“新五大”发电集团“重风电而轻光伏”的发展惯性正在迎来战略调整。随着系统成本下降和竞争力不断增强，光伏产业日渐成为“新五大”集团建立比较优势的新领域。行业巨头即将发力，中国未来的光伏版图将如何划分？

重组后的“新五大”发电集团，正迎来新的战略调整。

在国家能源转型、企业结构调整和火电效益整体下滑的背景下，清洁化正成为它们共同的抓手。

“新五大”发电集团，即国家能源集团、华能集团、大唐集团、华电集团和国家电力投资集团，均以传统火力发电为主，火电装机总量超过5亿千瓦，占据了中国火电市场的半壁江山。

然而，随着中国经济增速的放缓，电力供应出现了相对过剩的局面，火电利用小时数大幅下滑，加之环保趋紧，投入增加，火电企业经营陷入困局。与此同时，中国新一轮的电力体制改革不断加速，市场化电量的增加导致电价下跌，进一步将火电企业逼进了死角。

传统的火力发电正在失去竞争优势。曾经一度光鲜的火电厂辉煌不再，一些规模较小的电厂甚至成了企业的包袱，于是，近两年媒体报端不时传来火电厂破产重组的消息。

与火电行业的萧条相对应的是，以风电和光伏为代表的清洁能源发电正加速崛起。过去的十年间，风电、光伏产业从小到大，从弱到强，逐步从电力的“边角料”成长为替代能源，甚至在未来的几年中，成长为主体能源。

截至2019年底，我国新能源发电累计装机容量超过4.1亿千瓦，占全国电力总装机的21%。其中，风电累计装机2.1亿千瓦，光伏发电累计装机2.04亿千瓦，双双突破2亿千瓦大关，连续多年保持世界第一。

毫无疑问，“新五大”同样是发展新能源的主力军。《能源》杂志统计数据显示，截至2019年底，“新五大”发电集团的风电累计装机量为11307.89万千瓦，超过了全国风电装机的一半，而光伏装机量为2928.77万千瓦，在光伏装机总量中占比较小。

早期风电开发更具成本优势、集中度较高，而光伏行业占地面积大、补贴更高等一系列因素，导致了五大集团普遍“重风电而轻光伏”。然而，随着近几年光伏的技术进步，该产业系统成本直线下降，光伏发电的竞争优势凸显，日益成为最具竞争力的电源形式之一。

一位专业人士如此评价，在传统风电行业，五大发电无疑具有绝对优势，未来光伏产业将是各家建立比较优势的新领域。

光伏行业的技术进步以及竞争力的迅速增强，让五大集团迅速捕捉到重新上车的机会。“重风电而轻光伏”的传统惯性正在发生改变。如2019年华能集团不仅加快了光伏的自建项目，还展开了对协鑫新能源项目的并购；大唐集团更是快马加鞭，2020年光伏采购招标竟多达550万千瓦，是该公司累计装机总量的近4倍。

当然，在光伏产业发展上，五大集团也有例外者，过去国家电投在五大中体量最小，但却是最有特色的一家。在其他企业着力发展风电的时候，国家电投却风光并行，目前不仅是全球最大的光伏发电商，还在自身的电源结构调整中成效卓著——2019年，国家电投的清洁能源装机占比第一次超过了50%，成为传统发电企业中“最清洁的公司”。

与国家电投相比，其他四家企业光伏产业装机总和不足1000万千瓦，仅相当于国家电投的一半，尽管光伏产业未来前景被普遍看好，但晚到一步的四家公司还是感受到了巨大的压力——在传统“五大”之外，“四小”行列中的三峡新能源和中广核新能源正在迅速崛起，在光伏产业的布局上早已先人一步。

截至去年年底，在国有光伏运营商中，三峡和中广核光伏装机紧随国家电投之后，分别位列第二和第三位，这无疑给后进者带来了压力。随着光伏产业成本进一步下降和经济效益的逐步上升，“五大四小”在光伏行业的资源争夺也会进一步加剧。未来五年，“新五大”能否在光伏领域重新划分版图？后发者优势能否得到发挥？到“十四五”末期，中国光伏产业又会呈现怎样的格局？

01“新五大”的电力版图

自国电集团和神华集团合并重组，成立国家能源集团之后，“新五大”发电集团应运而生。近年来，“新五大”发电集团都在不断加快推进能源清洁低碳转型发展，将清洁能源作为主要的发力点。

毫无疑问，重组后的国家能源集团居于“新五大”发电集团首位，其资产规模超过了1.8万亿元，国家能源集团一直将“奉献清洁能源、建设美丽中国”作为企业使命。截至2019年底，国家能源集团全年新增电力装机757万千瓦，装机容量达到2.46亿千瓦，非化石能源装机比重24.9%，同比提高0.5个百分点。

由于合并后的国家能源集团火电装机总量剧增，尽管风电装机总量位居世界第一，但从集团的电源结构看，其清洁能源占比与其他公司相比依然较低。

而清洁能源比重最高的是国家电投集团，该公司一直致力于建设具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业。5月18日，国家电投集团发布了2019年社会责任报告。报告显示，截至2019年底，该公司已实现电力总装机1.51亿千瓦，清洁能源装机占比50.5%，比行业平均高10个百分点，成为“新五大”发电集团转型的领跑者。

华电集团清洁能源转型进展仅次于国家电投。截至2019年底，华电集团的装机容量为1.53亿千瓦，清洁能源装机占比为40.4%，在“新五大”发电集团中排名第二。

华能集团的电厂装机容量在2019年底达到了1.82亿千瓦，其中，新能源新增装机502万千瓦，是上年的4倍，项目核准、开工以及投产均创历史新高。低碳清洁能源装机超过6100万千瓦，装机比重超过34%。与此同时，华能集团2020年工作会议亦将“加快绿色转型步伐”作为今年的重点工作之一。

大唐集团亦在风电、光伏新能源领域积极布局。截至2019年底，大唐集团的发电装机规模为1.44亿千瓦，其中清洁能源机组占比达32.51%。

事实上，在能源清洁化转型的过程中，我国整体的电源结构正在不断优化。过去十年间，火电在电源结构中的比例下降了14%，而风电和光伏发电比例上升了近17%。相关机构预计，到2050年，非化石能源在一次能源消费中的比例将超过50%，而风电、太阳能发电装机容量占比将分别达到24%和31%。

在“新五大”集团中，尽管清洁能源比例不同，但各公司又有着鲜明特征。国家能源集团的清洁能源占比最低，但其风电累计装机量却遥遥领先。2019年，国家能源集团新增风电装机286万千瓦，累计风电装机容量为4115万千瓦。与之相比，光伏的装机容量仅134万千瓦，居五大发电集团末位。

在2020年工作会议上，国家能源集团党组书记、董事长王祥喜强调要大力推进转型升级，进一步谋划发展蓝图、明确发展方向、扩大有效投资，加快实现发展方式向“清洁化”的转变，加大新能源和可再生能源的开发力度。

与国家能源集团的风、光装机比例类似，大唐集团的风电累计装机1839.59万千瓦，在新能源累计装机总量中占比92.63%；光伏累计装机146.27万千瓦，仅占新能源累计装机不到10%。

2019年初，中国华能集团党组书记、董事长舒印彪曾公开表示：华能集团2019年将着力提高华能集团清洁能源比重。在优化发展煤电基础上,大力发展新能源,加大对新能源投资。

