我国要完成“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”的目标，还需要多少风电？近日，在2020北京国际风能大会暨展览会上，该问题引发了各方热议。

　　大会发布的《风能北京宣言》提出了一个雄心勃勃的目标——“十四五”期间，我国需保证风电年均新增装机5000万千瓦以上；2025年以后则不低于6000万千瓦，到2030年至少达到8亿千瓦，到2060年至少达到30亿千瓦。但对比之下，截至2019年年底，我国风电累计装机仅为2.36亿千瓦，距宣言倡议的2030年目标完成率仅约30%，距2060年目标更仅不足8%。

　　如今，风电刚刚到达平价的历史节点，明年将全部取消补贴，处在这样一个极具划时代意义的时刻，我国风电发展无疑将迎来新的转折。对各地而言，今后应将如何大力发展风电？

　　兑现碳中和目标

　　风电作用不容小觑

　　多位专家在会上表示，风电产业作为清洁能源的重要力量之一，在兑现中国碳中和承诺过程中，必将承担更多责任，也必将迎来更大发展空间。

　　“中国风电和光伏技术开发量没有天花板。”国家气候中心高级工程师王阳认为。根据国家气候中心联合国家发改委能源所、北京大学、国网能源研究院等几家机构的共同研究，到2050年，如果风电装机达到25亿千瓦（只占目前技术水平，120米高度计算，全国陆地风资源总量的50%）、光伏装机26.7亿千瓦，按照全国小时级的电量互动平衡，不需要储能和需求侧响应，仅靠风光就可以提供全国67%的电力电量需求。同时，弃风弃光率比率不到8%。

　　中国风电可开发资源潜力巨大。据测算，我国“三北”地区风能资源技术开发量就超过40亿千瓦、中东南地区风能资源技术开发量近10亿千瓦。

　　在王阳看来，风电对于实现碳中和的作用不容忽视。他援引数据分析称，2050年风光发电将达11.1万亿千瓦时，其中风电7.6万亿千瓦时，光伏3.5万亿千瓦时。

　　全球能源互联网发展合作组织亦表示，未来风电和光伏在新增电力装机中将占据主导地位。

　　度电成本降至1毛可期

　　大发展基础具备

　　如此宏伟的装机目标能否按期达成，无疑会引发一些质疑。目前，中国风电行业正处于“抢装”期，据市场预计，今年全年风电新增装机有望超过30GW（超过2015年的历史最高新增装机水平），但距宣言预期的“十四五”期间“5000万千瓦”年均新增装机量还有相当大的差距。

　　但原国务院参事、中国可再生能源学会原理事长石定寰笃定认为，风电、光伏每年新增1亿千瓦装机完全有可能做到。

　　事实上，业内普遍认为，综合考虑资源潜力、技术进步趋势、并网消纳条件等现实可行性，风电已具备了更大规模化发展的市场基础。

　　“从技术角度看，风电效率还可以大幅度提升，成本还可以显著降低。”据远景科技集团CEO张雷预测，整个“三北”地区风电场的建设成本还可以降低30%左右。同时，基于智能操作系统，风机寿命也能延长至30年以上。2023年，风电在中国“三北”高风速地区的度电成本将实现0.1元/千瓦时，发电侧储能的度电成本也将达到0.1元/千瓦时。

　　在度电成本大幅下调后，风电大规模发展还需要解决储能波动性问题。“根据产品储能技术路线，在电芯技术水平提升的情况下，我们有信心到2023年实现每千瓦时电0.1元的储能成本。”张雷表示，未来风电价格将比火电价格更低，并成为更稳定、可预测、可控制的能源。

　　“加速跑”苗头渐起

　　仍待多方联动协同创新

　　那么，今后我国如何推动落实上述宣言目标，实现风电“加速跑”？

　　“我国要大力发展风电，必须将坚持集中式与分散式并举、本地消纳与外送消纳并举、陆上与海上并举，积极推进‘三北’地区陆上大型风电基地建设和规模化外送，加快推动近海规模化发展、深远海示范化发展，大力推动中东部和南方地区生态友好型分散式风电发展。”国家能源局新能源与可再生能源副司长任育之建议，同时要更大力度健全完善风电产业政策、推动规划政策协同以及体制机制创新。

　　中国能源研究会可再生能源专业委员会主任李俊峰指出，2060年碳中和的冲锋号已吹响，各地政府与风电企业都要制定自己的目标。

　　记者了解到，目前广东、广西、河北等地均已相继发布推动风电项目建设的文件，加速布局占领风电市场。

　　如广东省发布《关于培育发展战略性支柱产业集群和战略性新兴产业集群的意见》，表示未来5年要通过配套资金支持等扶持政策，推动形成集海上风电研发、制造、运维一体的海上风电全产业体系，打造国内领先、具有国际竞争力的优势产业。

　　广西则提出，到2022年，海上风电装备产业园初步构建，力争年产风电装备装机容量100万千瓦以上，初步建成海上风电装机容量50万千瓦以上。到2025年，全区风电装机达到2600万千瓦。

