近日，青海省发改委、科技厅、工信厅、能源局联合下发《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》（以下简称《通知》），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，给予每千瓦时0.10元运营补贴，同时，经该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，在上述补贴基础上，再增加每千瓦时0.05元补贴。

记者了解到，《通知》补贴对象为2021、2022年投产的电化学储能项目，由电网企业每月按电量及时足额结算，补贴资金纳入电网企业第二监管周期输配电价降价预留资金统筹解决，补贴时限暂定为2021年1月1日至2022年12月31日。

开源证券分析师认为，青海一直是国内储能项目先行示范区，此次出台储能补贴政策，将起到风向标作用，引发其他省市效仿。

缓解新能源配储成本过高问题

2020年以来，国家层面多次提到支持储能发展，多省相继发布关于发电侧储能的支持文件，内蒙古、新疆、辽宁、湖北、江西、山东等地均建议或鼓励新建的风电光伏项目配置相应的储能以配合电网调度，但业内对于新能源配储的争议从未停止。其中，一个争议的焦点是，储能的成本谁来承担。在没有补贴、缺乏合理盈利模式的当下，新能源配储能否持续发展。显然，此次青海储能补贴政策的出台，有利于在一定程度上解决配储的成本问题。

中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻认为，青海储能补贴政策的发布对于行业来说是利好，政策明确了储能的优先保障消纳小时数、运营补贴标准，在还没有建立起成熟现货市场的过渡阶段，对储能的收益进行了合理的传导和补偿，对储能与可再生能源协同发展从政策机制和市场机制上进行了有益探索和创新，对其他区域出台相关政策也是有益的启发。

国网能源研究院新能源与统计研究所主任工程师黄碧斌指出，目前越来越多的省份考虑到新能源大规模并网对系统调节能力的挑战，要求新能源项目配置储能，以满足新能源并网要求，提高整个电力系统的调节能力。在当前电力市场仍不够完善的情况下，这可能成为一种趋势或过渡方式。虽然在一定程度上增加了新能源投资商的成本，但也推动了储能产业的发展。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎告诉记者，之前，各省的新能源配储政策没有任何针对储能的补贴，青海的政策在新能源配置储能方面给予电价补偿。这对行业来说是一大进步。

不过，也有发改委能源研究所的专家认为，青海发布的政策仅能通过补贴来部分解决储能配置成本过高的问题，并不能完全解决新能源配储的所有争议。新能源配储的另一个争议点在于，储能配置的比例和配置的方式。

缺乏储能系统考核标准

根据国家能源局数据，2020年前三季度，青海弃光电量9.4亿千瓦时，弃光率7.0%，同比上升1.2个百分点，弃光率抬头让储能的参与日益紧迫。此次政策的发布有利于提升企业配置储能的意愿。

据记者了解，此次出台的政策，仅对补贴做出明确规定，却没有对储能系统提出具体指标要求。李臻告诉记者，储能作为发展中的技术，相关标准正在逐步建立，目前已经出台了储能电站建设、并网及检测等相关的标准，地方可以根据国标制定相应的准入门槛，确保储能电站的建设质量。此外，青海的政策是根据储能的发电量来进行补贴，而并非对初投资进行补贴，因此不用担心骗补的问题。

“可以测算一下，按照《通知》要求保证储能设施利用小时数不低于540小时来计算，如果一天放电2小时，储能的调用天数要在270天以上，随着辅助服务市场和现货市场的建立和完善，储能还可以参与一次调频和二次调频，在一定收益的保障下，储能的应用场景越丰富，越有助于投资的回收和项目盈利，因此以合理的市场化应用为前提，将避免“劣币驱逐良币”的现象发生，可以吸引更多社会投资建设更多优质的储能项目。”李臻表示。

彭澎认为，整个市场的成长并非一蹴而就，在早期数据缺失，各方面经验不足的情况下，只能以简单的管理模式先推一批，然后再逐步进行精细化管理。所以，现在暂时只有补贴，没有标准和管理条例。虽然部分企业可能会出于成本考虑，采用价格比较低的储能设备，但在监管手段多样化的当下，骗补的可能性不大。

黄碧斌表示，作为一个《通知》，不一定要明确所有内容。未来，在推进落实的过程中，可能会出台关于建设质量或者并网标准的文件，以及补贴的实施细则。

政策落地仍需细化

作为国内首个新能源配储的补贴政策，在具体推行过程中，仍可能产生不少难题。

一位业内专家认为，《通知》提出新能源配置储能所发售电量必须是省内电量，否则没有补贴，但是该如何认定省内电量是个问题。“是不是除了特高压输送电量之外，都可以算作省内电量，这需要进一步细化政策。”

