据中央广播电视总台经济之声《天下财经》报道，国家发改委、国家能源局最近公布2020年光伏平价上网项目清单，这类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。无补贴平价上网项目大增，意味着光伏发电成本显著下降，竞争力明显提升。

我国光伏发电成本是多少?

不久前，中东地区某光伏发电项目上网电价创下新低，每度电只要1.35美分，折合人民币甚至不到1毛钱，远远低于我国燃煤上网标杆电价。我国光伏发电如果能达到或者接近这个水平，不光可以摆脱补贴，还将具有较强的市场竞争力。一些光伏企业告诉记者，我国光伏发电成本目前虽然达不到这么低，但低于燃煤上网标杆电价的项目并不少见。

京能清洁能源电力总经理张凤阳介绍：“在北方地区，（每度电的价格）目前已经低到了2毛6、2毛7，已经低于当地的标杆电价了。在宁夏，都出现了2毛6、2毛7的电价。在青海的格尔木，已经出现了2毛1的电价，而当地的标杆电价应该是2毛9、3毛钱左右。”

光伏发电能不能平价上网？

光伏发电能不能平价上网，一方面取决于成本。与一般火电站不同，光伏电站的主要成本集中在建设阶段，一共有10多项。其中，组件、支架和基础、建设用地费，以及税费是占比较大的几项成本。7月份以来，主流光伏组件价格从1.35~1.45元/瓦，上涨到1.5~1.6元/瓦，涨幅高达10%。但张凤阳认为，光伏组件价格下行仍然是大势所趋。

张凤阳说：“这两年受电价政策调整的影响，大家有个抢装的问题，这就造成短时间的、一定周期内的一个上扬。最近的组件价格就有一个上涨的调整。但总体来讲，趋势是下降。这样来讲，可以对未来的平价上网形成更有力的支持。”

建设用地费方面，目前中东部地区用地相对紧张，有的光伏电站用地成本比西部高出一倍以上，直接推高了总成本。不过，中国能源研究会副理事长周大地说，中东部用地还有潜力可挖：“实际上，我们中东部还是有很多荒山或者是可以共同利用的地方。比如在高速公路沿路，在很多可以两用的地方，包括水面，包括一些种植可以共用光源的作物的地方，都还可以搞。”

而在税费方面，光伏电站要相对吃亏一些。中国能源网首席信息官韩晓平表示：“比如税收，火电厂是可以抵扣的，它的煤可以抵扣，其它的一些生产成本可以抵扣。但是光伏电站是没有东西可以抵扣的，唯一可抵扣的，就是原来的初装建设成本，这是非常有限的。”

另一方面，光伏发电成本还跟气候条件有关。中东国家发电成本低的一大原因就是年日照时间很长，发电量大。而我国一些地方，日照条件并不理想。韩晓平说：“东部地区由于它日照的时间短，而且日照不充足，所以光伏能够利用的时间就会比较少。像有些地区只有大概900多小时到1000小时左右，相对来说，利用时间要短一些。”中东部地区的燃煤标杆电价相对高一些，光伏电站仍然有生存空间。

平价上网和竞争性上网有哪些区别？

综合各种因素，专家判断，光伏发电未来三年有望全面实现平价上网，无补贴盈利。但周大地说，平价上网并不意味着光伏具有和其它能源市场化竞争的能力：“平价上网和竞争性上网还是有区别的，平价上网基本上还是保证你有一个比较稳定的收入。竞争性就是到时候如果电力过剩，大伙就往下砍价，那个价格就很难说了。”

2020年上半年，受新冠肺炎疫情的影响，全球光伏投资虽然同比下降约25%，但产业链上下游，如多晶硅、单晶硅、硅片、电池片、组件产量却保持同比增长。

　　虽然一时受疫情扰动，但未来的大能源系统将呈现出清洁主导、电力泛在、多能合一、储能聚合、一网连天下的新格局，为全球光伏产业带来发展新契机。

　　光伏产业“逆势走热”

　　国家能源局公布的数据显示，2020年上半年，全国新增光伏发电装机1152万千瓦。在今年极其特殊的情况下，这个数据令人鼓舞。

　　在国外，特斯拉高调宣布进军光伏发电领域。在国内，中石油进一步加大光伏发电规模，并将其纳入企业自身发展战略；中石化则推出加氢、加油、充电、非油、光伏发电等“五位一体”的综合能源销售站。中海油、壳牌、道达尔、BP等石油巨头，以及神华、同煤、山煤、陕煤、平煤、晋能、潞安等煤炭企业也都纷纷进入光伏领域。

　　光伏行业热度不减，并迎来各种所有制经济形式并存、“国民共舞”的新时代，表明行业的新风口已经到来。

　　当前，随着全球主要经济体逐步迈入负利率时代，相关政策利率和存准率下调，光伏发电的经济性与市场竞争力越来越强，光伏行业告别补贴，进入平价时代，需求全球共振，装机规模再攀新高的大拐点已经到来。

　　如果说今年的疫情和全球多发的各种自然灾害是一面镜子的话，我们正透过这面镜子，看到了能源转型、绿色发展的必然性和迫切性，看到了传统化石能源的资源约束，同时更看到了光伏产业在其中扮演的重要角色。

　　应对气候变化是全人类普遍面临的生存课题，更是构筑人类命运共同体的“超级刚需”。光伏作为新能源发展的主力军，前景可观。

　　将迎发展契机

　　从长远来看，光伏产业确定性因素远远大于不确定性因素。虽然补贴、消纳等问题对光伏行业的发展造成了很大的困扰，但在“政策之手”与“市场之手”的相互作用下，光伏产业的免疫能力日渐提升，市场化生存能力越来越强。

　　平价上网在今天基本上成为现实，光伏行业赶在补贴退坡之前，已经赢得了主动。对于光伏行业，要“做一年，想三年，看十年”，研判大势，眼放长远，不必计较一时的得失和暂时的问题。

