2021年首个交易日，光伏企业在资本市场上的表现依旧气势如虹。

1月4日，光伏概念221只个股共有184只上涨。光伏龙头隆基股份（601012.SH）股价破百，报收100.10元/股，涨8.57%；晶科科技（601778.SH）报收7.68元/股，涨5.79%；晶澳科技（002459.SZ）报收43.10元/股，涨5.84%。

“如果用一个关键词总结2020年光伏行业，我更愿意用‘波澜壮阔’来形容。”2020年12月30日，晶科科技投资者关系总监宋昊对时代周报记者说。

2020年，在新冠肺炎疫情冲击下，光伏企业延续了扩产潮，经历了价格波动、技术路线讨论和尺寸争议，最终在被业内称作“3060承诺”的背景声中，迎来了一个更为广阔的平价时代。

“今年来说，应该是预期之内、情理之中。”隆基股份相关负责人告诉时代周报记者，“从2020年光伏在资本市场中的表现来看，市场对光伏行业是看多的。”

据中商产业研究院的报告，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。

多名业内人士向时代周报记者表示，2021年光伏行业的发展水平或将超越2020年。同时，业内人士一致预期，即便补贴逐步退出，但装机量仍将继续保持可观增幅。

据国新办在2020年12月21日发布的《新时代的中国能源发展》白皮书指出，开发利用非化石能源是推进能源绿色低碳转型的主要途径。光伏作为近十年内所有可再生能源类型中降本速度最快的能源，预期在2021年退出补贴之后，光伏行业将展现出超预期的成长性。

“2021年开始，光伏上游组件的二、三线品牌会大面积消失，一线企业份额快速提升。下游地面电站的竞争也将加剧，收益率降低，这些都将考验企业综合能力。此外，随着电改的深入，分布式项目将进入‘百家争鸣’的阶段。”宋昊对时代周报记者分析说。

原材料涨价

即使经历两个月的停工，中国光伏行业仍在2020年交出一份精彩答卷。2020年1-11月，用户装机累计新增超过10GW。国家能源局统计数据显示，2020年前三季度，国内新增光伏装机量为18.7GW，远超上年规模。据民生证券研报数据，2020年国内光伏装机有望达到35-40GW。

光伏行业在2020年亦经历不少艰难险阻。

2020年7月，受新疆硅料厂事故影响，硅料供给紧缺，由此引发连锁反应。从硅料、硅片、电池片再到组件各环节成本价格连番上涨，加上下半年往往是光伏装机的高峰期，极大的需求进一步加剧供应压力。原材料供应紧缺，组件市场曾一度陷入“有钱无货”的困境。

直至2020年末，硅料紧缺的状况也未能得到改善。Solarzoom数据显示，国内一线企业单晶复投料价格在85元/公斤以上，高位报价甚至达86-87元/公斤，就连部分二线硅料厂商价格也涨至84-85元/公斤。据PV Infolink数据，2020下半年，全球硅料产量达24.6万吨，硅片产量达27.3万吨，供需偏紧。

此外，因玻璃产能限制政策，光伏玻璃已成制约光伏组件生产的瓶颈。

2020年12月16日，工信部公开征求对《水泥玻璃行业产能置换实施办法(修订稿)》的意见中提到，光伏压延玻璃项目可不制定产能置换方案，但新建项目应委托全国性的行业组织或中介机构召开听证会，论证项目建设的必要性、技术先进性、能耗水平、环保水平等，并公告项目信息，项目建成投产后企业履行承诺不生产建筑玻璃。

政策修订，意味着光伏玻璃短缺的问题有望得到缓解，而效果也是立竿见影。

2020年12月30日盘后，主营光伏玻璃的行业龙头福莱特（601865.SH）发布公告称，与晶科能源签订销售光伏压延玻璃的《战略合作协议》，预估合同总金额约141.96亿元，同时公司宣布拟投资43.5亿元建设5座日熔化量1200吨光伏组件玻璃项目。

“政策松绑、产能增加，这些都是希望能够平抑价格波动幅度。”2021年1月3日，东兴证券电力设备与新能源行业首席分析师郑丹丹对时代周报记者说。

2020年11月5日，3.2mm镀膜光伏玻璃实际报价高达52元/平方米，相较于7月底24元/平方米的最低价，光伏玻璃价格涨幅已然翻倍。而玻璃产能政策松绑后，PVInfoLink数据显示，截至2020年12月31日当周，3.2mm镀膜光伏玻璃报价最高达47元/平方米，最低价为42元/平方米，均价维持在43元/平方米。

尺寸争议和技术迭代

无论是产业上游还是下游，扩产潮从2019年开始至今仍未结束。时代周报记者了解到，因下游需求确定性较高，光伏企业为抢占市场份额纷纷扩产，仅2020年硅片、电池片和组装环节的产能扩产均超过200GW。

“扩产还会持续，今天的扩产是为了明天的需求，未来光伏仍会有相当长的持续增长期。”宋昊对时代周报记者说，未来5-10年，光伏装机将持续增长，行业产值也会继续扩大。

不过，尺寸硅片争议尚未有定论。以隆基股份为首的182阵营和以天合光能（688599.SH）为首的210阵营，正围绕“谁更适合市场化”展开激烈竞争。

有业内人士指出，不同规格尺寸的硅片，对应的适配辅材不同，因此采用不统一的硅片尺寸，容易造成产业链配套环节制造成本的上升。

“硅片尺寸不统一，给上下游协同、客户设备选型造成了较大困扰。”2020年12月31日，晶澳科技执行总裁牛新伟博士告诉时代周报记者，“所有的光伏产品最终目的都是帮助客户降低度电成本，提升用户收益，促进光伏产品的推广。”

业内人士认为，182与210的尺寸之争将延续至2021年，甚至可能成为光伏行业的“主旋律”。

“尺寸之争不会那么快结束，也可能永远都结束不了。”2020年12月30日，光伏行业资深人士杨伟对时代周报记者说。

2020年12月31日，Solarzoom创始人刘昶接受时代周报记者采访时则表示：“不管是182还是210，两者之间的差别并不大，因此两种尺寸带来的收益差异实际上并不是特别明显，和技术迭代完全不能比。”

刘昶指出，目前很多二三线企业的产线都是小尺寸，龙头企业可以通过产线升级，将产品的规格做大，来逐步淘汰实力不济、无力升级产线的企业，借此进一步提升企业产品在市场的渗透率。

“现在基本上龙头企业该升级的都升级得差不多了，该扩产的也扩得差不多，从2021年开始应该就是大企业之间的‘神仙打架’。”刘昶称。

“目前的‘尺寸之争’，只是行业内企业对产品技术的积极探索。”牛新伟认为，不断降低度电成本才是光伏电力和其他能源电力竞争的砝码。

相比尺寸争议，技术路线的迭代才最为光伏行业关注。

“目前的主流技术是PERC，但我们预期HJT（异质结）会在未来三年内成为主流技术。”刘昶认为。上述隆基股份相关负责人对时代周报记者分析称，决定光伏的核心仍是度电成本，而降低度电成本，除提升光电转化效率之外，另一个方法是降低整个生产流程全产业链的成本。前者由技术路线所决定，后者则受到尺寸方面的影响。

