7月以来，WIND光伏指数累计上涨20.94%至2574.83点，跑赢大盘。9月14日光伏板块再度大涨，珈伟新能、青岛中程、晓程科技收盘封住涨停板，晶澳科技、爱康科技、隆基股份涨幅超过4%。

　　分析人士指出，此轮上涨的主要原因是市场预期“十四五”新能源规划目标将上调，这一预期催化了光伏板块的市场表现。受今年第四季度“抢装潮”等因素影响，下半年光伏行业需求将持续改善。

　　光伏装机或较快增长

　　摩根士丹利日前发布报告预计，中国将上调“十四五”可再生能源比例的规划，非化石能源将设定为2020年达到15%，2030年将达到20%。该规划上调将大力推动国内光伏装机量，基于2025年国内非石化能源比例达到18%及2030年达到20%比例测算，预计未来每年光伏新增装机有望达到55GW至60GW。

　　4月9日，国家能源局发布《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》，决定未来五年新能源发展走势的“十四五”规划工作正式开展。根据计划，今年9月底前应完成《可再生能源发展“十四五”规划研究》报告，11月底前形成《可再生能源发展“十四五”规划（征求意见稿）》，2021年3月底前需形成国家《可再生能源发展“十四五”规划（送审稿）》。

　　兴业证券表示，如果非化石能源占一次能源消费比例上调较大的话，光伏产业将不再是一个周期性产业，而是一个完全成长性的产业。目前非化石能源占一次能源消费比例为15.3%，若2025年这一指标定为17.5%，则光伏年化需求将达到60GW至70GW，如果达20%，则可达到95GW至105GW。

　　“十四五”新能源规划目标对光伏行业最直接的影响，就是光伏装机量的规划。国金证券认为，“十四五”期间光伏装机持续较快增长是大概率事件。在行业基本面扎实、第四季度高景气大概率延续的基础上，光伏板块龙头股有广阔上涨空间。

　　阳光电源董事长曹仁贤表示，“十四五”期间，每年安装60GW光伏和30GW风电是大概率事件，这还仅是一个保守的估计。

　　四季度有望迎来装机潮

　　上半年，光伏板块上市公司已交出靓丽的“中考”答卷。Wind统计数据显示，在A股55家光伏概念上市公司中，48家公司上半年实现盈利，占比高达87%。其中，37家公司实现净利润同比增长。

　　展望下半年，业内普遍认为抢装潮来临将持续改善行业需求。中国光伏行业协会秘书长王勃华表示，上半年光伏行业表现不错。在竞价、平价、户用等项目驱动下，下半年国内光伏市场将实现恢复性增长，四季度有望迎来装机高潮。

　　西部证券指出，上半年受益于下游客户密集扩产，（相关光伏产业链）公司在手订单充足，光伏行业中的电池片和组件设备企业实现较快业绩增长，下半年相关企业业绩增长有望提速。

　　通威股份表示，随着下游硅片企业新增产能如期释放，高纯晶硅供应愈发紧张，价格明显上扬。下半年公司将顺应市场需求，继续保持满负荷生产。目前公司高纯晶硅月产量已超过8000吨，产能持续提升，消耗指标持续下降，单晶料占比95%以上，并能实现N型料的批量供给。在建的乐山二期和保山一期项目合计超过8万吨产能，预计将于2021年建成投产，可进一步扩大公司高纯晶硅的竞争优势。

　　下游龙头企业积极扩产

　　今年8月以来，爱旭科技、天合光能、晶澳科技等多家光伏企业公布扩产规划。同时，通威股份、天合光能、东方日升均在积极推动210mm大硅片的研发与产业化，积极推进度电成本下降。

　　事实上，今年以来光伏龙头企业就已加快扩产布局。据中国证券报记者不完全统计，今年上半年通威股份、亿晶光电、晶澳科技、东方日升、爱旭股份、协鑫集成等多家披露了扩产计划。这些扩产计划涉及硅片、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。中环股份、晶科能源、东方日升等公司均公告了组件扩产计划，其扩展的组件总产能超过200GW。

　　西部证券预计，未来光伏龙头企业的产能优势将愈发明显，各环节集中度有望提升。

　　9月8日福斯特公告称，公司拟通过自筹资金的方式进行年产2.5亿平方米光伏胶膜和年产1.1亿平方米光伏背板项目的投资，项目计划由嘉兴经济开发区设立的全资子公司实施，预计投资10.2亿元。这是福斯特今年第二次公布光伏胶膜产能扩张计划。今年2月，福斯特公告称，将通过自筹资金投资16亿元建设5亿平方米的光伏胶膜项目。

