我国风能、太阳能资源丰富，推动能源高质量发展，构建“清洁低碳、安全高效”的能源体系，必须改变长期以来形成的以煤电等化石燃料为主的电力生产和消费结构，迫切需要加快新能源发展。

从“十三五”能源规划执行情况看，风电和太阳能发电虽存在国家财政补贴拖欠、消纳受限造成弃风弃光、电价执行不到位等种种问题，但通过密集政策支持、市场配置资源和技术进步，已提前超额完成“十三五”规划目标。在“后疫情时代”促进新能源持续健康发展，要发扬既有经验，综合施策，从多个方面规范电力市场行为，促进风电和太阳能发电成本下降、有效参与市场竞争和充分消纳。

01加强投资监管，切实降低风光电项目非技术成本

目前，风、光发电项目投资中土地成本、电网接入、前期开发费用等非技术成本占比分别超过10%、22%，存在资源出让、企业援建、捐赠等变相收费，承担送出工程、公共设施、辅助服务、储能设施等不合理投资，存在要求出让股份或收益、引进产业、采购本地设备等增加投资、降低投资收益事项。要加强投资监管，进一步明确风光电项目的投资范围，规范相关土地收费，降低资源配置相关成本，协调落实项目送出工程投资和辅助服务投资，切实降低非技术成本，推动风光电项目的上网电价进一步降低，使风光电项目的经济优势更加突出。

02稳妥推进竞争性配置和平价上网，降低风光电造价

国家已对风光电项目全面实行竞争性配置和平价上网，有力推动了风光电技术进步和补贴退坡。2020年、2021年是国家最后一批财政补贴风光电项目建设高峰期，要稳妥推进竞争性配置和平价上网工作，缓解风光电设备供应和施工安装能力紧张，避免推高风光电项目造价。随着这一轮抢装高峰期的结束，风光电装备水平和制造能力将进一步提高，风光电设备价格和项目造价会进一步降低，通过竞争性配置风光电项目的上网电价将远低于2020年的指导价，低电价可再生能源的时代已来。

03加强电力系统规划，提升系统灵活性，构建新能源消纳的物质基础

我国电源结构中煤电机组占比高，气电、抽水蓄能等灵活性电源占比小。同时，由于近年来输配电网与电源建设不协调，造成电力系统缺乏备用、调频、调相、储能等提供辅助服务设施，新能源消纳外送通道建设滞后，甚至连国家明令由电网企业建设的风光电项目送出工程都仍需由发电企业来建设，更没有形成完善的辅助服务市场机制。这成为我国弃风弃光问题产生的重要原因。

风光电将成为今后电力增量主力和骨干电源，电力系统应充分保障风光电的消纳。要统筹规划电力系统稳定安全运行所需的电源、输配电工程和辅助服务设施等，区分各类辅助设施在电力系统灵活调节能力建设中的地位、作用，通过支持政策和合理投资回报机制，使电力系统辅助服务设施充足，提升电力系统灵活性，为风光电的消纳提供坚强物质基础。

04完善保障性消纳政策，稳定风光电产业发展预期

国内多家权威机构研究表明，为满足我国经济社会发展对能源的需求，实现我国对外承诺的2030年碳排放达到峰值、非化石能源在一次能源消费的比重达到20%的目标，2025年非化石能源在一次能源消费的比重应达到18%，风光电发电量需要超过1.2万亿千瓦时，占新增发电量的41.6%，装机容量需超过8亿千瓦；2030年风光电发电量需要超过2.4万亿千瓦时，占新增发电量120%，能源转型发展取得实质性进展，装机容量需超过17亿千瓦。面对如此巨大的增量产业规模，在充分考虑电力商品特性、发电侧和用电需求侧实际，满足电力系统安全稳定运行情况下，要完善优先发电与收购制度，保障可再生能源的全额消纳，保护投资者的积极性，稳定风光电产业发展预期。

05加强电力需求侧管理，增加新能源出力时段用电负荷

目前，电力需求侧的售电价格信号没有真实反应电力系统运行实际，要推进电力市场化改革，加快建立电力需求侧管理平台，将精准电价信号传递给终端电力用户，让终端用户基于精准电价信号来规划用电行为，以优化用电需求曲线，引导电力用户错峰生产，增加新能源出力时段用电负荷。同时，要加大宣传力度，培养社会消费绿色电力的意识。