　　站在“十三五”之末、“十四五”之初，全球光伏产业也将迎来新的发展契机。

　　一是光伏+储能是必不可少的“标准配置”和中坚力量。在大型储能、工商业及户用储能、5G基站储能、数据中心储能等全场景储能应用中，光伏都是“最佳伴侣”。源、网、荷、储互动，风、光、储、充、用一体化，将推动光伏产业广泛地融入能源大系统。

　　二是光伏产业将从集中走向分布，从分布走向嵌入，与5G通信等产业完美地跨界共舞。特别是5G时代的到来，让光伏产业可以与其他行业更好地进行“光合作用”。光伏可以和5G基站、特高压、大数据、AI 智能、新能源充电桩、工业互联网、城际铁路等紧密地拥抱，参与5G综合能源全生命周期管理的全过程。

　　三是光伏产业将进入以科技迭代带动全面创新的新通道。光伏新一代高新材料与技术、光伏智能制造等“黑科技”会逐步登场，伴随着光伏产业从快速生长转向健康生长、高质量生长的步伐，带来光伏开发布局、建设时序、消纳应用等方面的变化，在多电源联合优化运行、多场景创新应用中，获得更高的发展自由度。

　　放眼“十四五”，光伏产业将上演“二次起跳”，呈现出“要素价格下降，平台资源扩容”，技术核心化、平台协同化、资产轻量化的特点。在这个关键的时期，全产业链勠力同心、从“单一竞争”走向“链群共赢”才是王道。

国家财政部、国家发展改革委和国家能源局(合称“三部委”)在今年年初联合发布了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》(财建[2020]4号)(“4号文”)与关于印发《可再生能源电价附加资金管理办法》的通知(财建[2020]5号)(“5号文”)(与4号文合称“补贴新政文件”)，对可再生能源的电价补贴作出制度性调整，并确立将电价补贴由目录管理改为清单模式的原则。呼应补贴新政文件的要求，国家财政部及国家能源局可再生能源信息管理中心(“信息中心”)于今年3月分别发布了《关于开展可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》(财办建[2020]6号)(“6号文”)以及《关于可再生能源发电补贴项目清单申报与审核工作有关要求的公告》(“信息中心公告”)，随后，存量项目的补贴清单申报及审核工作在各省区、分批次如火如荼地展开。截至目前，国家电网、内蒙古、广东、广西、贵州、海南及云南的电网企业[1]已发布了2020年首批可再生能源发电项目补贴清单中的若干批次。这对于未纳入此前三部委已公布的第一至第七批可再生能源补贴目录的、长期等待“补贴确权”的存量项目来说，无疑是看到了一丝曙光。

一、何谓补贴清单制？

此前，我国对可再生能源项目的电价补贴一直由三部委发布目录来确权，自2012年发布第一批可再生能源电价附加目录以来，至今总共公布了七批补贴目录。补贴新政文件作出了“新老划断”的制度安排，国家不再发布可再生能源电价附加目录，补贴新政文件印发前需补贴的存量项目，将按流程经电网企业、能源主管部门和信息中心审核后由电网企业纳入补贴项目清单，并按阶段公布；前七批目录内项目直接列入补贴项目清单。

我们认为，目录制调整为项目清单制，不仅简化可再生能源补贴申报的审批流程，同时可加速发电企业的项目补贴确权及补贴兑付进度，利好企业融资以及电站交易。

存量项目：补贴确权分批公布，任重而道远

根据6号文的要求，前七批补贴目录之外的存量项目将按“成熟一批、公布一批”的原则，分阶段完成补贴清单的公布。其中，纳入首批补贴清单的项目需满足以下条件：

符合规划的陆上/海上风电、集中式光伏、非自然人分布式光伏、光热、生物质项目；

2006年及以后年度按规定完成核准(备案)手续；

全部机组完成并网时间要求：风电(2019年12月底前)，光伏(2017年7月底前，但光伏“领跑者”基地项目和2019年光伏竞价项目延长至2019年12月底)，生物质(2018年1月底前)；

按规模管理的须纳入年度建设规模范围内；

上网电价已获得主管部门批复。

理论而言2006年及以后完成核准(备案)、且在2019年12月底前并网的合规光伏、风电、生物质等项目均属于存量项目，均可申请纳入首批补贴清单；但我们注意到光伏和生物质项目设定了更早的并网时间节点(光伏“领跑者”基地项目和2019年光伏竞价项目除外)。据了解，此项区分主要考虑到截至该时间节点，我国光伏和生物质电站累计装机规模已基本完成“十三五”规划的总量。这意味着，在首批补贴清单之后，还有大量光伏和生物质电站等待补贴确权，该等存量项目的补贴确权依然任重而道远。

新增项目：按“以收定支”确定当年补贴总额，具体补贴确权待进一步细则出台

根据补贴新政文件，自2020年起，所有需补贴的新增可再生能源发电项目(“新项目”)均采取“以收定支”的方式确定，发改委和能源局将在不超过财政部确定的当年年度新增补贴总额内，合理确定新增装机规模。此外，在满足适用于存量项目的补贴确权条件的基础上，新项目还须在核准(备案)时已“纳入当年可再生能源发电补贴总额范围内”，方可取得补贴，该要求也是“以收定支”确定新项目的题中之义。

目前，国家尚未启动新项目补贴申报工作。我们从国家能源局了解到，预计新项目的补贴管理也会采取类似存量项目清单制模式，但对于新项目补贴申报启动时间，相关部门尚未有明确说法。

二、补贴资金如何拨付？

补贴新政文件对可再生能源补贴资金兑付的优先劣后顺序作出了原则性规定[2]。近日，国家财政部下发了包括《关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知》(财建[2020]208号)(“208号文”)在内的一系列文件，公布了2020年部分省份的可再生能源电价补贴资金的预算安排、资金拨付原则及顺序等内容。

