日前，青海光伏竞价项目配套储能项目开标，最低逼近1元/Wh的储能单价刷爆整个储能圈。

　　就在不久前有业内人士预测，最快2021年末储能系统价格将降至1.5元/Wh。然而此次参与青海光伏竞价储能项目投标的四家企业给出的价格，最高仅为1.23元/Wh。不少业内人士称，“储能降价速度高于预期”，尤其是1.06元/Wh的报价，更是震撼了整个行业。

　　各领域储能成本均大幅下降

　　但据记者了解，此次青海光储价格的快速下降，只是储能降本大趋势中的最新案例。事实上，各领域的储能成本都在快速下降。

　　例如，2020年初，多个风电配套储能项目陆续开标，电池储能平均成本从1月份的2.549元/Wh降至3月份的 1.643元/Wh，一个季度内储能成本下降近三成。而作为商业模式较为成熟的火储调频领域，2019年10月广东湛江储能调频项目（规模为21MW/10.5MWh）参与投标价格最低为6.53元/Wh、最高为8.22元/Wh，而在今年9月开标的广东同一储能调频项目，参与投标的六家企业给出的单价最低为5.75元/Wh、最高为7.59元/Wh，较去年下降了约10%左右。另外，最近开始招标的某储能调频项目最高限价约5.14元/Wh，相较一年前的中标价格也降了21.29%。

　“储能行业目前还处于‘发芽阶段’，尤其在‘新能源+储能’应用场景方面，还是依靠政府强力推动新能源必须配套储能。低价策略可以降低一部分新能源厂家配套成本，增强新能源厂家接受度。”梧桐树新能源新材料基金投资总监张大鹏表示。

　　成本下降得益于锂电大发展

　　据记者了解，储能成本下降的主要原因在于电池技术的飞速发展。

　　张大鹏认为，电池成本仍有下降空间，而与之密切相关的储能成本也会继续下探。“彭博新能源财经(BNEF)数据显示，2019年电动汽车动力电池每千瓦时成本约为156美元，较2010年每千瓦时1100美元的成本下降了85%。随着锂电池行业的进一步规模化发展，未来在上游原材料价格不发生大波动的前提下，电池成本预计还会有20-30%的下降空间。”

　　国网能源院新能源所高级工程师胡静表示，以锂离子电池为代表的电化学储能成本的大规模下降，主要是由于动力电池产业链的日趋成熟。新能源汽车的需求加速增长，带来了动力电池企业产能的不断扩张，从而也带动了储能领域锂电池价格的快速下降。除电池成本外，电池外系统成本也在不同程度地下降，这与国外储能市场的拓展，以及国内多省份新能源配储能项目的增加也有一定关系。2012-2018年，电池本体成本年均下降15%，储能项目土建等其它成本年均下降25%。

　　降本诱发产品质量安全风险

　　但据胡静介绍，储能成本下降、市场进一步发展繁荣的背后，还存在着一些安全隐患。“比如，新能源场站如果仅是为了满足储能配置的要求，就有可能选购低价劣质储能产品，一方面不能真正发挥储能的调节作用，另一方面也具有安全隐患。”

　“从储能行业过去发生的多起安全事故来看，安全性一直都是影响行业发展的重要因素，使用廉价劣质产品会给项目方带来严重安全隐患。”张大鹏指出，大型储能企业可能希望通过降低短期产品盈利水平，从而达到扩大出货量的目的，同时还可以增加项目交付经验，为后期储能市场的发展打基础。

　“但须注意的风险是，如果不具备生产管控或相应实力的中小厂家也进入储能降价的价格战中，就有可能造成劣质产品进入市场，搅浑市场，一旦发生事故会对行业整体发展造成恶劣影响。储能成本快速下降，但安全监测要提升标准，储能厂家还需继续严格把控储能产品的性能、质量等，确保项目投运效果符合预期标准。”张大鹏说。

12月14日，A股光伏板块表现强劲。截至当日收盘，光伏指数整体上涨3.59%，光伏玻璃指数上涨4.91%，金晶科技涨停，福莱特上涨6.64%，光伏屋顶指数上涨4.53%，晶澳科技、福斯特涨幅均超过7%。

