华能德州丁庄水库200MW光伏发电项目今天开工建设，这是世界单体最大的水面漂浮式光伏电站，总投资约8.19亿元，计划年底实现100MW容量并网。项目全部建成后，每年可节约标煤6.77万吨，减少二氧化碳排放约21.77万吨。截至今年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装机均居全国首位。

今年以来，储能市场开始回温。从电网侧、用户侧到电源侧，储能应用热点切换频繁。业内人士预计，“新基建”将成为2020年储能行业的一个增量市场。

　　“新基建”带动储能爆发

　　浙江德升新能源科技有限公司董事长孟炜日前接受记者采访时表示，电力作为重要的二次能源，与社会发展息息相关，“新基建”中的5G基站建设、特高压、城际高速铁路和城市轨道交通、新能源汽车充电桩、大数据中心、人工智能和工业互联网七大领域均离不开电能。而随着大量“新基建”项目的投运，对电网的负荷调度能力和新能源消纳提出了更严格的要求，储能在“新基建”中将起到缓冲和增强电网协调能力的作用。

　　银隆新能源股份有限公司总裁助理蒋世用认为，2020年是我国“新基建”发展的关键一年，接下来的5G时代是万物互联的时代。储能系统的加入显得至关重要。将来，会有越来越多的电池企业涌入储能市场。

　　身份问题不影响储能发展

　　储能并非新技术，与电力工业和大电网相伴而生的抽水蓄能，已有百余年历史。但与不少国家相比，我国储能“身份”认同却相对滞后。业内呼吁，应赋予储能合理的身份定位。

　　“要从全局衡量储能的价值，给予储能独立的主体地位。”水电水利规划设计总院总工程师彭才德曾在此前召开的中国国际储能大会上表示。

　　不过，仍有业内人士表示，储能的市场定位虽然尚未明确，但并不影响其发展。

　　德国莱茵TüV集团全球电力电子产品服务副总裁兼大中华区太阳能与商业产品服务总经理李卫春表示，无论是储能“身份证”，还是市场准入证，对于储能发展来说，都不是最关键问题。重要的，是储能本身的价值，以及有没有被市场和用户所接受。“现阶段，市场可以通过两个维度去解决储能身份问题，第一是放眼全球，不将储能应用局限在某个单一市场中；第二是从应用场景考虑，储能为什么样的应用场景和客户提供服务，就是以什么身份参与市场。这样一来，身份问题，就不再是困扰储能发展的问题。”

　　多种储能形式助力“新基建”

　　据了解，现有的通讯基站普遍存在供电容量不足的问题，其90%的存量电源需要扩容改造；对于新建基站而言，也面临选址、电源引入和安装工程等费用高的问题。

　　而储能技术的应用，则被视为解决上述问题的“救命稻草”。

　　上能电气股份有限公司储能事业部总经理姜正茂表示，储能对于“新基建”来说，就好比“兵马未动，粮草先行”。储能式备电系统在基站+储能、数据中心+储能等场景应用广泛。储能作为新能源行业的基石，是各细分产业的“粮草”，需要走在前面。

　　当前，我国已有超过 20 个省市正式发布 5G 产业规划。2020 年，三大运营商 5G 投资预算约为 1803 亿元，同比增长 337.6%。在姜正茂看来，储能采用最新智能技术，可解决“新基建”供电容量不足等问题，助力5G建设更好更快发展。

我国光伏产业正加速“驶进”平价“车道”。自2018年“5·31”政策发布后，光伏开始从粗犷的规模化发展模式转变为精细、高质量发展模式，行业整合不断提速，光伏正式从补贴驱动向市场驱动转型。目前，黑龙江、海南、吉林、四川等省份光伏发电项目经济性持续提升，湖南、青海等越来越多的省份实现了光伏平价项目“零”的突破。

　　业内预计，虽然国家相关部门尚未明确光伏全面实现平价上网的具体时间，但紧追陆上风电，明年光伏也将正式迈入平价时代。一方面，为了尽快达成平价目标，光伏企业正通过技术创新、系统协同等有效手段“降本增效”；另一方面，平价并不是光伏产业发展的终点，如何找准下一步发展方向，“赢”在发展新阶段成为了业内关注的重点。

　　■技术推动光伏走向平价

　　近年来，光伏发电成本的显著下降成为了光伏实现平价的有力支撑。IRENA在2020年发布的可再生能源成本报告显示，全球主要可再生能源技术成本在2010—2019年下降迅速，其中，光伏发电下降幅度超过82%，成为所有可再生能源品类中降幅最大的能源。

　　光伏发电正向最具竞争力电力产品进发，越来越低的中标电价不断创造着可再生能源发电的新纪录。2020年8月，位于葡萄牙的光伏项目最低电价达到了创世界纪录的0.0112欧元/千瓦时。今年，我国青海海南州光伏竞价项目以0.2427元/千瓦时的价格中标，打破了内蒙达拉特旗0.26元/千瓦时的纪录。

