近年来，我国可再生能源发展迅猛。截至2019年底，全国可再生能源发电装机达7.94亿千瓦，年发电量达2.04万亿千瓦时。这两项指标近五年的平均增速分别为13.1%和11.2%。

据统计，2019年全国新能源弃电量约515亿千瓦时，相当于舍弃了超过1/2个三峡电站的发电量。新能源的快速增长，必将带来消纳问题的进一步恶化。为应对可再生能源弃风弃光问题，各省市纷纷出台了可再生能源配储能的政策举措，但该政策一直存在很大争议。

可再生能源到底要不要配储能？

既然可再生能源配储能政策落地成效并不理想，那到底还要不要配储能？动力何在？因为储能有价值，其最大的发展动力是可再生能源发展打破了原有的能源利用方式，即能源革命。能源革命的发生使得可再生能源从补充能源变为主体能源。

然而，如中科院热物理所副所长陈海生所说，可再生能源具有两个根本特征：（1）能量密度低；（2）具有间歇性、不稳定性、不可控。前者的解决方案即将其转换成能量密度高的能量载体，最常见的转换为电；后者可通过电力电子技术、风火打捆、需求响应等多种补救措施，但不能从根本上解决问题。

中国可再生能源学会储能专委会副主任李建林指出，由于资源禀赋和负荷不均衡，给电网送电带来压力，加上可再生能源的时空不匹配，因此亟需灵活可调节的电源。

常规火电虽然作为灵活电源可以调峰，但高峰负荷周期较短，导致火电利用率不足，根据计算火电利用小时数至少达到3200小时，才具备经济性。同时，火电具有爬坡不足的缺点，但储能调节很快。而风火打捆只能在一定容量上满足需求，而且随着可再生能源装机比例越来越高，火电装机相对变少，风火打捆不是长久之计。

杜祥琬院士曾表示，如果全国各地全部装上光伏，那么将有50%的电不用输送，以分布式能源方式利用。如德国每年的输电量都在下降，主要是因为其屋顶光伏装机规模很大。这意味着，未来的能源利用将变为集中式和分布式相结合模式。因此，储能就成为了最佳解决方案。

当前阶段可再生能源配储能经济性及效果如何？

从经济的角度讲，以目前的成本核算，可再生能源配储能并非是最佳手段。新能源配储能无疑增加了额外投资成本。公开资料显示，目前储能EPC中标单价比今年年初下降了23%。尽管如此，但按光伏项目装机规模20%、储能时间2小时计算，配套储能将导致企业初始投资成本提高8%-10%；对风电项目来讲，初始投资成本提高比例在15%-20%之间。

实际上，我国的弃风弃光大多属于“经济弃风弃光”，且主要集中在西北地区。

根据国家能源局数据，2019年中国弃风、弃光率实现双降，平均弃风率4%、弃光率2%。然而，新疆、甘肃、内蒙古三省区弃风率仍超5%，占全国弃风电量的81%。西北地区弃光电量占全国的87%。西藏、新疆、甘肃三省弃光率分别为24.1%、7.4%、4.0%，均大幅超过全国平均弃光率。因此，即使某些时段由于网络阻塞或者系统安全原因需要弃风弃光，也是极个别的情况。

从解决弃风弃光的效果角度讲，储能却未必能发挥很大作用。表面上新能源配储能是为了解决弃风弃光问题，但实际上配置10%-20%的储能真的可以解决弃风弃光问题吗？从实际运行效果来看，风电配储能也未必能很好解决弃风问题。

首先，小时级的电化学储能应对弃风的作用十分有限。其次在大风季或连续大风日，电化学储能在风电大出力之前几个小时已快速充满，对之后的弃电无能为力，且充进去的电在连续大风日期间没有机会放出，这就导致储能电站充放电次数大为降低。

强配储能将导致什么样的结果？

强配储能将首先给新能源企业带来成本压力。配储能增加的额外成本使光伏、风电开发商陷入进退两难的境地。尽管电化学储能成本已经逐年下降，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。

以近期安徽完成并网的华润电力濉溪孙疃风储一体化项目为例，该风电场规划装机总容量为50MW，配套建设10MW/10MWh储能系统，许继电气以单价2.154元/Wh的价格中标储能系统PC工程。如果按照储能建设费用200万元/MWh来计算的话，相当于单个风电项目单位千瓦投资增加400元左右。据领航智库测算，以2019年核准的四类资源区项目为例，工程造价每增加400元/千瓦，项目内部收益率（税后）将下降0.8%。这一经济测算结果对风电开发商而言是一项巨大的考验。

短期内该政策对储能有一定推动作用，但同时储能市场将出现劣币驱逐良币现象。新能源配储能是合理的，但强配并不合理。对于处于低谷的储能行业而言，可能是一个积极信号，短期内储能企业的订单将增加，对储能行业发展有一定的推动作用，但强配固定比例的储能并非是最优配置。

如有的省要求配10%、20%不等，为了享受优先并网，很多项目配套了储能，但对配储能后的质量却无硬性要求，倒逼发电企业为了配足储能容量，可能购买劣质低价的储能产品，从而导致储能行业出现劣币驱逐良币现象。

政策难以落地的症结到底在哪？

既然从经济性和效果来看并非最优，那我们有必要弄清楚导致弃风弃光的根本原因是什么？业内专家几乎一致认为弃风弃光问题的主要原因是当前电力市场体制机制没有理顺，没有按照效率原则来分配电力生产和消费权。国外的情况同样可以佐证该结论，欧洲、北美和中国的电力系统从规模上、技术能力上均在一个量级上，然而，欧洲和北美电网内非水可再生能源占全部电力消费的比例均高于我国。他们早已解决了弃风弃光问题，其完善的市场机制是两者间最主要的差异。很明显，储能解决不了市场机制问题。储能的商业应用反而依赖市场机制问题的解决。

没有盈利空间才是发电企业不愿配建储能的根本原因。事实上，储能是有效益的，只是没法计算。没有合理的投资回报逻辑，可再生能源配储能就无法顺利推行。主要体现在以下几个方面：

可再生能源配置储能可以多发电，但并没有给予储能合理的回报（即可再生配置储能的成本，通过可再生增发的电量抵消了一部分储能成本，相当于补偿给了可再生能源）；

电网侧配置储能可以削峰填谷，减少电网投资建设成本，但如何计算储能的贡献也没有说法。如电网每年尖峰时刻只有几十个小时或几百个小时，负荷率若为55%，用户低负荷运行会出现问题，通过储能调峰来缓解，但也没有给予储能合理回报；

用户侧储能，只有在峰谷价差达到0.7元/千瓦时以上才有可能盈利，但目前除北京、上海、江苏、广东、浙江、海南外，其他省份峰谷价差都达不到该水平。

如何突破？

储能的发展离不开市场，更离不开政策。为了能向前迈进一步，储能既要从现有体制机制约束条件下，通过商业模式创新、技术进步等手段，做到夹缝中求生存，又要等待储能价格机制、建立和完善储能标准、加快推进电力现货等政策出台，赋予其更多价值回报机制，寻求更大的突破。

一、现有体制机制下的解决方案

开展“储能+增值服务”等创新模式。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇认为，商业模式的创新是建立在解决供需匹配基础上的，而商业模式的核心在于建立客户的优质体验感上。因此，商业模式的创新出发点应基于优化用户体验上，譬如当前在“光储充”基础上，做增值服务。

以深圳一家民营企业为例，其与公交公司合作开展“光储充”项目，利用公交站的场地资源配置了几十台充电桩，主要服务对象为出租车和网约车，具备了相对稳定的运营频次和负荷需求，并通过深圳相对较高的峰谷价差获益。

在此基础上，增加了吃饭、健身、唱歌、跳舞等配套的娱乐设施，且价格极低，如充电期间健身仅需1元钱，通过这些增值服务吸引了众多出租车和网约车司机，从而保证了充电桩每天的充放电次数，据悉该模式完全具备盈利性。此外，据调研特斯拉正在谋划在上海临港工业园区做光储充项目，其可能叠加碳交易、无人驾驶、需求响应等增值服务，可能使其应用具备更大的盈利空间。

探索“共享储能模式”的复制改良推广。采用共享储能模式，可以有几种收益来源：基本的租赁使用费，还可以通过提供需求响应、调频、调峰费用、电动汽车充电、黑启动等服务获取相应收益。目前，共享储能模式在青海已有所应用。但共享储能的应用有两个前提条件：一是有储能需求；二是有价格机制。