　　新疆哈密在风电装备制造业方面也正迎“加速跑”。相关数据显示，今年1—8月，哈密高新区风电装备制造业实现工业产值29.07亿元，同比增长2.8倍。“随着风电装备制造业产业链不断完善，目前哈密形成了优势互补、互利共赢的新格局，更好地实现了上下衔接、协同发展。”哈密高新技术产业开发区管委会党工委副书记、管委会主任蒋忠良介绍。

　　在中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩看来，“每年新增装机5000万千瓦”是一个非常强烈的市场信号，所有开发企业、制造企业都将按照这个目标制定其发展、投资规划，各地政策、金融机构、股市也将做出相应调整。

　　金风科技董事长武钢亦提出，全社会普及使用“绿电”的倡议。“企业要发挥带头表率作用，从消费端革命做起，配合供给侧革命，努力兑现全国碳排放目标。”他建议。

光伏电站交易成为近年来光伏终端市场的一大看点。据北极星太阳能光伏网根据公开信息统计，2020年至今，光伏电站交易共计20起，电站交易规模超3.6GW，总交易金额超160亿元。

海外电站交易频繁

从统计数据来看，在20起光伏电站交易中，海外交易共7起，交易电站规模1789.3MW，占总交易规模的49.7%。

其中，天合光能、东方日升、昱辉阳光、阿特斯则作为“卖方”，向海外公司共售出1217.3MW光伏电站。

规模最大的为天合光能，向资产管理公司TPG旗下的睿思基金(The Rise Fund)售出近1GW的光伏项目，项目分布西班牙、智利、哥伦比亚和墨西哥等地，包括在建、已运营以及到达开发后期近待建状态(RTB)等不同阶段的项目，计划在2022年底前陆续完成全部交割。

此外东方日升转让澳洲昆士兰州121.5MW光伏电站项目的80%权益，仍保留20%权益。该项目组件供货和EPC总包方均由东方日升及其子公司提供。

事实上，上述交易也反映除了我国光伏电站开发企业参与国际电站开发的主流模式，即以滚动开发为主，建成并售出电站实现现金流回收。

不过，仍存“逆势之作”。8月，三峡集团猛进，成功拿下了西班牙太阳能运营商X-Elio 的13个光伏电站资产，全面吹响进攻西班牙光伏市场的“号角”。三峡国际副总经理、三峡欧洲公司总经理吴胜亮将这一交易描述为该集团的一起“里程碑式交易”。据悉，此次交易资产估计5亿~6亿欧元，折合人民币40~47亿元。

作为电力央企“四小豪门”之一，三峡集团在推动清洁能源产业升级和创新发展中承担引领责任。截至2019年10月底，三峡集团可控、权益和在建总装机规模达到1.32亿千瓦，其中96%为可再生清洁能源。三峡集团还积极开发风电、太阳能等新能源业务，截至2020年6月、风、光装机1285万千瓦，占比16.55%。在2020年26GW竞价光伏项目、41GW平价光伏项目中，三峡共拿下1288MW。

国企成接盘主力

从电站交易的“卖方”来看，江山控股、协鑫新能源、协和新能源、振发控股、北控清洁能源等13家企业清一色民企。

其中，售出电站规模最大的为天合1GW，其次则是协鑫新能源，包括子公司苏州协鑫共售出电站超737MW。

作为国内运营光伏电站规模最大的民营企业，截至2019年底，协鑫新能源光伏电站规模达7145MW。规模飙升之下“通病”接踵而，即补贴拖欠及高负债。为加速“降杠杆”和“减负债”，从2018年起，协鑫新能源将“轻资产”调整为企业的核心发展战略，密集出售光伏电站项目。进而，轰动业内的协鑫、华能交易浮出水面。截至目前，协鑫接连两次向华能“交接”697MW光伏电站，25亿现金“回笼”，进一步减轻负债。

协鑫新能源可谓近年来光伏电站开发民营企业的典型缩影。自2018年“531”后，光伏电站交易开始异常活跃，交易容量、金额超过了前三年总和，协鑫新能源、北控清洁能源、江山控股等曾雄踞光伏电站投资运营商榜首的民企开始接连出售电站，盘活现金流，缓解资金压力。

而资金充沛的国企顺势成为接盘主力。在2020年3.6GW光伏电站交易中，京能、三峡、华能、国开新能源、国投电力、中核6家国企共“收割”1629MW电站，占比45%。

事实上，2019年国内光伏电站投资商格局已然生变，据北极星太阳能光伏网统计，在TOP50投资商持有的94GW光伏电站中，国企持有规模总计57.9GW，占比达61%。而2018年约70%的光伏电站由民营企业投资。

在能源转型的主流趋势下，壮大风、光等清洁能源成为越来越多国企的核心战略。除“接手”民企电站资产，国企同时主动出击，在2019年、2020年竞、平价光伏项目中，均成为“最大赢家”。

“资产端最终将是国企的天下。”一位业内人士评价，国企资金实力难以匹敌，但民企在工程总包、运维等方面有优势，未来国企、民企合作将是大势所趋。

核心阅读：细则出台后，几家欢喜几家愁。实际发电小时数高于核定小时数的区域最“受伤”。同时，有观点指出，政策对光伏与风电未能“一碗水端平”，不少业内人士对“厚”光伏“薄”风电颇有微词。