06构建充分竞争的电力市场，促进新能源持续健康发展

电力市场事关参与交易各方的利益，充分竞争的电力市场是资源优化配置、保证交易相关方利益的前提。风光电项目投资额较大，生产经营寿命期长，资金和技术密集，但具有零边际成本的优势。要深入推进电力体制改革，构建充分竞争的电力市场，通过中长期交易锁定风光电交易价格、规避不确定性风险；通过现货市场给风光电项目建设提供精准的价格和位置信号，并充分体现其零边际成本的竞争优势，促进新能源持续健康发展。

在市场集中度越来越高的背景下，光伏产业半个月内突现两大阵营对垒的局面。

7月9日，600W+光伏开放创新生态联盟（下称600W+联盟）宣告成立。该联盟由光伏产业链里的39家企业组成，包括硅片、电池、组件、跟踪支架、逆变器、材料及设备制造商。

600W+联盟宣言称，600W+超高功率组件和系统集成新技术平台是光伏行业未来发展的重要方向。联盟成员将共同构建基于全新技术平台的产品、系统和标准，致力于600W+超高功率组件和解决方案价值最大化。

600W+是指发电功率在600瓦特以上的光伏组件。目前的光电转换效率下，600W+组件必须使用210mm硅片封装。因此，600W+联盟基本代表了210mm尺寸硅片的联盟。

半个月前，七家光伏企业发布联合倡议称，为了改变各企业采用硅片尺寸不统一的现状，促进行业高效规范发展，呼吁建立统一的M10硅片尺寸标准，即182mm×182mm的规格。业内将这七家企业称为M10联盟。

M10联盟包括：全球最大的硅片企业隆基股份(46.350,0.22,0.48%)（601012.SH）；全球出货量前五位的光伏组件商晶科能源（JKS.US）、晶澳科技(19.620,0.24,1.24%)（002459.SZ）、阿特斯（CSIQ.US）；以及润阳科技、中宇光伏、潞安太阳能(4.000,0.16,4.17%)这三家电池企业。

表面上看，600W+联盟和M10联盟并无冲突，前者旨在推动600W以上的大功率组件发展，后者旨在推动建立统一的硅片尺寸标准。但从两大阵营的名单里看，除了晶澳科技和润阳科技有重叠，其他企业均是“独家”站队。

600W+联盟主要成员力推的是210mm硅片，与M10联盟倡议的182mm硅片规格大相径庭。业内人士认为，两大阵营已形成对峙局面，硅片尺寸之争进入白热化阶段，背后是对未来光伏电池、组件市场发展方向的博弈。

600W+联盟的主导者之一为天合光能(18.300,0.41,2.29%)（688599.SH）。2019年，天合光能在电池和组件领域的市场份额均排名第六位。该联盟另一主导者中环股份(26.850,0.18,0.67%)（002129.SZ），2019年在硅片行业的排名第三。中环股份于去年8月发布210mm尺寸的硅片，是首发该尺寸的企业。天合光能、东方日升(17.290,-0.01,-0.06%)等随后陆续发布210mm尺寸的产品，捷佳伟创(99.290,5.04,5.35%)、小牛等设备企业同时在宣布布局相关设备。这些企业均为600W+联盟成员。

硅片市场份额排名第二位的协鑫集团未参与任何一方联盟。协鑫集团旗下协鑫集成(3.270,0.30,10.10%)（002506.SZ）董事长、总经理罗鑫对《财经》记者表示，目前还没想好是否参与任何一方，需要对市场进一步判断。

光伏行业的硅片尺寸自2018年以来不断扩大。最大尺寸规格从150mm+扩大到160mm+、再到如今的182mm和210mm。在尺寸扩大的同时，硅片产业的集中度逐步提高，产能扩张也在加速。据中国光伏行业协会统计，2019年，全球生产规模前十的硅片企业总产能达到157.3GW，约占全球全年总产能的85.4%；产量占全球总产量的91.6%，同比提升10.5个百分点，这十家企业均为中国企业。2019年以来，发布硅片产能扩张的项目高达19个。

