署储能，开启各类光储和风储项目的招标和建设工作。当然，不仅仅是风光侧储能，电网侧储能与用户侧储能在2020年也取得了长足的进步。

电网投资电网侧储能项目虽然未能通过输配电价予以疏导，但储能在输配电环节的价值已获得普遍认可。

2020年，广义接受电网直接调度的源网荷侧储能项目中，既有电网侧联合储能系统或独立系统参与各类辅助服务，又有通过绑定风光发电资源在电网输配关键节点实施的储能投资，或以满足应急备用或配电增容替代为需求的项目应用，形成了“一切可被调用”的电网侧储能新模式。用户侧储能受限于收益的不足和不确定性，过去电池厂商很难参与。

2020年用户侧在综合能源的带动下，多个能源集团开始布局，同时2020年技术成本快速下降，使得用户侧储能项目投资价值出现，突破传统提到的成本拐点1500元/千瓦时。

此外，2020年有的区域已经开始深化电力需求侧政策、延伸调峰辅助服务结合可控负荷的成本优势，用户侧储能依然有希望成为未来最有竞争力的发展模式。

行业将受益于两个“一体化”

2020年8月国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》，给2021年储能行业发展注入一针强心剂。

“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发，通过适度增加一定比例储能，可以提升电源侧灵活调节作用，优化各类电源规模配比，确保电源基地送电可持续性。

“源网荷储一体化”侧重于围绕负荷需求开展，通过“源网荷储”协同发展充分发挥负荷侧的调节能力，实现就地就近、灵活坚强发展，激发市场活力。

目前，储能行业仍处于多种储能技术路线并存的阶段，抽水蓄能仍然是当前最成熟、装机最多的主流储能技术，其他新型的储能技术只有在性能和成本上都能够和抽水蓄能相当甚至胜过抽水蓄能，才有可能成为主流技术。

目前看，锂电池、压缩空气、液流电池、铅炭电池和储热（冷）技术是发展比较快的能量型储能技术，飞轮、超级电容是发展比较快的功率型储能技术。

最近几年，还出现了一些新技术，比如钠电池、锂硫电池、固态锂电池、热化学储能、液态金属、热泵储电等，这些新技术经过一段时间的发展，也有可能得到广泛应用。

作为最近两年发展迅速的锂电池储能，未来也将在两个“一体化”之中受益。预计2021年将会有越来越多的锂电池企业加大储能市场的投入，同时专注于储能锂电池的企业将纷纷进入扩产阶段，个别储能锂电池企业将冲刺上市并谋求更大发展。

同时2021年有关锂电池储能的安全性问题将上升到重要高度，锂电池储能项目将开始全环节执行技术标准，比如将锂电池等核心部件的到货抽检、系统并网检测以及运行考核检测等关键约束手段纳入事中和事后技术监督检验流程。

“碳达峰、碳中和”带来重大机遇

储能行业的发展在2020年取得长足发展与清洁能源的关系密不可分，而中国2030年实现“碳达峰”、2060年达到“碳中和”的承诺，不仅仅是一句口号，更会落实在我国未来清洁能源发展的进程上，这是储能行业2021年发展的第二项重大利好。

落实“碳达峰、碳中和”的主要路径是大力发展可再生能源。2030年可再生能源装机达到12亿千瓦将是我国可再生能源发展的基本目标，可再生能源装机将超过火电装机，从补充能源变为主力能源。如此大规模的可再生能源装机，必然对我国能源行业特别是电力行业带来重大变革。

“碳达峰、碳中和”目标的提出，客观上要求电力供需两侧新能源发电比例会大幅提升。由于新能源具有随机性、波动性和间歇性，未来高比例新能源接入势必给电力系统的运行和调控带来诸多挑战。而在2021年各环节各场景的储能应用势必大量增加，这对促进新能源消纳、提升电力系统灵活性具有重要意义。

《新时代的中国能源发展》白皮书提到“推动储能与新能源发电、电力系统协调优化运行”是储能的主要应用领域。但同时市场机制不健全、缺乏成熟的商业模式都是制约各侧储能发展的主要因素。随着市场机制的完善和储能经济性的提高，用户侧市场化的竞争环境可能成为未来储能规模化发展的主要推动力。

为迎接新的发展机遇，2021年储能行业还需要从多方面做出努力。

一是从技术和产业层面，储能行业应严格把关技术质量，在做好做扎实安全的同时，逐步提高安全准入标准，杜绝出现影响整个行业的重大事故。

二是从成本和应用层面，储能行业应在技术进步和规模效应的作用下，快速实现成本下降，并最终实现“可再生能源+储能”平价目标。

三是在政策和市场机制层面，储能行业应对能够支撑新能源发展的储能给予绿证配额制等形式的政策倾斜，尽快形成支撑储能发挥多重功用的有效价格补偿机制，构建允许储能公平参与交易的市场环境。

安迅电力认为，落实“碳达峰、碳中和”的主要路径是大力发展可再生能源。储能作为风光等新能源的有益补充，必将迎来广阔的发展空间。

2020年12月4日，全球清洁能源“巨无霸”国家电投抛出重点计划，在分布式光伏领域打造独角兽企业。

2020年8月25日，东方电气投资与三峡资本、正泰新能源、天宏阳光共同投资创立三峡智慧能源投资（海南）有限公司，初期聚焦工商业分布式光伏电站的投资运营。

……

“央、国企开始着急了。”对于以摧枯拉朽之势称霸大型地面电站开发的国企开始密集进军分布式光伏，成立仅一年半便以300MW签约、200MW并网量入驻行业前三的“黑马”道达尔远景CEO孙捷如此评价。