　　8月9日爱旭股份公告，拟在未来五年投资200亿元进行扩产，高效太阳能电池产能将达到60.8GW，是2019年底产能的6.61倍。

　　扩产项目超百亿的项目频频出现。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35亿元和200亿元。晶科能源也宣布，公司拟在浙江义乌、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。

“加快新能源建设是落实国家绿色发展战略的重要手段，但新能源超常规发展过程中产生的电网平衡难度加大、故障形态复杂等一系列新的问题，对电力系统灵活调节能力提出了更高要求，这为储能发展带来新机遇。储能装置可实现负荷削峰填谷，增加电网调峰能力，也可参与系统调频调压提高电网安全稳定性。”8月27日，国网国家电力调度控制中心党委书记董昱在“第九届储能国际峰会暨展览会”上表示。

近年来，利好“新能源+储能”发展的政策频出。峰会当天，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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）》，提出积极探索“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”实施路径，成为推动储能在新能源发电项目上应用的又一项利好政策。

“新能源+储能”已在多领域应用

随着新能源占比在电力系统中越来越高，由于本身具有的随机性、波动性、间歇性，势必需要大量可调节资源配套，而储能是一种非常好的协调发电和负荷之间时空不匹配的手段。“储能的未来是光明的，但发展也需要政策的支持，而不是盲目地推进新能源+储能模式。”国网青海省电力公司绿能数据有限公司总经理董凌说。

阳光电源副总裁吴家貌认为，“新能源+储能”并网占比从2019年的17%增加至今年的43%，正在成为行业标配。中关村储能产业技术联盟理事长陈海生认为，可再生能源和分布式能源的大规模利用，对储能有着巨大的需求。

不难看出，“新能源+储能”被业界认为是大势所趋。事实上，“新能源+储能”已经被广泛应用于多个领域。

据董昱介绍，在电源侧，一是在新能源场站配置储能，获取利润的主要模式是通过储能装置改善新能源场站运行特性，从而减少弃风弃光。这对于弃电严重和新能源上网电价高地区的场站具有较好的投资前景。

二是在火电厂配置储能，参与调峰调频辅助服务市场。获取利润的关键在于市场本身的补偿力度以及能够获取到的市场份额有多少。由于在一定时期内市场总体调节资源是基本相当的，如果市场出清价格高和调节需求大则具有获利空间，反之回报率就会下降。

在电网侧，需要有大量的储能资源提供调频调峰、系统备用和故障调节等公共服务，但现在面临的主要问题是政策支撑不足。如果作为独立的储能电站接入公共电网，当前的商业化运作模式还是处于探索阶段；如果开展共享储能，为新能源场站提供调峰服务，现在基本处于一场一策、一事一议的阶段，收益存在很大不确定性。

在用户侧，获取储能收益的主要模式是利用峰谷价差，低谷充电，高峰放电，获取价差的收益，这里面主要看本地峰谷电价差，以及结合本地企业自身经营的情况来决定收益的回报率。

强配储能还有多种问题待解

尽管“新能源+储能”已经成为行业发展的趋势，但是也不能盲目配备储能，特别是在风电、光伏等新能源发电迎来平价上网之际，新能源配备储能后的成本、政策引导和监管、行业标准以及老生常谈的“谁付费、谁买单”等问题都成为摆在“新能源+储能”面前的拦路虎。

国内储能市场要提高项目经济性，也应从开放市场入手，允许储能系统运营商作为市场主体提供多元化服务，进而获得多渠道收益。

业内专家认为，在“新能源+储能”推动举措上，探索完善的市场交易机制和价格补偿机制显得重要。只有合理化的市场规则和价格机制，才能让类似项目获取合理的价值回报，实现可持续发展。

董昱给出了他的建议，第一是加强顶层设计，促进新能源和储能协调有序发展。第二完善政策机制，建设储能分类管理的体系，不同类型怎样发展，怎样确定规模，怎样建立商业回报、投资模式。第三健全标准体系，深化技术研究。第四创新应用模式，助力能源互联网建设。

“如何配置实现储能规模化以及如何配置才能最大限度发挥储能的价值，是我们未来面临的主要挑战。”北京索英电气技术有限公司董事长王仕城表示，规模化储能需要着重考虑电网的关键点和薄弱点，同时需要及时完善相应政策，规范储能的建设标准，保护投资方和各相关参与方对产业的信任，以实现产业的健康有序发展。

近年来，分布式光伏市场火热，其新装装机规模稳定增长，不断缩小和集中式光伏的差距。在需求走高的趋势下，光伏企业研发专门适用于户用和工商业市场的产品，推动行业走向专业化。随着平价上网时代临近，分布式光伏市场未来发展方向在哪？

