日前，国家发改委就2021年新能源上网电价政策征求意见。根据征求意见稿，2021年起新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴。

　　征求意见稿指出，2021年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成。其中，指导价统筹考虑2020年各地燃煤发电基准价和市场交易平均价分省确定。根据征求意见稿，最高指导价出现在广东省，为0.4529元/千瓦时；最低指导价出现在新疆，为0.2423元/千瓦时。

　　具体而言，对于保障性并网的新建项目，保障收购小时数（无保障收购小时数的按合理利用小时数）以内的发电量，上网电价由省级能源主管部门以国家确定的项目并网规模为基础，通过竞争性配置方式形成，不得超过当地指导价；保障收购小时数以外的发电量，直接参与市场交易形成上网电价。征求意见稿同时指出，新建项目合理利用小时数，按照《财政部、国家发改委、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>有关事项的补充通知》规定的项目全生命周期合理利用小时数折算至每年的利用小时数确定。

　　而对于保障性并网之外的新建项目，在通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，其保障收购小时数以内的发电量，上网电价按当年当地指导价执行，不参与竞争性配置；保障收购小时数以外的发电量，直接参与市场交易形成上网电价。

　　征求意见稿强调，户用光伏发电继续享有国家补贴。对于2021年纳入当年中央财政补贴规模的新建户用分布式光伏全发电量补贴标准为0.03元/千瓦时，2022年起新建户用分布式光伏项目中央财政不再补贴。

　　此外，征求意见稿对于国家新能源实证平台（基地）电站和首批太阳能热发电示范项目的上网电价也给出了明确规定。其中，国家能源局批复的国家新能源实证平台（基地）电站全发电量，上网电价按照电站投产年度当地燃煤发电基准价执行。国家能源局组织实施的首批太阳能热发电示范项目于2019年和2020年全容量并网的，上网电价按照1.10元/千瓦时执行；2021年全容量并网的，上网电价按照1.05元/千瓦时执行。2022年1月1日后并网的首批太阳能热发电示范项目中央财政不再补贴。

日前，国家发改委正在就2021年新能源上网电价政策征求意见。根据征求意见稿，2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目发电，中央财政不再补贴。但针对户用光伏电站，征求意见稿则明确，2021年，户用光伏电站仍将有0.03元/度的补贴，并且按照全发电量进行补贴，2022年起不再进行补贴。

　　中国光伏行业协会名誉理事长王勃华预测，2021年，全国新增光伏装机将在55-65GW，其中，分布式光伏装机有望达到20-23GW。在可再生能源实现平价上网的第一年，户用光伏频频迎来利好消息。在此背景下，户用光伏电站如何获得更加全面有效的收益保障？户用光伏保险正在成为行业关注的焦点。

　　多数业主尚无保险意识

　　“从去年11月到今年2月，我们共巡检了15000座户用光伏电站，涉及山东、山西、河南、河北、北京和天津6个省、市，只有36%的电站购买了商业保险。”河北因能科技股份有限公司技术服务总监崔胜波告诉记者，目前，在户用光伏领域，“很多老百姓根本意识不到要给自己家的电站上保险”。

　　“这几年，我们见了好几万名户用光伏业主，其实，从想要安装一套户用光伏系统到最终安装成功、实现发电的各个环节中，很多业主根本没有机会接触到保险，也因此缺乏这样的意识。但到电站出了问题，需要自己掏钱维护的时候，通常就来不及了。”在崔胜波看来，户用光伏保险与很多常规保险正在遭遇同样的困境，“没问题，就不想买保险，即便是价格再低，也不想花这部分钱。”

　　组件破损实为常见风险

　　那么，户用光伏到底会都会遭遇哪些风险呢？

　　“我们遇到最多的情况就是组件破裂。”崔胜波指出，由于很多户用光伏电站安装在农村，由于燃放烟花爆竹、猎捕飞禽等原因造成的光伏组件破损现象时有发生。此外，由于缺乏专业运维人员，在光伏组件的日常清洁中，由于操作不当，也极易造成人为损坏。“每维修更换一次，平均费用在1000-1500元左右。”不仅如此，崔胜波指出，“有些时候只是组件表面玻璃有破碎，业主为了省钱省事可能就不去处理，这其实存在很大的安全隐患。”

