7月22日，由中国光伏行业协会主办的光伏行业2020年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会如约而至。和往年不同，受新冠肺炎疫情影响，今年会议改为在线上举行。会议形式的变化并没有影响业内人士对光伏市场的关注，上千名观众齐聚直播平台，聊天室内探讨激烈。

　　和火热的线上直播一样，今年上半年，我国光伏产业持续发向好，新增装机规模稳中有进。面对复杂、严峻的市场环境，我国光伏产业展现出强大的发展韧性，从第二季度开始，产业显现出快速复苏态势。4-6月，我国光伏发电月新增装机规模均超过1吉瓦（折合为100万千瓦）。

　　“如果用一句话来概括我国光伏产业上半年发展情况的话，那就是‘形势很不好，表现还不错！’”中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华说。

　　近3年来首次正增长

　　中国光伏行业协会的数据显示，1-6月，我国光伏发电新增装机容量为11.5吉瓦，其中，集中式光伏新增装机规模7.07吉瓦，占比61.48%，分布式光伏新增装机规模4.43吉瓦，占比38.52%。

　　去年同期，我国光伏发电新增装机规模为11.4吉瓦，今年相较去年同比增长0.88%。虽然涨幅不大，但结果仍令人欣喜。“2018年以来，我国上半年光伏发电新增装机规模分别同比下滑1.6%和52.5%。今年的小幅上涨是近3年来的首次正增长。”王勃华表示。

　　下游应用市场的稳步推进离不开上游制造环节的有力支撑。制造端方面，上半年多晶硅、硅片、电池和组件四大主要产品产量均同比提升。1—6月，多晶硅产量20.5万吨，同比增加32.2%，该环节头部企业如期扩产，老旧产能加速淘汰；硅片产量75吉瓦，同比增加19%；电池片产量59吉瓦，同比上涨15.7%，单晶PERC产量效率进一步提升；组件产量53.3吉瓦，同比增加13.4%。

　　业内人士认为，虽然受新冠肺炎疫情影响，第一季度我国光伏产业稍有下滑，但从第二季度开始，市场逐步复苏，呈现“一冷二热”的发展趋势。

　　在国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶看来，下半年我国光伏市场将保持增长的发展势头，全年新增装机规模将在40—43吉瓦。“往年受‘6·30’‘12·30’抢装影响，第二季度和第四季度一般是全年新增装机容量较高的季度。和往年的阶段性折线增长趋势不同，预计今年光伏产业的发展趋势将呈现直线增长，第三、第四季度净增规模将达8.2吉瓦和21.32吉瓦左右，分别占全年新增装机总规模的20%和52%。”陶冶说。

　　区域集中度显著提升

　　今年上半年，不管是集中式还是分布式项目，我国光伏产业区域集中度越来越高。

　　据统计，1-6月，全国新增装机规模接近或超过1吉瓦的省份有5个，分别是山东、江苏、江西、河北和广东。上述省份新增装机规模占全国的51.3%。新增分布式装机规模接近或超过200兆瓦的省份有6个，分别是山东、浙江、江苏、河北、河南和江西。上述省份新增分布式装机容量占全国的73%。

　　延续这一发展趋势，今年获批的竞价和平价集中式光伏发电项目区域分布也较为集中。2020年，共有25.97吉瓦的竞价项目入选，规模较去年的22.79吉瓦进一步扩大，分布地区却逐渐缩小，从2019年的22个省市区减少至今年的15个省市区。平价项目方面，今年分布在13个省市区，基本与去年的12个省市区持平。

　　“这些项目主要分布在‘胡焕庸线’右侧（即人口较为密集的东南地区），兼具光照、消纳能力、较高煤电基准价等相对竞争优势的地区。”王勃华表示，“比如，两湖、两广地区脱硫煤电价高于0.41元/kWh，申报了众多百兆瓦级渔光互补平价项目，凭借较低的土地租赁成本使得此类项目具有较强的竞争优势。”

　　随着市场的不断发展，我国光伏发电产业不断向平价上网迈进。具体来看，在竞价项目方面，全国单个项目最低电价较2019年下降13.2%，降至目前的0.2427元/kWh；全国加权平均电价从去年的0.4364元/kWh降低至目前的0.372元/kWh，降幅达14.8%；全国平均度电补贴强度从2019年的0.065元/kWh下降至今年的0.033元/kWh，降幅达49.2%。

　　出口量略有下滑

　　目前，我国光伏产业已经形成了全球最完整、产能最大的光伏产业链。截至2019年底，我国生产的多晶硅、硅片、电池片、组件在全球的占比分别为67.3%、97.4%、78.7%和71.3%；在上述各环节产量排名世界前10的企业中，我国企业分别占有7、10、9、8个席位。

　　在此情况下，海外市场的变化影响着我国光伏产业的发展。

　　受新冠肺炎疫情全球蔓延影响，国内外研究机构纷纷下调今年全球光伏发电新增装机规模预测值。然而，从1—5月我国海关出口数据来看，海外市场仅仅稍有下滑。

　　据统计，1-5月，我国光伏组件产品出口量为27.7吉瓦，较去年同期的28.2吉瓦下滑1.8%。在所有出口商品中，单晶产品的占比较大。前5月，我国光伏产品出口额约78.7亿元，同比下降10.1%。这是由于光伏产品价格下降，导致出口额的下滑幅度大于同期出口量下降幅度。

　　从预测来看，虽然新冠肺炎疫情将在短期内对全球光伏市场产生负面影响，但长期来看，光伏产业持续向好的基本面不会变。据研究机构SPE的最新预测，今年全球光伏发电新增装机规模有望达到112吉瓦。