补贴顺位：优先还是普通？

根据208号文及补贴新政文件的原则，本次财政部下达的补贴资金拨付顺位分为三级[3]：

补贴新政文件及208号文均涉及到两个关键的概念，即“优先足额拨付”和“等比例拨付”。我们注意到，补贴新政文件将参与绿证交易、自愿转平价的项目也纳入优先拨付补贴之列，但208号文并未将该等项目列为优先级。电网企业表示其将根据财政部最新文件拨付补贴，因此参与绿证交易、自愿转平价的项目只能暂按普通项目参与补贴等比例分配；但因该等项目在补贴新政文件中享有优先级地位，且财政部也是补贴新政文件的联合发布单位，不排除在财政部未来下达的补贴资金预算中重新将其列为优先级项目。

至于“等比例拨付”，无论是补贴新政文件亦或本次208号文均未对“比例”作明确界定。根据目前主流的解释，已进入前七批目录内的普通项目的拖欠补贴也会进入大盘子，与补贴新政下进入补贴清单的普通项目一起参与剩余资金分配。

补贴发放优先级的确定，使得纳入补贴清单的全部非优先级项目将被一视同仁，此举无疑摊薄了补贴发放比例[4]。据了解，国家财政部尚未将本年度补贴资金完全拨付至电网企业及省级财政部门，预计进入首批补贴清单的存量项目最快须今年年底方能收到补贴。

单个项目补贴：还能按全电量拿补贴吗？

补贴新政文件还提及单个项目(未做存量和新增区分)按“合理利用小时数”核定补贴额度的原则，即，经审核纳入补贴清单的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度，超过该额度的部分不再享受补贴，但仍可按燃煤发电上网基准价与电网企业结算。目前，“合理利用小时数”究竟如何核算仍未明确，也未有相关细则出台澄清其与补贴总额的关系。即便如此，该项新政策无疑将改变此前按实际发电量核算单个项目可得补贴总额的办法，并减少每个项目理论上可得的补贴总额。

此外，我们了解到多地电网企业近期陆续启动对光伏电站实际装机容量和发电量的专项稽查行动，并已查处了若干私自增容、骗取补贴的光伏用户，这很可能是为了落实补贴新政文件下核定单个项目补贴金额而采取的“热身”行动。具体处罚、补救措施以及对项目补贴及电价的影响，我们将在下一篇系列文章中分析。

三、应对欠补：新政下的组合拳

可再生能源补贴新政可一定程度缓和发电企业的资金压力，但按现行支付政策，多数存量项目的补贴拖欠问题仍将长期存在。为此，国家也在研究、完善除补贴外的产业支持政策或方案，例如：

(1) 绿证[5]。国于去年正式启动可再生能源消纳保障机制[6]，补贴新政文件也要求自2021年初起实行配额制下的全面绿证交易，这表明国家将会系统性扩大绿证适用范围并推行强制交易制度，以使发电企业通过交易绿证逐步摆脱对补贴的依赖。

(2) 发债。国家相关部门正在研究通过国家电网等机构，以发债方式解决可再生能源欠补问题，首期债券预计覆盖“十三五”规划范围内的可再生能源项目，但利息及还款等方案有待确定。该发债方案若能落地，可较大程度纾解行业压力。

(3) 融资创新。补贴新政文件明确提出，对于纳入补贴清单的发电项目，鼓励金融机构按市场化原则合理安排信贷资金规模，创新融资方式，加快推动其资产证券化进程。

四、结语

2020年可再生能源补贴新政明确了目录制向清单制的转化，随着以收定支、新增项目不新欠以及合规项目纳入补贴清单等措施的落地，可再生能源项目的收益将更具可预见性和稳定性。我们预计国家会进一步出台实施细则对相关问题予以明确，如合理利用小时数对补贴总额的核定方式等，以避免对可再生能源项目的评估、估值计算乃至交易造成不确定性。同时，我们期待应对补贴拖欠问题的配套政策能最终落地，以为可再生能源向全面平价过渡保驾护航。

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。”

近日，国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布《关于公布2020年风电、光伏发电平价上网项目的通知》，我省共544个、装机容量257.87万千瓦平价上网项目成功上榜，装机容量占全国的5.8%，居全国第7位。

此次公布的今年全国风电、光伏发电平价上网项目总装机规模4444.73万千瓦，其中，风电项目1139.67万千瓦，光伏发电项目3305.06万千瓦。我省上榜的风电项目共10个、64万千瓦，光伏发电项目共534个、193.87万千瓦。

我省统筹谋划、多措并举，积极推进平价上网项目申报工作。首先，充分挖掘电网消纳能力，督促电网企业做好项目接入及消纳论证工作，对风电和集中式光伏发电平价上网项目在具备接入及消纳条件下，逐一出具接入及消纳意见。其次，严格落实项目用地条件，各市能源主管部门对项目土地利用、规划选址、不涉及永久基本农田及生态保护红线等条件进行严格把关。同时，建立健全综合服务保障机制，要求各市县能源主管部门加大与自然资源、生态环境等部门的协调，推动降低非技术成本，为风电、光伏发电发展营造良好环境；结合当地资源条件和“十四五”规划布局，统筹考虑土地、生态环保、城乡建设、电网建设等影响因素，科学有序推进项目建设，引导企业理性投资，防范投资风险。

据悉，考虑到风电、光伏发电项目合理建设周期，同时避免项目列入平价项目名单后延迟并网，浪费接网消纳资源，国家发展改革委、国家能源局在公布此次平价项目名单的同时，对2019年第一批风电、光伏发电平价项目和2020年风电、光伏发电平价项目开工及并网时间提出明确要求：列入2019年和2020年的项目须于2020年底前核准（备案）并开工建设；除并网消纳受限原因外，风电项目须于2022年年底前并网，光伏发电项目须于2021年年底前并网。未在规定时限内并网的风电、光伏发电平价上网项目，将从2019年第一批，2020年风电、光伏发电平价上网项目名单中移除。

