去年新增1.2亿千瓦新能源装机量，引发了行业广泛关注，但是持续暴增的新能源装机却很可能面临消纳的困境。

这是因为“新基建”对电网建设的带动，并未扭转电网投资下滑的态势。

1月20日，国家能源局发布2020年全国电力工业统计数据。去年电网基本建设投资完成额为4699亿元，不仅没有增长，反而同比降低6.2%。

自2018年开始，电网投资已经连降两年。如果把2017和2018两年电网投资额度近似于持平看，那么电网投资自2016年到底顶峰后，其实一直处于下降状态。

与之形成鲜明对比的是，一方面电源投资从2019年开始彻底扭转了连续8年的下降态势，另一方面全社会用电量也在持续持续增长。

从电源角度看，2019年和2020年，我国电源投资分别是3139亿元和5244亿元，同比分别大幅增长12.6%和29.2%。

尤其是新能源投资增长态势更加明显。2020年，我国新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦，风光新增装机之和约为1.2亿千瓦。

从全社会用电量角度看，过去十年则持续保持增长。即便是疫情肆虐的2020年，全社会用电量依然实现3.1%的增速，达到创纪录的7.51万千瓦时。

按照研究机构的普遍预测，在2030年前碳达峰和2060年前碳中和愿景下，2030年前我国全社会用电量年均增速将超过4%。

在这一趋势指引下，安迅电力认为，当前的电网投资态势，显然无法支撑碳达峰和碳中和目标，更无法支撑未来新能源持续爆发的装机量。

电网投资持续下降，源于两方面原因。

一方面，从2018年开始，政府部门强制要求电网降电价。

自2018年，我国一般工商业电价已经连降三年。三年来，工商业电价分别降低10%、10%、5%。进入2021年，工商业电价仍在继续降价。在这种形势下，电网企业盈利能力持续下降，打击了电网投资信心。

另一方面，有关部门对于特高压等电网项目审批速度放缓。

2018年9月3日，国家能源局曾印发了《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》，提出将于2018年四季度到2019年年底前核准12条特高压线路。

这些项目原本都应该于2019年底前全部核准，但是时至今日，根据「能见」统计，仍然有几条线路未能核准，特高压核准速度明显低于预期。

按照这个趋势发展，如果没有电网投资的持续增长作为支撑，新能源发展将如浮泛无根，弃风弃光现象很可能会重演。

技术创新推动平价，2021光伏装机迎来高增长

光伏产业链上下游持续技术创新，推动国内外平价上网。十四五期间光伏装机量有望年均新增70-90GW，市场需求旺盛，迎来确定高增长机会。

硅料价格先抑后扬，一季度后供需偏紧，均价维持高位运行

硅料扩产周期较长，容配比扩大，硅料需求量增加。2021年一季度后硅料产能供需偏紧，全年均价有望维持在8.0-8.5万元/吨。

硅片扩产加剧竞争，大尺寸单晶硅片持续渗透

硅片大幅扩产，硅片竞争加剧，2021年单晶硅片毛利率可能下滑至20-25%合理区间。大尺寸单晶硅片持续渗透，逐步在客户端得到验证，2021年下半年将迎来放量增长。

PERC效率提升至23.5%，TOPCon电池迎来量产

2021年电池片环节主流PERC技术效率将从23%提升至23.5%。HJT技术由于生产效率、供应链配套、成本等原因暂时不具备竞争优势。市场将迎来TOPCon电池的量产，尤其是TOPCon+将逐步替代现有PERC产能，大尺寸电池片将迎来盈利改善机会。

受益大功率组件的推广，宽幅玻璃结构性短缺

辅材方面，由于大尺寸大功率组件逐步推广，宽幅玻璃将出现结构性短缺。宽幅玻璃尺寸较大，老旧产线无法配套，新建产线周期长，存在结构性短缺机会。双面双玻的快速渗透将带来POE材料需求的大幅增长。

高端装备迎来技术迭代，设备企业业绩高增长

从硅料、硅片到电池片、组件，整个产业链上下游积极扩产。受益扩产和收入确认，2021年高端装备企业业绩将持续高增长。捷佳伟创、迈为股份、帝尔激光等企业业绩持续快速增长。

光伏+储能才是未来，系统集成迎来大发展

光伏支架公司充分受益光伏电站的投建。光伏+储能可以提升新能源渗透率和消纳能力，更好的满足用户多样性需求，实现精准供能。随着光伏+储能模式的不断渗透，阳光电源等系统集成方案提供商迎来高增长发展期。

2020年是“十三五”收官之年，也是全省能源行业改革发展、全面开创、走在前列、创造辉煌的一年。一年来，我省能源工作紧紧围绕“发展绿色能源，助力动能转换”核心任务，聚焦“六稳”“六保”工作大局，主动担当、积极作为、创新思路、强化举措，狠抓“重点工作攻坚年”任务落实，能源结构调整成效明显，各项工作呈现新特色、新亮点、新实效，交出一份闪亮的新时代能源高质量发展“2020山东答卷”。　

能源结构调整持续优化

　　针对能源结构偏煤、偏重的实际，我省坚持把“发展绿色能源，助力动能转换”作为核心任务，大力发展可再生能源、核电、外电入鲁、天然气，为能源结构“降压减负”。全省新能源和可再生能源发电装机达到4791万千瓦，同比增长32.2%，占电力总装机的比重突破30%；全年新能源和可再生能源发电量824亿千瓦时，同比增长10.3%，占全社会用电量的11.9%；全年能源基础设施完成投资超过500亿元。

　　可再生能源规模持续壮大。坚持集散结合、海陆并举，因地制宜推进光伏、风电等可再生能源发展，华能平邑白彦风电场、滨州沾化通汇30万千瓦光伏发电项目建成投运，晴阳新能源滕州农光互补项目、华能德州丁庄水库水面漂浮式光伏电站、泰安抽蓄二期开工建设。全年新增可再生能源发电装机达到1167万千瓦，特别是光伏发电装机达到2272万千瓦，同比增长40.3%，居全国第一；生物质发电装机达到365万千瓦，同比增长24.6%，居全国第一。

　　核电规划建设稳步推进。海阳核电一期两台机组安全稳定运行并完成首个燃料循环，现已累计发电突破430亿千瓦时；荣成高温气冷堆示范工程全面进入调试阶段，“国和一号”示范工程建设有序推进，全省在运在建核电装机达到570万千瓦。

　　“外电入鲁”取得新突破。坚持高效利用存量、高质发展增量，相继与宁夏、吉林等送端省区签署购售电协议，山东至河北特高压交流环网工程并网送电，昭沂直流通道配套山能盛鲁电厂2×100万千瓦煤电机组实现双投，吉林白城、松原地区鲁固直流通道300万千瓦配套新能源项目全面启动规划建设，既有通道利用率稳步提高，接纳外电能力达到3500万千瓦，全年接纳省外电量达到1159亿千瓦时；“陇电入鲁”新通道获准纳入国家“十四五”规划，我省能源骨干企业主导的煤电一体化、可再生能源配套电源项目全面开展前期工作。

　　天然气基础设施加快完善。龙口南山、烟台港西港区LNG接收站开工建设，中石化山东（二期）稳步推进，中石化山东（三期）取得核准，龙口LNG接收站前期工作加快推进，在运在建LNG接收站规模达到1700万吨/年。青宁输气管道、董潍原油管道三期建成投运，山东天然气环网干线、中俄东线山东段相继开工建设，全省长输油气管道总里程达到1.26万公里。围绕补齐天然气调峰短板，加快储气设施建设，累计形成政府储气能力1.82亿立方米，提前完成政府3天储气能力建设任务。

能源安全保障坚强有力

　　紧紧围绕应对疫情保能源安全、冬季保暖保供等，全力抓好能源稳定可靠供应。

　　加强煤炭生产储备供应。2020年年初，统筹疫情防控和复工达产，组织大型煤矿恢复生产，全省具备条件的煤矿于2月初全部恢复生产。为保障迎峰度冬煤炭稳定供应，督促煤炭企业在确保安全的前提下，严格落实生产保供计划，供暖季全省煤炭产量稳定在3500万吨左右，全年煤炭产量稳定在1.1亿吨左右。

　　认真组织电力生产供应。编制电力电量平衡方案，下达优先发电量计划，精心组织省内电源生产，持续扩大省外来电规模，电力供需持续平稳。全年省内机组发电量5781亿千瓦时；接纳省外来电首次突破1100亿千瓦时，同比增长24.2%。

