山东是能源生产和消费大省，长期以来，受资源禀赋影响，能源产业结构偏煤偏重。近年来，山东坚持把“发展绿色能源，助力动能转换”作为核心任务，聚焦可再生能源、核电、外电入鲁、天然气“四大板块”做加法，突出煤电、煤炭“两大行业”做减法，为能源结构“降压减负”,取得显著成效。截至10月底，全省新能源和可再生能源装机达4216万千瓦，同比增长21.1%，占电力总装机的28.7%；其中光伏和生物质发电居全国第一、风电居全国第四。

随着新能源装机和省外来电规模不断扩大，全省电网调峰任务和压力日趋严峻，亟需增加调峰资源、丰富调峰手段、提升调节能力。山东省坚持问题导向，在加快推进新能源和可再生能源持续发展的同时，把储能作为补齐电力短板重要抓手，积极探索储能发展新路径，促进新能源消纳以及坚强电网和智慧能源建设。 今年9月，全国首个利用退运电池建设的独立储能电站-莱芜口镇综能储能电站正式投运，省能源局能源节约与科技装备处负责人说，“目前，全省依托新能源场站，已建成4个电化学储能项目”。

论坛上，国家能源局科技司有关负责人，以及14位储能领域专家代表围绕国内外储能产业发展现状、市场前景、运维模式、技术路线等发表主旨演讲；同时，结合山东能源实际，就加快储能发展路径和模式展开深入研讨，为全省创新储能应用、推动产业健康发展建言献策。

据山东省能源局相关负责人介绍，下一步全省将以此次论坛为契机，高标定位、统筹谋划、科学布局、积极创新，加快研究出台相关政策，“十四五”期间尽快形成符合山东实际的储能技术路径，构建起清洁能源增长、消纳、储能协调有序发展新机制，为全国储能及相关产业发展贡献“山东方案”。

国家能源集团

国家能源集团全称国家能源投资集团有限责任公司，电力总装机2.38亿千瓦，其中火力发电总装机1.8 亿千瓦，占全国火电总装机的15.8%，还拥有装机规模可观的风电、光伏等可再生能源，风电装机规模世界第一，在可再生能源消纳、电力辅助服务、电能质量管理、微网和安全备用电源等领域储能需求量大，储能技术广泛应用于集团各个主业。

国家能源集团旗下的低碳清洁能源研究院(NICE)，主要做清洁能源及相关领域先进技术的开发工作，在全钒液流电池、退役动力电池梯次利用、氢能等领域均有参与。

2019年9月，国家能源集团山东风力能源有限公司向拟采购供应商山东电力工程咨询院有限公司、发布了山东电化学储能项目初步可行性研究报告编制采购询价公告，采购预算30万元。

2019年10月，山东发展投资集团国家电力投资集团、国家能源集团联合组建山东绿色能源投资有限公司，旨在通过大力发展核电、风电、外电入鲁、光伏、智能电网及储能等新能源产业，参与新能源重大工程建设。

2019年10月，国家能源集团曾发布福建莆田风电场二期配套储能项目评估单一来源采购公告。

2019年底，国家能源集团的低碳院发布招标，拟采购三套10kW/33kWh全钒液流电池储能模块，分别应用于广东省佛山市顺德区大良工业园区的30kW/100kWh全钒液流电池+66kWp光伏组成的光储微网系统，目的为低碳院液流电池电堆在实际应用场景下示范运行、液流电池技术应用验证、商业化的全钒液流电池储能技术作为示范验证对比和。

2020年2月，国家能源集团子公司国电电力内蒙古新能源开发有限公司在内蒙古包头签署《红泥井百万千瓦清洁能源基地项目框架协议书》，拟总投资约140亿元，开发建设规模容量为1000MW-2000MW的风光储一体化清洁能源示范项目。

2020年，7月15日，国家能源集团召开上半年经济活动分析会，表示要持续加大氢能、超大型海上风电、储能、分布式能源等战略新兴产业科技投入

国家电投

国家电力投资集团有限公司，简称国家电投，是全国唯一同时拥有水电、火电、核电、新能源资产的综合能源企业集团。截至2019年末国家电投总装机规模达1.51亿千瓦，清洁能源装机占比50.5%、已成为国家电投集团的主要利润来源，且国家电投的清洁能源装机占比在五大电力集团中位居首位。

旗下黄河水电已在青海共和建成光伏储能项目，茶卡地区风电储能项目，为海南州水光风储多能互补清洁能源基地建设提供支撑。国家电投还在珠海横琴热电厂开展储能黑启动项目，据报道该项目是世界首例采用储能系统实现F级燃机黑启动、国内首例燃机储能调频的项目。

2019年9月，国家电投已成立了储能技术研究中心。

2019年11月5日，国家电投中央研究院自主研发的首个31.25kW铁-铬液流电池电堆“容和一号”成功下线，报道称铁-铬液流电池储能技术是解决大规模新能源发电并网所带来的问题和提升电网对其接纳能力的重要措施。

4月1日，国家电投以国核电力规划设计研究院有限公司为基础，组建综合智慧能源科技公司，作为全集团的综合智慧能源产业发展平台。下一步，综合智慧能源科技公司发挥自身核能、新能源、电网、火电、氢能、储能等多能源品种技术经验、品牌优势，积极向交通、建筑、信息和军民融合等领域终端用户拓展。

