12月22日，中国能源政策研究年会2020暨“中国电力圆桌”四季度会议在京召开。有代表在会上表示，目前国家能源局已经提出了“2021年我国风电、太阳能发电合计新增1.2亿千瓦”的目标。该消息也得到了国家能源局相关人士的证实。这标志着我国新能源行业年度新增装机规划将首次突破1亿千瓦。

国家能源局统计数据显示：2014—2019年，全国风电和太阳能发电合计新增规模分别为3300万、4800万、5400万、6800万、6500万、5600万千瓦，2020年1—10月新增约4600万千瓦。虽然年度新增规模最高达到了6800万千瓦，但这一数字仍低于7400万千瓦的未来10年平均增速要求，也大幅低于1.2亿千瓦（12000万千瓦）的2021年发展目标。

同一天（12月22日），2021年全国能源工作会议在北京召开。国家能源局党组书记、局长章建华作题为《深入贯彻落实能源安全新战略 为全面建设社会主义现代化国家提供坚强能源保障》的报告，为明年能源工作指明方向、划出八大重点。

章建华强调，要加快风电光伏发展，风电、光伏发电新增装机总量较“十三五”有大幅增长。要大力提升新能源消纳和储存能力，大力发展抽水蓄能和储能产业，加快推进“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”发展。

章建华指出，要加快核心技术装备新突破，大力实施能源技术装备补短板行动，明年要力争在5-10万千瓦燃气轮机，特高压套管、分接开关、绝缘材料，1.2万千瓦海上风电等领域取得突破，全面推进煤电控制系统和芯片国产化替代。

八大重点明确2021年全国能源工作任务

一、 着力增强安全保障能力

持续提升能源自主保障水平，增强能源产业体系抗冲击能力，确保国家能源安全的战略主动权牢牢掌握在自己手中。要持续提升油气勘探开发力度，把国内油气勘探开发作为保障油气安全的“压舱石”。要完善产供储销体系，认真抓好中俄天然气东线南线建设，力争开工建设川气东送二线、西三线中段等一批重大项目，全力打造“全国一张网”，积极推进东北、华北、西南、西北等“百亿方”级储气库群建设。要夯实煤炭煤电兜底保障，多渠道保障供应，确保不出现短供断供问题，因地制宜做好煤电布局和结构优化。要深化电力安全监管。

二、 着力提高能源供给水平

持续做好能源绿色转型发展这篇大文章，推动实现在生态文明建设条件下的能源高质量发展。要加快风电光伏发展，风电、光伏发电新增装机总量较“十三五”有大幅增长。要稳步推进水电核电建设，按期建成投产白鹤滩水电站首批机组、福清核电5、6号机组等重大项目。要大力提升新能源消纳和储存能力，大力发展抽水蓄能和储能产业，加快推进“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”发展。要深入推进煤炭清洁高效开发利用，大力推广煤矿绿色生产开采和智能化建设。要进一步优化完善电网建设，加快构建适应高比例大规模可再生能源发展的新一代电力系统。

三、 着力升级能源消费方式

坚持节约优先战略，把节能提效贯穿能源发展全过程各领域，加快形成绿色生产生活新方式。要大力提高能源利用效率，积极推广综合能源服务，着力加强能效管理，提升终端用能电气化水平。要扎实推进冬季清洁取暖，全力做好天然气、电力、煤炭供应保障，确保人民群众温暖过冬，积极推广生物质、地热、核能等供暖新模式，确保2021年实现北方地区清洁取暖率70%的目标。要持续释放能源惠民利民红利，有效衔接脱贫攻坚和乡村振兴，继续做好光伏扶贫收口工作，启动实施农村电网巩固提升工程，扎实推进“互联网+”充电设施建设，推动构建智慧能源系统，更好满足人民群众美好用能需求。

四、 着力推进能源科技创新

把科技自立自强作为能源发展的战略支撑，加快赶超跨越步伐，确保产业链供应链安全稳定。”要加快核心技术装备新突破，大力实施能源技术装备补短板行动，明年要力争在5-10万千瓦燃气轮机，特高压套管、分接开关、绝缘材料，1.2万千瓦海上风电等领域取得突破，全面推进煤电控制系统和芯片国产化替代。要努力打造能源技术装备新优势，加快能源产业数字化转型升级，大力加强北斗系统、5G、区块链等新技术新装备在能源领域的推广应用，持续推进三代核电、小型核反应堆、风电、光伏等优势技术创新和工程实践，抢占能源科技制高点。要深化建设能源科技创新新平台，积极推进能源领域国家实验室论证建设，构建以企业为主体、市场为导向、产学研深度融合的技术创新体系。