　　近日，财政部、发展改革委、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》（以下简称《意见》），对可再生能源电价附加补助资金结算规则进行了明确。值得注意的是，本次《意见》仅针对存量可再生能源项目，增量的平价项目并不在《意见》范围之内。

　　从今年6月明确2020年923.55亿元的补贴预算，到“以收定支、优先级明确”的发放原则，再到当前“合理利用小时数”的确定，多部委连发文件，旨在“治愈”可再生能源补贴拖欠之痛。

　　“合理利用小时数”首次出现在今年1月财政部发布的财建4号文《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》和财建5号文《可再生能源电价附加补助资金管理办法》中，是相关部门综合考虑多种情况，计算出来的地区合理的满发小时数，与补贴发放金额直接挂钩。《意见》出台将对可再生能源行业产生什么影响？

　　“游戏规则变了”

　　明确补贴数额和时间

　　《意见》对风电、光伏发电以及生物质发电项目都进行了合理利用小时数的划定。相关项目的实际利用小时数，只有在合理利用小时数内的部分，才能获得中央财政的补贴资金。

　　以陆上风电为例，I至IV类资源区全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时，经折算，年合理利用小时数约为2400、2200、2000和1800小时。

　　同时，补贴发放机制有了明显变化。《意见》要求在时间轴上，并网之日起20年、全生命周期合理利用小时数，两者取其一，以首先到达的时间节点计算核定发电量补贴，此后不再享受补贴。同时明确，选取核准容量和实际容量中的低值为补贴容量，如在核查中发现申报容量与实际容量不符，将按不符容量的2倍核减补贴资金。

　　中国光伏行业协会副秘书长刘译阳表示：“这意味着，此前逐批进补贴目录的发放机制不再继续，国家批复的项目相当于‘确权’了，国家认拖欠补贴的账，利好光伏行业，可大大减少光伏企业不确定性。”

　　易渡(武汉)咨询服务有限公司负责人宋燕华表示，《意见》对补贴电价公式存在歧义的部分进行了修正。“2019年5月，财政部发布《关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知》,文末补贴计算公式中的‘电网企业收购价格’引起激烈讨论。本次《通知》对此表述进行了修改，正本清源，减少了不必要的麻烦。”

　　“几家欢喜几家愁”

　　配额、绿证交易大势所趋

　　几家欢喜几家愁。有观点指出，《通知》对光伏与风电未能“一碗水端平”，光伏发电政策倾斜明显，不少业内人士对“厚”光伏“薄”风电颇有微词。

　　“光伏组件存在明显衰减，这一点在行业内已是共识，但是本次政策对‘衰减’二字只字未提。按合理利用小时数反算，光伏项目首年发电小时数可达1200-1800，高于目前光伏实际平均发电小时。发一度电有一度电的补贴，基本没有起到像风电一样‘砍’补贴的效果。”宋燕华表示。

　　“对于海上风电而言，新政对海上风电‘全生命周期合理利用小时数为52000小时’的确定，以及2021年以后国家补贴的退出，无疑会加剧海上风电项目的投资风险。”一位业内人士表示。

　　作为风电行业代表，远景能源高级副总裁田庆军表示：“这个政策主要针对已经获取补贴电价的项目，明年开始陆上风电全面平价，不再享受补贴，后年开始海上项目全面平价。行业应该正确看待此政策的出台，不必过度解读，政策更多导向可再生能源积极参与市场化绿证交易，减少对补贴的依赖。”

　　田庆军所说的绿证交易，也是《通知》中的重要内容之一，不再享受国家补贴后可核发绿证、参与绿证交易。刘译阳表示，未来在发展机制上，绿证、可再生能源配额要发挥更大作用。“绿证、配额制均是发挥全社会的力量支持可再生能源发展。要绿水青山、蓝天白云，就需要付出一定的代价。原机制大部分成本由电力企业承担，现在是‘谁付出、谁受益’，全社会所有电力用户共同承担。”

　　“避免出现反激励”

　　积极拥抱变革谋得生存空间

　　部分企业向记者透露，实际发电小时数高于核定小时数的区域最“受伤”，政策应避免对技术提升形成反激励。

　　中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎告诉记者，同一个资源区更优质项目补贴额会变少。“以青海海南州为例，在不使用任何先进技术手段的前提下，Ⅱ类资源区的海南州某光伏电站的实际发电小时数可以达到1400小时，如果加上双面、跟踪等技术手段，实际发电小时在1600-1700小时左右。《通知》中，光伏Ⅱ类资源区合理利用小时数为1300小时，这意味着，这些光伏电站要提前两至三年退出补贴。”

　　兴业证券研报分析认为，本次《意见》充分说明，今年国家补贴收尾关门，低成本有竞争力的新能源发电形式将迎来更广阔的空间。平价之后，利用小时数无上限，产能利用率大幅度提升，而高成本的没有竞争力的发电形式，在成本降低至平价之前，不具备大规模发展的条件。