“十二五”“十三五”期间，随着我国风电、光伏发电规模化发展和技术的快速进步，发电效率逐年提高，建设成本逐年下降，大部分地区已具备平价上网的条件。2019年，国家首次全面推动无补贴的风电和光伏发电平价项目，全国纳入2019年第一批平价上网名单的项目共计250个，总装机容量2076万千瓦，我省共有装机容量126万千瓦的风电、光伏发电项目纳入2019年第一批平价上网项目名单。今年是国家统计公布平价上网名单的第二年，我省纳入2020年平价上网名单的项目装机容量超257万千瓦，是去年的两倍多。

“今年我省544个平价上网项目预计拉动有效投资100亿元，将提供大量就业岗位，促进稳投资、稳增长、稳就业，推动我省风电、光伏发电产业的健康发展。”据省能源局新能源和可再生能源处负责人介绍，此次平价上网项目申报工作一方面有利于企业加快技术创新、产品创新、管理创新和商业模式创新，降低技术成本，切实提升风电、光伏发电产业市场竞争力，早日实现与传统化石能源同价竞争；另一方面有利于加速新旧动能转换，提高非化石能源消费比重，优化能源结构，助力能源产业高质量发展。

近期，光伏全产业链可谓“涨声”不断。

继新疆疫情、硅料生产事故等诸多因素导致的硅片、电池、组件等其他制造环节的价格普涨之后，通威股份日前宣告电池片价格上涨近一成的公告，再度引发业内哗然。

而上游原材料价格上涨，也带动辅材价格涨价，据了解，支架价格现在每吨上涨50-100元，其他线缆成本也有相应的涨幅，连续上涨的铜价，也让辅材线缆一天一个价。

光伏辅材的应声而涨，加之近期多家辅材上市的消息，把“低调”的辅材端推到了风口浪尖。

事实上，除去电池片以外的其他材料——辅材在光伏组件生产中占据重要地位。

由于光伏辅材受制于包括技术、客户资源、产品认证以及资金壁垒限制，阻碍了新参与者进入。近年来，伴随着国内技术进步，国产辅材有望实现对海外材料份额的取代。一起来看看辅材端的细分领域及其国产化进程情况。

EVA胶膜：

由于中国光伏组件产量快速增长，对EVA胶膜的需求也越来越旺盛。早在2007年，中国就已成为世界最大的EVA胶膜需求国。

目前而言，光伏胶膜生产工艺较为成熟，行业竞争较为充分。

随着技术的成熟和规模的扩大，市场对质量要求越来越高。EVA胶膜产品在透光率、收缩率、耐老化等方面均有严格要求，需要企业经过多年摸索和不断改进才能确保产品质量。

从国产化进程来看，EVA胶膜产品国产替代逐步完成，目前板块格局稳定，企业早期通过自主研发或者技术合作等途径投入EVA胶膜研发的中国企业，逐步实现了EVA胶膜的国产化。

国内企业产品性价比高，解决EVA胶膜的抗老化、透光率等问题之后，逐渐开始占领市场。2011年之后，斯威克、海优新材等公司逐渐挤占国外企业市场份额。而截至2019年，EVA胶膜国产化率已超80%。

银浆：

银浆是一种以银粉为基材的功能性材料，是由高纯度(99.9%)金属银的微粒、玻璃氧化物、有机树脂、有机溶剂等所组成的一种机械混合物的粘稠状的浆料，光伏银浆则是应用于光伏电池正面电极和背面电极的银浆。

光伏银浆的生产壁垒主要包括：高分子焊接技术与超细银粉的制备，是国内光伏银浆厂商产品较杜邦、贺利氏等海外巨头存较大差距的核心关键，也导致前期国内光伏银浆主要依靠海外进口的原因之一。

目前光伏电池市场上主要以PERC电池、BSF电池、Topcorn电池、IBC电池、HIT电池为主，除HIT电池使用低温银浆外，其它电池均使用高温银浆。业内表示，随着HIT电池渗透率不断提高，银浆需求量将水涨船高，其在产业链地位也将凸显。

目前，国内光伏银浆的供应格局以海外四大龙头贺利氏、杜邦、三星 SDI、硕禾电子为主，国内四大银浆厂商市场份额较低，其中帝科股份占比最高约13%，苏州固锝市占率超10%。不过随着国内光伏装机容量增大，海外供应商受成本、技术等因素影响，国产替代正加速推进。

焊带：

太阳能板中PV焊带是关键部件之一，也是提高太阳能板效率及耐用性的重要因素。

太阳能板的高效率及耐用性只有用适当安装在太阳能板中的优质PV焊带才能实现，优质PV焊带也能提高太阳能板的生产效率和减少废品率。

PV 焊带的质量及其对太阳能电池的焊接是保证太阳能板效率和持久性的重要因素。

尽管行业可能把更多的目光放在封装材料、电池片上，但焊带对组件发电功率的影响同样不容忽视，不仅是焊带本身的设计材料，也包括焊带的选择、层压的工艺、焊带生产的质量控制。

PV焊带是每一种主流太阳能板的重要部件，用来互连太阳能电池并提供与接线盒的连接。PV焊带是镀锡铜带，宽度1-6mm，厚度0.08-0.5mm，有10-30μm厚的焊剂涂层。

PV焊带在光伏组件上应用有二种形式：互连带或汇流条和PV汇流排。在典型的硅太阳能电池中焊接温度过低或助焊剂涂抹过少或速度过快会导致虚焊，而焊接温度过高或焊接时间过长会导致过焊现象。

支架：

光伏系统安装结构是光伏电站长期、稳定、安全运行的重要保障。光伏支架素有撑起整个光伏系统的美喻。

光伏电站建设验收最重要的一条标准是——抗风能力，而衡量光伏电站抗风能力的关键就是光伏支架决定的。

然而在我国，光伏支架的国家检测标准还尚未出台，只有JG/T490-2016《太阳能光伏系统支架通用技术要求》这部行业标准可供参考。

根据IEC61215要求，光伏组件需要经过机械载荷测试，其目的是测试组件承受风、雪、静压和冰载的能力。所谓动态机械载荷，是指光伏组件在强风作用下，产生前后表面晃动，会使得组件在强风作用下，产生前后晃动，会使组件承受正反方向交替加压，从而加速材料疲劳，进而引发电池片和汇流条等脆弱部分的失效现象。