　　发展潜力有待深挖

　　作为分布式光伏行业的老兵，正泰新能源在这个市场摸爬滚打十余年，虽然产业越来越成熟、市场规模越来越大，但在正泰新能源副总裁金建波看来，分布式市场的发展潜力仍然很大。

　　“早在2009年，国家就推出了金太阳工程，引导我国分布式光伏产业的发展。然而，受居住条件、地理环境等影响，一直以来，分布式光伏存在一定的地域特征——东南部地区的需求更好。比如，山东、浙江等省份一直是户用市场比较火热的区域。”金建波说。

　　金建波认为，近年来，随着技术不断进步，即使没有补贴，分布式光伏项目也可以达到较好的收益率，加之民众的接受度不断提高，将带动分布式市场空间进一步拓展。

　　国家能源局的数据显示，2019年我国新增光伏发电装机3011万千瓦，其中分布式光伏新增装机1220万千瓦，同比增长41.3%，占总新增装机规模的40.52%；光伏发电累计装机达到20430万千瓦，分布式光伏6263万千瓦，同比增长24.2%，占累计装机规模的30.66%。

　　“我国分布式光伏装机规模占总装机规模的比例并不大，市场空间仍待拓展。除山东、浙江等发展较为成熟的省份外，目前我们还在开拓河北、河南、安徽等市场，分布式市场前景很好。”金建波称。

　　储备技术，发力新品

　　“‘调结构’是现阶段我国光伏产业发展目标之一。从目前情况来看，集中式光伏和分布式光伏的装机占比逐渐趋于平衡，无疑是积极的发展方向。”国家可再生能源中心副主任陶冶表示，“希望‘十四五’期间，分布式光伏仍将能维持稳步发展的良好态势。”

　　国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧则认为：“从户用角度分析，在农村和偏远山村，大电网供电成本非常高，而分布式电源的灵活度较高，可操作性也优于集中式供电，这让分布式电源的优势凸显，且具有不可替代性。”

　　为了开发农村市场，正泰新能源不断创新，在今年的SNEC展会期间，推出了新款光伏建筑一体化(BIPV)产品。

　　“其实，早在2018年，我们就开始研究BIPV的相关技术，2019年做了一些行业示范案例。”金建波说，“和普通户用光伏电站不同，BIPV兼具建筑和发电两种功能。未来，分布式市场发展空间将有很大一部分存在于BIPV中。”

　　储能、运维共促发展

　　“光伏+储能是产业的发展趋势。”金建波说，“目前，其主要问题在于储能的成本没有降下来。经济空间有限的情况下，市场也比较谨慎。”

　　金建波说：“2017年，我们已经开始探索‘新能源+储能’领域，并在自己的园区开展一些项目。在政策的推动下，未来配置储能的光伏项目数量将不断增加，储能成本也将随之下降。”

　　截至2019年底，我国电化学储能项目的累计装机规模达1.71吉瓦，同比增长59.4%。产业重点应用场景也不断变换，从最早的用户侧切换至2018年的电网侧，再到如今的电源侧。

　　配置储能解决了光伏电站对电网友好的问题，而助力电站平稳运行的，还需要可靠的运维。随着我国光伏产业发展愈发成熟，运维效果越来越受到重视。“正泰运维团队已实现互联网+、标准化、精细化管理。通过采用智能化运维分析平台、智能故障预警及分析等智能化手段，同时引进智能巡检+无人机+物联网技术和智能清洗机器人，实现全方位的智能管理目标，保障光伏电站效益最大化。”金建波希望，未来正泰新能源可以在运维领域开辟出一片新市场。

支持新能源配套储能的政策在2020年密集出台，让本以为平价上网之后可以大展拳脚的新能源开发商们，因额外增加配置储能的投资，重新陷入左右为难的尴尬境地。

加之在贯彻执行中，“鼓励”却变了味道。后期各省政策中不管是“优先支持”还是“鼓励配置”，配置储能已经成为2020年可再生能源消纳的标配，甚至成为项目并网甚至核准的前置条件，让风光产业从业者，有一种“刚出虎穴，又入狼窝”的错觉。

事实上“风光+储能”的搭配，虽不算是珠联璧合，但因储能技术，能够完美解决新能源消纳难题，而且使电力系统的运行会更加安全，一直被视为“可再生能源最后一公里”。

尤其光伏与储能联合应用，已经成为全球储能发展的重要方向，与风电相比，光伏发电可预测性较好，且具有一定规律性，结合储能可实现定期充放，利用率相对较高，满足其友好地接入电网，演变为高品质电源期望。故而不少光伏企业、发电企业都将光储结合作为未来光伏走向市场化的出路之一。