　　扎实做好天然气供应保障。积极对接三大油气公司，协调争取气源保障，共签订年度供气合同量203.2亿立方米，同比增长15.4%，其中，供暖季合同量96.4亿立方米，同比增长5.8%。截至2020年12月底，三大油气公司已累计供气212.6亿立方米，同比增长13.1%。

能源安全生产深入推进

　　秉承“管行业必须管安全”，着力抓好行业安全生产源头治理，有效防范化解重大风险。

　　强化煤矿安全生产。按照“降速、减量、保安全”原则，对41处冲击地压矿井逐矿论证，确定采掘工作面个数和推进速度，严格采深超千米冲击地压矿井“一矿两面三刀”，形成“一矿一策、一面一策”，并根据论证审查意见，核减冲击地压等矿井生产能力，切实降低开采强度。

　　强化油气管道保护。出台管道保护行政执法、审批、备案“三项制度”，印发首个省级石油天然气管道智能化发展意见，加快推进示范工程建设，国家管网东部原油储运、国家管网山东天然气管道公司已建成智能化管理平台，董东、日京管道建设同步部署管道保护视频监控智能设施，董潍管线高后果区全部实现无人机巡查，全省高后果区管道保护视频监控覆盖率达到30%以上。

　　强化电力运行保障。完善煤电机组智慧管理服务平台，严格电网运行调度管理，提高机组稳定运行水平。修订山东省大面积停电事件应急预案，组织开展应急演练，增强全网准确、快速处置应急事件能力。2020年夏季，山东电网最高负荷达9022万千瓦，较2019年增加611万千瓦，未发生拉闸限电、有序用电等情况。

能源科技创新活力澎湃

　　坚持创新是第一动力，大力发展能源新产业、新业态、新模式，加速布局能源新基建，提升创新驱动发展水平。

　　树立煤矿智能化“山东标杆”。围绕“减人、提效、保安全”，推动煤炭产业与大数据、云计算、5G等新一代信息技术深度融合，大力推进煤矿智能化发展，全省61处煤矿开展了智能化建设，建成智能化采掘工作面183个，占全国的三分之一，作业人员分别控制在16人、9人以内，东滩、鲍店等7处矿井入选国家首批智能化示范煤矿建设名单，各类煤矿全部实现井下人员精确定位。2020年9月份，全国煤矿智能化建设现场推进会在山东召开，对山东工作给予充分肯定，并在全国范围内推广“山东经验”。

　　开辟核能供暖“新型模式”。依托海阳核电一期工程，建成全国首个核能居民供暖项目，满足了周边近70万平方米居民清洁供暖需求，实现“居民采暖费用不增加、政府财政负担不增长、热力公司收益有增长、核电运行效率有提升”多赢。2020年11月25日，二期工程全面开工建设，计划2021年供暖季前建成投用，实现海阳城区450万平方米核能供热“全覆盖”，打造全国首个“零碳”核能供暖示范城市。

　　培育氢能产业“典型示范”。出台首个省级氢能产业系统性政府指导文件《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）》，充分发挥我省在资源禀赋、技术创新、产业基础和应用场景等方面的特色优势，在汽车、能源、港口、轨道交通、船舶等领域加快布局氢能示范应用，力争通过10年左右的努力，将我省打造成国际知名、国内领先的氢能产业发展高地。截至目前，全省已建成加氢站11座，示范运营燃料电池汽车320余辆，有效拉动投资超百亿元。

　　打造先进储能“样板工程”。探索“新能源+储能”一体化发展新模式，建成投用全国首个利用电网退运电池建设的独立储能电站，为我省乃至全国加强资源循环利用、探索储能建设新模式开辟了新的路径。

能源领域改革勇破藩篱

　　用好改革关键一招，加大落后产能淘汰力度，着力优化能源供给质量，增强能源发展的内生动力。

　　持续深化供给侧结构性改革。着力抓好煤炭、煤电去产能，关退落后煤矿，核减煤矿生产能力，全面完成“十三五”煤炭去产能目标任务；关停淘汰落后燃煤机组，完成国家下达任务的13倍。

　　深入推动“放管服”改革。大力实施“简化获得电力”专项行动，推动山东办电进入App时代，电力接入行政审批实现“一窗受理”“全程代办”，行政审批时长由1个月-3个月压缩为5天，10千伏用户平均接电时长压缩三分之一，全省实现信息共享和“一链办理”全覆盖，居民“零证办电”、企业“一证办电”。

　　推进电力体制改革。积极推进电力现货市场建设试点，开展整月连续结算试运行，成为全国首个按零售、现货和中长期完整市场体系开展长周期结算试运行的省份。全省已注册售电公司突破1000家，居全国第一；全年达成市场交易电量超1900亿千瓦时，居国内第二，释放改革政策红利超25亿元。

能源服务工作更加优质

　　围绕头号项目争取、民生工程推进、助力企业发展，持续加大能源领域服务保障力度。

　　加快采煤塌陷地综合治理。出台首部省级采煤塌陷地治理专项规划，坚持治理存量、严控增量，创新实施五大区域治理战略，建成济宁都市绿心、少康湖生态治理、章丘山大新校区产业治理等一批示范工程。全省累计治理塌陷地93.2万亩，稳沉治理率达到90.4%，历史遗留治理率达到88.2%，全面完成省政府确定的“双80%”目标任务。

　　大力推进充电基础设施建设。成立工作运营专班，建立联席会议制度，重点推动充电服务示范居民小区建设，明确既有小区充电桩建设报装流程，将新建小区充电桩建设标准列入土地招拍挂条件，加快信息公共服务平台推广应用。全省建成示范居民小区62个，累计建成充电基础设施6.8万个、高速公路服务区充电站166座。

　　助力企业纾难解困。针对企业项目融资难问题，积极沟通对接中国邮储银行山东分行、华夏银行济南分行等金融机构，授信能源企业336家，投放贷款超过1000亿元；通过世界银行支持鲁信集团、齐鲁交通集团等省级优质项目9个，投放外币4941万欧元，配套人民币4.67亿元；利用亚行贷款资金支持山能重装集团分布式光伏发电等项目1061万美元。

　　2021年是“十四五”开局之年，站在新的起点，我省能源工作将紧紧围绕省委、省政府决策部署，全面贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，统筹谋划好“十四五”能源发展，大力实施“四增两减一提升”工程，即聚焦可再生能源、核电、省外来电、天然气“四大板块”做加法，突出煤炭、煤电“两大行业”做减法，大力提升能源创新驱动水平，加大能源结构优化调整力度，加快能源高质量发展，为全省实现“走在前列、全面开创”目标提供坚强保障，以优异成绩庆祝建党100周年！

在1月19日举行的新闻发布会上，国家发改委政研室主任、新闻发言人袁达表示，国家发改委将抓紧研究出台相关政策措施，加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统,积极推动经济绿色低碳转型和可持续发展。

袁达表示，2020年中央经济工作会议明确将“做好碳达峰、碳中和工作”列为2021年八大重点任务之一，国家发改委将会同各地区各部门着力做好六方面工作。

一是大力调整能源结构。推进能源体系清洁低碳发展，稳步推进水电发展，安全发展核电，加快光伏和风电发展，加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，完善清洁能源消纳长效机制，推动低碳能源替代高碳能源、可再生能源替代化石能源。同时，推动能源数字化和智能化发展，加快提升能源产业链智能化水平。

二是加快推动产业结构转型。大力淘汰落后产能、化解过剩产能、优化存量产能，严格控制高耗能行业新增产能，推动钢铁、石化、化工等传统高耗能行业转型升级。积极发展战略性新兴产业，加快推动现代服务业、高新技术产业和先进制造业发展。

三是着力提升能源利用效率。完善能源消费双控制度，严格控制能耗强度，合理控制能源消费总量，建立健全用能预算等管理制度，推动能源资源高效配置、高效利用。继续深入推进工业、建筑、交通、公共机构等重点领域节能，着力提升新基建能效水平。

四是加速低碳技术研发推广。坚持以市场为导向，更大力度推进节能低碳技术研发推广应用，加快推进规模化储能、氢能、碳捕集利用与封存等技术发展，推动数字化信息化技术在节能、清洁能源领域的创新融合。