　　据记者了解，目前，我国主流组件厂商提供的出厂质保通常为12年左右，功率担保为25-30年不等，但这些保障均为产品质量保障，并不包含意外破损。

　　以常见的组件隐裂问题为例，有安装商透露，由于户用安装市场鱼龙混杂，老百姓缺乏专业知识，很多组件在安装之初就存在隐裂问题。“很多安装商不正规，工人不专业，组件还没等发电其实就已经隐裂了。对于隐裂问题，正规组件厂只能保障出厂产品是没问题的，如果由于运输和施工环节出现问题，组件厂是肯定不会提供免费售后保障的。普通业主又不懂，后续就非常容易出现问题。”

　　自然灾害等因素更受关注

　　崔胜波指出，随着户用光伏装机量的持续增长，近三年来，市场对于户用光伏保险的需求也同步提升。

　　“但即便是家庭业主有投保需求，市面上可供选择的保险产品也十分有限。”崔胜波表示，“在我们巡检的这些电站中，那些为电站购买了商业保险的业主，多数购买的都是家财险，即针对自然灾害造成损失的保险。但对于常规多发的风险，很多保险产品是不涉及的，更没有哪一种是专门针对户用光伏电站的保险。”

　　对于当前涉及光伏电站的主要保险，怡和立信保险经纪高级经理周小勇坦言，相关保险产品的确多是围绕自然灾害等对电站造成的损失。“因为一般发生自然灾害时，电站的损失都是比较大的，所以保险产品目前也主要是针对这类问题，而对于个别组件破损这类的小问题，保险公司做的比较少。”

　　针对户用光伏电站的各类其他风险，周小勇指出，保险公司一般也很少同单独的家庭客户签订保单。“我们最多是和一些专门做户用光伏的企业签订合同，一单针对的是几千个或者上万个的屋顶。”

　　崔胜波表示，目前，已有光伏企业和保险公司进行合作，专门针对户用光伏电站开发一些财产一切险、机损险等产品，基本可以涵盖户用电站的常见风险保障。“以20千瓦规模为例，通常保费在240元/年左右。”但目前也是由企业和保险公司签订保险合同，保险公司并未直接面对单一业主。对此，周小勇表示：“保险也是依照市场需求而动的，随着户用光伏装机量的增长，后续保险如何跟进也是值得保险行业关注的。”

近日，山东省发展和改革委员会、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室正式下发了《关于开展储能示范应用的实施意见》，首批示范项目规模约50万千瓦，政策暂定实施5年。

新增集中式风电、光伏发电项目，原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。

支持各类市场主体投资建设运营共享储能设施，鼓励风电、光伏发电项目优先租赁共享储能设施，租赁容量视同其配建储能容量。鼓励风电、光伏发电制氢，制氢装机运行容量视同配建储能容量。

此外文件还明确了示范项目参与调峰、调频辅助服务的相关条件和补偿标准。

原文如下：

近日，山东省新闻办举行新闻发布会，介绍了山东省电动汽车充电基础设施发展情况，发布会上，针对群众反映的一些小区存在电动汽车充电难等问题，省住房城乡建设厅二级巡视员王相夏介绍了住房城乡建设主管部门的应对措施。

王相夏介绍，去年，省发展改革委、省能源局会同省住房城乡建设厅印发了《关于加强和规范我省居民小区电动汽车充电基础设施建设的通知》，对居民小区电动汽车充电基础设施建设有关问题作出了进一步明确。

梳理优化物业服务企业的职责义务。对既有居民小区，参考房屋装饰装修有关程序，明确申请人在安装充电设施前告知物业服务企业，由物业服务企业向申请人出具登记证明并告知有关注意事项。物业服务企业要配合业主或其委托的建设单位提供图纸资料，协助现场勘查、施工，方便申请人申请安装充电桩。