光伏行业在A股市场的强劲表现与行业日益显现的确定性有关。在日前举行的气候雄心峰会上，中方进一步宣布：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。

在研究机构看来，受益于中国的这一表态，光伏行业成长空间已经打开，将迎来快速发展期。东北证券指出，此次表态是继碳中和目标后，为未来落实该目标的具体举措指引。今年4月，《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》中提到，力争在2030年非化石能源消费占比20%的战略目标。此次目标指引提升至25%，并且明确风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。该机构测算，预计2021年至2030年国内光伏、风电年均新增装机容量将分别达127GW、48GW，年均复合增长将分别达17.95%、10.16%，行业驶入发展快车道。

国金证券研究则指出，本次中方明确2030年非化石能源消费占比达到25%的表态符合市场预期，但对新能源产业来说仍然是一剂强力的定心丸。对于2030年风光总装机量达到12亿千瓦以上，参考“十三五”太阳能规划中制定的光伏装机目标为105GW以上，而实际到今年底的完成规模预计超过240GW。从目前的行业实际发展情况来看，这一目标有可能在“十四五”期间就实现，而2030年的累计风光装机则可能超过20亿千瓦。

在12月10日举行的2020年中国光伏行业年度大会上，国家能源局领导表示，国家发展改革委、国家能源局正在测算“十四五”“十五五”时期新能源的发展目标。从目前的情况来看，“十四五”新增光伏发电装机规模需求将远高于“十三五”。中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华预测，到2025年，可再生能源在新增发电装机中占比将达到95%，光伏在所有可再生能源新增装机中占比将达到60%。

东北证券数据显示，过去十年可再生能源成本快速下降，2010年至2019年全球范围内光伏发电、光热发电、陆上风电和海上风电项目加权平均成本分别下降了82%、47%、39%和29%，其中光伏发电降本最为显著。同时，全球光伏中标电价屡创新低，在众多国家已成为最具竞争力的电力产品，逐步迈向平价时代。

“我们一直在呼吁，希望行业内部可以统一组件尺寸，这样不仅可以减少因适配不同组件尺寸而带来的材料浪费，优化供给，还可以方便下游企业，降低技术方案比选的工作量，避免安装时出现误装、错装，便于运维管理。”在日前举行的一次行业交流活动上，记者刚提及组件尺寸不一的现状，一位不愿具名的业内专家便急切表示，“可惜，近年来组件尺寸规格越来越多，而截至目前，市场还没有做出一个最合理的选择。”

2019年以来，硅片尺寸的升级进程不断提速。当前，市场上硅片尺寸包括156毫米、158毫米、166毫米、182毫米、185毫米、210毫米等。在“尺寸之争”愈演愈烈的情况下，组件的标准化正在成为影响整个产业发展的关键因素。

“多样性”引发适配难题

在中国光伏行业协会副秘书长刘译阳看来，组件尺寸的不统一将造成整个产业链上下游成本上升，还会增加终端电站设计成本、供货风险。

由于光伏产业链是一条从上到下的垂直链条，“牵一发而动全身”，组件尺寸不统一的情况下，不同规格的组件要选用不同规格的硅片、电池片，而边框、玻璃等辅材也需要按照不同尺寸适配。“为了满足不同尺寸组件，上游企业和辅料供应商需要切换生产线，一方面产能损失将有所提高，另一方面还会增加库存成本。”东方日升全球市场总监庄英宏告诉记者。

一旦某种材料供应紧张，组件尺寸的不统一将促使供应问题加剧。今年第三季度以来，光伏玻璃一直处于供应短缺周期，其价格从24元/平方米一路飙升至目前的42元/平方米，涨幅超75%。

天合光能全球产品战略和市场负责人张映斌表示：“玻璃本来在不同组件厂之间就不能通用，玻璃企业一直面临库存压力大且成本较高的问题。组件尺寸的多样化将使大量玻璃因不同尺寸产品规格切换而损失，供应链匹配度低还将增加直接成本和隐性成本。如果材料吃紧，玻璃的供应和交付能力不足的问题将更加突出。”

