8月6日，财政部发布《2020年上半年中国财政政策执行情况报告》明确提出，支持保障能源安全，支持新能源汽车发展，支持增加国内油气产量，推进可再生能源发展。

支持新能源汽车发展。联合有关部门明确将购置补贴政策延长至2022年底，同时平缓补贴退坡力度和节奏，延续对新能源汽车发展的政策支持。

支持增加国内油气产量。支持煤层气、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用，按照“多增多补”“冬增多补”的原则给予梯级奖补，鼓励地方和企业多产上气。

推进可再生能源发展。继续通过从电价中征收附加的方式支持风电、光伏等可再生能源发电技术水平提升，成本下降。

8月5日，从国家能源局获悉，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发通知，要求做好风电、光伏发电平价上网项目开发建设工作。

通知称，结合各省级能源主管部门报送信息，2020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。

国家能源局新能源司有关负责人表示，公布风电、光伏发电平价上网项目，有利于加快风电、光伏发电平价上网进程，进一步提升我国风电、光伏发电产业的市场竞争力。组织实施风电、光伏发电平价上网项目，将进一步增加可再生能源装机规模和发电量，提升非化石能源占一次能源消费总量的比重，助力能源转型和高质量发展。

据初步测算，2020年风电、光伏发电平价上网项目将拉动投资约2200亿元，并将新增大量就业岗位，对于稳投资、稳增长、稳就业具有现实意义。

为避免项目列入平价项目名单后延迟建设，同时考虑风电、光伏发电项目合理建设周期，通知规定，除并网消纳受限原因以外，风电项目应于2022年底前并网，光伏发电项目应于2021年底前并网。

这位负责人说，国家能源局将与国土、环保等部门加强协调，推动降低非技术成本。同时，严格项目开发建设信息监测，加强项目开发建设情况监管，为风电、光伏发电平价上网项目开工、建设、并网、运行营造良好环境。

7月4日，记者从广州市供电局获悉，广州首座光伏储能电房近日在白云区钟落潭镇完成智能模块接入，宣告整体投产。它不仅可以实现自身设备供电的“自给自足”，在阴雨天等弱光天气条件下稳定发电，余电还可以反供上网，而且，还能有效地提升区域的供电可靠性，突发情况导致断电时，光伏储能系统持续供电22个小时，为后续的故障研判、抢修复电争取时间。

创新采用发电玻璃

进入白云区钟落潭镇五龙岗村，没多久就可以看到一个漂亮的“水晶盒子”。这正是广州白云供电局刚刚投产的光伏储能配电房。该配电房创新性采用发电玻璃安装于顶面及外墙四周，通过吸收太阳能转化为电能，能满足光伏配电房自身设备日常用电负荷需要。多样化的外墙样式，促进电房与周围环境的高度融合。

据白云供电局配网项目经理曾鸣介绍，五龙岗光照时间长，场地空旷，为光伏储能配电房试点创造了条件。发电玻璃内部的薄膜太阳能电池，主要使用了CdTe（碲化镉）。这种材料的3个突出特点都适合应用在配电房上：首先是碲化镉与太阳光谱非常匹配，最适合于光电能量转换，发电稳定，弱光发电性好，阴天、雨天也可发电；其次是抗局部遮挡能力强，不会形成热斑，抗污性好，不用经常清洗，节省维护成本；第三是结构简单，仅由2片玻璃夹发电层和胶膜构成，安装角度也很灵活。

同时，这个光伏储能配电房还是智能电房。它增加了设备状态监测、电气保护测控、视频监控、环境监测和安防监控五大功能配置，实现设备的感知、互联、边缘计算优化和预测。

提升区域供电可靠性

光伏配电房的储能系统，利用光伏发电资源补充电房用电，提高变压器供给效率；而且光储一体，为后备电源提供用电，提升了区域内的供电可靠性。

曾鸣称，传统的电房，电房内部的基础用电如照明、空调都是由市电供应，当线路故障或检修时，后备电源只能提供4小时，难以满足检修的时长需求。

光伏配电房利用蓄电池将发电电能存储起来，当没有电源时，储能系统能提供电房最大负荷供电22小时，包括夜间最长16小时和后备6小时，断电时提供的最大负荷比原来提升了5倍。