如今，在能源圈，热度居高不下的非储能莫属。包括山东、山西、新疆、内蒙古、安徽及西藏等十几个省份，相继出台相关文件要求光伏、风电等新能源电站加装储能系统。

虽然能源圈早就公认“储能是解决光伏、风电等新能源间歇性及波动性，促进消纳、减少弃风、弃光的重要手段”，全面平价时代的临近也让这种优势更加凸显，但由于其技术与成本的限制导致其一直被“嫌弃”。时至今日，官方的集体pick，终于让储能扬眉吐气。

但储能要想完成从“锦上添花”到“市场刚需”的华丽转变，不仅需要更加清晰有力的政策支持，同时也要通过技术和产品创新来推动光储行业自身的发展，方案如何选？如何融合才能效果最优？融合技术面临哪些挑战？这些都需要一一解答。

一．典型系统方案有哪些？

目前，市场上光储融合方案主要有交流侧耦合方案和直流侧耦合方案。

交流侧耦合方案指光伏和储能在交流侧连接，储能系统可以接入低压侧，也可以集中接入10kV ~35kV母线。该方案适用于大型光储电站，储能系统集中布局，易于运行管理和电网调度。

直流侧耦合方案指储能系统接入直流侧，两个系统之间功率转换环节少，能量损耗低，设备投资少。这个方案中光伏逆变器需要预留储能接口。

二．如何融合才能实现1+1＞2？

融合方案有了，但融合要想实现1+1＞2的效果，却非易事。

光储融合技术更加复杂。融合系统需要保障光伏、储能及电网三方的安全稳定运行，需要打通硬件、软件和系统级之间的壁垒。

光储融合系统设备众多，需要解决不同设备之间硬件和软件的接口兼容性难题。设备往往来自不同厂家，电站设计、设备采购、运营、维护的难度和成本都会增加，最重要的是，不同设备之间的通讯接口方案不一样，集成商需要对不同的协议和接口了如指掌。

因此，光储融合不是光伏设备和储能设备的简单物理组合，而是要依靠技术上的深度融合, 才能实现1+1＞2的效果。这些非常考验集成商的集成实力。

三．低价竞争带来的行业集成乱象

光储电站建设，系统集成是关键，但国内集成领域存在不少挑战。

一方面，具备完整的光储系统集成能力的企业不多。不管是技术融合还是商业模式融合，我国储能仍然处于产业发展初期，很多企业在一些诸如光伏逆变器、储能电池、PCS、EMS等单项领域实力强大，但具备完整的光储系统集成能力的企业仍屈指可数。

另一方面，低价竞标越演越烈，企业被低成本掣肘。目前，国内新能源侧，储能的中标价格已经由2.15元/Wh（EPC价格）降至1.699元/Wh（EPC价格），如果按照足额的容量和循环寿命要求配置，这一价格已经远低于行业公认的成本价。

而不同场景对储能系统要求不同，储能系统设计与成本没有统一标准，这中间存在的弹性空间，在行业集成能力参差不齐与低价倒逼之下，很容易演变成灰色地带。

“现在企业招标，电池一般都是6000次循环标准，行业没有统一的考核标准，有些厂家拿着循环寿命低于3000次的电池以低价参与项目投标，我们在价格上当然竞争不过人家。”一位储能资深从业者无奈的表示。

“当然储能系统集成最关键的还是直流侧的安全管理，也就是电池系统的安全管理，这个需要非常完善的系统保护设计。”上述人士继续说道。电芯、模块、电池簇、电池系统管理，四个层级环环相扣，好的系统保护设计，能够对它们的运行状态实时可知，能够做到故障预警，如果发生了故障，也能够实现逐级保护、快速联动保护。

否则，小故障也容易演变成大问题。韩国近几年发生的30多起火灾事故，大部分原因就是电气系统设计缺陷、保护系统不过关造成的。

考验并不是到此为止，还有电池寿命问题，这里就不得不提储能的温控系统设计了。严格的热仿真和实验验证、储能集装箱的风道设计、空调功率配置等等，这些环节不严格把控和设计，很容易导致集装箱内部锂电池温度不均衡，加剧电芯不稳定性。

笔者就曾遇到过某个4h的储能系统，运行时电芯的温差竟达到22℃，不仅严重影响电池寿命，而且增加储能电站运行风险。

四．储能系统如何高效运行管理？

从方案选择到系统集成，光储电站生命周期内安全运行、收益最优化还与整个储能系统的运行管理息息相关。

相较于传统的电站经济性调度模式而言，光储发电系统在进行调度的时候，需要充分考虑到储能电站内部电池、变流器的有效管理问题，这样才能提高整个光储电站运行的安全性和经济性。

这时候就不得不提光储电站的智慧大脑——EMS（能量管理系统）的重要性了。储能如何与光伏系统、电网配合？电池本身该充多少电，怎么充电，如何保障安全？这些都需要一套智能高效的EMS进行综合管理。

以平抑光伏系统波动性为例，储能系统可以基于光伏发电的光伏输出平滑控制，设置平滑率参数，EMS以平滑率参数为控制目标，对储能系统进行快速充放电控制，使发电系统的输出功率在设定的变化率范围内。

目前，业内比较成熟的做法是，智能EMS基于光伏功率预测及储能毫秒级响应特性，对光伏系统实现平滑控制，减少对电网的冲击，提高电网运行稳定性和可靠性。同时，在BMS、PCS与EMS各个层级之间构建毫秒级快速联动机制，最大程度地保护电池及整个系统的安全。