五是健全低碳发展体制机制。加快完善有利于绿色低碳发展的价格、财税、金融等经济政策，推动合同能源管理、污染第三方治理、环境托管等服务模式创新发展。

六是努力增加生态碳汇。加强森林资源培育，开展国土绿化行动，不断增加森林面积和蓄积量，加强生态保护修复，增强草原、绿地、湖泊、湿地等自然生态系统固碳能力。

日前，光伏等新能源已被写入多省区的“十四五”规划和2035年远景目标等相关建议稿中，并对绿色低碳发展、清洁能源转型进行重点强调，敲定了未来5-10年的新能源发展蓝图。截至目前，已有江苏省、西藏自治区、甘肃省、广东省、四川省、陕西省和河北省七个省份及自治区公布“十四五”光伏发展规划。其中，广东省、宁夏回族自治区、西藏自治区等地“十四五”期间的风电、光伏装机目标较“十三五”期间大幅提升，甘肃省酒泉市计划建成千亿级规模清洁能源产业链，陕西省着力构建万亿级能源化工产业集群。

自碳中和目标提出以来，各地政府在绿色发展和能源转型上的进度明显加快。中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华在“2020中国光伏行业年度大会”上预测，“十四五”期间我国国内年均新增光伏装机规模可达70GW，乐观预计可达90GW。

多省区明确光伏装机规模

通过对各省“十四五”规划相关内容的梳理，西藏自治区、甘肃省、陕西省等西北省区强调推动“水风光互补”等新能源发展。其中，西藏自治区指出，2025年建成国家清洁可再生能源利用示范区，到2025年光伏装机容量突破1000万千瓦，科学开发光伏、地热、风电、光热等新能源，加快推进“光伏+储能”研究和试点，大力推动“水风光互补”，推动清洁能源开发利用和电气化走在全国前列。

江苏省、四川省等地提出“十四五”期间建设一批“风光互补”、“渔光互补”等“光伏+”综合利用平价示范基地。其中，江苏省能源局在《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划（征求意见稿）》中明确提出，到2025年底，全省光伏发电装机达到2600万千瓦。其中，分布式与集中式光伏发电装机分别达到1200万千瓦和1400万千瓦，要因地制宜推动盐城、南通、连云港、宿迁、镇江、淮安、扬州、徐州等地建设一批“风光互补”、“渔光互补”以及农业设施相结合等不同方式和形态的“光伏+”综合利用平价示范基地和陆上风电平价示范基地。根据《意见稿》投资估算，到2025年，江苏省光伏发电新增约900万千瓦，新增投资约300亿元。

山西省则表示要加强重大项目的培育和产业链招商，整合提升硅片、电池片、组件等光伏制造产业链，完善专用设备、光伏玻璃、金刚线、银浆等配套体系，打造光伏制造全产业链生态体系，力争到2022年，光伏制造业营业收入达到130亿元。

此外，根据河北省发改委下发的《关于推进风电、光伏发电科学有序发展的实施方案(征求意见稿)》，河北省在建的、计划2021年底前并网的光伏项目规模就高达1294.3万千瓦，计划在“十四五”末完成的储备项目包含三类，其中光伏项目911.5万千瓦，可以预计河北省“十四五”期间光伏新增规模预计将超过2200万千瓦。

央企、民企加码发力光伏

从2020年国家能源局公布的光伏竞价、平价项目清单可以看出，大型电力央企已经开始在光伏装机上发力。其中，大唐、华能、华电、国能集团的竞价与平价项目总规模均超过100万千瓦，较此前的装机规模实现了成倍的增长。

华能集团党组书记、董事长舒印彪已在多个场合表示，“十四五”期间华能集团计划投产新能源装机8000万千瓦，确保到2025年低碳清洁能源装机占比达到50%以上。

国家电投党组书记、董事长钱智民提出，2025年实现电力装机2.2亿千瓦，其中清洁能源装机占比超过60%，照此推算“十四五”期间国家电投的新能源装机增量需超过5000万千瓦。

东北证券分析指出，五大电力集团“十四五”期间的新能源装机量有望突破3亿千瓦，对应的年均装机水平超过6000万千瓦。

民企方面，据中国证券报记者不完全统计，2020年以来，就有13家光伏上市公司宣布了逾40项扩产项目，总投资超过2000亿元，涵盖硅片、电池片、组件、玻璃、逆变器等多个环节。2020年12月30日以来，就有包括福莱特、亚玛顿、晶澳科技、协鑫集成等上市公司扎堆发布扩产计划。

王勃华表示，为如期完成碳中和目标，2021年-2025年我国光伏行业至少需完成3.5亿千瓦的装机目标。国家能源局新能源司副司长任育之也表示，从目前的发展情况看，“十四五”期间的新增光伏发电装机规模将远高于“十三五”期间。

新时代证券最新分析指出，基于国内“2030年碳达峰”、“2060年碳中和”的大背景下，“十四五”期间国内装机高速增长信号愈发明确。该机构预计，2021年国内装机达66GW，同比增长67.3%。

将氢能纳入“十四五”规划

值得一提的是，广东省、甘肃省、河北省、山东省、内蒙古自治区、陕西省等在“十四五”规划中除提出光伏装机规划外，还提出发展氢能等新能源。

其中，广东省发改委等六部门印发《广东省培育新能源战略性新兴产业集群行动计划（2021-2025年）》提出，到2025年，新能源发电装机规模约10250万千瓦（其中核电装机约1850万千瓦，气电装机约4200万千瓦，风电、光伏、生物质发电装机约4200万千瓦），天然气供应能力超过700亿立方米，制氢规模约8万吨，氢燃料电池约500万千瓦，储能规模约200万千瓦；全省新能源产业营业收入达到7300亿元，新能源产业增加值达到1800亿元。

针对第十四个五年规划和2035年远景目标，陕西省提出，推动能源化工产业清洁化高端化发展。调整优化煤电布局，积极发展风电、光电、生物质发电，加快陕北风光储氢多能融合示范基地建设。着力构建万亿级能源化工产业集群，打造世界一流的高端能源化工基地。

河北省关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标的建议提到，建设张家口国家可再生能源示范区、国家级氢能产业示范城市，构建综合能源体系，加快清洁能源设施建设，推进坚强智能安全电网建设。

甘肃省酒泉市委就制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标的建议中指出，加快建设风光水火核多能互补、源网氢储为一体的绿色能源体系，主攻千万千瓦级风电、光伏光热、电网升级、调峰电源、储能装置等八类工程，集中精力做大产业规模，做优发展质量。

国联证券分析认为，氢能的核心优势在于清洁高效，可储可运，应用场景丰富。当前面临环境和能源安全双重考验，碳中和目标的提出更是要求我国加快向清洁能源的转型。因此，氢能的发展将会成为我国能源转型的关键补充，预计到2050年，氢能年经济产值将超过10万亿元，其中燃料电池汽车年产量将达到520万辆，其产业链的上下游核心部件的国产化各细分领域龙头将最先受益。

部分省区市“十四五”新能源装机规划

江苏省 到2025年底，全省光伏发电装机达到2600万千瓦

西藏自治区 到2025年光伏装机容量突破1000万千瓦

广东省 到2025年，新能源发电装机规模约10250万千瓦

甘肃酒泉市 到2025年，力争新增电力装机2000万千瓦以上

四川省 四川“三州一市”光伏基地十四五规划总装机容量预计2000万千瓦

山西省 力争到2022年，光伏制造业营业收入达到130亿元

河北省 预计河北省十四五光伏新增规模预计将超过2200万千瓦 

开年伊始，西北地区多省传出新能源装机、出力、发电量创新高消息：1月8日甘肃新能源最高出力占总发电出力的50.64%、总用电负荷的85.01%；1月11日陕西新能源单日发电量首次突破1亿千瓦时；新疆电网电源装机已突破1亿千瓦，其中新能源发电装机3561万千瓦；至2020年年末青海电网清洁能源装机占比超九成，光伏发电超过水电成为第一大电源；作为我国首个新能源发电出力超过本地电网用电负荷的省份，宁夏新能源装机已超过2500万千瓦……

能源转型关乎高质量发展，新能源体量快速增大，在“碳达峰、碳中和”目标的驱动下，如何做到发展又快又稳？

规模增长，新能源发展再提速

新时代新阶段，要保障经济社会高质量发展，能源供应保障不仅要跟得上、能满足，而且要提品质、增效果。

根据国家能源局的数据，“十三五”期间，我国清洁能源在能源消费增量中占65%以上，绿色转型加快推进。而碳达峰、碳中和目标为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提出了明确时间表。

“为了2030年之前实现二氧化碳排放达峰，‘十四五’‘十五五’可再生能源发展力度要非常大。”国家气候变化专家委员会副主任何建坤在公开接受采访时表示，未来10年之内，每年风能和太阳能装机都需要新增1亿千瓦左右。

西北地区是我国新能源发电装机占比和发电量占比最高的区域。“塞上江南”宁夏预计到“十四五”末新能源装机将达4000万千瓦以上，占统调装机比例超过50%。“三江之源”青海，太阳能可开发量超过30亿千瓦，风能可开发量超过7500万千瓦，已于2020年建成两个千万千瓦级可再生能源基地。