五、 着力深化体制机制改革

要深化电力体制改革，着眼建设全国统一的电力市场体系，加快构建和完善电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场相衔接的电力市场体系，加快推进跨省跨区辅助服务市场建设，进一步推动电力交易机构独立规范运行和增量配电试点项目落地，推动电网企业尽快剥离装备制造业务，进一步扩大市场化交易电量规模，不断释放电改红利。要深化油气体制改革，推动全面放开上游勘探开发市场，研究制定管网运行调度、管容分配和应急保供等规则，进一步稳定市场预期，不断完善“X+1+X”的油气市场体系，稳步推进油气交易平台建设。要积极推进能源法治建设，推动能源法、电力法、国家石油储备条例、煤炭法列入国务院2021年立法工作计划，力争尽快出台。

六、 着力加大能源监管力度

落实能源监管责任，创新监管方式方法，完善事中事后监管措施，大力提升监管工作效能，推进能源制度机制建设。要持续优化营商环境，确保三年内实现居民用户和低压小微企业“三零”服务、高压用户“三省”服务。要进一步深化“放管服改革，编制完成国家能源局权责清单，大力推进以信用为基础的新型监管机制建设，全面推行电力业务资质许可告知承诺制。要扎实开展重点任务监管，重点开展清洁能源消纳、煤电及炼油淘汰落后产能监管，创新推进能源行业信用监管，着力解决行业反映强烈的问题。要强化监管能力建设，加快推进与国家“互联网+监管”系统对接联通，探索12398 热线互联网应用新手段，加强派出能源监管机构建设。

七、 着力拓展国际合作空间

要高质量推动“一带一路”能源合作，切实加强与周边国家能源基础设施互联互通，推动电力、新能源、油气等领域合作，加大“一带一路”绿色能源合作水平。要积极推动构建国际能源治理新秩序，更多运用国际规则维护国家发展权益，建设运营好“一带一路”能源合作伙伴关系，组织召开第二届“一带一路”能源部长会议，加强与主要国际能源组织沟通交流，推动构建以公平合理规则为基础的多边体系，用好新时代中国能源发展白皮书，持续推进“能源可及性”“能源转型发展”等倡议，打造一批“一带一路”能源合作最佳实践案例。

八、 着力提升党的建设质量

牢牢把握新时代党的建设总要求，坚持以党的政治建设为统领，把党的制度建设贯穿其中，扛牢压实全面从严治党“两个责任”，以党的建设高质量发展，保证能源事业高质量发展，切实把党的全面领导贯彻落实到能源工作的方方面面。

“十四五”时期，光伏新增项目市场化交易电量比例会稳步提升，在中长期和现货市场机制完备的条件下，部分项目会选择全部电量进入市场。

　　日前，在“2020中国光伏行业年度大会”上，国家能源局新能源司副司长任育之表示，“十四五”期间，光伏应参与电力市场竞争。

　　对此，有业内人士指出，平价时代政策机制将大不相同，光伏等可再生能源发电量在电力系统当中的占比将不断扩大，“十四五”将是可再生能源逐步参与电力市场竞争的阶段。

　　在各地探索电力市场设计、逐步完善电力交易规则的新形势下，如何让以光伏发电为代表的可再生能源参与电力市场竞争成为业内普遍关心的问题。

　　各方必须共同破解的难题

　　任育之提出，在保障项目基本收益的情况下，逐步有序推动新增光伏发电项目参与电力市场。

　　据了解，在国家层面，对于存量和新增项目进入市场，实施区别对待。“‘十四五’时期，新增项目市场化交易电量比例会稳步提升，在中长期和现货市场机制完备的条件下，部分项目会选择全部电量进入市场。”中国光伏行业协会副秘书长刘译阳在接受记者采访时表示。

