消纳是光伏行业健康发展的重要条件和保障，只有更好的消纳，才能更好的发展。

日前，全国新能源消纳监测预警中心公布2020年全国光伏发电新增消纳能力48.45GW。其中，国家电网经营区2020年光伏新增消纳能力3905万千瓦，南方电网经营区光伏新增消纳能力740万千瓦，内蒙古电力经营区光伏新增消纳能力光伏200万千瓦。

在此之前，由于受疫情影响行业纷纷调低对光伏新增装机的预测，该数据的公布，可以说给了行业很大的信心。

2020年光伏消纳现状和预测

据统计，一季度，光伏消纳利用率水平同比下降；二季度，消纳形势向好。整个上半年，弃光现象主要集中在西北和华北地区。华北地区上半年光伏消纳同比整体下滑，弃光电量9.2亿千瓦时，占全国32.9%，同比上升1.7个百分点；西北地区光伏消纳维持上升态势，弃光电量17.7亿千瓦时，占全国63.5%，同比下降2.3个百分点。

行业专家预计，下半年光伏新增装机将有所回升，一方面下半年依然有约3700万千瓦光伏消纳空间，另一方面2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果已发布，约2597万千瓦光伏竞价项目计划在2021年6月底前并网。由于已复工及新开工一批电网输变电工程，相关新能源送出受阻情况将逐步好转，下半年全国整体光伏消纳形势稳步向好。但也有人认为，电网消纳困难问题可能会更加突出。

重点地区消纳问题仍需持续关注。其中，山西北部、内蒙古西部、河北北部等地区新能源消纳压力较大，建议进一步加强网源工程的协调建设力度，做好新能源消纳的统筹工作以及新增项目并网投产时序的合理安排。

各省发布项目建设要求，合理规划消纳空间

河北省

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》，根据文件，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。另外，文件指出，今后凡新核准或备案项目，两年内未开工建设或无实质建设进展的，一律取消项目计划，腾出的资源和电网消纳送出空间优先保障安排国家、省重大示范项目。

陕西省

7月15日，陕西发改委在《关于转发国家能源局2020年光伏发电项目竞价结果的通知》一文中明确，截至2020年12月底，集中式光伏电站建成容量低于80%的市，暂停该市2021年度光伏发电项目开发权，同时暂停该企业2年省内光伏发电项目开发权。

竞价项目抢占部分空间

2019年国家能源局公布了22.8GW的竞价项目，实际并网项目仅为50%左右，约有10GW项目将在今年并网。而根据今年的光伏发电建设方案，目前仅有宁夏发改委要求转结项目须在5月31日前开工，未开工的企业不得申报2020年度项目。其余多个省份规定参与竞价的光伏项目包含1月1日后已并网项目以及2020年12月31日新增并网的项目，这意味着约10GW转结竞价项目将分食48.45GW的总消纳空间。

竞价项目之外，转结平价项目也会侵占一些消纳空间。2019年第一批光伏平价上网项目总量为14.78GW，据统计仅有1.52GW项目完成并网。需要关注的是，在这些未实现并网的项目中，有相当一部分既占用了去年的指标，又将占用今年的消纳空间。

平价时代，保障消纳是关键

2020年，国家积极支持、优先推进无补贴平价上网光伏发电项目建设，推进光伏向平价上网阶段平稳过渡，保障消纳是关键。

行业专家表示，光伏发电正迈向全面平价，进入后补贴时代，需要发挥可再生能源电力消纳保障机制的长效和重要作用。同时专家强调，可再生能源高质量发展的要求和方向不会变，而消纳条件是决定新增规模的因素之一。需要强化可再生能源电力消纳保障机制，保障持续稳定的增长空间，同时发挥绿证及交易机制的作用、延续光伏发电市场环境监测评价机制，通过开发项目开发市场、实施竞争配置项目等手段探索和逐步实施项目建设管理，让可再生能源项目尽可能多地参与电力市场，最终推动光伏发电技术和经济竞争力的提升。

国网能源研究院建议，首先要完善调峰辅助服务市场机制，并做好与现货市场设计衔接，激励各类资源为系统提供灵活调节能力；其次，需要完善新能源跨省区交易机制，逐步建立相互开放的、跨省区的统一市场机制，促进新能源在更大范围消纳。