4月10日，内蒙古乌兰察布市与内蒙古电力（集团）有限责任公司、国家电投集团内蒙古能源有限公司签署合作协议，三方将共同推进乌兰察布600万千瓦风电基地项目及配套汇集送出工程建设，并在在规划建设新的可再生能源项目和储能、氢能示范项目等方面加强合作。

4月13日，国家电投党组书记、董事长钱智民到国家电网总部拜会国家电网党组书记、董事长毛伟明，双方就贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，在网源协同发展、综合智慧能源开发、储能示范、氢能研发、国际化发展、市场营销等方面的合作进行深入交流，并达成共识。

2020年10月23日，国家电投安徽分公司投资建设的0.5MW / 3MWh窑河光储项目顺利并网运行。该项目是国家电投集团内首个渔光互补配套储能项目，由融和租赁控股的融和元储提供储能系统整体解决方案，成为华东地区最大高桩位水面光伏电站配套储能系统在运项目。

中国大唐集团

清洁能源在中国大唐电源结构中的比重逐年增加，目前已达到占总装机的33.65%。

2019年，辽宁大唐国际瓦房店风电场示范项目发布10MW/40MWh全钒液流电池储能项目招标，大连融科储能技术发展有限公司1.42亿元中标。

2019年12月2日，大唐集团正式注册成立智慧能源产业有限公司，主要营业范围包括分布式能源、综合能源服务、节能和储能技术开发投资等。这是传统五大电力集团中首家以智慧能源/综合能源命名注册成立的一级子公司。

2020年年初，山西大唐国际云冈热电公司与大同攸云企业管理有限公司签署山西省首座氢储能综合能源互补项目合作协议。该项目以云冈热电公司现有热电资源为基础，进行以氢为主的储能项目建设，充分消纳多余的热、电、风、光等能源，是集电网调峰、储能、绿色能源利用等为一体的综合能源互补项目。项目一期建设6×25MW分布式光伏电站、100MW风电电站，并配套建设150MW电极锅炉供热系统和10MW电解水制氢高压储氢系统；二期项目预计建设1000MW光伏发电站，配套建设50MW电解水制氢液态储氢系统。

4月3日，华润电力旗下华润智慧能源有限公司与大唐集团旗下大唐智慧能源产业有限公司在中国华润大厦签署战略合作协议，双方将就综合能源服务、多能互补、电储能、氢能、智能微网等方面开展合作。

中国华电集团

中国华电集团有限公司，清洁能源装机占比接近40%。华电集团有一例火电储能联合调频，位于山西沂州，于2019年6月底投运。

2019年3月19日，上海电气电站集团与华电新疆发电有限公司新能源分公司在新疆乌鲁木齐签订了100MWh储能合作框架协议。两家公司将在新疆对储能电站进行先行先试，充分利用双方的能力和资源，在后续的具体项目中合作好、沟通好、示范好，努力争取把示范项目变成新疆的标杆项目、样板工程。

2019年5月6日，中国华电董事长、党组书记温枢刚在集团会见比亚迪股份有限公司董事长王传福，双方就新能源汽车、轨道交通及新能源发展等话题进行了深入交流，中国华电希望双方加强沟通，不断开拓新合作领域，实现共同发展。

2019年10月，中国华电与里昂集团签约，专注中国、亚洲、澳洲储能市场开发。中国华电将通过其子公司中国华电科工集团有限公司作为EPC总承包方，在澳大利亚合作开发、收购、融资和建设集中式光伏储能电站项目。中国华电未来也会将里昂长时间的电池储能系统纳入其现有和未来的新项目中，确保未来可再生能源项目配置电池储能系统，以克服可再生能源发电不稳定的情况，减少能源消耗同时提高现有发电厂站的效率，为华电可再生能源项目在技术和商业上带来更大的效益。

2019年12月末，中国华电集团与甘肃张掖市签订张掖清洁能源基地建设战略合作协议，双方议定在张掖市规划建设张掖清洁能源基地，加快推进张掖光电、风电和储能等项目建设工作。

2020年10月27日，2.2GW光伏配置440MWh储能，华电山西朔州项目获集团批复

中国华能集团

在几大发电集团央企中，中国华能是相对比较拥护储能技术的一个。目前华能直接或间接参与的火电储能联合辅助调频项目数量多达15个，是全国拥有最多储能调频项目的发电企业。

2019年11月15日，中国华能集团有限公司与锡林郭勒盟行政公署签署战略合作框架协议，双方将在清洁能源基地建设等方面开展合作，构建风、光、煤、电、储一体化多能互补试验示范项目，打造具有国际一流水平的清洁绿色、安全高效能源示范基地，加快推进锡林郭勒盟现代能源经济建设。

2019年12月5日，由中国华能集团有限公司控股开发的英国门迪电池储能项目在英国正式开工。该项目是欧洲最大电池储能项目，国产率超80%，由中国华能与国新国际共同出资，由华能负责建设运营。

2019年12月，华能西安热工院青年创新团队首次提出屋顶光储型风电场“黑启动”技术路线，填补了新能源“黑启动”领域的技术空白，为新能源参与电网“黑启动”提供技术借鉴。

近期，在热门的新能源+储能的浪潮中，根据北极星储能网不完全统计，华能集团已经陆续发布了7例光伏、风电等新能源发电配置储能项目招标。

华润电力

华润集团是国内一家比较大的、多元化的企业集团，四小豪门之一的华润电力是华润旗下的香港上市公司，电力火电资产比较重。华润电力认为储能在电力系统当中一个比较好的调控手段，看中储能主要是给客户做能效管理、用能服务、节能降耗。目前已在旗下7个发电厂开展了储能调频项目，项目数量全国居高。