　　记者注意到，江西省日前发布的《关于征求江西电力现货市场建设方案意见的函》指出，初期新能源不参与现货市场，逐步探索新能源机组超出保障性利用小时部分按“报量不报价”方式参与现货市场。

　　“保障性收购政策需要得到有效执行，即保障小时数以内‘保量保价’，保障小时数之外‘保量竞价’，参与市场。”在刘译阳看来，对存量有补贴项目来说，应考虑政策延续性，保障项目合理收益，不应出现改变政策承诺的变动。

　　“对部分光伏项目来说，市场化交易会增大其投资企业的财务测算模型难度。因为，无论有没有补贴，都按照固定的电价乘以上网电量，所以，其投资风险非常可控，也就是说，收益低，投资风险也低。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎告诉记者。

　　彭澎认为，如果未来不是固定电价，那么，对发电企业专业化程度、风险管理能力的要求会更高。

　　刘译阳认为，光伏等可再生能源逐步参与电力市场竞争，是大势所趋。“至于新能源如何成功参与电力市场竞争，是‘十四五’能源行业各方必须共同破解的难题。”

　　确保“保量保价”收益

　　有业内人士表示：“分布式发电市场化交易对提升光伏项目收益率的作用有限，而且是阶段性的。”对此，刘译阳指出，“隔墙售电”对分布式光伏发电产业未来长期发展具有重大意义。

　　所谓“隔墙售电”，就是允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给周边的能源消费者。这一模式可以赋予能源消费者参与可持续发展的权力，同时还可以促进电网企业向平台化服务的战略转型。

　　刘译阳表示，“隔墙售电”除了可提升项目收益率外，更重要的是，将使分布式光伏摆脱“自发自用”的束缚，释放一批优质屋顶资源。“同时，‘隔墙售电’对综合能源服务等新业态的形成有重大作用。”

　　另外，光伏发电边际成本较低，还可以很灵活地做成小、微系统，用于偏远地区。“在同等价格条件下，从减少碳排放的角度讲，光伏、风电等绿色能源应优先安排发电。”彭澎认为，绿色能源需要一个更公平的市场环境。为此，她建议，电力市场应充分考虑碳排放等因素，设计更加公平的市场机制。

　　记者了解到，当前，部分省份没有有效执行国家相关规定。西部新能源消纳困难省份从2016年开始要求新能源参与市场化交易，各省实际执行的保障小时数远低于国家规定；部分省份只鼓励新能源参与市场交易，却没有保障电量合法收益的政策。

　　“项目合法收益可通过政府授权差价合约等机制得到保障。对新增项目而言，平价时代的光伏电价政策应保障基本收益，逐步扩大市场化交易比例。”刘译阳表示，政府应出台相关政策，为存量和新增项目“保量保价”部分的电量进入中长期和现货市场提供电价收益保障。

　　综合能源系统更有竞争力

　　还有业内人士指出：“对光伏投资来说，考虑的问题不应只是光伏本身参与市场化交易的收益问题，而是如何结合配电网、储能等形成具有互补性、可持续性的综合能源系统的问题。这类综合能源系统才真正具备市场竞争力。”

　　据了解，随着电力市场体系的建立和完善，光伏、储能成本进一步下降，光伏结合配电网、储能等综合能源系统新业态将不断迭代升级，市场化竞争优势显著。

　　“作为市场主体之一的光伏参与电力市场交易，本身就不可能将自身收益问题与其他市场主体割裂开来。”刘译阳表示，电力市场机制的基本作用就是优化资源配置，综合考虑环境、资源成本和收益等因素，按照总成本最小化原则确定各类资源组合。

　　“一种能源在电能量市场、辅助服务市场、未来容量市场上寻求与其他能源的互补平衡，在达到自身利益最大化的情况下，也满足综合能源系统整体成本最低的要求。这是激励相容原理在电力市场交易机制的体现。”刘译阳认为，这类综合能源系统不是静态的组合，而是电力市场动态匹配的某个时期的优化组合。

　　价格可以指导整个能源市场不同的商业投资。彭澎指出：“如果峰值电价经常出现，就会有大量灵活性电源加入这个系统。假如光伏本身用低价竞争获得优先发电权，就肯定没有义务支付额外的灵活性费用或电网稳定费用。”