“板上光伏发电，板下特色种植，一地两用，效益倍增。”在山东省聊城市冠县万善乡宋村，华博70兆瓦光伏电站负责人告诉记者，电站平均每年上网电量约1亿千瓦时，每年帮扶冠县2333户建档立卡贫困户，每户每年收益3000元。今年，光伏电板下的千亩油用牡丹预计平均亩产400斤牡丹籽，亩均收入可达万元。

记者从山东省扶贫开发办获悉，近年来，山东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“光伏+农业”的产业扶贫模式，既为31万户贫困户送上了稳定增收的“阳光存折”，又促进了清洁能源利用。

以华博70兆瓦光伏电站为例，自2016年并网发电以来，截至2019年累计上网电量超过3亿千瓦时，相当于节约标煤11.7万吨，二氧化硫减排8800吨，二氧化碳减排29万吨，减少粉煤灰尘排放7.9万多吨。

烟台海阳市小纪镇西金碃村地处丘陵山区，2018年在国网海阳市供电公司的帮扶下，村里的光伏扶贫电站并网发电，每年带来3万多元的光伏收益。

“我每月都有一笔光伏收入，再加上给村里打扫卫生，每年收入4000多元，日子越过越有盼头。”西金碃村建档立卡贫困户张文凤说。

8月19日，安迅电力“2020年度委托方代表恳谈会”顺利召开，中广核集团、万浦（中国）、中民新能等多位委托方代表应邀出席座谈；安迅电力领导亓总、谭总及公司其他管理层参加会谈。

会上，亓总首先向百忙之中抽出时间参会的各位委托方代表表示感谢。希望通过本次恳谈会的举办，认真倾听代表们的声音，让安迅电力与各委托方之间形成更加良好的互动，增进彼此的信任，帮助安迅电力不断提升运维服务品质。委托方中广核集团代表杨总表示，非常荣幸受邀参加此次安迅电力的业主见面会，作为我们委托方也非常希望能有这样的机会可以与安迅形成良好的互动，可以与业内同行开展面对面的交流，在此非常感谢安迅电力给予我们委托方的宝贵的交流机会。

恳谈会上各位委托方代表与安迅电力展开热烈的交流与讨论，对未来电站的运维各位代表提出了很多建设性的建议，安迅电力将针对这些建议改进升级目前的运维模式，通过不断引进科技含量运维技术及手段，提升自身的运维服务品质。

最后，亓总表示安迅电力从成立之初发展至今，离不开各委托方的的大力支持，未来安迅电力一定力尽所能、不负所托，保障旗下运维电站运维质量稳步提升，让我们的电站不断升值、增值。

安迅电力昌邑站、辉渠站、龙湖站、仁泉惠永站、歌尔站，公司财务部、综合部等相关负责人列席本次恳谈会。

在经历补贴退坡、市场需求不振等坏消息后，光伏产业终于迎来了一些好消息。中信建投的研报显示，光伏产业下游需求正在回暖，上游涨价潮将会逐渐向下游传导，整个产业的旺季正在到来。

另外，最近公布的 2020 年光伏平价上网项目超市场预期，被认为将有效带动光伏产业的投资和就业，利好整个产业。

与行业变好相呼应的还有产业链内企业的经营盈利状况。市场研究机构 WIND 近日发布的最新数据显示，截至 7 月 14 日，在已披露半年报业绩预告的 19 家光伏企业中，预增、扭亏、略增的公司高达 15 家，预喜率近 80%。

光伏龙头企业的表现更加突出，爱旭股份、通威股份等近几个月内市值大涨。值得注意的是，长期蛰伏在光伏产业并不断支持龙头企业发展的头部资本，比如投资爱旭股份的 IDG 资本，更是成为了最大赢家。

头部资本在光伏行业的长期坚守

作为国家战略性产业，并兼具新能源和环保属性，以科技和制造打底的光伏产业一直是头部资本的投资重点。但不得不提的是，鉴于光伏产业投资高、回报期长的特征，极少数资本会选择在光伏企业早期介入。

