为全面落地践行可持续发展战略项目，京东“青流计划”在光伏发电领域不断创新布局。今年以来，为大力推广可再生能源以及清洁能源，京东与益华科技、金风科技、隆基等多个知名新能源企业达成合作协议，在全国范围内的智能物流园区推广光伏电站建设，预计到2020年底，青岛、合肥、杭州、西安、天津、北京六地的京东物流亚洲一号智能物流园区将陆续完成光伏发电并网。

京东“青流计划”再升级 预计明年年底建超200兆瓦光伏电站

早在2017年，京东物流就率先在上海亚洲一号智能物流园区布局屋顶分布式光伏发电系统，并在2018年正式并网发电。目前，光伏发电已覆盖园区内包括仓内照明、自动分拣、自动打包、自动拣货等多场景作业的用电需求，同时，率先进行分布式光伏电站与汽车行业资源整合，探索“汽车+车棚+充电桩+光伏”项目试点，为光伏发电在物流领域的广泛推广应用打造了新样板。

根据规划，京东将于2021年交付的智能物流园区及智能产业园区也都在进行光伏合作洽谈。预计到2021年底，整个京东智能产业园可建设光伏电站200兆瓦以上，建成后年发电量可达到1.6亿度以上。根据国家统计局数据显示，2019年中国城乡居民生活用电量10250亿千瓦时，按1个家庭平均4个人来进行计算，1.6亿度电相当于5万多个普通家庭1年的用电量。

内蒙古自治区鄂尔多斯市达拉特旗发改委主任李锐17日表示，目前，该旗在中国第七大沙漠--库布其沙漠成功建成了中国国内最大沙漠集中式光伏治沙基地。

官方消息称，库布其沙漠拥有中国一类的太阳能资源，太阳辐射强度高，日照时间长，光照资源优势明显，发展光伏发电条件得天独厚。

位于库布其沙漠中段的该集中式光伏治沙基地，一期50万千瓦项目于2018年5月29日全面开工，同年12月10日实现全容量并网发电。

该基地二期项目占地面积2.1万亩，总投资25.7亿元(人民币)，目前项目具备并网发电条件，正在加紧推进电力送出工程。

李锐介绍说，一期光伏电站利用19.6万块光伏板拼接成的“骏马图形电站”还获得了吉尼斯世界纪录认证。

内蒙古经济学家盖志毅认为，在沙漠上打造光伏治沙基地，对于实现清洁能源高质量发展，发挥沙漠多光优势具有很强的示范作用，是将绿水青山转化成金山银山的生动实践，是沙漠与高科技的完美结合，此举堪称中国在沙漠中掘金、让“黄沙变黄金”的一次成功典范。

我国可再生能源发展的“十四五”规划正在紧张编制中，将决定未来5年可再生能源的发展走向。鉴于我国正在大力推进的能源转型，在“十四五”期间想要提升非化石能源的占比，将主要依靠光伏和风电来实现。

一、光伏是近10年成本下降速度最快的发电类型

2009－2019年，光伏的度电成本下降达89％。2019年，光伏平均度电成本40美分／千瓦时，已经是各类电源中成本最低的电源之一。2019年，葡萄牙、阿联酋的光伏招标项目电价已低于2美分／千瓦时，比我国燃煤标杆电价最低的省份新疆的3．7美分／千瓦时还要低。

2019年，地面电站平均成本为4．55元／瓦，预计2020年可降至3．8元／瓦甚至更低。未来光伏成本仍将以年均5－10％的速度下降，至2025年将进一步下降至2．62元／瓦。光伏将成为全球最廉价的能源。

二、全球光伏进入平价时代，需求快速增长

全球光伏发电占比仍然较低，目前预计占比不到5％。在平价上网的驱动下，预计未来30年全球光伏装机将增长近13倍，累计装机高达8440吉瓦，年复合增速在9％左右。

中国非化石能源发展目标：2020年非化石能源占比15％，2030年实现不低于20％，2050年不低于50％。据悉，“十四五”规划可能做重大调整，可再生能源比例大幅提高。

平价光伏搭配储能以后，将为行业带来长期、可持续的发展动力，预计2025年全球光伏新增装机368吉瓦。

三、平价门槛已过，需求无需担心

2020年，平价项目规模达33吉瓦（预计今年国内装机规模40－50吉瓦），同比增长124％，其中广东高达10．89吉瓦。

相较于2019年，2020年湖南、青海等8省实现平价光伏项目“零突破”。对2020年光伏平均成本及各地燃煤标杆电价测算，我国近80％的地区能够实现平价经济性，收益率达到8％以上。其中，光伏项目经济性较好的地区包括：黑龙江、海南、吉林、四川等。除重庆外，全国各地区光伏平价项目度电成本已低于当地燃煤电价。