如何落实碳中和的要求？在电力领域，发展光储充一体化微电网肯定是重要的举措之一，因为这样的系统是完全没有碳排放的。

国家能源局综合司2020年4月发布的《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知》指出：优先开发当地分散式和分布式可再生能源资源，大力推进分布式可再生电力、热力、燃气等在用户侧直接就近利用，结合储能、氢能等新技术，提升可再生能源在区域能源供应中的比重。从这个通知中可以看出，可再生能源分布式是未来的发展方向，而在这样的分布式系统中发展充电站乃至充放电站无疑是大势所趋，甚至有可能成为标配。

发展光储充一体化微电网的意义

首先，“光储充”一体化充电站使用的是清洁能源供电，通过光伏发电后储存电能。光伏、储能和充电设施形成了一个微网，根据需求与公共电网智能互动，并可实现并网、离网两种不同运行模式。储能系统的应用还能缓解充电桩大电流充电时对区域电网的冲击。

其次，“光储充”一体化充电站既能为电动汽车供应绿色电能，又能实现电力削峰填谷等辅助服务功能，可有效提高系统运行效率。

最后，“光储充”一体化解决方案，将能够在有限的土地资源里建设发输配售一体化系统，通过能量存储和优化配置实现本地能源生产与用能负荷基本平衡。

不仅如此，在很多“光储充”一体化充电站的储能系统中，还采用了一些电动汽车上已经被淘汰的电池，实现了动力电池的梯次利用。从另一方面讲，如果梯次利用能够得到普及,这将极大地解决新能源汽车电池回收的问题。

在可再生能源实践中，储能系统是重要一点。储能系统的引入可以对风光出力和能量调度起到平滑作用，在相当程度上改善新能源发电功能率不稳定，从而改善电能质量、提升新能源发电的可预测性，提高利用率。

光储充一体化微电网在可再生能源利用、储能应用和新能源汽车充电站建设上是一次大胆的创新尝试。近几年来，在政府以及政策的支持下，储能产业及厂商、用户单位和投融资机构都相互合作，合力探索覆盖能源产业全产业链上中下游的产业模式，加快市场的商业化进程。光储充一站式项目逐渐成为了中国储能领域的新焦点。2019年，各省市陆续相继实现“光储充”项目零突破。其中，包括福建、陕西、湖北等，多省市“光储充”项目也陆续成功投运。

政策层面：从国家到地方政策均鼓励光储充一体化项目

根据工业和信息化部副部长辛国斌2020年7月介绍，目前，我国新能源汽车产业规模全球领先，产销量连续五年位居世界首位，累计推广的新能源汽车超过了450万辆，占全球的50%以上。我国新能源汽车发展应探索多重技术路线；并表示将继续大力推进充换电基础设施建设，进一步完善相关技术标准和管理政策，支持新能源汽车能源利用与风力发电、光伏发电的协同调度，鼓励光储充多功能综合一体站的建设。光储充一体化实际也不是近期才提出的，也有一段时间了，所以我们今后也要支持光储充一体化，让这些方式能够更上一层。

国务院办公厅2020年11月印发的《新能源汽车产业发展规划（2021－2035年）》明确指出，鼓励“光储充放”（分布式光伏发电—储能系统—充放电）多功能综合一体站建设。有相关人士指出，“光储充放”多功能综合一体站此次得到政策的支持，其背后是我国风电、光伏、储能、新能源车发展的不断进步，以及“新能源发电+储能+充电”迎来的发展良机。

各地方政府也相继出台了一些政策，例如：1、2020年4月13日，山东济南发改委印发《关于加快推进全市新能源汽车充电基础设施建设的实施意见（征求意见稿）》，意见稿指出鼓励“光储充”一体化充换电设施发展。2、2020年7月，福建工信厅印发《“电动福建”建设三年行动计划（2020-2022年）》指出，鼓励风力、光伏电站等配备储能设备，提升电能质量；推进一批风光储一体化、光储充一体化和储能电站项目建设，大力推动储能商业化应用。3、2020年11月19日，安徽合肥市人民政府印发《关于加快新能源汽车产业发展的实施意见》，其中指出鼓励建设“光储充放”（分布式光伏-储能系统-充放电）多功能综合一体站。据统计，目前至少已有六省市发布文件明确指出鼓励光储充一体化充电设施发展。