19GW、21GW，2017~2018年，分布式光伏装机一度疯狂，然“531”一纸通知瞬间浇灭了市场投资热情。不过，逐渐成熟的商业模式下10%的收益率，远远高于大型地面电站，这也让分布式光伏的投资热情再度被点燃。

“玩家”聚焦

根据国家能源局公布的最新数据，2020年我国分布式光伏新增装机15.52GW，其中户用光伏10.1GW，同比增长91%；工商业分布式光伏5.42GW，同比降低22%。

从年度数据来看，工商业分布式光伏的成绩依旧不太理想。而背后掣肘原因，沉浸新能源行业近十年的孙捷总结为两大原因，其一便是历史原因——补贴。

2013年，国家发改委下发《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，开启三类资源区光伏标杆上网电价及分布式光伏度电补贴制度，由此正式催生了我国光伏市场的“黄金时代”。从2016年起，光伏补贴逐年下调，但分布式光伏补贴在2016~2017年依旧保持了最初的0.42元/千瓦时。2018年起，分布式光伏补贴开始下调，至2020年历经4次下调，工商业分布式光伏补贴从0.37元/千瓦时直线下滑至0.05元/千瓦时，降幅高达86%。

另一大原因则是分布式光伏的自身属性。孙捷介绍，合同能源管理是工商业分布式开发的主流模式之一，其中“收电费”可谓一块难啃的骨头，这与企业信用息息相关，而挖掘优质企业用户也是分布式光伏开发中艰难的第一步。

此外，分布式光伏的高补贴曾吸引一众外行蜂拥而入，其中不乏投机者，这为分布式光伏电站质量埋下隐患，叠加规模较小且分散，分布式光伏电站融资及可交易性大打折扣。“资产贵在流动，但在近年来的光伏电站交易中，分布式光伏电站交易寥寥无几。” 孙捷指出。

由此，2018年后一大批人员开始纷纷离场，留下的则是长期专注分布式光伏领域的企业。

“近两年分布式光伏的装机规模虽然仅有5GW左右，但合理的规模也让‘玩家’从过往的分散开始逐渐聚集。”孙捷介绍。梳理当下分布式光伏市场的投资企业（不包含EPC服务商），大致可以分为三类。

一是以上述提到的道达尔远景等中外合资企业为代表的专业投资商，据孙捷介绍，2020年道达尔远景完成了300MW的分布式光伏签约量，新增并网规模200MW左右，“主要受上半年疫情影响，很多企业新建工厂及改造工期延后影响了屋顶光伏项目并网。2021年计划签约量达到500MW。”

第二大不容忽视的力量则是国网、南网两大电网旗下的综合能源公司。以南网综合能源公司为例，其招股说明书显示，截至2020年6月，分布式光伏电站投资建设运营项目一共 132个,总装机容量 697.87MW。

第三则是地方国企，如青岛城投、广州发展、浙江交投等。据悉青岛城投仅上海公司2020年分布式光伏的开发规模约80MW。

随着国家电投、龙源电力、三峡、大唐等央企的挥师，电力央企无疑将成为分布式光伏开发市场的第四股主力开发力量。从2020年的光伏备案数据来看，央企分布式光伏项目的储备规模正快速飙升，如国家电投2020在仅在河南一地便备案上百兆瓦分布式光伏项目；在江西刚刚公布的省级光伏发电规划论证项目库中，大唐、国家能源集团的分布式光伏项目规模均超200MW。

不过，在孙捷看来，分布式光伏最终是“企业对企业的行为”，央企最终能否真正沉下去和分散的终端用电企业打交道，还须后续观察。因此，不排除央企联手民企共同开发，如龙源电力。

“不仅仅是分布式光伏”

来自彭博新能源财经的一份分析数据显示，预期到2040年，中国工商业屋顶分布式光伏市场规模或达到300GW。收益率方面，据一位资深从业人员透露，即使是平价模式下，自发自用的分布式光伏项目收益率仍可达到10%以上。

无论是“玩家”质量，亦或开发潜力，无不显示分布式光伏的投资价值已得到市场的充分认可。

“但价值远未被开发”，在这一过程中，专业投资商的创新功不可没。如联盛新能源以“零碳新城平台”主打普惠性；道达尔远景强调“可融资性”和“可交易性”。

其中，道达尔远景可谓特立独行。道达尔远景于2019年7月正式成立，由全球石油天然气巨头道达尔携手零碳技术公司远景科技集团，旨在“重塑分布式光伏行业的游戏规则”。

虽然仅仅成立一年半时间，但沉淀行业5年以上的业内人士可谓对这一公司并不陌生，因为核心力量之一的远景早在2014年便进军分布式光伏市场。彼时，远景以阿波罗光伏为触角，为行业提供标准、设计、管理等数字化软件，全力打造第三方资产服务平台。而道达尔的加入，投资实力如虎添翼。

“立足分布式光伏，超越分布式光伏。”孙捷强调，道达尔远景以分布式光伏为切入点，为终端客户提供一揽子零碳综合解决方案，包括光储充和绿证交易等服务领域，持续为客户创造价值，帮助客户实现100%绿色能源转型。“道达尔远景不在乎一个项目规模有多大，在乎的是客户是否有持续的零碳需求实现价值挖掘，道达尔远景能不能作为客户值得信赖的解决方案提供商和客户长期合作下去，从这个角度来看，分布式光伏的投资价值被重新定义了，这个是关键。”

此外，道达尔远景力在破局分布式光伏的弊端，打造分布式资产的“可融资性”和“可交易性”。而实现这两个目标的前提就是投资开发和建设高质量电站。

据孙捷介绍，道达尔远景承袭远景科技集团与道达尔高质量标准、重安全和数字化的优势，在项目设计、建造过程中，公司有严格的安全标准和质量要求，同时通过智能化平台全程监控。道达尔远景奉行的高质量和安全标准受到国内外金融机构的广泛认可，目前已经并网的资产包即将获得金融机构数亿元的无担保项目融资，这在国内分布式光伏行业尚属先例。