目前，由泰州中来生产的TOPCon电池量产转换效率已达到24.5%。2020年12月16日，爱康科技第一片HJT电池试样生产下线，该电池片为G1叠加MBB技术，功率为6.20W，电池效率达24.59%。

随着TOPCon和HJT等一众新技术进入孕育期，新的技术红利也即将启动。

“主流技术PERC拥有更低的成本、更高的性价比。HJT虽然效率高，但成本也较高，加上供应链不完善，效率领先优势不明显，这些年相对规模增速较小。”宋昊说。

有行业分析认为，2020年是HJT电池元年，2021开始大规模渗透。从单GW的投资强度与建设进度测算，预计HJT电池设备投产高峰期年市场空间将比PERC高50%-100%。

“对我们下游企业来讲，尺寸不是核心因素，我们投资最终要看项目收益率，在怎样的应用场景下什么样的产品能带来更好的收益，是我们关注的核心。”宋昊补充道。

竞争白热化

“十四五”规划建议提出，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2030年前碳排放达峰行动方案。这是光伏行业的发展利好。

“2021年是‘十四五’规划的开局之年，也是光伏走向全面上网的第一年。经历了2020年光伏组件原料上涨、组件价格上涨的风波之后，今年各组件大厂均布局垂直化体系，产能大幅上升，预计光伏行业的发展将重回降本增效的主路线。”2021年1月3日，古瑞瓦特首席产品经理刘继茂接受时代周报记者采访时说。

北京特亿阳光新能源总裁祁海坤告诉时代周报记者，光伏平价上网时代将加速了行业演变，头部企业相继扩大生产规模研发投入，产业链更完善和集中。单个环节的光伏产品利润更为稀薄，中小企业的生存将更为艰难。

随着光伏补贴退出，行业竞争将日趋白热化。

“储能会成为2021年各大光伏企业重点布局的领域，主要还是看下游的应用。”宋昊认为，光储结合才能真正实现平价。

多名业内人士还向时代周报记者表示，尺寸竞争是2021年可预见的变化，这将考验企业的成本控制、渠道拓展及金融支持、服务等多方面能力。

“是否有新玩家突然加入赛道还有待观察，但2021年如因尺寸而出现价格战，最终格局会如何演变还不好下定论。”刘昶对时代周报记者表示，2021年光伏行业竞争格局的变化，最大的变量来自于技术路线的迭代，“这些都是2021年值得期待的看点”。

2021年1月1日，迎着新年的第一缕阳光，现河采油厂郝现联合站员工正在擦拭维护光伏发电组的电池板。郝现联站内分布式光伏发电装机规模100kWp，年发电1.2万度，平均每天发电400度。 2020年，油田利用闲置土地资源优势，推进100兆瓦分布式光伏发电工程，全年完成光伏装机规模20兆瓦，进一步优化用能结构，提升绿电占比。

2021年1月1日，迎着新年的第一缕阳光，现河采油厂郝现联合站员工正在擦拭维护光伏发电组的电池板。

预期一：全球新增装机再创新高，达到160GW左右

2020年尽管受新冠疫情影响，但国内外的新增装机仍然都超预期！

国内妥妥42GW以上。不得不承认，我低估了央企的执行力和能源转型的决心！

据说全年组件出口超过70GW，那海外新增应该在90GW以上。预期全球2020年新增在135GW以上。

2021年，国内新增应该不至于比2020年低。毕竟，从国家层面到地方政府，都在发展可再生能源、进行能源转型！更不能低估主要电力投资企业投资光伏等可再生能源的决心与执行力！《十四五光伏将倍速增长！仅5家央企预期150GW！》

拜登的上台，让大家对美国市场的增长非常有信心！另外，从全面开花的组件出口数据可以看出，现在全球的光伏投资都在加速！

预期二：单晶组件价格重回1.5元/W以下！

市场规模和组件价格，好比跷跷板的两端，总有一个在下面！如果预期较高的市场规模，就不能有很高的组件价格。在此，用天合光能的一页PPT阐述市场与规模的关系。说明：图片中的价格为不含运费的价格，实际价格要加上4~10分/W的运费。

预期三：硅料价格有可能重上100元/kg

作为2020年唯一未扩产的环节，2021年，硅料的产量将决定全行业的产量！

目前，全球低成本的太阳能级硅料的产能约为180GW，考虑到检修等各种因素，预期全年产量在160~170GW之间。

2020年，硅片大规模扩产，总产能近300GW。硅料与硅片产能的巨大差距，必然会使硅料紧俏起来。毕竟，只有买来硅料，硅片产能才能开动起来！

如果全球组件需求达到160GW以上，必然需要一些成本高的老旧产能重新开起来，因此，不排除在最紧缺的时候，硅料价格重上100元/kg。

预期四：硅片、电池片、组件企业利润进一步下降，玻璃价格回归

如前文所述，前端，硅料价格高，使全行业成本降不下来；后端，组件价格高不上去。而同时，硅片、电池片、组件环节的产能严重过剩，竞争激烈！

高成本、低售价、竞争激烈，必然带来整体利润率的进一步下降。

2020年炙手可热的玻璃，价格会逐渐回归理性，预期在下半年可以回到30元/m2以内。

预期五：大尺寸差异化竞争、龙头市场占有率进一步提高

在如此恶劣的市场竞争下，龙头企业必须通过差异化竞争，才能实现较高利润。因此，必然加快大尺寸硅片的市场推广速度。

之前有句流行语叫：“放慢脚步，等一下灵魂”；

套用一下，“放慢硅片尺寸变大的速度，等一等全行业！”

等一等上游胶膜、玻璃等辅材的扩产，等一等下游逆变器的迭代，也等一等大尺寸硅片的实证数据！

在利润率变低情况下，为了保证利润，龙头企业的销量必然要大幅增加。听说，TOP3企业2021年的销售目标就达到100GW！预期占到明年全球市场的60%以上！预期TOP5的市占率接近90%！

预期六：美股回归，新股IPO，A股光伏企业多起来！

提高竞争力，必须上新产能，必须扩产！

美股对于国内光伏企业来说，已经基本丧失融资能力。回归A股，融资扩产，提高竞争力，是必然选择。

之前晶澳、天合已经顺利从美股回归A股；《天业通联停牌，晶澳借壳上市》《A股：天合光能，入列！》

阿特斯也计划回A股；《阿特斯官宣：将回归A股！》晶科能源、大全新能源也在做相应的准备！

除了从美股回归之外，还有古瑞瓦特等一些国内光伏企业准备IPO上市。A股的光伏企业会逐渐热闹起来！

预期七：各地陆续出台地方性鼓励政策

北京、广州、西安等城市的鼓励政策应该仅仅是开始，各地会陆续出台地方性的鼓励政策！《碳达峰压力下，北京、广州、西安、上海光伏项目明年仍有补贴！》

2013年的国八条之后，全国各地方政府出台了一百多份地方性的光伏鼓励政策，以电价补贴为主！

如今，在碳达峰、碳中和的压力下，预期今年开始，东南部经济发达省份会再出一波鼓励性政策。全国性的碳减排交易即将开展，与其花钱买其他省份的碳排放额度，不如用来补贴本省的项目，还能带来就业！