此外，先进的智能EMS还可以实现多能数字化综合管理，全面覆盖发、输、配、用全场景。

结语

技术的进步和成熟，让“风、光、储融合”从单纯的概念逐步落地到现实，也意味着一个愈加成熟的能源时代正在来临。对于光伏，风电等新能源来说，更优成本、更高效、更安全的一体化储能系统解决方案，才能让它们真正摆脱自身不稳定、间歇性等束缚，进入到更加持续健康的发展轨道。

今年以来，新冠肺炎疫情对各行业造成冲击，电力需求也受到一定影响。在此情况下，中国光伏行业协会7月24日发布消息称，上半年我国光伏发电装机规模同比增长0.88%，给行业带来了更多信心。在消费端，根据7月22日发布的《中国可再生能源发展报告2019》(以下简称《发展报告》)，我国清洁能源消费占比稳步提升，消费结构清洁低碳转型逐步推进。但在业内看来，随着并网规模加大，下半年新能源消纳仍存在一定压力。

装机增长

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%，较去年增长约0.8个百分点。在7月22日的“光伏行业2020年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会”上，中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华表示，“2018年以来，我国上半年光伏发电新增装机规模分别同比下滑1.6%和52.5%。今年的小幅上涨是近3年来的首次正增长。”

根据中国光伏行业协会数据，今年1-6月，我国光伏发电新增装机容量为11.5吉瓦，其中，集中式光伏发电项目新增装机规模7.07吉瓦，占比61.48%，分布式光伏新增装机规模为4.43吉瓦，占比38.52%。

据了解，2019年，由于市场启动时间较晚等原因，1-10月全国光伏新增装机量为17.5吉瓦左右，同比下滑了51.38%。光伏市场规模一度跌至2016年以来国内装机水平的谷底。在此背景下，加上疫情影响，今年上半年的增长规模来之不易。

厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强在接受北京商报记者采访时表示，“光伏仍然是我在可再生能源当中最看好的一个品种，它的最大的好处在于比较灵活，对资源和地点的要求不像风电那么高，所以其前途肯定是相当好的。”

根据《太阳能发展“十三五”规划》，到2020年底，太阳能发电装机将达到1.1亿千瓦以上，其中光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上。

为支持我国光伏产业发展，国家也出台了多项政策措施。在补贴方面，预计2020年新增可再生能源发电补贴资金额度为50亿元，可用于支持新增风电、光伏发电、生物质发电项目。

根据日前公布的2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果，今年用于补贴光伏竞价项目的预算总额为10亿元。434个项目纳入国家竞价补贴范围，总装机容量2596.7208万千瓦。

与此同时，各省市也陆续推出各自的光伏发电规划。河北省近日发布的《河北省风电光伏发电资源规划》就明确，合理统筹土地资源和电网接入条件，将风电光伏发电资源规划与国土空间规划、电网建设规划等有机结合，分期、分区域提出可利用资源，确保省内资源规范有序开发建设。

业内预计，今年下半年，光伏新增装机将有所回升，依然有约3700万千瓦光伏消纳空间。

可再生能源成电力增量主体

根据《发展报告》，2019年可再生能源发电新增装机容量在总新增装机容量中占比超过 57%，可再生能源新增发电量在总增量中占比超过 53%，可再生能源成为电力增量主体。

其中，风电、光伏发电首次“双双”突破2亿千瓦；可再生能源年发电量超过2万亿千瓦时。可再生能源利用水平和质量稳步提升，弃风率、弃光率降至4%和2%，分别下降3个百分点和1个百分点。

随着煤炭去产能和可再生能源发展，我国清洁能源消费占比稳步提升，消费结构向清洁低碳转型。

根据《发展报告》，2019年底，全国能源生产总量39.7亿吨标煤，消费总量为48.5亿吨标煤，其中煤炭消费占主体57.7%，占比逐步下降；清洁能源消费提升至23.4%，其中非化石能源占15.3%。

水电总院副院长易跃春表示，光伏发电将成为上网电价最低、规模最大的可再生能源，“光伏+”将成为重要的发展方式。

仍存消纳压力

在消纳方面，国家能源局三季度网上新闻发布会透露，上半年，6000千瓦及以上发电装机规模同比增长5.3%，清洁能源消纳持续好转，风电、光伏发电利用率分别达到96.1%、97.9%，同比上升0.8、0.3个百分点。

最新统计数据显示，今年上半年，国家电网公司经营区新能源发电量达3448亿千瓦时，同比增长14.8%，剔除一季度疫情影响后，新能源利用率为98.7%，同比上升2.6个百分点。具体而言，今年上半年，国网经营区风力发电量1845亿千瓦时，太阳能发电量1102亿千瓦时，分别同比增长12.3%、19.2%；分区域看，华北、东北、西北电网新能源发电量累计超过2301亿千瓦时，剔除一季度疫情影响，新能源利用率分别为99.5%、99.5%、96.4%。

然而，随着今年清洁能源并网规模扩大，消纳能力将面临更多挑战。

国网能源研究院有限公司研究测算的新能源消纳能力显示，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。

业内人士告诉北京商报记者，随着新能源并网规模的变大，以前存在的消纳问题还会存在，或许会更严重。“例如冀北存在弃光的问题，今年可能仍消纳不了。虽然电网有新的建设，但要看光伏电站装在哪儿。张北柔直等工程的投产，的确能起到一些缓解作用，但总体上看未来发展的话，我们的工程还是不够的。”