简单来说，在行业发展早期介入光伏产业需要莫大的勇气，十几年前的光伏产业还是一个相对稚嫩的产业，竞争力和影响力都很微弱。选择在这个阶段投资光伏企业，一是资本需要充分说服自己，二是资本需要做到长期蛰伏的准备，三是资本需要起到给钱之外的更多作用。

只有极少数头部资本选择了这样的投资路线，IDG 资本是一个典型。IDG 资本早在 2008 年起就陆续投资布局新能源产业，爱旭股份、钧石能源、昆兰新能源和天华太阳能等企业均在 IDG 资本的投资名单中。

以爱旭股份为例，IDG 资本从 2016 年起的数年间向其注资共计 9 亿，一方面支持其技术更新，研发新一代的光伏 PERC电池技术，一方面支持其加强产能建设，促成其在义乌和天津建成了新的生产基地。

可以看出，注资之外，IDG 资本对爱旭股份的帮助还包括生产建设、财务管理、发展运营等方面，某种程度上，IDG 资本与爱旭股份的关系已经不是单纯的投资与被投资的关系，而是一种投资和管理的相融合关系。

事实上，这也很好地说明了 IDG 资本对爱旭股份，对光伏产业的投资思路，即不仅仅是给钱，还要以辅助性管理的角色有效参与到企业的管理过程中，帮助企业及时解决问题，实现更快的发展和增长。在决定性因素的回暖下，此次光伏行业的景气会持续相当长的一段时间，现在看 IDG 资本早期对光伏企业的介入证明其战略眼光具备前瞻性。

回望数十年前国内光伏产业的迷茫，以及近些年光伏产业面临的起伏波动，像 IDG 资本这类头部资本能够在不确定的未来发展前景下，于早期或是关键时期介入其中，并一直坚守于此，可以说很不容易。可以肯定的是，这类资本的早期介入的确对整个光伏产业产生了巨大的推动作用。

旺季下的隐藏赢家

光伏产业景气与否，一方面取决于末端需求，国内和国外都被包括在内，另一方面取决于价差，或者说毛利。根据相关数据和研究，光伏产业正处于涨价向整个产业链传导的阶段，大量企业的利润和营收也会逐渐改善。

旺季之下，光伏产业是赢家，因为更多项目的开工会进一步带动产业链上游各环节的销售增长，绝大多数企业也是赢家，因为他们将会有机会通过提价增加营收和利润。

把目光放到资本市场，光伏产业变景气的赢家还有一众股民们，比如在数月前买入爱旭股份、通威股份等龙头光伏企业的投资者，他们的收益率大多已经翻倍。

但是在大众认可的赢家外，还有一类隐藏赢家，那就是很早就站在企业背后的机构投资者们，尤其是拥有龙头企业大比例股份的投资机构，他们的回报非常惊人。

作为爱旭股份的大股东，IDG 资本目前成为了隐藏赢家。爱旭股份（600732）上市不到一年时间股价已接近翻番，如今市值已经逼近 300 亿元。

据公开信息显示，IDG 资本目前持有爱旭股份的比例为 31%，是仅次于创始人陈刚（36%）的第二大股东。以 IDG 资本 31%的持股比例计算，已坐拥百亿市值。也就是说，投资超过 9 亿元之后，在 IDG 资本注资完成的 3 年时间里，股权增值幅度已经高达 900%，这就是近 10 倍的回报率。

一个投资机构坐拥近三分之一的股份，这本身就是一件相当少见的事。至于为何 IDG 资本能够坐拥爱旭股份近三分之一的股份，这其实由前面提到的 IDG 资本与爱旭股份的关系所决定，即 IDG 资本已经不单单只是爱旭股份的一个只会给钱的机构投资者，而是在功能上承担了合伙人的角色，对爱旭股份的发展起到了莫大的帮助。

IDG 资本们的春天

头部资本最突出的地方不在于投资基金的庞大，而是在于投资眼光和投资回报。对于像光伏产业这样的高科技制造业，资本对介入时间和介入规模是相当谨慎的。但是如果投对了，那么长期回到就会相当丰厚，IDG 资本和爱旭股份显然就是个极好的案例。