此前，压制光伏估值的因素主要有补贴政策退坡影响装机量，新技术迭代影响行业格局。在平价大趋势下，政策补贴的边际影响已降至零水平，技术迭代带来的成本下降已成为推动行业发展的核心驱动力。行业政策扰动与技术迭代的不确定性正在逐步消除，未来行业格局将更加清晰稳定。

四、全球光伏看中国，龙头集中度持续提升

至2019年底，中国光伏产业链各环节产能在全球占比均绝对领先，硅片环节占比最高达94％左右。毫无疑问，光伏最核心的技术在中国，最优秀的公司在中国。

根据公开信息统计，从年初至8月底，国内共有49家光伏企业宣布了扩产计划，涉及投资总额近3000亿元，各环节产能规模约664吉瓦。

从产业链环节来看，电池、组件仍是扩产主力军，尤其是电池，无论是产能规模容量还是投资额度，都要远高于其他环节。

实际上，平价到来逼迫企业不断创新，快速更新迭代技术，新产能快速更替旧产能也是当下的常态。光伏行业在经历一轮又一轮的洗牌之后，头部企业通过不断加码产能使得“强者恒强”，而二三线企业仍在不断追随中，各环节的竞争只能愈发激烈。

产能与技术将成为这场“厮杀”中的主抓手，从目前来看，未来行业集中度持续提高将成为大概率情况，头部企业的市占率也会随之提升。

9月伊始，疫情之下的多晶硅重地新疆终于全面解封，恢复正常生产生活秩序，企业复工复产，部分多晶硅大厂产能满产;与此同时，受意外事故影响的协鑫新疆硅料厂部分产线开始恢复，进一步增加市场硅料供给，此外叠加下游价格博弈，硅料价格开始企稳。组件商坦言：“目前的光伏组件价格只是稳定了，想向下很难。”

　　随着价格企稳，光伏电站项目陆续开工，包括大唐、华电、中核、三峡在内的电站业主陆续开启了约8GW规模的EPC项目招标。从各项目招标文件所规划的工期来看，大部分项目的工期设定为8月底开工，11月底实现全容量并网，9成以上项目要求今年底前并网。

　　按照国家能源局要求，2020年竞价项目应于今年底前全容量并网，对于逾期未全容量并网的，每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时，逾期两个季度内仍未建成并网的，取消项目补贴资格。

　　据不完全统计，7月以来公开宣布开工消息的光伏电站规模超4.6GW。在开工的超4.6GW项目中，计划今年底前完工并网的达3.7GW，占比八成以上。

　　不过因光伏组件价格高企，部分企业不得不变更拟建项目计划。8月，中节能太阳能就投资者关于涨价对公司在建项目的影响提问，其表示在建项目已签署完成组件采购合同，因此涨价不影响项目建设，但拟建项目将根据市场情况认真测算收益率，只有在能够达到公司收益率要求的情况下才开工建设。

　　基于以央企为主的开发格局，分析机构对年底并网规模大多持乐观态度，不排除部分项目在涨价潮下选择观望或者延期，但大部分央企项目年底前并网的可能性较大，Q4或再现超10GW的抢装大戏。

近年来，我国储能产业飞速发展。根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年6月底，我国已投运储能项目累计装机规模达到32.7GW，占全球比重达17.6%。与此同时，作为解决新能源发电不稳定性以及推动可再生能源发电在能源系统中占比不断提升的重要路径，“新能源+储能”方兴未艾，正在成为能源行业变革的趋势。

　　对于储能行业而言，今年是“风光储元年”。“储能在未来能源结构的调整中，将发挥不可替代的作用。”近日，科华恒盛(002335)股份有限公司(简称“科华恒盛”)新能源事业部总工程师曹建在接受记者采访时表示，随着能源结构调整的推进，从整个电力系统的角度看，新能源配储能将成为一种必然，光伏等新能源发电未来要替代火电成为常规能源，就必须与储能结合。