　　随着光伏发电逐步由“奢侈品”走向“平价”，光伏平均初始投资已经由6万元/千瓦降至4000—5000元/千瓦，降幅达92%左右。2011年至今，我国光伏项目的标杆电价由1.15元/千瓦时，降至今年的0.35—0.49元/千瓦时，降幅近70%。

　　晶澳产品技术部总监汤坤告诉记者：“光伏技术创新大大加快了度电成本降低的步伐，从根本上支撑了平价时代的来临。2015年以来单晶成为市场主流技术，以此为基础，P型PERC技术、双面发电技术等开始大规模应用，加速了电池组件转换效率的提升和发电能力的进步。”

　　■系统协同成降本新方向

　　诚然，随着晶硅组件价格下行空间持续被挤压、转换效率逐渐接近天花板，当前市场主流技术单晶PERC已经不再是助力光伏拥抱平价上网的唯一砝码。业内企业开始将目光瞄向“PERC+”、TOPCON、HJT等多种新型储备技术，期望通过新技术提高产品在平价时代的性价比。

　　集邦咨询旗下新能源研究机构EnergyTrend表示，光伏行业从依赖补贴到逐步进入平价时代，背后是成本的不断下降、光伏技术路线的竞争与更迭，新技术将促进性价比的快速提升。

　　然而，技术从实验室到市场需要大量的时间，短期内寄希望于通过主要制造环节的进步提升竞争力难度较大，于是系统端优化被看作是行业新“利剑”。

　　鉴衡认证中心副主任纪振双认为，光伏降本方式正由“效率独大”逐步向全要素、全生命周期综合优化转变。

　　促进光伏系统端降本增效成为今年企业新产品的必要优势。华为、阳光电源、天合光能等都推出了适用于多应用场景的解决方案，促进设备成本、土地投资成本的降低。

　　和大多数企业选择的垂直向发展模式不同，天合光能选择了横向拓展模式。在收购了西班牙跟踪支架企业Nclave后，天合光能致力于电站级整体解决方案的研发。天合跟踪系统解决方案，就是依托系统设计、软件算法，集成高效组件、智能跟踪系统和逆变器三大核心硬件产品，形成的超高功率系统整体解决方案。

　　天合光能全球跟踪支架产品线负责人段顺伟对记者说：“即使分别选择了最高功率的组件、智能跟踪支架和最可靠的逆变器，如果组件、支架、逆变器等核心产品不能相互适配，也不一定能够建成最优的光伏电站。只有真正实现了系统的优化集成，才能带来1+1>2，甚至是1+1>3的效果。”

　　■平价后价格有望再降20%

　　多年来，光伏行业以平价上网为目标，不断促进产业的成熟发展。如今，这一目标渐行渐近。

　　国家电力投资集团战略规划部主任何勇健预测，“十四五”光伏将摆脱补贴依赖，迎来市场化建设高峰，市场化将开启中国光伏全新成长周期。

　　摆脱补贴、迎来平价并不是光伏行业的终极目标。国家发改委能源研究所一位不愿具名专家告诉记者：“光伏发电价格即便在平价基础上再低20%，也是有空间的。光伏的竞争力还会提升，完全可以达到低价，成为未来最有经济竞争力的能源品种。”

　　要达到上述目标，何勇健认为：“其发展方向是系统优化+技术进步+供需互动。短期内新能源行业仍需解决存量消纳问题，远期战略是新能源制氢、新能源多元化利用、‘量身定制’以及就近利用。”

　　为此，数字化转型、智能制造、光储联合发展成为目前以及未来光伏产业攻坚克难的重中之重。

　　红太阳光电总经理卫桁对记者说：“光伏产业实现智能制造的最直观优势是，极大节省了人工成本。在机械化和电气化设备的加持下，极大地减少了人工干预，降低生产成本，提高了生产效率以及产品优良率。”

　　在业内人士看来，光伏平价上网应该是包含储能的平价上网。如今，天合光能、东方日升、阳光电源等企业不断深入储能市场。今年9月，阳光电源与山西省运城市政府签约投资合作协议。根据协议，阳光电源将在“十四五”期间在运城市投资100亿元，打造运城市高比例清洁能源消纳示范基地，包括建设2吉瓦光伏电站和储能系统、光伏制氢、新能源汽车充电站等项目。

　　IRENA分析认为，随着新能源成本持续下降，经济性不断增强，加上储能支持，光伏将成为最廉价的电能，大规模应用指日可待。

补贴和绿证的脱钩，为绿色电力交易创造了条件。脱钩后，绿证交易完全成为市场化的交易，绿证长期采购合约、二次转售等应逐步放开。

近日，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《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》（下称《补充通知》），对可再生能源电价附加补助资金结算规则进行了明确，同时指出可再生项目退补后，绿证及绿证交易成为收入来源之一。

今年初，财政部、国家发改委、国家能源局印发了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，规定自2021年1月1日起，实行配额制下的绿证交易。同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模，并通过多种市场化方式推广绿证交易。

绿证交易对可再生能源意味着什么？目前绿证交易市场现状如何？未来，绿证交易发展方向如何？

认购数量少致绿证市场低迷

绿证，即绿色电力证书，是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的“一纸凭证”。现阶段，风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。