另外，根据《通知》，新建投运的“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中电化学储能设施所释放电量不再参与青海年度电力市场直接交易，而是按照新能源结算基价执行。“基价怎么确定并没有说明，我个人猜测是新能源的平均结算价格，但是选择“风电+光伏”、“风电+光伏+水电”，还是仅仅选择光伏去核定平均价格，仍需后续文件明确。” 上述专家表示。

当前储能尚处于发展初期，制约可再生能源配置储能的主要因素是储能的成本没有合理的市场机制进行传导，储能的收益无法得到体现。《通知》虽然明确了储能的利用小时数和补贴标准，但是李臻认为，后续还需要有配套的实施细则去保障政策落地和储能的收益，例如，储能的利用小时数如何计量，储能的收益如何结算等。

“另外，青海是最早建设独立储能电站参与辅助服务调峰的省份，政策中对独立储能电站的充放电电价以及交易结算机制没有明确，这块还需要再进一步细化。”李臻表示，“最后，一个时期内，青海需要多少灵活性调节资源，需要建设多少储能电站，也需要进行规划和测算，电网如何保证储能设施利用小时数达到540小时，也需要进一步了解和落实，政策越明确，越有助于投资收益的稳定和营造良好的营商环境。”

安迅电力认为，青海先开储能+补贴先河，有利于国家新能源“储能+”战略的实施，为各地出台“储能+”补贴政策提供参考，定下基调。作为行业参与者，呼吁各省市加快出台相关政策，切实保障新能源企业收益和行业发展的积极性。

“绿水青山就是金山银山”。山东能源人正在用实际行动诠释这一新发展理念。最新数据显示，2020年，山东省新能源和可再生能源发电装机达到4791万千瓦，占电力总装机的比重突破30%；全年新能源和可再生能源发电量824亿千瓦时，同比增长10.6%；全年新增新能源发电装机首破千万千瓦，达到1167万千瓦；核能、氢能以及储能综合利用取得重大突破，“绿色”成为能源结构调整优化的最亮底色。

“针对能源结构偏煤、偏重的实际，我们坚持把‘发展绿色能源、助力动能转换’作为核心任务，积极实施‘四增两减一提升’工程，即聚焦可再生能源、核电、外电入鲁、天然气‘四大板块’做加法；突出煤炭、煤电‘两大行业’做减法，加大改革创新力度，培育发展能源新产业、新业态、新模式，大力提升新型能源发展水平，全面为能源结构降压减负。”山东省能源局主要负责人介绍说，截至2020年底，全省续建和新建重点新能源项目125个、已投运项目86个，年内累计完成投资335.9亿元，新能源和可再生能源发展实现强势上扬，能源绿色低碳转型迸发澎湃新动能。

2020年，山东省能源局围绕全面开创、走在前列的目标要求，统筹谋划、科学布局，坚持集中式与分布式、陆上与海上并举，因地制宜推进新能源和可再生能源发展，精心梳理涵盖光伏、风电、生物质和垃圾发电、地热能利用、多能互补及抽水蓄能等领域，投资规模大、带动能力强、夯基础利长远的一批重大项目，全力推进新能源项目建设，新能源产业发展后劲进一步夯实。

光伏发电遥遥领先。位于滨州市沾化区滨海镇的30万千瓦平价上网光伏发电项目，占地9431亩，总装机容量300兆瓦，总投资10亿元，年平均上网电量约4亿千瓦时，是目前国内单体规模最大的“渔光一体”项目，自2020年6月并网以来，累计发电2亿千瓦时，节约标煤6万吨，减排二氧化碳18万吨。此外，莱州盛阳新能源有限公司120兆瓦光伏发电项目、新泰采煤塌陷地10万千瓦竞价光伏项目等11个集中式光伏项目均建成并网，加上各市的户用光伏和分布式光伏，全省光伏发电装机达到2273万千瓦，同比增长40.4%，居全国第一位。

生物质发电一枝独秀。2020年，山东有13个项目成功纳入2020年生物质发电中央补贴项目名单，数量居全国首位，生物质发电持续健康发展得到有力支撑。日照凯迪生物质能热电联产项目一期、淄博绿能新能源有限公司临淄生活垃圾焚烧发电项目等41个生物质项目均已建成并网，全省生物质发电装机达到365万千瓦，同比增长24.6%，也居全国第一位。

风电发展名列前茅。近年来，山东有序推进国家财政补贴的风电项目和无补贴平价上网风电项目建设，成效显著。随着国电投庆云100兆瓦风电场工程、华电德州陵城义渡口一期风电项目等77个项目建成投运，山东风电装机达到1795万千瓦，同比增长32.6%，居全国第4位。

抽水蓄能建设蓄势待发。2020年12月，泰安二期抽水蓄能电站正式开工，这个总投资101.86亿元的重大工程,成为该省去年开工的125个新能源重大项目中体量最大的一个。目前，山东已建成投产泰安抽水蓄能电站1座，装机容量100万千瓦；核准在建沂蒙、文登、潍坊以及泰安二期抽水蓄能电站4座，全部建成后，抽水蓄能电站装机容量将达到700万千瓦，成为新能源和可再生能源领域参与全省能源结构调优的重要力量。