　　纾困新能源未来趋势可期

　　在政策的引导下，“新能源+储能”招标规模大增，配置储能正逐渐成为新能源发电优先进入市场的前置条件。记者了解到，目前，新疆、内蒙古、青海、河南、湖南、湖北、安徽等10多个省区已出台在新能源项目中增加配置储能的相关文件，储能配置要求多为5%~20%。

　　“光伏和风电的不稳定性决定了储能在这两种新能源发电中的不可或缺性。”曹建表示，储能系统是未来电网系统组成的必要成分，是解决能源互联的关键组成，可实现能量的时移应用。在科华恒盛看来，可再生能源装机的不断增加，将对电网稳定性带来新的挑战，而储能拥有移峰填谷，提高新能源功率预测精度和发电波动性，提高电力可调度性，参与电网调峰、调频等辅助服务等应用效益，将迎来更多发展契机。

　　浙江南都电源动力股份有限公司(简称“南都电源”)子公司南都能源互联网运营有限公司副总经理于建华告诉记者，新能源结合储能是未来的必然趋势，而结合的方式将呈现多种不同类型，除了新能源电站加装储能，还可以建设独立大型储能电站，与电网结合来解决新能源并网的技术难题。他表示，随着新能源发电占比的提升，新能源与储能技术的融合一定会在新能源发电输电过程中发挥重要的辅助作用。

　　对于新能源与储能融合的发展，储能成本的下降是关键。于建华指出，从2010年的储能示范项目，到目前进入规模化应用，储能的系统成本持续在下降，尤其是锂电池加入储能应用场景后，成本下降速度明显加快。他表示，未来“新能源+储能”成本的下降，将更多依靠规模化发展。电池技术的升级结合整个产业链规模化带动，储能成本将以更快速度降低，加速促进储能产业链走向成熟。

　　科华恒盛认为，经过近3年的成本大幅下降，以锂电池系统为代表的电化学储能已经得到规模化应用。截至2019年，我国已投运电化学储能项目达到约1.5GW，占全球4.9%，其中，2019年电化学储能装机636.9MW，占世界首位。该公司预测，2020年我国储能市场的规模化应用正在从电网侧转向可再生能源并网，预计将有GW级的储能项目投运。

　　机制未成熟定位尚需明确

　　在陕西省铜川市宜君县，关中盆地与陕北高原交接处的千山万壑间，一座占地面积9559亩的250MW大型光伏电站坐落于此。这是国内首批实施的光伏发电技术领跑者项目，也是全国首例光伏超跑者储能示范项目，科华恒盛作为储能整体解决方案独家提供商，深度布局此项目的设计规划。2019年7月，该项目顺利实施，对储能技术在新能源发电系统中的普及应用起到了积极的先锋引领作用。

　　“储能的发展才刚刚开始，从技术来说，储能比光伏要复杂得多，难度也大得多。”曹建认为，“新能源+储能”正处于发展初期，有清晰盈利场景的市场不多，仅在海岛、高原等无电或弱电网地区市场积极性较高。而在大电网地区，如何参与调峰调频的电力辅助服务，目前还没有一个清晰的规则，需要等待电力体制改革的进一步推进。

　　在于建华看来，目前储能的应用模式较多，从离网到并网，应用场景的多元化已经使储能的意义和储能产品的定位逐渐变得清晰，但与此同时，市场化机制的缺乏仍然是储能发展的瓶颈。他表示，短期来看，“新能源+储能”在机制不成熟的前提下，增加了新能源电站的投资成本，未来要创造更多效益，仍然需要商业模式加市场机制的成熟。

　　对于产业的健康、可持续发展，于建华建议，结合电力体制改革和能源结构调整，让储能的身份更加明确。“储能技术已经得到认可，也得到了规模化应用，但是针对储能市场定位主体不清晰，缺少一个‘身份证’。”他指出，随着未来能源结构的不断变化，储能作为能源结构调整服务的核心载体，定位将更加明确。

　　对此，曹建也表示，在当前的电网体制下，需要考虑储能如何定位，电网需要把储能定位为一个不可或缺的部分。“目前储能和光伏、风电结合，成本下降已经很可观，但要考虑如何优化制度，如何完善整个体系。”他强调，储能行业的发展不能依靠某一个环节来提升，而是需要整个体系的完善。

　　多样化发展服务综合能源

　　储能是支撑能源互联网、智能微电网、综合能源服务的关键技术，这一关键技术与新能源发电的结合，将为能源系统带来根本性的变革。中国工程院院士陈立泉指出，未来，能源互联网的发展将呈现五大特征，分别是可再生、可互联、开放性、智能化、分布式，基于这些特征，储能将成为能源互联网的基础。