虽然国家发改委、国家能源局已印发了各省2020年可再生能源电力消纳责任权重，但在林伯强看来，“虽然说下半年比上半年肯定要好很多，但是整体而言，因为电力需求增长相对比较缓慢，整体来说应该压力会比较大。”

据山东省统计局最新消息，2020年上半年，山东省新能源和可再生能源发电装机容量为3871.4万千瓦，同比增长18.5%；占全省发电装机容量的27.0%，同比提高2.7个百分点。

上半年，全省新能源和可再生能源发电量409.7亿千瓦时，增长8.0%。其中，风能、太阳能、生物质能、水能发电量327.5亿千瓦时，增长16.9%，受核电机组保养维护影响，核能发电量82.2亿千瓦时，下降17.0%。

一次能源产量中，新能源和可再生能源比重明显提高。上半年，原煤、原油、天然气、新能源和可再生能源等一次能源产量6768.8万吨标准煤，同比下降2.7%。其中，新能源和可再生能源发电量折合能源产量1188.1万吨标准煤，增速高于一次能源产量10.7个百分点；占一次能源产量的17.6%，同比提高1.7个百分点。

传统能源产量中，作为清洁能源的天然气上半年产量2.8亿立方米，增长13.5%。

从可再生能源的发展现状来看，虽然我国可再生能源在能源消费中的占比和在发电量中的占比均高于全球平均水平，但非水可再生能源在发电量中的占比，尤其是非水可再生能源的在我国能源消费中的占比远远低于全球平均水平。

“随着技术进步、成本下降和系统灵活性提升，风电、光伏等新能源逐渐成为可再生能源电力的增量主体。”水电水利规划设计总院（简称“水电总院”）副院长易跃春7月22日在《中国可再生能源发展报告2019》（简称“报告”）线上发布会表示，“十三五”以来，中国可再生能源装机年均增长率为12%，新增的可再生能源装机所占年度装机比重超过50%，中国的能源转型正在稳步推进。

与会专家一致认为，我国可再生能源结构布局不断优化，质量效益持续提升，未来总体形势向好，高比例可再生能源发展方向已经成为共识。

非水可再生能源占比低于全球水平

据国家能源局新能源和可再生能源司副司长李创军介绍，截至2019年底，我国可再生能源发电装机达到7.94亿千瓦，同比增长9%，占全部电力装机的39.5%，水电、风电、太阳能发电、生物质发电装机规模均居世界第一。

“2019年中国可再生能源继续快速发展，可再生能源在非化石能源中占比超过85%，支撑非化石能源消费比重提前一年达标。2019年风电、光伏发电装机首次双双突破2亿千瓦，可再生能源年发电量超过2万亿千瓦时。”水电总院院长郑声安指出，“要推动可再生能源的发展不仅要总结成绩与经验，更重要的是要弄清楚目前存在的问题。”

郑声安进一步表示，从可再生能源的发展现状来看，虽然我国可再生能源在能源消费中的占比和在发电量中的占比都高于全球平均水平，但非水可再生能源在发电量中的占比，尤其是非水可再生能源在我国能源消费中的占比远远低于全球平均水平。“从长远发展来看，影响可再生能源发展的因素更加复杂。如国土空间、生态红线、环境保护等要求不断提高，缺乏风电、光伏发电工程环境影响评价的客观标准，一味规避‘三区三线’使得部分省份的风电实际可开发量不足技术可开发量的5%。”

去年风电光伏投资一涨一跌

在可再生能源领域，风电和太阳能发展迅速，风电、光伏装机均基本达到“十三五”低限目标。报告显示，截至2019年底，中国风电累计并网装机容量达21005万千瓦，达到最低限发展目标，海上风电累计并网装机容量达593万千瓦，接近规划目标；截至2019年底，光伏累计装机容量达20430万千瓦，超过规划最低目标。

良好的产业预期带动了投资增长。去年中国风电新增投资规模同比大幅增长，总投资约2080亿元，其中，陆上风电新增投资约1780亿元，海上风电新增投资约300亿元。受新增装机规模增长和单位千瓦造价上升影响，去年新增投资规模较2018年1462亿元投资规模增长约42%。

与风电投资较大幅增长相比，光伏总投资同比呈现下降趋势。报告显示，去年，中国光伏发电新增总投资约1320亿元，受光伏发电新增装机规模减小和单位千瓦造价持续下降影响，去年投资规模比2018年下降约45%。

光伏将成上网电价最低的可再生能源

与会专家普遍认为，可再生能源成本降低和技术进步为可再生能源快速发展带来巨大机遇。“坚决不动摇可再生能源发展的信心。在‘十四五’期间，中广核每年将以不低于300万千瓦的装机规模推动新能源发展。”中广核能源控股有限公司副总经理章建忠表示。

谈及我国可再生能源未来发展趋势时，易跃春预测，到2020年底，常规水电将达到3.35亿千瓦，抽水蓄能将达到3200万千瓦，风电和光伏都将达到2.4亿千瓦左右，生物质能将达到2550万千瓦。“可再生能源利用效率将显著提升，‘十四五’期间基本解决弃水、弃风、弃光的问题，光伏发电有望成为上网电价最低、规模最大的可再生能源。”

在明阳智慧能源集团股份有限公司高级副总裁鱼江涛看来，“十四五”期间实现新能源行业高质量发展，技术创新、设备迭代必不可少。“以海上风电设备创新为例，近十年来海上风电整体成本降低了29%，‘十四五’对于风电设备商来说，开发模式、路径，发展理念均需根本性改变，技术创新是唯一出路。”