中国光伏行业协会副秘书长刘译阳对《财经》记者表示，硅片尺寸的扩大可提高组件效率、降低度电成本，这种创新对行业发展是有利的。但大尺寸的硅片是近年出现的新事物，还需要市场来检验。谁为客户带来更大利益，谁就更有优势，目前还不能贸然下结论哪种尺寸更好。“最终会出现一个市场占比较高的尺寸，这不由人的意志决定。”

多位业内人士认可刘译阳的观点，认为成立联盟对哪种尺寸成为市场主流作用不大。“折腾这种联盟没什么实际意义。”中国能源研究会可再生能源专委会主任李俊峰对《财经》记者说，联盟更像是一种企业营销行为。市场会选择成本更低、性能更好的产品，尺寸大小并不是唯一选择因素，你是哪一方联盟成员也不是选择因素。如果光伏企业能通过联盟促进行业标准的建立，对行业发展则是有利的，否则，联盟对行业发展没多大益处。

在两大联盟之外，更多的光伏企业选择观望，有的则做好了两者兼容的准备。爱康科技(1.700,-0.02,-1.16%)市场经理吴文泉对《财经》记者说，硅片尺寸对下游的影响主要在电池制造端。爱康科技有计划增加电池的产能，但目前还没有明确倾向选择哪种尺寸，已对设备做出了兼容性的准备。

吴文泉说，联盟只是一个松散的临时组织，实质上是少数几家大企业的竞争。光伏制造业的产品迭代速度很快，设备三五年就面临淘汰。两大联盟的尺寸之争估计最多持续两三年，市场不会容忍这种纷争局面太长时间。

根据Pvinfolink预测，2021-2024年180+mm硅片产量占比将分别达到12%、40%、58%、53%。210mm尺寸硅片的产量占比则将分别达到4%、8%、16%、32%。

按照《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6月份新增的户用光伏项目进行了梳理，6月份山东省纳入2020年国家财政补贴规模户用光伏项目装机容量总计329.98MW，共计15563户。

据最新统计，今年1-6月国家电网有限公司经营区风电、太阳能发电量合计2947亿千瓦时，同比增长15%，占总发电量的比例达11.4%，同比提高1.6个百分点。风电、太阳能发电利用率96.9%，同比提高0.9个百分点。按照国家能源局要求，剔除一季度疫情影响后，利用率98.7%。

　　2020年是“十三五”规划及清洁能源消纳三年行动计划的收官之年，公司坚决贯彻党中央、国务院决策部署，积极发挥电网平台作用，做好并网服务，强化全网统一调度，不断提升服务清洁能源发展和消纳水平。

　　上半年，公司经营区风力发电量和太阳能发电量分别同比增长12.3%、19.2%。“三北”地区风、光资源丰富，今年上半年，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%。

　　入夏以来，南方多地出现强降雨。公司发挥特高压工程大范围资源配置作用，多措并举保障水电消纳。西南电网水电发电量同比增长13%，达376亿千瓦时，预计上半年跨区交易电量水电外送333亿千瓦时；华中电网水电发电量同比增长3%，水能利用率达99.97%，消纳区外电量1414万千瓦时；华东电网消纳区外水电134.98亿千瓦时、区内水电92亿千瓦时，区内新能源全额消纳。

　　在消费侧，公司聚焦清洁取暖、交通运输、工农业生产等重点领域，以电能替代为抓手推进绿色发展，不断提升电能占终端能源消费的比重，倡导低碳生产生活方式。

　　上半年，公司克服疫情影响，较往年提前完成2020年“煤改电”确村确户工作，新增258.5万户“煤改电”清洁取暖居民，完成24.7万户高压客户用能信息普查；扎实推进长江沿线岸电工程建设，实施港口岸电项目517套；组织开展终端用能情况分析，挖掘电能替代潜力，积极推动电锅炉、电烘干、电气化大棚等电气化改造，全面推广电供暖、电热水、电厨炊进校园。1～6月，公司累计完成电能替代电量916亿千瓦时，同比增长7.7%，相当于在终端消费环节减少消耗散烧煤5129万吨，减排二氧化碳9133万吨，减排二氧化硫、氮氧化物和粉尘污染物2904万吨。