新能源发展提速不只在西北地区。近期，内蒙古锡盟约700万千瓦风电全部并网。江西省累计新能源装机超过1300万千瓦，占全省电源装机比例超30%。山东烟台冬季风电大发，市民每用电10千瓦时，就有2千瓦时来自清洁风能。

目前，北京、天津、上海等29省（自治区、直辖市）已发布“十四五”规划和二〇三五年远景目标的建议，均涉及新能源利好消息。北京、河北、山东等都提到发展新能源，黑龙江、上海等省份也提出加速发展新能源汽车、节能环保产业等推动能源消费革命的措施，智慧能源系统、氢能等领域也备受关注。

在政策引导下蓬勃发展的新能源产业，已成为推动经济转型和高质量发展的一大抓手。

消纳考验，大电网基础作用凸显

大步快跑，要跑得稳、跑得久，新能源快速增长需平衡速度与质量，如何消纳仍是关键。

“‘十四五’期间我国将面临消纳和接入两个问题并存，要解决消纳问题，首先要加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，也就是新一代电力系统。”前不久，国家能源局法制和体制改革司司长朱明在《新时代的中国能源发展》白皮书新闻发布会上说。

加快跨省跨区电力通道的建设，能有效发挥大电网综合平衡的能力，促进新能源发电消纳。

当前，我国西北地区、西南地区为电力主要送端，华东地区、华中地区和华北东部地区为主要受端。国家电网有限公司已建成“十三交十二直”特高压输电通道，累计输电超过1.6万亿千瓦时，大电网大范围、高效率配置能源资源的基础作用充分发挥。

根据国网能源院的报告，我国资源富集区外送规模呈逐步扩大趋势，跨区输电通道容量仍有较大增长空间，2035年区域电网间互联容量将增长至约4亿千瓦，全国互联电网的重要性愈加凸显。

在以“风光火”电力打捆外送著称的新疆，750千伏主网贯通天山南北，保障了本地年均增长9.6%的用电需求；4条“疆电外送”通道源源不断将电力输送出疆，经由大电网送至全国20个省份。新疆已形成“内供四环网、外送四通道”的电网网架格局，并力争“十四五”末形成“内供七环网、外送六通道”网架新格局。

大电网让新能源发挥了更多作用。入冬以来，受经济快速恢复和寒潮等因素影响，用电负荷不断创新高。2020年11月，华中区域全社会用电量增速超过10%。甘肃的“风光火”发电打捆通过祁韶直流送出，直奔三湘大地。2020年12月后，这条直流输电大通道日均输送电量近1亿千瓦时，全力支援湖南及中东部地区电力供应。灵活机制，市场化改革持续深化

新能源积极拥抱市场、走入千家万户，离不开长效机制的支撑。从国家层面看，建立完善和落实可再生能源电力消纳的保障机制，将消纳责任上升为相关单位法定义务、纳入考核体系，推动绿色电力证书交易和碳市场建设，都将促进新能源消纳。

“中国能源行业需要在技术创新发展的同时创新商业模式，大力推动市场化改革。”北京大学能源研究院副院长杨雷在公开论坛上表示，未来高比例的变动性可再生能源不仅需要供应侧的调峰，而且需要整个系统更加具备灵活性，尤其是电力需求侧响应的灵活性。

利用市场化手段解决调峰问题是一种可行选择。目前，西北地区甘肃、宁夏、新疆、青海等省份调峰辅助服务市场、西北地区跨省调峰辅助服务市场均已运作，对于提高新能源利用率发挥了作用。

在宁夏，一场探索多赢的试点展开。在电网有需求时，用户侧通过无避峰连续生产的方式增大自身用电负荷，消化网内新能源发电空间。参与调峰的宁夏天净隆鼎碳化硅有限公司，在11～12时新能源大发时段连续生产。采用电费调峰补偿方式后，该企业中午生产1小时，就能获得补偿1.1万元。

2020年，国网宁夏电力有限公司通过3家自备电厂和7家工业客户调峰，增发新能源发电量3.3亿千瓦时，降低客户用电成本882万元，形成了新能源企业多发电、用电企业得补偿、电网调节能力有提升的模式。

“十四五”期间，新能源消纳将面临更多挑战。解决消纳难题非一朝一夕之功。在远期规划与政策引导下，加强新能源与灵活调节电源统筹规划，提升电网调度运行水平，持续推进技术创新，发挥市场配置作用……政府、能源企业、客户多方发力，才能推动新能源产业健康、平稳、可持续发展。

近年来，我国可再生能源发展迅猛。截至2019年底，全国可再生能源发电装机达7.94亿千瓦，年发电量达2.04万亿千瓦时。这两项指标近五年的平均增速分别为13.1%和11.2%。

据统计，2019年全国新能源弃电量约515亿千瓦时，相当于舍弃了超过1/2个三峡电站的发电量。新能源的快速增长，必将带来消纳问题的进一步恶化。为应对可再生能源弃风弃光问题，各省市纷纷出台了可再生能源配储能的政策举措，但该政策一直存在很大争议。

可再生能源到底要不要配储能？

既然可再生能源配储能政策落地成效并不理想，那到底还要不要配储能？动力何在？因为储能有价值，其最大的发展动力是可再生能源发展打破了原有的能源利用方式，即能源革命。能源革命的发生使得可再生能源从补充能源变为主体能源。

然而，如中科院热物理所副所长陈海生所说，可再生能源具有两个根本特征：（1）能量密度低；（2）具有间歇性、不稳定性、不可控。前者的解决方案即将其转换成能量密度高的能量载体，最常见的转换为电；后者可通过电力电子技术、风火打捆、需求响应等多种补救措施，但不能从根本上解决问题。

中国可再生能源学会储能专委会副主任李建林指出，由于资源禀赋和负荷不均衡，给电网送电带来压力，加上可再生能源的时空不匹配，因此亟需灵活可调节的电源。

常规火电虽然作为灵活电源可以调峰，但高峰负荷周期较短，导致火电利用率不足，根据计算火电利用小时数至少达到3200小时，才具备经济性。同时，火电具有爬坡不足的缺点，但储能调节很快。而风火打捆只能在一定容量上满足需求，而且随着可再生能源装机比例越来越高，火电装机相对变少，风火打捆不是长久之计。

杜祥琬院士曾表示，如果全国各地全部装上光伏，那么将有50%的电不用输送，以分布式能源方式利用。如德国每年的输电量都在下降，主要是因为其屋顶光伏装机规模很大。这意味着，未来的能源利用将变为集中式和分布式相结合模式。因此，储能就成为了最佳解决方案。

当前阶段可再生能源配储能经济性及效果如何？

从经济的角度讲，以目前的成本核算，可再生能源配储能并非是最佳手段。新能源配储能无疑增加了额外投资成本。公开资料显示，目前储能EPC中标单价比今年年初下降了23%。尽管如此，但按光伏项目装机规模20%、储能时间2小时计算，配套储能将导致企业初始投资成本提高8%-10%；对风电项目来讲，初始投资成本提高比例在15%-20%之间。

实际上，我国的弃风弃光大多属于“经济弃风弃光”，且主要集中在西北地区。

根据国家能源局数据，2019年中国弃风、弃光率实现双降，平均弃风率4%、弃光率2%。然而，新疆、甘肃、内蒙古三省区弃风率仍超5%，占全国弃风电量的81%。西北地区弃光电量占全国的87%。西藏、新疆、甘肃三省弃光率分别为24.1%、7.4%、4.0%，均大幅超过全国平均弃光率。因此，即使某些时段由于网络阻塞或者系统安全原因需要弃风弃光，也是极个别的情况。

从解决弃风弃光的效果角度讲，储能却未必能发挥很大作用。表面上新能源配储能是为了解决弃风弃光问题，但实际上配置10%-20%的储能真的可以解决弃风弃光问题吗？从实际运行效果来看，风电配储能也未必能很好解决弃风问题。

首先，小时级的电化学储能应对弃风的作用十分有限。其次在大风季或连续大风日，电化学储能在风电大出力之前几个小时已快速充满，对之后的弃电无能为力，且充进去的电在连续大风日期间没有机会放出，这就导致储能电站充放电次数大为降低。

强配储能将导致什么样的结果？

强配储能将首先给新能源企业带来成本压力。配储能增加的额外成本使光伏、风电开发商陷入进退两难的境地。尽管电化学储能成本已经逐年下降，但目前仍高达0.6-0.8元/kWh，远高于抽水蓄能电站0.21-0.25元/kWh的度电成本。