长期看突破点主要在可再生能源技术和储能技术的进步。发电企业自身要发展可再生能源，为了能顺利并网送电，必须对其电的品质进行改良。这主要取决于风电、光伏自身的技术进步，如采取一些预测、无功补偿等手段。当然仅靠此还不够，储能技术成本的快速下降也是解决当前问题的重要途径。

储能成本在过去10年间，每年平均下降10%-15%。随着储能技术的进步，成本逐步下降。储能系统成本已经由最初的7-8元/Wh，降到后来的2元/Wh，再到现在的近1.5元/Wh；电池的循环寿命也不断延长，从最开始的1500次，再到3400次，再到现在的6500次。整个系统成本下降，使得造价成本、度电成本同步下降。目前，锂电池度电成本价格约为0.53元/KWh。当然这涉及到很多边界条件，如充放电深度、寿命周期等。多数专家认为当其成本下降至约0.35元/KWh时将具备经济性。届时可再生配储能也将更具可行性。

二、体制机制的突破

明确储能在市场中的地位。中国南方电网电力调度控制中心主管王皓怀认为，按照电力系统的运行模式，首先应明确储能的身份，是将储能核定为发电，还是用电，抑或是输电环节，目前尚无定论。这给核准带来了难题，备案时找谁，后续无法计量，也就无法结算。未来，在电力市场化改革过程中，应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，使储能在为发电企业、电力用户提供服务的同时，还能够获得其他渠道收益，同时应秉持“谁受益、谁付费”的原则，将储能的成本疏导至用户端。

亟需完善储能价格机制。可再生能源配置储能应遵循一定的原则。由于各地新能源装机规模、电源投资水平以及调峰资源缺口不尽相同，因此可再生能源配置储能的合理比例，应该在充分对以上条件进行研究测算的前提下再给出数字。陈海生认为，配置储能应遵循一定的原则：一是要有利有效，配置储能是确有所需；二是有合理的价格机制。

建议根据可再生配置储能后的效果来定电价，即电能质量作为考核标准在电价中应予以体现，而不仅仅体现在容量上。若能完全响应调度，电价就高；反之，则低。若能满足调度指令给予其一定的奖励，不满足则给予相应惩罚。当前储能的经济性较差，主要是因为价格不明确。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。

制定和完善储能标准。在规划中，标准是支持储能规模化发展的重要保障。如何构成整个并网的流程体系，身份确定了之后找谁，假设国家能源局审批，建设时找谁、并网时找谁，这些都需要明确。储能的标准体系涉及产品标准、集装箱标准、交付集装箱运营标准、规划设计标准、施工安装标准、并网调度标准（系统并网接口标准等）、运维标准、消防标准、回收标准。

目前，制约储能发展的致命因素除了成本外，就是安全。近期，出现了山西等部分省市储能电站着火现象，甚至５Ｇ基站配储能也出现了着火现象，这一安全隐患严重制约了储能的发展。储能虽然有安全标准，但只是常规的消防标准，并没有出台储能本身的安全标准。因此，当前亟需建立储能安全标准，如防火、消防安全、验收标准等。其中防火系统标准包括预警准确率、时间等，消防标准主要包括预警、灭火设备等标准等。

尽快建立完善电力现货市场。国外成熟的电力市场，新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等获得收入，新能源侧的储能发展条件优渥。从国际经验来看，英国电力市场比较成熟，独立储能电站既能参与政府的储能采购计划，还有峰谷价差等收益，有些电站的多重收益甚至能有十几种。

事实上，储能已经突围了好多次，先从分布式能源，到后来的发电侧。就今年的形势而言，主要在发电侧，但最终还是要靠电力现货市场取得突围。如英国去年调频市场放开后，储能装机增长了400%。现货市场如果成熟，储能的机会也将更多。现货市场会出现实时电价，当市场上需要10500KWh，但实际只能提供10000KWh时，储能就有商机。火电调度的灵活性介于储能和可再生能源之间。燃气调峰虽然比较灵活，但气价高且缺气，因此燃气调峰也不是最佳选择。从另外一个角度来看，天然气发电价格是煤电的6倍，100MW的燃气电站的工作范围是0-100MW，而储能的调节范围为-100-100MW。因此，在现货市场中，储能的优势将更加显著。

“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”，意味着今后较长时期，我国电力清洁化必须提速，以风电和光伏发电为主的新能源将迎来加速发展。

作为高比例可再生能源的关键支撑技术，储能在促进全球电力低碳转型进程中不可或缺，尤其在可再生能源占比越来越高的电力系统中，储能将发挥越来越重要的作用。

但是储能产业面临历史性机遇的同时，如何实现储能与新能源乃至电力系统的深度融合，不管在顶层设计、市场机制还是在具体产业层面的降本增效上，都面临不小的挑战。

一、国际储能发展情况

尽管受到新冠肺炎疫情影响，但全球储能产业仍保持高速增长势头。根据彭博新能源财经的预计，2020年全球储能市场规模将从2019年的3.3GW/6.5GWh增至4.6GW/9.4GWh，创下新的纪录。其中“可再生能源+储能”这一应用场景正在快速发展，市场份额预计由2019年的59%提升至71%。

在全球主要储能应用国家，“光伏+储能”几乎成为标配。投资商在大型地面电站加入储能，不仅可以对电网进行调峰调频，提高电网稳定性和电网线路利用率，还可以平滑光伏出力以减少对电网的冲击。

为促进新能源消纳、提升电力系统灵活性，英、美、德、日等国家通过立法给予储能相应的身份，可以根据其自身资源的技术特点，设计不同的报价参数充分考虑储能的技术与物理特性，让其参与电能量、容量、辅助服务等不同品种交易，多种手段鼓励储能参与电力市场。

二、我国储能产业面临的主要问题

随着我国经济转型、绿色能源快速发展和能源供给侧结构性改革不断深化，我国的储能发展需求正在日益扩张，储能产业的快速发展已经成为必然。

截至目前，我国风电、光伏装机均超过2.3亿千瓦，安徽、湖南、青海等多地均在探索储能等灵活调节资源促进新能源消纳的新机制，已有17个省份出台了新能源配套储能及新能源场站一次调频的相关政策。但是，盈利模式缺乏、成本高、标准不完善、系统集成不专业的问题较为突出。

一是政策缺少长效机制，收益存在很大不确定性。与国外相比，我国的现货市场仍然以发电侧单边交易为主，价格信号无法传导到用户侧形成有效激励引导，从而造成商业模式无法形成闭环。

目前“可再生能源+储能”成本主要由新能源开发商来支付，获得收益存在局限性。按照“谁受益、谁付费”原则，新能源企业并不是唯一的受益主体，权责并不对等，储能低价恶性竞争激烈。

虽然各地出台了一些辅助服务政策，但交易品种单一，难以覆盖储能投资成本。有些地方政策没有长效机制，甚至“朝令夕改”，储能投资面临较大的风险，不利于行业长远发展。

二是技术和非技术成本高，储能电站成本居高不下。2020年储能的度电次成本在0.5元左右，按照目前的储能系统度电成本，距离规模应用的目标度电次成本0.3~0.4元还有不小差距。一方面由于储能尚未实现规模化应用，储能的技术成本较高；另一方面，国内储能电站开发、土地、接入、并网验收、融资等无形拉高了储能投资成本，非技术成本已经成为制约行业发展的主要因素之一。

三是标准体系尚未形成，影响行业快速健康发展。储能标准涉及设计、运输、安装、验收、投运、运维、灾后处理、电池回收等多个环节，储能系统标准体系不完善，无法保证储能产品质量与安全，直接影响储能产业健康、快速发展。

目前系统集成设计、EMS、BMS、日常管理技术等储能相关标准全部处于空缺状态，储能系统并网验收标准也不够完善。部分地区要求光伏强制配备储能，但电网公司并没有明确储能如何参与调度，以及调度的频次，充放电次数、放电深度多少算合格，标准的缺位造成了当前储能系统门槛不一的局面。

四是系统集成设计参差不齐。储能集成系统是一个多学科、多领域的技术领域，包括了系统控制、电气安全、直流侧管理、设备优化匹配、电池健康及安全联动保护管理等，无论哪个部分出现短板，都会影响整个系统，储能系统如何做到高安全、低成本、智能化和模块化，是目前储能产业亟待解决的问题。