此外，组件尺寸不同对下游电站适配也是很大问题。为了适配不同尺寸组件的电气、载荷性能参数，支架、逆变器厂商要匹配及研发不同产品。这让寻找价值最大化的“标准化组件”势在必行。

在日前举办的2020年中国光伏行业年度大会上，业内人士也就此问题进行了激烈讨论。阿特斯阳光电力集团高级副总裁张光春认为，“尺寸标准化后，硅片、电池片厂商不仅可以大幅减少库存，也不用再去考虑多种产品兼容的复杂设备，有利于提升产能利用率，促进成本的节约、技术进步和质量提升。”

大尺寸是发展趋势

刘译阳赋予了组件尺寸标准化更大的意义。“组件尺寸标准化是实现全面平价的必要路径，是中国光伏行业可持续发展的重要推动力量，是进一步奠定中国光伏行业世界第一的基础。”

降低度电成本一直是光伏产业的主旋律，在高功率的发展趋势下，硅片尺寸从166毫米到210毫米，都被市场称为“大尺寸组件”。那么，哪一个规格才是实现标准化的最佳选择？

国泰君安证券研究所电新团队认为，从“兄弟产业”半导体的发展脉络来看，由于硅片尺寸增加可以显著降低半导体芯片的生产成本，尺寸不断变大已成必然趋势。目前，半导体行业尺寸正从8英寸向12英寸加速转型。而不断变化的光伏硅片尺寸其实是源自半导体硅片，在12英寸晶体成功研发后，对应产出的最大硅片尺寸即210毫米，这将有助于行业在未来2—3年成本下降。

不过，也有观点认为，虽然硅片尺寸增大是未来的发展趋势，但是，如果要更经济地在全行业成本最低的情况下增大硅片尺寸，就要把握好节奏。目前来看，210毫米硅片的规模化应用，尚需一段时间的磨合。

11月底，天合光能、东方日升、中环股份、通威股份、阿特斯等八家光伏公司联名倡议，推进光伏行业210毫米硅片及组件尺寸标准化，“在210-220mm尺寸范围内，选择SEMI标准中确定的硅片尺寸：210+/-0.25mm作为唯一尺寸，同时依照该硅片尺寸修订SEMI以及光伏行业协会已有的组件尺寸标准。”

今年6月，也曾有七家光伏企业通过联名信的方式，建议建立几何尺寸为182mm×182mm的硅片标准。

在产业内部看来，硅片及组件尺寸的标准化不仅将缓解上述产业链供应难题，解决上下游适配、协同问题，还将推动高功率组件的应用、普及，进一步促进度电成本下降。

市场将做出最终决定

截至目前，158毫米组件和166毫米组件仍然是主流产品，大尺寸组件的出货率还处于攀升期，市场的最终选择尚需时间检验。

但随着“尺寸之争”愈演愈烈，产业内部开始担心不同规格的组件产品“鱼龙混杂”，或将对产业的发展造成消极影响。

对此，刘译阳认为，近十年来，光伏硅片和组件尺寸从125毫米到156毫米再到如今的210毫米，规格迭代从未停止。每一次硅片尺寸的升级都会遇到组件标准化的问题。

国泰君安证券研究所电新团队则指出，硅片尺寸的换代是由成本决定的。一旦新一代大硅片的成本优于上一代硅片，换代升级就会迅速完成。

“与其说‘鱼龙混杂’，不如说‘百花齐放’。组件尺寸本来就是‘分久必合，合久必分’的过程。只要一种尺寸产品经过了市场的考验，那么就会成为新一代主流尺寸，就如同此前的156毫米组件一样。”上述业内专家向记者表示。

在业内看来，二氧化碳排放力争2030年前达峰、努力争取2060年前实现碳中和目标的提出，将促使我国能源结构向清洁低碳化加速转型。同时，预计2021年我国光伏将全面进入平价时代，“十四五”期间全国光伏发电年平均新增装机规模有望达到70吉瓦以上。