合理的光伏支架形式能够提升系统抗风抗雪载的能力，合理运用光伏支架系统在承载方面的特性，可以进一步对其尺寸参数做优化，节约材料，为光伏系统进一步降低成本做出贡献。

从长远来看，提高安装支架的性能和质量可以使系统25年安全、可靠地运行，相信这对于保证投资效益的最大化是非常必要的。

总结：

根据业内估算，飙涨的辅材价格，导致光伏系统成本上涨3个点左右。给安装商带来了一定的成本压力，涨价的风声，对普通业主也带来一定影响。

此次涨价潮对于最“受伤”的下游电站企业，晶科能源副总裁钱晶建议在可行的情况下，可将项目推延至明年。

应对由短期供需失衡造成的短期涨价，除了上述针对性的措施以外，钱晶认为需要供应链上下游包括政策制定方的共同努力，才能将损失降至最低。

钱晶指出，对于政府而言，能否适度放宽并网期限，给行业一缓冲，让下游开发企业在承压能力范围内，将项目能继续执行而不中途流产或因损失巨大，从而打击以后的投资热情。

另外，对于专业设计院，在项目规划时，对于规格设定可适度开放一点，太僵硬的采购标准只能让垄断造成的涨价损失让下游企业承担。本好意的统一规格，三方比价让投资成本降低的初衷，反而因卡脖，丧失了项目收益率的发言权。

上半年“跌跌不休”，下半年“涨”声不断，这场由两级需求策动的价格“乱剧”正让2020年的光伏行业动荡不安。

　　事实上，不仅仅是市场因素，从客观环境到技术迭代，眼下的光伏行业正经历着又一个动荡之年。

　　疫情

　　以疫情开局的2020年，让所有行业措手不及，光伏行业亦然。2~3月国内疫情高峰，从4月起，国内疫情逐渐受控，然而海外疫情开始全面爆发。

　　“我必须承认疫情对我们的影响很大，在3月下旬之前，物流、供应、生产人员等因素对国内生产产生了影响，相信各企业都会遇到。3月底之后，我们主要的海外市场都相继出现问题。”7月初在莱茵TüV“质胜中国”行业会议上，尚德新能源投资控股有限公司总裁唐骏回忆了疫情之下的企业状态。他介绍，尚德的业务集中于海外，最高峰时期90%出货量在海外，“在很长一段时间内，我每天看的第一个邮件就是来自全球各地的疫情报告，不仅是官方报告，我要求海外机构人员自己到港口和海关去现场查看，获取第一手资料。虽然我们竭尽全力保出货，尝试了各种方式，但影响肯定还是存在的。”不过，唐骏强调，随着5、6月逐步好转，并且全面追赶，今年仍会接近年初计划的出货目标。

　　不仅仅是尚德，隆基乐叶光伏科技有限公司副总裁唐旭辉介绍，疫情对企业都有影响，只是影响程度不同而已，第一季度主要是对供应链的影响，第二季度恢复正常，整体来说影响较小。天合光能股份有限公司副总裁印荣方表示，过年期间的疫情主要在国内，3月以后转到海外，所以早期的挑战在供应上，后期问题在市场方面。

　　疫情之下最直观的市场反映则是产品价格快速下跌，特别是4月随着海外疫情全面失控，需求骤冷，光伏产业链价格一路向下。咨询机构PVInfoLink 统计数据显示，4~6月，多晶用硅料、多晶硅片、多晶电池片、多晶组件的降幅分别达32.6%、21.4%、13.2%、11.4%;单晶用硅料、单晶硅片(G1)、单晶电池片、单晶组件的降幅分别达 19.2%、23.9%、10.2%、9%。

　　不过，晶科、隆基、天合、尚德、通威、正泰等光伏制造企业一致的反馈则是，全年出货目标未变甚至更好，市场恢复好于预期。国内市场从3月底开始在“630”抢装潮带动下快速复苏，国际市场方面，中国光伏行业协会数据显示，1~5月光伏组件出口27.7GW，较去年同期仅下降1.8%。

　　实际上，随着6月底国家能源局下发2020年竞价项目名单，26GW的规模远超预期，并且年底的并网时间要求也让业内对下半年的装机“爆表”充满期待。与此同时，欧洲、日本、韩国等国际市场疫情逐渐受控，需求复苏，联动之下市场反弹信号强烈。受此影响，从7月起，光伏产业链价格变更“轨道”，开启企稳甚至上涨渠道。

　　不同于制造端的迅速复苏，今年下游电站建设注定风波不断。据某电站业主透露，为完成2020年的并网目标，2019年底便完成了部分项目的可研等准备工作，但原本的摩拳擦掌瞬间被疫情打乱。更不幸的是，为保补贴名额而需要抢“331”和“630”的2019年结转竞价项目，因疫情影响而无法按时并网，部分项目不得不中途夭折。

　　7月新疆等地新冠疫情再次“死灰复燃”，城市管控升级之下，光伏电站现场施工再次受阻。

　　与此同时，作为多晶硅“重地”，新疆疫情及接连两起大厂事故让本就供不应求的硅料更加严重失衡，从而价格“一骑绝尘”，并且传导至下游硅片、电池片、组件应声齐涨，愈演愈烈的涨价潮，无疑为下半年既定的装机热潮蒙上了阴影。

　　尺寸

　　虽然历经疫情波折，但极具韧性的光伏行业仍就交出了亮眼的半年成绩单。据中国光伏行业协会统计，制造端，上半年多晶硅、硅片、电池片、组件产量分别同比上升32.3%、19%、15.7%、13.4%;应用端，国家能源局数据显示，上半年光伏新增装机容量达11.52GW，与去年同期(11.4GW)基本持平。