与此同时，华能集团还提出“两线”“两化”发展战略，其中“北线”主要指“三北”地区，以特高压送出通道起点为依托，布局一批距离市场近、输送距离短、市场竞争力强的优质风光煤电输用一体化基地；“东线”主要围绕东部沿海省份，着力打造有质量有效益、基地型规模化、投资建设运维一体化的海上风电发展带。截至2019年底，华能集团的风电累计装机1996万千瓦，光伏累计装机近400万千瓦。

2019年，中国华电也确立风光电基地式、规模化发展思路，实现风电、光伏累计装机分别为1424万千瓦、320万千瓦。今年两会期间，华电集团董事长、党组书记温枢刚也公开表示华电集团将积极推进风光电基地式、规模化开发，重点推动清洁能源基地规划建设。

作为同类型电力央企中清洁能源比重最大的企业，国家电投到2019年底已拥有风电装机1933万千瓦，光伏装机1929万千瓦。清洁能源装机过半，已初步建成以绿色电力为主的清洁能源企业。仅2019年，国家电投新核准电力装机1088万千瓦，开工1952万千瓦，全部为清洁能源项目。

目前看来，“新五大”发电集团是能源清洁化转型的主力军，也是新能源发展的主导者。但是，在五大发电集团“争风掠光”的过程中，风电、光伏的布局并不平衡。

02传统惯性：重风电轻光伏

从我国当前的电源结构来看，风电、光伏占比均达到10%，可谓旗鼓相当。然而，在“新五大”发电集团中，风电、光伏的地位却截然不同。《能源》杂志统计数据显示，“新五大”发电集团的风电累计装机量占全国的54%，而光伏累计装机量仅占14%。

在中国风电开发企业累计装机排名中，五大发电集团包揽了前五位。而光伏电站投资企业中却不乏协鑫新能源控股有限公司（简称“协鑫新能源”）、中民新能投资集团有限公司、浙江正泰新能源开发有限公司等一大批民营企业。

“重风电、轻光伏”的传统在发电集团内部的风光占比上表现更为直观，华电集团和华能集团的风电累计装机在新能源装机中占比在80%以上，而光伏累计装机占比却不到20%。国家能源集团和大唐集团的风光占比更是悬殊，其光伏累计装机占比均不到十分之一。

形成如此布局的首要因素归结于风光各自的发电特性。从设备利用率看，发电小时数越高，发电设备所创造的经济价值越高。2019年，全国风电平均利用小时数2082小时，光伏利用小时数仅有1169小时。从设备利用指标看，风电无疑会给投资者带来更高的经济效益。

此外，风电、光伏的电源布局也存在很大差异。就风电而言，中国风电走的是一条以集中式风电为主率先发展的道路。过去的风电场投资建设集中度高、规模大，要求开发者资金实力雄厚、经营管理能力强，于是央企作为我国风电开发的主力军在风电快速成长时期贡献了较大的力量。

以国家能源集团下属龙源电力为例，2015年底，其累计风电装机容量跃居全球第一，并稳坐全球风电“第一交椅”至今。

在龙源电力开疆拓土发展风电的那段时期，谢长军曾担任龙源电力总经理，是我国风电成长的重要见证者。他对《能源》杂志记者表示，龙源电力大力发展风电除上述两点原因外，投资项目的经济性是重点考虑的因素之一。

据工信部统计，直到2017年，我国陆上风电度电成本约为0.43元/千瓦时，较2010年下降7%，已经非常接近火电电价。相对而言，虽然太阳能电池组件价格过去几年来大幅下降，但在新能源之中光伏的度电成本仍是居高的，度电成本在0.5-0.7元/千瓦时。

同时，风电与光伏等新能源都面临着补贴拖欠的问题。从对补贴的依赖性上看，风电对补贴的依赖要小于光伏。谢长军认为，在当时开发建设光伏不仅要承担较高的成本，还因补贴问题需承担更大的社会负担。综合考虑之后，其认为投资风电的经济效益更高。

与风电相比，光伏累计装机中分布式光伏的占比较大，且增长速度快。2019年，全国光伏发电累计装机达到20430万千瓦，其中集中式光伏14167万千瓦，同比增长14.5%；分布式光伏6263万千瓦，同比增长24.2%。在分布式以及户用光伏市场，则是体量较小的民营企业显得更加游刃有余。

国家电投一位内部人士认为，相对风电而言，光伏的门槛要低一些，民营企业从事光伏投资开发将更具灵活性，而央企更适合主导大规模的项目投资。这点对国家电投而言同样适用，据了解，其光伏项目主要集中在酒泉、共和、格尔木、哈密、盐城等大型新能源基地。

03例外者：国家电投

国家电投在“新五大”发电集团中可谓是个特例。当其他几家发电集团仍处于“重风电、轻光伏”的新能源发展规划时，国家电投早已开始了光伏领域率先布局。因此，在突破50%的清洁能源装机占比时，其风电和光伏的装机仍然处于相对平衡的状态。

事实上，国家电投的光伏发展历史可追溯至十多年前。上述内部人士对《能源》杂志记者回忆，大概2015年国家电投成立前后的会议上，国家电投已经提出水光互补的光伏发展模式。

在那之前，中国电力投资集团公司（简称“中电投”）尚未与国家核电重组，中电投黄河上游水电开发有限责任公司（下简称“黄河公司”）在该集团发展光伏行业上扮演了重要角色。为突破水电发展瓶颈，黄河公司确立了“以水电为核心，水、火、新能源发电并举，产业一体化协同发展”的战略思路。

2010年5月，谢小平出任黄河公司总经理，此时我国光伏产业进入重大调整期，《新能源产业振兴和发展规划》公布，国家发改委启动光伏并网发电特许权项目招标。谢小平当时便意识到光伏具有较好的发展前景，而西北地区拥有丰富的硅资源、日照资源和土地资源，发展光伏产业具有得天独厚的优势。

于是黄河公司便计划与国际国内一流企业合作，利用先进的技术，打造国内一流的多晶硅和太阳能光伏产业基地。

2010年，“太阳能发电”首次出现在中电投的社会责任报告中。这一年，中电投在青海开发建设的第一个太阳能光伏发电项目——乌兰50兆瓦光伏电站正式开工，随后黄河公司又在西藏建成10兆瓦光伏电站，当年新增风电75.49万千瓦、光伏0.2万千瓦。中电投共取得了7个太阳能发电和江苏海上风电项目的特许权，其在青海、甘肃、宁夏、内蒙、云南等地的太阳能发电示范项目也陆续启动建设。

当时的光伏技术尚存在诸多问题。谢小平联系科研机构，共同研究攻克大规模水光互补关键技术。2014年，黄河公司建设了世界最大规模、装机容量850兆瓦的龙羊峡水光互补光伏电站，填补了国内大规模水光互补关键技术的空白，当时由国家能源局鉴定为国际领先水平。

随后，黄河公司又陆续建设光伏发电户外检测实证平台、新能源运维和大数据分析中心、国内首个高智能化、量产效率超过23%的N型IBC电池生产线等。如今，黄河公司早已打通了从多晶硅—切片—电池—组件—光伏电站系统集成—光伏电站开发建设运行的完整产业链。

截至2019年底，黄河水电的清洁能源比例高达93%。其中，光伏电站37座，总装机容量388万千瓦，成为全球首屈一指的光伏电站运营商。

黄河公司光伏全产业链的发展、水光互补项目的建设，在一定程度上造就了国家电投如此大规模的光伏产业。国家电投某内部人士认为，集团的战略决策在其中起到了十分重要的推动作用，当初水光互补从提出研讨到落地实施时间极短，离不开战略规划的引导。而最开始水光互补的规模并不大，后来则是响应特高压外送基地电源配置规划，投资建设海南州和海西州千万千瓦级可再生能源基地。