而且这个案例的背后还有更加值得探讨的事，那就是 IDG 资本的长期主义，正是因为很早，或是在关键时刻布局了光伏产业和企业，IDG 资本今天的回报才会如此之高。值得注意的是，IDG 资本的长期主义也使其在半导体、生物科技等其他先进制造行业获得了积极的回报。

但是现在也是一个起点，即光伏产业上行的起点，在上游涨价、项目开工等利好条件的影响下，光伏产业的企业，特别是头部企业，它们的业绩增幅和增速都会给出越来越好的表现，由此将会继续带动资本市场的良好预期，推动他们股价和市值的持续上涨。

基本面变好，行业内综合能力强的企业在资本市场会得到更明显的看好反馈。爱旭股份在得到 IDG 资本投资后，营收和盈利能力都有很明显的提升，比如从 2016 年到 2019 年营收翻了近 4 倍，归母扣非净利润翻了近 6 倍。

向后看，拥有爱旭股份近三分之一股份的 IDG 资本，在爱旭股份股价持续上扬的前提下，其坐拥市值的空间也会有很大程度的提升。以 IDG 资本为代表的长期布局光伏产业的极少数者们，将会持续迎来自己的回报春天，这也是长期主义投资逻辑最迷人的一个地方。

专家指出，迫于经济压力，成本最小化将成新能源开发商首要追求,不排除会出现以低价中标方式决定储能系统供应商的可能，如此一来，“新能源+储能”恐将由“解”变为“劫”。

今年以来，新疆、山东、安徽、内蒙古、江西、湖南、河南等地纷纷将“新能源+储能”纳入平价发电项目优先支持范围。

各地力推“新能源+储能”，本是解决新能源消纳难题、促进储能发展、拉动地方经济的多赢之举。但纵观各地近期实践，“新能源+储能”在落地过程中，由新能源开发商一方“买单”已成默认行规。

然而，因增设储能项目所需投资巨大，这一“多赢之举”目前却正让新能源开发商们陷入左右为难的尴尬境地。

巨额投资

默认由开发商“买单”引争议

“各地发布的《关于做好2020年风电、光伏发电项目建设有关工作的通知》中，均提到优先支持‘新能源配储能’平价项目，这意味着只有增配储能的新能源项目才能实现平价并网，看似是新能源配储能的鼓励政策，实际上，除了配置储能，我们别无选择。”一位新能源开发商在与记者交谈时，言辞间透露着无奈。

合肥国轩高科动力能源有限公司储能事业部总经理韩一纯对此表示：“在即将到来的平价上网时代，风电、光伏项目的盈利空间已被压缩，如果再额外增加配置储能的投资，投资收益率会进一步降低。”事实上，近期不少开发商已经因此而陷入了经济困境。

记者了解到，新能源配置储能的费用约为200万元/兆瓦时。以直流容量100兆瓦的光伏电站为例，若增配5—10兆瓦时的储能，投资额就高达近1000—2000万元，约占新能源项目总投资的近7%。

投资成本压力下，多数新能源企业积极性并不高，主动增配储能的开发商更是寥寥无几。为了发展，一些企业只能“硬着头皮干”。

增配储能同时惠及电网、电力用户多方，为何成本投资却只让新能源开发商买单？

对此，国网某省级公司新能源处一位负责人向记者表示，“在价格机制无法向终端用户疏导的情况下，增配储能要么由电网买单，要么由发电企业买单。新能源增配储能是为了实现新能源站系统平衡，且新能源开发商属新能源补贴受益方，所以这一支出目前都由新能源开发商承担。”

另有业内人士指出，因目前储能并未纳入输配电价范围，增配储能由电网买单的可能性较小。

“就当前实际情况来看，储能投资成本仅由新能源开发商承担，若没有成熟的市场机制，‘新能源配储能’模式恐难以得到长足发展。”中关村储能产业技术联盟政策研究经理王思对记者说。

准入标准不明

增配储能或成“摆设”

在华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华看来，被迫增配储能将有可能使储能系统产生恶性的价格竞争。“新能源开发商会采用低价中标的方式决定储能系统供应商，经济压力下，成本最小化自然会成为新能源开发商的首要追求。”