“这种配电房特别适合白云区的实际情况。白云区是广州城中村最密集的行政区，高速增长的电力需求导致电网建设投资居高不下。每年夏天电力设备负荷最高峰之前，我们都会开展度夏工程项目的建设。”曾鸣说，尽管如此，在高温天气的用电需求下，还是有部分台区设备出现重过载。光伏配电房为我们带来了一个绿色、环保的解决方案。

据了解，当市电故障停电时，光伏配电房通过智能模块能自动切换至备用电源，提供22小时后备电源，供基础用电及智能模块使用，保障故障或检修时人员的工作安全。当市电恢复供电后，智能监控系统自动操控并网开关合闸，恢复光伏并网运行。

据了解，广州供电局正全面应用智能配电标准设计V3.0，按照“建设投产、调试验收、有效应用三同步，投产一项见效一项”原则，推进实现配电设备状态、环境、负荷监测和视频监控等。

7月31日，国家电网公示2020年第二批可再生能源发电补贴项目清单，此次公示的进入补贴名单的可再生能源项目共计176个，核准/备案容量为8985.75兆瓦，其中：风电项目83个，核准/备案容量为5384.25兆瓦；太阳能发电项目93个，核准/备案容量为3601.5兆瓦。

　　公告原文及具体清单如下：

关于公布2020年第二批可再生能源发电补贴项目清单的公告

　　根据《财政部国家发展改革委 国家能源局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)、《财政部 国家发展改革委 国家能源局关于印发<可再生能源电价附加资金管理办法>的通知》(财建〔2020〕5号)和《财政部办公厅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)规定，国家电网有限公司积极配合各省级能源主管部门和国家可再生能源信息管理中心，为符合中央财政补助条件的可再生能源发电项目提供补贴清单申报服务。

　　2020年7月31日，我公司已将完成公示的第二批次可再生能源发电项目补贴项目清单上报国家主管部门，后续将陆续完成首批(详见财办建〔2020〕6号有关规定)补助项目清单审核发布工作。第二批次项目清单及首批后续项目审核进展情况，请登录新能源云平台查询。

国家电网有限公司

2020年7月31日

又一度SNEC展即将盛装来袭，各大光伏企业正在积极“备战”，准备用琳琅满目的新技术、新模式，在这次“组团摆摊”中“各显神通”，硬核展示走向平价上网时代的实力。

　　今年以来，随着技术的进一步提升，全球光伏最低发电成本纪录继续突破，出现1.35美分/千瓦时的历史性报价，低于人民币0.1元/度。在全世界诸多地区，由于受“非技术成本”制约较小，光伏发电“1毛钱一度电”已成为现实。

　　然而，随着国内平价时代的来临，光伏产业想要“乘风破浪”，除了技术本身的进步，更需要消纳条件的保障。进入平价阶段，消纳条件将成为光伏新增装机规模的最大制约因素。

　　光伏发电利用率“逆势上升”

　　消纳压力仍然存在

　　今年以来，新冠肺炎疫情对电力需求造成一定冲击，但在此情况下，根据中国光伏行业协会日前发布的数据，上半年我国光伏发电装机规模同比增长0.88%。与此同时，光伏等新能源发电的利用率也在逆市上升。两大电网公司近日发布的统计数据显示，上半年，国家电网经营区内的风电、太阳能发电利用率为96.9%，南方电网可再生能源发电利用率达99.87%，较去年同期都有提升。

　　据电力规划设计总院高级工程师程晨璐介绍，尽管受疫情影响，全社会用电量同比下降，但各方齐心协力加强新能源消纳。上半年，全国光伏发电量1278亿千瓦，同比增长20%，光伏发电量占全部发电量的3.8%，较2019年增长约0.8个百分点。

　　程晨璐预计，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2020年并网。他表示，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。

　　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。据水电水利规划设计总院新能源部太阳能处处长秦潇介绍，2020年度，全国共申报竞价项目3350.911万千瓦，其中434个项目纳入2020年国家竞价补贴范围，总装机容量2596.7208万千瓦，预计2020年全国新增消纳能力将达到4845万千瓦。