而过去三年间，国家电投在光伏产业的开发上更是实现了跳跃式发展。2016年该公司的光伏装机仅为712万千瓦，到了2019年这一数据直线攀升至1929万千瓦，光伏发电装机增长近3倍。如今，国家电投光伏装机已经连续三年居全球第一。

2019年，国家电投集团为加速推动光伏产业，提出率先将光伏产业打造为“世界一流”，成立了光伏产业创新中心有限公司，由谢小平兼任创新中心总经理。国家电投还提出了更高的目标，计划到2025年，建设装机规模最大、核心技术突出、行业全面引领的“世界一流光伏产业”，光伏发电装机达到4500万千瓦。

04新战略：重新定义光伏

毫无疑问，在电源增量有限、火电效益下滑的背景下，光伏产业将成为各大发电公司培育竞争优势的新领域。

自2005年至2015年，我国光伏发电累计装机容量从7万千瓦增长至4300万千瓦，超越德国成为全球第一，并保持至今。如今，我国光伏发电累计装机容量已经突破2亿千瓦，较2015年翻一番有余。

与光伏装机迅猛增长态势相对应的是，光伏发电度电成本一直在不断刷新“底线”。国网能源研究院《中国新能源发电分析报告（2019年）》提到，2018年光伏电站平均度电成本约0.377元/kW·h。这相较于2007年每度电4元的发电成本下降超过90%。值得注意的是，2018年陆上风电投资成本约0.38元/kW·h，海上风电平均度电成本约为0.64元/kW·h。光伏度电成本正在逼近甚至低于陆上风电度电成本。

Wood Mackenzie电力与可再生能源发布《2019年中国各省区可再生能源竞争力分析报告》时曾提到，2019年是国内光伏度电成本首次低于风电成本的标志性一年，目前，包括青海、甘肃、宁夏和陕西在内的19个省区内，光伏价格低于风电。

度电成本的快速下降，让许多投资者看到了光伏巨大的价值，曾经被部分人“低估”的光伏变成了“抢手货”。近几年，除国家电投外的其他电力央企也开始现身光伏领域并快速提升其装机规模。

电力央企跻身光伏行业的首要行动便是参与竞价、平价项目。如国家电投在国内前三批光伏领跑者项目中，共中标2175MW。今年上半年，在已发布平价名单中，国家电投共拿到总规模达965MW的光伏项目。

在2020年度工作会议上，国家电投总经理、党组副书记江毅表示，力争实现新增光伏装机超500万千瓦；探索“光伏+”产业发展新模式，年内落实1-2个标志性项目，选树光伏电站运营标杆并推广。

华能集团在第三批领跑者中竞标失败之后，于2019年第一批平价上网项目中，申报了65万千瓦光伏项目。除此之外，华能集团还通过收购光伏电站扩张自身的光伏版图。

自2018年531新政之后，国内光伏电站交易频繁，而常见的交易流向便是由民营企业出售给央企。《2019中国光伏电站资产交易白皮书》指出，“531新政”之后，国内光伏电站资产交易呈现爆发性增长，其后半年时间里，国内光伏电站资产交易容量和金额分别约为1.30GW、89.27亿元，均超过2015年至2017年三年交易量的总和。

在众多光伏电站资产交易中，最引人瞩目的当属华能集团收购全球第二大光伏投资企业——协鑫新能源。2019年6月4日晚，保利协鑫发出公告，宣布拟将向华能集团出售其所持有的协鑫新能源51%的股份，在业内引起了不小的轰动。这场交易谈判历时5个多月，最终决定由原来华能集团收购协鑫新能源控股权调整为收购其资产。这一举动被认为是华能集团不断“加码”新能源领域的重要标志。今年一季度，华能集团与协鑫新能源已完成首批光伏电站的交付。

然而，竞标平价、竞价项目、收购光伏电站还远不能满足华能集团在新能源领域的“野心”。2019年，为进一步调动二级公司开展新能源业务的积极性，华能集团下放了新能源项目全流程管理权限，对34家二级单位进行全面授权。这意味着其下属二级公司在新能源项目的开发建设方面拥有了自主权。2020年工作会议透露，华能集团仍将大力推进基地型规模化开发，推进清洁能源发展。

与此同时，光伏装机不足200万千瓦的大唐集团和国家能源集团也在抓紧机遇切入光伏领域。《能源》杂志统计，2020年开年至今，大唐共计签约光伏项目215万千瓦，总投资超95亿元。国家能源集团的2020年工作会上则提出，大力发展生态光伏，积极推进“光伏+”综合利用工程，开发矿区可利用土地、厂房屋顶等分布式光伏。

某位不愿具名的电力央企内部人士认为，与风电相比，光伏具有自身的竞争优势，除了度电成本下降迅速外，其仍具备技术进步的空间。尽管光伏的占地面积比风电要大，但光伏还可以与城市建筑相结合，具有更丰富的应用场景。

随着各大发电集团的频频动作，光伏的价值被重新评估，在央企新能源布局中，光伏占据着越来越重要的地位。一位行业专业人士甚至如此评价：光伏在一定意义上可以称之为“能源剃刀”，随着光伏度电成本的持续下降，它将逐渐无情地“剃除”煤电、气电甚至风电。

05弯道超车：追赶者在崛起

尽管“新五大”集团已经认清了光伏产业的重要性，但其他四家与国家电投的差距逐年拉大也是不争的事实。而在国家电投之外，新生力量正在实现赶超。

2019年，光伏电站投资运营商的前五位分别是国家电投、协鑫新能源、三峡新能源、中广核以及华能集团。在电力央企能源清洁化转型的过程中，以中广核、三峡集团为代表的后来者正在崛起。

目前看来，尽管中广核和三峡集团的风电累计装机数量仍与五大发电集团存在差距，但是光伏累计装机已超过除国家电投外的其他四家发电集团。

由核电起家的中广核，2007年开始发展新能源，并完成第一个新能源项目的并网发电。历经12年，新能源业务已经成为中广核的第二支柱产业，旗下的中广核新能源也通过收购清洁能源项目，不断扩大经营规模。

如今，中广核的新能源业务已经进入规模化快速发展期。2019年，中广核中标大基地项目330万千瓦，其中内蒙古兴安盟300万千瓦基地项目已核准、开工。陆上风电竞价与平价项目共中标126万千瓦，全国占比18.6%，位居行业首位。与此同时，光伏发电领跑者基地奖补项目成功获取40万千瓦，中标比例26.7%，全国排名第一。

截至2020年2月底，中广核拥有在运核电机组24台，装机容量2714万千瓦；在建核电机组5台，装机580万千瓦；拥有风电在运控股装机达1273万千瓦，太阳能光伏发电项目在运控股装机容量435万千瓦，海外新能源在运控股装机1108万千瓦。其中，中广核风电累计装机在全国排名第六，持有光伏电站项目在全国排名第四。

在海上风电领域，中广核作为最早参与海上风电建设的央企之一，不仅具有相关开发经验，而且具有投资优势和工程建设优势，其目标便是成为沿海省份乃至全国海上风电开发建设的主力军。

目前中广核新能源在建项目445万千瓦，储备项目超过1400万千瓦。“十四五”前期，有望实现装机规模从2000万千瓦到3000万千瓦的突破。

作为全球最大的水电开发运营企业、我国最大的清洁能源集团，三峡集团同样将新能源业务作为集团的第二主业。三峡集团2019年可控、在建、权益总装机规模达1.31亿千瓦，实现清洁能源可控投产装机占比93.8%。