同时，山东积极抢占能源领域发展高地，推动核能、氢能以及储能综合利用。海阳核电一期两台机组实现“双投”，现已累计发电420亿千瓦时；荣成高温气冷堆示范工程进入调试阶段，国核示范工程两台机组建设稳步推进，全省在运在建核电装机达到570万千瓦；2020年11月，海阳核电二期工程开工建设，预计2021年建成投运，实现海阳城区450万平方米核能供热“全覆盖”，打造全国首个“零碳”供暖城市。2020年以来，山东推动实施青岛中德氢能产业园、潍柴氢燃料发动机及整车制造、东营可再生能源电解水制氢等一批重大产业和示范项目，建成全省第11座加氢站——淄博新区公交枢纽加氢站，超额完成2020年累计建成10座加氢站工作目标，全省加氢站日供氢能力达到6700千克，可满足500辆燃料电池公交车运行使用。山东还积极探索“新能源+储能”一体化发展新模式，2020年9月底在济南莱芜建成投用全国首个利用退运电池建设的独立储能电站，随后德州、泰安、滨州、烟台等市相继建成4个电化学储能项目，装机规模达到2.3万千瓦，为全省乃至全国加强资源循环利用、探索储能建设新模式开辟了新路径。

据悉，山东将以重大项目建设为支撑，在加快沂蒙、文登、潍坊抽水蓄能电站及2019年和2020年风电、光伏发电平价项目建设基础上，积极推动鲁西南采煤沉陷区、鲁北盐碱滩涂地等大型可再生能源基地规划布局建设，引领大型基地与储能、制氢等融合发展示范，不断提升新能源和可再生能源装机总量，促进能源结构持续调优，全面建设绿色高效能源体系。

面对山东新能源事业蓬勃的发展大势，安迅电力将立足潍坊，以精湛运维服务及技术优势实现布局全省，谋局全国，统筹谋划、科学布局，实现企业的快速发展的同时，为国家实现3060碳中和目标作出应有贡献。

2021年1月22日，陕西省发改委、国家能源局西北监管局印发《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》，提出：2021年新能源保障利用小时数风电为1700小时、光伏为1250小时，即“保量保价”部分；超出保障利用小时数的电量（按近三年陕西新能源发电利用小时数15%左右规模）参与市场化交易，即“保量竞价”部分；超发电量按照当年新能源发电企业外送平均价下浮10%结算。同时提出，后续年份逐步扩大市场化交易规模，调整保障利用小时数。

就这一方案的制定与出台，笔者发现，部分内容与现行国家保障性收购政策不尽相符，这些将给陕西省新能源的发展带来诸多不确定性，且有可能引起其他省份的效仿，引发行业普遍关注。

一、此方案未区分资源区、项目类型，统一设定全省保障利用小时数，与国家全额保障收购、领跑者、竞价平价项目等管理政策要求相违背。

2016年，国家发改委、国家能源局印发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150号），明确提出陕西光伏Ⅱ类资源区（榆林、延安）保障性收购小时数为1300小时，同时指出“未制定保障性收购要求的地区应根据资源条件按标杆上网电价全额收购风电、光伏发电项目发电量。未经国家发改委、国家能源局同意，不得随意设定最低保障收购年利用小时数。”

此次陕西省方案将2021年陕西省光伏保障利用小时数统一划定1250小时，并提出后续年份逐步扩大市场化交易规模，调整保障利用小时数，且不区分项目类型，明显与国家政策相违背。

二、此通知将对存量及新增项目收益率与投资稳定性产生极大影响，给陕西新能源的发展将带来诸多不确定性。

方案中提出“后续年份逐步扩大市场化交易规模，调整保障利用小时数”，这将极大增加投资项目收益测算的不确定性，不明确的项目投资预期将使光伏等新能源项目的投资开发陷入困境。以陕西光照资源最好的榆林为例，光伏平均利用小时数可以达到1550小时，按照此方案，将有300小时的发电量需要参与市场化交易，或以更低的价格被电网收购。

以陕西跨省外送江苏的电力价格0.229元/度为例（远低于当地脱硫煤标杆电价0.3545元/度），榆林某300MW平价项目，将导致综合上网电价至少下降7个百分点，年发电收入减少约1200万元。