以近期安徽完成并网的华润电力濉溪孙疃风储一体化项目为例，该风电场规划装机总容量为50MW，配套建设10MW/10MWh储能系统，许继电气以单价2.154元/Wh的价格中标储能系统PC工程。如果按照储能建设费用200万元/MWh来计算的话，相当于单个风电项目单位千瓦投资增加400元左右。据领航智库测算，以2019年核准的四类资源区项目为例，工程造价每增加400元/千瓦，项目内部收益率（税后）将下降0.8%。这一经济测算结果对风电开发商而言是一项巨大的考验。

短期内该政策对储能有一定推动作用，但同时储能市场将出现劣币驱逐良币现象。新能源配储能是合理的，但强配并不合理。对于处于低谷的储能行业而言，可能是一个积极信号，短期内储能企业的订单将增加，对储能行业发展有一定的推动作用，但强配固定比例的储能并非是最优配置。

如有的省要求配10%、20%不等，为了享受优先并网，很多项目配套了储能，但对配储能后的质量却无硬性要求，倒逼发电企业为了配足储能容量，可能购买劣质低价的储能产品，从而导致储能行业出现劣币驱逐良币现象。

政策难以落地的症结到底在哪？

既然从经济性和效果来看并非最优，那我们有必要弄清楚导致弃风弃光的根本原因是什么？业内专家几乎一致认为弃风弃光问题的主要原因是当前电力市场体制机制没有理顺，没有按照效率原则来分配电力生产和消费权。国外的情况同样可以佐证该结论，欧洲、北美和中国的电力系统从规模上、技术能力上均在一个量级上，然而，欧洲和北美电网内非水可再生能源占全部电力消费的比例均高于我国。他们早已解决了弃风弃光问题，其完善的市场机制是两者间最主要的差异。很明显，储能解决不了市场机制问题。储能的商业应用反而依赖市场机制问题的解决。

没有盈利空间才是发电企业不愿配建储能的根本原因。事实上，储能是有效益的，只是没法计算。没有合理的投资回报逻辑，可再生能源配储能就无法顺利推行。主要体现在以下几个方面：

可再生能源配置储能可以多发电，但并没有给予储能合理的回报（即可再生配置储能的成本，通过可再生增发的电量抵消了一部分储能成本，相当于补偿给了可再生能源）；

电网侧配置储能可以削峰填谷，减少电网投资建设成本，但如何计算储能的贡献也没有说法。如电网每年尖峰时刻只有几十个小时或几百个小时，负荷率若为55%，用户低负荷运行会出现问题，通过储能调峰来缓解，但也没有给予储能合理回报；

用户侧储能，只有在峰谷价差达到0.7元/千瓦时以上才有可能盈利，但目前除北京、上海、江苏、广东、浙江、海南外，其他省份峰谷价差都达不到该水平。

如何突破？

储能的发展离不开市场，更离不开政策。为了能向前迈进一步，储能既要从现有体制机制约束条件下，通过商业模式创新、技术进步等手段，做到夹缝中求生存，又要等待储能价格机制、建立和完善储能标准、加快推进电力现货等政策出台，赋予其更多价值回报机制，寻求更大的突破。

一、现有体制机制下的解决方案

开展“储能+增值服务”等创新模式。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇认为，商业模式的创新是建立在解决供需匹配基础上的，而商业模式的核心在于建立客户的优质体验感上。因此，商业模式的创新出发点应基于优化用户体验上，譬如当前在“光储充”基础上，做增值服务。

以深圳一家民营企业为例，其与公交公司合作开展“光储充”项目，利用公交站的场地资源配置了几十台充电桩，主要服务对象为出租车和网约车，具备了相对稳定的运营频次和负荷需求，并通过深圳相对较高的峰谷价差获益。

在此基础上，增加了吃饭、健身、唱歌、跳舞等配套的娱乐设施，且价格极低，如充电期间健身仅需1元钱，通过这些增值服务吸引了众多出租车和网约车司机，从而保证了充电桩每天的充放电次数，据悉该模式完全具备盈利性。此外，据调研特斯拉正在谋划在上海临港工业园区做光储充项目，其可能叠加碳交易、无人驾驶、需求响应等增值服务，可能使其应用具备更大的盈利空间。

探索“共享储能模式”的复制改良推广。采用共享储能模式，可以有几种收益来源：基本的租赁使用费，还可以通过提供需求响应、调频、调峰费用、电动汽车充电、黑启动等服务获取相应收益。目前，共享储能模式在青海已有所应用。但共享储能的应用有两个前提条件：一是有储能需求；二是有价格机制。

长期看突破点主要在可再生能源技术和储能技术的进步。发电企业自身要发展可再生能源，为了能顺利并网送电，必须对其电的品质进行改良。这主要取决于风电、光伏自身的技术进步，如采取一些预测、无功补偿等手段。当然仅靠此还不够，储能技术成本的快速下降也是解决当前问题的重要途径。

储能成本在过去10年间，每年平均下降10%-15%。随着储能技术的进步，成本逐步下降。储能系统成本已经由最初的7-8元/Wh，降到后来的2元/Wh，再到现在的近1.5元/Wh；电池的循环寿命也不断延长，从最开始的1500次，再到3400次，再到现在的6500次。整个系统成本下降，使得造价成本、度电成本同步下降。目前，锂电池度电成本价格约为0.53元/KWh。当然这涉及到很多边界条件，如充放电深度、寿命周期等。多数专家认为当其成本下降至约0.35元/KWh时将具备经济性。届时可再生配储能也将更具可行性。

二、体制机制的突破

明确储能在市场中的地位。中国南方电网电力调度控制中心主管王皓怀认为，按照电力系统的运行模式，首先应明确储能的身份，是将储能核定为发电，还是用电，抑或是输电环节，目前尚无定论。这给核准带来了难题，备案时找谁，后续无法计量，也就无法结算。未来，在电力市场化改革过程中，应从允许储能系统运营商作为独立市场主体提供多元化服务入手，使其能够参与调峰、调频、黑启动等各类服务，使储能在为发电企业、电力用户提供服务的同时，还能够获得其他渠道收益，同时应秉持“谁受益、谁付费”的原则，将储能的成本疏导至用户端。

亟需完善储能价格机制。可再生能源配置储能应遵循一定的原则。由于各地新能源装机规模、电源投资水平以及调峰资源缺口不尽相同，因此可再生能源配置储能的合理比例，应该在充分对以上条件进行研究测算的前提下再给出数字。陈海生认为，配置储能应遵循一定的原则：一是要有利有效，配置储能是确有所需；二是有合理的价格机制。

建议根据可再生配置储能后的效果来定电价，即电能质量作为考核标准在电价中应予以体现，而不仅仅体现在容量上。若能完全响应调度，电价就高；反之，则低。若能满足调度指令给予其一定的奖励，不满足则给予相应惩罚。当前储能的经济性较差，主要是因为价格不明确。除了拉大峰谷价差外，储能的价格机制可按照容量电价、电量电价、辅助服务电价予以制定，且以对电能质量的影响作为电价的评估标准。在出台相应价格政策的同时，也要通过其实践情况进行调整和修正。

制定和完善储能标准。在规划中，标准是支持储能规模化发展的重要保障。如何构成整个并网的流程体系，身份确定了之后找谁，假设国家能源局审批，建设时找谁、并网时找谁，这些都需要明确。储能的标准体系涉及产品标准、集装箱标准、交付集装箱运营标准、规划设计标准、施工安装标准、并网调度标准（系统并网接口标准等）、运维标准、消防标准、回收标准。

目前，制约储能发展的致命因素除了成本外，就是安全。近期，出现了山西等部分省市储能电站着火现象，甚至５Ｇ基站配储能也出现了着火现象，这一安全隐患严重制约了储能的发展。储能虽然有安全标准，但只是常规的消防标准，并没有出台储能本身的安全标准。因此，当前亟需建立储能安全标准，如防火、消防安全、验收标准等。其中防火系统标准包括预警准确率、时间等，消防标准主要包括预警、灭火设备等标准等。

尽快建立完善电力现货市场。国外成熟的电力市场，新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等获得收入，新能源侧的储能发展条件优渥。从国际经验来看，英国电力市场比较成熟，独立储能电站既能参与政府的储能采购计划，还有峰谷价差等收益，有些电站的多重收益甚至能有十几种。