其中，新能源板块装机总量突破1000万千瓦。三峡集团的陆上风电开发以中东南部和特高压送出配套项目为重点，截至2019年底，已投产陆上风电项目遍及内蒙古、新疆、云南等22个省区，陆上风电累计装机规模超过520万千瓦；已投产海上风电项目累计装机规模超过80万千瓦。

三峡集团长期致力于成为“海上风电引领者”，计划“十三五”期间投产并网海上风电装机450万千瓦。目前，三峡集团累计获取海上风电资源1807万千瓦，已形成“投产一批、建设一批、核准一批、储备一批”的滚动开发格局。

此外，三峡集团还开发大规模集中式光伏发电，同时布局分布式光伏发电，截至2019年底，已投产光伏项目遍及甘肃、青海、河北等17个省区，光伏项目累计装机规模超过430万千瓦。

不难发现，中广核、三峡集团的新能源累计装机容量正在向五大发电集团逼近，未来亦将成为风光资源强有力的竞争者。

与此同时，随着“国家队”在光伏领域的加速扩张，过去以风电为主、光伏为辅的新能源发展格局正在发生变化。毫无疑问，风光齐头并进将成为“新五大”发电集团未来的新战略，各开发主体之间的竞争也将进一步白热化。

当能源革命成为大势所趋，越来越多的能源企业开始寻求多元化和能源转型，九大煤企神华、同煤、山煤、晋能、潞安、陕煤、平煤、淮南矿业、露天煤业纷纷转战光伏（点击阅读：九大煤企“巨无霸”转战光伏，国进民退愈演愈烈！）。与此同时，越来越多的石油企业也正进军光伏市场。

1.中石油

中石油一直关注新能源的发展情况，并组织专项工作组跟踪太阳能发电、风能、地热、氢能等技术的进展情况。早在2018年中石油就开展了光伏加油站的试点工作。

2019年业绩发布电话会上，中石油董事长戴厚良表示今年将进一步加大光伏发电规模，进行全面布局。

2.中海油

2019年7月，中海油宣布正式进军光伏，成立全资子公司中海油融风能源有限公司，经营范围包括太阳能发电项目的开发等。

但其实早在2009年，中海油就有意在天津投资50亿元建设20条动力电池生产线，打造全国最大的新能源产业基地。2012年年初，中海油集团投资3亿美元建设150MW太阳能电池生产工厂和光伏电站，这是中海油首次涉足光伏行业。

3.中石化

2017年，中石化首个集中式光伏项目——新星公司陕西渭南白水20兆瓦农光互补光伏发电项目正式并网发电，项目选取光伏发电+农业种植，技术上采取“分块发电、集中并网”模式，每年可节约标煤约7700吨、减排二氧化碳约24000吨。

2019年，中国石化广东佛山石油首次在小塘水上加油船试点安装光伏发电，发电量达44KW/天。随后，大良加油站继续引入光伏发电，每日发电量可达80多度。

此外，中石化旗下子公司江西石油、云南石油近年来也在不断加码光伏。

江西石油

为推动绿色企业创建，江西石油与第三方合作选取南昌石油九龙湖加油加气站建设光伏发电站，这是江西石油首座光伏发电站。

该站地处南昌市九龙湖新区重要交通枢纽路段，光伏发电建设充分利用加油站屋顶资源，光伏发电板铺设总面积约为100㎡，预计今年7月实现并网。

云南石油

为充分利用云南优越的太阳能资源，云南石油加快加油站光伏发电项目推广建设，在已建成17座基础上，2020年新建11座，促进节能减排、绿色企业建设，助力百日攻坚创效。

除了国内“三桶油”，海外石油大亨也表现出了在光伏领域布局的积极性。

4.道达尔

在太阳能领域，道达尔可谓“野心勃勃”，2016年道达尔表示目标是未来成为太阳能领域的前三大公司之一。

2019年7月，道达尔与中国光伏企业远景集团各出资50%成立合资公司，宣布进军中国分布式光伏行业。这家合资公司的目标是在三年内成为中国最大的分布式光伏服务商。

2020年2月，道达尔宣布将收购光伏企业SunPower67.6万股股票，价值约3100万美元。而早在2011年，道达尔便收购Sunpower8200万股股票，占据Sunpower总股份的66%，成为其第一大股东。

5.壳牌

早在2001年，壳牌便在全球布局光伏发电和水电等项目，但由于投资规模大、成本高，而消费者尚未准备好为清洁能源支付更高费用，随后逐渐退出。2016年壳牌重返太阳能市场，在阿曼建设容量约为1GW项目。

2018年，壳牌中国在唐山、秦皇岛两地三个加油站成功完成了光伏用电加油站项目的试点。

根据摩根大通评估，2020年壳牌可再生能源领域投资达15亿美元，占公司能源总投资比例的5%。

6.埃克森美孚

随着清洁能源变得足够廉价，足以与化石燃料竞争，埃克森美孚正转向清洁能源。2018年11月29日，根据与丹麦Orsted A/S达成的12年协议，埃克森美孚在美国二叠纪盆地购买500兆瓦的风能和太阳能。同时随着石油产量的增长，该地区的电力需求不断飙升，风力和太阳能发电厂正在建设中。

根据投资者发布的报告显示，埃克森美孚将购买的电力中，有一半将来自Sage Draw风力发电场，计划在2020年完成建设;其余的将来自二叠纪太阳能发电厂，预计2021年建成。

7.Equinor

Equinor原名挪威国家石油集团，2017年2月宣布进入太阳能业务，当时其启动了1.97亿美元的可再生能源基金。2018年，挪威国家石油集团更名为Equinor，以反映其向清洁能源的转变。

近日，Equinor和意大利石油天然气承包商Saipem表示已签署协议，将共同开发“用于近海应用的浮动太阳能电池板园区技术解决方案”。未来的项目将基于由Saipem旗下的Moss maritical公司开发的一项技术，Saipem介绍，这项技术可以应用于没有大型水库的地区，也可以应用于风大的地区。该公司表示：“目标是成为漂浮太阳能电池板近海岸和近海解决方案的领先供应商之一。”

8.雷普索尔

雷普索尔(Repsol)于2019年10月成立可再生能源子公司——雷普索尔可再生能源公司，该公司计划在2025年拥有4.5GW的清洁能源发电能力。今年年初，Repsol推出西班牙第一个大型太阳能社区Solmatch。这是一项基于100%可再生能源模型的新服务，并鼓励在全国范围内进行分布式发电。

近日，Repsol开始126MW太阳能发电厂的建设工作，而其价值约2亿欧元、264MW的光伏项目将在未来几周内开工建设。此外，雷普索尔还有4个正在进行的可再生能源项目，包括一个光伏发电厂、两个陆上风电场和一个海上浮动风电场。7个可再生能源项目的累计发电能力共2045MW，而雷普索尔的运营发电能力为2952MW。

9.BP

BP及其太阳能合资企业Lightsource BP正在探索在澳大利亚建设一个由1.5吉瓦风能和太阳能驱动的绿色制氢厂，并且正在进行一项关于大规模绿色氢气运营的可行性研究，绿氢将转化为“绿氨”并出口到国际。BP表示将向该研究投资270万澳元(合175万美元)，而澳大利亚可再生能源局将再投资170万澳元。

此外BP在2月宣布了到2050年实现净零排放的目标，并表示将在9月发布更多细节。首席执行官伯纳德·卢尼(Bernard Looney)反复强调，面对价格暴跌和冠状病毒大流行对能源需求的影响，该公司打算坚持这一议程。

10.OMV Petrom

由奥地利石油和天然气生产商OMV控股的石油和天然气供应商OMV Petrom已在罗马尼亚的40个加油站的屋顶上安装了光伏系统。OMV Petrom董事会成员Radu Capraum说：“我们计划到今年年底将我们的太阳能加油站的数量增加到78个。”