目前行业存在以动力电池代替储能电池、非专业集成，堆砌化的“系统拼凑”、非一体化设计、未全面测试验证等行业乱象，不仅造成系统效率低下，还会暗藏安全隐患。

三、相关产业发展建议“碳达峰”和“碳中和”的目标下，要实现净零碳排放，能源供应基本上要通过电力替代来实现，以风电、光伏为主的可再生能源电力为增量主体。储能的规模化发展有利于推动可再生能源大规模的应用，更有利于推进我国在全球新一轮能源技术革命和产业变革中抢占先机。但只有技术支持并不足以支撑可再生能源产业发展，市场政策支持也很重要。从长远来看，我国发展储能的技术路线、商业模式以及发展路径跟欧美国家不一样，其中最大问题在于电力体制改革推进的进程和速度并不确定。因此，需要从顶层设计上统筹储能产业的发展，建设更为健全的运行机制与电力市场机制，通过政策调整打通储能多重应用，加速储能商业化进程。一是加快建立储能技术及应用标准体系。制定发布储能系统级的设计、安装、并网性能评价标准，建议参考UL9540、NPFA855、VDE2510、IEC62933等相关标准；完善储能电站的并网规范标准要求，统一“新能源+储能”的电站设计要求；尽快完善储能电站的调度规范标准要求，为储能接入电网，更好地支撑电网系统打下基础。

在储能电站并网验收方面，对于储能系统并网验收建议综合考虑储能系统特性，建议参考南方电网验收标准建立严格的验收测试规范并严格执行；在储能系统并网验收中，建议明确储能系统中关键参数以及验收集体实施标准和方法；加强储能系统的可调度性能测试，确保储能系统更好地支撑电网运行的稳定性。二是推动1500V等高效技术大规模应用。目前光伏电站采用1500V系统电压较为普遍，但国内储能系统多采用1000V电压等级，技术先进性有待提升。目前德国等海外市场大规模应用1500V储能解决方案，占比超过80%，技术已非常成熟。储能系统提升至1500V电压后，能量密度、功率密度可提升35%以上，系统成本降低5%以上，系统效率提高0.3%以上，降本增效效果十分明显。

三是建立完善储能价值评价体系。应努力为储能产业构建一个公平的政策环境，通过完善的市场机制体现储能的多重价值。要基于储能受益对象识别方法，研究发电、电网、用户等多元受益主体间的价值分摊技术，并提出适合不同储能应用场景的储能价值评估方法，为储能价值量化评估提供新思路。

四是制定储能电价政策。逐步建立终端峰谷电价动态调整机制，在有条件的地区加快探索储能容量电费机制，试点储能容量市场。在此基础上，可以重点培育“第三方独立辅助服务提供者”市场角色；探索、试点辅助服务参与方从发电侧延伸至用户侧的新机制。

五是明确独立储能设施并网、接入方式，允许其作为独立市场主体开展运营。当前储能系统主要运营方式是与发电机组联合，从系统整体看作为发电企业的一部分，利用调频、调峰等功能获益。相比国外，我国当前储能系统缺乏作为独立市场主体运营实践，限制了储能技术的灵活应用，不利于从全系统角度优化配置和调用储能。建议不同容量的独立储能站，可接入不同电压等级，希望得到公平调度和公平报价。

六是建议各省区政策保持稳定性和可持续性。一些省份电力辅助服务政策频繁调整，给整个产业的投资带来了较大的风险。在储能技术还尚未充分验证和迭代的情况下，企业和市场的关注点被迫过早地转移至政策风险上，频繁的政策变动让投资者都在追求“快进快出”，不利于行业的长远发展。

随着低碳发展进入加速阶段，储能作为能源转型的关键支撑技术在业界的热度一直高居不下，但是实际的发展却是不温不火。在“十三五”期间，储能发展有起有落，有乐观也有悲观。今年上半年，新能源配储能成为业界高度关注的热点，似乎新一轮“储能热”又将开启。

新能源配储能，的确有助于扩大储能的市场规模与应用。但发展储能是谁的责任，谁应为储能的成本买单，对此业界多有争议，各执一词。

一些人认为新能源配储能天经地义。在传统的电力系统中，主要的电源品种和发电技术几乎都具备灵活性的价值和可调度的能力，都在一定程度上可以稳定供应并听从调度指令。但新能源的出现给电网运行带来了新的平衡问题，负荷侧的单侧波动变为源、荷双侧随机波动，大大增加了平衡的难度，对电网稳定运行的影响日益突出。因此，要求新能源发电自身需要具备一定程度的可调度性是合理的要求。今年7月实施的新版《电力系统安全稳定导则》中提出新能源发电应具备惯量和短路容量支持能力，在必要时可配置燃气电站、抽水蓄能电站、储能等灵活调节电源及调相机、STATCOM等动态无功调节装置，为新能源配置储能的合理性提供了一定的依据。

另一些人则以《可再生能源法》为依据，其中第十四条明文规定“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。”在法律之外，国家发改委和能源局在2016年6月签发了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，从法律和政策两个层面豁免了可再生能源对系统运行的平衡义务。

但互相推诿，显然不是有利于电力行业整体利益的长久之计。对于电网而言，采取相应的技术手段、管理手段保证系统安全稳定运行是其基本职责所在。对于新能源而言，其发展规模如果超过了电网平衡能力，最终只能走向“限电”的结局。但在没有配套政策，没有相对成熟的市场机制和盈利模式的情况下，粗暴地以行政手段将储能配置的义务强加给新能源发电侧，显然不够合理，亦无法真正起到以市场优化资源配置的效果。

实际上，在现有的市场机制下，任何市场主体单独承担储能投资成本，都会存在“算不过账”的较大可能性，因此，用理性和长远发展的视角来看，对于储能的成本投入，应秉持“谁受益、谁承担”的原则，建立发电、电网、用户共同承担的合理的市场化价格机制，毕竟，储能发挥的作用，每一个环节都有受益，理应各自为其受益买单。要做到这一点，需要从国家层面来统筹考虑成本投入的疏导问题。

除此之外，还需继续完善市场机制。比如落实储能市场地位、建立市场长效机制、细则市场规则等。

目前，我国绝大多数储能应用必须依附于发电、电网或用户。在国外开放的电力市场中，储能多以独立电站的身份参与市场竞争，如美国把储能称为“非发电单元”，是除发电、输电、用户之外的第四种身份，储能可以参与电能批发市场、辅助服务市场以及容量市场；英国将储能系统归类为发电设施，允许储能参与容量市场，德国、澳大利亚等国也降低了对储能进入市场的装机规模要求，并缩短结算周期，为储能的市场生存扫清障碍，鼓励其在电力系统中发挥多重作用。我国储能商业化应用在没有落实独立身份的情况下，电站运营处处受制，衍生出了种种问题不利于储能的商业化发展。

缺少细则和长效机制，则导致储能项目在各应用领域的投资收益受政策变动影响较大。长效机制的核心是需要相对清晰的、可预见的盈利模式。但目前，我国处于电力市场建设的过渡期，各方利益仍在不断调整之中，价格机制并不稳固，这严重影响到项目收益的持续性，使得投资预期具有较大不确定性，影响了资本信心。因此，需要保证政策的稳定性和可持续性，才能引导储能产业最终发展成为成熟的、规模化的市场导向型的产业。

2020年8月27日，国家发改委、国家能源局发布《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）》，向社会公开征求意见。此举旨在通过多种能源互补解决新能源的波动性问题，提升清洁能源的利用效率，保障电网安全运行，实现源网协调发展，支撑能源清洁转型。在“两个一体化”建设的具体内容中，储能占据了重要的位置，是解决矛盾问题的关键支撑技术。“两个一体化”的发展理念从顶层设计上为新能源及储能的发展提供了科学、合理的指引与方向，并为储能的未来发展开拓了更大空间。

对外，储能商业化发展呼吁相应的价格机制和市场环境，对内，储能产业需继续打磨技术，苦炼内功，蓄积能量。目前，储能技术多元化发展，除了抽水蓄能在技术成熟度和市场份额上独占鳌头外，电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等十几种储能技术路线齐头并进，其中电化学储能以其高效、灵活、高能量密度等特点受到了市场的青睐，具有广阔的发展潜力和前景。在现阶段，各种技术各有优势，无法互相取代，只是需要结合不同的技术特点在相应的应用场景中各自发挥所长；未来哪些技术能够从市场中突出重围，成为主流技术，还需要实践来检验。因此，各种储能技术目前仍需在成本、安全、性能等方面继续钻研，以增强自身核心竞争力，迎接市场的真正爆发。

尺寸升级走向分化、产能过剩导致产业链价格下跌是单晶PERC技术2021年最主要的两大问题。在当前时间点上，这两大趋势已经形成，但仍然有待充分演绎。在演绎的过程中，最大的变数在于龙头企业的定价策略和对182/210阵营的态度。我们的这篇文章，旨在运用博弈分析、经济学分析的两大方法讨论出产业链格局可能的变化方向，从而给我们的产业客户和金融客户一个关于2021年产业链价格、利润分布的基本图景。