　　目前，储能在能源互联网中的应用已得到业内的积极探索。据于建华介绍，南都电源从2009年就进入储能领域，逐渐成为全球储能行业的领军企业。2016年南都能源互联网子公司成立，深度开发储能领域需求为行业提供了优质的产品及储能系统。2018年初，由南都电源开发、运营的无锡新加坡工业园智能配网储能电站全容量并网运行，该项目是目前全球最大的商用储能电站，总功率达20MW，其运行既缓解了电网调峰压力，又保证了储能用户获得合理的收益，实现了双赢的效果。于建华表示，“该电站目前已稳定超过3年，从储能整体发展进程来看，我们打造的商业模式非常成功，项目收益符合投资预期。”

　　与此同时，与储能密切相关的综合能源服务市场也正受到各方追捧。国家电网公司营销部副主任刘继东日前表示，根据国家电网公司研究机构初步测算，预计2020年~2025年，我国综合能源服务产业进入快速成长期，市场潜力规模由0.5万亿元~0.6万亿元增长到0.8万亿元~1.2万亿元;2035年步入成熟期，市场潜力规模约在1.3万亿元~1.8万亿元。

近日，国家能源局发布《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（简称《通知》），《2020年光伏发电项目建设方案》（简称方案）随《通知》下发。总体思路上很好地延续了2019年政策，包括积极推进平价上网项目、有序推进补贴项目、全面落实电力送出消纳条件、严格项目开发建设信息监测等。相较去年，今年政策出台时间明显提前，而且文件内容跟1月23日下发的征求意见稿内容基本相同。同时充分考虑了新冠肺炎疫情影响，对相应的截止时间进行了顺延，为企业留出了充足的办理前期手续和施工建设时间。

基本规则保持不变，户用光伏单独管理

　　方案明确，2020年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为15亿元。其中，5亿元用于户用光伏，补贴竞价项目（包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目）按10亿元补贴总额组织项目建设。与2019年相同，户用光伏不参与补贴竞价，排序确定补贴名单。只有2020年新建的需要国家补贴的光伏发电项目（包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目）参与补贴竞价。

　　2020年补贴竞价项目的竞价规则和电价修正方案与2019年保持不变，由国家能源局根据各申报项目的修正电价由低到高排序遴选纳入补贴范围的项目。在全国排序累计补贴总额时，先按“度电补贴强度*装机容量*年利用小时数”计算各项目年补贴额，然后逐个项目累加计算总额，直至入选项目补贴总额达到2020年度新建光伏发电项目补贴预算总额上限10亿元。同时，可享受国家补贴的户用光伏并网截止时间的确定方法与2019年保持一致。

　　国家能源局相关负责人强调，由于国家发展改革委员会对户用光伏项目的电价政策尚未确定，所以目前仍无法明确户用光伏的具体建设规模，只能对规模的测算方法进行说明。“按照户用光伏总补贴额度5亿元、年利用小时数1000小时和国家有关价格政策测算，并按照50万千瓦区间向下取整确定。例如，当户用光伏度电补贴强度为0.07元/千瓦时，测算为714万千瓦即向下取整为700万千瓦。”按照之前国家发展改革委价格司最后一次征求意见的0.08元/千瓦时测算，户用初始规模是6吉瓦，再加上一个月的缓冲期，据光伏协会测算，全年可安排规模预计在6.5吉瓦以上。

　　应该注意的是，户用光伏纳入规模的时间从今年1月1日算起，这意味着2019年11月、12月超出去年总量的户用光伏项目不会纳入补贴规模，这在去年的政策里已经明确。

　　优先推进无补贴平价上网光伏发电项目建设

　　2020年是我国推进光伏发电平价上网的承上启下之年，做好从补贴走向平价的平稳过渡，对实现行业的健康可持续发展至关重要。方案中提出要积极支持、优先推进无补贴平价上网光伏发电项目建设，平价上网项目由各省级能源主管部门按照相关文件要求，在落实接网、消纳等条件基础上组织实施，以更好地落实“放管服”工作要求，为地方平价上网项目创造有利条件。重点支持已并网或在核准有效期、需国家财政补贴的风电项目自愿转为平价上网项目，执行平价上网项目支持政策，并要求项目应在2020年底前能够核准（备案）且开工建设。