并且，在预期收益降低后，更多的开发企业将会从成本出发选用低价产品，更多的高效产品和系统方案将会被放弃，长此以往，不利于行业的创新发展。

三、此方案出台未征求行业相关意见

2019年2月李克强总理在主持国务院常务会议时曾明确要求，“今后制定涉企法规政策，必须事前倾听市场主体的意见和建议，要通过各种方式向社会公开征求意见或听取有代表性企业的意见，给市场稳定的预期和信心”。陕西此次政策的出台，在未公开征求意见的情况下，即印发了正式通知，既没有对投资企业的实际情况作充分考虑，也没有为企业执行留有必要的准备时间，显然与国务院会议精神不符。

事实上，我国已有多个省份存在未严格落实国家保障小时数的现象。2019年全国人大执法检查组关于检查《中华人民共和国可再生能源法》实施情况的报告，明确指出：全额保障性收购制度落实尚不到位。如宁夏、甘肃2018年自行设置的风电、光伏发电保障性收购小时数均与国家保障性收购政策规定的小时数存在较大差距，大部分电量属于低价市场化交易，发电企业合法权益保障不足。

在光伏刚刚步入全面平价时代之际，光伏发电项目在灵活性、可调性方面还有待提高，伴随着产业创新发展，光伏与储能等能源形式相结合发展，我们预计在“十四五”末期，光伏发电将具备参与电力市场化交易的条件。与此同时，我国已明确碳达峰、碳中和目标，并提出2030年风电、太阳能发电达到1200GW以上，这要求在电力体制改革不断深入的情况下，新能源如何发展需要国家及地方共同研究解决，精准定策。秉持“老项目老办法，新项目新办法”的原则，采用经市场充分论证的上网电价和多种渠道的消纳形式，充分保障存量项目合法收益、新增项目基本收益，进而确保新能源实现更高比例和更高质量的发展。

自习近平总书记在去年9月22日联合国大会上宣布中国“2030年前碳达峰，2060年左右碳中和”目标后，中国新能源界深受鼓舞，也知责任重大。只有保持政策连续性稳定性，给新能源企业以稳定的收益预期，才能激发大家工作和投资热情，这才是真正的“发挥市场在资源配置中的决定性作用”。陕西发改委和能源局西北监管局出台的这个文件，不能说带了个好头！遭到企业和社会的质疑是必然。希望两个政府机构能出来答疑解惑，通过政府和企业的协商沟通共同推进“碳达峰，碳中和”目标顺利达成。

安迅电力认为，风、光、生物质等新能源是未来“碳中和”目标达成的重要手段，各部门在出台市场化交易等相关政策时应充分调研，多倾听行业声音，以促进新能源有序及持续性发展为前提，审慎出台相关政策。

在我国明确碳达峰、碳中和目标的背景下，发展风、光等清洁能源已成为愈来愈多央企的核心战略，不少公司一直在物色收购可带来稳定回报的可再生能源项目。

　　协鑫新能源近日发布公告称，其间接附属公司苏州协鑫新能源与北京能源国际控股有限公司下属公司北京联合荣邦新能源科技有限公司（简称“北京联合荣邦”）订立光伏电站购股协议；江山控股近日连发公告称，出售四个太阳能项目公司全部股权、拟出售榆林市江山永宸新能源有限公司全部股权、拟出售玉门市永联科技新能源开发有限公司全部股权等。除协鑫新能源、江山控股外，天合光能、东方日升、晶科电力、振发新能源等企业均开始“甩卖”光伏电站。数据显示，2020年，国内主流光伏电站交易金额创新高，超过70多亿元。

　　受访的业内人士普遍认为，光伏电站是优质资产，被迫出售通常是为了补充流动性资金。鉴于目前光伏电站的交易情况，预计“十四五”期间，光伏电站资产交易规模有望继续加大，交易规模或达每年 5GW。

　　巨额债务压顶  “甩卖”电站“回血”

　　记者采访获悉，出售光伏电站的主要原因是可再生能源补贴资金拖欠，致使企业现金流困难。“十三五”以来，伴随电力体制改革的推进，市场化交易进一步降低了基础部分电价，导致企业现金流无法支撑日常运营，同时，因扩张积累的巨额债务又像悬在头上的“定时炸弹”，这迫使企业不得不出售电站求生。

　　去年一年，协鑫新能源、振发新能源、顺风光电、富阳新能源、晶澳科技、爱康科技、晶科科技等十多家企业“挥泪甩卖”光伏电站。其中，协鑫新能源出售的电站最多，接手的企业涉及中国华能、中国核能科技、国开新能源、徐州国投、北京联合荣邦、湖南新化六家。

　　以苏州协鑫新能源与北京联合荣邦的交易为例，交易现金所得净额约2.02亿元，有关款项用于偿还其债务。交易完成后，由于已出售的光伏电站的溢利、亏损以及资产及负债将不再纳入综合财务报表，协鑫新能源的负债将下降约3.92亿元，资产负债率将降低约0.2%。