2019年10月31日，华润电力濉溪孙疃风电场50MW工程项目开工，项目配套建设10MW/10MWh储能系统。华润濉溪孙疃风电场是安徽省2019年重点建设项目，也是安徽省电网和华润电力首个风电储能项目。此后风电配套储能、尤其是安徽储能市场也由此拉开序幕。

近日，国家能源局批准实施了《光伏发电系统效能规范》，正式为容配比“松绑”。提高容配比将显著提高交流侧设备的满载时间以及设备利用率，进而降低度电成本，这对于即将到来的光伏电站全面平价无疑是意义重大的一个举措。但同时，在高容配比之下，全面平价后的光伏电站仍将面临众多挑战。

从电网的角度看，尤其是光照资源丰富但消纳能力又比较弱的西北地区，容配比的提高将加重弃光的风险。此外，随着装机规模的大幅提升，新能源在电力波动性方面带给电网的冲击也在与日俱增。

在全面平价与大规模发展的目标面前，这将是整个光伏产业必须解决的问题。事实上，地方政府与电网已经开始对这一问题提出了要求，2020年以来，包括山东、山西、新疆、内蒙古、安徽及西藏等十几个省份相继发文要求新能源电站配套储能系统。

随着行业的发展成熟，储能系统已经是成为行业公认的解决新能源波动性以及弃光问题的方案。此外，在光伏度电成本不断下降的趋势下，配套储能已经初步具备可行性。作为目前市场中主流的光储融合方案之一——直流耦合方案既能解决新能源的消纳又可以有效的吸收弃光、平滑出力曲线。

光伏电站的“小目标”：电网友好型电源

因为出力不稳定，新能源一直被电网端视为一种非常规电力形式，但在能源转型的大势所趋之下，解决波动性的问题并不能只依靠电网。从产业的发展角度，光伏发电也必须成为电网友好型电力，显然加装储能是当下最为有效的方案之一。

直流耦合方案是指储能系统接入直流侧（如下图），在这个方案中光伏逆变器需要预留储能接口。目前，以阳光电源为代表的国内主流逆变器供应商都推出了具备这一功能的系列产品。

图1：直流侧耦合简单示意图

据介绍，直流耦合方案在欧美、日本等高容配比和电力交易市场化的国家和地区，已经拥有成熟的应用和经验。

美国加州是采用直流耦合方案解决新能源电力波动性问题的典型案例。加州光照资源极为丰富，光伏是新能源的主要驱动力，该州计划到2030年电力的50%来自于新能源。

从下图可以看出，加州地区的能源结构带来的问题非常明显，下午三点钟开始，天然气电站需要在三个小时内爬升超10GW，峰值需求与新能源发电之间的时间不匹配，即鸭子曲线很严重。

阳光电源美洲区解决方案经理于恒解释道，在这个案例中，储能系统的能量搬移作用就十分明显，不仅利用峰谷电价的差异实现了光储融合的最佳经济性选择，也解决了鸭子曲线及电网波动性问题。

图2：加利福尼亚高渗透比的新能源带来的鸭子曲线问题

图3：新能源发电的波动性

据了解，目前美国市场可再生能源项目基本都是采用1.4及以上超配，大多采用直流耦合来解决弃光、鸭子曲线及电网波动性问题。

“从全球清洁能源市场来看，这将是未来光伏的发展方向”，于恒补充道，未来几年，美国的光储融合将更多地选择直流耦合方案，需要说明的是，在多个州抵税政策上，储能电池的电如果来自于光伏，会有很高的抵税比例，这也提高了光储方案应用的积极性。此外，当前美国的光伏地面电站已经全面采用了1500V系统，光储融合也必将带动储能1500V系统的应用。

光储融合：突破弃光瓶颈

除了波动性之外，高容配比之后，光伏电站发电量显著提高，弃光风险也随之加剧，尤其是在光照资源较好的地区，直流耦合不仅可以平抑光伏电力的波动性，也可以有效的解决弃光问题。

于恒解释道，从发电端来看，直流耦合系统可以解决弃光和限电问题，在白天吸收弃光或者限电损失的电，夜间或者调度需求时输送给电网，相较于光储交流耦合系统，可有效的提升光储耦合的经济性；并且随着国内容配比的放开，这部分优势会越来越明显。

以日本秋田大馆FIT(Feed-inTariff)电站为例，这是一个通过直流侧加装储能解决弃光和电网波动性的典型案例。据介绍，该项目获得FIT补贴的限定交流容量为49.5kW，直流侧安装350kW组件,超过7倍容配比设计。“为了提高售电收益，阳光电源为该电站配置1.1MWh储能系统，自动储存功率限制外的多余电量避免弃光，实现电站24小时持续售电，最大化提升项目经济收益。

事实上，阳光电源的直流侧耦合方案的国内案例也早有应用。四年前，受限电困扰，甘肃金昌某100MW光伏电站决定采用“光伏+储能”的形式建设，阳光电源为此项目提供了1MW/1.1MWh的储能成套系统，旨在限电问题上进行相关分析，积累数据和经验，为后续储能其他应用方向做好铺垫。

据介绍，阳光电源新推出的直流耦合方案，在电力电子端和控制算法做了创新，光伏逆变器可以做双向的充放电应用，同时阳光电源也是目前国内唯一一家可以提供双向充放光储方案的逆变器企业。