然而，由于光伏项目已经平价，所以这一波地方性鼓励政策应该以“电价补贴”为辅，而以一些标准、制度政策为主。例如，国家能源局新能源司副司长任育之曾说过，要推动建筑物上安装光伏的强制性国家标准出台。不排除一些地方首先出台类似的强制政策！《市场化交易、建筑光伏强制国标...任育之谈光伏十四五发展思路！》

预期八：全国再现光伏项目开发热潮，防止过热！

2017年曾流行一个笑话，两个光伏项目开发人员偶然在路边聊天，一个放羊的老大爷路过，跑过来非常热情的跟他们说：“我知道***有一大片地，非常适合做光伏项目，你们要不要跟我去看看？”

这个笑话，从侧面反映了当年的光伏项目开发有多火热！

2017年，优质企业屋顶遭到哄抢，甚至有企业给出“10元/m2+电价85折”的优惠！

当年，似乎圈一块地、一个屋顶，就能赚一大笔钱！一个项目层层倒手，每个环节的人都能赚到钱，最后推高的项目成本！

与2017年的那波不同，这次的项目开发以央企为主，往往是一把手亲自下场圈地。以集团名义，与地方政府签下百兆瓦、GW级别的项目。《电力央企的新圈地运动！》

预期九：新增项目将逐渐进入电力交易市场

2020年，煤电已经全部开展市场化交易；

当前，光伏项目保障小时数以内仍然执行“保量保价”的政策。然而，光伏项目有步骤的进入电力市场，已经是必然的趋势。

在进入电力市场的过程中，如何量化绿色属性？如何保障项目能获得合理的收益？如何保障存量项目的利益？这对政策制定者是很大的挑战！

预期十：光伏在全社会越来越受到重视

2017年，有篇文章叫《光伏就是一场骗局》非常流行。当时，光伏在行业外人心里，是个高污染、骗国家补贴的行业，非常负面的形象！

而如今，从官方媒体的报道中央电视台对话栏目的《中国光伏，绝境中的逆袭！》，到焦点访谈的《聚焦新能源，光伏产业再次成标杆！》，再到新华社的报道《羊，又回来了！》，无一不把光伏行业树立成让国人自豪的标杆。

到一些自媒体的文章，如《杀不死的中国光伏，真的要骗遍全中国吗？》，《新能源，中美产业对决的紫禁之巅》......

光伏行业成了中国的骄傲，完全正面的形象！

作为一名普通的光伏人，为这一转变感到由衷的开心与骄傲！光伏行业，只有被大众所接受、所熟知，才会有更好的发展！

新年伊始，万象更新。光伏和陆上风电全面开启平价时代。

去年底，随着我国提出2030年风电太阳能装机达到12亿千瓦以上目标，实现2030年“碳达峰”和2060年“碳中和”的路线图日渐清晰。作为实现“碳中和”的重要抓手，已平价上网的风电、太阳能等新能源被赋予更重大的历史使命。

从十多年前的“微不足道”到如今的“举足轻重”，再到将来的“担当大任”，新能源在能源系统中的角色越发重要。而在“碳中和”的语境下，“担当大任”的一天或许更早到来。

新能源平价不是终点。无论是新能源自身还是整个能源系统都必须进一步做出积极改变，将技术创新推向更深处，同时全社会也必须形成共识：能源转型不是“免费午餐”，需要付出成本和代价。

创历史的“亿千瓦”时代来了

根据中电联的数据，截至2020年10月底，我国风电、太阳能累计装机合计约为4.6亿千瓦，这意味着未来10年，距2030年12亿千瓦的保底目标仍有约7.4亿千瓦的装机差额，按10年平均值计算，风电、太阳能每年的新增装机将不低于7400万千瓦。

新能源行业预测的目标更为乐观。光伏行业提出“十四五”期间每年新增装机7000万千瓦-9000万千瓦，风电行业也提出“十四五”期间不低于5000万千瓦装机量的目标。这样即使保守估算，年新增风电、太阳能装机都将史无前例的突破1亿千瓦。

历史上从未有风光年度新增规模超过7000万千瓦的先例。即将步入“亿千瓦”时代，新能源是否做好了充足的准备适应这个“加速度”？

“我知道大家心是热的，但是头脑一定要冷静。”国家能源局新能源与可再生能源司副司长任育之近期多次表示，如何继续以较快的速度持续扩大规模，面对“碳中和”的大目标，某一个行业某一个部门是无法实现的，这需要汇聚各个部门甚至全社会的力量，有必要调动各级地方政府以及新能源企业、电网公司、传统能源企业的积极性。

技术进步是所有不确定性中的确定

防止气候变化的内核不是气候，而是技术。化石能源之所以成为现代能源体系的基石有两个重要原因：第一，能量密度高，满足大功率、长距离的应用；第二，性质稳定，常温常压下为液态和固态，便于生产、储存和运输。这样的特性是因为地球几亿年来通过内部的高温高压把当年的生物质转换成现在的石油、煤炭和天然气。

随着风电效率、光伏转换效率的提高和电池能量密度的提升，新能源被认为是高等级文明的方向。新能源是科技革命和产业革命的制高点，在后疫情时代，谁掌握新能源技术，谁就拿到文明进阶的门票。

从资源储量看，我国的风能和太阳能资源没有“天花板”，足以支撑新能源快速增长。与此同时，成本的下降也使得新能源相对于传统能源越来越具有替代优势。过去10年，我国新能源成本飞速下降。光伏、陆上风电和海上风电成本已分别降低了82%、39%、29%。

从产业链配套能力来看，无论风电还是光伏，我国都形成了世界上最为完整的产业链。虽然，个别部件仍然受制于人，但倘若有规模化市场需求的拉动，这些“点”上的突破并非遥不可及。产能的提升同样可以通过市场化的方式实现。

当资源、生态、成本、产业链和产能都不再成为新能源发展的桎梏，阻碍新能源“担当大任”的究竟是什么？

生态环境部气候变化事务特别顾问解振华在谈到“碳中和”问题时特别指出：“我们要积极研究发展成本低、效益高、减排效果明显、安全可控、具有推广前景的低碳零碳负碳技术，大力发展规模化储能、智能电网、分布式可再生能源和氢能等深度脱碳技术，研发碳捕集、利用和封存技术，加快工业技术与绿色材料技术、先进制造、信息化、智能化等融合创新。”

新能源波动性、间歇性的特点不容回避。当新能源在系统中的比例小于10%，其波动性、间歇性可以由电力系统对冲风险。当新能源“担当大任”成为主力能源和基荷能源之日，新能源就必须主动发力。这也是未来10年，新能源能否彻底主导能源世界，以压倒式的成本优势让煤炭、石油加速退出的关键。