待龙头企业作出行动、产业链趋势进一步明朗时，我们还会在第一时间撰写文章进一步提示我们的客户。敬请期待。

一、166电池片尺寸升级182及210在即

2021年开局，PERC技术166电池片价格开始“跳水”，价格区间放大至0.85-0.95元/W。虽然通威、爱旭的对外报价仍然维持在高位，但其他一、二线企业的电池片成交价已经快速跌至0.90元/W以下的水平。而与此同时，182、210电池片的价格仍然较为坚挺的维持在0.93-0.97元/W的区间内。

上一次出现不同规格尺寸电池片价格的分化是在2020年8月末、9月初，当时158电池片和166电池片的价差从0迅速扩大至0.06元/W，不到一个月后市场完成了电池片出货尺寸由158向166的切换——后者的出货份额超过了50%。

鉴于2020年11月以来182阵营和210阵营主流企业在电池片尺寸升级上的准备工作、近期我们调研的各阵营企业用182/210替代166产品的速度，以及在电池片价格上的信号，我们不难得到以下结论：2021年春节过后，电池片尺寸规格的再次升级（从166升级至182/210）将越过50%的份额分界线。

二、电池片尺寸升级的“奥秘”

电池片尺寸为什么要升级？这一问题要追溯到2019年。

在2019年的SNEC展上，隆基推出了M6硅片和高功率组件。当时，从2018年5·31中走出来的隆基已经清醒的意识到，只是在硅片一个环节大规模布局是不够的，必须在电池、组件两大环节加大全产业链布局方可实现利润的持续增长并保证龙头地位的稳固。而隆基当时最佳的做法便是通过硅片、电池、组件三个环节的联动技术升级实现“弯道超车”（隆基在2018年中启动了银川5GW的电池片扩产），但当时各项降本幅度在0.1元/W以上的“大级别技术进步”（比如HJT技术）均未成熟且对隆基而言较为不可控，故而隆基选择了从“硅片、电池片、组件尺寸”这一降本幅度不足0.05元/W但可控性极强（隆基掌握硅片话语权）的“小级别技术进步”上入手。随后，中环于2019年8月进一步跟进了隆基的“大尺寸化”战略，但其从自身半导体硅片的优势入手，推出了210硅片。

隆基和中环所提出的大尺寸建议，一开始电池片企业是不愿意接受的。原因是：电池片企业要额外出资改造设备（甚至是更换设备），而大尺寸化的降本效果并不显著；特别是210，其技术在当时还非常不成熟，良率水平较低。但在2019年年中，电池片环节出现了单晶PERC技术上的首次产能过剩，单晶PERC产能从19Q2的119GW大幅增长至19Q3的150GW，超过了全市场需求。由此，电池片价格在硅片价格不变的前提下从1.22元/W下跌至0.96元/W，出现了严重的“杀利润”。于是，各大龙头电池片企业意识到：通过尺寸升级，虽然在光伏组件或系统成本侧的降本幅度很小，但却可以拉开与二三线电池片企业之间的产品差距，在大尺寸产品上实现短暂的“供不应求”，最终同时获得“市场份额提升+利润维持”两方面的好处。

在上述背景下，由隆基、中环等硅片企业发起的基于尺寸升级的“小级别技术进步”获得了电池组件企业的认可，由此尺寸规格之争也同时拉开了历史的大幕。

三、尺寸规格阵营的分化

在大硅片、大电池片的尺寸究竟是多大的问题上，产业内是存在分歧的。

隆基在2019年中提出了166，且当时认为166是最优的；而中环则一开始就提出了210。而到了2020年上半年，则关于18X的讨论开始增多——硅片、电池片企业经过技术探索发现，单晶拉棒炉、管式PECVD等设备经过改造后最大可以满足18X的尺寸。基于原有设备，最优的尺寸规格并非是166，而是182。

于是，最终在2020年6月出现了182的尺寸标准以及M10阵营。M10阵营中的企业包括：隆基、晶科、晶澳、阿特斯、润阳、潞安、中宇。其中，M10阵营中领头的企业均具有较大规模的存量硅片产能。这可以说是M10阵营企业选择182尺寸的最重要原因——避免存量资产的大幅减值。

而在210的阵营中，最早加入的是中环、天合、东方日升，天合和东方日升在硅片上几乎没有任何历史包袱，自然愿意通过存量硅片厂商所不能实现的尺寸来贯彻全行业的“大尺寸”战略。而随着时间的推移，通威、爱旭等专业电池片企业也逐步加入此阵营。通威、爱旭加入210阵营的动机在于：隆基在电池片上的大规模扩产将彻底颠覆通威、爱旭在电池片上的地位，因此与其加入隆基的182阵营而受制于隆基的硅片话语权，不如对颠覆者进行“反颠覆”。于是在2020年7月，210阵营先以“600W+”联盟的形式出现（“600W+”与210阵营还不完全是一个概念），最终在2020年11月以《关于推进光伏行业210mm硅片及组件尺寸标准化的联合倡议》明确了其主要成员：天合、东方日升、阿特斯、环晟、通威、润阳、中环、上机数控。

有一点是需要说明的，182阵营和210阵营存在一个明显的差异：182阵营中主要参与方（隆基、晶科、晶澳）均是一体化的，210阵营中则为非一体化的，甚至在硅片、电池每一个环节都有专业化大公司的身影。这会导致210阵营内部各环节的产品价格更“市场化”，而182阵营内部的中间环节（硅片、电池片）价格存在被“扭曲”的可能性。

四、182和210的性价比之争及三大竞争策略

在182和210的性价比问题上，实际上并没有什么根本性的差异。根据SOLARZOOM新能源智库测算，在产品价格适当溢价、良率相近、不计算不合理的BOS环节冗余利用的前提下，210组件相比182组件的超额利润也就是在1-2分/W左右的水平。

而182和210两大阵营为了打败对方阵营，主要采取了三大竞争策略：（1）大规模扩产，（2）舆论战，（3）提升技术水平。

首先，大规模扩产战略是最直接的竞争手段。通过大规模扩产，一方面可以“以实力论英雄”，另一方面还可以通过规模化实现全产业链辅材辅料的降本。当182和210双方都大规模实施这一战略时，问题出现了：光伏全产业链的硅片、电池、组件规模在2020年末就超过了200GW（电池片、组件环节更是超过了280GW），由此加剧了全产业链的产能过剩，即所谓的“内卷化”。

其次，舆论战是通过金融市场、媒体作为其助手来完成的。支持182阵营的各种媒体文章、券商报告认为：210存在着诸多问题，182相比210存在着3-4分钱/W的优势；而支持210阵营的各种媒体文章、券商报告认为：210相比182可实现6-7分钱/W的优势。可以说，两大阵营双方都将自己阵营产品的优势扩大、劣势缩小，最终以获得资本更多的支持、客户更多的认可、供应链更多的配合。

提升技术水平体现在提高效率、提高良率、降低成本等多方面。对于182阵营而言，由于尺寸增加的幅度较少，技术问题较容易克服，也率先实现了超过98%的良率。而在2020年11月前，210电池的良率仍然低于95%，直到最近，210阵营优秀企业的良率才突破97%，组件上的一些技术问题也在被解决。由此，在2021年年初这一时间点上，综合考虑销售溢价因素、良率及其他成本影响因素，182和210的性价比水平基本相近，可以说是不分胜负。注意：210阵营技术水平的突破实际上是一个很重要的因素，这使得210阵营的电池组件企业将在没有成本劣势的情况下放手去攻占市场，与182阵营抗争。

在上述三大竞争手段下，182和210阵营在2021年的春节后即将形成正面冲突：据182阵营龙头企业反馈，当前时点上其出货中182:166已经达到3:7的比例；210阵营龙头企业天合在1月8日公告了4GW的210产品销售大单，而某210硅片龙头的出货中据了解其210占比已经超过了30%。

五、中游各环节阵营间价格博弈分析

在2021年1月13日这个时点上，光伏制造业中游各环节的复杂价格博弈其实已经开始了。第一个、第二个价格变动的环节是组件和电池片。根据SOLARZOOM新能源智库的产品价格，12月30日组件成交价从1.70元/W下调至1.68元/W，电池片价格在12月30日下跌1分/W后1月6日又降了1分/W。

而昨天刚刚在媒体上披露的中核1.3GW组件招标的投标结果显示，当前组件企业对2021年组件价格的预期为：单面182/210产品10%投标价格分位数上半年为1.56-1.65元/W，下半年为1.50-1.52元/W。全年组件价格呈下跌趋势。