“白天电池板通过光伏逆变器对电网发电，多余的能量通过DC-DC对电池充电；当光伏电池板发电功率不足，储能电池可以经由DC-DC放电去补充；夜间光伏逆变器还可以做双向逆变应用，储能电池经过DC-DC充放电进行峰谷调节、电网支撑等”，于恒解释称，简单来说就是白天可以做光伏消纳，傍晚6点到10点持续满足市民用电需求，在深夜到清晨这段时间做调峰和吸纳风电等能源的作用。

图4.阳光电源新推出的直流耦合方案

2060年碳中和的大目标下，以光伏、风电为代表的可再生能源将承担起能源转型的大任，而上述提到的波动性与弃光等问题也是行业层面必须要面对的。与此同时，尽管不少地区纷纷出台相关政策要求新能源加装储能，但是目前由于缺乏相关的标准和规范，各地的方案设计及实现方式参差不齐。

光储发展仍需政策层面尽快明确相关的技术标准与发展模式，推动可再生能源电力成为电网友好型电源。作为国内最早涉足储能领域的企业之一，阳光电源国内外储能应用经验非常丰富，不管是直流耦合方案还是1500V储能系统，在全球范围内都得到了广泛应用，其高经济性、0安全事故等优质项目经验积累将推动国内光储融合市场的进一步发展。

在光伏产业的发展进程中，技术进步虽持续驱动电池转换效率不断提升，但光伏相关设备的更新迭代并未跟上产业发展步伐，是被产业需求带动的一种被动式跟进。

　　当前，新能源汽车、“新基建”正给储能、分布式新能源、智能电网等电力细分领域带来新的机遇，并为光伏产业高质量发展创造了条件。

　　在日前举办的2020中国光伏产业（沛县）高层论坛上，与会人士表示，应以发展的眼光看待光伏产业。实现平价之后，光伏产业进入“精耕细作”阶段，光伏仍有较大降本空间。

　　精细化发展推进降本增效

　　中国新能源产业研究院执行院长曾少军表示：“中国的光伏产业经过近二十年的发展，已经从粗放式发展向精细化发展迈进。”

　　“在晶硅电池方面，P-PERC电池产业化转化效率达到22.2%-22.4%，领先的光伏企业产品效率已达22.6%以上；此外，部分企业逐步扩大N型电池研发生产，5BB电池片成为主流，9BB半片异质结电池组件也开始涌入市场。”曾少军称。

　　在应用端，曾少军认为光伏产业呈多元化发展趋势。交通领域中，随着纯电动汽车市场占有比例的攀升，光伏充电站、充电桩建设业务逐渐扩大，光伏+电动汽车的时代即将到来；在建筑领域，BIPV/BAPV光伏组件生产工艺逐渐成熟，成本逐渐降低，前景广阔；此外，随着5G的大规模建设，分布式光伏与5G、储能等逐步结合，光伏电站日常运维可以通过5G高效实现。

　　值得注意的是，在光伏产业的发展进程中，技术进步虽持续驱动电池转换效率不断提升，但江苏中辉光伏科技有限公司总经理郭强直言：“光伏相关设备的更新迭代并未跟上产业发展步伐，大多只是原来模式基础上延伸，实际上并不属于设备研发，而是被产业需求带动的一种被动式跟进。”

　　对此，郭强建议，为进一步推动光伏产业实质性发展，企业要做到精细化生产，并进行集约化管理，以降本增效拓宽行业发展空间。

　　此外，江苏林洋光伏科技有限公司副董事长顾永亮进一步补充称，实现降本增效不仅在于光伏企业的技术研发与高效管理，政府协助降低非技术成本也非常重要，因为它同样限制了光伏技术应用的发展。

　　“光伏+储能”加速行业发展

　　降本增效是行业可持续发展的重要方向，而光伏发电要进一步实现从补充电源向主力电源的转变，则需解决其自身的波动性。

　　与会专家指出，如果与储能技术搭配，光伏产业有望进入稳定成长期。

　　华东理工大学材料科学与工程学院教授袁晓表示，回看近二十年的光伏发展，光伏曾一度遇阻并受电网排斥，直到储能技术的发展真正解决了能源调节问题，新能源才开始进入蓬勃发展周期，从补充能源逐渐转变为替代能源。

　　彭博新能源财经（BNEF）发布的2019年新能源展望预测，风能、太阳能和电池存储技术成本的持续下降，将推动可再生能源占全球电力结构比例到2050年接近50%。

　　在此背景下，江苏华盛天龙光电设备股份有限公司董事长刘文平认为，光伏产业大有可为，为解决在发电过程中涉及的储能、调峰调频、稳定性等问题，除了对电网进行升级改造外，光伏产业自身也要重新定位。如增加储能电站功能、建立消纳中心，同时，在用电侧与充电桩、新能源汽车等深度融合。

　　曾少军表示：“调峰能力不足将成为限电最核心的问题，因此建设以储能为核心的多能互补系统成为解决这一问题的重要手段之一，通过风光水火多能有效结合，进行调峰调压，可提升新能源消纳能力，缓解弃风弃光。”

　　袁晓表示：“未来应关注新的储能技术和异质结电池的研发，进一步激发光伏发展潜力。”

　　分布式光伏发电“大有可为”