进一步明确新建小区充电基础设施建设标准。将充电基础设施配建情况纳入整体工程验收范畴，要求新建居民小区停车位100%建设充电基础设施或预留建设安装条件，与主体建筑同步设计、施工、验收，从源头上解决当前既有小区面临的供电容量不足、改造施工困难等问题。

多渠道增加充电基础设施供给。针对一些居民小区因客观条件限制无法安装充电基础设施的问题，我们通过加快公共停车场充电基础设施改造，在大型公共建筑物停车场、社会公共停车场、公共文化娱乐场所停车场等建设中同步按标准配套充电桩设施，推动问题解决，方便电动汽车充电。

国网山东省电力公司副总经理董京营介绍，为加强电动汽车推广应用，更好的服务居民区充电桩报装，国网山东电力也出台了不少惠民举措：

积极做好用户充电桩报装接电服务。按照山东省居民小区充电基础设施建设管理流程要求，国网山东电力认真做好充电设施安装现场用电及施工可行性勘察。对于符合条件的小功率充电桩报装申请，3个工作日内完成装表接电。对居民小区公共充电站接电申请，提供“网上办、零证办、一链办”接电服务，保障用户的用电需求。

大力提升居民充电桩报装体验感。国网山东省电力公司会同电动汽车销售企业打造“购车-装表-装桩-接电”全流程服务模式，推出充电桩“一网通办”业务。依托“网上国网”与合作企业建立了有效的信息沟通机制，从电动汽车销售源头获取充电桩报装需求，报装信息线上传递，装表接电与充电桩安装服务同步施工、同步验收，为电动车用户提供“一键下单，无忧充电”服务。

积极探索“统建统营”建设模式。国网山东省电力公司联合物业服务企业，探索建立“统建统营”的新型居民区充电服务体系，对居民区充电设施进行统一设计、统一建设、统一运营，有效融合“多车一桩、临近车位共享”等模式，解决充电桩安装难、充电难等问题。

随着中国、欧盟、日、韩先后宣布碳中和目标，全球已有近30个国家和地区宣布在本世纪中叶实现零排放，绿色低碳发展基本形成全球共识。气候治理体系、绿色低碳市场成为全球关注焦点，全球脱碳大竞争时代正式开启，碳中和将引领全球经济社会转型，产业、能源、科技等领域都将发生翻天覆地的变革。当前，国家各地区及各行业都在积极研究应对，加快从技术、能源、数据、机制等方面做出调整变革，力争打造现代绿色低碳经济体系，支撑我国2060年前实现碳中和目标。

　　碳中和引领全球经济社会转型

　　“光储充”等新能源正当时

　　3月15日，中央财经委员会第九次会议召开，会议明确指出，要加快构建以新能源为主体的新型电力系统。回顾过去二十年，全球能源与电力市场结构发生根本性变革，以光伏风电为代表的可再生能源成为传统化石能源的新能源结构性替代者。电力系统也逐步从电厂输电网、配电网、终端用户间的单向传输模式，演变为发电端、输电端、终端用户端均可产生电力供应的新型电力系统。

　　过去二十年来，我国的光伏、风电以及新能源汽车产业发展都取得了巨大进步，产能规模和多项技术国际领先。过去十年里，光伏、新能源汽车动力电池成本下降了近90%。截至2020年底，我国风电、光伏发电的累计装机超过了4.6亿千瓦，新能源汽车保有量490万辆，全国的充电设施168万台，全部位居世界领先地位。

　　中国电子信息产业发展研究院副院长刘文强认为：“实现碳中和目标，必须建成一个以可再生能源为主体的‘近零排放’能源体系。”这将引发能源体系变革，可再生能源将成为主力电源，能源交通全面电动化转型，电网系统面临高比例可再生能源接入和大规模波动性负荷，电能消费终端占比将超过60%。