　　对存量项目来说，企业如何创新发展？宋燕华表示，在合理利用小时的激励下，未来业主进行技改提效和参与市场化交易的动力将会增强，如风资源和消纳条件允许，实际发电小时低于合理利用小时的项目应该成为技改服务商和售电主体的主攻方向，由于回报提升显著，还可采用收益分成模式。

　　“由于提升发电量的增收效果边际效益递减，对于正在抢装的项目，如建设方案仍可调整，业主应更关注即期造价降本而非发电量提升；对于已并网项目来说，由于折旧、利息费用等因素已经确定，运维服务应成为降本突破口，业主可以考虑放弃对运维人员数量的执念、接受和推广集控模式，以运行指标而非管理人数作为考核运维主体的标准。”宋燕华说。

近年来，类似扩产行动并不鲜见。据不完全统计，今年上半年，中国光伏企业投资超2000亿元进行扩产，其中，电池片及组件的产能超过300GW。与之相对应的是，光伏企业大举进行股权融资。今年以来，已有20家光伏上市公司发布了定增预案，拟募资超过200亿元。

无论是因为扩产的投资还是募资，金额均超过2019年全年。根据《中国2050年光伏发展展望》，中国光伏发电总装机规模2050年达5000GW，光伏发电将占全国总用电量的40%。

光伏市场未来前途似乎不可限量，这是支撑光伏企业大举扩产的逻辑。实际上，去年以来，光伏企业经营整体向好。今年上半年，A股55家光伏公司实现营业收入2431.35亿元，较去年同期的2164.86亿元增长266.49亿元，增幅约为12.31%。

二级市场上，光伏企业也受到了资金关注。截至今年9月4日，55家光伏企业市值合计为1.15万亿元，较年初的6348.23亿元(52家公司)增长约0.52万亿元。

组件扩产超200GW

近年来，光伏行业企业扩产较为密集，以今年为盛。梳理发现，今年上半年，隆基股份、通威股份、亿晶光电、晶澳科技、东方日升、爱旭股份、京运通、中利集团、协鑫集成、中来股份、南玻A等多家披露了扩产计划。如京运通拟在乌海投资23.11亿元建设高效单晶硅棒项目。协鑫集成拟在江苏阜宁、安徽肥东县分别投资10.70亿元、180亿元建设叠瓦组件、光伏组件及配套项目。

据不完全统计，今年上半年，上述扩产项目设计投资约为2200亿元，涉及硅片、电池片、组件以及材料等多个环节，其中，以组件扩产最为突出。东方日升、协鑫集成、隆基股份、中来股份、中环股份、晶科能源、爱康科技等公司均宣布了组件扩产计划，组件扩产的投资合计超过千亿元，占投资总额的一半，扩产的组件总产能超过220GW。

值得一提的是，扩产项目投资超过百亿元的并不少。如通威股份拟在四川乐山、成都两地投资建设高纯晶硅、高效太阳能电池及配套项目，计划分别投资35亿元、200亿元。

在美国上市的晶科能源投资力度最大。晶科能源是目前全球最大光伏组件供应商，其拟在浙江义乌、江西上饶、浙江海宁的三个生产基地分别计划投资110亿元、135亿元、105亿元，用于硅片、电池和组件各个环节的产能扩产。

光伏行业集中度在提升，这从行业企业扩产计划可以得到印证。今年上半年，行业企业宣布投资计划的有，晶科能源投资350亿，隆基股份投资287.85亿，东方日升286亿，通威股份投资235亿，晶澳科技投资123.3亿，五家投资合计1282.15亿，约为行业总投资六成。

为支撑扩产，光伏企业密集进行募资。今年4月21日，通威股份股东大会通过定增预案，公司拟向不超过35名特定投资者发行不超过85757.11万股股份，拟募资总额为不超过60亿元，用于年产7.5GW高效晶硅太阳电池智能工厂项目、年产7.5GW高效晶硅太阳能电池智能互联工厂项目及补充流动资金。目前，通威股份定增募资额最大。今年3月9日、6月3日，晶瑞股份相继实施了定增，合计募资约6亿元。今年8月6日，中环股份实施了定增计划，非公开发行约2.48亿股股份，募资50亿元。

据不完全统计，今年上半年，A股约有20家公司披露了定增预案或修订案，拟募资金额合计约400亿元。

10月20日至22日，山东开展了现货市场调电试运行。在5月现货结算试运行中出现的峰谷电价倒挂问题再度出现。山东省峰谷电价设置不合理与电源结构之间的矛盾凸显无疑。

日前出清电价最高值出现在22日（周四），为785.68元/MW, 日前出清电价最低值出现在21日（周三），为80元/MW,三日平均日前出清电价为385.04元/MW。低于标杆电价9.86元/MW。

实时结算价格最高值出现在22日（周四），为950.27元/MW, 日前出清电价最低值出现在21日（周三），为80元/MW,三日平均实时出清电价为413.27元/MW。高于标杆电价18.37元/MW。