这家罗马尼亚公司表示，已在新系统上投资约130万欧元，将满足每个加油站约10%的电力需求，这些阵列的年发电量估计约为30000kWh。

该公司表示，自2010年以来采取的减少碳足迹的措施已经使二氧化碳排放量减少了22%，预计到2025年将再减少27%。

11.Conpet

罗马尼亚石油运输服务提供商Conpet宣布，将在其位于Călăreţi、Poiana Lacului、Cartojani、Bărbăteşti和Băicoi的5个设施上建设小型太阳能发电厂。

该公司2020-2050年新战略中提到了这些项目，预计总投资约为300万ROL(68万美元)。这些设施计划自用，剩余电力根据净计量规则注入电网。

Conpet表示，这些项目还旨在为公司员工提供创建特定业务部门所需的专业知识。根据2020-2025年战略，Conpet集团计划建立可再生能源业务部门。

12.Eni

意大利石油和天然气公司Eni与政府签署了一份特许经营协议，将在安哥拉西南部的纳米贝省建设一座50兆瓦级的太阳能发电厂，据Eni透露建成后将给暂未透露的农村发展项目供电，并将成为该国计划到2022年部署600兆瓦太阳能的计划的一部分。

这座太阳能发电厂将由Eni与安哥拉国有化石燃料生产商Sonangol共有的合资企业Solenova负责建造。

13.Petronas

马来西亚石油天然气集团Petronas首次进军可再生能源领域——从基础设施投资者I Squared Capital公司收购了新加坡太阳能开发商Amplus Energy Solutions(后者拥有500兆瓦的光伏项目组合)。Amplus Energy，也被称为M+，其主要业务是为东南亚、印度和中东的工商客户开发光伏设施。

Petronas总裁兼首席执行官表示，“此次收购反映了本公司在可再生能源领域的战略意图，这是我们走出石油和天然气战略的一部分。”而这也是该公司的第一个国际性太阳能项目。

Petronas还透露，将与玛拉工艺大学(UiTM)下属的一个投资机构UiTM Holdings一起开发大型屋顶光伏项目。

6月21日，日环食！

此次是非常少见的金环日食，是十年来最具观赏性的天文盛宴，下一次预计要等到2030年。

西藏、四川、重庆、贵州、湖南、江西、福建、台湾等地在日环食带上，部分地区可以看到日环食；西藏阿里地区可以看到最细的“环”，是最佳观测地区。其他地区小伙伴，可以看到日偏食。

据说，每发生一次日食，就有一名电网人会变……

变得非常操心。

开个玩笑。不过，日食确实会影响电网。你是不是已经想到了——

光伏波动大，电网很怕怕

太阳的变化影响光伏发电，进而影响电网。

清洁能源好是好，但是要“看天吃饭”。电网的正常运行需要保持发电量和用电量之间的实时平衡。从便于电网控制和调节的角度考虑，电源输出最好能相对稳定。

日食期间缺少阳光，光伏发电会陡然下降；而当日食结束时，阳光突然照射，大量光伏电力又会瞬时涌入电网。这个波动可比正常日出日落大很多。一进一退，电网表示压力很大。

这次日环食总时长4小时多，电网会受到多大影响呢？

还好，日食期间光伏出力变化是可以提前预测的。实不相瞒，应对波动，电网人从4月就开始准备了。中国电科院早就测算出，晴空状态下6月21日西藏电网光伏出力的波动状况。

电网一盘棋，应对方法很多

电网系统当然不能进多少出多少，会留一些备用容量。一次日环食，倒也不会真的操太多心啦。

此次日环食对西南电网尤其是西藏电网影响较大。西南电网覆盖四川、重庆、西藏，西藏电网光伏装机容量达127万千瓦，占比超过三分之一。

通过采取省间电力互济、增加水电机组出力等措施，电网预留了充足备用容量，做好了各项预防预控准备。四川、重庆、西藏电网纷纷表示：稳得很！

四川水电丰富，夏季也是丰水期，光伏发电少了，咱用水电补呗。

重庆通过外购电力，盈余充足，日食对电力平衡无影响。

西藏电网有川藏和青藏联网工程，可以通过跨省调度来补充负荷。

4月以来，国网西南分部多次组织国网四川、重庆、西藏电力开展专题研究，深入分析光伏出力波动、电力电量平衡、运行风险点对电网的影响，提前做好反事故预案，提高两级调度故障应对处置能力。6月20日，西藏电网网内藏中至西南主网联络线完成首检工作，确保日环食当日西藏电网按全接线方式运行，保障藏中电网电力供应充足。根据天气、来水、负荷变化，国网四川、重庆、西藏电力滚动开展电力电量平衡分析和电网安全评估校核。各运维单位加强特巡和维护。

所以，你安心观测，用电有国家电网啦！

截至2019年年底，我国新能源累计装机容量突破4亿千瓦，达41477万千瓦，占全球的34%。风电和太阳能发电新增装机和累计装机容量均为世界第一。

国家电网公司在新能源消纳并网上下足功夫：开展新能源领域相关课题研发，建设源网荷储多元协调调度、虚拟电厂、城市能源互联网综合试点、新能源云平台建设等业务创新试点，技术水平不断提高；强化新能源全网统一调度，促进新能源消纳多级调度协同快速响应；推动辅助服务市场建设，通过市场制驱动常规电源调峰多消纳新能源电量……

国家能源主管多次发文，保障新能源发电项目消纳，但事实情况远不如我们设想的乐观，类似“电网消纳意见函”，把多少项目挡在可再生能源补贴之外，甚至成为“黑户”电站。

国家电网：综合考量，已经尽力

5月底，按照《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能〔2020〕17号)要求，国家电网有限公司会同全国新能源消纳监测预警中心开展了经营区域内各省级区域2020年风电、光伏发电新增消纳能力测算论证工作，经国家能源局复核，公开发布相关情况如下：

在完成《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》确定的重点地区风电、光伏发电利用率目标前提下，充分释放新能源消纳能力，按剔除一季度限发电量情形测算，国家电网经营区2020年风电、光伏发电合计新增消纳能力6850万千瓦，其中风电2945万千瓦、光伏3905万千瓦。

虽然，电网也在文件中强调“如重大边界条件变化，将及时测算调整风电、光伏发电新增消纳能力，并按程序向社会公开发布”，但是我们知道这份消纳能力表基本就是确定的了。

地方能源主管部门：依然鼓励清洁能源，但是“空间”有限，请大家按照最新通知执行

以湖北省为例，湖北省发改委能源局新能源处接连发文，安排光伏、风电发电项目竞争配置工作。

其中《关于开展2020年平价风电和平价光伏发电项目竞争配置工作的通知》中明确，鉴于申报的符合竞争配置条件的平价光伏发电项目规模超过2020年湖北省光伏发电新增建设规模，经研究，确定2020年新增建设规模（风电50万千瓦、光伏发电350万千瓦）通过竞争配置方式全部用于平价风电和平价光伏发电项目建设。一纸通知，湖北省光伏发电350万千瓦项目就无缘国家新能源补贴名录。（心疼湖北朋友三分钟）

6月8日经湖北省能源局梳理，平价光伏发电项目76个7642.46MW，进入竞争配置名单接受比选。

目前，6月18日，按照湖北省能源局公示结果，有74个项目共计5929.46MW，符合竞争配置条件。

前文说道，国家电网对湖北省2020年新增光伏消纳规模是1500MW，现在湖北省共计5929.46MW，虽然消纳意见并不能对光伏项目并网有“一票否决”但是，谁又知道在消纳指标下，谁是下一个“黑户”电站呢？