事实上，储能已经突围了好多次，先从分布式能源，到后来的发电侧。就今年的形势而言，主要在发电侧，但最终还是要靠电力现货市场取得突围。如英国去年调频市场放开后，储能装机增长了400%。现货市场如果成熟，储能的机会也将更多。现货市场会出现实时电价，当市场上需要10500KWh，但实际只能提供10000KWh时，储能就有商机。火电调度的灵活性介于储能和可再生能源之间。燃气调峰虽然比较灵活，但气价高且缺气，因此燃气调峰也不是最佳选择。从另外一个角度来看，天然气发电价格是煤电的6倍，100MW的燃气电站的工作范围是0-100MW，而储能的调节范围为-100-100MW。因此，在现货市场中，储能的优势将更加显著。

“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”，意味着今后较长时期，我国电力清洁化必须提速，以风电和光伏发电为主的新能源将迎来加速发展。

作为高比例可再生能源的关键支撑技术，储能在促进全球电力低碳转型进程中不可或缺，尤其在可再生能源占比越来越高的电力系统中，储能将发挥越来越重要的作用。

但是储能产业面临历史性机遇的同时，如何实现储能与新能源乃至电力系统的深度融合，不管在顶层设计、市场机制还是在具体产业层面的降本增效上，都面临不小的挑战。

一、国际储能发展情况

尽管受到新冠肺炎疫情影响，但全球储能产业仍保持高速增长势头。根据彭博新能源财经的预计，2020年全球储能市场规模将从2019年的3.3GW/6.5GWh增至4.6GW/9.4GWh，创下新的纪录。其中“可再生能源+储能”这一应用场景正在快速发展，市场份额预计由2019年的59%提升至71%。

在全球主要储能应用国家，“光伏+储能”几乎成为标配。投资商在大型地面电站加入储能，不仅可以对电网进行调峰调频，提高电网稳定性和电网线路利用率，还可以平滑光伏出力以减少对电网的冲击。

为促进新能源消纳、提升电力系统灵活性，英、美、德、日等国家通过立法给予储能相应的身份，可以根据其自身资源的技术特点，设计不同的报价参数充分考虑储能的技术与物理特性，让其参与电能量、容量、辅助服务等不同品种交易，多种手段鼓励储能参与电力市场。

二、我国储能产业面临的主要问题

随着我国经济转型、绿色能源快速发展和能源供给侧结构性改革不断深化，我国的储能发展需求正在日益扩张，储能产业的快速发展已经成为必然。

截至目前，我国风电、光伏装机均超过2.3亿千瓦，安徽、湖南、青海等多地均在探索储能等灵活调节资源促进新能源消纳的新机制，已有17个省份出台了新能源配套储能及新能源场站一次调频的相关政策。但是，盈利模式缺乏、成本高、标准不完善、系统集成不专业的问题较为突出。

一是政策缺少长效机制，收益存在很大不确定性。与国外相比，我国的现货市场仍然以发电侧单边交易为主，价格信号无法传导到用户侧形成有效激励引导，从而造成商业模式无法形成闭环。

目前“可再生能源+储能”成本主要由新能源开发商来支付，获得收益存在局限性。按照“谁受益、谁付费”原则，新能源企业并不是唯一的受益主体，权责并不对等，储能低价恶性竞争激烈。

虽然各地出台了一些辅助服务政策，但交易品种单一，难以覆盖储能投资成本。有些地方政策没有长效机制，甚至“朝令夕改”，储能投资面临较大的风险，不利于行业长远发展。

二是技术和非技术成本高，储能电站成本居高不下。2020年储能的度电次成本在0.5元左右，按照目前的储能系统度电成本，距离规模应用的目标度电次成本0.3~0.4元还有不小差距。一方面由于储能尚未实现规模化应用，储能的技术成本较高；另一方面，国内储能电站开发、土地、接入、并网验收、融资等无形拉高了储能投资成本，非技术成本已经成为制约行业发展的主要因素之一。

三是标准体系尚未形成，影响行业快速健康发展。储能标准涉及设计、运输、安装、验收、投运、运维、灾后处理、电池回收等多个环节，储能系统标准体系不完善，无法保证储能产品质量与安全，直接影响储能产业健康、快速发展。

目前系统集成设计、EMS、BMS、日常管理技术等储能相关标准全部处于空缺状态，储能系统并网验收标准也不够完善。部分地区要求光伏强制配备储能，但电网公司并没有明确储能如何参与调度，以及调度的频次，充放电次数、放电深度多少算合格，标准的缺位造成了当前储能系统门槛不一的局面。

四是系统集成设计参差不齐。储能集成系统是一个多学科、多领域的技术领域，包括了系统控制、电气安全、直流侧管理、设备优化匹配、电池健康及安全联动保护管理等，无论哪个部分出现短板，都会影响整个系统，储能系统如何做到高安全、低成本、智能化和模块化，是目前储能产业亟待解决的问题。

目前行业存在以动力电池代替储能电池、非专业集成，堆砌化的“系统拼凑”、非一体化设计、未全面测试验证等行业乱象，不仅造成系统效率低下，还会暗藏安全隐患。

三、相关产业发展建议“碳达峰”和“碳中和”的目标下，要实现净零碳排放，能源供应基本上要通过电力替代来实现，以风电、光伏为主的可再生能源电力为增量主体。储能的规模化发展有利于推动可再生能源大规模的应用，更有利于推进我国在全球新一轮能源技术革命和产业变革中抢占先机。但只有技术支持并不足以支撑可再生能源产业发展，市场政策支持也很重要。从长远来看，我国发展储能的技术路线、商业模式以及发展路径跟欧美国家不一样，其中最大问题在于电力体制改革推进的进程和速度并不确定。因此，需要从顶层设计上统筹储能产业的发展，建设更为健全的运行机制与电力市场机制，通过政策调整打通储能多重应用，加速储能商业化进程。一是加快建立储能技术及应用标准体系。制定发布储能系统级的设计、安装、并网性能评价标准，建议参考UL9540、NPFA855、VDE2510、IEC62933等相关标准；完善储能电站的并网规范标准要求，统一“新能源+储能”的电站设计要求；尽快完善储能电站的调度规范标准要求，为储能接入电网，更好地支撑电网系统打下基础。

在储能电站并网验收方面，对于储能系统并网验收建议综合考虑储能系统特性，建议参考南方电网验收标准建立严格的验收测试规范并严格执行；在储能系统并网验收中，建议明确储能系统中关键参数以及验收集体实施标准和方法；加强储能系统的可调度性能测试，确保储能系统更好地支撑电网运行的稳定性。二是推动1500V等高效技术大规模应用。目前光伏电站采用1500V系统电压较为普遍，但国内储能系统多采用1000V电压等级，技术先进性有待提升。目前德国等海外市场大规模应用1500V储能解决方案，占比超过80%，技术已非常成熟。储能系统提升至1500V电压后，能量密度、功率密度可提升35%以上，系统成本降低5%以上，系统效率提高0.3%以上，降本增效效果十分明显。

三是建立完善储能价值评价体系。应努力为储能产业构建一个公平的政策环境，通过完善的市场机制体现储能的多重价值。要基于储能受益对象识别方法，研究发电、电网、用户等多元受益主体间的价值分摊技术，并提出适合不同储能应用场景的储能价值评估方法，为储能价值量化评估提供新思路。

四是制定储能电价政策。逐步建立终端峰谷电价动态调整机制，在有条件的地区加快探索储能容量电费机制，试点储能容量市场。在此基础上，可以重点培育“第三方独立辅助服务提供者”市场角色；探索、试点辅助服务参与方从发电侧延伸至用户侧的新机制。

五是明确独立储能设施并网、接入方式，允许其作为独立市场主体开展运营。当前储能系统主要运营方式是与发电机组联合，从系统整体看作为发电企业的一部分，利用调频、调峰等功能获益。相比国外，我国当前储能系统缺乏作为独立市场主体运营实践，限制了储能技术的灵活应用，不利于从全系统角度优化配置和调用储能。建议不同容量的独立储能站，可接入不同电压等级，希望得到公平调度和公平报价。

六是建议各省区政策保持稳定性和可持续性。一些省份电力辅助服务政策频繁调整，给整个产业的投资带来了较大的风险。在储能技术还尚未充分验证和迭代的情况下，企业和市场的关注点被迫过早地转移至政策风险上，频繁的政策变动让投资者都在追求“快进快出”，不利于行业的长远发展。

尺寸升级走向分化、产能过剩导致产业链价格下跌是单晶PERC技术2021年最主要的两大问题。在当前时间点上，这两大趋势已经形成，但仍然有待充分演绎。在演绎的过程中，最大的变数在于龙头企业的定价策略和对182/210阵营的态度。我们的这篇文章，旨在运用博弈分析、经济学分析的两大方法讨论出产业链格局可能的变化方向，从而给我们的产业客户和金融客户一个关于2021年产业链价格、利润分布的基本图景。