充分考虑疫情影响，延后各项截止时间

　　此次政策充分考虑到当前疫情对2020年平价和竞价项目在办理前期手续、获得电网消纳意见和项目申报等方面带来的影响，将2020年征求意见稿中平价和竞价项目的报送（或申报）截止时间均延长一个半月，平价项目的报送截止时间延至4月底，2020年光伏竞价项目的申报截止时间延至6月15日，这个日期仍比2019年竞价提前了半个月。

　　对于竞价项目的并网截止时间和补贴退坡时间，目前尚有部分2019年竞价项目未完成建设，受疫情影响，企业复工推迟，这些项目建设将不可避免地产生滞后，行业普遍建议推迟一个季度。据悉，光伏协会已向主管部门建议延长2019年和2020年项目的并网时间。国家能源局的官方解读中也明确考虑到因受不可抗力因素影响，为保障相关企业合法权益，推动相关竞价项目建设工作平稳有序发展，根据疫情情况和行业实际，将会商价格主管部门及有关方面，认真研究并适时发布延期政策。

　　目前看来，推迟是肯定的，但是由于疫情尚未结束，具体推迟多长时间尚未可知。2020年是风电、光伏发电走向平价的重要节点之年，推动行业稳步走完补贴最后一公里的重要性不言而喻。今年的政策已无悬念，且经过大范围多轮征求意见已在行业形成广泛共识。当前，光伏行业发展最大的意外就是遭遇了新冠肺炎疫情的冲击，疫情对产业平价上网项目不会产生大的影响，但会对部分补贴项目产生短期影响。

　　对于光伏发电项目，疫情将导致部分光伏竞价项目无法按时并网，错过2020年3月31日和6月30日两个补贴时间节点，但很大几率上将出台政策延迟并网时间，这将抵消企业所受影响。从整体规模上来说，疫情得到有效控制后，前几个月损失的安装量将加快恢复，再鉴于今年政策出台较早，行业企业准备较为充分，光伏的新增规模不会受到疫情太大影响。据业内专家测算，2020年光伏新增装机有望达到40吉瓦左右，比2019年增加了近10吉瓦。总体看，光伏行业在2020年将按照既有节奏稳定健康发展。

光伏电价政策仍待明确

　　虽然，目前国家发展改革委员会尚未明确2020年光伏发电项目的具体电价政策。但近日，国家发展改革委员会已经就此向相关行业协会、企业等进行了第二轮意见征求。据了解，与首轮征求意见稿相比，本轮意见征求中明确提出户用光伏项目的电价补贴为008元/千瓦时。同时，将各类资源区地面电站指导电价上调为0.35元/千瓦时、0.4元/千瓦时、0.49元/千瓦时，比首轮征求意见稿中各提高0.02元/千瓦时。

　　此外，工商业分布式项目补贴上限0.05元/千瓦时保持不变。对此，行业专家普遍认为，户用电站继续维持固定补贴有利于保护非专业的中小投资者，008元/千瓦时的补贴强度也好于市场预期，较好地平衡了业主投资收益和市场装机规模。

　　此外，集中式电站指导电价的上调也充分调动了申报积极性，提升了竞价空间。首轮征求意见稿中，部分地区的指导电价与当地燃煤标杆电价差距过小甚至低于燃煤标杆电价，此轮上调可以更充分调动业主积极性，广泛吸纳参与主体。国家能源局相关负责人表示，从行业各界的主要意见来看，各方普遍希望2020年光伏电价的相应政策文件能够尽快出台。这将有利于各方具备条件时抓紧启动2020年光伏发电建设相关工作，给开发企业预留充足的项目开发周期，避免因价格政策未出台影响2020年整体光伏发电工作开展进度。

一排排太阳能光伏电板给山坡披上一层“银装”，板上是光伏发电，板下种植中草药……山东日照市东港区三庄镇“农光互补”扶贫电站总设计容量90兆瓦，自2017年12月并网发电至今年5月，已累计实现扶贫收益1485万元，带动6000多户脱贫户实现增收。

记者从山东省扶贫开发办获悉，近年来，山东积极利用农村荒地、荒坡等资源，因地制宜在光照条件较好的贫困地区开展光伏精准扶贫。通过“农光互补”产业扶贫模式，清洁能源以“绿”生“金”，为30多万户贫困户送上稳定增收的“阳光存折”。

招远市夏甸镇大丁家村是招远市扶贫工作重点村，受丘陵地势影响，村民以务农为主，经济薄弱。2019年，在国网招远市供电公司帮扶下，一座发电功率36千瓦的村级光伏电站建成发电，每年为村集体增收近5万元，并惠及12户建档立卡贫困户。