事实上，尽管各地提出了可再生能源配套储能系统的政策方向，但不少地方并未明确储能准入标准。记者在采访中了解到，一些新能源开发商为获得优先并网权，只是象征性增配低质储能设备，实际并不能满足电力系统的实际需要。

针对这种情况，有业内专家直言，“建设低质量储能系统对储能技术应用发展本身来讲已是一种倒退，如此发展下去，储能系统将沦为无用躯壳。”

从运维方面看，韩一纯亦指出：“持有新能源场站的大多数新能源企业并不具备维护储能电站的技术与经验，增配后的储能电站也有可能处于搁置状态。”

“比储能站搁置更严重的后果就是储能电站存在安全隐患。”王思进一步指出，新能源场站缺少配套储能准入标准，导致增配的储能设施质量不过关，这将为储能电站带来极大安全隐患。

政府引导

探索共赢商业模式是当务之急

“储能对于光伏、风电的利好毋庸置疑，其可促进新能源消纳，减少弃风弃光，提高电力输出的品质和可靠性，保证电力系统稳定。”韩一纯指出，储能对于解决新能源消纳难题作用非常重要。

根据此前国家电网有限公司内部公布的数据，预计2025年，我国新能源发电将新增装机1.8亿千瓦。届时，需要配置储能的额外成本将达3600亿元。

此种情况下，在多位受访的业内专家看来，为避免恶性发展，探索共赢的商业模式无疑将是“新能源+储能”能否得到真正发展的关键。

“目前的‘新能源+储能’经济性还无法有效激励新能源电站主动配置储能，只有扩大获利空间，才能实现良性发展。”合肥国轩高科动力能源有限公司储能事业部总工程师王业林对记者说。

“降低或减免容量费、扩大项目利润空间，不失为一种有效手段。”王业林进一步举例说，一座1万千瓦的储能电站，其需缴纳的容量电费将高达40万元，若这一部分电费能得以降低或减免，“新能源+储能”获利空间将会有所提升。

此外，在南方电网数字电网研究院有限公司经理俞靖一看来，“新能源+储能”投资成本也与储能电站配置是否优化紧密相关。“储能电站需要结合电源结构、电网结构与运行方式，新能源出力与负荷数据，以及电网短中长期规划等，合理设计容量配置。”

“就西部地区的光伏电站而言，储能功率配置在10—20%范围，充放电时间在4小时左右，就能达到最高经济净现值。”中国电建上海电力设计院有限公司新能源部副总经理冯云岗补充说。

王思同时建议，发展“新能源+储能”首先要做好前瞻性规划研究，明确引导各地区做好不同新能源发展情形下的储能需求测算，确保增设储能系统能够得到充分利用，避免资源无效配置；其次，政府应落实配套支持政策，如明确储能项目定位，使其参与到调峰、调频辅助服务市场中来，以获得相应回报，从而增加投资积极性。

与此同时，王思强调，“新能源+储能”成本还应由受益方即各类用户进行支付，在现有度电成本高于传统火电成本的情况下，要推动新能源和储能配套发展，还需价值补偿。故最终要建立市场化长效机制，实现“绿色价值”的成本疏导。

光伏行业最近比较热，产业链最核心的光伏组件7月份以来涨价明显，原因之一是需求大增，光伏发电出现抢装潮。和以往相比这一轮抢装并非受补贴刺激带动。2020年光伏平价上网项目总装机大幅增加到3300万千瓦以上，超过2019年全国新增光伏发电装机。从规模看得出来，没有补贴，企业也愿意建光伏电站。人们不禁要问，光伏发电真的到平价时代了吗？

对这个问题，不能简单化地来理解和回答。在我国西部光照条件好的地区，光伏发电的“度电成本”已经降到了2毛钱左右，从当前煤炭价格看，光伏发电成本已经低于火电成本。在国外，阿联酋不久前公布了一座大型光伏电站项目，1度电成本是人民币9分钱。在沙特等国，比这个成本略高一些的光伏发电项目有很多。所以，我国光伏电站如果选址理想、成本控制得好，完全可以平价上网甚至竞价上网。