晶澳科技执行总裁牛新伟认为，光伏产业要抓住未来发展机遇，而光伏组件尺寸标准化正是业内企业对产品技术的积极探索。随着平价时代的来临，光伏将继续发挥在新能源中的重要作用，为我国能源转型贡献力量。

据悉，根据行业发展最新趋势，为吸纳166毫米、182毫米和210毫米电池片封装的组件产品，中国光伏行业协会2018年正式立项对组件标准进行修订，预计将于今年底正式对外征求意见，并于2021年上半年发布。

国家主席习近平12日在气候雄心峰会上通过视频发表题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，宣布中国国家自主贡献一系列新举措。

习近平提到：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。

习近平强调，5年前，各国领导人以最大的政治决心和智慧推动达成应对气候变化《巴黎协定》。5年来，《巴黎协定》进入实施阶段，得到国际社会广泛支持和参与。当前，国际格局加速演变，新冠肺炎疫情触发对人与自然关系的深刻反思，全球气候治理的未来更受关注。

习近平提出3点倡议：

第一，团结一心，开创合作共赢的气候治理新局面。在气候变化挑战面前，人类命运与共。中方欢迎各国支持《巴黎协定》、为应对气候变化作出更大贡献。

第二，提振雄心，形成各尽所能的气候治理新体系。各国应该遵循共同但有区别的责任原则，根据国情和能力，最大程度强化行动。发达国家要切实加大向发展中国家提供资金、技术、能力建设支持。

第三，增强信心，坚持绿色复苏的气候治理新思路。大力倡导绿色低碳的生产生活方式，从绿色发展中寻找发展的机遇和动力。

习近平强调，中国为达成应对气候变化《巴黎协定》作出重要贡献，是落实《巴黎协定》的积极践行者。中方已经宣布将提高国家自主贡献力度，我愿进一步宣布：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。中国历来重信守诺，将以新发展理念为引领，在推动高质量发展中促进经济社会发展全面绿色转型，脚踏实地落实上述目标，为全球应对气候变化作出更大贡献。

习近平最后强调，“天不言而四时行，地不语而百物生。”地球是人类共同的、唯一的家园。让我们继往开来、并肩前行，助力《巴黎协定》行稳致远，开启全球应对气候变化新征程！

气候雄心峰会由联合国及有关国家倡议举办，旨在纪念《巴黎协定》达成五周年，进一步动员国际社会强化气候行动，推进多边进程。

国家不再发布可再生能源电价附加补助目录，而由电网企业确定并定期公布符合条件的可再生能源发电补贴项目清单。

财政部强调，各单位要按照要求，按照项目全容量并网时间先后顺序，成熟一批，公布一批，尽快完成补贴清单的公布。

日前，财政部出台一系列促进可再生能源发展政策，加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作，并提前下达2021年可再生能源电价附加补助资金预算。

按照财政部等三部门在今年年初联合发布的促进非水可再生能源发电健康发展文件的要求，国家不再发布可再生能源电价附加补助目录，而由电网企业确定并定期公布符合条件的可再生能源发电补贴项目清单。此次财政部专门发布《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》，明确要加快推进相关工作，抓紧审核存量项目信息，分批纳入补贴清单。

“随着国家支持可再生能源行业的发展，可再生能源相关行业不断发展壮大，截至2019年底，全国累计风电装机2.1亿千瓦，光伏发电2亿千瓦，生物质发电2254万千瓦，这为实现2020年我国非化石能源占一次能源消费总量比重的15%目标提供了有力支撑，但要实现这一目标，还需要财政政策适度支持。”中国财政科学研究院资源环境研究中心主任陈少强表示。

财政部要求，纳入补贴清单的可再生能源发电项目需满足以下条件：符合我国可再生能源发展相关规划的陆上风电、海上风电、集中式光伏电站、非自然人分布式光伏发电、光热发电、地热发电、生物质发电等项目。所有项目应于2006年及以后年度按规定完成核准(备案)手续，并已全部容量完成并网。