　　行业稳步向上背后则是凶猛的技术迭代。“十三五”时期，行业历经金刚线、PERC技术引发的生死之战，从而对各项高效技术竖立起前所未有的灵敏嗅觉。而当下行业最热门的技术之一当属“尺寸”。

　　2013~2019年，在PERC及PERC+(SE、MBB、半片)技术加持下，光伏组件功率由320W左右上升至400W以上。然而随着PERC电池转换效率逐渐接近“天花板”，组件功率提升愈加困难，此时加大硅片尺寸成为新思路之一。

　　2018年下半年，颠覆传统的156.75mm(M2)尺寸，晶科主导推动158.75mm(G1)硅片;2019年6月隆基扛起166mm(M6)硅片大旗，紧接着8月中环砸出210mm(M12)硅片，开启市场尺寸混战。

　　硅片尺寸的扩大瞬间让组件功率跳涨。据悉，在电池转换效率保持22.3%不变的情况下，M2组件功率为395W，G1组件功率突破400W，M6组件功率提升至440W+，210mm组件则开启500W时代。

　　从产线改造方面考量，166产线从硅片到电池、组件均可与原有产线即M2产线兼容，由此一经面世便吸引了众多跟随者，如硅片端隆基、赛维，电池端有晶澳、爱旭、通威、润阳悦达、潞安太阳能、唐山海泰等。组件端如晶澳、阿特斯、协鑫集成、正泰新能源、赛拉弗、中节能、航天机电、锦州阳光等。

　　而210产线，正如M12硅片刚刚推出时的行业主流评价“颠覆”，企业产线须全部推倒重来，新建产线的时间成本和投资成本让众多企业望而却步。

　　然而，出于意料的是，500W的组件功率对下游电站业主极具吸引力，这直接让企业的跟随步伐纷纷加快。2019年12月，东方日升率先发布基于210mm硅片的500W高效半片组件;2020年1月，爱旭科技义乌基地全球首发210mm高效太阳能电池，同时宣布5GW 210高效电池正式实现量产;2020年2月，天合光能全球首发采用210mm硅片的500W+至尊组件;2020年3月，东方日升、天合相继宣布500W组件量产……

　　在210组件推进之快令行业侧目之时，质疑之声相伴而起。一方面受制于集装箱高度和玻璃产能，210组件采用5*10列版型，业内人士分析，这不仅未将210mm硅片的优势发挥到最大，且奇数列封装还将增加成本。

　　乘胜追击，2020年5月，晶澳、晶科、隆基三大组件具体纷纷推出基于“18X”硅片的组件。在三大巨头看来，18X才是实现组件最高效率和功率的最优尺寸，基于“18X”硅片，晶澳、晶科、隆基的最新组件(72型)最高功率分别达545W、535W、540W，较210组件再次大跨步提升。

　　6月24日，晶科、晶澳、隆基、阿特斯、潞安太阳能、润阳悦达、中宇光伏7家企业联合发起《关于建立光伏行业标准尺寸的联合倡议》，共推182mm即M10为大硅片标准尺寸。至此颇为神秘的18X最终统一为182mm。

　　当然，以天合、东方日升、中环为首的“210”派同样未停下脚步，7月9日，由“天升环”领衔的40家企业成立“600W+光伏开放创新生态联盟”，涵盖从硅片、电池、组件、辅材、逆变器、支架、设计院、物流等全产业链企业。虽然联盟成员一再否定成立无关尺寸之争，但更多业内人士还是解读为对182联盟的有力回击。

　　更进一步，7月16日、7月23日，天合、东方日升相继推出基于210mm硅片的600W+组件，优化设计、封装技术的基础上，一举将光伏行业带入“600W”时代。而在刚刚结束的上海SNEC展会上，780W、800W组件已接连登场。

　　显然尺寸之争仍在继续，孰优孰劣未有定论，但不可否认的是，从2019年初的400W到当下的600W，组件功率如火箭般“蹿升”，为下游电站业主的平价甚至低价之路带来更多可能。

　　TOPCon、HIT

　　就尺寸之争而言，业内人士评价尺寸仅仅是光伏产品的物理升级，而质变仍是电池技术迭代，是核心效率的提升。

　　时间拉回至2016年，在“光伏领跑者”及产业转型升级的推动下，PERC(钝化发射极及背表面)技术迅速掀起对主流传统铝背场(BSF)技术的挑战，彼时规模生产的BSF单晶电池及多晶电池的转换效率分别达19.8%和18.5%，使用PERC 技术则可将单、多晶电池的转换效率提升至20.5%和19%。

　　核心优势之下，PERC技术开启快速迭代，市场占有率由2016年的10%提升至2019年的65%，而BSF占比则由2016年的80%降至2019年的31.5%。2019年规模生产的PERC单晶及多晶电池转换效率分别达22.3%、20.5%。

　　然而，面对PERC的效率极限(24.5%)越来越近，关于PERC之后的下一代电池技术讨论已然异常火爆，其中拥笃最多的当属N型的TOPcon和HIT两大电池技术。

　　相对P型晶硅电池，N型电池少子寿命高、弱光效应好、温度系数小且无光致衰减，是晶硅太阳能电池迈向理论最高效率的希望。

　　TOPCon(隧穿氧化层钝化接触)电池技术，由德国弗劳恩霍夫太阳能系统研究所于2013年提出，目前电池效率世界记录为25.7%，效率极限可达28%以上。HIT异质结电池，结合了薄膜技术，理论效率达27%以上。

　　据悉，TOPCon的优势在于，与现有PERC产线兼容度高，改造及运营成本较低，而HIT的优势则在于工艺简单仅4步，且电池量产效率较高，但HIT需要更换所有设备，投资成本约8~10亿元/GW。不过随着国产设备的成熟，HIT设备成本已降至5-7亿元/GW。