据统计，2020年上半年，三峡、华电、国家电投、大唐、华能、华润、中广核、京能、中能建、国网福建、隆基、阳光电源(300274)、正泰、特变、金凤科技15家企业已签约超28GW清洁能源项目，总投资超2623亿元，其中光伏项目超19GW。

其中，三峡、华电、国家电投、大唐、华能、华润、中广核、京能、中能建、国网福建十家国企在上半年相继签约25GW清洁能源项目，其中光伏项目16GW，项目地遍布河南、山东、山西、广西、陕西、贵州、云南、湖南、湖北、吉林、内蒙古、浙江、江西、安徽、甘肃、黑龙江、北京17个省市区。

随着国家能源局公布26GW光伏竞价项目名单，下半年光伏市场将迎来最强抢装潮。

据统计，在TOP10中，国企占据八席，总共拿下超11GW光伏项目。其中国家电投以超3GW规模夺冠，大唐2.78GW、华能1.4GW、中核集团1.2GW、华电1.09GW、中国电建892MW、三峡新能源768MW、华润电力700MW。而河北国顺新能源是唯一一家进入前五的民营企业，其竞价规模超1.5GW。正泰、风凌电力、香港永信国际三家投资主体共收获862MW项目，排行第七。

除传统电站投资商外，中国电建、中国能建两家项目工程建设企业已然加入电站开发大军，其中中国电建892MW，超过了三峡和中广核，中国能建375MW。

通过统计各个企业获得的竞价项目规模，不难看出，光伏电站投资商的格局正在逐渐变为由“国企”主导，而且更加集中化，项目更多地集中于少数企业手中。

7月3日，财政部下发《关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知》，公布了2020年可再生能源电价附加补助资金的预算安排、资金申请情况以及资金拨付原则和办法。再加上之前财建〔2020〕4号文《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，基本明确了可再生能源未来5年怎么计算补贴和领到多少补贴。

目前明确的信息有以下两个要点：

可再生能源项目不是所有的发电量都有补贴，当年光伏、风电在核电电价时，每类资源区都有一个发电小时数，这个小时数在同一个资源区是固定的，要按照这个小时数计算补贴。根据经验，可以假定风电四类资源区年合理利用小时数为2400、2200、2000、1800，光伏三类资源区年合理利用小时数为1600、1300、1100，生物质年利用小时数5500。

举例，如果你的项目在光伏一类资源区，超过1600小时之后的电量也将没有补贴。因此那些在同一资源区内，单瓦发电小时数最高的项目，收入要减少。还有一种情况就是超装，一旦超装之后，单瓦发电量自然提升，原本超装的那部分电站也同样享受补贴待遇，现在也不行了，超装的发电量只有火电电价，对于超装电站的估值也要减值。

补贴发放的优先级明确，优先足额拨付光伏扶贫项目、50kW及以下自然人分布式项目（这两个是按月支付）、公共可再生能源独立系统、2019年采取竞价方式确定的光伏项目以及2020年采取“以收定支”原则确定的新增项目。2019年的风电不在优先级中，但是2020年新增的风电是否在其中还有待于进一步观察。后面就是光伏领跑者拨付50%。再后面就是全部纳入补贴目录的项目，不管老项目，新项目都是一视同仁。

这样就严重摊薄了补贴发放的比例，根据测算，进入补贴目录的项目大约能领到25-30%的补贴。现在应该可以领到30%左右，等2020年的项目都开始发电，要下降到25%。这种局面如果没有大的政策变化，预计要维持6-7年左右，然后发放补贴的比例开始慢慢上升，预计到2038-2040年左右可达到100%补贴支付比例，即彻底解决补贴拖欠的问题。

这样的局面是大家都不愿意看到的，很多老的项目都有贷款，要还本付息，只能领1/4补贴的话，持有方的资金压力非常大。现在出售电站，势必要打成骨折，业主也不一定会舍得割肉。为今之计，先想办法进行贷款置换，尽可能延长还贷期限，并且降低融资成本。具体模式，我们将在下一篇与大家探讨。

总体来看，辅助服务市场长效机制的建立非常有利于储能发展和技术应用，与此同时，辅助服务市场也是储能获取合理价值回报的重要平台。

　　近日，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》（以下简称《意见》），其中在提高电力系统调节能力方面明确提出：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。