同时，项目要符合国家能源主管部门要求，按照规模管理的需要纳入年度建设规模管理范围，生物质发电项目需纳入国家或省级规划，农林生物质发电项目应符合《农林生物质发电项目防治掺煤监督管理指导意见》要求。其中，2019年光伏新增项目，2020年光伏、风电和生物质发电新增项目需满足国家能源主管部门出台的新增项目管理办法。

此外，项目必须符合国家可再生能源价格政策，上网电价已获得价格主管部门批复。

财政部明确，补贴清单由电网企业公布，具体流程包括项目初审、省级主管部门确认、项目复核、公示和公布。

电网企业将复核后符合条件的项目形成补贴项目清单，并在网站上进行公示。公示期满后，国家电网、南方电网正式对外公布各自经营范围内的补贴清单，并将公布结果报送财政部、国家发展改革委和国家能源局。地方独立电网需报送所在地省级财政、价格、能源主管部门确认后，再公布经营范围内的补贴清单。

财政部强调，各单位要按照要求，按照项目全容量并网时间先后顺序，成熟一批，公布一批，尽快完成补贴清单的公布。

同时，财政部近日发布《关于提前下达2021年可再生能源电价附加补助资金预算的通知》，拨付2021年度可再生能源电价附加补助资金59.5419亿元。财政部要求，有关省市财政部门应严格按照预算管理要求，尽快将补贴资金拨付至电网企业或公共可再生能源独立电力系统项目企业;电网企业应严格按照资金管理办法，将补贴资金拨付至已纳入可再生能源发电补助项目清单范围的发电项目。

对于补贴政策发展趋势，陈少强认为，当前，我国风电、光伏发电等可再生能源发电技术水平不断提升，成本持续下降，已具备和传统能源竞争的基础，逐步成为我国能源结构转型的重要力量，“从中长期来看，我国可再生能源面临政策逐步退坡的趋势”。

例如，根据上述财政部等三部门年初发布的文件，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准(备案)并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

“国家可再生能源财政补贴政策的调整、完善，要体现国际通行做法、可再生能源发展趋势等因素。”陈少强说。

初步预计，今年中国光伏新增装机为3500万千瓦，将持续八年保持全球第一；累计装机将达2.4亿千瓦，将超越风电成为国内第三大电源。

这是国家能源局新能源司副司长任育之12月10日在2020年中国光伏行业年度大会上透露的信息。他介绍说，国家发展改革委、国家能源局正在测算“十四五”“十五五”时期新能源的发展目标。从目前的情况来看，“十四五”新增光伏发电装机规模需求将远高于“十三五”。

中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华预测，到2025年，可再生能源在新增发电装机中占比将达到95%，光伏在所有可再生能源新增装机中占比将达到60%。“十四五”一般预计国内年均光伏新增装机规模是70GW，乐观预计国内年均光伏新增装机规模是90GW。

据透露，目前“十四五”光伏系列新政正在酝酿。其中包括，考虑在三北、西南布局多个千万千瓦级的新能源基地，在各地推动建设一批百万千瓦级的光伏发电平价基地，推进一批“光伏+储能”、光伏制氢、光伏直供等新产业新业态示范项目建设。

按照国家发展改革委、国家能源局2016年底发布的《能源发展“十三五”规划》，到2020年太阳能发电规模达1.1亿千瓦以上。实际的发展已远超预期，截至2019年底，我国光伏发电累计装机已超过2亿千瓦。中国光伏新增装机已连续七年全球第一，光伏累计装机已连续五年全球第一，并基本实现全产业链国产化。

任育之指出，全国大部分地区的光伏发电都具备了平价上网的条件。但是“十四五”期间，光伏发电仍需要破解如何继续以较快速度扩大规模、如何融入电力系统、如何成功参与电力市场等问题。

对此，他建议首先要持续推动光伏发电技术进步。“十四五”期间光伏发展将从补贴驱动转为创新驱动，鼓励企业以更大力度推动光伏技术进步和产业升级，加大光伏零部件制造技术的补短板力度，加大与光伏密切相关的储能、智能电网、智能控制的研发力度。