山东省电价峰段是8:30—11:30、16:00—21:00，电价谷段为23:00—7:00，其余时段为平价时段。

上图中很明显看得出来，电价最高峰出现在了7:00左右，属于峰谷电价的谷段和平段。另一个高峰倒是出现在了常规峰段电价的18:00左右。

但原本应该是峰段电价时段的上午时段正是现货电价的最低谷；而原本应该是谷段电价时段的晚间，电价却出现了另一个高峰。

在11月山东现货整月试结算的通知中，规定了“低谷用电量超过35%用户可自主选择是否参与”。从目前的现货电价来看，加上输配电价和政府附加基金，谷段电量超过35%的用户还不如直接选择更划算的目录电价结算。

上图为一般光伏发电出力的曲线，与山东10月22日现货节点电价相对比，很容易就可以发现光伏出力最大的时间段与现货价格最低时间段几乎重合。

作为国内光伏装机第一大省，山东省的光伏发电已经对现货市场产生了极大的影响。由于集中式光伏的补贴逐年减少且不到位，分布式光伏的收益反而比较明显。

以山东的峰段电价看，其峰段销售电价，是燃煤标杆电价的2.3倍，分布式光伏自发自用替代峰段的情况下，目前的收益是非常可观的。

分布式光伏装机的大量接入，甚至出现了不要补贴也愿意接入的分布式光伏，与销售电价的价格没有随着技术进步带来的电源变化而调整，有一定关系。

由于大量光伏接入后，还带来另外一个问题，就是晚高峰电价的合理性问题。大量光伏在16时至17时断崖式降低输出能量，叠加负荷需求上升，极其考验火电机组的爬坡能力，导致电网的调节能力不足。

山东的低谷销售电价，是低于燃煤机组的标杆电价的，也就是说，夜里销售谷电，电网是个赔本买卖，需要峰电补贴谷电。

低谷销售电价低于燃煤机组上网标杆电价，也是谷电在现货中退市的重要原因。基于与现货政策接轨的考虑，在峰谷电价政策取消之前，提升低谷电价是必然。另外，随着早高峰的电价调整，必然会有一批避峰用户，要回到白天生产，这也让谷段设置的作用下降了。

9月22日，习近平总书记在联合国大会上发表重要讲话，中国将在2030年左右二氧化碳排放达到峰值。未来清洁能源除了风和光以外、核电和水电的发展空间基本停滞，受资源限制和受工程施工期的限制，每年的施工量不会有太大变化，非常平稳的状态，但风电和光伏就会呈现出不一样的发展态势。

在本月23日，第二届光伏新时代论坛暨“北极星杯”2020光伏影响力品牌评选颁奖典礼的高端对话环节，中国循环经济协会可再生能源专业委员会执行秘书长李丹、山东省太阳能行业协会常务副会长张晓斌、HIS Markit高级分析师胡丹、河北省光伏新能源商会秘书长马献立、爱士惟新能源技术(江苏)有限公司产品技术中心副总裁吴生闻、苏州爱康光电科技有限公司副总经理柳世杰围绕“在碳中和的目标下，光伏如何实现高比例发展，光伏产业链有何变化?”等话题展开了精彩讨论。

整个产业如何变化

在未来能源的转型过程中，光伏和风电肯定是最主要的能源。IHS Markit做了很多情景假设发现，从中国电力的角度来看，到2030年碳排可能达到比较高的位置，通过去煤，各个能源使用环境，包括工业生产和交通的方方面面去实现减排目标。

胡丹表示：“对于新能源，不光把光伏发电作为一个发电类型具有重要的指导意义，同时对于光伏+储能+建筑一体化+在应用场景下也具有重要的指导意义，可以说，中国作为最大的光伏市场和最大的光伏产研基地是一个很大的强心剂的作用。”

国家碳排目标需要通过到各级去落实，基于河北、山东两省不同的条件，怎样实现光伏不同省份的高比例发展?河北、山东作为分布式光伏的大省，从分布式发展的角度，可以给其他地区提一些什么样的建议?

河北光伏市场

从行业商协会角度来看，中国光伏行业的发展必定会像中国经济复苏发展一样持续健康发展，以河北省为例，截止今年上半年，河北省光伏总装机达到1571万千瓦，提前半年多完成“十三五”规划，总装机量位于全国第三位，而分布式光伏，尤其是户用光伏，位于全球第二位，今年户用光伏也成为关注的热点，尤其9月从装机规模来看给大家也是算惊喜。

马献立表示：“从省能源局获悉，根据国土规划和可利用土地规划来说，“十四五”期间，河北省光伏可利用资源规划开发的规模预计将达到120GW左右，每年基本上按照10GW的速度发展。因此，需要多方协同合作：首先，电网要同步建设，不管农村电网的改造和特高压的改造等等都会带动行业的发展;其次，政府对行业的支持，个地方十分重视光伏发展，并出台规划包括支持的一些引导机制，不久之前，山东出台储能政策;再其次，需要整个光伏产业链尤其供应商，包括逆变器厂商和组件厂商，加大对产品研发创新的力度;最后，不管市场如何摆动，不管国内外市场如何影响，不管疫情的影响，希望所有光伏从业者继续坚定信心，跟随国家产业发展的步伐。”