远景能源是新能源技术进步和能源转型的坚定引领者，用“新煤炭”、“新石油”、“新电网”的“三新”战略实践给行业明确的解决方案：风电、光伏和储能成为未来的“新煤炭”，动力电池和氢燃料成为“新石油”，围绕风电、光伏，电网需要升级为使用智能物联网技术的、更灵活的“新电网”。实现风、光、储协同技术进步，把风电场做成智能化、可交易、使电源更加匹配电网需求的解决方案。

在远景能源看来，新能源要展示主动利用技术克服波动性的勇气和决心。储能帮助增加风电和光伏的容量可信度，提高能量转化效率，通过智能手段提升功率预测水平，为系统提供一定的调节裕度，这些都是支撑我国中长期能源结构转型的关键技术。

适应零碳发展电力系统有待重构

未来总是在悲观中诞生，在怀疑中成长。

尽管“碳中和”的目标清晰，但质疑声不绝于耳。特别是近期，湖南等地出现的电力紧张危机，也再次提醒业内，在急剧扩大新能源装机的同时，“担当大任”的新能源必须满足人民对高质量电力发展的需求。

任育之也表示，随着电力体制改革不断深入，光伏、风电等新能源形式必将逐步参与市场，这是大势所趋。如何成功地参与电力市场，这是“十四五”期间行业各方必须共同研究和破解的问题。

电力规划设计总院院长杜忠明也表达过同样的观点：“传统电力系统难以适应灵活开放电力市场构建需要。”他说，未来市场主体将从“单一化”向“多元化”转变，电力输送将从发输配用“单向传输”向源网荷储“多向互动”灵活传输转变，充分电力市场环境下电力系统的运行方式需要频繁变化。我国电网调度机构长期以来采取“统一调度、分级管理”原则，计划性较强，调度方式不够灵活。

新能源规模的增长，不仅取决于自身的技术进步，在一定程度上也取决于整个电力系统的重构速度。为适应新能源时代的到来，国家电网日前提出，将加快电网向能源互联网转型升级，打造清洁能源优化配置平台。

对转型成本的评估和承受度，也影响着新能源替代传统能源的速度。国网能源研究院院长张运洲表示，能源转型不是“免费午餐”，需要长期的渐变过程，同样需要全社会为其付出代价和成本。有数据显示，德国在能源转型后，全社会用电成本反而上升，这是为绿色转型付出的代价。

能源绿色转型，不仅是意愿，更是行动。

12月22日，中国能源政策研究年会2020暨“中国电力圆桌”四季度会议在京召开。有代表在会上表示，目前国家能源局已经提出了“2021年我国风电、太阳能发电合计新增1.2亿千瓦”的目标。该消息也得到了国家能源局相关人士的证实。这标志着我国新能源行业年度新增装机规划将首次突破1亿千瓦。

国家能源局统计数据显示：2014—2019年，全国风电和太阳能发电合计新增规模分别为3300万、4800万、5400万、6800万、6500万、5600万千瓦，2020年1—10月新增约4600万千瓦。虽然年度新增规模最高达到了6800万千瓦，但这一数字仍低于7400万千瓦的未来10年平均增速要求，也大幅低于1.2亿千瓦（12000万千瓦）的2021年发展目标。

同一天（12月22日），2021年全国能源工作会议在北京召开。国家能源局党组书记、局长章建华作题为《深入贯彻落实能源安全新战略 为全面建设社会主义现代化国家提供坚强能源保障》的报告，为明年能源工作指明方向、划出八大重点。

章建华强调，要加快风电光伏发展，风电、光伏发电新增装机总量较“十三五”有大幅增长。要大力提升新能源消纳和储存能力，大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。

章建华指出，要加快核心技术装备新突破，大力实施能源技术装备补短板行动，明年要力争在5-10万千瓦燃气轮机，特高压套管、分接开关、绝缘材料，1.2万千瓦海上风电等领域取得突破，全面推进煤电控制系统和芯片国产化替代。

八大重点明确2021年全国能源工作任务

一、 着力增强安全保障能力

持续提升能源自主保障水平，增强能源产业体系抗冲击能力，确保国家能源安全的战略主动权牢牢掌握在自己手中。要持续提升油气勘探开发力度，把国内油气勘探开发作为保障油气安全的“压舱石”。要完善产供储销体系，认真抓好中俄天然气东线南线建设，力争开工建设川气东送二线、西三线中段等一批重大项目，全力打造“全国一张网”，积极推进东北、华北、西南、西北等“百亿方”级储气库群建设。要夯实煤炭煤电兜底保障，多渠道保障供应，确保不出现短供断供问题，因地制宜做好煤电布局和结构优化。要深化电力安全监管。

二、 着力提高能源供给水平

持续做好能源绿色转型发展这篇大文章，推动实现在生态文明建设条件下的能源高质量发展。要加快风电光伏发展，风电、光伏发电新增装机总量较“十三五”有大幅增长。要稳步推进水电核电建设，按期建成投产白鹤滩水电站首批机组、福清核电5、6号机组等重大项目。要大力提升新能源消纳和储存能力，大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。要深入推进煤炭清洁高效开发利用，大力推广煤矿绿色生产开采和智能化建设。要进一步优化完善电网建设，加快构建适应高比例大规模可再生能源发展的新一代电力系统。

三、 着力升级能源消费方式

坚持节约优先战略，把节能提效贯穿能源发展全过程各领域，加快形成绿色生产生活新方式。要大力提高能源利用效率，积极推广综合能源服务，着力加强能效管理，提升终端用能电气化水平。要扎实推进冬季清洁取暖，全力做好天然气、电力、煤炭供应保障，确保人民群众温暖过冬，积极推广生物质、地热、核能等供暖新模式，确保2021年实现北方地区清洁取暖率70%的目标。要持续释放能源惠民利民红利，有效衔接脱贫攻坚和乡村振兴，继续做好光伏扶贫收口工作，启动实施农村电网巩固提升工程，扎实推进“互联网+”充电设施建设，推动构建智慧能源系统，更好满足人民群众美好用能需求。

四、 着力推进能源科技创新

把科技自立自强作为能源发展的战略支撑，加快赶超跨越步伐，确保产业链供应链安全稳定。”要加快核心技术装备新突破，大力实施能源技术装备补短板行动，明年要力争在5-10万千瓦燃气轮机，特高压套管、分接开关、绝缘材料，1.2万千瓦海上风电等领域取得突破，全面推进煤电控制系统和芯片国产化替代。要努力打造能源技术装备新优势，加快能源产业数字化转型升级，大力加强北斗系统、5G、区块链等新技术新装备在能源领域的推广应用，持续推进三代核电、小型核反应堆、风电、光伏等优势技术创新和工程实践，抢占能源科技制高点。要深化建设能源科技创新新平台，积极推进能源领域国家实验室论证建设，构建以企业为主体、市场为导向、产学研深度融合的技术创新体系。