2017年2月，国家发改委、财政部、国家能源局下发通知，将在全国范围内试行绿证核发及自愿认购交易制度，以期促进清洁能源消纳利用。自2018年起，适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。

2018年，可再生能源电力配额经历了三次公开征求意见，最终以可再生能源电力消纳责任权重的形式正式下发。2019年，国家发改委、能源局联合发布了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》。至此，我国可再生能源电力配额考核，形成了可再生能源“消纳责任权重”和“绿证”相结合的体系。

然而，绿证实际交易情况“不尽如人意”。据绿证认购平台显示，截至今年2月，已有2170名认购者，共认购36439个绿证。目前风电累计核发量2331.58万个、光伏累计核发量384.58万个。

绿证交易数量为何如此之少？中国新能源电力投资联盟秘书长彭澎指出，现有绿证政策目的是替代补贴，出售绿证的企业自然不愿降价，一旦降价就不能获得对应电量的应得补贴，绿证价格因此居高不下。“以风电为例，即使目前已经并网发电并获得零补贴资格的项目，其绿证价格仍高达0.17元/千瓦时左右，对应其每度电应得的补贴。”

一位不愿具名的光伏企业相关工作人员表示，现阶段推行的绿证自愿认购制度，对于自愿花钱认购的政府机关、企事业单位、社会机构和个人来讲，仅仅是一份消费绿色电力的荣誉和责任，并不会带来更多的收益和实惠，因此认购者寥寥。

新政下交易价格将更灵活

绿证再次引发关注，源于《补充通知》再度强调了绿证的作用。“当可再生能源发电项目所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。”

《通知》及《补充通知》出台后，对绿证交易带来哪些变化？中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示，目前，全国碳市场建设正加速推进，各省也在陆续出台可再生能源电力消纳保障实施方案。这预示着绿色电力市场将很快被激活，绿色电力交易将会不断提升，绿证交易将为可再生能源发电项目带来额外收入。同时，补贴和绿证的脱钩，为绿色电力交易创造了条件。

如何理解补贴和绿证脱钩？彭澎指出，可再生能源项目退补之后再参与绿证交易，其实相当于平价项目，绿证为企业增加额外收益，绿证价格完全是企业自发行为，为吸引消费者，绿证价格也会大幅降低。

同时，彭澎预测，出售绿证的企业也会随之增多。“目前具备出售绿证的项目均具备补贴资格。换言之，项目首先要进入补贴目录，才有资格成为绿证卖方。未来，部分未能进入补贴目录的可再生项目也能出售绿证，这个数量不在少数。”易渡(武汉)咨询服务有限公司负责人宋燕华对此表示赞同，市场放开后，供过于求，绿证交易价格不会再延续之前的高价。

绿证交易与碳市场殊途同归

绿证价格下跌后，购买意愿会有所增强吗？如果一个业主已经用了全部绿电是否还需要购买绿证？按照目前规划，将来高比例接入可再生能源，大家购买绿证的意愿会减少，绿证需求会不会降低呢？

上述光伏企业工作人员也表示：“如果只是倡导绿色电力消费，没有配套的奖惩机制，仅靠自愿，绿证认购方的利益点在哪儿？”

彭澎指出，绿证的出现主要给市场带来了两个变化：明确了制度设计，让公众知晓所使用的绿色电力是有国家认证的，消费这份绿色电力所制造出的产品是区别于同种类其他产品的；未来绿证极有可能与碳市场进行连接，形成一个非常复杂而有趣的体系。

某业内人士认为，绿证与碳市场并无直接的关联，运行机制也不尽相同。但就发力点而言，二者是殊途同归，前者是以促进清洁能源利用为主要目的，后者是以降低碳排放为主要目的。降低碳排放就要减少化石能源的使用，提高新能源的应用比例，两者不应该割裂对待，而应统一合体。

现阶段，如何规范绿证市场的发展？彭澎指出，按照国际惯例，绿证市场运行需要更加市场化。“绿证交易与补贴脱钩后，完全成为市场化的交易，绿证长期采购合约、二次转售等应逐步放开。但目前，特别是电力市场，缺乏电力期货交易，绿证交易受到一定限制。随着改革深入，这些短板将被逐步补齐。”此外，据业内人士透露，目前关于绿证交易新规相关部委正在研究中。

根据有关数据，至2020年9月底，全国共计超白压延玻璃114座熔窑，245条生产线，产能32580t/d，其中在产熔窑48座，164条生产线，产能28320t/d，产能利用率87%。我国光伏玻璃产能约占全球产能的90%，已成为全球最大的光伏玻璃生产国和出口国。目前国内光伏玻璃在建和拟建产能24750吨/日，其中10600吨/日的产能已具备点火投产条件，主要分布在安徽和广西。

近期光伏玻璃价格出现大幅上涨，根据有关数据，2013年－2019年，光伏玻璃成品价格在20元/平方米-35元/平方米之间波动（见下图）。今年6月－10月，光伏玻璃成品（厚度3.2毫米）平均价格由26元/平方米上涨至41元/平方米，最高报价48元/平方米。