值得重视的是，在全球减碳的大趋势下，100%使用可再生能源已成为各行各业领头企业的不二选择。而受屋顶装机规模限制，分布式光伏产生的绿电对企业贡献相对有限，绿证、碳交易等需求应运而生。

就绿证而言，道达尔远景在2020年进行了先行探索。孙捷介绍，当前国内绿证交易尚不包含分布式光伏项目，于是道达尔远景转向国际绿证。国际绿证包含I-RECs和APX/TIGR两大体系，受到RE 100联盟成员企业的广泛认可。目前,道达尔远景已经有多个分布式光伏项目成功进行了国际绿证交易。孙捷预测，一年内单个绿证价格将超过20元，甚至到30元，后续随着需求增加价格会有较大涨幅。

尽管目前分布式项目无法参与绿证交易，但生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法(试行)》已于2月正式施行，全国碳市场正式启动。在碳交易市场中，除了控排企业外，满足相关条件的自愿减排企业及个人也可以通过登记注册成为交易方，提供核证自愿减排量-CCER，这为分布式光伏带来了新的增值空间。

据业内测算，2020年在我国率先实行碳交易试点的地区，CCER价格约30元（5美元左右）/吨。孙捷表示，如果20元/吨，则意味着光伏电站每度电将获得约2分钱补贴，收益相当可观。

权威机构预测，2030年CCER价格将上升到160元（25美元左右）/吨以上。在我国2030年“碳达峰”、2060年“碳中和”目标的刺激下，碳交易无疑将为分布式光伏带来前所未有的发展机遇。

“绿证和碳交易将会越来越受到关注。”挖掘更多附加价值，也将成为分布式光伏主流“玩家”的下一个核心竞争点。

仍旧道阻且长

“十四五”期间，分布式光伏装机或达100GW，分布式光伏重回巅峰被寄予厚望。

但需要看到的是，诸如融资贵、融资难、屋顶难找、电网消纳以及企业经营风险等问题依然存在，分布式光伏发展并非一路坦途。

短期内，分布式光伏电站的主要收益仍来自发电收入，其他的增值渠道尚不通畅。以碳交易为例，虽然整体前景看好，但碳交易对光伏电站的收入贡献仍存不确定性，如各个地方政府尚未公布高排放企业的配额。而CCER是买方市场，如果配额较多那么基本上CCER没有需求。

此外，孙捷提醒，目前仅有北京、上海、广州等地建设了环境交易所，且地方限制较为严重，“全国碳交易步入正轨还须半年时间”。

长远来看，“隔墙售电”放开之后分布式光伏将进入跨越式发展阶段。而自2017年国家发改委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》以来，分布式发电市场化交易推行进程较为缓慢。今年年初江苏地区率先破局，先后发文明确了相关电价和电费结算问题，为“隔墙售电”扫清了障碍。

用户侧、灵活性、收益稳、想象空间大，分布式光伏的优势毋庸多言，必将在未来的光伏开发中扮演至关重要的角色。但行业突破，仍旧需要政策引导，需要企业创新，需要行业自律。而突破升级后的行业，诞生的将是下一个分布式光伏“独角兽”企业。

2月1日，一项重磅新规实施，最具有循环利用想象空间的光伏行业也再次引发关注。

为了更好地促进节能减排，达到“碳中和”目标，《碳排放权交易管理办法（试行）》（以下简称《管理办法》）2月1日起开始施行。

业内人士表示，《管理办法》的实施标志着全国碳交易市场启动已具备所需的必要条件，全国统一的碳交易市场已经来临。而作为群雄逐鹿的光伏行业来说，一直是民营企业深耕的重要领域。此次全国统一碳交易市场的开启将有望带来“千亿级”市场。这不仅会给整个光伏行业带来新一轮的重大利好，也将给那些在光伏行业深耕多年的民营企业带来新的机遇和更多的实惠。

千亿级碳交易市场可期

什么是碳交易?

碳排放交易是为促进全球温室气体减排，减少全球二氧化碳排放所采用的市场机制。1997年京都议定书首次提出：“把市场机制作为解决二氧化碳为代表的温室气体减排问题的新路径，即把二氧化碳排放权作为一种商品，从而形成了二氧化碳排放权的交易，简称碳交易。”简而言之，碳交易就是企业间通过一定机制买卖二氧化碳排放权的交易行为。

而在全国性碳排放交易开始后，被纳入控排范围的企业将会获得一定碳排放配额。碳排放配额是控排企业每年得到的免费碳排放配额。控排企业实际碳排放量超过配额时，就需要去碳交易市场购买差额，未超过配额的企业则可出售多余的碳排配额。

在这种规则下，市场中的企业则需要面临3个选择：一是加大研发投入、开展技术创新，从而减少企业自身碳排放，如果实际碳排放低于碳配额，就把差量部分的碳排放权在市场中出售；二是碳排放超过碳配额，以市场价格从其他企业购买碳排放权以抵消超出的碳排放；三是不投入研发也不购买碳排放权，超额就认罚。

对此，中央财经大学绿色金融国际研究院助理研究员周杰俣表示，目前，碳排放权交易是为了促进节能减排。为加快碳达峰、碳中和目标的实现，每年政府会设定全国碳排放总额。碳排放额度按一定规则转化为碳配额用于交易。每个参与碳排放权交易的市场主体都有一个规定的碳配额，企业全年碳排放不能超过这一额度。