因此，尽管业内“强配储能不合时宜”的呼声仍然存在，但部分企业已然开始躬身入局，毕竟“强配储能”的尴尬之处不在技术或前景本身，而是在于在落地过程中由谁买单的问题。更何况在以消纳为基准的平价时代，项目并网投产所产生的价值将远大于后期转为平价或搁置。

“国家队”扎推入局，盈利模式仍待探索

在这一背景下，一批光伏项目开始招标建设配套储能设施，这其中又以中电建、国电投、华能、国家能源集团为代表的“国家队”动作最为迅速，凭借着实力和财力的先天优势，一出场就显示出强大的市场开拓能力。北极星太阳能光伏网不完全统计：截止2020年8月底，这些发电集团共22个光伏储能项目进入招标及建设阶段。

在电网侧、用户侧储能示弱的格局下。这些重量级“玩家”参与其中，不仅开始替代电网成为储能投资的主力军，也给几乎陷入冰点的光储行业，注入一剂强心剂，毕竟无论是实现储能成本的下降，亦或是提升光储项目的经济性，都需要做项目支撑。

更何况这些发电集团投资项目的单体规模，往往都相对较大，不少项目还是国家重点的特高压配套工程，这对光储场景的多样化应用、技术变革、成本降低以及商业模式创新都能够起到巨大的促进作用。

譬如在此前光储电站的示范项目中，黄河水电投资建设的青海共和电站光伏储能电站，就承担了各种新技术的试验任务，其中发电系统采用了当前各类新技术，包括固定+单面、固定+双面、平单+单面、平单+双面、垂直+双面；储能系统采用磷酸铁锂、三元锂、锌溴液流和全钒液流各类电池，并且在交流侧和直流侧均有尝试。

还有北控清洁能源集团在西藏投资建设的羊易光伏电站4.5MW/20.7MWH的储能电站，也摸索出一套接近商业化的盈利模式。据该公司公示资料显示，羊易光伏电站白天弃电时，储能电站充电，购电只需1分钱/千瓦时。到了夜间，储能电站放电，按照羊易光伏电站1.15元/千瓦时的价格卖出，从而赚取1.14元/千瓦时的差价。

另外，从已投运光储项目来看，多能互补类的项目，相对独立的光储项目，更具经济性和实用性上。显然，发电集团也认识到了这一点，因此，在风光发电汇集的西部省份，各大发电集团开始了新一轮的“跑马圈地”，大举布局风光储项目。

据北极星太阳能光伏网不完全统计：截止2020年8月底，地方政府完成签约的风光储项目就高达8个，另外还有5个项目进入招标及建设阶段，这些项目特点鲜明，大多数都在项目规模都在GW级别以上，除华能德州丁庄风光储一体发电项目外，全部位于传统的西部资源富集省区。

这就说明，发电集团在大基地开放方面，正在由传统单一大开发模式向“风光储”多能互补，打捆外送的方式转变。这从今年8月27日，国家发改委和国家能源局出台了《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）》中，将“多能互补”提到了一个显著的位置就可见一斑。

然而无法忽视的是，这些项目中配套配套的储能领域，仍旧没有稳定且普遍适用的盈利模式，而且储能投资成本仅由开发商承担，若没有成熟的市场机制，无论是光储融合亦或是“风光储”多能互补，仍旧难以得到长足发展。

开辟新兴商业模式，仍是现下当务之急

就当下实际而言，储能成本偏高导致项目缺乏经济性，仍然是光储发展的重要掣肘。

尽管最近十年，主流储能技术成本每年降低10～20%，但储能技术的成本不会无限下降，2019年成本下降已经趋缓，2020年的下降速度将延续这一趋势。因此如何深挖储能电站潜力，开辟新兴商业模式，仍是现下光储发展的当务之急。

从现有的商业模式看，光伏配储能项目价值创造的路径包括，参与调峰、调频获得辅助服务补偿，减少弃风弃光电量增加电费收入，参与电力市场交易获得电价收益，削峰填谷获得峰谷价差。

然而，以往参与电力市场交易往往被火电等传统能源所“专美”，光储以及可再生能源如何打破这一桎梏？

此前由青海省首创的“共享储能”模式提供了一个成功示范。2019年4月，国网青海电力新能源建设重点项目——鲁能海西州多能互补集成优化示范工程储能电站进行了共享储能交易试运营，跳出单个电站的独享储能方式，将储能电站通过市场化交易为多个市场主体提供电力辅助服务。

该模式一度引起业内人士的广泛关注，一组数据也印证了其价值。据国网青海电力公开资料显现：截至2020年7月底，青海省共享储能电站交易累计成交1172笔，增发电量2624万千瓦时，创造直接经济效益2100余万元。