因该轮涨价带来的影响，Solarbe索比光伏网等产业媒体已经做了详细报道，但光伏玻璃为什么会出现紧缺，该局面如何破解，2021年是否还会出现新一轮的紧缺和涨价，带着这些问题，Solarbe索比光伏网咨询了业内有关人士。

相关人士表示，有关部门正在统筹考虑光伏玻璃市场需求、产能现状和发展趋势，秉持保障光伏产业发展的同时防止新一轮的产能过剩的原则，贯彻落实中央推动供给侧结构性改革的决策部署，下一步将积极重点开展如下三项工作：

NO.1加强光伏玻璃供应保障

目前有关部门正研究制定有关促进光伏玻璃行业发展文件，拟对光伏玻璃实行有别于传统浮法玻璃的政策，以尽快释放产能，缓解供应偏紧，抑制价格上涨。

NO.2对光伏玻璃产能置换实行差别化政策

在正在修订的《水泥玻璃行业产能置换实施办法》中，将实行有保有压的置换政策，研究对有资源、有市场的中西部地区光伏玻璃项目产能置换实行差别政策，同时鼓励普通浮法平板玻璃企业转型生产光伏玻璃，有序推动光伏玻璃产能增加。

NO.3防止产生新的产能过剩

在加快光伏玻璃产能供给的同时，按照差异化行业标准的要求，建立光伏玻璃产能监测预警长效机制，引导地方和企业科学布局产能，有效防范形成新的产能过剩风险，同时严防假借光伏玻璃之名新建普通建筑玻璃生产线。

Solarbe索比光伏网旗下分析机构智新咨询认为，这些举措体现了政府部门对于防范过剩产能风险的坚定决心，同时兼顾了灵活机制，将加快一批玻璃企业转投较高附加值的光伏玻璃的进程，同时在置换政策上兼顾实际情况，2021年光伏玻璃供应紧张局面有望舒缓。

化解玻璃过剩产能的五年回顾

2016年5月，国务院办公厅印发《关于促进建材工业稳增长调结构增效益的指导意见》（国办发〔2016〕34号），就化解水泥、平板玻璃行业过剩产能，加快建材工业转型升级，促进建材企业降本增效实现脱困发展作出具体部署。意见要求，通过多种形式压减过剩产能。

●严禁新增产能。2020年底前，严禁备案和新建扩大产能的水泥熟料、平板玻璃建设项目

●淘汰落后产能。严格执行环保、能耗、质量、安全、技术等法律法规和产业政策，依法淘汰落后产能。

●推进联合重组。支持优势企业搭建产能整合平台，利用市场化手段推进联合重组，整合产权或经营权，优化产能布局，提高生产集中度。在具备条件的地方开展试点，支持水泥、平板玻璃行业通过联合重组等方式压减过剩产能、实现脱困发展。四是推行错峰生产。推行水泥熟料错峰生产，倡导平板玻璃行业通过自律合理限产。

按照该意见中的“新上工业玻璃项目，熔窑能力超过150吨/天的，应依托现有平板玻璃生产线进行技术改造”，即光伏玻璃项目（光伏玻璃熔窑能力最低在250吨/天以上，普遍为500吨-700吨/天）也应执行产能置换政策。据此工信部印发的《水泥玻璃行业产能置换实施办法》（工信部原〔2017〕337号）和相关操作问答，以及联合发展改革委出台的《关于严肃产能置换严禁水泥平板玻璃行业新增产能的通知》（工信厅联原〔2018〕57号），对光伏玻璃产能置换做了相应要求。

化解过剩产能工作开展五年来，光伏玻璃在内的整个玻璃行业运行质量明显改善，由连年亏损转为盈利，既有效遏制了违规新增产能，又有序引导了资源要素合理流动配置，促进了技术进步和布局优化，产能置换政策对促进玻璃行业健康发展起到了重要作用。根据资料显示，今年1－9月，玻璃行业克服疫情影响，行业运行总体平稳，效益稳中向好，全国平板玻璃产量7.0亿重量箱，同比增长0.4%，规模以上平板玻璃企业营业收入626亿元，同比增长7.3%；实现利润82亿元，同比增长25%。由于平板玻璃效益好转，投资回报率提高，目前一些地方新上项目投资冲动比较强烈。

上述数据表明，工信部治理玻璃产业过剩从玻璃产业的角度卓有成效，提高企业效益的同时，还保证了存量有限的高品质的石英砂矿能够用于更高附加值的玻璃产品。

这个说法得到了玻璃企业的验证，此前玻璃企业表示，部分国内高品质石英砂矿已经枯竭，供应紧张，目前玻璃企业一是积极出海找矿，二是通过技术进步使纯度偏低的矿砂也能够满足应用。