据统计，自2011年开展试点工作，截至2020年11月，试点碳交易市场的累计配额成交量约为4.3亿吨二氧化碳当量，累计成交额近100亿元人民币。

根据此次发布的管理办法，经过近年来的发展，首批纳入碳交易的电力企业和其他行业自备电厂已达2267家，二氧化碳排放总量超过33亿吨;未来全国碳市场纳入八大行业后，排放总量规模将会巨大。

业内人士预计，2021年我国碳交易市场成交量或将达到2.5亿吨，为2020年各个试点交易所交易总量的3倍，成交金额将达60亿元。而随着《管理办法》的出台实施，未来我国碳市场覆盖范围将逐步扩大，最终覆盖发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八大行业，排放总量将超过50亿吨，“十四五”时期碳排放交易量有望在“十三五”时期的基础上增加3~4倍。到碳达峰的2030年累计交易额或将超过1000亿元。

光伏企业“实惠”多多

那么，在这个巨大的千亿级蛋糕面前，光伏企业又将带来哪些重大机会？

“这一政策的出台，对光伏行业可是大大的利好。”英利集团党委书记、总经理郑小强在接受人民政协报记者采访时如是说。1987年成立的英利集团，1998年开始进入太阳能光伏发电行业，1999年承接国家第一个年产3兆瓦多晶硅太阳能电池及应用系统示范项目，目前已经成为全球领先的太阳能光伏企业。

对于刚刚过去的2020年，郑小强用“火”字来形容整个光伏行业。这种火热的行情得益于两个主要因素：首先是过去一年，国家出台鼓励政策支持光伏产业发展，尤其是我国向全世界做出了碳排放达峰和碳中和的承诺，在国家一系列政策的驱动下，光伏在2020年发展迎来了“黄金期”。其次，这也是行业发展的结果。我国光伏产业经过20多年高速发展，已经成为具有国际领先优势的产业。截至2020年底，光伏累计装机预计将超过2.4亿千瓦，超越风电成为国内第三大电源。而此次碳交易市场的全面开启，将给多年深耕光伏行业的企业们带来更多的“实惠”，让光伏发电的价值进一步提升，有望迎来新一轮市场暴发期。

郑小强举例说，实际上，利用企业屋顶建设分布式光伏发电是目前最直接、最便利的清洁能源利用形式，不仅可以为企业提供清洁的光伏电力，还能够通过并网为企业带来一定的经济效应。而对于非控排企业，则可以利用闲置的厂房屋顶建设光伏电站，在享受分布式光伏发电种种利好的同时，还可以通过核证自愿减排量（CCER）为企业带来额外收入。以目前数据测算，企业建设10兆瓦分布式光伏电站，每年可以开发出约1.1万吨以上CCER，以2020年CCER交易价，每年可在正常的光伏收益外增加碳交易收入33万元，到2030年同等规模电站的碳交易收益可达170万元左右。

此外，管理办法的出台，还将给光伏企业带来一个更直接的额外收益，这也将会对光伏产业的发展产生积极影响。

一直深耕于光伏领域的隆基股份品牌总经理王英歌在接受人民政协报记者采访时就表示，我国碳配额制度下，企业实际排放量超出分配总量时，超出部分需购买；实际排放量少于分配总量时，结余部分可出售。

根据中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会和国际环保组织绿色和平发布的《中国光伏产业清洁生产研究报告》，光伏发电的能量回收周期仅为1.3年，而其使用寿命为25年，也就是说在约24年里光伏发电都是零碳排放。因此，光伏企业可以将其产生的二氧化碳减排量，在全国碳市场出售，也可获取额外的经济收益。

“总之，碳交易市场的全面开启为光伏企业带来了更多发展的机会，特别是深耕于光伏行业的长期以技术创新领先的民企光伏企业来说，更是迎来了新的发展期，今后以光伏为代表的新能源也将有望成为我国能源增长的主要驱动力量。”王英歌说。

郑小强也表示，可以预见，未来光伏建筑一体化、光伏+小产品应用等将迎来高速发展时期。

助力碳中和光伏行业应有大作为

相对于行政手段而言，碳排放权交易更像是为达到碳达峰目标所实行的一种市场化措施，能够运用较低的成本实现碳排放控制，并为企业减排提供灵活选择，因此也受到企业们欢迎。

众多光伏企业在受访中也表示，在新一轮的政策下，光伏企业有望成为政策的受益者，但同时也应在碳达峰目标实现中发挥出行业企业应有的力量。

王英歌坦言，隆基虽身为光伏企业，但在绿色发电的过程中仍存在碳足迹。从碳排放的角度看，隆基既是买方，亦是卖方。但在2020年，隆基已经加入了RE100绿色倡议，计划将于2028年底实现100%的电力可再生能源化以及零碳化。

王英歌表示，隆基考虑在碳排放权交易市场中，将拥有的光伏电站转化为国家核证，创造新的电站收益。同时，为实现中国2030年前碳达峰目标，隆基正在逐渐实现100%的可再生能源电力，降低能耗，提高能效。他透露，在交通领域、产品运输以及生活出行等方面，隆基也大力倡导绿色交通方式，如使用电动汽车，以确保隆基碳足迹的降低。

而要实现碳达峰、碳中和目标，更需要推动经济结构、产业结构、能源结构发生深层次变革，以更大的决心和更强有力的举措推进能源生产和消费革命，持续推动经济和产业的绿色低碳转型和可持续发展。

因此，郑小强表示，作为光伏企业，还需要从更多新技术、新产品、新模式和新经济形态出发，实现创新式发展。“例如智能电网、先进储能、零碳建筑、新能源汽车充电桩、电气化高速铁路等新型低排放基础设施建设，将成为未来重要的发展方向。”