山东光伏市场

截止到目前，山东累计光伏装机达到19GW，预计到今年年底，山东将超20GW，山东将是全国首超20GW省份，且山东也是全国第一个分布式光伏超10GW的省份。

除此之外，能源转型需求迫切，生物质、风电山东也在铆足劲的发展。山东生物质装机全国第一，山东风电全国第四，山东的太阳能热利用全国第一，按照2030、2060这两个目标走，山东省可以提前完成目标的。

众所周知，山东分布式光伏在国内首屈一指，渠道化建设的贡献是不容忽视。张晓斌介绍：“无论是医疗、食品、交易、建材、家电，所有行业未来终端市场一定是走渠道化模式，光伏也一样，近年来，山东分布式光伏渠道普及性以及重视性非常健全。因此，未来光伏市场做好渠道建设，这是未来想做分布式光伏的一个必然的核心。”

无论从系统还是从组件效率的角度，如何更好的完成或更好的实现2030年、2060年高比例光伏目标，价格或技术光伏企业都有一个什么样的突破?

目前光伏组件价格在1.6元到1.7元之间，这个价格无法支撑平价项目的，从光伏制造本身而言，光伏价格仍有很大的下降空间，但受制于疫情影响，光伏辅材处于大幅度涨价趋势阶段，且供不应求。加之2019、2020年，光伏头部企业大幅度扩产，市场增量逐年提升，预计光伏产能将呈现过剩态势。

随着新产品、有新技术的迭代，每家企业面临老的生产制造设备淘汰的问题，同时安全性技术角度来说，安全性、可靠性比原来要大幅提升。

接下来，光伏行业马上进入第四季度，到2021年，如何过渡到平价。柳世杰站在制造商的角度去解析：

目前来看，大尺寸高功率确实是一个方向，并不是尺寸越大越好，但从晶澳等光伏企业陆续推出大尺寸产品发现，大尺寸产品确实对电站的收益、成本降低很多。PERC 500瓦以上仍是接下来的主流，目前终端客户希望在四季度有一个下降空间。

另外，HJT也是一个方向，从光伏制造本身而言三点：一是从生产制造成本，二是全生命周期的发电量，三是电池组件的转换效率带来整个对电站建设投资成本的降低，从而带来LCOE的降低。

从硅片端看，从P型向N型转变的阶段，N型比P型具有薄片化优势,可以适当降低硅片成本，光伏制造大有可期。

吴生闻认为，由于风能、光伏具有波动性、间歇性的特点，对于一些可调负载、柔性负载、储能如何达到均衡，也是未来要走的一段路。

然而，光靠现有政策和商务模型储能不足以对光伏进行很好的调节，因为储能度电成本、价差，经济性还算不过来;另外，除了削峰填谷之外还有调频调峰，经济效益还不足以支撑大规模建设储能。

值得关注的是，储能一发旦展起来，再建设虚拟电站，通过虚拟电站更好的分配能源也是未来的一个方向。虚拟电站也是今年发展起来，除了云计算之外，还有边缘计算、区块链计算，怎么应用进去，这也需要一段时间去探索。

光伏高比例发展是一个系统性工程，把光伏置于能源系统里面如何平稳的输出、如何成为稳定电源，是光伏企业制造端、企业端或者研发端需要进一步为光伏产业铺路。

近日，财政部、发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（以下简称“意见”），就可再生能源电价附加补助资金结算规则进行了明确。

其中，比较受市场关注的是，意见中对风电、光伏发电以及生物质发电项目都进行了合理利用小时数的划定。即相关项目的实际利用小时数，只有在合理利用小时数内的部分，才能获得中央财政的补贴资金。

一般情况下，合理利用小时数划定的限制越高，补贴对相关行业就越有利。

具体来看，意见规定：

陆上风电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期（20年）合理利用小时数分别为8万、4.4万、4万和3.6万小时；海上风电全生命周期（20年）的合理利用小时数为5.2万小时；

光伏发电一类、二类、三类资源区项目全生命周期（20年）合理利用小时数为2万、2.6万和2.2万小时。此外，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%；

生物质发电项目，包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目，全生命周期（15年）合理利用小时数为25万小时。

兴业证券电新团队认为，对比过往的文件，本次意见对光伏发电项目的政策倾斜非常明显。

“本次光伏合理利用小时数高于2019/2020年竞价项目的设定的水平，光伏的项目整体是偏正面的影响。”兴业证券电新团队表示，光伏一类区域合理利用小时数非常高，超出大部分光伏项目实际的利用小时上限，竞价项目给予10%的增量奖励，也高于2019年时的文件规定。

关于项目补贴电量具体的计算方式，意见里也给出了个公式，即项目全生命周期补贴电量=项目容量X项目全生命周期合理利用小时数。

此处的项目容量指的是核准（备案）时确定的容量，如果项目的实际容量小于核准是的容量，则以实际容量为准；若大于核准容量，则按核准容量计算。

值得注意的是，本次意见的提出仅针对的是存量的可再生能源项目，增量的平价项目并不在意见范围之内。

兴业证券电新团队认为，本次意见充分说明，今年国家补贴收尾关门，低成本有竞争力的新能源发电形式将迎来更广阔的空间（平价之后，利用小时数无上限，产能利用率大幅度提升），而高成本的没有竞争力的发电形式，在成本降低至平价之前，不具备大规模发展的条件。