　　据与会专家介绍，我国幅员辽阔，自然资源丰富，但面临能源禀赋与用电负荷逆向分布的难题。我国绝大多数可集中开发的太阳能分布在西北和东北地区，而七成用电需求却在东部和中部省市。

　　“能源的生产与负荷中心更好的结合十分必要，因此，应注重新能源的分布式发展。”在曾少军看来，目前，我国集中式光伏电站主要集中在西部地区，但由于项目过于集中，电网消纳困难，当地出现“弃光”现象，局部地区弃光率甚至高于20%，而作为用电消费重地的中、东部地区则可成为分布式光伏发电布局的主战场。

　　近年来，在绿色发展理念的引领下，我国能源转型加速推进，火电厂建设放缓，新能源异军突起。刘文平直言：“对光伏产业而言，下一个重大机遇蕴藏在分布式光伏中，只有光伏能做到随时随地、分散地安装在建筑物屋顶上。”

　　顾永亮建议，未来在分布式光伏发电应用上应加大模式创新，除了光伏电站，分布式光储一体化建设可应用在光伏园区内，通过储能调配在园区中自发自用，从而提高能源系统的灵活性。

国家能源局今年8月发布的《国家发展改革委 国家能源局关于开展“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）》提出，存量水电基地可结合送端水电出力特性、新能源特性、受端系统条件和消纳空间，研究就近打捆新能源电力的“一体化”实施方案。水光互补发电是“风光水火储一体化”的主要形式之一，目前西南地区已开展了相关项目规划或前期工作。3月，云南省提出科学有序推进300万千瓦光伏建设，有意在楚雄等光照资源条件较好的地区布局水光互补发电项目。6月底，国家能源局综合司发布《关于公布2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果的通知》，贵州120万千瓦和广西10万千瓦水光互补光伏发电项目拟纳入2020年光伏发电国家竞价补贴范围项目名单。科学推广水光互补发电，对促进可再生能源高质量发展、提高电力系统运行效率、推动能源绿色低碳转型具有重要意义。

　　水光互补发电的

　　可靠性和稳定性明显提升

　　水光互补发电是充分利用水电站已有送出线路通道和水电机组快速调节能力，将光伏发电和水电机组电力联合打捆送出，提高线路通道利用率，减少光伏发电波动性影响，降低系统备用。水光互补发电控制主要包括AGC和AVC控制。

　　其中，AGC控制是在保证水电机组和光伏发电设备安全可靠运行的前提下,综合考虑光伏发电出力预测、水库调度、水电机组运行工况和耗量特性等因素，实现有功和频率自动调节。控制原理是将光伏电站视为水电站一台不可调节的机组，通过水电机组的快速调节平滑光伏出力波动，满足光伏发电需求，同时保证总出力符合调度控制要求。此外，AGC控制设置了水电机组联合振动区和动作阈值，确保水电机组出力在合理范围，减少因光伏频繁波动而增加的调节次数。

　　AVC控制则是通过协调光伏电站动态无功补偿装置和水电机组无功调节能力，联合实现无功和电压自动控制。根据电压或无功控制指令，系统优先调用光伏电站无功补偿设备，在难以满足要求的工况下再采用水电机组参与无功调节，提高水电机组运行可靠性和稳定性。

　　当前发展水光互补发电

　　需重视四个问题

　　尽管水光互补发电优势明显，但当前仍有多个问题值得关注。

　　一是水光容量配比问题。水光互补发电可减少光伏直接并网对系统的影响，但也降低了水电机组调节能力和运行灵活度。因此，合理的水光容量配比是发挥水光互补发电优势和作用的关键。应基于土地资源、环境保护、流域航运及防洪要求，结合水库库容、水电机组调节性能、电力消纳空间、负荷特性、系统调峰需求及送出通道容量等条件，统筹确定光伏发电容量。此外，在互补控制系统中，水电机组联合振动区等参数设置应与光伏发电容量相匹配，以免影响水光互补发电运行效果。

　　二是消纳与接入系统问题。西南地区的大中型水电站以220千伏及以上电压等级并网为主，电力一般需远距离传输至负荷中心消纳。对于光伏电站接入系统来说，应首先分析清楚电力消纳方向，详细论证光伏电站直接与大中型水电站打捆送出的必要性。若近区具备消纳空间和送出条件，则优先考虑光伏电站通过低电压等级接入周边站点；若近区无消纳空间或不具备送出条件，对各类外送方案进行充分的技术经济比较后，可推荐光伏电站接入高电压等级的水电站升压站，通过水电站已有线路打捆送出。

　　三是与常规电源协调问题。光伏发电以水光互补形式大规模发展，将挤占常规电源的电量空间，导致部分机组低效运行，加剧电源企业间的利益冲突。由于目前电力市场辅助服务机制尚未完善，常规电源的基础支撑作用若被削弱，将影响电力系统安全稳定性。因此，需统筹水光互补发电与常规电源协调发展。

　　四是对电网运行影响问题。西南区域光伏大规模并网将对黔西南、黔西北、滇西北等电力外送断面持续造成压力。随着大量的电力电子元器件接入系统，可能导致转动惯量下降、短路容量支撑不足、次同步谐振等新问题，影响电网安全稳定运行。

　　加强水光互补高质量发展

　　要从三方面发力

　　针对上述问题，建议加强规划协同，统筹各方需求，促进水光互补高质量发展。首先，统一开展西南地区大中型水光互补发电规划，推动国土、环保、水利、电源、电网等各方共同参与，统筹考虑资源条件、环境保护、防洪航运、电力消纳送出、电网调峰和安全稳定等要素，实现多目标协同。