尴尬的是，业内不少人士认为青海孕育出的这一“共享储能”模式，短时期内并不具备在其它区域复刻的条件。

因此，探索出一套光储能协同发展的支持政策或是商业模式，仍是现下的当务之急。如何探索？有哪些成功案例可以借鉴？

日前，各省主管部门收到国家能源局下发的《关于报送光伏竞价转平价上网项目的通知》，要求梳理竞价项目自愿转为平价的相关信息。

　　根据上述文件，本次光伏竞价转平价项目报送仅限两种光伏项目：一是2019年已经入选竞价项目但逾期并网的（即2020年6月30日之后并网）；二是2020年申报竞价项目但未入选进入国家补贴名单的。

　　实际上，受新冠肺炎疫情影响，2019年结转的近10GW竞价项目是延迟开工最严重的部分，至少有超过3GW的目未来得及在今年“6·30”前完成并网。按照政策规定，“6·30”前未完成并网的竞价项目将失去补贴资格，但这部分项目究竟如何善后尚无定论。

　　据了解，其中有不少竞价项目已经投入了数百万元的前期费用，不少业主也希望可以出台相关政策明确转为平价的相关条件，争取项目可以顺利推进下去。

　　在此之前，已经有相关省级政策出台规定。7月17日，河北省发改委下发《关于加快推进风电、光伏发电在建项目建设的通知》称，考虑到疫情影响，2020年6月30日前未并网竞价光伏项目可自愿转平价，并网截止时间适当延至2020年12月31日。

　　需要强调的是，上述两类项目均已经取得相关的电网、土地等初步手续，在转为平价之后项目进度也将较为顺畅。

　　根据上述文件，此次竞价转为平价项目报送截止时间为2020年9月10日，项目业主需在国家可再生能源发电项目信息管理系统在线登记申请。

9月10日，中华全国工商业联合会发布《2020中国民营企业500强榜单》，华为投资控股有限公司(8588.33亿元)、苏宁控股集团(6652.59亿元)、正威国际集团有限公司(6138.99亿元)位列前三名。

据了解，在过去的一年，民企跨入世界500强行列的步伐进一步加快，民营企业500强中共有19加入围世界500强。

今年民营企业500强入围门槛还突破了200亿元大关，提高至202.04亿元，较去年增加16.18亿元。今年民营企业500强的营业收入总额30.17万亿元，增长5.85%。资产总额36.96万亿元，增长6.78%。其中，华为投资控股有限公司营业收入突破八千亿元，蝉联民营企业500强榜首、制造业民营企业500强榜首。

切换至光伏视角，在中国民营企业500强中，共有24家光伏企业(含涉足光伏)榜上有名，具体上榜企业请看下表。

随着光伏电站平价前景的日益明朗，各大央企、国企投资商对于光伏电站的投资热情高涨。据光伏們统计，自2020年1月起，已有22家集团/企业签署了投资总额超过三千亿元的清洁能源项目开发协议，涉及投资光伏电站超过39GW。其中，以国家电投、华能、三峡、大唐、中广核等为代表的央、国企规划光伏电站项目规模超过32GW，占比超83%。

在这份签署项目汇总清单中，明确建设平价项目共计7.75GW。在优先消纳、固定电价等优惠政策的加持下，光伏投资企业也将加快跑马圈地的速度，提前规划土地资源，为即将到来的平价时代做好充足储备。

跑马圈地，开启下半场光伏电站项目资源竞争

随着2020年项目开发基本进入尾声，各投资商已经瞄准了2021年的项目资源竞争。实际上，从今年竞价结束之后，以大唐等为代表的央企已经进入了土地等项目资源的储备中。与此同时，跑马圈地，与地方政府签订开发协议正成为央企进行光伏电站投资的主流玩法。

备注：上表汇总了自1月起各企业签署拟投建的光伏项目，因项目较多，如有疏漏，欢迎在评论区留言修正。

从上述表格来看，目前已经持有22.70GW光伏装机的国家电投在短短五个月内，陆续签约20个新能源项目，项目容量储备共计超过10GW，在签署项目数量及容量上位居榜首。其中，国家电投内蒙古公司已与呼伦贝尔市、包头市发改委及鄂尔多斯市政府签署合作框架协议，在“十四五”能源项目资源上做好充足储备。

值得一提的是，吉电股份作为吉林省内和国家电投在东北区域唯一的以电力、热力投资和生产运营为主业的上市公司，其新能源产业已成为公司经营和利润支柱板块，截至2020年6月末，吉电股份在全国范围内以新能源为主积极拓展发电业务，在建、前期、收购及储备的项目较多，新能源业务遍布19个省份。

根据国家电投发布的社会责任报告，到2025年，国家电投将建成装机规模最大、核心技术突出、行业全面引领的“世界一流光伏产业”；到2035年，国家电投目标实现装机容量2.7亿千瓦，清洁能源比重超75%。