由于地理和经济环境因素，我国最适合建光伏电站的是西部地区，而用电负荷中心则集中在中东部地区。把西部分散的光伏发电送到中东部，电网“主动脉”和“毛细血管”都要建设或改造，接入和输送成本巨大。由于光伏发电波动大，为保证稳定供电，避免弃光现象，还要建调峰电站和储能设备。从这些方面看，光伏发电目前还不能片面地用平价来形容。

作为清洁能源，光伏发电是实现中国经济绿色发展目标的战略性选择之一。大量的光伏电站建在我国西部的戈壁、沙漠等荒芜土地上，光伏面板减少了水分蒸发，使土地更加湿润。从青海、内蒙古等地实际情况看，有些电站土地已经能生长草原植被甚至种植经济作物，生态修复效果显著。从全球来看，各国继续大力发展光伏发电，许多国家今年新增装机预计将超过1000万千瓦，德国、法国、荷兰明确要求一些光伏项目必须年内并网。

中国作为光伏组件生产大国，要以长远眼光保持光伏发电的独特发展优势，这个优势既包括在能源市场上的价格和规模优势、还有新能源技术创新发展的优势，以及政策对清洁能源和绿色经济扶持的优势。

今年，风电平价上网项目装机规模为1139.67万千瓦、光伏发电平价上网项目装机规模为3305.06万千瓦，与去年相比，均有较大幅度增长。这也意味着，新能源将迎来全面平价前的最后一次“大考”。

　　国家发改委、国家能源局近日联合印发《2020年风电、光伏平价上网通知》，其中，风电平价上网项目装机规模为1139.67万千瓦、光伏发电平价上网项目装机规模为3305.06万千瓦。今年平价项目规模较去年增长114%，其中，风电项目规模同比增153%，光伏项目规模同比增124%。

　　在受访的业内专家看来，此次公布的平价上网装机规模远超市场预期，有利于加速平价化进程，提升我国风电、光伏产业的竞争力。

　　陆上风电装机有望创新高

　　今年是我国“十三五”规划的收官之年，也是陆上风电享受国家补贴的最后一年。受此影响，陆上风电的建设规模将创历史新高，全年并网装机容量有望达到3000万千瓦。

　　2019年对风电行业来说是比较特殊的一年，是从固定电价到无补贴时代过渡的重要阶段。国家发改委明确将陆上风电标杆上网电价改为指导价，陆上风电有补贴项目与无补贴项目并存，补贴退坡呈现加速态势。

　　“去年国家组织的无补贴平价风电项目有56个，总装机容量451万千瓦。明年起，风电将主要以无补贴平价上网形式发展。”一位不愿具名业内专家接受记者采访时认为，“技术进步推动风电单位千瓦投资降低和利用小时数持续提升，进而推动上网电价下降。”

　　受访的业内人士均表示，在技术进步和市场竞争配置双重推动下，陆上风电上网电价将进一步降低，大部分区域将实现平价上网。

　　上海证券研究认为，此次风电平价项目的发布对于稳定2022年前国内陆上风电市场具有十分重要的作用。2020年风电新增消纳规模扩容至37吉瓦，尚未落实消纳的风电平价申报项目可以在消纳条件具备后开展建设，整体规模有望超预期。

　　光伏发展态势整体乐观

　　在中国光伏行业协会副秘书长刘译阳看来，国家公布的上网项目装机规模远超预期，对明年光伏行业发展保持相对乐观态度。在竞价结束的背景下，中国光伏装机量有了“压舱石”，可以预见明年对光伏行业来说是一个好光景。“另外，这说明光伏发电竞争力不错，大家对投资光伏积极性高。”

　　不过，有业内人士担心，今年平价项目总规模较去年大幅增长，项目能否如期并网仍存在较大不确定性。然而，记者采访发现，业内普遍判断是，平价后光伏增长态势整体乐观。有证券研究机构甚至预计，2021年我国光伏装机并网有望达到54-60吉瓦。

　　随着近几年光伏发电规模化发展和技术快速进步，在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，已基本具备与燃煤标杆上网电价持平的条件。去年国家发改委、国家能源局公布的2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单中，光伏发电平价上网项目达到168个，平价进程正在加速。