项目层面：部分光储充试点项目示例

（1）天津市徐官屯服务区光储充试点项目

京津塘高速公路徐官屯服务区位于天津市武清区。该服务区建于1987年，随着用电负荷的增长，原有的供电设施逐渐无法满足用电需求。在用电高峰期，变压器常常出现重载，制约了服务区的整体发展。

为了解决这一问题，同时为服务区和服务区充电站提供绿色电能，国家电网公司和招商局集团合作，利用徐官屯服务区屋顶和空地铺设光伏发电装置，共计安装光伏设备292千瓦，安装储能设施228千瓦时，与已建成的电动汽车充电站形成光储充一体化电站。该电站的光伏组件所发电能汇流后，经逆变器、并网计量装置，接入配电变压器低压侧交流母线，可向服务区和充电站供电，剩余电力可经配电变压器上网，实现“自发自用，余电上网”；同时，可利用电池建设一定比例的储能设施。

（2）福州建成首个“光储充检”一体化智能超级快充站

2020年，福州建成首个“光储充检”一体化智能超级快充站。项目位于马尾物联网产业创新发展中心的“光储充检”一体化智能超级快充站已建成，并投入使用。快充站除了配备充电桩和供电变压器，还有一个占地面积15平方米的储能柜，这个储能柜相当于新能源汽车充电宝，用电谷时存储490度电，可以用于8辆车充电，从而降低充电站运营成本，接下来这里还要建设一排光伏板，利用太阳能发电。

而且与别的充电站不同，这里的新型充电站在充电完成后，车主会收到一份电池检测报告，在车辆充电过程中，无需拆卸，系统在云端检测新能源汽车电池使用情况，相当于给电池体检。

作为星云股份、时代星云与车充网进行储能战略共建的成果，该智能快充站集成了光伏发电、大容量储能、超级快充桩、星云智慧能源管理云平台等多项先进技术，能实现光伏能源接入、削峰填谷、谷电利用、后备供电、电网扩容、新能源汽车快速充电及检测等功能。

（3）武汉首家“光储充”电动车充电站投入运营

2019年10月10日获悉，位于武汉市沌口开发区创业路的首家国家电网“光储充”电动汽车充电站投入运营。

该“光储充”一体化充电站可将太阳能转化成电能，“以光养桩”，实现新能源、储能、智能充电互相协调支撑的一种高科技绿色充电模式；可同时为8辆电动汽车提供充电服务。“光储充”充电站分布式光伏装机容量共计80千瓦，预计年均发电量可达88000千瓦时，年均减少二氧化碳排放量87736公斤，年均节约煤量2886公斤。

据了解，该充电站在年内还将增加智能停车、智能共享自助洗车、5G惠享网络等增值服务，为前来充电的电动车主提供充电体验。

（4）四川省首个“光储充”示范项目正式并网发电

2018年，四川省首个“光储充”示范项目——泸州国家高新区沙湾综合充电站正式并网发电，这标志着“光储充”模式在我市电动汽车充电站中正式推广运用。全省首个“光储充”示范项目位于泸州国家高新区沙湾综合充电站，集分布式光伏发电、储电、智能充电于一体，利用楼顶650m2平台建设，总装机容量44.8千瓦。

“光储充”模式是泸州能源投资有限公司在电动汽车充电站建设过程中的创新尝试，“光储充”系统采用汉能集团薄膜太阳能发电技术，具有无污染、发电量高、弱光响应好等特点，储电采用高能量密度的磷酸铁锂储能电池，配备能量智慧管理系统，将光伏发电自动切换应用于电动汽车充电、日常照明、削峰填谷和应急电源等，实现发、储、充清洁能源的循环利用。

（5）江苏连云港光储充一体化综合能源微电网项目

2018年11月，连云港首个光储充一体化综合能源微电网项目，在连云港市交通控股集团园区正式启动。项目包含了风、光、储、充等模块，各环节协调调度，交互运行，是国内公交站首例含有多种模块、技术更为先进的微电网项目。

本项目综合了新能源的风(风机)、光(光伏)、储(储能)、充(充电桩)等形式，结合目前最先进的微电网集成、调控、管理以及后期维护技术，实现企业分布式用电的自发自用、余电上网的需求。