“前期，我们已经公布了今年光伏竞价结果，近期还将公布今年平价项目名单，保持光伏行业合理发展规模，实现新能源行业持续健康发展。”李创军表示，“目前，我们正在抓紧组织开展可再生能源发展‘十四五’规划研究和编制工作，坚持‘开门编规划’，广泛听取社会各界的建议，集思广益，凝聚共识。”

由于互联网的蓬勃发展以及新基建政策的持续推进，大量人工智能、云计算、区块链等流量向数据中心聚集，而这些设施都要依靠强大的电力能源作为支撑。工信部、国家能源局印发的《关于加强绿色数据中心建设的指导意见》指出，到2022年，全国新建大型、超大型数据中心的电能使用效率值达到1.4以下。正是在自身能耗和绿色政策的要求下，光伏发电将迎来新的发展机遇。

随着我国城镇化人口数量的增长，我国逐步下放城市轨道交通建设的审批权，加强各省发改委的批复权，我国城市轨道交通建设正处在快速发展时期。通过新基建的方式将对既有的交通方式进行赋能，推动轨道交通的数字化、智能化发展对城市经济发展也有一定的促进作用。然而大量增长的城际高速铁路和城市轨道交通，也将增加城市能源消耗和环境负荷。

面对新的电力增长需求，光伏发电清洁、可再生的能源优势将能够降低城市能源消耗的“天花板”，助力城市实现绿色发展。如果将全国的车站进行分布式光伏开发，不仅能够做到高铁、城轨交通及车站设施的清洁能源就地自发自用，还能为车站降低空调能耗，已有的上海虹桥站、南京南站等利用光伏发电的车站就是最好的示范。而且除了车站，轨交和高铁沿线也有大量的空间可用于分布式光伏开发。城际高速铁路和城际轨道交通是新基建中带动投资最大、民生最关注的领域之一，如果将光伏发电更大限度地应用于这一领域，对于打破城市轨道交通数字化转型壁垒有很大助益。

在新基建的大背景下，组建超大规模的数据中心的号角已经吹响。数据中心的建立一头牵着数字经济的发展，一头连着清洁能源的持续供应。可以预期，进入平价上网后的光伏发电应用，将为新基建项目带来巨大的投资收益。

在近期中国光伏行业协会主办的一系列行业会议上，多位专家和行业资深人士都一致看好今年下半年的光伏市场行情。但也有人认为，电网消纳困难问题可能会更加突出。

2020年上半年，突如其来的新冠疫情使光伏行业经历了前所未有的挑战。多家国际分析机构纷纷下调对2020年全球新增光伏装机的市场预期。但中国光伏产业发展势头并未受到根本影响。

中国光伏行业协会提供的数据显示，2020年上半年，光伏产业链各环节产量继续保持增长，其中，多晶硅产量同比上升了32.3%，硅片产量上升19%，电池片产量上升15.7%，组件产量上升了13.4%。而且一线企业基本保持了满产满销的状态。

在市场方面，虽然2-3月的疫情导致国内市场基本停滞，但整个上半年国内光伏发电新增装机量与去年相比基本持平。

在出口方面，1-5月光伏组件出口量达到了27.7GW，与去年同期的28.2GW基本持平。海外市场虽然3月开始出现下滑，但自6月底随着欧洲、日韩、东南亚等主要市场疫情的缓解，市场需求正在逐步恢复。

“在整个制造业里面，光伏相对来说受到冲击是比较少的”，中国光伏行业协会副秘书长刘译阳在第五届新能源电站设计工程与设备选型研讨会上表示，尽管上半年受到新冠疫情的冲击，但中国光伏企业有非常坚强的韧性，保持了相对稳定的发展态势。

随着国内疫情得到控制，以及今年竞价、平价项目下半年陆续落地，业内人士纷纷对今年下半年国内光伏新增装机规模保持了比较乐观的预计。

“下半年的国内市场非常令人期待”，中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华表示，在竞价、平价、户用等项目的多方驱动下，国内光伏市场将实现恢复性增长，并有望在今年四季度迎来装机高潮。他预计，全球光伏市场需求也将有所好转，但仍需密切关注国际疫情变化及其对全球经济带来的不确定性。

刘译阳认为，今年竞价项目前期准备比2019年更充分，而且建设时间也相对宽裕，前期工作会开展得更顺利一些，所以今年应该是光伏发电在过去几年来中的大年。

“全年新增光伏并网装机有望突破40GW，甚至有望靠近45GW”，他表示，“这也符合国家能源局2020年能源工作指导意见中提到的保持风电、光伏发电合理规模和发展节奏的要求。”

国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶认为，今年光伏项目并网应该是持续增长，但不会出现往年那样的“双高峰”，光伏投资也将出现新一轮增长。

他指出，特别值得注意的是，分布式光伏系统的投资增加了37%，而且这种增长态势在主要光伏投资市场中都得到了印证。

2020年还被业内普遍认为是光伏行业发展非常重要的节点。平价问题和补贴拖欠问题都迎来了转折点。在低补贴、无补贴甚至低价的情况下，如何更好地实现光伏发电项目的经济性，进一步降低度电成本，进一步提高光伏发电的竞争力，成为整个光伏行业共同努力的目标。

光伏发电的消纳问题也在大干快上的行业态势中越发凸显。光伏們主编王超认为，今年电网消纳的困难可能会更加突出。

显然，和电网、电力市场的协同、适应，这个光伏行业长期课题需要更好地解决。刘译阳认为，“如何更好地同电网协同，融入电力市场机制，还有如何更好地做到与电网的友好性，就是未来在储能或其他方面怎么促进光伏发电对电网的协同和友好，降低不稳定性或波动性，这些问题还需要加大科研、加大攻关的力度。”