国家能源主管部门：别急，《中华人民共和国能源法》就在来的路上

近日，国家能源局就《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》公开征求意见。

该法律特别强调了“国家调整和优化能源产业结构和消费结构，优先发展可再生能源”的决心！提出：

制定全国可再生能源开发利用中长期总量目标以及一次能源消费中可再生能源比重目标，列入国民经济和社会发展规划以及年度计划的约束性指标，并分解到各省、自治区、直辖市实施并从：可再生能源消纳保障制度、可再生能源激励政策、可再生能源开发、企业保障义务、节能政府采购、消费管理政策多个方面采取多种措施促进可再生能源的发展。

其中，第四十五条〔可再生能源消纳保障制度〕

国家建立可再生能源电力消纳保障制度，规定各省、自治区、直辖市社会用电量中消纳可再生能源发电量的最低比重指标。供电、售电企业以及参与市场化交易的电力用户应当完成所在区域最低比重指标。

未完成消纳可再生能源发电量最低比重的市场主体，可以通过市场化交易方式向超额完成的市场主体购买额度履行义务。国务院有关部门根据交易情况相应调整可再生能源发电补贴政策。

新能源消纳受限一直都是各主管部门亟待解决的问题，给电网一点时间、给行业一点信心，使用清洁能源，造福子孙后代。

近日，随着全国各省区市2020年光伏竞价项目电价申报截止，今年光伏竞价项目整体规模显现。据统计，20多个省区市确定参与竞价的总规模超过32GW。其中，河北、江西、宁夏等省区的竞价规模远超过当地电网的新增光伏消纳空间，预示着今年的光伏竞价将异常激烈。

　　但“烽烟四起”的竞价项目将有望提振下半年的国内光伏产业需求。今年上半年，受疫情的影响，国内外需求出现波折，并引发产业链价格下探。而业内人士指出，随着海外市场复产复工、国内竞价项目并网时间限制，三、四季度国内光伏装机需求确定性高。

　　与此同时，由东方日升、福莱特以及东方希望等光伏公司引发的新一轮扩产潮将产业热度推向高潮。这些扩产计划的密集释放，将再度带动产业链的“燥热”。

　　下半年需求回升

　　一些迹象表明，今年下半年光伏市场需求旺盛呈现较高的确定性。

　　首先，国内组件出口回暖，海外市场需求正不断恢复。根据海关最近公布的数据，国内组件5月出口约5.97GW，同比下降0.95%，但环比增长9.34%。从前五个月的出口情况来看，国内组件出口规模同比下滑幅度不断收窄。

　　其次，“抢装潮”时下正在发生。国家能源局6月15日公布的数据显示，5月新增纳入国家补贴规模户用光伏项目总装机容量为5.96GW，环比4月增长47.89%。这是继4月份之后，国内户用市场今年再度刷新单月装机新高。截至今年前5个月，国内户用光伏新增累计装机规模已达12.59GW。

　　海外市场逐步回暖，叠加“抢装潮”的出现，令三、四季度国内光伏产业景气度备受期待。一位新能源行业资深分析人士告诉21世纪经济报道记者，海外市场上半年因疫情导致企业新签订单相对不足，但随着疫情影响见顶，海外市场特别是发达国家复工复产如期推进，将重新提振产业链需求。而在国内市场方面，平价和竞价项目在下半年集中落地，则进一步刺激产业热度。

　　国金证券分析认为，下半年国内光伏市场将迎来“第三季度好于预期，第四季度海内外共振可期”的局面。该机构表示，结合“10亿补贴上限”“各省区申报规模”以及“电价政策”等条件估算，预计2020年全国竞价光伏项目最终进入补贴范围的项目规模为20GW至25GW，与2019年竞价规模接近。

　　根据业内机构统计，截至6月15日，全国20多个省区市公布了今年度平价、竞价项目。其中，平价项目已公开规模合计超过38GW，竞价项目已公开规模合计超过32GW。

　　今年5月份，全国新能源消纳检测预警中心发布了2020年全国风电及光伏消纳能力公告。公告显示，按剔除一季度限发电量情形测算，今年我国风电、光伏发电合计新增消纳能力85.10GW，光伏则达48.45GW。

　　“2019年受到电网消纳意见不明确影响，竞价项目补贴额度最终未能完全分配，装机节奏上也出现了在12月集中并网的不平衡结构。”中金公司研究部对此分析认为，今年电网对新增光伏项目消纳空间给出了明确承诺，则可以减轻新竞价、平价项目申报的顾虑，吸引更多项目参与竞价。

　　21世纪经济报道记者发现，从目前各省区市公布的项目规模来看，不少省区市的平价、竞价项目总规模已经超过当地电网给出的新增光伏消纳空间，足见申报热情高涨。

　　百亿扩产频现

　　在市场需求有望提振的背景下，光伏产业龙头公司再度豪掷重金，加码扩产。

　　今年2月份，通威股份抛出200亿元的高效电池扩产计划，打响了今年国内光伏产业扩产的“头枪”。随后，隆基股份、晶澳科技、协鑫集成等公司纷纷跟进，掀起了一轮扩产热潮。根据21世纪经济报道记者的不完全统计，截至4月中旬，8家A股光伏公司先后累计宣布投资708亿元，用于光伏硅棒、硅片、电池、组件等制造环节的产能新建。

　　时隔一个多月后，国内光伏行业再现重磅投资。

　　6月5日晚间，东方日升发布公告称，该公司与义乌经开区管委会签订了一份“15GW高效电池+15GW组件项目”框架协议。协议显示，此次扩产项目总投资约206亿元，分两期实施——一期建设5GW高效电池和5GW高效组件生产线，建设期限预计2年；二期建设10GW高效电池和10GW高效组件项目，并根据市场需求情况，在未来3-5年内逐步建成投产。

　　21世纪经济报道记者发现，虽然业内对于国内光伏产业产能过剩的担忧从未消失，但光伏企业特别是龙头公司，对于扩产的热情丝毫不减。尤其是在中游电池、组件端，成为头部企业争相扩产的重点环节之一。

　　今年4月，晶澳科技宣布拟定增不超过52亿元，用于高效电池、组件产能扩张等项目。同样在义乌，晶澳科技此前宣布了总投资102亿元的年产10GW高效电池和10GW高效组件及配套项目。而此次募资的三分之二金额都将用于一期项目的建设中。

　　最新的入局者是东方希望。6月10日，东方希望与三门峡市达成合作协议，拟投资100亿元在三门峡市渑池县投资10GW光伏组件项目。

　　值得注意的是，在近期，光伏玻璃环节也迎来一波扩产小高潮。

　　6月15日，福莱特披露定增预案，拟募资不超过20亿元，用于年产75万吨光伏组件盖板玻璃二期项目等。

　　同样加入光伏玻璃产能竞赛的还有南玻集团。根据南玻A最新公布的定增方案，该公司拟募集不超过40.28亿元，投资太阳能装备用轻质高透面板制造基地项目等。

　　兴业证券测算认为，2020年下半年，光伏玻璃实际新增产量相比2020上半年环比只增加5%左右，可能显著小于需求的增长，光伏玻璃价格有回升空间。

　　不过，前述分析人士向21世纪经济报道记者指出，扩产所带来的产能过剩风险依然不容忽视，光伏产业链价格下半年仍有降价空间。

国家能源局发布5月份户用光伏数据已经三天了，有个各类的分析文章，今天我们要讲讲最突出的省份山东。

根据国家能源局的数据，今年1-5月份，山东户用光伏装机发展迅猛，新增装机容量52.35万千瓦，占全国户用光伏项目总装机容量的41.57%，稳居全国第一；其中，仅5月份就新增25.44万千瓦，占全国新增户用光伏项目装机的42.65%，也在全国各省市区居首。