　　全球碳中和和能源低碳转型为我国光伏、储能、充电体系创造了巨大的发展空间。赛迪研究院预测，到2030年，我国风光发电装机将超过12亿千瓦，新增配备储能至少超过1.5亿千瓦。新能源汽车保有量将会突破8000万辆，预计需要新建设充电设施5000万台左右。

　　长远来看，光储充放一体化已成为全球公认的未来能源革命的战略方向。以“光储充”为代表的新能源生产消费体系日趋成熟，将在实现碳中和过程中发挥先导和中坚作用。

　　中国可再生能源学会副理事长李宝山认为，随着储能技术的快速发展及其经济性不断提高，加之可再生能源大比例地接入电网，对电网的安全性、电力系统的平衡性提出了新的要求，在这样的情景下，光伏+储能显示出了其特有的好处。

　　天合光能股份有限公司战略发展部副总经理曹宇飞认为，从企业层面，随着新能源汽车保有量的逐步增加，新能源汽车充电成为亟待解决的问题，而利用光伏和储能技术可以有效地解决光伏余电存储、削峰填谷，增加企业收益，提升企业形象，智慧光伏车库也将逐步成为新能源车充电基础设施发展的主流方向。

　　碳中和为我国光储充产业带来新机遇

　　刘文强认为，“十四五”时期，以“光储充”为代表的新能源产业将迎来重大的历史性机遇。我国光伏产业将继续引领全球发展，并仍将是我国极具竞争优势的产业。“十三五”期间，我国光伏累计装机预计达到240GW，相当于“十二五”时期的5.6倍，“十四五”时期，我国国内年均光伏新增装机规模有望达到90GW。

　　在刘文强看来，我国锂电储能产业具备显著的综合竞争优势。在新能源汽车快速发展带动下，我国成为全球锂电池的核心供应链，产业规模全球领先，全球锂电池前10企业中，我国占据半壁江山。同时，我国技术路线优势也非常明显，磷酸铁锂、三元锂电池技术并行，尤其是磷酸铁锂，安全性更好，更适合储能。此外，我国制造成本竞争优势非常突出，国内市场潜力巨大。

　　随着新能源汽车的生产消费扩大，电池能量密度提高，一、二线大城市与下沉市场对快速便捷的公共类充电装置需求将呈现爆发式增长，市场需求巨大，也为我国光储充产业发展带来新机遇。

　　当前，虽然我国在光伏、充电体系方面发展势头良好，但在储能方面还面临着诸多问题。发展储能是风光可再生能源晋升为主力电源的必经之路，是能源系统全面电气化转型的核心，是实现2060年碳中和目标不可或缺的支撑。对此，刘文强认为，应利用好我国产业、技术、资源、市场的综合优势，加强顶层设计，将其打造成一个全球战略性竞争优势产业。

　　对此，刘文强提出三点建议：一是将锂电储能上升到国家战略层面布局推进。进一步提升储能战略地位，尽快从国家战略层面制订锂电储能发展战略，把锂电储能作为能源转型、碳中和目标的核心支撑。二是加快建立安全质量标准和检测认证体系。充分吸取国外多座储能电站起火爆炸事故教训，聚焦安全性、可靠性、综合效率、寿命等关键因素，系统梳理和建立储能锂电池安全性、高可靠性质量标准，完善锂电储能系统和电站建设运维标准体系，建立与国际接轨互任的检测标准、平台和认证体系。三是尽快制订完善准入、价格、监管等具体政策。借鉴英美等电力市场化成功经验，完善储能相关市场价格机制，明确储能充分参与电力市场的可预期、可持续的准入、价格和监管等具体政策细则。

　　积极谋划 高邮打造光储充产业创新高地

　　光储充放一体化设施，不仅将是光伏+新业态智慧能源的重要场景，同时也是我国未来电力市场需求侧响应的重要手段。近年来，高邮市积极谋划开展光储充发展规划，凭借着在高性能电池和光伏领域的产业优势，聚焦“光储充”产业谋规划、谋项目、谋配套，为高质量发展培育新的增长极。