待龙头企业作出行动、产业链趋势进一步明朗时，我们还会在第一时间撰写文章进一步提示我们的客户。敬请期待。

一、166电池片尺寸升级182及210在即

2021年开局，PERC技术166电池片价格开始“跳水”，价格区间放大至0.85-0.95元/W。虽然通威、爱旭的对外报价仍然维持在高位，但其他一、二线企业的电池片成交价已经快速跌至0.90元/W以下的水平。而与此同时，182、210电池片的价格仍然较为坚挺的维持在0.93-0.97元/W的区间内。

上一次出现不同规格尺寸电池片价格的分化是在2020年8月末、9月初，当时158电池片和166电池片的价差从0迅速扩大至0.06元/W，不到一个月后市场完成了电池片出货尺寸由158向166的切换——后者的出货份额超过了50%。

鉴于2020年11月以来182阵营和210阵营主流企业在电池片尺寸升级上的准备工作、近期我们调研的各阵营企业用182/210替代166产品的速度，以及在电池片价格上的信号，我们不难得到以下结论：2021年春节过后，电池片尺寸规格的再次升级（从166升级至182/210）将越过50%的份额分界线。

二、电池片尺寸升级的“奥秘”

电池片尺寸为什么要升级？这一问题要追溯到2019年。

在2019年的SNEC展上，隆基推出了M6硅片和高功率组件。当时，从2018年5·31中走出来的隆基已经清醒的意识到，只是在硅片一个环节大规模布局是不够的，必须在电池、组件两大环节加大全产业链布局方可实现利润的持续增长并保证龙头地位的稳固。而隆基当时最佳的做法便是通过硅片、电池、组件三个环节的联动技术升级实现“弯道超车”（隆基在2018年中启动了银川5GW的电池片扩产），但当时各项降本幅度在0.1元/W以上的“大级别技术进步”（比如HJT技术）均未成熟且对隆基而言较为不可控，故而隆基选择了从“硅片、电池片、组件尺寸”这一降本幅度不足0.05元/W但可控性极强（隆基掌握硅片话语权）的“小级别技术进步”上入手。随后，中环于2019年8月进一步跟进了隆基的“大尺寸化”战略，但其从自身半导体硅片的优势入手，推出了210硅片。

隆基和中环所提出的大尺寸建议，一开始电池片企业是不愿意接受的。原因是：电池片企业要额外出资改造设备（甚至是更换设备），而大尺寸化的降本效果并不显著；特别是210，其技术在当时还非常不成熟，良率水平较低。但在2019年年中，电池片环节出现了单晶PERC技术上的首次产能过剩，单晶PERC产能从19Q2的119GW大幅增长至19Q3的150GW，超过了全市场需求。由此，电池片价格在硅片价格不变的前提下从1.22元/W下跌至0.96元/W，出现了严重的“杀利润”。于是，各大龙头电池片企业意识到：通过尺寸升级，虽然在光伏组件或系统成本侧的降本幅度很小，但却可以拉开与二三线电池片企业之间的产品差距，在大尺寸产品上实现短暂的“供不应求”，最终同时获得“市场份额提升+利润维持”两方面的好处。

在上述背景下，由隆基、中环等硅片企业发起的基于尺寸升级的“小级别技术进步”获得了电池组件企业的认可，由此尺寸规格之争也同时拉开了历史的大幕。

三、尺寸规格阵营的分化

在大硅片、大电池片的尺寸究竟是多大的问题上，产业内是存在分歧的。

隆基在2019年中提出了166，且当时认为166是最优的；而中环则一开始就提出了210。而到了2020年上半年，则关于18X的讨论开始增多——硅片、电池片企业经过技术探索发现，单晶拉棒炉、管式PECVD等设备经过改造后最大可以满足18X的尺寸。基于原有设备，最优的尺寸规格并非是166，而是182。

于是，最终在2020年6月出现了182的尺寸标准以及M10阵营。M10阵营中的企业包括：隆基、晶科、晶澳、阿特斯、润阳、潞安、中宇。其中，M10阵营中领头的企业均具有较大规模的存量硅片产能。这可以说是M10阵营企业选择182尺寸的最重要原因——避免存量资产的大幅减值。

而在210的阵营中，最早加入的是中环、天合、东方日升，天合和东方日升在硅片上几乎没有任何历史包袱，自然愿意通过存量硅片厂商所不能实现的尺寸来贯彻全行业的“大尺寸”战略。而随着时间的推移，通威、爱旭等专业电池片企业也逐步加入此阵营。通威、爱旭加入210阵营的动机在于：隆基在电池片上的大规模扩产将彻底颠覆通威、爱旭在电池片上的地位，因此与其加入隆基的182阵营而受制于隆基的硅片话语权，不如对颠覆者进行“反颠覆”。于是在2020年7月，210阵营先以“600W+”联盟的形式出现（“600W+”与210阵营还不完全是一个概念），最终在2020年11月以《关于推进光伏行业210mm硅片及组件尺寸标准化的联合倡议》明确了其主要成员：天合、东方日升、阿特斯、环晟、通威、润阳、中环、上机数控。

有一点是需要说明的，182阵营和210阵营存在一个明显的差异：182阵营中主要参与方（隆基、晶科、晶澳）均是一体化的，210阵营中则为非一体化的，甚至在硅片、电池每一个环节都有专业化大公司的身影。这会导致210阵营内部各环节的产品价格更“市场化”，而182阵营内部的中间环节（硅片、电池片）价格存在被“扭曲”的可能性。

四、182和210的性价比之争及三大竞争策略

在182和210的性价比问题上，实际上并没有什么根本性的差异。根据SOLARZOOM新能源智库测算，在产品价格适当溢价、良率相近、不计算不合理的BOS环节冗余利用的前提下，210组件相比182组件的超额利润也就是在1-2分/W左右的水平。

而182和210两大阵营为了打败对方阵营，主要采取了三大竞争策略：（1）大规模扩产，（2）舆论战，（3）提升技术水平。

首先，大规模扩产战略是最直接的竞争手段。通过大规模扩产，一方面可以“以实力论英雄”，另一方面还可以通过规模化实现全产业链辅材辅料的降本。当182和210双方都大规模实施这一战略时，问题出现了：光伏全产业链的硅片、电池、组件规模在2020年末就超过了200GW（电池片、组件环节更是超过了280GW），由此加剧了全产业链的产能过剩，即所谓的“内卷化”。

其次，舆论战是通过金融市场、媒体作为其助手来完成的。支持182阵营的各种媒体文章、券商报告认为：210存在着诸多问题，182相比210存在着3-4分钱/W的优势；而支持210阵营的各种媒体文章、券商报告认为：210相比182可实现6-7分钱/W的优势。可以说，两大阵营双方都将自己阵营产品的优势扩大、劣势缩小，最终以获得资本更多的支持、客户更多的认可、供应链更多的配合。

提升技术水平体现在提高效率、提高良率、降低成本等多方面。对于182阵营而言，由于尺寸增加的幅度较少，技术问题较容易克服，也率先实现了超过98%的良率。而在2020年11月前，210电池的良率仍然低于95%，直到最近，210阵营优秀企业的良率才突破97%，组件上的一些技术问题也在被解决。由此，在2021年年初这一时间点上，综合考虑销售溢价因素、良率及其他成本影响因素，182和210的性价比水平基本相近，可以说是不分胜负。注意：210阵营技术水平的突破实际上是一个很重要的因素，这使得210阵营的电池组件企业将在没有成本劣势的情况下放手去攻占市场，与182阵营抗争。

在上述三大竞争手段下，182和210阵营在2021年的春节后即将形成正面冲突：据182阵营龙头企业反馈，当前时点上其出货中182:166已经达到3:7的比例；210阵营龙头企业天合在1月8日公告了4GW的210产品销售大单，而某210硅片龙头的出货中据了解其210占比已经超过了30%。

五、中游各环节阵营间价格博弈分析

在2021年1月13日这个时点上，光伏制造业中游各环节的复杂价格博弈其实已经开始了。第一个、第二个价格变动的环节是组件和电池片。根据SOLARZOOM新能源智库的产品价格，12月30日组件成交价从1.70元/W下调至1.68元/W，电池片价格在12月30日下跌1分/W后1月6日又降了1分/W。

而昨天刚刚在媒体上披露的中核1.3GW组件招标的投标结果显示，当前组件企业对2021年组件价格的预期为：单面182/210产品10%投标价格分位数上半年为1.56-1.65元/W，下半年为1.50-1.52元/W。全年组件价格呈下跌趋势。