五、 着力深化体制机制改革

要深化电力体制改革，着眼建设全国统一的电力市场体系，加快构建和完善电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场相衔接的电力市场体系，加快推进跨省跨区辅助服务市场建设，进一步推动电力交易机构独立规范运行和增量配电试点项目落地，推动电网企业尽快剥离装备制造业务，进一步扩大市场化交易电量规模，不断释放电改红利。要深化油气体制改革，推动全面放开上游勘探开发市场，研究制定管网运行调度、管容分配和应急保供等规则，进一步稳定市场预期，不断完善“X+1+X”的油气市场体系，稳步推进油气交易平台建设。要积极推进能源法治建设，推动能源法、电力法、国家石油储备条例、煤炭法列入国务院2021年立法工作计划，力争尽快出台。

六、 着力加大能源监管力度

落实能源监管责任，创新监管方式方法，完善事中事后监管措施，大力提升监管工作效能，推进能源制度机制建设。要持续优化营商环境，确保三年内实现居民用户和低压小微企业“三零”服务、高压用户“三省”服务。要进一步深化“放管服改革，编制完成国家能源局权责清单，大力推进以信用为基础的新型监管机制建设，全面推行电力业务资质许可告知承诺制。要扎实开展重点任务监管，重点开展清洁能源消纳、煤电及炼油淘汰落后产能监管，创新推进能源行业信用监管，着力解决行业反映强烈的问题。要强化监管能力建设，加快推进与国家“互联网+监管”系统对接联通，探索12398 热线互联网应用新手段，加强派出能源监管机构建设。

七、 着力拓展国际合作空间

要高质量推动“一带一路”能源合作，切实加强与周边国家能源基础设施互联互通，推动电力、新能源、油气等领域合作，加大“一带一路”绿色能源合作水平。要积极推动构建国际能源治理新秩序，更多运用国际规则维护国家发展权益，建设运营好“一带一路”能源合作伙伴关系，组织召开第二届“一带一路”能源部长会议，加强与主要国际能源组织沟通交流，推动构建以公平合理规则为基础的多边体系，用好新时代中国能源发展白皮书，持续推进“能源可及性”“能源转型发展”等倡议，打造一批“一带一路”能源合作最佳实践案例。

八、 着力提升党的建设质量

牢牢把握新时代党的建设总要求，坚持以党的政治建设为统领，把党的制度建设贯穿其中，扛牢压实全面从严治党“两个责任”，以党的建设高质量发展，保证能源事业高质量发展，切实把党的全面领导贯彻落实到能源工作的方方面面。

随着单晶炉热场尺寸越来越大，从之前的26寸和28寸热场，发展到现在的30寸、32寸热场，而且热场尺寸还在加速变大：目前36寸热场进入中试阶段，40寸热场进入实验阶段。热场材料如埚帮、导流筒、保温桶等的尺寸也越来越大，为了降低生产成本，单晶炉热场材料逐步从石墨材料替换为炭炭材料；再加之单晶企业不断扩产，炭炭材料需求爆发，目前仍呈现一件难求的态势。老牌的炭炭企业如湖南金博、烟台凯泊、美兰德、西安超码等目前疯狂扩产，炭炭企业呈现百花齐放、百家争鸣的局面。同时，湖南金博、西安超码的率先上市，让各路资本眼馋不已，吸引各路资本争先恐后的布局炭炭材料。目前炭炭材料企业面临的局面与2016年金刚线企业惊奇的相似。

一、炭炭材料一件难求，且毛利超60%

2020年年初，受疫情影响，生产炭炭材料预制体的企业不能及时复工，生产炭炭材料的企业买不到预制体，因此也无法生产炭炭材料，导致今年四五月份期间，出现部分单晶企业因为买不到炭炭件无法满产的情况。6月份开始，光伏下游市场需求爆发，单晶企业也疯狂扩产，再加之热场尺寸越来越大，石墨材料不断被炭炭材料替代，导致炭炭件需求爆发，目前炭炭件一件难求。

由于炭炭材料需要浸渍或CVD工艺沉积炭，生产周期长，生产效率低，因此以湖南金博、烟台凯泊、美兰德等为首的炭炭材料企业订单都排到了明年上半年。炭炭材料企业扩产速度慢，则是因为生产提纯炉、沉积炉的设备厂商生产设备需要时间。

10月22日，金博股份披露三季报，公司2020年前三季度营收2.88亿元，同比增51.94%；实现净利润1.14亿元，同比增长61.79%。其中，公司第三季度实现营业收入1.03亿元，同比增长51.81%；归属母公司股东净利润0.41亿元，同比上涨70.50％。

2017-2019年，金博股份主营业务毛利率分别为64.95%、69.32%和62.30%，毛利率维持在高于50%的高位，盈利水平优异。

二、炭炭材料企业百家争鸣

目前国内炭炭企业的技术有两大来源，一是来源西安的航空材料研究所，代表企业有烟台凯泊、陕西美兰德、西安超码等；二是来源于中南大学，代表企业有博云新材、湖南金博等。

由于目前炭炭材料供不应求，老牌的炭炭材料企业疯狂扩产，各路资本纷纷进入炭炭材料生产环节，据小编不完全统计，目前正在生产的炭炭材料企业和正在筹备中的炭炭材料企业加起来有三四十家之多。单纯的碳碳材料供应商企业有:博云新材、湖南金博、烟台凯泊、陕西美兰德、西安超码、安徽昱搏、航天睿特、福建康碳、湖南鑫源、湖南金创、湖南金石、湖南炭谷、湖南友缘、湖南汇达、山东天久、山东伟基、常州翊翔、美尔森等二十多家。

目前除了炭炭材料企业疯狂扩产之外，单晶企业为了保障供应链安全也纷纷布局炭炭材料。2018年某单晶龙头开始在云南大举布局炭炭材料，目前沉积炉超过60台；中环也大举进军炭炭材料，中环在收购湖南金石掌握炭炭材料制备技术后，也在呼和浩特、山东菏泽布局炭炭材料生产基地，单晶后起之秀晶科的供应商中昱最近也布局了炭炭材料，京运通最近也有布局炭炭材料的动作。

三、某炭炭龙头紧急刹车

10月底，某龙头企业在西安举行了14台PECVD沉积炉的招标工作，招标完没几天，该企业就对这14台沉积炉的采购进行了暂停，什么时候开始进行，光伏新闻暂时还没收到消息。该企业在炭炭材料一件难求的前提下，对PECVD设备的采购按下暂停键，说明该企业对未来的炭炭材料市场不看好。

从目前来看，2020年的炭炭材料企业与炭炭材料市场与2017年的金刚线企业与金刚线市场确实惊人相似。2016年金刚线供不应求，2016年杨凌美畅开始生产金刚线，2017年金刚线生产企业迎来了集中上市，2017年上市的金刚线企业有：三超新材、东尼电子、岱勒新材。2017年生产金刚线的企业有杨凌美畅、长沙岱勒、东尼新材、青岛高测、易成新能、瑞翌新材、三超新材、恒星科技等，而如今上市公司东尼新材早就停止了光伏用金刚线的生产，易成新能、瑞翌新材、恒星科技等企业的金刚线市场上难觅其踪迹。目前金刚线市场占有率最高的是杨凌美畅、聚成、青岛高测，其余金刚线企业举步维艰，生存空间将越来越狭窄。