　　3月26日，在江苏·高邮光储充产业发展规划发布会上，《高邮开发区光储充产业发展规划》（2020-2025）正式发布。该规划介绍了高邮开发区光储充产业发展基础、产业定位与总体目标，并着重介绍了高邮开发区光储充产业发展的重点方向与总体布局、五大重点工程及政策措施。

　　依据规划，高邮市整合原有光伏产业园、电池工业园资源，在高邮经济开发区，规划建设10000亩的光储充产业园，合理配置园区空间和产业布局，将产业园区进行整体划分，形成光伏产业区约4000亩，储能产业区约2200亩，充电制造及氢燃料电池区约1500亩，发展预留用地约2300亩。同时还配备光储充产业创新展示中心、服务中心、研发中心、教育中心和高层次人才公寓等公共服务平台，在推动产业链条上下游协同互补的同时，全面保障项目落户空间和周边配套，满足区域产业综合性发展需求。目前，高邮光储充产业园已落户规模以上行业企业30家，园区累计培植光储充国家高新技术企业13家，聚集了美国IBM无钴新型GT锂电、G12大尺寸硅片电池、单晶N型TOPCon高效电池、磷酸铁锂电池等业内前沿技术。

　　2020年以来，高邮坚定贯彻落实“四个革命、一个合作”的能源发展思想，紧跟国家“节约、清洁、安全”的能源发展方向，紧盯“碳达峰、碳中和”的双碳目标，集聚全市资源、汇聚各方力量，打造光储充产业园区、建立了“五个一”推进机制，成功招引落户中节能、中环艾能、航天数联、新能易事特、赛得能源等一批引领性、标杆性项目。高邮开发区新签约光储充产业重大项目14个，其中，百亿项目2个，中国节能、航天控股、中船重工、中环艾能、宁德时代等3家央企、9家上市公司相继落户，计划总投资近500亿元。

　　近年来，国家部委不断出台政策力挺新能源发展，国内七大能源集团制定“十四五”新能源产业发展目标，《江苏省“产业强链”三年行动计划（2021-2023年）》将新能源列为50条重点产业链目录头版头条，以“光储充”为代表的新能源生产消费体系日趋成熟，一个万亿元级市场正在形成。高邮光储充产业园将乘势而上，力争在“十四五”期末，实现光储充产业规模超500亿元的发展目标，到2030年，将光储充产业打造成为千亿元级支柱产业，为我国“碳达峰、碳中和”目标的实现作出应有贡献。

国家发展改革委日前发布关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知，2021年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成。2021年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成。保障收购小时数以外的发电量，直接参与市场交易形成上网电价。

　　以下为原文

国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（征求意见稿）

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局，国家电网有限公司、南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：

　　围绕如期实现碳达峰、碳中和目标要求，为充分发挥价格信号引导作用，促进光伏发电、风电等新能源产业持续健康发展，经国家能源局，现就2021年光伏发电、风电等新能源上网电价形成机制有关事项通知如下：

　　一、2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目发电（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴。

　　二、2021年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成。

　　（一）指导价统筹考虑2020年各地燃煤发电基准价和市场交易平均价分省确定，具体水平见附件。

　　（二）新建项目保障收购小时数（无保障收购小时数的按合理利用小时数，下同）以内的发电量，上网电价由省级能源主管部门以国家确定的项目并网规模为基础，通过竞争性配置方式形成，不得超过当地指导价；保障收购小时数以外的发电量，直接参与市场交易形成上网电价。

　　（三）新建项目合理利用小时数，按照《财政部、国家发展改革委、国家能源局有关事项的补充通知》（财建【2020】426号）规定的项目全生命周期合理利用小时数折算至每年的利用小时数确定。

　　三、2021年，新建项目按照国家有关规定，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，其保障收购小时数以内的发电量，上网电价按当年当地指导价执行，不参与竞争性配置；保障收购小时数以外的发电量，直接参与市场交易形成上网电价。