作为较早介入光伏电站投资领域的电力央企，三峡新能源已具有非常成熟的开发经验。据悉，三峡2020年计划新建和续建新能源项目规模约540万千瓦，年底计划完成并网装机300万千瓦。

而华能，大唐则在去年开始加大了光伏、风电的投资，加快清洁化低碳化的转型。据悉，2020年上半年华能集团新能源项目开工46个、共计4.2GW；新增并网945MW。目前，这两家企业的光伏装机规模已正式迈入4GW+行列。

大唐集团在今年的竞价、平价光伏项目中拿下了超4GW规模份额。近日，大唐集团公示了逾2.6GW的光伏电站项目小EPC中标候选人，所有项目都要求于2020年年底并网。（详情请点击《最低0.86元／瓦，大唐公示2.6GW小EPC中标候选人，均要求年底前并网》进行查看）

此外，以京能、浙能等为代表的地方国企也在积极的谋划布局。趁着央/国企“捧场”的热度，民营企业也在光伏电站投资领域“搭台”参与。但不同的是，目前大部分的民营光伏企业扮演的角色更多的是与央企合作开发，赚取设备以及EPC方的利润，阳光电源、正泰、隆基、特变电工等便是其中的佼佼者。

彰显“骨灰级”玩家实力，央企光伏电站投资规模暴增

除了跑马圈地之外，这些央企、国企也在2020年真正体现了其作为光伏电站投资领域“骨灰级”玩家的实力。从光伏們统计的近两年的项目获批容量来看，TOP 10中，央企以70%的占比带领第一梯队稳居扩大项目规模。

与2019年相比，一方面，最为明显的各企业的项目获批容量稳步增长，无论是央企还是民营企业，项目规模都在2020年出现了较为明显的增长，这也间接说明了，在光伏企业的持续创新及降本努力下，光伏电站在成本上的优势正逐渐凸显，各投资企业在光伏电站领域的投资占比在逐年攀升。

另一方面，以国家电投、大唐、中广核、中核、华电、华能、国家能源集团为代表的央企获批规模基本均呈现出翻倍增长的势头，尤其是大唐、中核、华电这三家2020年项目获批规模暴增，成为当之无愧的“黑马”。值得一提的是，此前不少专注于水电、风电项目开发的投资商、设计院等也在将目光转向光伏电站投资，例如风电巨无霸国家能源集团也在2020年开启了光伏电站投资之旅。

值得一提的是，以阳光电源、通威、隆基、特变电工等为代表的民营光伏设备企业也在这两年的项目资源竞争中表现出强有力的竞争力，上述几家企业的总容量稳居TOP 10梯队。

不过如果仅从2020年平价项目名单来看，在TOP 10中，民营企业和央企/国企平分秋色，各占5成，项目分布较为分散。在今年平价项目的争夺中，项目集中度的分散还体现在，若干中小型开发商也参与到平价项目的争夺中，并且获得了一定的规模。

事实上，光伏进入平价之后，因不受补贴缺口的约束，现金流趋于稳定，同时随着系统成本的不断下降，电站资产收益率相对较为客观，不少的民营投资企业也卯足了劲冲刺平价项目。阳光电源、通威、隆基、特变电工、林洋、晶科、正泰等均在此次平价项目竞争中获得不错的业绩。

备注：上表为光伏們根据2019年光伏企业陆续公布的财报、央企的社会责任报告以及采访调研统计所得，仅供参考。

可以预见的是，无论是作为投资角色的央企、国企，还是以EPC业务为主的民营企业以及设计院，光伏电站投资领域将展开一场激烈的资源争夺战，这尤其体现在开发资源方面。某设计院人士明确表示，单纯以EPC作为主营业务的优势已经受限，未来各企业都将逐渐向开发端涉足，以提前锁定项目。

9月9日，根据《国家能源局综合司关于2019年户用光伏项目信息公布和报送有关事项的通知》（国能综通新能〔2019〕45号）工作要求，国网山东电力有限公司对2020年8月新增户用光伏项目进行了梳理，2020年8月山东新纳入财政补贴规模户用光伏项目达到434.51MW,截止到8月，累计装机1675.67MW，共计18727户。

石油、煤炭等传统能源和光伏、风电等新能源曾经被视为水火不容的一对，近年来，这对看似仇敌的对手，却开始越来越多的携手合作。

13家石油巨头进军光伏

9月7日，媒体报道，中石化湖北黄石分公司首个加油站分布式光伏发电项目在直属迎宾南加油站一次调试、并网成功。该项目由中石化湖北石油分公司与湖北特雷斯科技集团有限公司合作，在黄石率先试点，项目建设仅用时一周，设计功率40千瓦/小时，由太阳能电池板、逆变设备、输电线路、计量设备等组成。该项目合作期限为20年，预计合同全周期可为加油站节约电费12万元。