　　不过，由于新能源发电成本逐步下降，竞争力进一步提升，清洁能源并网规模将继续增长，意味着消纳能力也将面对更大的挑战。根据国网能源研究院日前发布的《中国新能源发电分析报告2020》，2020年，我国光伏度电成本预计为0.245-0.512元/（kWh），到2025年，我国光伏发电度电成本将在0.220-0.462元/（kWh）之间。

　　国网能源研究院预计，2020年全国新能源利用率整体可以保持95%以上，但个别省区面临较大压力。预计甘肃、新疆新能源利用率仍低于95%，但均较2019年有所提升，冀北、山西、青海受新增装机规模较大等因素影响，新能源利用率可能低于95%，华东、华中地区在春节等负荷低谷时段首次出现限电情况，但新能源整体利用率仍保持较高水平。

　　国网能源研究院指出，随着新能源装机比重的不断提升，受新能源资源、装机容量增长、电力需求增长等边界条件共同影响，新能源消纳情况可能存在一定的不确定性。例如，系统调节能力提升可能有限、新增装机存在不确定性、跨省跨区交易组织难度可能增加，都将对光伏等新能源消纳造成影响。

　　平价光伏欲“乘风破浪”

　　保障消纳是关键

　　据了解，随着后补贴时代的来临，国家层面或将不再对可再生能源装机做定量规划，而落实消纳将成为光伏“乘风破浪”的核心。国家发改委能源研究所研究员时璟丽表示，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。她强调，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。

　　时璟丽认为，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。

　　对于建立健全适应新能源消纳市场机制，程晨璐建议，健全电力辅助服务市场机制，向新型灵活性资源提供市场准入，纳入响应速度、调节精度等质量因素，发挥灵活调节资源对系统的真实价值；深化电力现货市场建设，通过反映电能真实市场价值，激发各类电源、负荷和储能调节能力，加强现货市场运行与中长期市场有效衔接；同时探索建立容量补偿机制或容量市场。

　　结合我国电力市场建设进程，以及不同交易机制对促进新能源消纳成效的评估，国网能源研究院认为，下一步应重点完善我国调峰辅助服务市场机制与新能源跨省区交易机制，进一步发挥市场机制对于提升新能源消纳能力的作用。

　　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。

据悉，财政部正在研究通过国网和国开行以发债方式解决可再生能源补贴拖欠问题的可能性，目前各方仍在协调。近年来，可再生能源补贴缺口持续扩大。通过市场化融资方式募集长期限、低成本资金，是解决目前可再生能源附加资金缺口、补贴拖欠的可行手段，此前也有过“铁道债”“汇金债”等先例。这一方式如果推行，拥有电站资产的光伏和风电运营企业，经营情况将显著改善。

一周之内超过15%的涨幅把单晶硅片龙头——隆基股份推上了风口浪尖，在此次由下半年抢装与多晶硅事故导致的产业链涨价一事，正让整个光伏行业面临着进退两难的选择。

7月的最后一天，隆基再次宣布调涨单晶硅片报价，其M6硅片从6月25日的2.62元/片涨至3.03元/片，涨幅高达15.6%，这一结果让不少二三线组件企业“彻夜难眠”。有知情人透露，根据隆基最新价格政策，8月已签订单按照8月12日后出货执行新价格，未签订单从8月1日开始按新价格签单发货。

作为单晶硅片龙头，隆基无疑拥有绝对的定价主导权，尤其是M6硅片的价格，这个由隆基一手推起来的硅片尺寸，目前大有跃升行业主流尺寸的势头，然而当下游业主均被游说接受了440/445瓦组件是当前的最优选择之后，隆基的M6硅片价格却一路飙升，让下游的电池片与组件企业只能“望而生畏”。

8月1日，隆基股份品牌总经理王英歌在回应涨价风波时指出，在第一次调整硅片价格时并未考虑到多晶硅价格长得如此快，隆基目前无力消化如此大的硅料价格上涨，此次仅把硅料价格上涨部分加到硅片价格中，没有额外加价。

“目前按照每瓦硅耗3g，多晶硅价格每上升10元/kg，组件成本增加0.03元/瓦，然而就实际情况而言，硅片、电池片并没有因为产能较大原因吸收硅料涨幅，组件厂家价格及利润压力巨大，下半年保利润求生存对于组件厂家尤为重要”，有行业专业人士分析，这次产业链涨幅之大，并不完全因为多晶硅供应问题带来的，其中还有加磅涨价的因素。