　　同时，完善技术标准，规范管理体系。建议结合电力系统安全稳定导则、水电站和光伏电站设计、水库调度管理等规程规范要求，制定大中型水光互补光伏发电项目的技术标准，明确水光互补合理渗透率、送出校核和调度运行等原则和要求，加强规划、设计、建设和运行的规范管理。

　　此外，还要健全市场机制，促进协调发展。西南地区全额保障性收购可再生能源电量的压力较大，新能源发电的市场价值尚未充分体现。建议坚持市场化原则，积极推动新能源发电参与市场化交易，加快电力辅助服务市场建设，促进源网协调，推动水光互补发电高质量发展。

11月6日，光伏玻璃相关公司出现分化，龙头公司信义光能、福莱特进入高位整理期，第二梯队的安彩高科、南玻A、旗滨集团等逆市创出或逼近年内新高。

多家相关上市公司以及行业研究员认为，可再生能源将在“十四五”迎来更大的发展，光伏玻璃扩产速度远不及组件，随着双面双玻组件渗透率不断提升，光伏玻璃供需紧张的形势难以快速打破，今年四季度及明年光伏玻璃需求预期整体看好。

光伏玻璃“第二梯队”发力

光伏玻璃双寡头信义光能、福莱特近日进入高位震荡整理期，第二梯队的安彩高科、旗滨集团、南玻A等开始接力上涨，截至记者发稿时，前述对应个股分别涨10.02%、8.86%、2.09%。

记者发现，实际上，光伏玻璃领域集中度非常高。去年，信义光能与福莱特两家企业在全球光伏玻璃的产能占比超过50%；到2020年底，两巨头产能占比合计将超过惊人的60%以上。业内人士表示，福莱特与信义光能这样的一线企业拥有很强的议价能力。

全球来看，国际上约80%的光伏电池组件采用中国生产的光伏玻璃。其中福莱特和信义光能处于第一梯队，南玻、安彩等或只能算得上第二梯队。

对于光伏玻璃相关公司短期出现一定分化，湖南一位长期跟踪光伏产业的私募经理向记者分析称，在行业景气度高的期间，最受益的龙头股肯定是率先上涨的，对应的个股涨幅往往也相对更大。其他行业今年走势也类似，最典型的比如白酒板块中的茅台、五粮液，当市场都认识到这个行业处于高景气度时，从资金博弈角度看，第二梯队的公司也会跟涨，因为上涨逻辑是类似的，而且估值、价格相对更划算。

他认为，参照其他高景气板块看，虽然光伏玻璃的龙头股年内涨幅较大，只要市场的供需矛盾没有发生本质变化，后期大概率还是保持原有趋势，只是从短期看，第二梯队公司的博弈热情会更高些。

华安证券研究员石林则对财联社记者分析称，一个是“十四五”规划的预期，未来光伏产业需求端是比较看好的，供应端这一快，此前玻璃产能置换包括光伏玻璃、汽车玻璃等加进去，供给端是进一步收紧的， 所以对应产业的龙头品种的价格整体在向上走。

多家玻璃厂商加码光伏

记者注意到，除了信义、福莱特外，多家玻璃厂商都在加大光伏玻璃项目的产能扩张。从几家涉足光伏玻璃相关公司反馈看，普遍对明年行情持乐观态度。

旗滨集团证券部工作人员对财联社记者表示，光伏市场现在确实比较好，公司的玻璃产品有销售到光伏领域。对于光伏玻璃相关公司毛利率整体在提升，他表示，原来光伏玻璃和其他玻璃价格是差不多的，但此前卖到20几的玻璃现在涨到48，涨了一倍。公司有两条光伏玻璃项目将于明年投产，目前我们是比较看好这一块业务的市场需求，从现有情况去预测的话，明年市场需求还可以。

他认为，从光伏这个大的领域来讲，不可再生能源是有限的，光伏是长久的，只要从技术上突破，把成本降下来，能够跟火电等实现同步竞争，就能够大面积普及，因此市场的前景是不错的。

另一家公司亚马顿募投项目计划新增 12 条光伏玻璃生产线及 5 条技改产线。公司相关负责人表示，随着双面双玻组件渗透率不断提升，由于光伏玻璃扩产速度远不及组件，目前光伏玻璃已成为产业链最大的供应短板，价格大幅上涨的同时且供不应求。结合当前经济发展环境及政策趋势，能源安全、清洁化转型将是“十四五”我国重要的能源战略，可再生能源也将在“十四五”迎来更大的发展。

但一位玻璃头部厂商的内部人士也对记者表示，每一个行业不可能长期存在暴利，即使光伏行业很好，这个行业利润高的话，资本就会涌进来，后期如果大家都投的话，也是存在一定变数。

供需矛盾短期难以打破

天眼查数据显示，近年来我国光伏玻璃相关企业注册量（全部企业状态）呈持续增长趋势。2019年，我国全年新增2,100多家光伏玻璃相关企业。截至2020年11月4日，我国今年已经新增2,940家光伏玻璃相关企业，已经超过2019年全年新增数量。

根据有关机构预测，今年全球光伏新增装机量为112GW，其中双玻组件占比为30%，对应需要配置的光伏玻璃熔窑能力为22200吨/日，现有产能也能满足；2025年全球光伏新增装机量达到218GW，预计双玻组件占比为60%，对应需要的光伏玻璃熔窑能力为44900吨/日，现有产能缺口12320吨/日，但如果现有在建、拟建产能全部投产，则产能过剩12430吨/日。