“今年是光伏行业走向平价阶段最为关键的一年，同时也必将是创新异常活跃，市场竞争异常激烈的一年，”王勃华说。

波动性是新能源的天然属性，电力系统调峰也是不可能回避的旧命题。储能连接上游能源生产与下游消费，是能源产业版图的要塞，也是最为薄弱的一环。

新能源配储能的价值不言而喻。一则储能可以调节新能源出力，提升新能源并网友好性；二则新能源可以依托储能参与系统调峰、调频、黑启动，获得辅助服务收入；三则储能可以降低限电损失，削峰填谷，投资人可以斩获峰谷电价剪刀差；四则储能可以打通“源网荷储氢”的壁垒，打造电力系统闭环生态，创新能源产业形态和商业模式。

储能之弱，弱在储能市场竞争格局不明，不同技术路线的验证还在路上，储能投资成本高、投资收益率低，辅助服务、储能投资补偿等机制不健全，商业模式难以落地，电源侧、电网侧、用户侧储能投资积极性不足。

问题来了，电力系统的调峰责任谁来承担？调峰成本谁来支付？单单依靠压减火电出力不是长久之计，电力系统配储能不仅必要，而且非常重要。

但是，能源系统的问题需要产业链各方通力协作，而非产业链一方借用产业优势地位，凌驾于其他能源主体之上，若在电源侧强制配储能，此举不雅。

湖南、湖北、河南、辽宁、内蒙、山东等地次第发布的新能源平价项目申报、竞争配置资源等文件中均提到鼓励新能源项目配储能。虽未有强制之意，但实际上新能源企业心知肚明，若新能源项目不配备储能参与调峰，新能源并网接入时间表将被后置。电网企业在项目接入方案中，也会选择将配置储能作为前置条件。如此，平价风电强配储能可能成为常态。

一般而言，新能源配置储能比例在1020%。以三峡新能源青海锡铁山流沙坪二期风电（100MW）项目为例，项目按照10%规划配置储能系统，共设置5个2.52兆瓦/2.408兆瓦时储能子阵，总规模12.6兆瓦/12.04兆瓦时。项目是三峡集团首个“风电+储能”配套工程，已经开工建设。

根据项目中标结果公示，上海勘测院中标该项目储能EPC总承包工程，中标价格为1977.9557万元。据此测算，配套储能工程后，风电项目单位千瓦投资增加200元左右。经济测算显示，以2019年核准的四类资源区项目为例，工程造价每增加200元/千瓦，项目内部收益率（税后）将下降0.4%，全生命周期净利润减少3000万元左右。

在新能源竞价、平价的进程中，新能源项目对工程造价、电价、发电小时数等因素异常敏感。如果储能配比进一步提高，项目工程造价进一步提高，项目投资将不具备价值。相比之下，光伏发电对储能的敏感性则更高。

新能源侧配储能是未来的产业生态，宜缓不宜急。储能既需要堪当大任，又需要不断在技术进步、成本下降上迭代。只当储能系统成本不断下降、储能商业化应用不断成熟，“新能源+储能”才能竖得起、立得住。

不久前，国家能源局印发的《2020年能源工作指导意见》（以下简称“《指导意见》”）再一次提出，“坚持以清洁低碳为发展目标”、“持续扩大清洁能源消费占比，推动能源绿色低碳转型”。

自六年前习近平总书记提出“四个革命、一个合作”的能源安全新战略以来，中国明显加快了能源转型步伐，逐步加大可再生能源在能源结构中的比例。

按照中国中长期能源转型发展目标，到2030年，非化石能源消费占一次能源消费比重达到20%；2050年，这一比重达到50%。但中国能源结构的现状决定了上述目标的实现必须大幅减少对煤炭的依赖程度。

《指导意见》提出，2020年全国能源消费计划总量不超过50亿吨标准煤，煤炭消费比重下降到57.5%左右。

2020年是中国“十三五”规划的收官之年，亦是谋划“十四五”的关键之年。但与过往不同的是，今年以来，新冠疫情肆虐全球，世界经济遭受百年未遇的重创。作为世界第二大经济体，中国经济亦受到影响，一季度GDP同比下降6.8%。

全球经济亟待复苏，而推动绿色高质量复苏已成为全球共识。在后疫情背景下，未来五年，如何继续推进清洁低碳能源发展，从而带动中国经济向绿色低碳转型，实现从高速增长向高质量增长的转变？

煤炭依旧是最大挑战

作为《巴黎协定》承诺的一部分，中国计划到2030年二氧化碳排放达到峰值并争取尽早达峰，单位GDP二氧化碳排放量比2005年下降60％至65％。

事实上，作为世界第二大经济体，中国在履行《巴黎协定》方面做出了积极努力，并发挥了重要作用。

工信部原部长、中国工业经济联合会会长李毅中在近期由能源基金会和中国新闻社联合举办的“能源中国——中国未来五年：为后疫情时代的高质量增长注入清洁低碳能源”国是论坛上指出，中国为实现2030年履行《巴黎协定》作出了实实在在的努力，在二氧化碳排放强度、二氧化碳排放峰值、非化石能源占比、森林蓄积量等四个目标上，都取得了显著成效。

尽管中国在碳排放上做出的努力得到全球广泛认可，但在能源转型的道路上，正确对待和处理煤炭问题依旧是一项重大挑战。

由于能源资源禀赋和国际能源市场的限制，在中国的能源消费结构中，未来很长一段时间内，煤炭和煤电仍会是主力军。截至2019年，煤电占比仍高达69%。控煤任务依然严峻。