　　数据显示，截至6月底，福建、甘肃、湖北、湖南和贵州等多个省区已将电储能纳入调峰辅助服务交易。

　　但是，诸多业内人士认为，储能在整个电力市场中，存在定位不清晰、政策不明朗、补贴不到位等问题，导致在市场交易中，储能的地位十分尴尬。

　　电力市场对储能开放程度有限

　　在电力市场中，储能作为一个非常重要的稳定电网方式，既可以减轻电站在峰谷平衡中的压力，又可以吸纳风电、光伏等新能源电力。业内人士认为，我国将会在较长时间内支持储能的发展。

　　不过，凡则（上海）节能环保科技总经理胡建民认为，在电力市场中，储能并非不可替代。“当前储电的成本较高，从用户侧来看，实际应用的场景仍以冰蓄冷(水蓄冷)、（中低温）储热为主，应用于房屋的制冷和供暖，在电力市场应用的场景并不多。同时，由于投资大、回收周期长，其发展或将受限。”

　　中南大学教授李荐认为，只有调动公司和个人发展储能的积极性，储能才具备商业化发展前景。目前，由于尚未出台明确的支持政策，储能的发展方向仍然不明。

　　中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华指出，首先，当前我国电力市场对储能的开放程度有限，市场环境尚不完备，储能技术的商业化应用遇到一些瓶颈；其次，储能的身份还不清晰，储能参与电力市场的身份尚未明确，交易、调度和结算体系还难以匹配，储能资源无法为电力系统提供有力支持；最后，储能的技术成熟度有待提高，需要在电池本身、系统集成和电力系统调用安全等方面全方位提升。

　　辅助服务市场或激活储能应用

　　“十四五”是推动我国储能高质量发展的关键时期，未来，我国储能商业化和规模化发展还需要政策和市场环境的支持。

　　该如何解决好储能在电力市场发展中遇到的问题？胡建民指出，当前我国储能行业的声音十分微弱，需要龙头企业、专业机构牵头，发出倡议，增强整个行业在电力领域的话语权。同时，政策应向储能行业倾斜，加大峰谷电价差，扩大储能的应用范围，让储能获得更多发展机会。

　　俞振华认为，从整体来看，第一，要加快推动电力市场化进程，利用市场化手段解决储能系统应用中难点问题，合理规划电力市场规则以适应储能新技术的应用，同时，也应全面建立储能服务市场和需求侧管理的行业标准；第二，有关部门需要明确储能办事流程和手续，电网环节应当明确各领域不同应用场景下储能并网手续；第三，对于电网投资或购买储能系统服务的实际需要，在不扭曲市场竞争性的前提下，遵循“先市场，后计划”的基本原则，优先引导社会资本投资电网侧储能系统，并用公允的市场价格评估成本计入标准，最终用科学的监管机制和有效的监管指标予以约束和激励；第四，亟需自上而下明确储能项目的管理责任和主体责任，评估储能在电力系统各环节安全隐患并提出针对性处置方法，完善相关标准和规范，不断提高储能项目应用的准入门槛。

　　目前，我国辅助服务市场刚刚起步，多地发布了电力辅助服务市场建设方案和运营规则，这些规则的调整与地方能源发展形势和电力体制改革深化工作挂钩，进一步促进了电力辅助服务市场健康有序发展，也为储能等新技术以及新主体参与电力市场提供了平台。

　　李荐认为，调峰辅助服务市场是我国特有的市场品种，是一种电能量市场，在国外归为平衡市场或现货市场。目前，就其经济性而言，在平衡电网、赚取用电差价方面的经济账算得过来。“伴随锂电价格明显下降，电储能成本随之降低，只要保持目前的峰谷电价差，削峰平谷市场有望找到合适的盈利模式。”

　　利用市场规则反映储能灵活调节价值

　　《意见》指出，我国计划将积极推动抽水蓄能电站、龙头水电站等具备调峰能力的电源建设，有序安排煤电应急调峰储备电源建设。进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰等辅助服务市场化，探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制。

　　李荐认为，从技术角度上看，电池储能灵活性和便利性，将弥补电网无法灵活开关的短板，无论未来“电改”或者辅助市场怎么落实，都只会让储能更加有价值。“如果储能发展得够好，电站的压力将明显下降。”