山东省占据半壁江山

从今年的形势来看，山东省相较全国对户用光伏最为热情，装机数据也能体现出来，山东省光伏占据了41.57%，稳居全国第一，可以说是半壁江山。

山东省能延续户用光伏全国第一，得益于天时地利人和。2020年国家光伏政策稳定，户用光伏项目单列指标管理，5亿元补贴指标和一个月“缓冲期”规则明确，每月15日国家能源局都按时通报各省市数据，给予了户用光伏从业者和业主明确的收益预期。

山东省地处华东北部，光照条件优越，地形开阔，太阳能资源丰富，加上山东省脱硫煤电价标准0.3949元/度较高，山东省户用光伏的投资收益率可达15%，高于其他各省市，吸引了众多老百姓主动投资者。

百花齐放的山东市场

山东的户用光伏收益可观，也吸引了众多的社会资本进入，与当地安装商结合，衍生了众多的户用光伏商业模式。山东光伏人称，只要你想装光伏，各种模式都有，山东市场出现了百花齐放的态势，火爆程度快要赶超2017年户用光伏最火热的一年。

百花齐放的户用光伏商业模式，也在不断让利，老百姓想要安装光伏电站，能享受更多的优惠了。今年的户用光伏火热异常，5亿元指标有限，“抢装”趋势愈加激烈，不管是安装商还是业主，都得抓住今年最佳机遇。错过最好收益的今年，就可能没有补贴了。

6月15日晚上8点之后，2020年光伏竞价项目的电价填报完成，一切将尘埃落定。初步统计，约31.82GW的光伏项目参加了此次竞价；预期将有20~22GW的项目进入补贴盘子，与2019年的规模基本相当。

　　一、约32GW参与竞价，以、地面电站为主

　　根据各省公开的信息，以及部分投资企业提供的信息，约32GW的光伏项目参加了此次竞价，其分布情况如图1、图2所示。

　　整体来看，

　　1）集中电站（＞6MW）占比高达89%

　　整体约32GW的规模大幅高于2019年竞价规模，但分布式的规模大幅低于2019年。

　　2）III类区占比高达71%

　　II类资源区由于大多数省的脱硫煤电价、光伏指导电价非常接近，补贴强度极低，竞价优势不大，很多直接做平价项目，所以参与的规模最少。III类区则由于指导电价高，参加竞价的项目多。

　　每个省的具体规模情况如图3、表1所示。

图3：各省参与2020年竞价的不同类型项目规模

表1：各省参与2020年竞价的不同类型项目规模

　　说明：浙江、安徽、江苏官方数据未公开，表中规模为投资企业反馈情况，可能有一定偏差。

　　二、央企唱主角

　　每个省都有一些地方性企业，在当地有明显优势，能拿到较大的规模。然而，从全国来看，2020年的竞价，将由央企唱主角！

　　根据之前文章统计的，各省项目的投资主体分布情况，整理出各企业在全国获得竞价项目的情况。由于企业数量众多，因此进行了删选。

　　1）不统计分布式项目的规模。

　　由于分布式项目补贴仅有5分，中标概率极低，因此暂不进行统计。其中，辽宁、河南、湖南三省均为工商业分布式项目，因此此次未对这3省的规模进行统计。

　　“全额上网”分布式项目中标几率跟地面电站相同，但由于规模较小，也暂不统计。

　　2）选择一些重点企业进行统计

　　重点企业应满足两个条件：

　　获得项目总规模在200MW以上；

　　在2个以上省份获得竞价项目；

　　3）由于浙江、安徽、江苏官方数据未公开，所以未进行统计

　　经过整理，符合上述特点的重点企业共18家，开发项目的总规模为16.6GW，约占地面电站总规模的60%。统计数据会有一些偏差，主要由两个因素导致：

　　1）由于浙江、安徽、江苏的未统计，所以规模不全；

　　2）一些由地方企业开发，但由重点企业做托底方的项目，无法很好识别。

　　统计结果如表2所示。

　　从表2可以看出，排名前10名仅有两家民营企业：阳光电源、隆基绿能。

　　国家电投、大唐集团成绩亮眼，竞价项目规模均超过2.5GW。

表2：重点企业的项目规模统计（单位：万kW）

　　三、4省用约70%的补贴

　　2019年，最终全国符合要求的22.78GW的竞价项目全部获得补贴资格，总补贴需求约17亿元。2020年的补贴额度只有10亿。其中，

　　1）青海项目总补贴占用约1.1291亿元完成省内竞价，中标电价低，确定能获得补贴资格。

　　2）贵州、河北无疑将是补贴额度占用最高的两个省，合计将超过4.5亿；

　　贵州参与竞价的地面电站总规模为5.68GW，按指导电价算的补贴强度为0.1385元/kWh；

　　河北参与竞价的地面电站总规模为3.69GW，均为三类资源区项目，按指导电价算的补贴强度为0.1256元/kWh。可见，贵州、河北都属于参与竞价规模特别大，补贴强度特别高的地区。经初步估算，贵州中标项目的补贴需求可能在2.5~3亿元；河北中标项目的补贴需求可能在2亿元左右。两省合计预期超过4.5亿元。

　　除了贵州、河北之外，陕西则是另外一个补贴需求大省。陕西有1.53GW的地面电站参与竞价，按指导电价算的补贴强度为0.1355元/kWh，预期中标项目补贴需求在1亿元左右。

　　3）4个省占用约7亿元的补贴

　　青海项目约1.1291亿元，贵州项目约2.5~3亿元，河北项目约2亿元，陕西项目约1亿元。

　　四、预期中标规模低于2019年

　　在之前的文章《光伏竞价，电价降多少合适？》中提到两种情形。情形1：相对乐观的情况下，不同资源区的申报电价如下表（单位：元/kWh）

　　情形1：相对乐观的情况下，不同资源区的申报电价如下表（单位：元/kWh）

　　情形2：最保守的情况下，不同资源区的申报电价如下表（单位：元/kWh）

　　初步了解，各企业申报电价的差异非常大。以III类资源区为例，

　　有企业报0.385元/kWh的电价，修正后就是0.235元/kWh，比最保守的情形2中价格还低；

　　有企业报0.49元/kWh的电价，直接就是指导电价，一分未降；

　　经过对各省报价情况初步了解，个人认为：情形1中的电价，应该确定可以进入补贴盘子，比这个电价高一点的，也可以进入盘子。

　　由于最高中标电价的修正电价将低于0.3元/kWh,因此：

　　1）自发自用分布式无机会，广东项目无机会。

　　2）有机会的项目规模不超过27GW，同时，由于部分项目由于申报电价过高被淘汰。

　　结合企业的申报电价情况，最终的中标规模，可能略微低于2019年的22.78GW。但应该在20GW以上。

光伏电站配置储能之风愈演愈烈。

内蒙古、山西、河南……越来越多的地方政府加入储能“俱乐部”，通过相关政策倾斜力推光伏等新能源电站加配储能。传导至企业，以国电投、华能、大唐为代表的央企已纷纷率先发力，开启光伏储能电站的招标建设工作。