光伏成本在十年间降低了近90%，解决了BIPV的高成本问题，给BIPV产业化以及产品带来了发展机遇。内部收益率（IRR）高、投入回收快，是BIPV得以发展的根本原因。

经过多年的市场沉淀，光伏建筑一体化（BIPV）发展模式及技术路径逐渐成熟。据记者统计，现有超过20个省市发布了BIPV相关政策，地方政府日益重视光伏建筑一体化发展。

据了解，建筑与施工占据全球能源消耗的36%，是碳排放的主要来源之一。对此，有业内人士指出，BIPV能够削减建筑碳排放。如果建筑采用BIPV建设方案，可以大幅提高企业绿色用电比例，助力“碳达峰”、“碳中和”目标实现。

记者了解到，BIPV顺应了建筑清洁化、低碳化、可持续化的发展潮流。那么，当前，国内BIPV发展还面临哪些挑战？

建筑节能减排助力“能源转型”

BIPV是将光伏发电产品集成到建筑上的技术，是光伏和建筑的结合，在国际上已经有20多年历史。近两年来，光伏技术逐渐发展成熟，为BIPV带来了新的发展机遇，受到广泛关注。

近来，北京、广州等多个城市纷纷出台支持BIPV发展的政策，在补贴及并网等方面给予大力支持。其中，北京市支持光伏发电系统高端应用，全部实现光伏建筑一体化应用(光伏组件作为建筑构件)项目，补贴标准为每千瓦时0.4元(含税)。

“2020年是BIPV发展的元年。我们在2020年推出了包含建筑屋顶、建筑立面、光伏车棚在内的多环BIPV产品。”隆基新能源有限公司总经理陈鹏飞告诉记者，“最近，我们建设的江苏省首个装配式‘光伏建筑一体化’项目在无锡正式交付。我认为，光伏建筑一体化在国内外具有极大的市场前景。”

随着技术升级，发电效率不断提升，光伏建筑一体化整体发电量增加，进而提高业主收益率，因此，越来越多的业主愿意采用光伏建筑一体化技术。

据了解，建筑节能减排成为全球可持续发展的重要举措之一。面对气候危机与能源转型压力，降低建筑能耗成为首要任务。

有业内人士曾指出，绿色节能建筑是未来建筑的发展方向，而绿色节能建筑的最高形态是零能耗被动式节能建筑和正能源建筑。“也就是说，建筑物的能耗能够靠自身生产的能量相抵消，甚至自身生产的能量多于建筑物的能耗。”

BIPV要“有据有法可依”

联合国开发署能源部门负责人马塞尔·阿勒尔斯(Marcel Alers)最近表示:“当前，大多数国家选用太阳能比建造新的煤电厂更便宜，太阳能正成为最便宜的电力。”

随着2021年国内光伏平价时代正式开启，BIPV的经济性进一步提升。

陈鹏飞认为，光伏成本在十年间降低了近90%，这就解决了BIPV的高成本问题，给BIPV产业化以及产品带来了发展机遇。“内部收益率（IRR）高、投入回收快，是BIPV得以发展的根本原因。”

多位业内人士认为，因为2020年是光伏建筑一体化发展的元年，所以，很多光伏知名企业都快速进入光伏建筑一体化领域；与之相对应的情况是，光伏建筑一体化产业处于起步阶段，面临技术标准、规范与检测认证体系缺失等问题。

据了解，BIPV的发展需要光伏行业、建筑行业、政府及行业协会等更广泛参与；营造积极的政策环境和市场环境。

“在政策方面，国家应该尽快通过地方标准（地标）、行业协会标准（行标）甚至上升到国标体系，让光伏建筑一体化真正有据可依、有法可依。”陈鹏飞表示，“在验收、检验、检测等方面都有依据，光伏建筑一体化产业才能够更好地发展。”

“希望国家可以尽快推动隔墙售电更多区域的开放。如果隔墙售电可以更广泛开放，将对整个市场起到良好的助推作用。”陈鹏飞补充道。

要遵循“尊重建筑特性”原则

记者了解到，分布式光伏的春天正在快速到来，与建筑结合的光伏系统必将大量涌现。因此，如何规避光伏系统安装与建筑规划之间的一些矛盾，是光伏行业人士急需补上的一课。

“我认为，关键在于光伏产品研发人员要尊重建筑。”陈鹏飞表示，“正是秉持‘尊重建筑特性’的原则，我们在各个领域尤其是建筑领域招揽人才，打破了光伏企业原有的人才格局。”

中国建筑设计研究院有限公司太阳能建筑技术研究所所长鞠晓磊公开表示，BIPV在实际建设过程中，光伏企业介入往往滞后，与建筑设计方缺乏必要的沟通，在设计阶段就需要频繁返工，从而大大增加了项目施工难度，也给光伏企业带来很大困扰。

“解决建筑规划和光伏系统安装之间的矛盾，务必在前期就植入BIPV。否则，建筑规划和光伏系统安装之间必然会存在一些矛盾。”陈鹏飞强调。

上述业内人士认为，实现碳减排目标，不只是光伏企业、能源企业的事情，需要全社会参与；城市建筑面、工厂厂房屋顶都可以建设绿色光伏发电站，产生清洁电力，这样，可以减少企业能耗，并带来额外收益。

“众多利好将助推光伏建筑一体化的市场化快速发展，作为行业主管部门、行业协会、龙头企业及相关专家学者应尽快完善相关技术标准，保障行业健康有序发展。”安迅电力相关负责人认为。