而不同于2020年的是，2021年产业链价格博弈体现出了更强的“阵营”的色彩——从166升级上来的182硅片、电池产能是不能升级至210的，而210向下兼容182的硅片、电池产能如果生产182的话是不太经济的。这使得光伏产业链在单晶内部第一次出现了“平行宇宙”（此前是单多晶阵营的竞争）。我们在上文分析到，由于182阵营主要企业是一体化的，而210阵营主要企业是专业化的，故而210阵营的“价格发现能力”更强——硅片、电池产品价格更加市场化。

因此，当组件环节价格因为267GW的供求显著超过需求而开始下降时，产业链价格的向上传导在210阵营内部将是较为顺畅的，由于市场化程度很高，210组件、电池片、硅片会分别降价。但在182阵营内，晶科和晶澳在硅片、电池、组件三大环节产能较为整齐，没有中间报价；而隆基却有硅片报价，又是行业的定价中心。因此，主要需要讨论隆基的定价策略。隆基虽说是182阵营，但不是说没有210产品，隆基2020年新上的产能大多也是210向下兼容182的，无非是看市场的需求选择到底生产什么。隆基在硅片的定价策略上，将有以下几方面的考量：a）182和210硅片价格降不降、同步降还是不同幅度降，b）相比竞争对手，是主动降还是被动降。

首先，分析隆基182硅片的定价策略。对于182阵营除晶科、晶澳以外的中小电池组件企业而言，是没有议价能力的。由于182的硅片对外供给隆基仍然是占绝对的优势，故而隆基如果不降182硅片价格，210阵营硅片企业所生产的少量182硅片是大概率会采取跟随策略的。在182硅片上，较大的概率是：隆基仍然会尽可能延迟182硅片的降价。这对于182阵营的中小电池组件企业而言，就会非常难过，其利润将被率先挤压。

而在210硅片上，隆基的定价策略可能存在巨大的“漂移空间”。隆基既可以选择像182硅片一样不降价或尽可能拖延降价，但也可以选择主动大幅降价。之所以说隆基在210硅片上的定价策略可能存在很大的漂移性，原因在于：除非隆基主动大幅降价，天合、东方日升、阿特斯更倾向于选择210阵营的中环、上机数控作为210硅片的主力供应商。由于“阵营”的问题，天合、东方日升、阿特斯在隆基、中环、上机数控的210硅片价格差不多的情况下优先选择隆基的概率是极低的（详见各主要企业销售采购矩阵）。因此，要么隆基放弃210市场（210硅片像182硅片那样不降价或拖延降价），要么以更大的210硅片降价力度从中环和上机数控手中硬抢210的客户。到底隆基会怎么选择呢？事实上是两难。如果隆基选择放弃210客户而不大幅降价，那么隆基在210硅片上的定价权将彻底丧失（由于182阵营多为一体化，因此182硅片的外部市场不会很大——剩下的中小182电池组件企业会因利润挤压而最终被淘汰，因此丧失210硅片定价权等价于完全丧失硅片定价权）。需要注意的是，硅片定价权对于隆基而言是非常重要的东西，否则也不会在2020年7月末硅料价格上涨后大幅加价。而如果隆基选择了210硅片的定价权，则隆基必须大幅杀价，这一方面对隆基而言是利润的下滑，另一方面也是硅片环节在整个光伏产业链中丧失定价权的一种表现。

图 1 各主要企业销售采购矩阵

隆基到底会怎么选择在210硅片上的定价策略？在SOLARZOOM新能源智库看来，只要是210各环节的良率大幅提高、电站运营商的接受度提高，并且210硅片新产能大规模投产、也无硅料和热场等方面的原材料瓶颈，隆基大概率上还是会拥抱210从而采取主动降价策略的。原因是：（1）隆基不可能将210硅片的定价权拱手让给中环和上机数控，（2）在行业利润及景气下行时期，保证规模和份额是更重要的，如果隆基连份额都保不住，则无论是银行还是资本市场都会给与其负面评价，由此导致的“融资性增长负循环”会更可怕。因此，只要210硅片的产能投放、主要原材料供应速度跟上，我们判断隆基从企业长期利益最大化的理性角度考量，还是会较大概率的主动下调210硅片价格、在新扩产能上全面拥抱210阵营的。如果隆基真的这么做，那么所谓的182阵营、210阵营的纷争将不再是一个问题。而210硅片、电池片、组件各环节充分竞争、杀利润，也将影响到182阵营的利润水平——210组件和182组件同质、硅料采购上充分竞争。但如果我们的上述判断不准确，即隆基在210硅片产能及热场供给放量后在210硅片上不降价或少降价，则隆基很可能会面临市场份额、210硅片定价权、金融话语权同时丧失的不利局面。

当然，隆基还有一个策略，就是通过在硅料、热场上进行“抢货”或囤货，从而让竞争对手没有原材料可买。事实上，这一策略隆基已经在使用，硅料价格也已经在12月出现上涨。但如果持续这样做有两个负面影响：（1）由于2020年底的有效硅料供应是56.7万吨，年化可生产190GW以上的硅片，而到2021年年底则会有大规模的硅料产能投放，因此当隆基的原材料库存速度超过发货速度，这部分原材料是要在未来出现较大减值的。更何况2021年的需求是前低后高的季节分布，国内平价项目不可能在组件价格不大跌的情况下做的。（2）如果抢原材料的行为过为激烈，则硅料价格的上涨也会导致硅片环节的利润下滑，只是隆基的平均采购价会略低于其他竞争对手，利润下滑幅度可能小于其他竞争对手。

通过上述博弈分析，我们认为有以下几个结论：

（1）182和210阵营的分化增加了分析的复杂程度。

（2）无论隆基选择怎样的策略，2021年的“市场份额和单位利润不可得兼”是确定的。隆基大概率会选择保份额。如果隆基选择了份额，则在210硅片上大概率会择机主动大幅降价，全面拥抱210阵营，以破解天合、东方日升、阿特斯与中环、上机数控之间的联盟。

（3）未来最惨的或许是166升级为182的电池组件产能。182硅片的降价未必会像210硅片那样顺畅，所以很有可能利润被挤压得最严重。如果166电池产能还没有升级的，建议不用升级了，等利润没有了直接关厂就行；升级182的钱将是冤枉钱。

（4）什么时间点上将是硅片大规模降价的时间点？有几个因素需要考虑：a）210硅片产能实质性投放，b）182和210替代166的比例超过50%从而正面交战，c）硅料和热场的抢购告一段落。由于2021年一季度的需求显然因为季节性因素低于2020年四季度，而2021年一季度供给显然高于2020年四季度，因此当前距离硅片价格降价的时点已经越来越近了。

六、中游各环节价格的经济学分析

经济学分析的结论很简单，就是硅片、电池、组件三大环节的产能远远超过需求，光伏中游制造业各环节的利润将出现显著下滑。

在上述的博弈分析后，博弈均衡解也最终指向了为中游各环节的全面杀利润。经济学分析与博弈分析的结果一致！

七、谁将是光伏产业价格博弈的获利方？

基于上述分析，光伏产业的中游环节将因为过剩而出现杀利润的情况。由此会带来组件价格的下跌。而任何一个有经验的光伏产业人士，都应当认识到：光伏组件价格下跌初期，如果组件价格跌幅不是特别激烈而没有外力作用（比如2018年531后欧洲取消了双反政策），是不可能激发需求的，反而会导致运营商的观望情绪和需求的减弱。由此，将进一步的加剧价格的下跌过程。

因此，从稍微长一些的时间来看，行业博弈的最终结果将有利于光伏系统成本的下降、LCOE的下降、度电售价的下降。因此，电力用户是博弈的获利方，光储电力将更快的进入平价，第三代能源全面替代第二代能源的速度将加快，“国家能源利益最大化”的目标将得以逐步实现！

除此以外，当P型单晶PERC产业链价格大幅下跌，PERC电池企业利润大幅下滑之际，HJT电池虽然也会跟随着出现价格下滑，但由于HJT的超额降本将在2021-2022年实现突破，故而HJT相比PERC的超额利润及HJT电池的绝对利润都将是不错的。更为可贵的是，2021-2022年，HJT相比PERC的修正成本优势将超过0.2元/W和0.3元/W，属于“大级别降本技术”。当PERC企业因“杀利润”而遭遇现金流的下滑和经营的困境，HJT电池的新进入者将获得最好的发展窗口。所以，HJT产业的新进入者将成为光伏行业价格博弈的另一重大受益者