我们看到，我国在大力发展可再生能源大力的同时，煤电装机总量实际上也在逐年增长。今年第一季度，国家统计局发布的《中华人民共和国2019年国民经济和社会发展统计公报》显示，2019年全年，能源消费总量48.6亿吨标准煤，同比增长3.3%。其中，火电装机容量119055万千瓦，增长4.1%。这是五年来，煤电装机占比首次回升。

不仅如此，“国内低碳能源政策研究项目”6月9日发布的报告显示，截至2020年5月31日，除4600万千瓦在建煤电项目以外，中国至少还有4800万千瓦的煤电项目正处于推进阶段。

对此，国务院原参事，中国可再生能源学会原理事长，科技部原秘书长石定寰认为，“我们不能开倒车，‘十四五’不能走回头路，即使速度放慢，也要协调地推进能源革命”。

中国能源研究会可再生能源专委会主任李俊峰在一次公开演讲中称，我国煤电目前处于“在纠结中发展”的局面。

“一方面，从环保角度出发，中国提出了增加电煤消费占比的要求，2019年电煤在全部煤炭消费中的占比已经从2015年的38%提升至48%。但另一方面，电力行业的二氧化碳排放占到全国二氧化碳排放的比重高达40%，煤电碳排放的问题不容忽视。”

国家能源局《电力发展“十三五”规划》明确，到2020年，全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内。李俊峰认为，“煤电是托底的发电电源，出现供应不足的情况时，的确需要煤电顶上，但11亿千瓦的煤电装机规模上限，已经可以满足目前的发展要求。”

而对于既有煤电厂，则需要做高效、清洁化改造，减少煤炭使用。中国工程院院士、原副院长杜祥琬表示，煤炭在发达国家主要作用是发电，而中国的煤炭消耗只有一半是用来发电的。煤电厂做高效、洁净改造有客观的国家标准。从1980年的400多克，进步到了现在的平均308克，而先进的煤电厂只需270克。如果全国煤电厂都达到高效水平，煤电的耗煤就可以下降12%。

据统计，2018年，全球工业耗能占总耗能的29%，中国是65.7%；全球煤炭占能源消费的比例是30%，中国是59.2%；全球非化石能源占比为18.1%，中国是14.3%。由此来看，我国未来减少二氧化碳排放重在工业。煤化工、特别是因为氢能兴起而热度大增的煤制氢是非常值得关注的问题。

发展氢能，很多情况是从煤、水和气化而来。煤化工产生一公斤氢要诞生11公斤二氧化碳，油制氢要诞生7公斤二氧化碳，天然气制氢则诞生5.5公斤二氧化碳。

李毅中表示，目前我国氢燃料电池产业很热，这当然是件好事，但如果用化石能源制氢，所伴生的二氧化碳全部排放，这是不能容忍的。因此，要大力加工二氧化碳的捕集、封存、利用技术的攻关，实现产业化、专业化。另一方面，建议国家对煤化工、煤制氢等排放二氧化碳尽快制定标准规范，并且严格执行，从而使我国减排减碳目标任务落到实处，到2030年能够兑现承诺。

此外，散煤治理也是一个重要的问题。散煤是指电力和工业集中燃煤以外的散烧煤，包括小锅炉和小窑炉燃煤，以及居民生活和服务业分散使用的燃煤等，大多是未经洁净化处理直接进行燃烧的高硫劣质煤。

与其他国家相比，中国散煤用量较大，一年散煤的用量大概有7到8亿吨，占中国煤炭消费总量的近20%。散煤燃烧排放污染物约为电煤的10到20倍。以2015年为基准年，散煤燃烧对中国PM2.5浓度的贡献超过四分之一。

清华大学地球系统科学系教授张强在上述论坛上表示，如果不对散煤进行大规模清洁能源替代，到2030年散煤燃烧对中国PM2.5污染贡献将达到三分之一，甚至是一半的水平。

“中国未来要解决空气污染的问题，一定是要走散煤从能源消费结构中退出的过程。”张强说。

事实上，2013年以来，随着大气污染防治工作的强力推进，散煤治理作为重要的民心和民生工程，被提上了日程。

在多方共同努力下，散煤治理工作有序推进。如在京津冀地区，截止2018年底完成散煤治理1000万户，其中煤改气580万户左右，煤改电360万户左右，集中供热地热能等替代60万户左右。

2018年官方发布的一份数据显示，中央财政加大资金投入，5年累计安排大气污染防治专项资金528亿元。2018年全国重点城市PM2.5平均浓度与2013年相比下降42%，实现连续6年持续下降。

杜祥琬表示：“希望在“十四五”能提出基本完成以清洁取暖替代散烧煤。”未来，散煤治理需要在哪些方面不断加强？

张强表示，工业散煤的退出应该和产业结构调整相结合，明确落后行业和落后产能比较突出的地方作为重点治理对象。比如采取此类工业入园的方式，通过提供集中的热源，同时推进新技术研发和试点，把工业能源的利用和可再生能源的推广结合起来，实现工业散煤的退出。

对于民用散煤，广大农村的居民负担不起清洁能源，选择用散煤、秸秆、木柴等，不仅造成环境污染，还造成室内空气污染，甚至比室外空气污染还严重。未来在城镇化和农村奔小康的过程中，应该在消除贫困标准中，加入清洁能源使用这方面的指标。

可再生能源的时代机遇

新冠疫情为“十四五”开篇带来始料未及的新背景，造成的冲击会在‘十四五’初年形成市场疲软的短期局面，但这又提供了一个化危为机的机遇，可在这一形势下加速绿色低碳转型和相应的改革。