　　四、国家能源局批复的国家新能源实证平台（基地）电站全发电量，上网电价按照电站投产年度当地燃煤发电基准价执行。

　　五、2021年纳入当年中央财政补贴规模的新建户用分布式光伏全发电量补贴标准为每千瓦时0.03元，2022年起新建户用分布式光伏项目中央财政不再补贴。

　　六、国家能源局组织实施的首批太阳能热发电示范项目于2019年和2020年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.10元执行；2021年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.05元执行。2022年1月1日后并网的首批太阳能热发电示范项目中央财政不再补贴。

　　七、鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、风电、太阳能热发电等新能源产业健康发展。

　　附件：2021年各省（区、市）新建光伏发电、风电项目指导价（单位：元/千瓦时）

为进一步扩大北方地区冬季清洁取暖支持范围，持续推进绿色发展，近日，财政部、住房和城乡建设部、生态环境部及国家能源局综合司联合印发《关于组织申报北方地区冬季清洁取暖项目的通知》，启动了北方地区除2017—2019年已纳入中央财政冬季清洁取暖试点之外城市的清洁取暖补贴申报。

　　太阳能取暖、既有建筑节能改造再次与“煤改气”“煤改电”，以及地热能、生物质能、工业余热、清洁燃煤集中供暖（满足超低排放标准）等并列被纳入支持范围。

　　结合当前我国建筑领域节能低碳发展的迫切需求，在业内解读看来，国家上述积极举措将再次为太阳能光热建筑一体化在北方地区的推广应用注入强劲动能。以此为契机，未来，以太阳能为中心的多能互补或成为绿色建筑的必由之路。

　　发展严重滞后预期

　　实际进度不及规划目标1/4

　　记者注意到，这并不是太阳能第一次出现在国家清洁取暖相关文件中。早在2017出台的《北方地区冬季清洁取暖规划（2017—2021年）》（下称《规划》）首次明确清洁取暖的概念和范围时，就已有关于支持太阳能取暖的相关表述。

　　《规划》鼓励积极推进太阳能与常规能源融合，采取集中式与分布式结合的方式进行建筑供暖，鼓励在条件适宜的中小城镇民用及公共建筑上推广太阳能供暖系统。进一步推动太阳能热水应用，支持农村和小城镇居民安装使用太阳能热水器，推动太阳能热水系统与建筑的统筹、规划设计和应用。

　　根据《规划》目标，到2021年，实现太阳能供暖面积目标5000万平方米。然而，中国农村能源行业协会太阳能热利用专业委员会发布的统计数据显示，尽管2020年我国新增太阳能供暖面积已突破1000平方米，达到1225平方米，但仍只相当于上述规划目标的不到四分之一。

　　记者实地调研中也发现，太阳能取暖实际工作推进一直只是中央倡导“雷声大”，地方落地“雨点小”；市场需求大，政策难给力。对此，一位不愿具名、从事北方清洁取暖示范城市咨询工作的人士告诉记者，其团队曾多次向一些地方政府呼吁试点太阳能取暖，但得到的回复均是“不在补贴范围内”，最终不了了之。

　　建筑碳达峰、碳中和

　　光伏、光热建筑一体化是必由之路

　　“太阳能与建筑相结合有着天然的优势。”中国建筑科学研究院低碳研究中心主任邓高峰告诉记者。

　　她具体分析，在空间上，我国建筑面积广阔，达到600多亿平方米，大量的屋顶和立面可以用于光伏发电和光热；在能量匹配上，光伏光热正可对应建筑电和热为主的用能方式，且和大工业用能相比，光伏光热基本可满足建筑的能源需求；在能源形式上，光伏的直流的形式也适用于建筑内电器、照明。

　　太阳能与建筑节能相结合的应用形式有两种，一种是BIPV（光伏建筑一体化）；一种是光热建筑一体化。

　　英利集团首席技术官、光伏材料与技术国家重点实验室主任宋登元介绍，BIPV产品并不是简单的光伏板，而是可以发电的新型绿色建材，这正与节能建筑在绿色建材方面的需求高度契合。