截至1月13日，根据Wind数据，12家光伏上市公司披露了2020年业绩预告，9家公司预喜（包括续盈），占比75%。

　   目前，两大龙头公司尚未披露年报业绩预告，但45家机构对隆基股份净利润增幅预测的平均值约为60%，40家机构对通威股份净利润增幅预测的平均值超过70%。专家指出，今年一季度光伏市场需求将“淡季不淡”，看好“十四五”期间光伏行业的高增长。

　　需求强劲提振业绩

　　福莱特预计，2020年度实现归属于上市公司股东的净利润为15.00亿元至16.60亿元，相比上年将增加7.83亿元到9.43亿元，同比增幅为109.20%至131.52%。福莱特表示，受益于光伏市场需求强劲，公司主要产品光伏玻璃销售量和销售价格均出现增长，而主要原材料、能源价格下调。

　　太阳能预计2020年归属于上市公司股东的净利润约9.3亿至10.5亿元，同比增长2.10%至15.28%。公司光伏电站投资运营，2020年装机规模增加，总体发电量提高。

　　受益于光伏组件、玻璃订单及所属的光伏电站发电量较上年均有所提升，拓日新能预计2020年归属于上市公司股东的净利润为1.51亿元至2.05亿元，同比增长93.73%至163.02%。拓日新能表示，公司收购昭通茂创能源开发有限公司100%股权后产生交易收益，此部分属于非经常性损益，是公司业绩增长的一大动力。

　　光伏概念板块两大龙头公司尚未披露年报业绩预告，但研究机构已经给出了相关数据。从目前情况看，机构普遍看好光伏概念企业2020年业绩，至少有5家机构预测2020年净利润增幅超过50%的光伏概念公司有11家。此外，捷佳伟创、阳光能源分别被29家、22家机构看好。其中，阳光能源净利润预计增幅平均值为102.85%。

　　企业披露扩产计划

　　据记者不完全统计，2020年有13家光伏上市公司共计宣布了逾40项扩产项目，总投资超过2000亿元，涵盖硅片、电池片、组件、玻璃、逆变器等环节。

　　福莱特于2020年12月30日晚间公告，与晶科能源及其子公司签订销售光伏压延玻璃的战略合作协议，晶科能源在2021年-2023年三年内将向公司采购59GW组件用光伏压延玻璃，预估合同总额约141.96亿元，占公司2019年总资产约151%。福莱特同时公告，全资子公司拟投资约43.5亿元建5座日熔化量1200吨光伏组件玻璃项目。

　　协鑫集成拟在四川乐山市高新区投建年产10GW光伏电池生产基地项目，项目总投资约43亿元（含流动资金），分两期执行。项目建成达产后，10GW光伏电池年产值将达80亿元。

　　晶澳科技全资子公司晶澳太阳能计划投资58亿元，在包头装备制造产业园区内建设年产20GW拉晶、20GW切片项目。晶澳科技表示，该项投资有利于进一步扩大公司大尺寸硅片生产能力。事实上，晶澳科技2020年已发布多轮扩产计划，涉及硅片、电池、组件等领域。

　　洛阳玻璃公告，拟非公开发行A股数量不超过1.64亿股，募集资金不超过20亿元，投资太阳能装备用光伏电池封装材料项目和偿还有息负债及补充流动资金。目前，该太阳能装备用光伏电池封装材料项目已分别获得合肥高新区经贸局、桐城市发改委备案，相关环评手续正在办理中。

 　   2021年1月3日晚间，亚玛顿公告，与晶澳科技签署战略合作协议，拟于2021年1月至2022年12月期间向晶澳科技销售光伏镀膜玻璃，预估销售总金额约为21亿元，占公司2019年营收约177.31%。

　　光伏市场高增长可期

　　“‘十四五’期间，我国光伏产业的年均新增光伏装机有望达到70GW，乐观预计达90GW。”中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华表示，为如期完成碳中和目标，2021年-2025年我国光伏行业至少需完成35000万千瓦的装机目标。

　　业内人士指出，2020年12月国内光伏并网预计超过15GW，大幅超出市场预期，全年装机有望超过42GW。国家能源局数据显示，2020年前三季度全国新增光伏装机18.7GW。这意味着2020年第四季度新增装机超过前三季度总和。

　　全球需求方面，HIS Markit预计，2021年全球光伏新增装机量将高出2020年装机数据的34%。其中，中国和美国的光伏新增装机量合计占比超过50%，接近80GW，将成为2021年光伏新增装机的主要力量。

　　值得注意的是，2021年是国内光伏产业进入“平价”阶段的第一年，新增的项目将没有补贴。业内人士表示，前期规划的平价项目将成为主要支撑。同时，随着海外市场陆续复工，海外需求有望逐步复苏。华创证券认为，今年一季度光伏需求将表现出“淡季不淡”的特征，且递延装机的竞价项目将逐步释放，光伏市场需求有望高增长。全球范围看，“绿色发展”推动可再生能源建设加速，龙头公司的投资机会值得关注。

我国大规模光伏发电集中在“三北”地区，可以通过电解制氢解决“三北”的弃电问题，但如何把“三北”地区的氢气外送，这个环节没有打通。

日前，我国发布了全球首个“绿氢”标准《低碳氢、清洁氢与可再生能源氢的标准与评价》，使得“绿氢”的产业化更加有章可循。

作为实现“绿氢”的一种途径，光伏制氢也日益受到业内关注。

光伏+氢催生新“蓝海”

当前，光伏产业已经迈入平价时代，并向“1毛钱1度电”的目标继续前进。预计在“十四五”期间，光伏将拉开替代化石能源的大幕，光伏装机量将迎来新一波高峰，但随之而来的消纳问题，需要引起重视。

与此同时，正值氢能产业爆发之际，氢气的绿色高效制取是一个让行业头疼的问题。

由2008年中科院启动的太阳能制氢计划获得灵感，不少专家提出，可将光伏发电用于制氢，这样既解决了光伏的消纳问题，平价的光伏电价也解决了制氢价格昂贵的问题。

当光伏遇见氢能，又一个全新的新能源应用“蓝海”诞生了。国家能源局新能源司副司长任育之曾在“2020中国光伏行业年度大会”上公开表示，随着光伏发电成本的进一步下降，许多过去受经济性限制的光伏发电应用场景不断变成现实，可以考虑在西部资源和土地资源丰富地区，建设大型的光伏发电基地用于制氢。

阳光电源副总裁兼氢能事业部总裁程程向记者表示，光伏与氢能的结合，可以理解为将光通过中间体——电，转化为氢能，两者的结合效果是1+1>2。“并不是为了简单地解决光伏消纳，而是两者之间的相互成就，拓展出绿色清洁能源在更多领域应用。”

外送是产业化瓶颈

据氢云链统计，目前我国的光伏制氢项目已有近30项。其中阳光电源在合肥“阳光电源产业园”自主开发、设计、建设的光伏+储能+电网多能互补变功率制氢系统示范站已于2020年6月建成、投运。

据了解，就目前情况来看，光伏制氢还存着一系列影响其大规模应用的问题。程程告诉记者，在制氢环节，光伏开发规模和产能每年均在扩大，但氢能产业链下游应用场景的开发尚未与其匹配。

“在经济性方面，光伏制氢所带来的后续氢气储存、运输环节，成本也比较高，同时整体项目的经济性并不突出。在光伏制氢全产业链上，一些关键技术和应用，尚有很大的进步空间。”程程表示。

上海舜华新能源系统有限公司总工程师阮伟民提出，在所有制氢方法中，可再生能源制氢的成本最高，再考虑到光伏制氢所产生的的氢气消纳问题，让这个产业面临重重困难。“我国大规模光伏发电集中在‘三北’地区，解决‘三北’的弃电可以靠电解制氢，但如何把‘三北’地区的氢气外送，这个环节没有打通。”

“就地全额消纳可能性不大，若是外送，则寄希望国家尽快出台管道输氢细则，加快液氢运输落地。运输成本与运量成反比，运输的氢气越多，运输成本就越低，只有实现规模化的氢气外送，才能彻底解决消纳问题。”阮伟民指出。

新业态提升消纳空间

未来，随着氢燃料电池汽车示范城市群的推进，氢能将会获得更大的消纳空间。同时，光伏发电成本进一步降低，可为新能源的微电网、分布式多能互补项目提供新模式、新业态，促进氢能消纳。