　　“协鑫新能源自2018年起，持续削减债务规模，优化财务结构。”协鑫集团相关知情人士向记者表示，2020年初至今，协鑫新能源已公布出售资产累计约1753兆瓦，总回收现金流约人民币64.10亿元，可使企业资产负债率降低约5.6%，有效降低财务风险。

　　在业内人士看来，受“5.31”、补贴退坡的影响，不少光伏企业如协鑫新能源一样，遭遇营收增速放缓、利润下滑，加之此前积攒的债务陆续进入兑现期，企业的“解压”之道自然是“瘦身”回笼资金。

　　借势转型轻资产  优化资源配置

　　不少企业已在“自救”中逐步调整光伏业务发展战略规划，借势转型轻资产模式，以提升企业光伏产业链整体运行效益，优化资源配置。

　　如今，转移业务重心正在成为卖方企业的重中之重。以从事光伏玻璃镀膜技术的亚玛顿为例，去年12月底向中核山东能源有限公司出售旗下总价1.61亿元的4项光伏电站资产，用意明显将精力投入到超薄光伏玻璃产品。今年1月初与晶澳科技签订了总金额约21亿元的光伏镀膜玻璃采购大单。“亚玛顿前期自建组件产能和光伏电站，主要目的在于推广超薄双玻组件。随着双面双玻组件市场认可度提高，渗透率提升，自2017年以来，亚玛顿开始调整光伏业务发展战略规划，陆续出售存量电站项目，将业务重心转向光伏玻璃的生产。”申港证券分析师贺朝晖分析，此举有利于该公司减少财务费用、提高资产流动性，实现轻资产运营。

　　无独有偶。协鑫新能源从2018年底开始，围绕从重资产业务模式向轻资产转型升级的发展策略。“近两年，重点推行‘开发转让、建成出售、服务输出’轻资产经营模式，以引进战略合作伙伴。”上述相关知情人士向记者表示。

　　当然，并非所有企业都可以通过甩卖电站“瘦身”成功，那些在备案手续、土地、并网手续等不合规的光伏电站则难以成为市场争抢的“香饽饽”。

　　选择性收购  加大投资力度

　　目前来看，接手光伏电站的企业以央企为主。受访的人士一致表示，在我国明确碳达峰、碳中和目标的背景下，发展风、光等清洁能源已成为愈来愈多央企的核心战略，不少公司一直在物色收购可带来稳定回报的可再生能源项目。

　　“随着光伏平价及补贴政策的明晰，存量项目确定性进一步增强。” 三峡新能源知情人士对记者表示，“央企接手存量光伏电站并非全盘接手，而是有选择性的针对优良资产进行收购，作为企业新能源领域规模增长需要。”

　　在中广核新能源一位高层人士看来，央企接手光伏电站以后，会通过整体布局资金平衡科学管理，算总账，保持稳定的收益。特别是把民企的高利率融资进行质换，电站的收益肯定比民营企业管控的时候要好。“3060”目标的提出，将使新能源在未来迎来新一轮大发展，如今各央企都在拼命“圈地”和并购项目。“中广核新能源在‘十四五’还将继续加大新能源投资力度，预计不会低于每年新增600万千瓦。”

　　随着传统电力央企加大新能源业务板块投入力度，地方国企和部分民企迅速进入新能源行业，光伏电站交易市场竞争日趋白热化，“十四五”期间有望从每年2-3GW交易规模提升至5GW。资金充沛的企业在加速抢占更多光伏电站资源，比如北京能源国际控股有限公司正与协鑫新能源积极推进其他批次光伏电站出售事项，并计划在不久的将来能达成及落实签署更多出售光伏电站协议。

　　除了抢占市场外，业内人士认为，在平价去补贴的背景下，央企对未来光伏电站运营还需要多方考量，比如，通过降低项目非技术成本控制项目建设成本，保障收益；项目建成后通过建立集控中心、区域化运维机构，降低运行成本，提质增效。

安迅电力认为，一方有降负债压力及面临的轻资产转型需求，一方有“3060”碳中和的国企责任及雄厚资金优势，双重因素叠加导致十四五期间光伏电站交易量陡增，相信这种现象将长期持续。

各地高度相似的配储比例，不仅引发了新能源开发企业的担忧，也引发了储能行业的焦虑——这是否意味着储能只是为了满足新能源并网的一个“花瓶”而已。

日前，宁夏出台政策，将在新能源富集地区先行开展储能设施建设，建设“新能源+储能”示范应用项目。“十四五”期间，储能设施按照容量不低于新能源装机的10%、连续储能时长2小时以上的原则逐年配置。

虽然面临一定争议，但“新能源+储能”仍在多地轰轰烈烈展开。记者发现，在最近六省发布的新能源配储要求中，储能规模大多集中在5%-20%之间。整齐划一的配储比例，能否真正满足新能源消纳的个性化需求？这也再度引发业内关注。