国家发改委日前举行1月份新闻发布会，介绍宏观经济运行情况并回应热点问题。国家发改委政研室主任袁达在回答记者关于“如何围绕实现碳达峰、碳中和的中长期目标制定并实施相关保障措施”的问题时表示，中央经济工作会议明确将做好碳达峰、碳中和工作确定为八大重点任务之一，充分体现了党中央对做好这项工作的高度重视。实现碳达峰、碳中和中长期目标，既是我国积极应对气候变化、推动构建人类命运共同体的责任担当，也是我国贯彻新发展理念、推动高质量发展的必然要求。国家发改委将坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署，抓紧研究出台相关政策措施，积极推动经济绿色低碳转型和可持续发展。

　　一是大力调整能源结构。

　　推进能源体系清洁低碳发展，稳步推进水电发展，安全发展核电，加快光伏和风电发展，加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，完善清洁能源消纳长效机制，推动低碳能源替代高碳能源、可再生能源替代化石能源。同时，推动能源数字化和智能化发展，加快提升能源产业链智能化水平。

　　二是加快推动产业结构转型。

　　大力淘汰落后产能、化解过剩产能、优化存量产能，严格控制高耗能行业新增产能，推动钢铁、石化、化工等传统高耗能行业转型升级。积极发展战略性新兴产业，加快推动现代服务业、高新技术产业和先进制造业发展。

　　三是着力提升能源利用效率。

　　完善能源消费双控制度，严格控制能耗强度，合理控制能源消费总量，建立健全用能预算等管理制度，推动能源资源高效配置、高效利用。继续深入推进工业、建筑、交通、公共机构等重点领域节能，着力提升新基建能效水平。

　　四是加速低碳技术研发推广。

　　坚持以市场为导向，更大力度推进节能低碳技术研发推广应用，加快推进规模化储能、氢能、碳捕集利用与封存等技术发展，推动数字化信息化技术在节能、清洁能源领域的创新融合。

　　五是健全低碳发展体制机制。

　　加快完善有利于绿色低碳发展的价格、财税、金融等经济政策，推动合同能源管理、污染第三方治理、环境托管等服务模式创新发展。

　　六是努力增加生态碳汇。

　　加强森林资源培育，开展国土绿化行动，不断增加森林面积和蓄积量，加强生态保护修复，增强草原、绿地、湖泊、湿地等自然生态系统固碳能力。

2020年，受新冠肺炎疫情的影响，我国光伏产业经历了诸多跌宕起伏，但是总体上呈现恢复性增长。伴随着“碳达峰”和“碳中和”目标的提出，光伏市场被引爆。业内预计，“十四五”期间，我国光伏行业将进入新发展阶段。以“光伏+储能”为代表的新业态、新模式加速发展，将有望助力加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统。

光伏行业发展加速上行

受新冠肺炎疫情的影响，在刚刚过去的2020年，上半年不少光伏企业面临推迟交付和没有订单的压力，然而下半年光伏行业就迫不及待上演了“疯狂戏码”。新老订单交付需求如井喷爆发，玻璃、EVA等材料价格暴涨、运费飙升。光伏行业成为新冠肺炎疫情影响下产业恢复和发展的亮点。

例如，单晶硅龙头隆基股份预计2020年净利润为82亿元到86亿元，同比增长55.3%到62.88%；逆变器龙头阳光电源预计2020年净利润为18.5亿元到20.5亿元，同比增长107%到130%；天合光能预计2020年实现净利润为12亿元到13.27亿元，同比增长87.55%至107.29%等。

中国经济时报记者从北京理工大学能源与环境政策研究中心获得的能源经济指数显示，2014年至2020年，除核电和水电行业高质量发展放缓以外，其余行业均波动上升，其中，光伏和新能源车行业质量提升最大。在能源行业综合排名方面，不同时期的行业投资机会不同。2020年第二季度，光伏电池组件和光伏原材料表现突出。

以光伏电池组件为例，光伏行业发展在能源行业排名靠前的原因主要是，自2015年起，光伏行业长期受到政策高度支持，2017年第三季度行业供需、财务绩效等多项指标达到高峰；而新冠肺炎疫情期间，该行业供需受影响较小，恢复较快，获得股票市场的投资信心，此外，创新潜力和绩效表现也比较突出。

阿特斯阳光电力集团董事长兼首席执行官瞿晓铧认为，从2021年起，全球光伏市场将全面启动平价上网。未来，光伏需求呈现快速有序增长，行业将进入透明、可预测、有序的发展阶段，技术、成本、品牌和渠道终将成为企业的核心竞争力。

光伏和储能融合发展有望加码

光伏发电已经成为我国可再生能源发展中的一个亮点。国家能源局近日发布的数据显示，2020年，全国光伏新增装机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。从新增装机布局看，中东部和南方地区占比约36%，“三北”地区占64%。而截至2020年底，我国光伏发电装机已达2.53亿千瓦。

“在加快实现‘碳达峰’和‘碳中和’的背景下，我国正在加速能源转型、经济结构调整，围绕储能的深度融合和灵活应用，将成为清洁能源数字经济体系的重要组成部分。以光伏、风力、氢能等为代表的清洁能源，必将在我国能源转型的道路上实现新跨越。”谈及行业未来的发展，一位光伏行业资深人士对中国经济时报记者说。

储能系统被认为是解决可再生能源波动性的有效途径，融合储能是解决光伏大规模发展的关键手段。数据显示，阿特斯的大型储能业务在2020年取得长足发展，已签合同和订单预计1.2GWh，项目储备约5GWh，已成为全球领先的大型储能系统开发商和集成商。

瞿晓铧表示，在确保电站组件市场领先地位的前提下，阿特斯将发挥品牌、渠道、国际化经营优势，深挖分布式市场潜力，创新商业模式，通过提供储能系统、光伏成套解决方案和交钥匙工程，改善分布式用户体验。以储能项目开发和系统集成为切入点，营造大型储能项目业务生态，奠定永续发展基础。