中石化进军光伏的脚步，其实早已开始。2012年，中石化西北油田分公司塔河油田首座太阳能光伏发电站落户AT22井，这被认为是中国传统石油能源公司涉足太阳能光伏产业的一次尝试。

2017年，中石化首个集中式光伏项目——新星公司陕西渭南白水20兆瓦农光互补光伏发电项目正式并网发电，项目选取光伏发电+农业种植，技术上采取“分块发电、集中并网”模式，每年可节约标煤约7700吨、减排二氧化碳约24000吨。

2019年，中国石化广东佛山石油首次在小塘水上加油船试点安装光伏发电，发电量达44KW/天。随后，大良加油站继续引入光伏发电，每日发电量可达80多度。此外，中石化旗下子公司江西石油、云南石油近年来也在不断加码光伏。

除了加油站和光伏电站，8月21日，中国石化集团资本有限公司宣布，投资入股凤阳硅谷智能有限公司，布局超薄光伏及光电显示特种玻璃产业链。

凤阳硅谷智能有限公司是光伏玻璃领域领先企业常州亚玛顿科技集团有限公司的全资子公司，主要进行超薄光伏玻璃原片和显示器用特种光学玻璃原片的生产与制造，已成为我国光伏玻璃和光电玻璃供应领域的重要力量。目前，该公司正在加快特种光电玻璃项目建设，项目新建日熔量650吨特种光电玻璃生产线3条，智能化玻璃精加工生产线20条，可生产国际领先的超薄高品质光伏玻璃及光电显示特种玻璃，年产能高达一亿平方米。首条特种光电玻璃生产线已于2020年4月投产运行。

不止是中石化，统计发现，中石油、中海油、道达尔、壳牌、埃克森美孚、雷普索尔、Equinor、BP、OMV Petrom、Conpet、Eni、Petronas等12家石油巨头，在近些年也先后以不同方式进军光伏行业。

9大煤炭企业转战光伏

除了石油，作为传统能源的另一个重要代表，煤炭企业这几年也纷纷转战光伏。统计发现，包括神华、同煤、山煤、晋能、潞安、陕煤、平煤、淮南矿业、露天煤业等在内的九大煤炭企业，近些年在光伏领域都动作频繁。

神华集团是我国规模最大、现代化程度最高的煤炭企业和世界上最大的煤炭经销商。早在2015年，新能源发电业务已经是神华最盈利的业务板块。与国电集团合并组成国家能源集团后，近期关于他们的最新消息是在铜铟镓硒(CIGS)上获得重大突破。

同煤集团是第三大煤矿国有企业，早在2013年，从20兆瓦光伏电站起步，开启向光伏新能源的转型。据公开资料显示，截至2017年12月，同煤已拥有新能源发电项目27个，项目覆盖山西、新疆、西藏、河北、山东、陕西等地，装机容量达154.3万千瓦。且按照其自身的“十三五”规划，2020年新能源板块装机容量将达到470万千瓦。

晋能集团组建于2013年5月，是山西省属重点国有企业、山西最大的清洁能源企业。2016年起开始从制造和发电布局清洁化转型。如今，晋能集团风电、光伏发电总装机达到122.72万千瓦，年上网电量21亿千瓦时，光伏电池组件已涵盖高效多晶、高效单晶、异质结三代领先技术、年产1.76GW居世界前5%先进产能。

潞安集团是全国重点煤炭企业，早在2009年便成立潞安太阳能，正式跨行光伏业，建立了从硅料清洗、单晶拉制、多晶铸锭到硅片加工、电池生产及组件封装的垂直一体化产业链。近两年重点打造“18961”产业发展战略——18GW高效电池、9GW高效组件、6GW拉晶、铸锭、切片，同时积极布局红外发热和紫外芯片应用建设，最终打造一个立足山西、辐射全球、国内领先、国际一流的光电产业园区。

山煤集团的最新消息，都与异质结电池有关。7月25日晚间，山煤国际能源集团股份有限公司公告称，7月23日，公司与钧石（中国）能源有限公司签署了《战略合作框架协议》，双方拟共同建设总规模10GW的异质结电池生产线项目。

8月21日，山煤国际能源集团股份有限公司发布公告称，与湖州珺华思越股权投资合伙企业（有限合伙）、宁波齐贤企业管理咨询有限公司签署《关于组建山煤国际光电科技有限公司的合资协议》，约定共同出资设立合资公司山煤国际光电科技有限公司（暂定名，最终以市场监督管理部门核定名称为准）开展10GW高效异质结（HJT）太阳能电池产业化一期3GW项目。