光伏玻璃涨价五点原因

2020年是该限令的最后一年。这两年虽然光伏玻璃价格一直上涨，但属于稳中有进，为何到2020三季度开始价格疯涨？

光伏玻璃价格近期上涨的原因受多种因素综合影响：

一、下游需求快速增长且国内装机集中在四季度，全球每年新增光伏装机量从 2010 年的17.5GW连续增至2019 年的115GW，市场规模增长5.6倍，年均增长率23.3%，其中2019年四季度全国新增装机占全年的46.9%，预计2020年四季度全国新增装机占比更高。

二、原材料价格上涨，纯碱价格约占光伏玻璃成本的15%，随着中东部地区纯碱厂家库存降低，纯碱价格于今年下半年开始上涨，传导刺激了光伏玻璃产品价格上涨。

三、小窑炉玻璃价格较高，近期光伏玻璃需求增长，小窑炉产能利用率提升，但小窑炉的建设及生产成本较高，因此高价多为小窑炉生产的玻璃价格。

四、供应链匹配度偏低，光伏组件的尺寸越来越多样化，玻璃生产企业需要库存多种规格的玻璃，这些玻璃在不同组件厂之间不能通用，资源错配限制了光伏玻璃的供应；据Solarbe索比光伏网调查得知，由于去年光伏组件尺寸升级，导致小尺寸光伏玻璃需求减少且窑炉难以升级，另外各家组件在打孔位置等细微方面的差别，也给玻璃加工带来了许多定制化的困扰，所以玻璃企业最坚定地呼吁组件尺寸保持几个大类，在这个体系下具备一致性。

五、部分玻璃企业受环保政策影响生产受限，随着秋冬季大气污染综合治理攻坚行动的开展，多个光伏玻璃产能列入监管范围，生产受限。

总结：业内人士认为，通过5年过剩产能限制措施，玻璃行业步入健康有序发展正规，2021年限令过后，工信部应会制定新的产业引导措施，光伏玻璃等高附加值的产品产能有望合理放开，同时玻璃企业也将完成窑炉新建、升级等措施，资源匹配度更高，这些都将缓解光伏玻璃的紧缺压力。但两点不确定因素是随着国家提出将新能源作为拉长长板的战略以及提出2030年碳排放达到峰值的目标，海外光伏市场又蓬勃发展，光伏组件需求量可能仍然会处于快速增长势头，光伏玻璃产能扩张如与市场需求不匹配，市场可能仍然处于较紧缺状态。同时如同风电行业今年缺少巴沙木出现供应链风险一样，随着高品质石英砂逐渐紧缺，虽然不至于短期出现断供，但生产成本可能会出现上涨。

11月1日出版的第21期《求是》杂志发表中共中央总书记、国家主席、中央军委主席习近平的重要文章《国家中长期经济社会发展战略若干重大问题》。

文章强调，要拉长长板，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、电力装备、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。

在“双循环”的发展格局下，我国光伏行业如何“拉长长板”？哪些领域将成为行业可以发掘的新方向？

什么是“双循环”？即形成以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局。如果从产业角度看，我国光伏行业就是一个典型的“双循环”范例。

2008年，光伏行业还是“两头在外”——上游原料对外依存度高，下游应用依赖国际市场，整个行业基本处在“国际大循环”状态中。

从2009年开始，为应对欧美等地的“双反”措施，我国光伏产业开始了“壮士断腕”式的产业结构调整。伴随这次调整，国内市场正式开启，光伏行业也开始转向“国内循环”。

2018年，欧盟终止对华光伏“双反”措施，海外业务重新成为部分光伏企业的拓展方向，甚至被一些企业视为重点市场。与此同时，国内市场也日趋成熟，竞价、平价、扶贫等多种类型的项目均有较强的竞争力，这让“内外并重”的策略成为多数光伏企业的首选。

未来一段时间，我国国内经济的大循环将被逐步打通，光伏的“双循环”也需要继续推进，但在实施过程中，需要注意细化和优化。

在“国内循环”中，企业应不断挖掘国内市场的新需求、新机遇，特别是借助“新基建”的东风，提升技术能力，寻找新的应用场景；在“国际循环”中，企业应以新视角、新模式强化国际化布局，尝试开放创新、近岸业务等新模式，以增加回报、降低风险。

“国内循环”：把握新型城镇化机遇

激发国内需求、扩大新能源的应用场景，关键是要寻求“多点开花”。在“十四五”期间，光伏行业非常值得关注的领域就是新型城镇化。

不久前，中金公司发布研究报告指出，在总结已披露的各地“十四五”前期课题研究成果后，发现高频词汇主要集中在创新、城市群、区域协调发展、新型城镇化等方面。可见，推动都市圈和城市群的发展将是“十四五”的重中之重。

在未来的一段时间里，各地将会建设很多新的基础设施，以顺应人口向城市迁移的趋势，优化经济的空间结构，释放内生发展动力。

新型城镇化将伴随着绿色和能效水平的提升，这恰恰是光伏行业的机会所在。当光伏和新型城镇化融合，必然生发出诸多新的需求，推动光伏应用“多点开花”，不仅会扩大光伏产品的多元化应用领域，还有可能推动行业开启精益生产。