　　北京瓦得能科技有限公司董事长王欣荣告诉记者，光热建筑一体化是利用光热组件组成的屋面系统或墙面系统，通过吸收太阳能辐射热，用于生活热水供应以及冬季建筑供热，亦可成为我国既有建筑改造的重要方向。

　　从欧美发达国家的综合利用太阳能示范建筑实践看，太阳能建筑节能率可达到75%左右。“从整个行业发展态势看，内因和外因都非常支持在建筑领域与太阳能利用深入结合，在不远的将来，建筑与光伏、光热一体化是必由之路。”邓高峰指出。

　　在BIPV为例，记者梳理公开报道发展，目前已经有北京、浙江、广东等近20个省份发布政策支持分布式光伏发展。业内预计，作为建筑领域完成碳达峰、碳中和目标任务不可或缺的一环，以及绿色建筑主要技术路线之一，未来我国BIPV年均新增装机可达到36吉瓦左右，按照当前价格对应市场规模超2000亿元。

　　光伏光热+多能互补

　　让建筑成为“会挣钱的房子”

　　“目前太阳能热水器、光伏发电、生物质取暖等技术均已成熟，代表了可再生能源在建筑领域比较理想的应用模式，具有投资少、运行费用低、操作简便等优势。”德桥能源技术研发中心主任韩培学表示。

　　宋登元进一步指出，虽然BIPV价格高于传统玻璃幕墙，但由于产品发电功率可达30年以上，一方面可节约建筑自身用电成本；另一方面可持续产生发电收益，甚至在建筑全生命周期内成本为零或者负，成为“会挣钱的房子”。

　　有专家同时指出，光伏、光热应用到清洁取暖时，还可与其他热源设备耦合多能互补，以确保满足建筑全部用能需求。

　　在韩培学看来，“太阳能+”热泵是最为现实可行的建筑多能互补模式。“未来，‘太阳能+’工业余热、污水热源、空气源热泵等均可成为可复制可推广的清洁取暖路线。”

　　记者了解到，目前，不少地区已经开始对光伏和热泵供暖进行布局。

　　例如，山东省目前已相继建成一批“太阳能+”多能互补热利用供热采暖项目。例如山东省邹平市明集镇怡和家园社区采用了“太阳能+空气能+地热能”三热源互补联供，保证了居民室内温度持续达到25度左右，解决了全村230户居民取暖问题。

　　多位受访专家表示，希望国家尽快明确“太阳能+”建筑的发展方向，规范光伏、光热建筑一体化实施细则，并出台公正、科学的光伏、光热建筑一体化行业技术标与多能互补在低碳建筑应用的标准规范，使其走上可持续发展轨道，成为贡献“碳达峰、碳中和”的重要力量。

　　韩培学亦建议，开展零碳村镇阳光住宅示范项目，以此总结经验，推动“太阳能+建筑”规模应用，助力乡村振兴与美丽乡村建设。

“十四五”期间，我国可再生能源如何继续转型发展？多位人士在采访过程中表示，或从“单打独斗”到“综合发力”。

“集中式与分散式并举、陆上与海上并举、就地利用与跨省外送并举、单品种开发与多品种协同并举、单一场景与综合场景并举。特别是后两种，是此前发展过程中没有明确提出过的新要求。”在日前举办的2021光伏领袖大会上，水电水利规划设计总院副院长易跃春，把“十四五”可再生能源的发展思路归结为“五个并举”。“以前可再生能源的发展‘单打独斗’惯了，一般是光伏干光伏的，风电干风电的，面向‘十四五’，更需要多品种、多场景综合发力。”

多品种大基地呈开发趋势

易跃春认为，“纵观我国可再生能源发展的历史，多注重各类可再生能源自身如何高质量发展。但‘十四五’期间，我们需要关注水风光、风光火储、区域耦合供暖等多品种能源的协同发展。”