任育之表示，在“十四五”期间，国家将推动一批示范项目建设，促进光伏加储能、光伏治沙、光伏制氢等新产业新业态的成熟，并实施行动计划，促进光伏发电多点开发。

程程指出，从光伏制氢产业内部来看，想要大规模发展，首先要做到技术创新，其次要从商业模式上做出改变，通过金融模式的创新，让光伏制氢迅速跨过起步阶段的门槛；从产业外部来看，需要社会认同“绿氢”的环保价值，在工业、交通、建筑与电力领域培养使用“绿氢”的习惯，拓展更多的氢能的应用场景，让“绿氢”以净零碳排放的承载方式，通过光/风/水等可再生能源电力制取，将大量可再生能源电力转移到较难实现去碳化的用能领域，从而解决好氢能消纳之忧。

1月

财政部、国家发改委、国家能源局：关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见

1月20日，财政部经济建设司发布的文件要点包括：以收定支，合理确定新增补贴项目规模;充分保障政策延续性和存量项目合理收益;全面推行绿色电力证书交易;持续推动陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏价格退坡;积极支持户用分布式光伏发展;通过竞争性方式配置新增项目。

简评：财政部经济建设司对文件的解读是：自2020年起，所有新增可再生能源发电项目均采取“以收定支”的方式确定。根据基金征收情况和用电量增长等因素，预计2020年新增补贴资金额度为50亿元，可用于支持新增风电、光伏发电、生物质发电项目。

2月

国家能源局：2019年光伏发电并网运行情况

2月28日，国家能源局官网公布2019年光伏发电并网运行情况。据行业统计，2019年全国新增光伏发电装机3011万千瓦，其中集中式光伏新增装机1791万千瓦，同比减少22.9%;分布式光伏新增装机1220万千瓦，同比增长41.3%。光伏发电累计装机达到20430万千瓦，同比增长17.3%，其中集中式光伏14167万千瓦，同比增长14.5%;分布式光伏6263万千瓦，同比增长24.2%。2019年全国光伏发电量达2243亿千瓦时，同比增长26.3%。

简评：分布式光伏同比增长，集中式光伏同比下降，这一升一降，预示了光伏行业未来的发展方向。

3月

国家能源局：关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知

3月10日，国家能源局下发《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》。其中《2020年光伏发电项目建设方案》要求，积极推进平价上网项目建设，合理确定需国家财政补贴项目竞争配置规模，全面落实电力送出消纳条件，加强后续监管工作。

《建设方案》明确2020年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为15亿元。其中：5亿元用于户用光伏，补贴竞价项目(包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目)按10亿元补贴总额组织项目建设。竞争配置工作的总体思路、项目管理、竞争配置方法仍按照2019年光伏发电项目竞争配置工作方案实行。竞争指导价按照国家有关价格政策执行。

简评：《通知》重点突出推进平价上网和加大力度实施需国家补贴项目竞争配置的两大方向，同时强化光伏发电项目的电力送出和消纳保障机制，提高市场竞争力，推动产业进入高质量发展的新阶段。

4月

国家发改委：关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知

4月2日，国家发改委印发《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》，公布了2020年光伏发电上网电价政策。

《通知》提出，对集中式光伏发电继续制定指导价。将纳入国家财政补贴范围的I～III类资源区新增集中式光伏电站指导价，分别确定为每千瓦时0.35元(含税，下同)、0.4元、0.49元。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。

《通知》明确，纳入2020年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.05元;采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的所有工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.05元。

《通知》规定，纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。符合国家光伏扶贫项目相关管理规定的村级光伏扶贫电站(含联村电站)的上网电价保持不变。

简评：国家发改委在研究制定政策过程中，通过多种形式，广泛、充分听取了相关部门、光伏发电企业、光伏制造企业以及行业协会和专家的意见建议，汇集了各方面智慧，凝聚了行业最大共识。《通知》的发布将有利于稳定行业预期，引导行业合理安排投资建设，促进光伏产业健康有序发展。

5月

中共中央、国务院：关于新时代推进西部大开发形成新格局的指导意见

5月17日，中共中央、国务院发布《关于新时代推进西部大开发形成新格局的指导意见》。《意见》明确，加强可再生能源开发利用，开展黄河梯级电站大型储能项目研究，培育一批清洁能源基地。加快风电、光伏发电就地消纳。继续加大西电东送等跨省区重点输电通道建设，提升清洁电力输送能力。加强电网调峰能力建设，有效解决弃风弃光弃水问题。积极推进配电网改造行动和农网改造升级，提高偏远地区供电能力。加快北煤南运通道和大型煤炭储备基地建设，继续加强油气支线、终端管网建设。构建多层次天然气储备体系，在符合条件的地区加快建立地下储气库。支持符合环保、能效等标准要求的高载能行业向西部清洁能源优势地区集中。

简评：《意见》的发布为西部地区的可再生能源发展指明了方向，有利于加快光伏发电就地消纳。

6月

国家能源局公布2020年光伏补贴竞价名单，共25.97吉瓦

6月28日，国家能源局综合司公布了2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果。拟将河北、内蒙古等15个省(区、市)和新疆生产建设兵团的434个项目纳入2020年国家竞价补贴范围，总装机容量2596.7208万千瓦，其中普通光伏电站295个、装机容量2562.874万千瓦，工商业分布式光伏发电项目139个、装机容量33.8468万千瓦。各项目按要求建成并网后依政策纳入国家竞价补贴范围，享受国家补贴。鼓励未纳入竞价补贴范围的申报项目在企业自愿的基础上转为平价上网项目。

简评：光伏竞价名单的公布，为国内需求的大规模启动奠定了基础，考虑到全球疫情影响的大幅缓解，行业有望在下半年呈现全面开花的蓬勃发展势头。竞价机制的实施，使得入选企业普遍实力较强，项目单体规模较去年有所提高，有利于规模化、集约化建设，对光伏行业的高质量发展发挥了推动作用。

7月

住建部等7部门：2022年城镇新建建筑绿色建筑面积占比达到70%

7月24日，住建部、国家发改委、教育部、工信部、人民银行、国管局、银保监会等7部门发布《关于印发绿色建筑创建行动方案的通知》，目标到2022年，当年城镇新建建筑中绿色建筑面积占比达到70%，星级绿色建筑持续增加，既有建筑能效水平不断提高，住宅健康性能不断完善，装配化建造方式占比稳步提升，绿色建材应用进一步扩大，绿色住宅使用者监督全面推广。

方案提出，鼓励各地因地制宜提高政府投资公益性建筑和大型公共建筑绿色等级，推动超低能耗建筑、近零能耗建筑发展，推广可再生能源应用和再生水利用。

简评：绿色建筑的创建，对于分布式光伏来说，是重大利好。在既有及未来新建的工商业屋顶建设分布式光伏电站，能够实现“新建绿色建筑面积占比达到70%，既有建筑能效水平不断提高”的目标，推广可再生能源的发展。

8月

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

8月6日，交通运输部发布《关于推动交通运输领域新型基础设施建设的指导意见》，其中提到打造融合高效的智慧交通基础设施。在新能源新材料行业应用方面，引导在城市群等重点高速公路服务区建设超快充、大功率电动汽车充电设施。鼓励在服务区、边坡等公路沿线合理布局光伏发电设施，与市电等并网供电。

简评：今年以来，党中央、国务院密集部署新型基础设施建设，《政府工作报告》将“两新一重”作为重点任务。交通运输是新型基础设施与传统基础设施融合发展的重要领域。交通运输领域新型基础设施建设以先进技术赋能，使传统基础设施融入新要素、具备新功能、呈现新形态，促进交通基础设施网、运输服务网、能源网与信息网络融合发展。

9月

四部委：加快突破风光水储互补技术瓶颈，大力开展综合能源服务

国家发改委、科技部、工信部、财政部等四部委发布《关于扩大战略性新兴产业投资 培育壮大新增长点增长极的指导意见》。其中提到：加快新能源产业跨越式发展。加快突破风光水储互补、先进燃料电池、高效储能与海洋能发电等新能源电力技术瓶颈，建设智能电网、微电网、分布式能源、新型储能、制氢加氢设施、燃料电池系统等基础设施网络。大力开展综合能源服务，推动源网荷储协同互动，有条件的地区开展秸秆能源化利用。

简评：该《指导意见》旨在围绕重点产业链、龙头企业、重大投资项目，加强要素保障，促进上下游、产供销、大中小企业协同，加快推动战略性新兴产业高质量发展，培育壮大经济发展新动能。

10月

财政部等：关于《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

10月21日，财政部、国家发改委、国家能源局联合发布关于《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，就项目合理利用小时数、项目补贴电量、补贴标准等补贴资金有关事项作出补充。确定光伏发电一类、二类、三类资源区项目全生命周期合理利用小时数为32000小时、26000小时和22000小时。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。