尽管生产流程复杂、技术升级频繁，但近年来，智能制造等高科技手段开始被一些光伏企业所尝试。当下，配合新型城镇化过程中出现的多元化需求，企业不仅需要提高产品质量，还要具备满足各种小规模需求的供应能力。这就要求改进生产组织方式和管理技术，提升企业生产体系的灵活性。这正是精益生产可以实现的。

精益生产的核心是“精”，既要保证生产的供应精准、不留库存，又要强调相互协作及业务的精简、减少流程，这与光伏市场未来发展趋势也是相吻合的。在国内光伏市场容量持续扩张的过程中，市场需求也会渐趋多样化，光伏企业不仅要面向B端市场，而且可能会开启C端市场，不同层次的市场将生发更为碎片化的需求。如果拥有大规模生产和精益生产兼备的生产能力，企业就不会因市场转型和需求多元化而措手不及。

“国际循环”：实现三轮驱动

10月13日，国际能源署发布《世界能源展望2020》。这份报告预计，尽管受疫情影响，今年全球能源需求出现整体下降，但全球清洁能源需求仍将保持0.9%的正增长。

因此，“走出去”仍将是国内光伏行业的重要选择，但前提是，企业要选择更加稳妥的方式去拓展国际市场。实现出口贸易、近岸生产和开放创新的三轮驱动，或是最好的选择。

一是继续开拓出口市场。

自从去年欧盟取消对华光伏“双反”措施后，美国也在2019年12月宣布了对双面光伏组件豁免“201法案”下的进口关税，贸易政策的变化重新激活了中国对欧美市场的出口。根据中国光伏行业协会的统计，2020年1~5月，中国对欧洲的光伏组件出口进一步增长，出口额为26.6亿美元、同比增长了12.3%，对美国的出口额达到了3.1亿美元、同比增长20倍以上。但受疫情管控和货币贬值等因素影响，今年对印度和拉丁美洲市场的出口量有所下降。

尽管出口状况在很大程度上仍取决于市场所在国的政策变化，但光伏企业依然可把出口贸易作为参与国际循环的重要选项。但应当视国外相关政策的变化，对出口目的地和贸易规模进行灵活调整。

二是海外投资要因时而变。

从全球生产的角度来看，新冠肺炎疫情的冲击在很大程度上体现为，一旦全球供应链若干重要环节因疫情而中断，就可能造成整条产业链停摆。目前，不少国家已经开始重新评估本土产业链的安全性，试图优化和重塑产业链供应链体系。

在全球生产秩序恢复正常以后，区域化和近岸化可能成为国际投资和全球产业布局的新趋势。近岸化是和离岸化相反的概念。离岸化是通过全球范围内的投资和业务外包，利用国家或地区的劳动力成本差异，降低生产成本，提高经营效率。这种模式强调的是“高效率”和“低成本”。而近岸化则是利用邻国生产要素的业务模式。这种模式更强调“安全”和“便捷”。如果疫情后全球供应链体系调整出现这些新变化，到主要市场所在国或其邻国投资设厂，就近供应区域市场，可能将成为中国光伏企业开拓国际市场的重要选项。

三是不断扩大开放式创新合作。

要想进一步提升光伏行业的发展水平，持续的技术创新不可或缺。在过去几年里，我国光伏行业的研发水平和技术能力进步很快，但在一些关键核心领域，尤其是最尖端、最前沿的技术领域，仍有较大的提升空间。当下，中国光伏行业已经具备资金、市场、环境等诸多优势，应当充分利用国内国外两个资源和两个市场来推动技术进步，既要聚焦自主研发，也要实施开放式创新，通过整合全球创新资源，实现集思广益。

“双循环”离不开四个支柱

从前几年的经验看，光伏行业的“双循环”离不开四个支柱，即扩大内需、优化供给、深耕技术和关注海外。

扩大内需就意味着要通过激活国内光伏需求，不断释放国内市场的潜力。这也是2012年后光伏行业最大的亮点。2013 年8月，国家发改委出台《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》等一系列文件，此后几年中，我国光伏行业市场快速发展，截至2019年12月，全国光伏累计装机突破200吉瓦。

任何产业要实现迅速发展，仅靠扩大需求端是远远不够的，还要提高供给端的质量与效率。过去几年，在光伏产能不断扩张的同时，供给质量也在不断提升。光电转换率的提高就是高质量供给的表现之一。随着技术进步，我国光伏电池转换效率不断提升。特别是在过去一年，大硅片、高功率组件市场逐步完善，产品升级的速度超出了市场预期。

优化技术是产业升级的重要支柱。近年来，国内光伏产品持续升级，产品质量和技术水准不断提高。但必须承认，部分关键的技术环节仍存在短板。比如，光伏上游的制造仪器、部分核心零件等。要实现核心技术的突破，需要行业继续加大研发力度，进一步提升创新能力，为新能源产业的可持续发展提供坚实的技术支撑。

国际市场能够为光伏产业发展提供重要支撑。尽管部分国家和区域出现了“逆全球化”的现象，但是经济全球化的大趋势并没有中断，区域经济一体化正在重构全球生产贸易体系。今年年底，亚太地区最大的区域贸易协定《区域全面经济伙伴关系协定》或将签署，它不仅会极大地促进亚太地区的投资与贸易，也将使光伏行业从中获益良多。