可能会有跨界或者想跨界进入炭炭材料的新秀企业不服气，杨凌美畅在金刚线行业后来居上，为什么我们就不行呢？我们来看看杨凌美畅的优势吧，杨凌美畅的优势：1、隆基重点扶持；2、技术源自日本，与国内金刚线企业的技术路线不一样，且成本、技术做到了国内第一；3、雄厚的资金实力、融资能力国内无人能敌。你们有这些优势吗？

2021年炭炭材料市场仍将供不应求，但是2022年炭炭材料市场将从供不应求转为供过于求，未来炭炭材料企业也必将与金刚线企业一样，经过市场优胜劣汰，最终剩下五六家优质的炭炭材料企业。

“十三五”是不平凡的5年，我们群情激昂，喜迎党的十九大，欢庆改革开放40周年、中华人民共和国成立70周年；我们勠力同心，打赢脱贫攻坚战，全面建成小康社会；我们众志成城，抗击新冠肺炎，全力复工复产促进经济高质量发展。作为基础性、全局性、战略性产业，能源关系国计民生和国家安全。“十三五”期间，我国“能源革命”扎实推进、成就耀眼，在为经济社会发展提供有力支撑的同时，产业自身也迈入了高质量发展新阶段。如今，面对全面建设社会主义现代化国家新征程，我们信心满满。2020年最后一期，本报特别推出年终策划，回顾、盘点能源产业过去5年的锐意奋进，继往开来。

电力行业书写清洁低碳转型新篇章

“十三五”以来，我国电力行业迈上绿色高效转型发展的新台阶。

截至2020年10月底，全国发电装机21亿千瓦，其中火电12.3亿千瓦、水电3.7亿千瓦、核电4989万千瓦、风电2.3亿千瓦、太阳能发电2.3亿千瓦。相关预测显示，2020年底全国发电装机将达到21.4亿千瓦，比2015年增加6.3亿千瓦；非化石能源装机占比达到43.7%，比2015年提高8.7个百分点。

“十三五”也是我国电网建设的爆发期，建成投运多项交流和直流特高压工程，进一步提升了跨区输电能力，而且投运了藏中联网工程、阿里联网工程以及张北柔性直流电网工程等一批其他电压等级重点电网工程，电网实现了更强更大。

5年来，新一轮电改稳步推进，售电、增量配电市场日趋活跃，电力辅助服务市场“味道”渐浓，电力现货市场建设在探索中破冰。但在看到成绩的同时，也应该注意到，受制于地方壁垒、价格机制等因素，改革也陷入了落地难、执行难的困境。展望“十四五”，电力人仍需攻坚克难，续写改革新篇章。

煤炭行业清洁高效生产交出亮眼答卷

“十三五”期间，煤炭工业在为我国经济高质量发展提供坚实能源支撑的同时，行业自身也实现了前所未有的高质量发展：

开发布局不断优化，产业格局持续完善，转型升级进展明显。截至2019年底，我国煤矿数量已由2015年的1.08万处减至5300处左右；大型煤企产量占全国的80%以上。智能化建设基础不断夯实，智能化采煤工作面由2015年的3个增至日前的338个。

超额完成“十三五”去产能任务。截至2019年底，累计退出产能近9亿吨，完成化解淘汰过剩落后产能8亿吨左右的任务。

清洁高效利用水平持续提升。原煤入选率由2015年的66%提至2019年的73.2%；现代煤化工升级示范项目全面实现烟气超低排放、污废水“近零”排放和VOCs的有效治理。

安全生产形势持续好转。百万吨死亡率由2015年的0.162降至2019年的0.083。

肯定成绩的同时，也要清醒认识到，在二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和的大背景下，煤炭行业的发展速度、发展模式、发展约束等都将发生新的变化，这是行业亟需破解的新课题。

新能源行业提前超额完成发电装机任务

提前超额完成任务！截至2020年10月底，我国风电、光伏并网装机双双达到2.3亿千瓦，提前超额完成“十三五”装机分别达到2.1亿千瓦和1.1亿千瓦的既定目标。

2015年底，我国风电并网装机容量为1.29亿千瓦，光伏发电装机容量仅为4318万千瓦。“十三五”的5年间，风电并网装机增加了70%，光伏装机容量增加了1.5倍，中国作为全球第一风光大国的地位更加稳固。“十三五”以来，正是新能源的规模化发展带动了风电、光伏成本的全面下降。风电上网价格当前已与煤电基本相当，光伏发电也已实现用户侧平价上网。

之前，清洁绿色的新能源就像美丽的云彩挂在天边，让人可望不可即；如今，叩开平价之门的新能源“飞入寻常百姓家”，真正成为普通大众用得上、用得起的能源品种。

同时，我们也必须看到，目前，虽然中国风电、光伏装机容量均已稳居世界第一，但在全国发电量中的占比仍然偏低：风电占比不足6%，光伏占比更低。这表明新能源从替代能源到主力能源的“上位”之路依旧漫长。未来，新能源不能甘做“小池塘”，而要立志成为“太平洋”。

油气行业体制机制改革创新成效显现

改革，无疑是“十三五”时期油气行业发展的关键词。

上游，勘探开发向外资和民企敞开大门，油气保障能力不断增强，供给和服务质量持续优化，对遏制油气对外依存度快速提升起到关键性作用。预计2020年国内油、气产量有望分别达到1.94亿吨和1900亿立方米。

中游，酝酿多年的油气管网改革终于破冰，独立的国家管网公司成立，推动形成上游油气资源多主体多渠道供应、中游统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X”油气市场体系，有利于形成市场化油气价格机制。

下游，国家首次明确提出“支持符合条件的企业参与原油进口、成品油出口”，浙江石化取得全国首个成品油非国营贸易出口资质，对化解国内炼油产能过剩和参与国际市场具有重要意义。

“十四五”已然来临，站在新的起跑线上，油气行业正加快转型升级，未来必将走出一条结构更优、效益更好、优势释放更加充分的高质量发展之路。

“十四五”时期，光伏新增项目市场化交易电量比例会稳步提升，在中长期和现货市场机制完备的条件下，部分项目会选择全部电量进入市场。

　　日前，在“2020中国光伏行业年度大会”上，国家能源局新能源司副司长任育之表示，“十四五”期间，光伏应参与电力市场竞争。

　　对此，有业内人士指出，平价时代政策机制将大不相同，光伏等可再生能源发电量在电力系统当中的占比将不断扩大，“十四五”将是可再生能源逐步参与电力市场竞争的阶段。

　　在各地探索电力市场设计、逐步完善电力交易规则的新形势下，如何让以光伏发电为代表的可再生能源参与电力市场竞争成为业内普遍关心的问题。

　　各方必须共同破解的难题

　　任育之提出，在保障项目基本收益的情况下，逐步有序推动新增光伏发电项目参与电力市场。

　　据了解，在国家层面，对于存量和新增项目进入市场，实施区别对待。“‘十四五’时期，新增项目市场化交易电量比例会稳步提升，在中长期和现货市场机制完备的条件下，部分项目会选择全部电量进入市场。”中国光伏行业协会副秘书长刘译阳在接受记者采访时表示。