　　“这主要得益于光伏单位千瓦造价持续较快下降。”一位业内人士对记者表示，去年，光伏技术进步和组件价格下降显著。与此同时，国家全面推进竞争性配置等机制，引导企业加强系统优化和成本控制，有效降低了工程造价。

　　近日发布的《中国可再生能源发展报告2019》显示，2019年，中国光伏电站平价单位千瓦造价约4550元，同比下降17%；分布式光伏单位造价约4150元，同比下降19%；全国地面光伏发电系统初始投资约4.55元/瓦，较2018年下降0.37元/瓦，降幅为7.5%。随着光伏发电系统成本的进一步下降，光伏发电的上网电价将低于火电价格，成为上网电价最低的可再生能源。

　　后平价时代如何发展？

　　业内普遍判断，明年我国新能源装机将迎来“十四五”时期的“开门红”。那么在平价背景下，未来我国风电、光伏行业如何健康发展呢？

　　上述业内专家认为，风电发展将坚持集中式、分散式并举，本地与外送并举、陆上与海上并举、单品种开发与多品种协同并举，单一场景与综合场景并举的指导思想。为保证风电产业健康稳定发展，建议从多方面完善风电价格政策。一是通过市场化竞争配置资源，签订经营期固定电价，确保风电收益稳定；二是对省内消纳项目，竞价上限设定为当地燃煤基准价，确保全面平价和低价上网。对于跨省区消纳项目，竞价上限设定为受端燃煤基准价减去输电价；三是确保电网公司统一收购；四是结合电力中长期市场、现货市场建设，做好与电力市场交易机制衔接。

　　“未来光伏行业发展，首先需要避免大起大落，忽冷忽热，特别是下游开发企业，要加强对市场研究，了解产品供应链情况。”刘译阳对记者表示，其次要坚持创新，无论是产品技术创新，还是商业模式创新，光伏上网电价虽然已经平价甚至低价，但还需加强其发电稳定性。最后建议政策要保持稳定性，企业要加强对政策的学习和理解，避免走了弯路、错路。

　　此外，刘译阳指出，目前硅料、硅片涨价带来的行业产品价格普涨已经比较大地抹平了之前全行业努力降本增效的成果，抑制了下游电站开发企业的需求。国家政策给了我们好的预期，千万不要被产品突击涨价给抵消了。“至于能否对今年或明年的光伏发展有影响，要看具体项目落地、产业链发展情况。”

8月18日，国家能源局发布全国新增户用光伏装机数据，截止到今年7月底，全国新增户用光伏装机886.7MW；户用累计装机2.9GW。

纵观全国各省，7月山东、河北、河南位居前三甲，新增户用装机规模分别是385.48MW、173.63MW、112.04MW，较6月分别增长了16.78%、3.12%、21.78%。其中，山东市场仍领跑全国，占34省户用装机总量的36.3%。

从目前户用光伏安装规模来看，今年下半年户用市场装机进入加速期，截止到目前，户用累计装机2.9GW，按今年对应补贴规模6GW来算，还剩3GW规模需要在接下来时间去完成。

与去年同期相比，今年7月户用光伏的规模增长83.2%。接下来的几个月，户用市场装机情况令人担忧。

究其原因，硅料、硅片、电池片及辅材价格自7月至今持续上调，一线企业组件价格集中在1.65-1.70元/W，而二、三线企业的价格集中在1.55元-1.60元/W之间，组件价格居高不下最终导致户用光伏市场的终端用户安装项目的脚步停滞下来。

数据显示，7月底，国家能源局公示2020年上半年光伏发电并网运行数据显示，2020年上半年，全国新增光伏发电装机11.52GW，分布式光伏新增装机4.435GW。陶冶分析，“我国分布式光伏发展自2017年以来发展提速，占比持续增加从2015年的13.7%增加至2020年6月的31%。”

2020年户用补贴政策的落地，促进了户用光伏市场的建设热潮，4-7月以来户用光伏装机实现连续递增。1-7月各省纳入国家补贴户用统计光伏装机量2935MW，户用光伏新增装机占全国分布式总装机的46%。