上述四根支柱的内在逻辑非常清晰，即先通过扩大内需、改善供给、促进创新等措施做大、做强、做优国内市场，再将庞大的产品供应能力和强大的产业竞争优势在国际市场进一步释放出来。“十四五”期间，四根支柱不仅要立好，而且要立稳，只有这样，才能让国内循环和国际循环实现有机结合，构筑出光伏行业的完整“双循环”。

光伏业界承受光伏玻璃价格陡增而积攒的“满腹牢骚”，正因一纸有关“产能置换方可新建光伏玻璃项目”的说明性文件，而得到集中宣泄。

    根据工信部10月26日发布的《对十三届全国人大三次会议第6572号建议的答复》，光伏玻璃仍被认定为产能过剩的重点行业，严禁新上扩大产能项目。必须实施产能置换，根据不同项目情况开展减量或等量置换。即只有在淘汰旧玻璃产能的情况下，才能上马新产能。

    而对此，光伏业界则认为，产能不足导致的“光伏玻璃供需失衡”，正是光伏玻璃价格陡增的核心原因。

    还不只是价格陡增，日前，全国工商联新能源商会常务副秘书长史利民在接受媒体采访时，甚至直言：“近期已有部分光伏组件厂商因买不到光伏玻璃停产”。

    相对于光伏产业链多环节，尤其是组件“受制于玻璃”的窘境，PVinfoLink最新披露的数据显示，3.2mm镀膜玻璃从年初的23元已上涨至目前的35元～40元，累计价格涨幅已达到了52%～74%。

    与此同时，被业界誉为光伏玻璃行业“双寡头”的福莱特和信义光能也迎来股价暴涨。以福莱特为例，公司股价从9月上旬的20元/股左右，一路攀升至近期高点（10月14日）的41.8元/每股，实现逾100%的增长，仅用了不到一个月时间。

    光伏发展被寄予厚望

    不只是光伏玻璃，一段时间以来，A股光伏板块都一直处在上升通道。《证券日报》记者在采访中了解到，这主要取决于两个原因。

    首先，多年来光伏发电成本的快速下降超出了人们的想象。各界普遍认为，在部分地区实现低价（发电成本低于火电）未来可期。

    在此基础上，我国提出了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（即通过节能减排等抵消自身产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放”）。在这一目标驱使下，作为发展势头最好的可再生能源形式之一，以及我国最有国际竞争力的产业之一，中国光伏大概率将被委以重任，具体体现在有关光伏的“十四五”规划可能超出预期，以致于有专家预测，“十四五”期间国内光伏平均年新增装机约为60GW-70GW。而这一数字显著高于我国2017年创出的历史最大新增光伏装机——53.06GW。

    但也正因光伏发电处在成本快速下降的平价进程中，光伏发电需求端对产业链各环节价格的波动格外敏感。此番“光伏玻璃价格陡增，引发的各方激烈反应”，就是光伏发电“价格敏感性”的表征之一。

    “受制于玻璃”被归咎于供需失衡

    《证券日报》记者整理多方采访获取的数据显示，光伏组件价格从2008年的27元/瓦水平，一路下滑至目前的约1.7元/瓦-1.8元/瓦。而相较光伏组件价格高达94%的巨量降幅，光伏玻璃占组件成本却由最低时的1%，提升到了当下的18%（双玻组件）。

    某券商电力设备与新能源行业首席分析师向《证券日报》记者确认，“一方面，光伏玻璃这轮涨价，从此前（7月份）约占组件成本12%左右，快速上涨到了现在18%的水平，幅度很大；另一方面，光伏玻璃短缺的局面短期内难以化解。”

    “这确实给整个行业带来了不小的压力。”上述分析师认为，“国内2020年纳入补贴的25.96GW竞价项目有望于四季度加速开启项目建设，这导致下游装机需求正旺，带动组件等需求激增。但现在，面对已经锁定价格的订单，组件厂商就算甘愿‘亏本’，光伏玻璃还是‘一片难求’。而组件厂商的窘境，还会殃及下游电站投资等环节。”

    当然，“光伏玻璃成本占比高企”并不能完全归咎于光伏玻璃价格上涨。近年来，一种双面组件主要凭借着发电量增益（降低度电成本、提升电站投资回报率），迅速蹿红业界。而伴随着双面组件（主要因其中部分双面双玻组件对玻璃需求翻倍）行业渗透率的不断提升，光伏组件对光伏玻璃的需求亦日渐增大。

    智汇光伏创始人王淑娟向《证券日报》记者介绍，今年以来，双面双玻组件应用比例提高，已接近40%。

    但双面双玻组件的畅销并不是光伏玻璃价格陡增的直接推动力，业界仍普遍认为，“光伏玻璃供需失衡”才是光伏玻璃价格陡增的核心原因。

    要“以发展的眼光看待光伏产能结构问题”