一家光伏产业链公司内部人士向记者提供的内部交流观点认为，明年信义和福莱特两家3-4座窑炉投产，但是玻璃投产到量产会有比较慢的爬坡过程，供应仍然比较紧张，玻璃的价格未必会降，除非全球需求范围骤降，需求正常的情况下，玻璃可能不会像电池和组件有很大的降幅。今年年底之前玻璃价格不会有很大的回落，现在主要是因为下游需求太好，国内抢装与海外需求情况良好共振，明年的情况还不确定。

上述私募人士向记者指出，随着明年新产能的逐步释放，供需矛盾会有所缓解。另一方面，随着“十四五”规划带开了光伏行业的市场空间，需求也会相应增加，由于期间产能释放存在一个时间差，且组件扩产速度快于光伏玻璃扩产速度，预计四季度以及至少明年上半年前，光伏玻璃还是相对紧缺，只是价格可能会相对温和点。

10月23日，国家能源局发布2020年第5号公告，批准了502项能源行业标准以及35项能源行业标准英文版，光伏行业翘首以盼的《光伏发电系统效能规范》即在此次获批标准中。该标准对光伏行业的容配比进行了重新定义，使得光伏电站容量不再受容配比1：1的限制，有利于整个行业度电成本的降本。根据公告，该标准与发布日期同日开始实施。

点评：

《标准》推荐容配比最高达1.8:1.0，而此前规范要求容配比为1:1，我们认为本次放开将对国内的组件、逆变器需求产生额外需求，并可降低度电成本，加速平价推进进度。

几个关键问题及我们的回答：

1. 什么叫容配比？

容配比指的是光伏电站的组件容量与逆变器容量之比，组件容量与逆变器容量并不天然是1:1，最佳配比也不是1:1。

2. 全面放开容配比有什么影响？

将长期持续较大幅度提升国内光伏组件出货量，同时也提升逆变器出货量。之前国家关于容配比要求为1:1，行业内实际超配不超过1.05，而逆变器此前实际的安装容量也只有标准的0.8-0.9倍，放开容配比逆变器1：1配置将成为标配，组件预计平均超配比例为1：1.4，也就是说将提升10%-20%的国内逆变器需求和30%以上的国内组件需求

3. 本次放开容配比的考量是什么，此前限制有没有解决？

本次全面放开容配比适应了平价时代要求，且解决了征地限制，对行业需求的刺激有望超预期。由于2021年光伏前面平价，不再由补贴规模限制，因此财政部门不会产生约束，同时据悉国土部门也将放开对电站占地的面积限制，也即超配部门需要的土地问题也可获得批复。

4. 放开容配比的最重要意义在哪里，具体影响是什么？

合理超配可实现最低的LCOE，提升项目IRR，加速平价推进。限制容配比阻碍了系统实现最优设计，不利于度电成本降低，适当超配将提升逆变器使用效率，降低电站度电成本，帮助更多地区实现平价经济性。

5. 最佳容配比到底是多少，对组件的需求增量如何？

最佳容配比需因地制宜，根据规范推荐，一类地区最佳容配比约在1.2左右，二类地区在1.4左右，三类地区最高可达1.8。海外国家早已放开容配比，普遍在1.2-1.4之间，日本甚至在2.0以上。假设21年中国交流侧安装容量为55GW，按全国平均超配1.3估算，对组件需求可达71.5GW，增量需求达16.5GW，+30%

6. 对逆变器的影响如何？

逆变器需求也将适当提升。此前部分项目由于容配比限制，会适当减少逆变器容量，比如虽然核发了10MW容量电站，但是逆变器实际会简配到8-9MW左右。本轮容配比放开以后，逆变器肯定会配满，对国内逆变器出货也有10%-20%的提升

7. 对电网消纳的影响？

提高容配比不仅不会加重消纳难度，反而减轻电网消纳难度。此前电网消纳的根源在于光伏、风电发电曲线的波动性和不确定性，而不是发电量本身，因此超配后将使得电站发电曲线波动更小、峰谷差缩小，对电网调度来说更加可以接受，因此消纳不是阻碍。

近年来，我国分散式风电发展一直低于预期，即便国家能源局在2018年发文释放出强烈的鼓励信号，分散式风电行业仍是不温不火。如今，行业发展正逐渐由“三北地区和中东南部地区平分秋色”转向“中东南部低风速地区一枝独秀”。

在前不久召开的2020北京国际风能大会上，有业内人士指出，目前集中式风电尚未开发建设完毕的情况下，企业不会“扔了西瓜捡芝麻”，并且，分散式风电还面临手续繁琐、成本高、融资难等诸多挑战。这意味着未来一段时间，分散式风电规模化发展仍难有大的起色。

　　分散式风电装机占比不足1%

　　2019年，各地分散式风电核准出现了“爆炸式”增长，但截至当年年底，在全国风电累计装机2.1亿千瓦中，分散式风电装机占比不足1%，而同期分布式光伏占光伏发电总装机的比例已超30%。

　　不过，也有不少业内人士非常看好分散式风电。数据显示，我国中东南部分散式风电未来技术可开发规模接近10亿千瓦，但现在开发比例仅为11%，开发潜力巨大。

　　在上海电气风电集团有限公司产品经理常春阳看来，“十三五”风电发展趋于南北两线共同发展，新建规模基本相当。“‘十三五’期间，三北地区依托特高压配套项目和综合能源大基地项目，形成了风电规模化效益。但中东南部分散式风电项目受资源开发成本高制约，没有形成规模效应，非技术成本亟待降低。”