2020年，处于风口浪尖的“光伏+储能”正加速落地。

一、政府力推

截至目前，内蒙古、山西、河南、新疆、西藏、山东、江苏、安徽合肥等8地政府相继发布政策，优先支持和要求光伏电站加配储能，以促进新能源消纳，并增强调峰、调频能力。

二、央企发力

政府力推之下，以中电建、国电投、华能、国网、国家能源集团、大唐、中核集团为代表的央企纷纷发力，加速光伏+储能项目的建设工作。自2020年以来，七大央企共16个光伏储能项目进入招标及建设阶段。

从上表不难发现，主要项目地位于内蒙古和山东。内蒙古政府在《2020年光伏发电项目竞争配置方案》中明确优先支持光伏+储能项目建设。而山东省早于2019年便发布《关于做好我省平价上网项目电网接入工作的通知》，鼓励较大规模的集中式光伏电站自主配备适当比例的储能设施，减少弃光风险。虽然两地政策均无强制性，然而在竞争配置规则及电网并网要求之下，内蒙古、山东两地的光伏储能项目范围扩大。

在2020年竞价项目申报中，内蒙古共上报4个光伏储能项目，山东上报的19个光伏项目皆配置储能。项目业主依然离不开央企，包括国电投、国家能源集团、华能、三峡新能源、大唐、中核等，以隆基、天合、阳光电源代表的光伏民企也纷纷加码光伏储能项目。

三、光伏储能电站的经济性

根据CNESA统计，截至2019年底，中国已投运的、与光伏配套建设的储能项目(含熔融盐储热项目)的累计装机规模为800.1MW，其中与集中式光伏电站配套建设的储能项目累计装机规模为625.1MW。2019年新增投运光储项目的装机规模为320.5MW，同比增长16.2%。

光伏储能电站项目的回收周期，以青海格尔木直流侧光伏电站储能项目为例，该光伏电站规模为180MW，储能系统规模为1.5MW/3.5MWh，采用铅炭电池和磷酸铁锂电池，通过日均充放电一次的策略进行弃光存储。项目于2018年1月投运，整体投资95万元。

该项目上网电价为1元/kWh，以250kW/500kWh铅炭储能系统为例进行测算，接入光伏电站，其所发电量可享受与光伏电站一样的上网电价，储能系统年充放电次数4000次，年增发电量约为150000kWh，年增发电量收益约15万元，项目投资回收期约6.96年。

再以新疆项目为例，根据《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时。

这为光伏储能电站提供了两种不同的运行模式：

1）在弃光较为严重的时期，光伏电站内储能选择储能为自用容量，存储于储能设备内的电量经过市场电量的方式放出，如果该电站享受0.9元/kWh的光伏补贴政策，即使市场合同电价为0元/kWh，储能每放出1度电，也可获得0.9元/kWh的收益。

2）弃光逐渐减少，甚至没有弃光的时期，光伏电站内储能选择储能为调峰可用容量，被电网调用后，可获得0.55元/kWh的充电补贴，放电(据相关消息)可按标杆上网电价0.25元/kWh结算。

假设按最低标准5MW/2h在光伏电站内配置储能系统，储能项目成本(采用磷酸铁锂电池储能系统)按1.8元/kWh计算，全年运行330天，每天进行一次充放电操作，以上两种模式下，简单计算储能系统的静态回收期如下表：

注：部分内容来自于中关村储能产业技术联盟、储能与电力市场。

6月1日，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发了《关于各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》。同时，浙江、四川、宁夏、甘肃和青海等5个国家清洁能源示范省(区)的最低非水电消纳责任权重适当提高，以更好地发挥引领示范作用。

此前5月18日，国家能源局召开2020年二季度网上新闻发布会，表示今年第一季度风光发电限发电量不纳入清洁能源消纳统计考核。近几年，国家发展改革委、国家能源局贯彻党中央、国务院决策部署，出台了一系列政策措施，推动我国新能源发展和消纳问题。但是随着装机量的不断增长，部分区域依然存在省内和省间等各种消纳问题，此外由于目前新能源补贴面临的不确定性，也加大了新能源参与市场化交易的压力。虽然我国已经成为最大的能源生产和消费国，但是目前的发展模式已经不适合未来的世界竞争，为此国家提出能源生产和消费革命。而新能源是我国能源转型的主要力量，未来还将持续快速发展。2020年是“十三五”及实现国家清洁能源消纳目标的收官之年，政府已经为此出台了多项措施助力新能源，而制约新能源发展的是政策方面吗?制约风电装机的发展不单是补贴政策和经济因素，而是消纳能力所致以风电的装机发展为例，风电作为我国新能源产业较早实现国产替代化和大规模发展的行业，其装机发展却并不是一直上升的趋势，而是经历了过山车般的跌宕起伏。如下图所示，我国的风电装机量在2008年—2010年呈现上升趋势，但是在2010—2012年却下降趋势，而此后在2012年—2015年以及2015年——2017年都是重复了这个趋势的变化。并且在2017年至今，风电装机量都是增长的形态。

如果结合装机量和弃风率可以发现，风电装机在弃风率减少时便会出现增长。究其原因，主要就是消纳问题。正是这样的区域性的消纳问题的出现，导致国家能源局就不得不暂停这一地区未来两年的新增建设活动，以纾解当地电力消纳瓶颈给存量项目造成的弃风损失。而这也反过来制约了新能源的发展。传统电力体系下，电网的建设和输电网络的发达程度直接决定了一个区域的新能源消纳能力。因为建设电网周期和消纳周期的错位导致了新能源的发展问题，而这些都并非是单纯由政策或者其他经济问题导致。从这个角度看制约新能源消纳主要问题是辅助服务的不完善。由于光伏、风电等新能源发电出力出力具有不确定性，导致其发电量和出力难以精准预测。电网的运行以安全、优质、经济为原则，由于新能源出力不稳定需要“借助”火电调峰备用，那么问题就来了——若辅助服务没有形成市场化机制，即无法做到“谁受用谁买单”，那么火电机组参与辅助服务，则从市场机会变成了市场责任，这样一来无法做到公平公正;二来不利于新能源机组分析项目真实竞争性;三来更不利于新能源机组参与电力现货市场，成熟现货市场的交易商品不止“电能量”，还包括调频、备用等。

而在中长期市场，证明消纳新能源的“绿证” 并没有如电能量一样，具有流通的市场能力，故新能源发电依然靠行政一刀切，无法准确预估项目前景——即电站消纳水平。

上述两类市场化机制的缺失，严重干扰了新能源的项目性经济性判断。

而矛盾的是，在电力现货市场，新能源发电很大程度上影响了日前和日内市场供需平衡比，是市场价格波动的巨大变量。所以新能源行业应站在更高的位置，呼吁尽快完善配套市场化机制，以能适应逐渐”断奶“的环境。建立全国统一电力市场是破解消纳问题的方式之一提升社会效率和保障能源稳定是市场发展的主流，将资源在全国范围内充分调配需要规范透明的统一市场，建设高效的电力市场，从而实现资源的优化配置。构建全国统一电力市场，对促进清洁能源消纳、降低全社会用电成本等意义重大。全国一盘棋，此举可以直接解决清洁能源消纳不充分的问题。构建全国的统一电力市场，不仅可以打破省间的壁垒，还可以在更大范围内统筹消纳清洁能源，促进其开发与利用。同时，构建全国统一电力市场，是实现市场配置资源效益最大化的途径之一。可以发挥市场在资源配置中的决定性作用，能够有效解决清洁能源与常规电源之间的关于补偿、和各个地区之间的利益平衡问题。增加有效供给、实现供需平衡，可以将市场中各个参与方的能动性发挥起来。此外在新能源平价参与市场交易中，如果进入到集中的市场中，会引发行业内的竞争，而新能源企业在激烈的竞争中也会更加重视其成本，这也意味着会产生更加合理的价格竞争和利润水平。