各地配储比例趋同

统计数据显示，截至2020年上半年，全国风电、光伏装机占比超过20%的省份共16个，全国风电、光伏发电量占比超过10%的省份共14个。随着风电、光伏在电网中渗透率提高，为了控制弃风、弃光率，加配储能正成为电网的强制要求。

中关村储能产业技术联盟政策研究经理王思告诉记者，如果真正落实新能源保障性全额消纳任务，无形中将对电网公司和地方政府造成了一定压力，配储在一定程度上能够缓解消纳压力。值得注意的是，国家层面虽然引导和鼓励储能参与新能源并网消纳，但各省政策却将储能作为新能源项目的标配。

“当前各省所提出的储能配置比例均在5%-20%之间，大部分地区对于这一配置比例并未经过详细测算，相似的配比能否真正发挥消纳新能源的作用也让业内存疑。”王思称。

威胜集团有限公司微网储能事业部总经理黎朝晖则认为,各地大同小异的新能源配储比例，其实源于电科院根据2018年河北省张北县储能示范项目做出的大概测算数值。“5%-20%的配储比例，理论上虽然不出彩，但也不会出错，尽管业内有质疑配比是否合理的声音，却也拿不出相应的反驳依据。”

对此，业内专家提醒，新能源配储比例要因地制宜，针对项目需求个性化设计，切莫“一刀切”，否则难以发挥储能的价值。

引发储能行业焦虑

高度相似的配储比例，不仅引发了新能源开发企业的担忧，也引发了储能行业的焦虑。

“这是否意味着储能只是为了满足新能源并网的一个‘花瓶’而已。”有储能业内人士对此质疑。

多位储能行业人士表示，当前，我国储能产业已经开始走向商业化阶段，但仍存在储能成本无法疏导，安规、标准缺失等问题，储能有可能沦为新能源并网的工具。“在新能源配储政策和比例高度相似的情况下，企业会不会为了并网而随意配储，导致劣币驱逐良币。”上述储能业内人士称。

王思认为，这样的情况不会是普遍现象，但也无法完全避免。“目前，各地配储比例‘一刀切’，但对配储要求和质量没有一个准入门槛，在如何调用储能系统服务于电力市场标准尚未建立的情况下，在零星较小的发电场上，可能会出现利用政策上的漏洞配置劣质储能。”

“不过，就算真的要上一些B类或不达标的电池，所带来的的安全风险，最终需要建设方和发电企业来承担。因此，大部分企业并不愿意去铤而走险，做危害自身长远利益的事。”王思说。

黎朝晖表示，随着“十四五”新能源产业规划逐步清晰，作为配套服务的储能市场将进一步扩大，与此同时，储能技术不断迭代升级，储能的使用寿命也将进一步延长，这将有助于降低储能的成本。当优质储能成本下降，劣质储能的生存空间就会进一步压缩。因此，行业不必过于焦虑。

不必过分强调配储比例

国网系统相关专家表示，在各省规划上不必限制储能比例配置要求，而是可以根据运行需要，对新能源并网的技术特性做出要求。在满足调度灵活性、保证电价及消纳的前提下，让新能源场站根据经济性和可行性，自行选择是否配置储能、配置方式及规模，可以联合也可以独立运行，达到并网有关技术要求即可。

王思表示，以10%配套比例计算，“十四五”储能新增将有望达到40GW。所以，无论是分布式还是集中配储，都是需要电网层面做出规划。“新能源发电厂商、储能厂商以及用户，并不知道电网和电力系统的需求，所以，配储需要电网在电力调度方面做出相应规划，找到关键节点，去选址和布局储能。”

“但是无论怎么规划，储能想要规模化发展，最重要的是明确储能的身份定位，建立健全法律法规和市场机制，明确在交易过程中的充放电成本以及价格结算问题。”王思表示。

黎朝晖认为，电网方面肯定希望发展集中式储能而非分散式储能，但都绕不开对经济性的追求。“‘十四五’储能的预测量虽然很大，但仍需对储能进行必要的扶持，需要科学合理的制定产业发展目标，规范引导储能的布局与应用。发展新能源配储最为关键的，是要为储能提供良好的市场生存环境，提高储能项目的收益。”

安迅电力作为新能源行业后市场的参与者，认为储能是未来新能源行业发展的必然之路。据不完全统计数据显示，无论是项目数量还是装机规模，美国与日本仍然是最主要的储能示范应用国家，分别占 40%和 39%的全球装机容量份额，目前仍在快速发展中。中国“3060”碳中和目标已箭在弦上，相信新能源+储能方案，将是实现碳中和目标的重要途径之一。

经过近年来的发展，我国光伏电站开发领域已形成国企为主、民企为辅的市场格局。实际上，除了五大四小发电集团、两大设计院等熟面孔外，地方国企也在加大对光伏领域的投入。除了自身具备电站开发业务的企业外，通过收购民营企业实现华丽转身的不在少数。未来在“十四五”规划以及“碳达峰”、“碳中和”目标的刺激下，地方国企在光伏领域的投资热情更加高涨。