光伏扶贫见效快、收益稳、帮扶准，既能改善落后地区的能源结构，更能推动地方产业扶贫，光伏项目往往还享受国家补贴，是不少贫困村、贫困户的脱贫法宝。但近期《瞭望》记者走访发现，由于各种原因，部分设备遭遇到了“晒太阳”的尴尬，光伏“伏”利大打折扣。

这样的“民愿工程”沦为“民怨工程”。原因固然有很多，除前期建设分散无序、后期运维不力外，光伏扶贫项目建设过程中的“最低价中标”倾向也是光伏产业后期效益降低的重要原因，它容易导致低价劣质组件隐患较多等问题。

在实际竞标过程中，光伏扶贫电站建设过程存在轻重不一的“最低价中标”导向，它能最大程度节约建设资金，又合乎公开、公平、公正的市场法则，还能避免“明招暗定”等乱象，一定程度上挤压腐败滋生的空间，但负面后果也很明显，容易造搞成唯最低价中标现象，最低价格中标的同时也带来最低质量、最低服务。

早在前年，财政部就出台了《财政部酝酿遏制低价恶性竞争新举措》，称将调整低价优先的交易规则，研究取消最低价中标的规定，推进优质优价采购。这说明，有关部委也已意识到了低价采购背后所集聚的质量风险。最低价中标的导向不仅不利于产品的转型升级，还严重影响企业研发积极性，低价挤压企业的盈利空间的同时也压缩了产品创新空间。

实际上，“最低价中标”的适用是有前置条件的，《招标投标法》规定了投标价格不得低于成本。但在实践中，却容易遇到梗阻、流于形式。有的干部存在思想误区，认为最低价是市场经济下的公平竞争，对由此造成的负面影响缺乏认识；有的干部则怕麻烦，认为光伏产品性能不宜量化、成本核算难，而价格高下立判，因此更倾向于最低价；有的干部则缺乏政治担当，高压反腐之下，担心非最低价中标遭到审计，说不清、道不明。

摒弃唯最低价是举是行业共识，但遭遇落实难，也是有着现实根源的。最低价中标法的实行，必须以完善的法律制度、企业的高度诚信为基础，更重要的时，要有相对规范、严格的评估和验收机制。针对近期光伏扶贫工程“晒太阳”现象，就有专家建议加快建立行业标准，强化技术评审和管理，严格执行项目验收制度，切实扭转“最低价中标”倾向。

开展光伏扶贫是一项民心工程、民愿工程，利用光伏产业开展扶贫，“第三只眼”监管不能缺位。严格执行项目验收制度，在履约验收方面提出更多的刚性约束，并强化事后终身追责制度尤为重要。最低采购价往往伴随着采购人履约验收不到位等现象。要知道，有时低质与低价并无必然关联，即便是摒除最低价中标，只要不把好验收端、不明确责任主体，即便不是最低价中标，以次充好、滥竽充数等还是会出现在建设过程中。

我国光伏行业高速发展的背后是企业不断的“降本增效”，尤其是近几年，降价成为国内光伏市场的主题。为此，不少光伏企业把提高光电转换效率作为抢占先机的“法宝”。在受访业内人士看来，虽然目前光伏电池转换率临近天花板，但随着技术的不断迭代，提高转换效率仍将是光伏上下游产业链的主攻方向。

　　超高功率市场崛起

　　回顾光伏行业发展趋势，技术进步驱动转换效率不断提升。自中环股份2019年发布210mm大尺寸硅片以来，短短一年，超高功率光伏生态链日渐完善，保利协鑫、爱旭、通威等电池制造商纷纷入场，适配210产品的支架、接线盒等相关配件均已做好匹配，目前天合光能、东方日升等210组件企业更可以量产超高功率电池。

　　“更大硅片、更高功率组件市场颇为乐观。随着超高功率产业化的推动，技术不断创新超越，24%+高效电池的大规模量产将超过预期，预计明年超高功率电池将迎来爆发期。”天合光能中国区组件销售创团总裁曾义判断。

　　东方日升新能源股份有限公司副总裁黄强接受记者采访时也表示，光伏超高功率市场前景光明。东方日升通过“210+异质结”，引领了行业在组件高功率和电池高效率上的进展。作为首批实现158.75mm 9BB异质结电池量产的厂家，最高量产效率高达24.2%，成为业内首批实现9BB异质结半片低温焊接封装工艺的供应商。2020年6月，首个重大客户35MW订单顺利并网发电。

　　PERC电池转换效率接近天花板

　　在受访的业内人士看来，P型单晶PERC电池产品是现阶段市场的主流，其量产效率已经超过23%，正在向24%进发。“我们认为，P型PERC电池效率在未来两三年内还有提升空间，也是目前量产化性价比最高的技术。”隆基股份品牌总经理王英歌对记者表示。