简评：该补充通知的出台，进一步明确了补贴额度计算、项目容量认定等相关政策，稳定了企业预期，将促进可再生能源高质量发展。

11月

十四五规划建议：新能源规划要点

11月3日，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》发布。规划建议共60条，涉及新能源规划的要点梳理如下： 

广泛形成绿色生产生活方式，碳排放达峰后稳中有降，生态环境根本好转，美丽中国建设目标基本实现;

生产生活方式绿色转型成效显著，能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高，主要污染物排放总量持续减少，生态环境持续改善，生态安全屏障更加牢固，城乡人居环境明显改善。

发展战略性新兴产业。加快壮大新一代信息技术、生物技术、新能源、新材料、高端装备、新能源汽车、绿色环保以及航空航天、海洋装备等产业。

推进能源革命，完善能源产供储销体系，加强国内油气勘探开发，加快油气储备设施建设，加快全国干线油气管道建设，建设智慧能源系统，优化电力生产和输送通道布局，提升新能源消纳和存储能力，提升向边远地区输配电能力。

加快推动绿色低碳发展。强化绿色发展的法律和政策保障，发展绿色金融，支持绿色技术创新，推进清洁生产，发展环保产业，推进重点行业和重要领域绿色化改造。推动能源清洁低碳安全高效利用。发展绿色建筑。开展绿色生活创建活动。降低碳排放强度，支持有条件的地方率先达到碳排放峰值，制定二〇三〇年前碳排放达峰行动方案。

全面实行排污许可制，推进排污权、用能权、用水权、碳排放权市场化交易。完善环境保护、节能减排约束性指标管理。

简评：通过规划建议，可以看到国家对于光伏等新能源的重视又提升到了新的高度。就像《求是》刊文说的那样，巩固提升优势产业的国际领先地位，锻造一些“杀手锏”技术，持续增强高铁、电力设备、新能源、通信设备等领域的全产业链优势，提升产业质量，拉紧国际产业链对我国的依存关系，形成对外方人为断供的强有力反制和威慑能力。

12月

到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达12亿千瓦以上

12月12日，国家领导人在气候雄心峰会上发表重要讲话，宣布中国国家自主贡献一系列新举措。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，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

简评：继碳达峰、碳中和后，中国再次表态!这充分体现了中国志存高远且脚踏实地，2060年碳中和的宏伟构想正在传导至具体领域的具体指标和不同的时间节点上。

不同于在光伏行业其他环节的市场主导地位，中国企业在跟踪支架这一细分领域的竞争力相对薄弱。在全球排名前十的跟踪支架企业中，只有两家来自中国。

　　“光伏行业全面平价以后，国内跟踪支架的市场潜力巨大，至少与海外市场水平相比，还有较大发展空间。预计跟踪支架2021年市场规模将在2020年的基础上实现翻番。”天合光能中国区支架销售总经理段顺伟段顺伟日前接受记者采访时判断。

　　记者采访发现，受访的业内人士普遍认为，跟踪支架是提升发电小时数和系统发电量的“重磅武器”。虽然全球跟踪支架市场以外资企业为主导，不过，随着我国龙头企业不断技术创新，国产“升级版”的跟踪支架将越来越受市场欢迎。

　　国内市场占比偏低

　　光伏支架被业内人士称为光伏电站的“骨骼”，它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。按能否跟踪太阳转动区分为固定支架和跟踪支架。固定支架因价格低、稳定性好，前期投资少，成为国内光伏行业主流。

　　放眼全球，美国、欧洲等地跟踪支架市场占有率超过50%，而我国跟踪支架市场占有率约为10%。在跟踪支架市场品牌竞争中，也呈现“外强内弱”格局。“早些年前，跟踪支架市场几乎被外国公司垄断。”一位业内人士对记者直言。

　　据了解，不同于在光伏行业其他环节的市场主导地位，中国企业在跟踪支架这一细分领域的竞争力相对薄弱。在全球排名前十的跟踪支架企业中，只有两家来自中国。

　　在段顺伟看来，造成跟踪支架市场“外强内弱”的因素是，从市场角度来看，中国市场跟踪支架应用占比较小；从品牌来看，国产跟踪支架品牌的全球话语权相对较小，企业占据的市场份额自然偏低。目前，国内跟踪支架处在发展初期阶段，渗透率不到10%，主要用在示范性、领跑者项目。

　　诸多因素掣肘行业发展

　　那么，到底什么因素掣肘我国跟踪支架行业发展？业内人士普遍认为，这与我国光伏行业发展的大背景有关。鉴于光伏企业目前仍处于“互相攻伐”的“战国时代”，其细分的跟踪支架领域自然也难以出现“领军者”。

　　“对于进入行业的‘新手’来讲，若缺乏足够的光伏跟踪支架项目做背书，会成为制约其可持续发展的重要因素。”上述人士表示，众所周知，光伏支架可靠性是控制成本和保障收益的基础，一旦出现安全“病症”，会给电站带来巨大损失。在国内跟踪支架市场占有率较低的情况下，电站业主选择跟踪支架时也会趋于谨慎。

　　另一个很重要的因素是，“我国跟踪支架市场前几年处于无序发展阶段，许多企业为分‘一杯羹’拓展了光伏支架业务，一时间支架企业‘鱼龙混杂’，恶意的低价竞争损坏了行业的健康持续性发展，直接导致中国的跟踪支架应用一直上不去。”段顺伟对记者坦言。

　　此外，技术壁垒、研发技术人才的稀缺也制约了行业发展。跟踪支架曾被诟病成本高、没有技术含量，而事实上，光伏支架却是技术密集型行业，在整体方案设计、机械结构设计、生产工艺、跟踪控制等环节具有较高的技术壁垒。“比如，在跟踪控制技术方面，需要不断优化跟踪控制算法，研发新型的跟踪控制技术，提升光伏电站自动化及智能化水平。”某支架企业相关负责人对记者表示。

　　业内呼吁建立稳定生态圈

　　在业内人士看来，虽然各种因素阻碍了跟踪支架在国内市场的渗透率，但随着电池组件转换效率提升难度的增加、平坦低成本场地的减少，光伏跟踪支架越来越成为降本增效的途径之一。

　　海通证券电新研究认为，进入平价之后，电站运营商两条腿走路，降低初始投资成本和多发电增加收入。而提升发电量主要两种途径：一是组件发电效率提升，二是应用跟踪支架。

　　研究数据预测，跟踪支架市场前景较大。预计2022年跟踪支架国内市场渗透率将达到30%，未来将提升至50%以上。2023年国内跟踪支架需求将从2020年的3GW左右增长到11GW，海外跟踪支架需求将从2020年的28GW增长到58GW。

　　正是看好跟踪支架未来可预期的成长空间，国内企业中信博、天合光能均在支架领域频频发力。中信博前不久刚投资10亿元扩建跟踪支架、天合光能近日发布了天合跟踪开拓者（Vanguard）600W+系列跟踪支架解决方案。“2021年，天合光能跟踪支架自主产能将达到7GW，其中70%是与600W+超高功率组件匹配的新型跟踪支架解决方案。”天合光能跟踪支架产品管理副总监束云华告诉记者。

　　业内人士认为，在未来的平价市场里，跟踪支架不能再依靠传统的“价格战”，而是要做到规范、有序，技术前瞻性。“我们呼吁行业、友商，提升行业标准，建立起相对积极稳定的生态圈，共同推动跟踪支架行业发展。”段顺伟对记者表示。

12月31日，水电十二局承建的国内最大滩涂光伏发电项目宁波象山长大涂300兆瓦滩涂光伏发电工程首批光伏单元成功并网发电，安全、高效、圆满完成年度并网目标任务。

长大涂光伏电站位于宁波市象山县，是目前国内最大的海岸滩涂光伏工程，装机容量为300兆瓦，利用水面面积4516亩，共装设685216块440瓦单晶硅光伏组件，并新建220千伏升压站一座。电站发电系统采用分块发电，集中并网方案，分成75个光伏并网发电单元，光伏方阵经逆变升压至35千伏，通过12回35千伏集电线路接入220千伏升压站35千伏配电室。

该工程2020年9月进场施工，工期紧、任务重，且在滩涂上施工，受潮汐涨落影响，施工难度大。为顺利完成节点目标，项目部科学组织、精心部署、攻坚克难，加大人员、设备投入，加强现场协调，优化施工方案，确保各项工序有序衔接。在质量管理方面，从源头抓起，所有材料进场前均按要求进行检验，对照相关要求，严把原材料质量关；施工前做好技术质量交底，设置质量控制点，明确难点解决措施，运用科学的方法，实施项目质量有效控制。在安全管理方面，坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，把安全放在首位，明确安全职责，落实各项防范应对措施。