近水楼台，地方国企加码光伏投资

地方能源投资集团凭借本土化优势，在当地电站开发领域可谓近水楼台，尽管央企电力集团在光伏投资热土强势进军，但仍有部分地方国企取得了不错的光伏开发成绩，以下为部分代表企业。

一、广东能源集团

在多个地方国企中，广东能源集团的业绩尤为亮眼。据了解，广东能源集团由广东恒健投资持有76%股权，华能持有24%股权，而广东恒健投资为广东省政府100%控股公司。

截至2019年底，广东能源集团拥有32家光伏电站，可控装机容量为708.4MW。2020年以来，公司加速布局光伏项目。在33GW光伏平价项目中，广东能源集团一举拿下超1GW项目。此外，2020年广东共有近17.6GW光伏备案项目，广东能源集团备案规模为2.35GW的，超越大唐、中广核等央企。

二、广州发展

同属于广东省，广州发展是另一个光伏电站开发大户。广州发展实控人为广州国资发展控股有限公司，该公司由广东省政府100%控股。

2019年广州发展风电、光伏新增并网发电装机443MW，累计并网风电、光伏场站 33 个，装机规模累计达到 864MW。2020年广州发展获得600MW平价项目，今年年初，广州发展新能源公司计划在武江区投资建设600MW地面及分布式光伏项目，在乐昌市投资建设云岩100MW地面光伏项目，以上达成总投资额30亿元。

三、浙江能源集团

浙江能源集团由浙江省财务开发有限责任公司和浙江省国资委控股，根据集团“十四五”规划，到2025年可再生能源装机占比将实现50%。2020年5月，浙江能源集团与华能、山西朔州市政府、华昱能源签署晋北千万千瓦级清洁能源外送基地战略合作协议。“十四五”期间力争在朔州投资450 亿元，建设4台100万千瓦煤电机组、600万千瓦平价光伏和风电项目，用于“晋电送浙”特高压输电工程配套电源。

浙江能源集团下属公司浙江新能主要从事新能源电站开发业务，2017年，浙江新能开始涉足光伏产业，相继收购正泰、爱康等11家光伏电站。2019年上半年浙江新能已投产光伏电站947.52MW，去年年底，浙江新能首发申请获证监会通过，将于上交所上市。

四、乌江能源集团

贵州乌江能源集团有限责任公司实控人为贵州国资委，乌江能源集团2020年自行投资光伏电站两座，装机容量15万千瓦，项目储备40万千瓦。集团拟规划实施六盘水、黔西南、安顺等光照资源较好地区的项目开发，到2025年运营204万千瓦。

其旗下乌江能投公司持有乌江水电49%股权，“十四五”期间，乌江水电将打造500万千瓦乌江流域水风光一体化可再生能源基地和流域外500万千瓦风光项目基地的“两个基地”。

五、云南能投

截至2020年末，云南能源投资集团参控股权益电力装机1753万千瓦，占云南电力总装机的17%，绿色能源装机占比76%。2020年5月，云南能投拟斥资29.4亿元参投产业并购基金，据悉该产业基金旗下公司已与保利协鑫能源签约，收购其在山西、河北等地多个光伏电站。去年10月份，云南省公布3GW光伏基地项目遴选企业，云南能投入选。

此前云南省能源工作会议指出，2021年将实现31个风电、光伏发电基地开工建设，科学谋划风光水火储一体化示范基地建设等工作。

收购、入主民营企业，跨界光伏

除了自身具有光伏电站开发业务外，通过收购、入股民营光伏企业拓展光伏业务、跨界光伏的地方国企不在少数。据北极星太阳能光伏网统计，仅2020年以来有七家地方国企收购了民营光伏企业股权。

一、津劝业

天津劝业场（集团）股份有限公司（简称津劝业）可谓是跨界光伏的典型代表，公司是一家从事商业、各类物资的批发与零售的大型综合性百货商场。2019年9月，津劝业披露重组预案，拟通过重大资产置换以及发行股份的方式完成对国开新能源100%股权的收购。2020年8月13日，津劝业完成资产重组，主营业务变为新能源电站的开发、投资、建设以及运营，而津劝业的实际控制人仍是天津国资。

据了解，截止2019年末国开新能源持有光伏电站1.1GW，截至2020年6月，国开新能源在全国11个省市自治区持有在运及在建发电项目38个（包含领跑者基地项目），总核准装机容量2050.6MW。

二、水发集团

2019年初，水发集团酝酿收购兴业太阳能，同年8月份兴业太阳能公告称水发集团已获批通过向公司投资增加股本的方式收购其股权，至此水发集团正式接盘兴业太阳能。2020年4月，兴业太阳能更名为水发兴业能源。此后，水发兴业能源加大光伏布局。