　　东方日升全球市场总监庄英宏接受记者采访时称，目前，公司单晶电池片的转换效率突破23.5%，类单晶电池片的转换效率突破23%，硅片N型单晶电池片的转换效率突破24.2%，单晶组件转换效率突破21.4%，半片异质结组件转换效率突破21.9%。

　　集邦咨询旗下新能源研究机构EnergyTrend分析认为，2020年全球光伏市场P型PERC电池产能达到199.7GW，约占电池片环节产能78%。其中，市场上销售的单晶PERC电池片转化效率集中在21.8%-23%，2020年新建成的产线效率普遍在22.5%以上，实验室单晶PERC效率在24%左右，可见PERC电池量产效率已接近实验室效率，该技术发展已进入成熟阶段。

　　记者采访了解到，由于TOPCon技术与主流PERC电池产线大部分工艺兼容，目前该技术在投资成本、配套设备成熟度上更有优势。TOPCon电池实验室研发效率可达24.8%，量产效率能够达到23.2%-23.8%。包括LG、REC、中来、天合、林洋、阿特斯、晶科、国电投等多家企业均拥有TOPCon电池技术储备，并实现了较高的研发或量产转换效率，预计2020年TOPCon电池片产能达到5.4GW。

　　盈亚证券研究认为，电池是光伏产业链技术发展最快的环节，目前PERC转换效率已接近天花板，行业正探索并布局新的技术。PERC+、TOPCON、HJT等多种新兴技术有望推动产业持续进步，并推动产业进入新一轮的降本增效浪潮。

　　“从短期看，TOPCon成本优势较强，与现有PERC产线兼容性高，但从中长期看，HJT量产潜力更大。”EnergyTrend分析表示，目前各企业中长期规划均以HJT+IBC(HBC)、TOPCon+IBC(TBC)等技术叠加方式进行电池片研发。

　　晋能科技总经理杨立友对记者表示，看好异质结技术在提高转换效率上的前景。该技术具有工艺流程少、转换效率高、超低衰减、超低温度系数、高双面率、弱光响应性能优异等优势。公司在探索异质结技术量产与降本的同时，还在探索异质结技术与钙钛矿等前沿技术结合，以期待不断的提高转换效率、降低光伏发电度电成本。

　　技术迭代谋求效率突破

　　纵观近几年光伏电池发展趋势，其发电成本持续下降，电池转换率快速提升。数据显示，2007年至2020年上半年，组件成本下降24倍，系统成本下降15倍。而在光伏电池效率方面，多晶、单晶PERC、TOPCon、IBC、异质结等技术路线效率不断打破纪录。仅天合光能一家公司的高效P型单晶PERC太阳能电池光电转换效率就累计15次打破电池和组件效率世界纪录。

　　今年，基于硅片大尺寸化趋势，从光伏产业链主流组件企业的量产水平来看，切片、多主栅、焊带改进、高密度封装等技术从组件环节优化光伏效率，主流企业在建的大尺寸组件产线基本都采用了多种组件技术叠加，将组件效率推升至20%以上，功率可达600W。

　　记者采访了解到，目前PERC电池技术量产效率提升主要搭配各环节先进工艺升级为“PERC+”,其工艺电池升级路线主要包括PERC+SE、PERC+MWT、双面PERC、SiNx优化等。天合、晶澳、正泰等主流企业PERC电池量产平均效率在22.8%以上，从电池片生产企业研发预期来看，“PERC+”电池转化效率有望进一步达到24.5%左右。

　　在王英歌看来，光伏技术迭代，前提是可靠性，在可靠性保障下，一方面看转化效率；另一方面看光伏与不同应用场景、不同能源的融合技术发展，比如光伏+储能、光伏+氢能、光伏+建筑一体化、光伏+电动汽车充电桩、光伏+数据中心，光伏+5G基站等。

　　EnergyTrend表示，处于量产导入期的TOPCon与HJT电池技术，需要产业链各环节内设备、辅材等企业与产品端协同优化产线，随着产品通过终端电站应用测试验证，才有望进入市场推广阶段。

　　晶科能源相关负责人接受记者采访时表示，光伏技术的转化效率提高有相对清晰的技术进步路径，各项技术的开展都围绕着：衬底材料提升、钝化结构优化、金属化性能提升、光学路径优化等几个主流的研究方向上。从目前技术来看，N型电池的TOPCon技术代表的高效、低成本电池，将是技术发展的主流，在此基础上会有很多新兴附属技术形成一代产品。此外，还应关注新型光伏基底材料，如钙钛矿、碳化硅、三代半导体材料等。针对结构性提效技术，叠层电池技术、光子转换技术等都能够成为提效利器。

　　国家发改委能源研究所一位不愿具名专家对记者表示，光伏转换效率虽然临近天花板，但目前效率已可以实现与煤电成本相当，且未来仍有效率提升空间。“此外，一些新兴技术，如目前较为成熟的异质结、处于技术前沿的钙钛矿，如能突破规模与经济性，成本可以降至更低水平。”