　　2020年光伏企业围绕TOPCon及HIT异质结的扩产计划接连不断。TOPCon方面，中来股份投资年产1.5GW N型单晶双面 TOPCon电池项目，N型双面电池及组件年产能达5.1GW;中利集团投建1GW 高效TOPCon电池及组件技术改造项目;黄河水电N型TOPCon高效双面电池量产平均效率突破23.2%。

　　HIT技术，据北极星太阳能光伏网统计，截至目前异质结电池、组件扩产规模超56GW。仅5月底以来水发集团、爱康等5家企业公布了超10GW的扩产计划。

　　技术迭代之下，是产能的更新换代，更是新一轮企业优胜劣汰之战。

“十三五”以来，新能源发展迅速，截至2019年底，装机规模达4.38亿千瓦，其中风电累计并网装机2.1亿千瓦，占全部电源总装机容量的10.4%，太阳能发电累计装机容量达到2.05亿千瓦，占全部电源总装机容量的10.2%。随着我国新能源发电规模持续扩大，消纳压力与日俱增，近年来出台的一系列政策，均直指消纳沉疴。去年首次被按下“暂停键”的储能，今年乘势而上，大有“强嫁”新能源之势。

新能源配储能现状

今年以来，多个省市能源主管部门相继发布暂停新增风、光新能源项目的年度计划，并明确将新能源发电配套储能作为当地新能源优先开发的重要条件。虽然文件未明确体现强制，但却陷入了“看破不说破”，“不可言传只可意会”的局面。

国家层面政策频发

5月19日，国家能源局发布的《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》中，对加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制、全面提升电力系统调节能力、着力推动清洁能源消纳模式创新方面，都提出“鼓励推动电储能建设和参与”，以此促进清洁能源高质量发展。从征求意见稿中也可以看出，国家层面非常关注并看好储能对清洁能源消纳及电力系统调节的重要作用。

6月5日，国家能源局关于印发《2020年能源工作指导意见》提出，要加大储能发展力度，研究实施促进储能技术与产业发展的政策，积极探索储能应用于可再生能源消纳、电力辅助服务、分布式电力和微电网等技术模式和商业模式。

6月18日国家发改委、能源局印发《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，要求提高电力系统调节能力，推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。

地方层面力度更甚

今年以来，内蒙古、青海等多个省份的光伏竞争方案要求中，配置储能项目已成为重要的技术评审条件，湖北等消纳条件好的地区也对后续项目发展提出配置储能的预期要求。在多省提出鼓励新能源发电配置储能的政策下，已有十多家发电集团企业共发布30余项光伏储能、风电储能或风光储项目招标询价，其中新增平价、竞价项目占比较大，涉及储能规模超过37万千瓦。

内蒙古印发《2020年光伏发电项目竞争配置方案》，明确优先支持“光伏+储能”建设，光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上。针对风电场，内蒙古积极推动乌兰察布市600万千瓦风电基地及配套储能设施建设。

新疆两年内发布3个发电侧储能政策，其中今年就连发2个，《新疆电网发电侧储能管理办法（征求意见稿）》鼓励发电、售电、电力用户、独立辅助服务供应商等投资建设电储能设施，要求储能容量在10兆瓦/20兆瓦时以上；《关于做好2020年风电、光伏发电项目建设有关工作的通知》要求，组织新能源企业参与电力市场化交易和储能设施建设。在《关于组织申报2020年国家补贴光伏发电项目的通知》中，也明确将配置储能项目作为重要的技术评审条件。

湖南印发的《关于组织申报2020年光伏发电平价上网项目的通知》中明确拟新建平价项目，单个项目规模不超过10万千瓦，鼓励同步配套建设储能设施。

湖北印发《湖北省2020年平价风电项目竞争配置工作方案》，要求风储项目配备的储能容量不得低于配置容量10%，且必须与风电项目同时建成投产，以满足储能要求。在项目配置中，对介入同一变电站的风储和光伏发电项目，优先配置风储项目。

吉林发布的《吉林省2020年风电和光伏发电项目申报指导方案》明确大力支持为落户吉林储能、氢能等战略性新兴产业及装备制造业等有带动作用的项目。

辽宁发布的《辽宁风电项目建设方案》，优先考虑附带储能设施，有利于调峰项目。

青海印发的《关于加强推动5G产业发展的实施意见》中，提出强化电力资源保障，公变区域内新增基层站采用直供电，更多使用新能源储能电力。而早在2017年青海就印发《青海省2017年度风电开发建设方案的通知》，明确2017年青海规划330万千瓦风电项目，各项目须按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模33万千瓦。

河南印发的《关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知》，明确暂停各类新能源增量项目，优先支持已列入以前年度开发方案的存量风电项目自愿转为平价项目，优先支持配置储能的新增平价项目。国网河南省电力公司也在《关于2020年申报平价风电和光伏发电项目电网消纳能力的报告》中提出，建议今后新纳入政府开发方案的风电、光伏发电项目应配置足够的储能设施提高调峰能力。

除以上省份外，山东、江西、安徽等省份也都出台相应政策，不同程度推进储能在发电侧，尤其在新能源发电侧的应用。同时国网山西省电力公司则要求接入35千伏及以上电压等级的风电场、光伏电站进行一次调频改造，新投产的新能源场站必须具备一次调频功能才能并网运行。而改造的方式包括保留有功备用和配置储能设备两种，不少新能源企业出于发电规模考虑优先选择配置储能。

当前面临的问题

“新能源+储能”或将成为行业的发展趋势，然而新能源平价在即，如此规模化推进配套储能，却缺乏配套政策的指引和监管，也将导致新能源企业和储能产业出现一系列问题。

平价在即，投资压力大

今年1月，国家财政部、国家发改委、能源局联合印发《关于非水可再生能源发电健康发展的若干意见》、《可再生能源电价附加补助资金管理办法》，进一步规范了可再生能源电价补贴资金的使用管理，降低补贴强度和范围，推进风电、光伏发电向平价上网过渡。在电力市场改革不断深化推进的过程中，新能源企业不仅面临电价整体下降和平价上网的形势，还需要应对补贴严重滞后的困境，可谓挣扎在“温饱线”。