其次是推动发电成本下降。据透露，目前，国家能源局正在谋划“十四五”期间新能源发展布局、基地示范工程行动计划，考虑在三北、西南布局多个千万千瓦级的新能源基地，在各地推动建设一批百万千瓦级的光伏发电平价基地，还要推动屋顶和地面分布式光伏发电的建设，使分布式光伏规模实现跨越式发展，从而以超大市场规模支持国内光伏发电成本的持续下降。

任育之还建议不断拓宽应用场景，创新商业模式。据透露，“十四五”期间将推进一批示范项目建设，推动“光伏+储能”、光伏制氢、光伏直供等新产业新业态，并实施一批行动计划，促进光伏发电多点开花。

新增装机已连续8年全球第一的中国光伏行业，未来5年还要继续爆发式增长。

　　这是昨天中国光伏行业协会在义乌召开的“2020中国光伏行业年度大会”上传出的最新信息。协会副理事长兼秘书长王勃华在会上表示，根据中国“碳达峰”和“碳中和”的目标，一般预计“十四五”期间国内年均新增光伏装机规模可达70吉瓦，乐观预计的规模将达到90吉瓦。

　　此前，业内曾预期“十四五”光伏新增装机容量达250吉瓦，年均50吉瓦以上。显然，上述最新的预估数字已大大超出预期。

　　中国已基本实现发电侧平价上网

　　据王勃华介绍，过去5年光伏4个主要环节——多晶硅、硅片、电池片、组件，全都实现翻倍增长。其中硅片增长最多，超过了2倍，电池片增长也接近两倍。

　　在应用市场方面，到今年底预计国内累计装机将达240吉瓦。“这是什么概念？相当于我们上一个5年末的5.6倍。预计今年新增装机40吉瓦，将增长32.9%。”

　　而出口方面也保持了非常良好的发展态势，预计“十三五”要超过800亿美元。这其中有两个特点：一是硅料的进口比例在快速下降；二是随着海外市场分散度的提高，企业在海外的抗冲击能力在加强，稳定度在提升。

　　最后是技术方面，他表示，中国光伏技术的特点就是日新月异，每个环节都在变化，迭代速度非常快。

　　“应该说，到目前为止，我们拥有全球最好的有利于光伏发展的政策环境。”王勃华如是解释行业近年来快速发展的原因。

　　他表示，随着应用端政策一年年推出，补贴水平在逐年下降。发展到现在，中国已基本实现了发电侧的平价上网。这其中，政策起到很大的作用。

　　“十四五”装机目标有望大幅提高

　　展望行业未来，王勃华引用了IEA（国际能源署）的分析称，从2019年到2025年，可再生能源将要满足99%的全球电力需求增量。到2025年，光伏在所有可再生能源新增装机里占比将达60%，而整个可再生能源在新增装机里占比要达到95%。

　　“这个95%乘以60%，是相当大的比例。”王勃华说，可再生能源将会成为全球发电量的最大主体。尽管今年全球发电市场有所收缩，但可再生能源占比仍在提高，预计将达27%，到2025年可能达到33%。

　　他表示，协会对行业“十四五”的发展比较乐观。因为全球对可再生能源、光伏发展的重视程度正在快速提升，尤其是最近几个月。即使今年疫情严重，全球投资者对可再生能源的投资热情不减。预计一般情况下，到2025年，全球年均新增装机会达到200多吉瓦。

　　“至于中国，国家能源局在规划方面已做了很多工作。但根据2030年和2060年的‘碳达峰’‘碳中和’目标，现在不说推倒重来吧，至少要重新考虑。换句话说，就是要大踏步提高。”王勃华表示，按照协会专家的分析倒推，如果中国2020年非化石能源占比要达到20%这个目标的话，国家给光伏的任务平均下来每年就要装机70吉瓦左右，整个“十四五”需要350吉瓦。在更乐观的情况下，需要每年新增装机90吉瓦。