　　“总体来看，辅助服务市场长效机制的建立非常有利于储能发展和技术应用，辅助服务市场也是储能获取合理价值回报的重要平台。”俞振华说，“储能对提高电力系统调节能力的支撑作用显著，调峰辅助服务补偿机制是促进可再生能源规模化发展的重要支撑。所以，未来储能在电力系统中的发展，要利用市场规则反映储能灵活调节价值，并由受益方为此进行支付，最后提高储能技术在电力系统中的不可替代性，并通过市场化的方式体现其价值特性。”

　　胡建民认为，储能主要解决的是能源供给和需求之间在时间及空间上的不匹配问题，因此，应大力发展分布式能源，同时在华东、长江中下游等非计划供暖区推动储能的发展。

6月23日，华东最大光储融合项目——莱州市土山镇一期120兆瓦+6兆瓦/12兆瓦时光储融合项目正式并网发电，这是莱州市推动清洁能源利用，打造新能源综合利用示范基地的重要举措。

　　莱州市太阳能资源丰富，发展光伏产业具备得天独厚的优势。由阳光电源有限公司规划建设的光伏发电项目共计220兆瓦，一期项目采用模块化设计、集中并网的设计方案，总容量120兆瓦，同步配备12兆瓦时储能系统，总占地面积约3000亩，投资额约6亿元，于2019年11月正式开工建设。

　　据阳光电源有限公司负责人介绍，该项目应用了其自主研发的大型光储电站PowMart智慧能源解决方案，具备一次调频、辅助服务、移峰填谷等核心功能，通过“多功能组合运行最优模式”，该项目成为国内首座具备一次调频功能的大型光储电站。应用这一模式的光储电站系统，还将以储能为载体，主动移峰填谷，提升电网调节和消纳能力。

　　据测算，项目全部建成投产后，预计每年可为莱州市提供绿色电力约1.6亿千瓦时，在项目25年有效稳定运营期内，共计可提供绿色电力约40亿千瓦时。与相同发电量的火电相比，25年共计可节约标煤约134万吨，减排二氧化碳约399万吨，节能减排效益十分显著。

　　该项目不仅可利用当地的资源禀赋，响应电网调峰调频辅助服务，缓解高峰时期用电紧张情况，还能利用光伏+储能模式，形成先进示范效应，有效带动观光、旅游、服务等上下游产业链综合发展，为地方创造更多就业岗位，培育新的经济增长点。

没有安装储能设施的新能源电站，不仅会影响电力系统的安全，而且可能导致电力市场出现令人瞠目的负电价。2020年，受新冠肺炎疫情影响，新能源大国德国仅在1~3月间就出现了128小时的负电价。

如果借助储能技术，完美解决新能源消纳难题，不仅负电价出现的概率会降低，而且电力系统的运行会更加安全。

“新能源+储能”的搭配，如今在国内备受关注，未来也将大有作为。

新趋势 新标配

在我国，“新能源+储能”并非新概念。

在发电侧，“新能源+储能”最典型的应用案例是在“三北”地区的友好型可再生能源场站。得益于储能技术的应用，“弃风”“弃光”等问题较好地得到解决，同时，储能技术在电网平滑输出、跟踪计划出力等都具有显著的支撑作用。

在用户侧，光储充电站是储能应用的典型场景。这种储能系统可以通过削峰填谷实现收益，并能缓解配电网增容的压力，一方面为更多新能源汽车提供大功率充电服务，另一方面可以解决配电网安全问题。与其他用户侧应用场景的商业模式相同，储能在充电站中的应用，主要依靠峰谷电价的套利模式，收益来源比较单一。随着新能源汽车应用规模的快速扩大，配电网运行压力逐步增大，充电站建设增容的问题将是制约其发展的关键。因此，集中式光储充电站成为发展的重要方向。

进入2020年，“新能源+储能”的应用场景出现了“从电网侧向发电侧转移”的新趋势。同时，投资建设主体也正在向央企特别是发电集团传导，华能、国电投、国家能源集团、大唐等企业相继发布了相关项目建设规划。根据中关村储能产业技术联盟（简称CNESA）不完全统计，已有16个光伏储能项目进入招标及建设阶段。