能源基金会首席执行官兼中国区总裁邹骥认为，因疫情影响的影响，带来能源的总供给超过能源的总需求的局面，也就是供需宽松的阶段。在能源处于供给需求紧张的状态时，为了应对需求的增长，很难有机会去进行能源结构的调整，但在供需宽松的阶段，可以通过提高可再生能源的投资力度等方式，化危为机，大力推动能源结构的转型和调整。

今年5月，国际能源署发布的《世界能源投资报告2020》预计，由于新冠疫情影响，全球能源投资在今年将可能下降五分之一，但疫情对可再生能源投资的影响最小。

例如，当国际原油期货价格历史性跌为负值，国际煤炭同时大降，今年一季度，中国节能旗下太阳能和风电两家清洁能源上市公司营业收入和利润均实现了两位数增长。

“这既是由于近年来整个清洁能源的企业在经营管控和产业布局方面的优化，同时也体现了清洁能源相对于传统化石能源在区域公平、互联共享和普惠方面的优势。”中国节能环保集团有限公司总经济师郑朝晖称。

从某种程度上而言，中国可再生能源发展具备天时、地利、人和。

杜祥琬认为，当前中国进入了高质量发展阶段，每年能耗总量的增长大概是2%左右，这部分增长可以由非化石能源和天然气的增长来满足，可再生能源大有可为。“十四五”能源的增量主体就是非化石能源，进一步发展就会走向存量替代。高比例非化石能源会提供绿电、绿氢，提供低碳的供暖、供冷，使我们国家的能源更安全、更有韧性，并且以更经济的方式实现更高水平的发展。

中国的可再生能源资源是丰富的，可再生能源的发展现状令世界刮目相看。以风电和光伏为例，中国新增装机容量连续多年稳居世界第一。

2019年，中国光伏新增装机量为3010万千瓦；风电新增装机容量高达2890万千瓦，占全球新增装机容量的48%。然而据介绍，目前我国已经开发的可再生能源，包括水、风、光、生物质、地热等等，开发量不到技术可开发量的十分之一，潜力巨大。

与此同时，我们看到可再生能源的成本也出现大幅下降。2009-2019年间，中国的可再生能源成本下降迅速，带动全球太阳能光伏发电成本下降80%左右，陆上风电成本下降近30%。

未来可再生能源的的“大有可为”，需要在哪些方面不断努力？

中国即将进入“十四五”时期，风电和太阳能行业也将完全进入平价上网时代。这对可再生能源的带了重要的发展机遇，同时也对现有的发展模式带来的挑战。在这个特殊的历史时期，可再生能源发展需要更好地促进技术创新、推动市场机制，并开辟新的方向和领域。

郑朝晖认为，技术创新是未来发展的重点。“十四五”是风电等清洁能源走向主流能源的关键一步。新技术的应用，行业集中度的提升以及政策环境的进一步完善，将加快行业从过去粗放式向经济化转变，向高质量发展迈进，从而从根本上确立清洁能源在中国能源结构中的地位。

中美绿色基金会董事长徐林则建议，国家应当强化对风电、光电领域的关键技术的研发投入，包括关键材料、储能技术、智能化技术等，藉此促进新技术突破，提高风能、光伏发电的转换率和储能技术、电池技术的水平。

徐林还表示，有必要建立更加有效的激励机制。现有的激励机制建立在财政补贴的基础上，随着装机规模的扩大，这将导致政府补贴力度需要相应加大，这种激励方式不可持续。中国值得认真研究可行的制度，比如碳税制度。后者既可以减轻政府的负担，同时可以通过征税抑制对化石能源的利用。

此外，李俊峰认为，提高非化石能源比重的重任落在风能太阳能身上，而真正制约风电光伏发展的不是技术问题，而是政策、市场以及相关的资源配置问题。

“光伏和风电都需要大量土地，其在大规模发展的同时，还要和生态文明建设划出的红线相适应、相协调，这就需要政府部门做很多工作。”李俊峰说。

对于如何从机制上、制度上作出安排，李俊峰认为，可再生能源的发展是一个系统工程，国家层面应统一协调，将可再生能源布局与整个能源系统的构建和经济发展的大局相结合。在构建清洁低碳、安全高效的能源体系的共同目标下，全面推进可再生能源的发展。

关于李俊峰提到光电风电的安装空间问题，中国工程院院士、清华大学建筑节能研究中心主任江亿也表示，这已经成为可再生能源发展的关键问题之一，他也提出了另外一种解决思路。

江亿认为，光电、风电都需要的是足够大的安装空间，但在西北等地大规模发展有许多附加成本。在城镇化、老旧小区改造以及城乡建设领域，建筑的屋顶可以成为非常重要的光伏资源。

中国城市建筑大概有50亿平米的房顶，有安装5亿千瓦光电发电潜力；在农村，农村房屋以及农业设施房顶面积达到200亿平米，大概具备20亿千瓦的光电发电潜力，一年能发电达到2万亿度。按照我们做的2050年中国能源发展规划，大概2050年有25到35亿千瓦的风电跟光电，一年出4万亿度电。按照这样的话，建筑房顶大概能提供其中的40%。

安装后还要解决发电用电平衡的问题，根据供给侧要求变化改变用电量。江亿认为，一方面，可以把智能充电桩跟建筑结合起来，用它来起到很大的柔性负载的作用，来接收外边的可再生电力；另一方面，建筑本身，也就是在消费侧、用电侧，也可以起到灵活电源的作用、起到虚拟电厂的作用，可以把它当成灵活用电的负载。