　　国家能源局新能源司副司长任育之也在会上表示，从目前的发展情况看，“十四五”的新增光伏发电装机规模将远高于“十三五”。

　　一大批光伏项目、政策规划在路上

　　另据任育之透露，目前能源局正在谋划“十四五”期间新能源发展布局、基地、示范工程、行动计划等，考虑在三北、西南布局多个千万千瓦级的新能源基地，在各地推动建设一批百万千瓦级的光伏发电平价基地，还要推动屋顶和地面分布式光伏发电的建设，使分布式光伏规模实现跨越式发展，从而以超大市场规模支持国内光伏发电成本的持续下降。

　　他同时表示，“十四五”期间将推进一批示范项目建设，推动“光伏+储能”、光伏制氢、光伏直供等新产业新业态，并实施一批行动计划，促进光伏发电多点开花。

　　商务部贸易救济调查局副局长李勰在会上对光伏企业提出三点建议：一是加大风险防控，提高发展的确定性；二是加强企业合作，不要相互拆台；三是需要企业家精神。“需要有企业家在行业遇到危机时挺身而出，带领自己的企业和更多企业积极应对，度过严冬，等到春暖花开。”

日前，山东省能源局发布《关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知》，称2021年电力用户市场准入条件维持2020年标准不变。2021年，全省电力市场化用户用电规模约1900亿千瓦时。

　　上述《通知》称，将积极推进地方公用燃煤热电联产机组进入市场、有序放开集中式新能源发电机组进入市场。2021年起，鼓励具备条件的集中式新能源发电企业进入电力市场参与交易，签订市场交易合同的新能源企业在电网调峰困难时段优先消纳。电力现货市场连续结算试运行前，新能源发电企业按照自愿原则与售电公司、批发用户签订中长期交易合同；电力现货市场连续结算试运行期间，新能源发电企业按照我省电力现货市场交易规则参与电力现货市场交易。

　　按照2020年全省市场电量规模测算，2021年售电公司、批发用户最低需消纳的非水可再生能源电量约270亿千瓦时。同时，严格零售市场管理，与两个及以上售电公司签订并提交代理协议的用户，取消其2021年市场交易资格，计入电力市场信用记录。

尽管受新冠肺炎疫情影响，但全球能源转型力度不减，推进绿色低碳发展的潮流没有改变。多个国家和组织均提出绿色复苏相关计划与倡议，以绿色发展引领经济复苏。

“‘一带一路’相关国家可再生能源丰富，但现阶段对传统化石能源依赖比较严重，能源转型压力仍然较大。许多国家将大力发展可再生能源视为实现能源可持续发展的根本路径，但由于资金不足、装备制造技术薄弱、专业技术人才欠缺等，发展进程较慢。”12月3日举行的第二届“一带一路”能源合作伙伴关系论坛上，国家能源局副局长林山青表示，中国将通过技术支持、能力建设、咨询服务等方式，助力“一带一路”相关国家发展清洁能源产业。

记者了解到，面对新冠肺炎疫情的影响，多个国家和组织已提出绿色复苏相关计划与倡议，以绿色发展引领经济复苏成为国际共识。“尽管世界还面临不稳定、不确定因素，全球能源结构加速转型、推进绿色低碳发展的潮流没有改变，能源领域加强多边合作、共同应对挑战的方向没有改变，各国人民对实现人人享有可持续能源的美好愿望没有改变。”林青山称。

可再生能源年均投资超20亿美元

截至10月，中国的清洁能源发电装机量为8.7亿千瓦，占总装机容量的比重超过41%，水电、风电、太阳能发电规模均为世界最大，已建成全球规模最大的清洁能源电力系统。在“一带一路”沿线国家，一批绿色、低碳、可持续的合作项目持续推进。

国家能源局国际司相关负责人表示，目前，中国在“一带一路”相关国家可再生能源项目的投资额，每年均维持在20亿美元以上，总体呈增长态势。“随着全球能源转型加速发展，我们将在绿色能源投资领域，加强与‘一带一路’沿线国家的合作。”