某组件企业相关人士认为，从整个光伏行业层面考虑，低度电成本是我们最大的竞争力。“最理想的方案应该是从多晶硅、硅片、电池片到组件端，都各自消化一部分的涨幅，力保下游电站如期建设并网。然而当前显然并不是这样，各个环节只考虑自己利润最大化并未考虑由此可能会带来终端需求锐减等问题”。

事实上，在此次涨价风波中，越靠近业主的环节越没有话语权，“维系客户关系与力保生产利润，是当前组件企业面临的普遍问题。“如果涨价事件持续的久，一些没有垂直一体化的二三线组件企业压力会非常大，订单交付不动；虽然一线企业大部分都有相对应的硅片与电池产能，但因为目前需求好，仍需要外购电池片，这势必也会受到价格波动的影响，保利润还是保出货，二者很难兼得”，某组件企业资深人士补充道。

但是这并不仅仅是组件企业的事，“行业的需求就像一个天平的两端，如果组件价格涨幅过大，导致下游业主选择延期或者因为收益率受限放弃项目建设，那么天平就会偏向终端需求减少那一端，需求又会反过来影响产业链中每一个环节的年度出货与合理利润”，上述行业人士分析称，这场博弈消耗的将是整个行业以及业主投资光伏的决心。所谓环环相扣，没有哪家企业可以独善其身。

昨日恰逢中广核2020年度第二次组件集采开标，440/445瓦组件报价的平均值已经来到1.57元/瓦，双面则飙涨至1.6元/瓦以上，创下2020年以来组件价格新高。与半个月前的国家电投、三峡组件集采相比，组件价格至少上涨了0.15元/瓦，涨幅将近10%。

目前光伏电站投资主力军国家电投、大唐、中核、华电以及中广核等完成了2020年度组件集采，还有华能、国家能源集团、中国能建等尚未开标。随着隆基再次调涨硅片价格，预计下周华能开标还将迎来一个组件价格“新高”。大型电力央企的组件溢价空间尚且如此，可以预见的是，在这样的产业链价格之下，对价格较为敏感的平价地面电站与分布式项目将会选择延期建设并网，预计年度装机减少5GW以上。

本周光伏們就下半年竞价项目是否延期进行了调研，目前大部分业主并未因此次产业链涨价风波调整项目并网计划，尤其是以央企为主的投资商，但这并不意味着产业链价格上涨可以“随心所欲”。

“在行业垄断达到一定程度之前，吞噬掉二三线企业的利润空间，对于整个行业来说，这是一个非常不明智的决定”。站在平价的山脚，中国的光伏产业像一个随时会被推入市场竞争中厮杀的战士，度电成本就是光伏行业最有力的武器，当下更需要的是一个长远的且能够做大整个行业蛋糕的方案。

长期来看，储能调频的总体需求会越来越大：一方面，风电、光伏等新能源发展规模越来越大，更加需要包括调频在内的辅助市场调节；另一方面，包括新能源汽车在内的用户侧也有调频需求。

伴随《江苏电力辅助服务（调频）市场交易规则（试行）》（以下简称《规则》）出台，江苏电力辅助服务调频市场日前开启试运行。

当前，新能源并网装机的快速增长，正日益激活储能调频市场的需求。储能调频能否迎来新发展机遇？

不能简单比较里程补偿价格

从目前数据统计的各地区AGC调频辅助服务补偿规则来看，此次江苏给出的补偿规则稍有不同，补偿价格为全国最低。江苏能监办称，规则维护了所有具备合格AGC功能机组（含风电、光伏）、储能电站和综合能源服务商的合理收益。

对此，有内人士担忧，这可能引发其他地区效仿，导致调频市场为降低成本而选用并不合规的产品，从而扰乱市场秩序，降低企业参与的积极性。

国网能源研究院高级工程师时智勇则指出，从其他省份调频市场里程报价限价看，山西为5-10元/兆瓦，福建为0-8元/兆瓦，广东为6-15元/兆瓦，江苏为0-1元/兆瓦，里程报价最低，表面上看，存在降低调频资源参与市场积极性的风险，但也要看到规则的差异性和市场的竞争性。