按照部分地方要求的配套5%～20%的储能，新能源项目投资成本势必进一步增加，企业的投资收益率难以得到保障，如按照内蒙古此前发布的《2020年光伏发电项目竞争配置方案（征求意见稿）》中提到的2020年拟定1.4吉瓦光伏电站支持配套储能容量不低于5%进行简单测算，按200万元/兆瓦时计算，1.4吉瓦光伏电站配备储能所需额外支持费用约为1.4亿元。对于陆上风电开发而言，高风速地区可开发的资源所剩无几，低风速地区对风电技术要求更高，风机造价、风电项目千瓦造价下降空间非常有限，再增配储能，其投资回收压力骤增，按20%的储能设置配套粗略测算，风电场的千瓦造价将增加200～300元。由此可见，配储能的新能源项目经济性主要受到储能成本、上网电价、年利用小时等因素的影响,强配储能势必带来额外成本，对于平价在即的新能源企业而言，可谓雪上加霜。

强配储能，后遗症初显

在风电、光伏行业将全面迎来平价上网之际，新能源企业对项目经济收益更为审慎，强配储能后的经济效益，直接影响投资与否，而“花最少的钱办最多的事”成为强配储能后，新能源企业不得已而为之的选择。

根据当前新能源配储能项目招标情况来看，均对供应商业绩方面有要求，使得很多储能企业不断降低价格以求中标，实现业绩积累。今年初以来，新能源配储能项目开标价格持续走低，半年时间从最初的2.65元/瓦时降至1.65元/瓦时，储能招标价格战大有愈演愈烈的态势。与传统抽水蓄能电站的度电成本（约0.21～0.25元/千瓦时）相比，虽然电化学储能成本呈逐年下降趋势，但其度电成本仍居高不下，锂离子电池储能系统度电成本为0.6～0.8元/千瓦时，此外电化学储能的融资及管理成本也很高。在当前电化学储能技术水平下，低价竞标很可能是以牺牲质量和安全为代价。据了解，项目招标过程中，已经暴露出诸如系统容量虚标虚报、偷工减料以满足招标要求的问题，这无疑为安全运行埋下一颗定时炸弹。

未来之路任重道远

一是政策扶持，稳步有序推进。在新能源发电侧配储能，需综合考虑电源类型、装机结构、电网情况，进行新能源侧储能综合经济效益和配置比例的评估测算，不能简单粗暴地“一刀切”，要避免因为强配储能造成不必要的投资浪费。从电源类型来看，光伏比风电对配套储能需求高，且从度电成本角度考虑，配套储能光伏比风电更具有经济性；从电源结构看，北方区域调峰能力强于南方区域，配套储能需求南方则高于北方，因此新能源配储能“一省一策”，乃至“一场（场站）一策”不为过。

二是提高准入门槛，保安全促提升。目前新能源侧配储能，主要以电化学储能为主，自2010年，我国开始制定电力储能有关标准以来，已发布或报批电储能相关的国家和行业标准27项，团体标准29项，其中，针对电化学储能的国家标准已发布7项、行业标准已发布2项。从新能源配储能项目技术升级和安全性考虑，亟需出台新能源侧储能调用、电池衰减容量相关的标准，提升储能行业门槛，确保安全根基牢固。同时，除储能设备本身的标准化外，还应加强评价监督的力度，实现对核心部件从仿真建模、可行性分析、价值判断、测试运行全过程的技术监督检验，确保储能系统安全可靠运行，避免出现因恶意低价中标而带来的安全隐患。

三是协同发展，建立健全市场机制。对新能源发电和储能产业发展而言，要实现健康可持续发展，最终需要建立健全市场机制，用“看不见的手”来带动产业的发展。进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰辅助服务、备电及需求侧响应服务，以及电力现货市场交易提高利用率，增加储能的收益。探索新的商业运营模式，将储能与配额制、绿证交易相结合，提高绿色电力认证权重，实现新能源与储能在新交易模式下的配套。把储能的应用价值直接充分体现出来，而不是仅仅依附于电力系统电网侧、发电侧，抑或用户侧任何一方来得以生存，融合发展才是正道。

尽管光伏发电是贴着“绿色”标签的清洁可再生能源，但是它也隐藏着潜在的污染风险。据了解，目前我国对废旧光伏组件回收，在政策和标准层面上基本是空白。

截至2019年，我国光伏累计装机达到20430万千瓦，连续4年保持全球第一。按照市场上标准的25年使用寿命估算，废弃光伏组件数量在若干年后将非常巨大。然而，目前我国还没有相关成熟的回收技术和设备，也未有明确的光伏组件回收政策出台。

在众多光伏组件中，晶硅组件凭借90%的市场占有率成为光伏产业的主流。晶硅组件中的铅、锡等金属具有较高浸出毒性，会导致土壤和水源污染。而薄膜太阳能电池特别是碲化镉薄膜电池中，镉、铜等重金属含量很高。

当前我国大部分废旧光伏组件都没有回收处理，通常都是直接填埋或破碎后填埋。光伏组件回收的常用方法有机械破拆和高温热处理两种。这两种方法成本都比较高，同时存在高能耗和废气、废液的处理问题。

更早发展光伏的国家早已注意到组件回收问题。2012年，《欧盟废弃电子电器产品管理条例》率先将太阳能光伏组件纳入管理范围，并成立了专门机构处理境内的废旧光伏组件。2018年，法国成立了欧洲首座太阳能电池板回收工厂，能够实现95%的组件回收率。

有业内人士认为，国家发改委和生态环境部应当建立光伏项目周期信息通报机制，加大报废光伏末端处理的监管力度，对于生产者资源化利用经济效益不高的问题，采取增加财政激励和税收优惠等手段，促进企业生产者优化设计，主动履行环境污染预防责任，实现光伏作为清洁能源的可持续发展。