项目含光伏(含部分车棚光伏及智能追光系统)，退役锂电池梯次利用储能系统，新能源电动车直流充电桩500kW，并包含CEMS实时能量管理系统、后期远程光斑诊断系统和组件清洗决策系统。项目使用的是上海电气分布式能源公司的退役电池储能综合系统，这也是该项目的亮点。该储能系统在上海嘉定汽车城、深圳以及上海博阳新能源公司等均已投入应用。

结语

从以上项目示例可以看出，理想的“光储充”一体化微电网项目可以智能调节峰谷电价差，优先使用光伏板提供的电能，当光伏板电力不足时向储能电池取电，而储能电池存储的电不但可以来自光伏发电，还可以取自大电网谷时电价。这样的策略，一方面解决了变压器容量问题，可以建设足够的充电桩，另一方面大大降低了日常用电成本，减轻了企业的负担。这样的系统可以在离网与并网两种形式上智能切换运行。

总之，在新能源和新能源汽车大发展的时代，随着系统成本的进一步降低（即项目经济性进一步提升），光储充一体化微电网项目发展前景十分可期。

近日，黑龙江、江西、重庆、天津、海南、辽宁、山东、北京、陕西、河北、浙江、安徽、湖南、吉林、湖北、云南、广西等17个省市相继发布《关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》，北极星太阳能光伏网特对各省“十四五”发展规划建议中关于光伏等新能源规划部分进行整理，如下：

黑龙江省

加快形成绿色发展方式。落实国家二〇三〇年前碳排放达峰行动方案，新能源装机比重和消费占比大幅提升，合理降低碳排放强度。

优化电力生产和输送通道布局，提高新能源消纳和存储能力，争取建设以我省为起点的特高压电力外送通道，实现500千伏电网市(地)全覆盖、220千伏电网县(市)全覆盖，完善电网网架结构。

江西省

聚焦光伏、锂电等领域，培育若干国际一流企业，打造世界级新能源产业集聚区。

着力完善能源基础设施。坚持“适度超前、以电为主、多能互补”，推进一批支撑性电源点项目建设，争取国家支持建设第二回特高压入赣工程，构建“一个核心双环网+三个区域电网”的供电主网架，统筹推进油气管网、新能源等项目建设。

积极推行清洁能源，发展绿色建筑。

重庆市

加快推动绿色低碳发展。强化国土空间规划和用途管控，落实生态保护、基本农田、城镇开发等空间管控边界。因地制宜发展气候经济、山上经济、水中经济、林下经济等，把空气变财气、青山变金山、绿水变富水、林地变宝地。强化绿色发展的法规和政策保障，发展绿色金融，支持绿色技术创新，推进清洁生产，发展环保产业，推进重点行业和重要领域绿色化改造。发展绿色建筑。

天津市

推动绿色低碳循环发展。坚持用“绿色系数”评价发展成果，建设绿色低碳循环的工业体系、建筑体系和交通网络，建立健全生态型经济体系。大力培育节能环保、清洁能源等绿色产业，加快推动市场导向的绿色技术创新，积极发展绿色金融。强化清洁生产，推进重点行业和重要领域绿色化改造，发展绿色制造。制定实施力争碳排放提前达峰行动方案，推动重点领域、重点行业率先达峰。全面提高资源利用效率，深入推进工业资源综合利用，推动园区实施循环化改造，开展节水行动。持续减少煤炭消费总量，大力优化能源结构，打造能源创新示范高地。发展绿色建筑、装配式建筑。深入实施绿色生活创建活动，倡导简约适度、绿色低碳的生活方式。全面推行垃圾分类和减量化、资源化。

海南省

建设清洁能源岛。全面提高能源资源利用效率，推动形成绿色生产生活方式。实施能源消费总量和碳排放总量及强度双控行动。大力推进产业、能源和交通运输结构绿色低碳转型。大幅提高可再生能源比重。大力推广循环经济，发展全生物降解、清洁能源装备等生态环保产业，推动昌江清洁能源产业园建设。实施用水总量和强度双控行动，加快推进建设节水型社会，提高水资源利用效率和效益。开展系列绿色创建活动。加快推广新能源汽车，规划建设全省充电桩设施。提倡绿色出行，提高公共交通机动化出行分担率。推进装配式建筑发展。