　　记者注意到，江西省日前发布的《关于征求江西电力现货市场建设方案意见的函》指出，初期新能源不参与现货市场，逐步探索新能源机组超出保障性利用小时部分按“报量不报价”方式参与现货市场。

　　“保障性收购政策需要得到有效执行，即保障小时数以内‘保量保价’，保障小时数之外‘保量竞价’，参与市场。”在刘译阳看来，对存量有补贴项目来说，应考虑政策延续性，保障项目合理收益，不应出现改变政策承诺的变动。

　　“对部分光伏项目来说，市场化交易会增大其投资企业的财务测算模型难度。因为，无论有没有补贴，都按照固定的电价乘以上网电量，所以，其投资风险非常可控，也就是说，收益低，投资风险也低。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎告诉记者。

　　彭澎认为，如果未来不是固定电价，那么，对发电企业专业化程度、风险管理能力的要求会更高。

　　刘译阳认为，光伏等可再生能源逐步参与电力市场竞争，是大势所趋。“至于新能源如何成功参与电力市场竞争，是‘十四五’能源行业各方必须共同破解的难题。”

　　确保“保量保价”收益

　　有业内人士表示：“分布式发电市场化交易对提升光伏项目收益率的作用有限，而且是阶段性的。”对此，刘译阳指出，“隔墙售电”对分布式光伏发电产业未来长期发展具有重大意义。

　　所谓“隔墙售电”，就是允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给周边的能源消费者。这一模式可以赋予能源消费者参与可持续发展的权力，同时还可以促进电网企业向平台化服务的战略转型。

　　刘译阳表示，“隔墙售电”除了可提升项目收益率外，更重要的是，将使分布式光伏摆脱“自发自用”的束缚，释放一批优质屋顶资源。“同时，‘隔墙售电’对综合能源服务等新业态的形成有重大作用。”

　　另外，光伏发电边际成本较低，还可以很灵活地做成小、微系统，用于偏远地区。“在同等价格条件下，从减少碳排放的角度讲，光伏、风电等绿色能源应优先安排发电。”彭澎认为，绿色能源需要一个更公平的市场环境。为此，她建议，电力市场应充分考虑碳排放等因素，设计更加公平的市场机制。

　　记者了解到，当前，部分省份没有有效执行国家相关规定。西部新能源消纳困难省份从2016年开始要求新能源参与市场化交易，各省实际执行的保障小时数远低于国家规定；部分省份只鼓励新能源参与市场交易，却没有保障电量合法收益的政策。

　　“项目合法收益可通过政府授权差价合约等机制得到保障。对新增项目而言，平价时代的光伏电价政策应保障基本收益，逐步扩大市场化交易比例。”刘译阳表示，政府应出台相关政策，为存量和新增项目“保量保价”部分的电量进入中长期和现货市场提供电价收益保障。

　　综合能源系统更有竞争力

　　还有业内人士指出：“对光伏投资来说，考虑的问题不应只是光伏本身参与市场化交易的收益问题，而是如何结合配电网、储能等形成具有互补性、可持续性的综合能源系统的问题。这类综合能源系统才真正具备市场竞争力。”

　　据了解，随着电力市场体系的建立和完善，光伏、储能成本进一步下降，光伏结合配电网、储能等综合能源系统新业态将不断迭代升级，市场化竞争优势显著。

　　“作为市场主体之一的光伏参与电力市场交易，本身就不可能将自身收益问题与其他市场主体割裂开来。”刘译阳表示，电力市场机制的基本作用就是优化资源配置，综合考虑环境、资源成本和收益等因素，按照总成本最小化原则确定各类资源组合。

　　“一种能源在电能量市场、辅助服务市场、未来容量市场上寻求与其他能源的互补平衡，在达到自身利益最大化的情况下，也满足综合能源系统整体成本最低的要求。这是激励相容原理在电力市场交易机制的体现。”刘译阳认为，这类综合能源系统不是静态的组合，而是电力市场动态匹配的某个时期的优化组合。

　　价格可以指导整个能源市场不同的商业投资。彭澎指出：“如果峰值电价经常出现，就会有大量灵活性电源加入这个系统。假如光伏本身用低价竞争获得优先发电权，就肯定没有义务支付额外的灵活性费用或电网稳定费用。”

如何落实碳中和的要求？在电力领域，发展光储充一体化微电网肯定是重要的举措之一，因为这样的系统是完全没有碳排放的。

国家能源局综合司2020年4月发布的《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知》指出：优先开发当地分散式和分布式可再生能源资源，大力推进分布式可再生电力、热力、燃气等在用户侧直接就近利用，结合储能、氢能等新技术，提升可再生能源在区域能源供应中的比重。从这个通知中可以看出，可再生能源分布式是未来的发展方向，而在这样的分布式系统中发展充电站乃至充放电站无疑是大势所趋，甚至有可能成为标配。

发展光储充一体化微电网的意义

首先，“光储充”一体化充电站使用的是清洁能源供电，通过光伏发电后储存电能。光伏、储能和充电设施形成了一个微网，根据需求与公共电网智能互动，并可实现并网、离网两种不同运行模式。储能系统的应用还能缓解充电桩大电流充电时对区域电网的冲击。

其次，“光储充”一体化充电站既能为电动汽车供应绿色电能，又能实现电力削峰填谷等辅助服务功能，可有效提高系统运行效率。

最后，“光储充”一体化解决方案，将能够在有限的土地资源里建设发输配售一体化系统，通过能量存储和优化配置实现本地能源生产与用能负荷基本平衡。

不仅如此，在很多“光储充”一体化充电站的储能系统中，还采用了一些电动汽车上已经被淘汰的电池，实现了动力电池的梯次利用。从另一方面讲，如果梯次利用能够得到普及,这将极大地解决新能源汽车电池回收的问题。

在可再生能源实践中，储能系统是重要一点。储能系统的引入可以对风光出力和能量调度起到平滑作用，在相当程度上改善新能源发电功能率不稳定，从而改善电能质量、提升新能源发电的可预测性，提高利用率。

光储充一体化微电网在可再生能源利用、储能应用和新能源汽车充电站建设上是一次大胆的创新尝试。近几年来，在政府以及政策的支持下，储能产业及厂商、用户单位和投融资机构都相互合作，合力探索覆盖能源产业全产业链上中下游的产业模式，加快市场的商业化进程。光储充一站式项目逐渐成为了中国储能领域的新焦点。2019年，各省市陆续相继实现“光储充”项目零突破。其中，包括福建、陕西、湖北等，多省市“光储充”项目也陆续成功投运。