    据《证券日报》记者了解，光伏玻璃因主要采用超白压花工艺，故被称为超白玻璃。由于超白玻璃要满足光伏组件的特殊应用要求（透光、耐候等），所以在可见光透射比、耐高温性、耐腐蚀性、抗冲击性等方面，其都要显著优于普通平板玻璃。

    一位不愿具名的光伏行业人士向《证券日报》表示，“光伏玻璃的生产工艺难点主要体现在窑炉、压延机、退火炉等设备的性能与生产过程中的工艺把控，这是造成行业‘良品率’差异的最主要原因。”

    “光伏玻璃2013年才开始逐渐实现国产替代。”该人士介绍，“良品率就是目前主要厂商们通过工艺积累形成的核心壁垒之一。而良品率直接影响毛利率。比如，主要厂商的生产成本比二三线企业低约20%到30%，毛利率相较其他竞争对手高出15%-20%，而当龙头毛利率降至30%以下时，行业内众多小厂商便无法实现盈利。”

    除了“良品率”外，玻璃产能新建、扩张也是一项天然的壁垒。上述不能具名的某券商首席分析师向记者表示，“从规划产线建设到窑炉点火后稳定生产一般需要两年到两年半时间，且点火后即需进行连续生产，停复产周期长。可以说，玻璃供给呈现刚性。”

    “因为良品率，本来就很少有玻璃厂商具备实力转型生产光伏玻璃。”在上述光伏行业人士看来，“加之玻璃行业扩产周期长、停产成本高，特别是光伏玻璃被严禁新上扩大产能项目（必须实施产能置换），抑制了其他资本涉足光伏玻璃生产的热情，也就打破了供需平衡，催生了‘寡头’。”

    事实上，据《证券日报》记者了解，包括福莱特、信义光能，以及亚玛顿、南玻A等目前都已跻身光伏玻璃赛道，并且相继宣布了扩产规划。

    但即便如此，业界普遍认为，“超白玻璃产能无法满足需求，制约光伏组件产量”的局面仍很难短期扭转。

    一方面，今年1月份工信部发布《水泥玻璃行业产能置换实施办法操作回答》，将平板玻璃（含光伏玻璃、汽车玻璃等工业玻璃原片）项目均列入需要进行产能置换的类别。

    另一方面，根据国盛证券研究所发布的研究报告，2020年至2021年，光伏玻璃将保持供需紧张的格局。2022开始，随着信义光能、福莱特产能陆续投放，供给紧张格局才有望缓解。

    中国绿色供应链联盟光伏专委会秘书长吕芳向《证券日报》记者表示：“要以发展的眼光看待光伏产能结构问题，2025年全年新增装机有可能突破300GW，2025年底全球组件产能有可能超过400GW，供应链安全尤其重要，原辅材料和设备供应链均要协同起来，不能有短板。光伏用的超白玻璃应该与普通建材玻璃区分出来，作为光伏产业的辅材鼓励发展。”

2020年10月30日，国家能源局举办四季度网上新闻发布会，发布全国能源生产消费有关情况、可再生能源并网运行有关情况以及全国50个主要城市用户供电可靠性指标等。

数据显示，今年前三季度可再生能源整体发展平稳，清洁能源消纳持续好转。可再生能源装机规模稳步扩大。截至2020年9月底，我国可再生能源发电装机达到8.37亿千瓦，同比增长9.6%;其中，水电装机3.65亿千瓦(其中抽水蓄能3089万千瓦)、风电装机2.23亿千瓦、光伏发电装机2.23亿千瓦、生物质发电装机2616万千瓦。可再生能源利用水平持续提高。2020年1-9月，可再生能源发电量达15305亿千瓦时，同比增长约6.5%。其中，水电9025亿千瓦时，同比增长1.0%;风电3317亿千瓦时，同比增长13.8%;光伏发电2005亿千瓦时，同比增长16.9%;生物质发电958亿千瓦时，同比增长19.2%。

光伏发电建设和运行情况如下：

前三季度，全国光伏新增装机1870万千瓦，其中，光伏电站1004万千瓦、分布式光伏866万千瓦。截至2020年9月底，光伏发电累计装机2.23亿千瓦。从新增装机布局看，华北地区新增装机800万千瓦，东北地区新增装机127万千瓦，西北地区新增装机为197万千瓦，华东地区新增装机为350万千瓦，华中地区新增装机为204万千瓦，华南地区新增装机193万千瓦。

前三季度，全国光伏发电量2005亿千瓦时，同比增长16.9%;全国光伏平均利用小时数916小时，同比增加6小时;平均利用小时数较高的地区为东北地区1141小时，华北地区1010小时，其中蒙西1264小时、蒙东1240小时、黑龙江1170小时。

前三季度，全国弃光电量约34.3亿千瓦时，平均弃光率1.7%，同比下降0.2个百分点。弃光主要集中在西藏、青海和新疆，其中，西藏弃光电量1.0亿千瓦时，弃光率8.7%，同比下降11.9个百分点;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;新疆弃光电量5.6亿千瓦时，弃光率4.5%，同比下降4.4个百分点。