鉴于这样的发展思路，中国光伏行业协会名誉理事长王勃华指出，网源荷储一体化和多能互补的大型能源基地将成为未来电站开发的趋势。

盘点2021年前两个月，各大能源企业的多个战略合作中，“大基地”成为频频出现的关键词：

1月19日，华能集团东北分公司与辽宁省营口市政府签署战略合作协议，双方将围绕“风光储氢”一体化大型综合能源基地、海上风力发电基地等方面开展合作；

2月22日，国家能源集团与青海省政府签署战略合作协议，将致力于打造“水风光蓄储”一体化基地；

2月23日，长江三峡集团四川分公司与四川省攀枝花市政府签署战略合作协议，三峡集团四川分公司将在攀枝花市境内开发约500万千瓦风能、太阳能资源，双方将共同打造金沙江下游风光水互补清洁能源示范基地，推进攀枝花市清洁能源基地建设。

为何越来越多的能源企业开始趋向“大基地”的开发建设？王勃华指出，这是我国能源转型的加速驱动使然。“大基地能够迅速扩大企业清洁能源的资产规模，能有效提升发电质量和经济效益。既是扩大电力系统消纳空间的重要途径，由能够有效助力‘碳达峰’目标的提前实现。”

王勃华同时强调，大基地的开发主体主要以央企为主，民营企业竞争力稍显不足。同时，在地域布局上，虽然目前三北地区仍占据主导地位，但中部和西南地区的潜力正在被逐步激发。具体而言，易跃春指出，在西北等资源、土地优势明显的地域，可以通过基地化的方式推动风电、光伏的规模化发展，而在西南地区，则可以结合水电基地的条件能力，以水、风、光互补的方式推进综合开发。

多场景契合各方需求

能源品种不断丰富的同时，易跃春认为，还要着力扩大可再生能源的应用场景，促进可再生能源与农业、林业、生态环境、乡村振兴等行业的融合发展。

事实上，各领域主管部门的相关政策中已经开始透露出信号。

年初，工信部提出，将在2021年制定重点行业碳达峰行动方案和路线图，鼓励工业企业、园区建设绿色微电网，优先利用可再生能源，在各行业各地区建设绿色工厂和绿色工业园区。

住建部联合几部委发布的《关于加快新型建筑工业化发展的若干意见》则指出，要推动智能光伏应用示范，促进与建筑相结合的光伏发电系统应用。

交通运输部在《关于推动交通运输领域新型基础设施建设的指导意见》中明确，鼓励在服务区、边坡等公路沿线合理布局光伏发电设施，与市电等并网供电。

工信部、国家机关事务管理局、国家能源局发布的《关于加强绿色数据中心建设的指导意见》中也提出，鼓励在自有场所建设可再生能源发电等清洁能源利用系统。

对于融合发展，王勃华认为，这一方面是可再生能源产业扩大自身市场的需求。“另一方面，工业、建筑、交通，这三个领域的能耗基本占全社会总能耗的90%以上，这些行业本身的减碳压力也非常重，迫切希望和可再生能源实现融合。”

面临土地空间、系统安全等挑战

“多品种、多场景是宏观思路，但具体要怎么实施，如何因地制宜、优化发展？已有的农光互补、林光互补等模式如何放大？”易跃春建议，可再生能源行业需要结合过往经验进行总结和开拓。

易跃春认为，怎样和国土规划做好衔接，就是需要直面的重大挑战。王勃华对此深有同感：“在‘十三五’期间，光伏产业链上的每个环节，从制造、开发到运维，从技术成本到非技术成本，几乎每个领域的成本都有不同程度的降低。唯一提升的就是土地成本，目前比‘十三五’初期上涨了约1%。”

对此，易跃春建议，可再生能源在未来发展的过程中要结合生态治理、乡村振兴、城乡治理等方面，提升土地的利用价值,“这是当务之急。”

此外，易跃春强调，面向十四五，可再生能源要更加关注发展与安全之间的平衡。“可再生能源要想成为主力电源，就需要提供安全、稳定的电源支撑，保障整个电力系统安全、稳定地运行，需要提高电源侧灵活性和柔性，让以前的源随荷动变成源荷互动。其中，需要做很多探索。这些问题我们一直在提，但‘十四五’是要真正解决的时候了。”