光伏和储能的融合也被天合光能视为未来的重点领域。天合光能董事长高纪凡表示，新的一年，天合光能将大力发展光伏与储能相结合的新模式，加强推进光伏系统与物联网协同发展，将通过科技创新把光伏发电、储能、氢能、智能输配电和智慧用能等方面的新技术、新应用相互融合，为全球低碳转型积极探索切实可行的“中国方案”。

阳光电源董事长曹仁贤公开表示，随着成本的大幅度降低，光伏、风电必然将被大规模复制，加上建设周期短、布局方便、容易分布式上网等优点，预计我国西北地区将集中建设大规模风光储基地；中东部地区将以分布式、分散式风光发电为主；东部沿海地区则以海上风电和屋顶、幕墙光伏发电为主。

储能系统被认为是解决可再生能源波动性的有效途径，融合储能是解决光伏等新能源大规模发展的关键手段。安迅电力作为专业的新能源电站运维服务提供商，将紧跟行业步伐，补足储能技术储备，为业主提供更加优质的运维服务。

针对31个省会城市/直辖市的光储平价时间节点预测显示，在配置5%储能的情况下，多数省市在“十四五”期间均能实现光储平价。光储平价的到来，给新能源高比例接入提供了机遇。

　　“十三五”期间，我国储能行业实现了跨越式发展，尤其是电化学储能受政策导向影响，增速呈波浪式前进。储能产业对政策依赖性强，“十四五”期间储能面临哪些挑战？其政策又会有哪些变化？“十四五”能源规划中储能部分编写者、中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬日前就此接受了记者采访。 

　　成本制约因素有望解决

　　岳芬表示，目前，18个省份均出台了新能源配置储能的政策，预计在“碳中和”目标的驱动下，“十四五”各省推动“新能源+储能”将成为常态。

　　据介绍，2019年光伏和风电发电装机提高至2016年的22倍，占到电力总装机量的70%。高比例可再生能源的接入，会带来一系列的电力-电量平衡问题，需要利用储能等灵活性资源在毫秒-秒-分钟-小时-日，甚至周等多时间尺度去解决源-网-荷协调运行的问题。目前，很多省份的火电灵活性改造空间已开发殆尽，有序充电和需求侧响应如今还处于示范阶段，电力系统对灵活性调节资源的需求日益紧迫，而目前储能技术发展较快，已经跨过规模化应用的成本拐点。“十四五”期间，掣肘“新能源+储能”发展的关键因素之一——成本问题将有望得到解决。

　　岳芬分析，根据预测，在光伏电站投资成本降低、技术进步带来的系统效率提升和光衰降低等驱动下，光伏发电成本快速下降。预计到2025年，光伏当年新增装机发电成本（含税和合理收益率）将低于0.3元/kWh，部分区域将达到0.1元/kWh，到2035年和2050年，预计相比当前水平还会分别下降50%和70%。储能成本方面，根据CNESA的预测，基于项目投资成本和系统寿命的变化，对2025年磷酸铁锂储能的度电成本进行预测，综合各类场景下，储能度电成本都能够下降至0.18-0.27元/kWh之间。

　　岳芬介绍说，基于光储的成本下降趋势，针对31个省会城市/直辖市的光储平价时间节点进行了预测，在配置20%储能的情况下，只有5个省市能够在“十四五”期间实现平价；在配置10%储能的情况下，有17个省市能够在“十四五”期间实现光储平价；在配置5%储能的情况下，除了重庆、福州、西安、成都、乌鲁木齐等地，多数省市在“十四五”期间均能实现光储平价。光储平价的到来，给新能源高比例接入，替代传统化石能源提供了机遇。

　　多种商业模式尚在探索

　　“‘十三五’期间，我国储能行业缺乏商业模式，储能的多元化价值尚不能充分挖掘，现有机制条件下对储能的多重功用也缺乏合理补偿，这是目前储能行业发展面临的最主要障碍。”岳芬对记者表示，目前，共享模式、租赁模式、代理运营商模式均处于探索中，这些模式的主要特点是“多主体、多渠道、低风险”，这是储能追求多重应用的产物，同时也是打通电源、电网、用户各环节，以实现储能价值衔接的关键。多种模式的探索和实践，将极大的促进储能多重应用价值的叠加和项目的盈利能力。

　　“未来五年，随着电改的推进，包括细分辅助服务市场的出现，现货市场的启动、碳交易的推进，以及为了实现碳中和而出台的相应政策等有利条件的出现，都使得储能有望构建合理、可持续的商业模式，进而在资本市场的协同下，形成良好的生态体系。”岳芬称。

　　在谈及未来储能价值体现时，岳芬认为，未来储能的价值将与“碳达峰、碳中和”目标下的新能源发展、电网形态演变以及用户侧的变革进行深度融合。其中，平抑波动、跟踪出力、减少弃电和缓解送出线路阻塞是储能与新能源协调运行的四大方面价值；为电网运行提供调峰、调频、备用等服务，是储能与电网系统协调优化运行的价值体现；用户用电管理、参与需求响应、提升电能质量是储能与负荷协调优化运行的价值体现。

　　建议国家层面明确发展路线图

　　展望“十四五”，储能如何改变“夹缝中求生存”的现状，岳芬直言，随着电力市场改革的深入，“十三五”期间，多地市场规则逐步在储能参与市场交易的身份以及准入方面进行明确，越来越多的地区提出按效果付费的辅助服务补偿机制，也逐步开始探索辅助服务费用向用户侧传导的机制，这些均为“十四五”期间储能的发展奠定了基础。