另据CNESA初步统计，2020年上半年，受疫情影响，国内储能产业的发展受到一定程度的影响，全国新增投运电化学储能项目装机规模90.5兆瓦，同比下降22%。新增投运项目主要分布在两个领域：一是辅助服务领域，二是可再生能源并网领域。

目前看，“新能源+储能”的发展仍以政策引导为主。从地方政策看，青海、新疆、西藏、内蒙古、辽宁、吉林、山东、山西、湖北、湖南、河南、安徽、江西等省（自治区）已经相继出台了可再生能源配套储能的支持政策，如对按比例配置储能的可再生能源场站给予优先并网、增加发电小时数等激励措施。这些政策推动了部分光储项目、风储项目的规划和建设进度，让“新能源+储能”开始成为“新标配”。

有新价格也要新机制

成本是困扰储能行业的老问题，它是否会影响“新能源+储能”的发展？

从国内储能市场公开中标价格来看，2018~2019年，业主采购储能系统的价格在1.8~2.0元/瓦之间。2020年以来，由于减少亏损、消化产能等原因，储能系统市场公开招投标价格屡创新低。从目前储能系统的采购价格来看，国内市场储能应用于电力系统的成本已经达到甚至低于此前业界公认的规模化应用门槛——1.5元/瓦。

在国际市场中，即使储能成本高于国内，但由于能够获得多重收益，储能项目的经济性相对较好。比如，为风电、光伏配置一定比例储能系统，变不可控的可再生能源为可控的能源，可以获得一定的奖励或者可再生能源绿色交易证书，这些政策和做法确实大幅推动了这些国家的发电侧储能发展，不仅给发电商带来了经济效益，而且让电力系统获得更高的稳定性和安全性。

由此可见，成本已经不是导致大部分储能项目经济性差的主要因素。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。

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非常重要。因为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。

在国内市场，新机制更应关注配置储能后的收益问题。比如，在收益层面，有无储能的新能源场站是否存在差异；如何发挥储能的最大价值，使储能不仅获得有限的电量收入，也能通过参与辅助服务，获得更多合理收益；储能的服务成本是否向电网和用户传导，做到真正的“谁受益谁付费”。以上这些，才是决定“新能源+储能”能否走向长远的关键因素。

新政策激发新作为

5月19日，国家能源局就《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。《意见》提出，鼓励建设新一代电网友好型新能源电站，探索市场化商业模式，开展源、网、荷一体化运营示范。

6月18日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，提出要推动能源高质量发展，不断提高能源安全保障能力。《意见》同时要求，提升电力系统调节能力，进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰等辅助服务市场化，探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制，提高调峰积极性。

众所周知，新能源发电具有波动性强、调控能力差、暂态支撑弱的特点，而储能既可以平抑新能源发电波动、改善电能质量、存储余电、解决消纳问题，又可以提升电网调度的灵活性。因此，只有能够持续稳定地保障供电和及时响应用户用电需求的新能源电站，才能称之为电网友好型新能源电站。而“新能源+储能”作为实现这一目标的关键技术之一，在推动新一代电网友好型新能源电站落地的过程中，有望发挥更大的作用。

当前，我国可再生能源规模化发展和消纳形势严峻。中东部地区前瞻性要求配置储能系统，实则是在解决未来可能面临的弃电问题。相关政策也对可再生能源场站提出了更高的要求，比如一次调频功能等。

对于即将出现的“新一代电网友好型新能源电站”，其场站的本质未发生根本性变化，但随着高比例可再生能源结构的实现，可再生能源对电力系统稳定性的影响应当更小，因此对“友好”的要求也会越来越高。未来，可再生能源场站将不仅作为单一发电主体存在。储能在电量搬移、平滑出力、频率调节等方面的多重价值也会充分显现，将成为可再生能源场站的技术支撑。

在《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见》中，建设“新一代电网友好型新能源电站”被认为是推动新能源发电方式创新转型的一种方式，强调探索市场化商业模式，通过合理优化风电、光伏、电储能配比和系统设计，在保障新能源高效消纳利用的同时，为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力。

因此，建设“新一代电网友好型新能源电站”需通盘考虑可再生能源、电网和储能的协同发展。除执行能源监管部门“两个细则”及辅助服务市场相关政策，不同行业主管部门也应做好顶层规划及落地实施，建立可持续的消纳长效机制，让新模式能有新作为。