而不同于2020年的是，2021年产业链价格博弈体现出了更强的“阵营”的色彩——从166升级上来的182硅片、电池产能是不能升级至210的，而210向下兼容182的硅片、电池产能如果生产182的话是不太经济的。这使得光伏产业链在单晶内部第一次出现了“平行宇宙”（此前是单多晶阵营的竞争）。我们在上文分析到，由于182阵营主要企业是一体化的，而210阵营主要企业是专业化的，故而210阵营的“价格发现能力”更强——硅片、电池产品价格更加市场化。

因此，当组件环节价格因为267GW的供求显著超过需求而开始下降时，产业链价格的向上传导在210阵营内部将是较为顺畅的，由于市场化程度很高，210组件、电池片、硅片会分别降价。但在182阵营内，晶科和晶澳在硅片、电池、组件三大环节产能较为整齐，没有中间报价；而隆基却有硅片报价，又是行业的定价中心。因此，主要需要讨论隆基的定价策略。隆基虽说是182阵营，但不是说没有210产品，隆基2020年新上的产能大多也是210向下兼容182的，无非是看市场的需求选择到底生产什么。隆基在硅片的定价策略上，将有以下几方面的考量：a）182和210硅片价格降不降、同步降还是不同幅度降，b）相比竞争对手，是主动降还是被动降。

首先，分析隆基182硅片的定价策略。对于182阵营除晶科、晶澳以外的中小电池组件企业而言，是没有议价能力的。由于182的硅片对外供给隆基仍然是占绝对的优势，故而隆基如果不降182硅片价格，210阵营硅片企业所生产的少量182硅片是大概率会采取跟随策略的。在182硅片上，较大的概率是：隆基仍然会尽可能延迟182硅片的降价。这对于182阵营的中小电池组件企业而言，就会非常难过，其利润将被率先挤压。

而在210硅片上，隆基的定价策略可能存在巨大的“漂移空间”。隆基既可以选择像182硅片一样不降价或尽可能拖延降价，但也可以选择主动大幅降价。之所以说隆基在210硅片上的定价策略可能存在很大的漂移性，原因在于：除非隆基主动大幅降价，天合、东方日升、阿特斯更倾向于选择210阵营的中环、上机数控作为210硅片的主力供应商。由于“阵营”的问题，天合、东方日升、阿特斯在隆基、中环、上机数控的210硅片价格差不多的情况下优先选择隆基的概率是极低的（详见各主要企业销售采购矩阵）。因此，要么隆基放弃210市场（210硅片像182硅片那样不降价或拖延降价），要么以更大的210硅片降价力度从中环和上机数控手中硬抢210的客户。到底隆基会怎么选择呢？事实上是两难。如果隆基选择放弃210客户而不大幅降价，那么隆基在210硅片上的定价权将彻底丧失（由于182阵营多为一体化，因此182硅片的外部市场不会很大——剩下的中小182电池组件企业会因利润挤压而最终被淘汰，因此丧失210硅片定价权等价于完全丧失硅片定价权）。需要注意的是，硅片定价权对于隆基而言是非常重要的东西，否则也不会在2020年7月末硅料价格上涨后大幅加价。而如果隆基选择了210硅片的定价权，则隆基必须大幅杀价，这一方面对隆基而言是利润的下滑，另一方面也是硅片环节在整个光伏产业链中丧失定价权的一种表现。

图 1 各主要企业销售采购矩阵

隆基到底会怎么选择在210硅片上的定价策略？在SOLARZOOM新能源智库看来，只要是210各环节的良率大幅提高、电站运营商的接受度提高，并且210硅片新产能大规模投产、也无硅料和热场等方面的原材料瓶颈，隆基大概率上还是会拥抱210从而采取主动降价策略的。原因是：（1）隆基不可能将210硅片的定价权拱手让给中环和上机数控，（2）在行业利润及景气下行时期，保证规模和份额是更重要的，如果隆基连份额都保不住，则无论是银行还是资本市场都会给与其负面评价，由此导致的“融资性增长负循环”会更可怕。因此，只要210硅片的产能投放、主要原材料供应速度跟上，我们判断隆基从企业长期利益最大化的理性角度考量，还是会较大概率的主动下调210硅片价格、在新扩产能上全面拥抱210阵营的。如果隆基真的这么做，那么所谓的182阵营、210阵营的纷争将不再是一个问题。而210硅片、电池片、组件各环节充分竞争、杀利润，也将影响到182阵营的利润水平——210组件和182组件同质、硅料采购上充分竞争。但如果我们的上述判断不准确，即隆基在210硅片产能及热场供给放量后在210硅片上不降价或少降价，则隆基很可能会面临市场份额、210硅片定价权、金融话语权同时丧失的不利局面。

当然，隆基还有一个策略，就是通过在硅料、热场上进行“抢货”或囤货，从而让竞争对手没有原材料可买。事实上，这一策略隆基已经在使用，硅料价格也已经在12月出现上涨。但如果持续这样做有两个负面影响：（1）由于2020年底的有效硅料供应是56.7万吨，年化可生产190GW以上的硅片，而到2021年年底则会有大规模的硅料产能投放，因此当隆基的原材料库存速度超过发货速度，这部分原材料是要在未来出现较大减值的。更何况2021年的需求是前低后高的季节分布，国内平价项目不可能在组件价格不大跌的情况下做的。（2）如果抢原材料的行为过为激烈，则硅料价格的上涨也会导致硅片环节的利润下滑，只是隆基的平均采购价会略低于其他竞争对手，利润下滑幅度可能小于其他竞争对手。

通过上述博弈分析，我们认为有以下几个结论：

（1）182和210阵营的分化增加了分析的复杂程度。

（2）无论隆基选择怎样的策略，2021年的“市场份额和单位利润不可得兼”是确定的。隆基大概率会选择保份额。如果隆基选择了份额，则在210硅片上大概率会择机主动大幅降价，全面拥抱210阵营，以破解天合、东方日升、阿特斯与中环、上机数控之间的联盟。

（3）未来最惨的或许是166升级为182的电池组件产能。182硅片的降价未必会像210硅片那样顺畅，所以很有可能利润被挤压得最严重。如果166电池产能还没有升级的，建议不用升级了，等利润没有了直接关厂就行；升级182的钱将是冤枉钱。

（4）什么时间点上将是硅片大规模降价的时间点？有几个因素需要考虑：a）210硅片产能实质性投放，b）182和210替代166的比例超过50%从而正面交战，c）硅料和热场的抢购告一段落。由于2021年一季度的需求显然因为季节性因素低于2020年四季度，而2021年一季度供给显然高于2020年四季度，因此当前距离硅片价格降价的时点已经越来越近了。

六、中游各环节价格的经济学分析

经济学分析的结论很简单，就是硅片、电池、组件三大环节的产能远远超过需求，光伏中游制造业各环节的利润将出现显著下滑。

在上述的博弈分析后，博弈均衡解也最终指向了为中游各环节的全面杀利润。经济学分析与博弈分析的结果一致！

七、谁将是光伏产业价格博弈的获利方？

基于上述分析，光伏产业的中游环节将因为过剩而出现杀利润的情况。由此会带来组件价格的下跌。而任何一个有经验的光伏产业人士，都应当认识到：光伏组件价格下跌初期，如果组件价格跌幅不是特别激烈而没有外力作用（比如2018年531后欧洲取消了双反政策），是不可能激发需求的，反而会导致运营商的观望情绪和需求的减弱。由此，将进一步的加剧价格的下跌过程。

因此，从稍微长一些的时间来看，行业博弈的最终结果将有利于光伏系统成本的下降、LCOE的下降、度电售价的下降。因此，电力用户是博弈的获利方，光储电力将更快的进入平价，第三代能源全面替代第二代能源的速度将加快，“国家能源利益最大化”的目标将得以逐步实现！

除此以外，当P型单晶PERC产业链价格大幅下跌，PERC电池企业利润大幅下滑之际，HJT电池虽然也会跟随着出现价格下滑，但由于HJT的超额降本将在2021-2022年实现突破，故而HJT相比PERC的超额利润及HJT电池的绝对利润都将是不错的。更为可贵的是，2021-2022年，HJT相比PERC的修正成本优势将超过0.2元/W和0.3元/W，属于“大级别降本技术”。当PERC企业因“杀利润”而遭遇现金流的下滑和经营的困境，HJT电池的新进入者将获得最好的发展窗口。所以，HJT产业的新进入者将成为光伏行业价格博弈的另一重大受益者