2021年1月11日，水发兴业能源公告称旗下湖南兴业绿色能源将以1.476亿元购买江西鑫庆光伏电力位于敦煌光伏公司全部股权。截至2021年1月14日，水发兴业能源在手光伏光伏EPC项目订单约为540MW，涉及合同金额约为人民币20亿元。

除了电站开发业务外，水发集团还投入光伏制造领域。2020年6月3日，山东水发集团和山东高登赛共同投资兴建1GW高效异质结太阳电池产业基地项目，计划总投资15亿元。

三、京能集团

京能集团为北京市国资委管理的国有独资企业，根据京能集团“十四五”发展目标，其可再生能源装机占比将达到50%。2020年年初，京能集团成功认购熊猫绿色增发的71.77亿股份，持股比例32%，一跃成为其第一大股东。入股熊猫绿能之后，其在光伏等清洁能源领域发力。2019年9月15日，熊猫绿能更名为京能国际。

京能国际注重与民营光伏企业合作，2020年12月16日，京能国际与晶科科技签署战略合作协议并进行座谈。双方未来计划就国内光伏发电项目开发与建设、先进光伏系统设计方案、电站运行维护等领域展开全面合作。同日京能国际与上能电气就国内外光伏发电项目开发与建设、先进光伏系统设计方案、综合能源服务等领域展开全面合作。根据财报，截至2020年6月底，京能国际及其联营公司拥有62座光伏电站，装机规模约2GW。

四、晋能集团

2020年12月15日，晋能控股电力集团有限公司举行揭牌仪式。晋能控股电力集团是晋能控股集团三大产业板块集团之一，由原晋能、同煤、潞安、阳煤和晋煤五大集团的电力企业合并重组而成。

官网显示，集团目前在役在建光伏、风电发电总装机达到265.48万千瓦，位列山西省第一。除了布局电站开发外，其下属潞安太阳能、晋能科技也是山西大型光伏制造企业。晋能科技多年来致力于推动异质结技术量产，而潞安太阳能主营业务覆盖硅片、电池、组件等。按照规划，到2023年底潞安太阳能将实现18GW高效电池、9GW高效组件、6GW拉晶、铸锭、切片的产能升级。

五、珠海港

珠海港实控人为珠海港控股集团有限公司，后者是珠海国资委100%控股公司。珠海港近两年一直谋求抢抓新能源发展机遇，2021年珠海港先后布局光伏玻璃制造及电站开发领域。1月12日晚间，秀强股份公告发布公告，珠海港将出资9.74亿元协议受让公司25%股权，成为公司新的控股股东。据了解，秀强股份主要从事光伏玻璃等深加工业务。

1月13日，珠海港公告称公司拟设立珠海港能源科技集团有限公司，致力于光伏、储能、氢能等新能源制造产业及应用项目的投资开发及运营。珠海港能源科技集团注册资本为10亿元，公司以自筹资金出资。

山东安迅电力运维有限公司（以下简称“安迅运维”）成立于2015年，注册资金3000万元。公司具有电力设施承装（修、试）资质，电力工程施工总承包资质，并通过TUV莱茵ISO9001质量管理体系认证、光伏电站运维系统认证，拥有一支专业、高效、创新、卓越的运维队伍，具备高水平的承接电力工程施工和专业电力运维的能力。

据报道，日前，生态环境部在北京召开2021年全国生态环境保护工作会议。会议确定，2021年要编制实施“十四五”生态环境保护规划和重点领域专项规划，推动编制建设美丽中国长期规划。同时，编制实施2030年前碳排放达峰行动方案。加快建立支撑实现国家自主贡献的项目库，加快推进全国碳排放权交易市场建设，深化低碳省市试点，强化地方应对气候变化能力建设，研究编制《国家适应气候变化战略2035》。推动《联合国气候变化框架公约》第二十六次缔约方大会取得积极成果，扎实推进气候变化南南合作。

机构称，碳排放权交易体系是实现低成本碳减排的关键。短期看，碳排放权交易体系通过设定碳排放价格，让企业负担减排费用，增加了低效率企业成本，同时为高效清洁企业提供了激励机制。安迅电力-长期看，碳排放权交易体系会影响未来的投资方向，长期投资有望向清洁低碳产业倾斜，最终助力实现碳中和目标。碳排放交易市场加速推进，新能源运营企业“二氧化碳减排量”变现可期，盈利能力有望进一步提升。此外，在碳达峰、碳中和承诺下，碳排放交易市场带来的收益增厚，叠加装机容量的高增，以及发电成本的下降，风电、光伏发电运营资产价值面临重估。

上市公司中，太阳能是国内光伏运营龙头之一，先发优势显著;节能风电是风电运营龙头之一，海内外全面布局。