海阳市二十里店镇靠山村为海阳市省定扶贫工作重点村，曾长期是个“空壳村”。2019年，国网海阳市供电公司帮扶靠山村建起一座发电功率148千瓦的光伏电站，帮助全村35户建档立卡贫困户每年每户增收1000多元，村集体每年增收近14万元，由此也助推黄瓜、西红柿等农产品产业扶贫合作社扩大了种植规模。

截至2019年底，山东已建成1.2万余个光伏扶贫电站项目，建设规模183万千瓦，累计上网电量57.8亿千瓦时。通过变“一次输血”为“长效造血”，帮扶带动31.7万户建档立卡贫困户增收脱贫。

中国要实现清洁低碳发展，根本在于改变能源结构，从以化石能源为主转变成以可再生能源为主。近年来，中国包括风能、太阳能在内的可再生能源发电的设备成本大幅下降。比如，光伏组件的成本已经从2000年的50元/瓦，下降到现在的2元/瓦左右。虽然太阳能和风能的年发电小时数分别仅为燃煤发电年利用小时数的约1/3和1/2，但发电成本已接近燃煤，远低于燃气发电。同时，可再生能源发电成本还必须考虑安装空间成本、接入成本、消纳成本等。目前，发展可再生能源的瓶颈是安装空间和接纳能力。

首先是安装空间的问题。光伏、风电不像石油、天然气、煤炭一样蕴藏于地底矿床，都属于低密度能源，需要足够大的安装空间。到哪里去找适宜的安装空间？建筑屋顶可以成为重要的光伏资源承载地。目前，我国城乡建筑屋顶和可接受足够太阳光的垂直表面超过100亿平方米。如果这些建筑表面全部被开发利用，每年可发电2万亿千瓦时，约为我国目前全年总发电量的28%。

其次是接纳能力的问题。目前对电网而言，缺乏足够的灵活电源是难以接纳更多的可再生能源电力的主要原因。面对电力系统需要瞬时平衡的特性，发展灵活电源（能够根据需求侧要求调节自身出力的电源），将电能的刚性负载变成柔性负载是解决这一瓶颈的关键。

一方面，可以把新能源汽车智能充电桩和城市建筑结合起来，将其作为柔性负载，同时可接收外来的可再生能源电力；另一方面，城市建筑也可以通过虚拟电厂技术，成为灵活用电的负载，甚至起到灵活电源的作用。比如，将城市建筑的配电系统变成直流加光伏电池的直流蓄电、智能充放电系统，通过柔性直流输电技术储存释放电能，既能有效应对由于不规律用电导致的峰谷差，又可增加电网接纳风电、光伏的能力。

对于农村地区，建设屋顶光伏系统，不仅可以解决农民生产生活用电问题，而且将剩余的电量输送给电网，会成为农民增收的重要途径。同时，实现农村能源革命必须要通盘考虑、一体化布局，除了清洁取暖，还必须通过发展农用车、农用机具的电气化，提高农村电气化水平和消纳清洁可再生能源的能力，才能彻底实现农村的能源革命。

后疫情时代，屋顶光伏系统可以作为“新基建”战略的一部分。统一规划、建设、改造“光伏+直流+智能充电桩”的一体化建筑供配电系统，不仅会把电力成本降下来，而且能为“十五五”“十六五”发展高端制造业提供清洁能源，同时还能带动一批新兴产业，如光伏电池、风电发电设备、新型蓄电池，电动汽车、充电桩、直流供配电、电气化农机等朝阳产业，使其居于领跑地位。

近日，住建部、教育部、科技部、工信部等九部门联合发布《关于加快新型建筑工业化发展的若干意见》（简称《意见》）。《意见》指出，要推动智能光伏应用示范，促进与建筑相结合的光伏发电系统应用，提升建筑的便捷性和舒适度。

　　新型建筑工业化是通过新一代信息技术驱动，以工程全寿命期系统化集成设计、精益化生产施工为主要手段，整合工程全产业链、价值链和创新链，实现工程建设高效益、高质量、低消耗、低排放的建筑工业化。

　　《意见》从设计、施工、信息技术的融合等多个方面，对新型建筑工业化的发展提出明确要求。业内认为，国家政策对光伏建筑一体化市场引导意向明显，《意见》的出台或将给该市场带来巨大变化。