　　“目前正是分散式风电‘练好内功’的时候，应通过技术创新降低分散式开发的门槛。”远景能源有限公司高级产品市场经理黄小双在2020北京国际风能大会分散式风电发展分论坛上表示，“经过今明两年的抢装后，大家注意力肯定会转移。2022年以后，分散式风电将会迎来一个新蓝海时期。”

　　规模化发展电面临诸多挑战

　　在业内人士看来，近几年分散式风电发展速度虽然明显加快，但要形成规模化仍需时日。无论是与集中式风电比，还是与分布式光伏项目比，分散式风电项目都存在诸多短板。

　　首先，手续繁琐直接限制着分散式风电发展。分散式风电项目从2018年国家出台鼓励政策到现在，未形成真正意义上的一站式服务，安装两三台风机的审批手续和集中式风电开发审批程序基本相同。

　　其次，从成本来看，项目单位千瓦技术成本及非技术成本较高。目前分散式风电难有规模化效益，塔筒、基础建设、吊装施工等诸多环节难以摊销。此外，风机在不同区域、不同点位、不同环境的性能要求不同，但分散式风电产品解决方案与开发资源耦合性不足。

　　再次，从融资、交易角度来看，分散式风电小且散，直接造成项目融资渠道不畅。不少分散式风电项目与目前收购方市场主流诉求匹配度低，直接造成项目流动性差，资本退出渠道受限，电站资产的金融属性被极大削弱。“分散式风电项目建成并网之后，一种是开发商自己持有，一种是转让、退出。虽然企业可以不行使退出权力，但因为交易不活跃导致退出渠道受限，会给开发商带来极大困扰。”华能天成融资租赁有限公司风电金融业务部负责人闫春涛直言。

　　应构建区域性分散式风电生态圈

　　针对分散式风电发展遇到的痛点，多位业内人士认为，分散式风电项目开发影响因素差异较大，需根据具体场景定制解决方案，也需要从政策、技术和模式上创新和变革。

　上海电气风电集团有限公司市场营销总监李彩球建议：“产业链企业，包括主机企业、设计院、基础施工企业、吊装装备及安装企业，亟需共同探讨分散式项目低成本建设系统解决方案。”

　　“但目前市场上具备资源整合能力的开发商不多。”闫春涛表示，“为此，我们在国内新能源领域精耕细作，不断构建风电产业生态圈，提出了村村通、厂厂通和路路通的模式。”

　　闫春涛介绍，村村通是指同一行政管辖区域下村落和村落之间，通过分散式风电项目的统筹规划、开发、建设、并网，实现区域清洁能源互联互通。“我们正在山东省探索村村通模式，计划2021年建设涉及两县40个乡镇、办事处，58个独立项目的规模化分散式风电项目。通过村村通、厂厂通、路路通可以真正解决分散式项目目前开发过程中面临的小散慢问题，解决开发商非常头痛的融资问题。”

　　黄小双认为，分散式风电终极模式是社区风电。“中国有69万个行政村，如果每个村安装2台风机，可实现分散式风电蓬勃发展。探索分散式风电开发新模式可结合县域经济。例如，在某贫困县开发5万千瓦分散式风电，县政府所属投资企业或者集体企业可以灵活地以土地、产业基金、扶贫基金等形式参与进来，结合开发商在技术、资金、建设、运维等方面的优势，成立合资开发公司，按股份比例分成。届时，实现分散式风电新蓝海指日可待。”

去年11月4日，美国政府正式通知联合国，要求退出应对全球气候变化的《巴黎协定》。根据《巴黎协定》规定，退出过程需要一年时间。这也就是意味着，今年11月4日，也就是今天，美国正式退出《巴黎协定》，成为迄今为止唯一退出《巴黎协定》的缔约方。

《巴黎协定》于2015年12月在巴黎气候变化大会上达成，是《联合国气候变化框架公约》下继《京都议定书》后第二份有法律约束力的气候协议。《巴黎协定》指出，各方将加强对气候变化威胁的全球应对，把全球平均气温较工业化前水平升高控制在2℃之内，并为把升温控制在1.5℃之内而努力。

根据协定，各方将以“自主贡献”的方式参与全球应对气候变化行动。发达国家将继续带头减排，并加强对发展中国家的资金、技术和能力建设支持，帮助后者减缓和适应气候变化。

因此 ，美国的退出影响了全球减排和控温目标的实现，未来世界气候治理布局和规划存在许多不确定因素：

第一，作为全球最大经济体以及第二大温室气体排放国，美国不再履行自主减排承诺，将使减排国际行动大打折扣；

第二，美国不再履行资金援助承诺，使得发达国家每年1000亿美元的出资目标难以实现，增大了全球应对气候变化资金的缺口，削弱了发展中国家应对气候变化的能力，也会迟滞全球低碳技术的革新。

此外，美国退出《巴黎协定》之后，不再遵守减排约定，对于新能源的支持力度会降低，自然会对光伏等新能源的发展带来不利影响。

不过由于美国目前正在大选，候选人拜登曾称：如果自己当选，则会重回《巴黎协定》。因此，在美国大选最终结果出来之前，美国退出《巴黎协定》之举也未必是定局。