“首先，要认清江苏调频性能指标的评价算法与其他地方并不相同，以广东为例，调频性能指标由调节速率、响应时间和调节精度三个参数共同决定，最大值不超过3，江苏调频性能指标只由调节速率和调节精度决定，且计算公式不同，对于储能而言最大值可以超过10；其次，要认清储能仅仅是调频市场的主体之一，是否具备竞争力是由市场决定。同时，《规则》的制定充分考虑了各类调频资源的特性，遵循了按效果付费的原则，即性能越好的机组补偿费用越高，对于调节性能差的机组即使以较低的价格中标，其收益也相应降低，且后期难以继续中标，不存在‘劣币驱逐良币’的情况。”时智勇说。

中国能建华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏表示，江苏调频补助算法与其他地区并不一样，简单比较价格没有意义。

新能源激活调频辅助服务

所谓的调频辅助服务市场是指自动发电控制（AGC），即二次调频。各类调频资源通过自动发电控制功能按照一定调节速率实时调整发电出力，跟踪电力调度指令，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求。

时智勇表示，我国调频辅助服务以省为单位开展，调度机构以省级联络线功率控制为目标，根据“按需调用、按序调用”的原则，将相关指令分解后下发至各调频机组。调频辅助服务从指令生成、调用以及执行均较为独立，与其他辅助服务品种相比最适合市场化。

“不过我国调频辅助服务补偿费用规模相对较小，主要原因是二次调频需求并不迫切，以火电、水电机组为主要电源结构的电力系统，二次调频资源总体充裕，常规机组即可满足调频基本需求，同时我国已形成了世界上规模最大的同步电网，系统之间互济能力显著增强，这大大提高了频率稳定性。”时智勇说。

国家发改委能源研究所研究员刘坚认为，短期来看，整体市场受政策影响较大，企业在意政府给出的价格是否具备吸引力；长期来看，储能调频的总体需求会越来越大，主要原因在于：一方面，风电、光伏等新能源发展规模越来越大，更加需要包括调频在内的辅助市场调节；另一方面，包括新能源汽车在内的用户侧也有调频需求。

“我国储能调频发展到现在，仍是在电源侧发挥作用，未来市场的发展趋势是，将会引导用户侧资源加入进来。另外，目前调频的补偿和奖励机制并没有落实，并没有真正的发挥市场化的优势，未来这方面的细则将有望落到实处。”吴俊宏说。

储能调频的身份定位有待明确

从调频辅助服务市场运营规则来看，山西、福建、广东、江苏、甘肃均将储能纳入市场主体，储能参与调频辅助服务市场主要包括储能联合火电机组调频以及独立储能电站调频。目前来看，技术不是主要障碍，但在市场化运营方面，却存在着不小的难题。

时智勇认为，当前储能联合火电机组调频是我国现行辅助服务考核机制下的特有形式，但是，调频容量需求有限，且基本固定，若越来越多的机组配置储能，市场快速饱和，导致价格过低，在市场并未产生增量收益的情况下，补偿费用仅仅是在各发电机组之间重新分配。

吴俊宏表示，目前来看，储能调频所面临的最大问题是，没有明确的市场定位。“其在市场中并没有清晰角色定位，究竟是以电网、售电公司还是用户侧参与进去，身份的不确定性导致其发展难度巨大。”

“除了成本回收问题外，安全性也是一个制约其发展的因素。”刘坚指出，“储能调频是储能行业里安全性挑战最大的，一旦安全监管体制会更加严格，部分企业可能连获得入场券的资格都没有。”

针对储能参与调频辅助服务市场的前景，时智勇指出：一是要完善市场规则，允许储能等资源公平参与调频市场；二是设计合理的调频价格形成机制，储能调频的优势在于快速响应和精确的跟踪能力，设计一个充分反映储能价值的补偿机制是市场公平性的重要体现；三是要根据电力系统实际需要建立调频辅助服务新品种，随着我国新能源大规模并网，电力系统面临电力电子化，转动惯量持续减少以及“强直弱交”等一系列问题，对能够提供毫秒至数秒级的快速调频资源需求迫切。储能是应对该类问题的重要措施，未来各省可根据需要建立快速调频辅助服务市场，以满足系统安全稳定运行要求。