　　岳芬表示，从技术和产业层面，应严把技术质量，储能企业要把安全这个核心点做好做实，适当提高安全准入标准；从成本和应用层面，应在坚守安全底线的基础上，快速实现成本下降，推进光储平价进程；在政策和市场机制层面，在现货市场还未完全成熟的过渡阶段，应对能够支撑新能源发展的储能予以合理补偿，并利用新能源配额制及市场化的手段给予储能消纳能力必要的政策倾斜，同时，应尽快构建允许储能公平参与交易的市场环境，逐步推进现货市场与辅助服务市场的融合发展，形成支撑储能多重功用价值体现的补偿机制。

　　“‘十四五’期间，国家层面首先要从顶层设计上统筹储能产业的发展，在技术、成本、产业、人才配备等方面明确目标和发展路线图。”岳芬建议，其次，建立能够反映电力供需关系的价格机制，提高电力供给和需求弹性，实现源网荷储的深度互动。再次，为储能开放更多的市场，引入为应对高比例可再生能源而必需的新的辅助服务品种，同时应推动建立由用户承担的辅助服务费用传导机制，从根本上解决储能进入辅助服务市场面临的政策波动问题；另外，还需进一步明确储能市场的主体地位，建立适宜储能参与的市场机制和价格机制，明确储能参与现货市场的各项规则和流程。

　　在岳芬看来，随着“碳中和”目标进一步得到分解和细化，“十四五”期间储能的商机将逐步显现。储能行业将探索如何在支持低碳能源转型的细分场景应用下，构建商业模式，实现合理收益。

　　先市场后计划原则投资网侧项目

　　在政策明确电网投资电储能资产不计入输配电价成本后，快速发展的电网侧储能陷入沉寂，岳芬在谈及电网侧储是否“十四五”有望重启时表示，目前部分政策重提电网侧储能，提出针对部分实现输电线路、变电设备的投资替代的储能项目，考虑将其建设经营成本纳入输配电服务费用支出，逐步研究明确电网侧储能的合理疏导模式。

　　“未来，若要推动电网侧储能发展，我们认为需要重点解决两个方面的问题。”岳芬坦言，其一是要明确储能系统的哪些功能和价值可以被纳入输配电价，哪些应通过电力市场回收成本。其二是构建有效的监管体系，在投资方面，建议应按照先市场后计划的原则，优先由社会资本投资网侧项目；应秉持投资储能可以实现系统最优，效益最大的原则，加强对网侧项目投资的经济性、有效性，以及是否获得了输配电价和市场收益的重复回报进行监管。

“光储平价”给新能源高比例接入提供了机遇，但是真正实现以上设想，还有很长的路要走，安迅电力认为。

1月25日，光伏龙头企业晶澳科技宣布拟在扬州经济开发区投建电池和组件项目，分两期建设，总投资金额达100亿元，并于今年起开始实施。

近两年来，光伏行业景气度高涨，使得不少光伏公司业绩连续飘红。即使在新冠疫情全球蔓延的大环境下，所有光伏企业亦毫不犹豫地加入产能“竞赛”中。

由于需求的强劲增长，截至目前超过八成以上的A股光伏公司所披露的2020年度净利润预告均实现正增长。而在光伏装机量和潜在需求的井喷下，国内光伏企业的百亿扩产消息也早已不是什么大新闻。

虽然有关“警惕国内光伏行业产能过剩”的担忧从未消失，但光伏企业对于扩产的热情始终不减。就在1月19日，隆基股份公布了其在陕西省西咸新区的光伏电池扩产项目，拟建设年产15GW单晶电池，投资总额约80亿元。另据报道，2020年国内13家主要上市光伏公司累计公布了超过40个扩产项目，总投资金额为2364亿元。加上2021年新年伊始这两笔大手笔投资，总额已超过2500亿元。

国家能源局1月20日公布的数据显示，2020年全国电源新增装机容量19087万千瓦，其中水电1323万千瓦、风电7167万千瓦、太阳能发电（光伏）4820万千瓦（48.2GW）。其中，2020年前三季度光伏新增装机容量共18.7GW，这意味着第四季度光伏装机容量达29.5GW，远远超过前三季度的总和。

公开资料显示，第四季度的“抢装潮”也直接导致了光伏玻璃价格的飙涨和短缺。2020年下半年，光伏玻璃市场价格一路飙涨。镀膜3.2mm产品均价从去年6月的23元/平方米上涨至10月的37元/平方米，12月价格已达到43元/平方米。

而在疯狂的“抢装潮”和“扩产潮”背后，一方面，是远期碳中和目标、中短期“十四五”规划给新能源产业带来的支持，打开了光伏产业未来的成长空间；另一方面，过去一年中大量资金涌入光伏股，多家龙头公司股价相继创下历史新高，使得光伏成为A股市场的明星概念。

由于受到资本的加持，光伏企业纷纷走上了激进扩产的道路，短期内光伏产业链各环节的供给将迅速爬坡，面临超预期供给的可能。作为光伏产业链上游的材料性产品，硅片也在过去一年迎来了大幅扩产，尽管短期内这些新增产能还无法立即释放，但名义产能过剩已经是不争的事实。

一位业内人士认为，在单晶硅片领域，以隆基股份、中环股份为双寡头的行业格局正在迎来近五年来的最大调整，虽然目前的市场行情并不支持单晶硅片马上降价，但在未来一、两年大量新增产能释放的前提下，一场价格战已经即将爆发，时间很可能就在春节后。

安迅电力认为，目前的市场态势和现实需求，打开了光伏产业未来的成长空间，预计将长期持续。光伏企业应降低收益预期并提前做好应对措施。