作为欧洲最早加入“一带一路”能源合作伙伴关系的国家，马耳他是其中代表。“过去，我们的电厂依靠柴油发电，设施老旧、技术落后，不但效率低，还常常掉线。燃烧柴油及其他化石能源，既不清洁环保，价格也高。”马耳他驻华大使卓嘉鹰表示，通过与中国上海电力合作，马耳他用上了清洁电力。“天然气发电效率更高，二氧化碳等排放却比柴油低得多。我们还在计划发展海上光伏、风电，以此提供可负担的清洁电力。”

林青山表示，疫情发生后，中国坚持把发展清洁能源作为促进能源经济复苏的重要抓手，大力引导风电、光伏行业扩大投资，绿色能源结构不断优化。根据各国实现包容性复苏的需求，中国将进一步围绕能源转型和绿色能源等领域，推动建成一批经济效益好、示范效益强的最佳实践项目。

就业岗位未来10年将翻番

记者了解到，在绿色复苏进程中，“碳减排”成为多国关注的焦点，清洁能源发展更受重视。

“今年，阿尔及利亚制定了能源转型战略，目的就是要引入最先进、最务实的可再生能源项目，提供可持续的能源方案，解决环境挑战。”阿尔及利亚驻华大使艾哈桑·布哈利法介绍，当地日照时数可达3200小时/年，未来将重点关注高效照明、太阳能热水器、建筑等清洁能源利用领域。到2024年，力争实现可再生能源装机容量4000兆瓦；到2035年，进一步提升到1.5万兆瓦。“为促进合作，我们出台了一系列新措施，包括建立外商投资框架、减少投资审批等。”

匈牙利驻华使馆公使戴彼得介绍，基于欧盟设定到2050年实现温室气体净零排放的目标，匈牙利将碳减排上升为国家政策，并在今年6月制定相关规划。“电力行业转型是核心，计划到2030年，90%的电力供应实现脱碳。发展清洁能源，不仅是疫情后经济复苏的重要组成部分，也是匈牙利和中国等其他国家合作的公约数。”

国际可再生能源署知识、政策与金融中心主任拉比娅·法鲁基进一步称，到2030年，可再生能源占全球发电装机的比重将大幅增加，带动大量投资与就业机会。“除了可再生能源项目，还将对能源体系、能效水平、基础设施等进行投资。2020-2030年，总投资预计将达到49万亿，每年投资额约在4.5万亿，相当于2019年的5倍。在可再生能源领域，未来10年将新增加1倍的就业机会，仅光伏一个行业就将创造约1200万个岗位。”

进一步实现金融与技术的紧密结合

面对投资热潮，多位专家也发出提醒。“能源项目投资规模较大，5-10年内往往难以收回成本，因此伴随着资产搁置等风险。包括可再生能源项目在内，投资者必须谨慎，考虑项目全生命周期内的回报。”联合国开发计划署亚太区首席经济学家郝博霖表示，只有通过合作才能扩大能源的可及性，避免市场失灵。

阿尔及利亚驻华使馆商务参赞思迈乐·哈乐发卫认为，各国仍需加强可再生能源技术与金融的深度融合。“金融机构要加强对绿色能源产品及解决方案的了解，构建绿色多元、风险可控的绿色产业投融资体系。产业方也要致力于稳定高效的清洁能源解决方案，进一步提升技术的经济性和稳定性。通过金融和技术紧密结合，共同促进能源绿色转型。”

“相比传统电力，可再生能源项目金融属性更强，但目前，融资层面仍面临三个问题。”中国电力建设股份有限公司海外事业部副总经理陈观福指出，一是规划引领不够导致消纳问题突出，项目投产后难达预期，影响金融机构投资评估；二是部分新能源财政补贴滞后，投资商面临较大资金压力；三是模式匹配不强，不少国家仍参照传统电力项目的风险评估体系，融资条件苛刻、融资成本偏高，在一定程度上抑制了新能源项目的开发。

陈观福建议，进一步加大对新能源项目的支持，让其能够区别于传统电力项目，发挥更强竞争力。针对自身特点，调整金融机构对新能源项目的风险评估体系，并创新商业模式，简化融资流程，提升融资审批效率，降低融资成本，由此提升“一带一路”沿线国家绿色能源项目的可行性。