政策层面：从国家到地方政策均鼓励光储充一体化项目

根据工业和信息化部副部长辛国斌2020年7月介绍，目前，我国新能源汽车产业规模全球领先，产销量连续五年位居世界首位，累计推广的新能源汽车超过了450万辆，占全球的50%以上。我国新能源汽车发展应探索多重技术路线；并表示将继续大力推进充换电基础设施建设，进一步完善相关技术标准和管理政策，支持新能源汽车能源利用与风力发电、光伏发电的协同调度，鼓励光储充多功能综合一体站的建设。光储充一体化实际也不是近期才提出的，也有一段时间了，所以我们今后也要支持光储充一体化，让这些方式能够更上一层。

国务院办公厅2020年11月印发的《新能源汽车产业发展规划（2021－2035年）》明确指出，鼓励“光储充放”（分布式光伏发电—储能系统—充放电）多功能综合一体站建设。有相关人士指出，“光储充放”多功能综合一体站此次得到政策的支持，其背后是我国风电、光伏、储能、新能源车发展的不断进步，以及“新能源发电+储能+充电”迎来的发展良机。

各地方政府也相继出台了一些政策，例如：1、2020年4月13日，山东济南发改委印发《关于加快推进全市新能源汽车充电基础设施建设的实施意见（征求意见稿）》，意见稿指出鼓励“光储充”一体化充换电设施发展。2、2020年7月，福建工信厅印发《“电动福建”建设三年行动计划（2020-2022年）》指出，鼓励风力、光伏电站等配备储能设备，提升电能质量；推进一批风光储一体化、光储充一体化和储能电站项目建设，大力推动储能商业化应用。3、2020年11月19日，安徽合肥市人民政府印发《关于加快新能源汽车产业发展的实施意见》，其中指出鼓励建设“光储充放”（分布式光伏-储能系统-充放电）多功能综合一体站。据统计，目前至少已有六省市发布文件明确指出鼓励光储充一体化充电设施发展。

项目层面：部分光储充试点项目示例

（1）天津市徐官屯服务区光储充试点项目

京津塘高速公路徐官屯服务区位于天津市武清区。该服务区建于1987年，随着用电负荷的增长，原有的供电设施逐渐无法满足用电需求。在用电高峰期，变压器常常出现重载，制约了服务区的整体发展。

为了解决这一问题，同时为服务区和服务区充电站提供绿色电能，国家电网公司和招商局集团合作，利用徐官屯服务区屋顶和空地铺设光伏发电装置，共计安装光伏设备292千瓦，安装储能设施228千瓦时，与已建成的电动汽车充电站形成光储充一体化电站。该电站的光伏组件所发电能汇流后，经逆变器、并网计量装置，接入配电变压器低压侧交流母线，可向服务区和充电站供电，剩余电力可经配电变压器上网，实现“自发自用，余电上网”；同时，可利用电池建设一定比例的储能设施。

（2）福州建成首个“光储充检”一体化智能超级快充站

2020年，福州建成首个“光储充检”一体化智能超级快充站。项目位于马尾物联网产业创新发展中心的“光储充检”一体化智能超级快充站已建成，并投入使用。快充站除了配备充电桩和供电变压器，还有一个占地面积15平方米的储能柜，这个储能柜相当于新能源汽车充电宝，用电谷时存储490度电，可以用于8辆车充电，从而降低充电站运营成本，接下来这里还要建设一排光伏板，利用太阳能发电。

而且与别的充电站不同，这里的新型充电站在充电完成后，车主会收到一份电池检测报告，在车辆充电过程中，无需拆卸，系统在云端检测新能源汽车电池使用情况，相当于给电池体检。

作为星云股份、时代星云与车充网进行储能战略共建的成果，该智能快充站集成了光伏发电、大容量储能、超级快充桩、星云智慧能源管理云平台等多项先进技术，能实现光伏能源接入、削峰填谷、谷电利用、后备供电、电网扩容、新能源汽车快速充电及检测等功能。

（3）武汉首家“光储充”电动车充电站投入运营

2019年10月10日获悉，位于武汉市沌口开发区创业路的首家国家电网“光储充”电动汽车充电站投入运营。

该“光储充”一体化充电站可将太阳能转化成电能，“以光养桩”，实现新能源、储能、智能充电互相协调支撑的一种高科技绿色充电模式；可同时为8辆电动汽车提供充电服务。“光储充”充电站分布式光伏装机容量共计80千瓦，预计年均发电量可达88000千瓦时，年均减少二氧化碳排放量87736公斤，年均节约煤量2886公斤。

据了解，该充电站在年内还将增加智能停车、智能共享自助洗车、5G惠享网络等增值服务，为前来充电的电动车主提供充电体验。

（4）四川省首个“光储充”示范项目正式并网发电

2018年，四川省首个“光储充”示范项目——泸州国家高新区沙湾综合充电站正式并网发电，这标志着“光储充”模式在我市电动汽车充电站中正式推广运用。全省首个“光储充”示范项目位于泸州国家高新区沙湾综合充电站，集分布式光伏发电、储电、智能充电于一体，利用楼顶650m2平台建设，总装机容量44.8千瓦。

“光储充”模式是泸州能源投资有限公司在电动汽车充电站建设过程中的创新尝试，“光储充”系统采用汉能集团薄膜太阳能发电技术，具有无污染、发电量高、弱光响应好等特点，储电采用高能量密度的磷酸铁锂储能电池，配备能量智慧管理系统，将光伏发电自动切换应用于电动汽车充电、日常照明、削峰填谷和应急电源等，实现发、储、充清洁能源的循环利用。

（5）江苏连云港光储充一体化综合能源微电网项目

2018年11月，连云港首个光储充一体化综合能源微电网项目，在连云港市交通控股集团园区正式启动。项目包含了风、光、储、充等模块，各环节协调调度，交互运行，是国内公交站首例含有多种模块、技术更为先进的微电网项目。

本项目综合了新能源的风(风机)、光(光伏)、储(储能)、充(充电桩)等形式，结合目前最先进的微电网集成、调控、管理以及后期维护技术，实现企业分布式用电的自发自用、余电上网的需求。

项目含光伏(含部分车棚光伏及智能追光系统)，退役锂电池梯次利用储能系统，新能源电动车直流充电桩500kW，并包含CEMS实时能量管理系统、后期远程光斑诊断系统和组件清洗决策系统。项目使用的是上海电气分布式能源公司的退役电池储能综合系统，这也是该项目的亮点。该储能系统在上海嘉定汽车城、深圳以及上海博阳新能源公司等均已投入应用。

结语

从以上项目示例可以看出，理想的“光储充”一体化微电网项目可以智能调节峰谷电价差，优先使用光伏板提供的电能，当光伏板电力不足时向储能电池取电，而储能电池存储的电不但可以来自光伏发电，还可以取自大电网谷时电价。这样的策略，一方面解决了变压器容量问题，可以建设足够的充电桩，另一方面大大降低了日常用电成本，减轻了企业的负担。这样的系统可以在离网与并网两种形式上智能切换运行。

总之，在新能源和新能源汽车大发展的时代，随着系统成本的进一步降低（即项目经济性进一步提升），光储充一体化微电网项目发展前景十分可期。