陕煤集团实际控制人为陕西省国资委。2015年其煤炭产量西北第一、全国第四。2017年，陕西煤业通过两次投资业务议案，拿出100亿元的自有资金对外合作开展不涉及关联交易的投资业务，并增持隆基股份成为其前几名大股东。

淮南矿业集团有90多年开采历史，在国家煤炭工业发展进程中有着重要地位和作用。2015年初以能源转型方向为基础，启动了光伏发电项目建设。先期利用李一、孔李600多亩废弃煤矿工业广场建成了两座集中式光伏电站，发电装机容量共23.6兆瓦，自2016年6月相继并网发电以来，已经实现年创效2400万元。

中国平煤神马集团是我国品种最全的炼焦煤、动力煤生产基地。旗下拥有平煤股份、神马股份、易成新能3个上市公司和5家新三板挂牌公司，营业收入、资产总额均达1500亿元。为完成“去产能”目标，2015年开始在光伏领域开展一系列布局，2016年成为赛维LDK4家公司的重整投资人。如今已经打通了“光伏硅刃料—单晶硅、多晶硅—太阳能切片—锂电池隔膜”战略性新兴产业链。

关于平煤的最新消息是8月18日，平煤神马集团与许昌市（襄城县）、河南投资集团再次深度战略合作，成功签约光伏玻璃和5GW光伏组件项目合作框架协议。

露天煤业的光伏之路起步较晚，开始于2018年。当年4月，露天煤业发布公告，公司拟在内蒙古自治区鄂尔多斯市达拉特旗昭君镇投资建设达拉特光伏发电应用领跑基地1号、4号项目。其中，1号项目以“林光互补”模式规划建设10万千瓦，计划总投资6．54亿元；4 号项目以“林光互补”模式规划建设 20 万千瓦，计划总投资12．76亿元，估算两项目合计投资超19亿元。

2019年12月11日晚，露天煤业再次发布公告，公司董事会审议通过了《关于投资建设通辽发电总厂贮灰场生态环境综合治理150MWp光伏发电项目的议案》《关于投资建设阿拉善左旗40MWp光伏发电项目的议案》和《关于投资建设达拉特光伏发电领跑奖励激励基地100MWp项目的议案》，合计投资额为14．02亿元。这也是露天煤业继2018年之后再次布局光伏领域的重大举动。

能源转型大势所趋 做伙伴胜于做对手

从不理解到理解再到积极拥抱，传统能源企业对于发展新能源的态度转变，与我国能源转型的大趋势有关。

国家高端智库建设试点单位中国石油集团经济技术研究院2018版《2050年世界与中国能源展望》中指出，我国能源发展已进入新的历史时期，新旧动能持续转换；在需求端，能源消费重心逐步从生产侧转向生活消费侧；在供应端，清洁能源将满足新增能源需求并逐步替代高碳传统能源。我国一次能源需求将于2035至2040年间进入峰值平台期，约为56亿吨标煤，因能源结构优化进程较快，与能源相关二氧化碳排放将在2030年前达峰。中国能源消费结构将呈现向清洁、低碳、多元化转变特征，清洁能源（非化石能源与天然气）将满足增量需求并优化存量，2050年基本形成煤炭、油气和非化石能源三分天下的格局。

企业发展不能与国家大政方针冲突。既然无法阻挡新能源发展的大势，不如索性敞开怀抱欢迎。

有业内专家表示，能源转型是大势所趋，随着新能源的收益越来越高，曾经将化石能源发电作为主战场的国企，将越来越多的转战新能源发电产业，尤其是光伏行业。在中央提出推动能源革命、煤炭去产能、降低煤电比重等一系列政策背景下，能源国企提高清洁能源发电比重是政治正确的方向。

此外，一直困扰光伏民营企业的可再生能源补贴问题，让很多企业的现金流紧张，迫切需要流转资金，传统能源企业的进入，既缓解了民企生存压力，又符合国企入局光伏行业的初衷。

“从供给侧看能源结构的变化，传统化石能源与可再生能源的供应形式发生改变，一个不得不承认的事实是，可再生能源正在变得越来越有吸引力。”埃森哲大中华区战略咨询专家李松认为，光伏、风电等新能源的广泛接入改变了传统能源系统的单一集中模式，也让传统能源企业的原有实力来源成为了企业的弱点，在这种趋势下，需要传统能源企业跨界发展多种能源，融合新能源和新技术，由传统的单向型能源企业向综合能源服务商转变。

李松预测，未来能源企业将跨界发展多种能源，而互联网、芯片、边缘计算、人工智能、大数据等信息通信技术都会成为能源行业重点跨界和融合的对象。