辽宁省

统筹推进基础设施建设。加强和完善能源产供储销体系建设，加快形成煤、油、气、核和新能源协调发展的能源供应体系。

加快形成绿色生产生活方式。推进绿色低碳发展，发展绿色金融，支持绿色技术创新，全面推行清洁生产，推进重点行业和重要领域绿色化改造。培育壮大氢能、风电、光伏等新能源产业，推动能源清洁低碳安全高效利用，推动能源消费结构调整。积极发展生态旅游、生态农业等“生态+”产业。大力倡导简约适度、绿色低碳的生活方式，开创全民参与的“绿色+”时代。

山东省

新能源新材料强省建设实现重大突破。以核电、氢能、智能电网及储能等为支撑的新能源产业成为重要支柱产业，前沿新材料、关键战略材料、先进基础材料等产业竞争力显著增强，成为全国重要的新能源新材料基地。

优化煤炭开发布局和煤电结构，大力发展新能源和可再生能源、氢能，拓展外电入鲁通道，稳步推动核电、海上风电项目建设，完善油气储输网络。

加快推动绿色低碳发展。强化源头管控，加快优化能源结构、产业结构、交通运输结构、农业投入结构。完善高耗能行业差别化政策，实施煤炭消费总量控制，推进清洁能源倍增行动，积极推进能源生产和消费革命。发展绿色金融，支持绿色技术创新，大力推进清洁生产和生态工业园区建设，发展壮大环保产业，推进重点行业和领域绿色化改造。推广“无废城市”建设，实现设区市垃圾分类处置全覆盖。开展绿色生活创建活动，推动形成简约适度、绿色低碳的生活方式。降低碳排放强度，制定碳排放达峰行动方案。

北京市

提高绿色低碳循环发展水平。全面推进工业、建筑、交通等重点行业和重要领域绿色化改造，深化碳排放权交易市场建设。大力发展新能源和可再生能源。支持绿色技术创新，壮大绿色节能、清洁环保等产业，建立生态产品价值实现机制。创建绿色金融改革创新试验区。加快发展循环经济，率先建成资源循环利用体系。深入推进国家生态文明建设示范区和“两山”实践创新基地创建。引导全社会践行绿色生产、生活和消费方式，倡导“光盘行动”，形成良好的社会风尚。

陕西省

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。加强输气管网、储气库和电力基础设施建设，扩大电力外送规模。高水平建设榆林国家级能源革命创新示范区和延安综合能源基地，推进能源技术融合创新和产业化示范，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。

加快推进绿色低碳发展。健全市场导向的绿色技术创新体系，完善绿色产业发展政策举措，推进清洁生产，发展环保产业，加快资源循环利用基地和园区绿色化改造。

河北省

推动绿色低碳发展。全面实行排污许可制，推进排污权、用能权、用水权、碳排放权市场化交易。支持绿色技术创新，开展重点行业和领域绿色化改造。实施清洁能源替代工程，大力发展光伏、风电、氢能等新能源，不断提高非化石能源在能源消费结构中的比重。

浙江省

发展绿色低碳循环的全产业美丽生态经济。大力推进经济生态化，持续压减淘汰落后和过剩产能，加快绿色技术创新，构建绿色制造体系，发展绿色建筑，发展节能环保产业，推进重点行业和重要领域绿色化改造，推进服务业绿色发展。

安徽省

推动绿色低碳循环发展。坚持用“绿色系数”评价发展成果，建设绿色低碳循环的工业体系、建筑体系和交通网络，建立健全生态型经济体系。大力培育节能环保、清洁能源等绿色产业，加快推动市场导向的绿色技术创新，积极发展绿色金融。强化清洁生产，推进重点行业和重要领域绿色化改造，发展绿色制造。制定实施力争碳排放提前达峰行动方案，推动重点领域、重点行业率先达峰。全面提高资源利用效率，深入推进工业资源综合利用，推动园区实施循环化改造，开展节水行动。持续减少煤炭消费总量，大力优化能源结构，打造能源创新示范高地。发展绿色建筑、装配式建筑。深入实施绿色生活创建活动，倡导简约适度、绿色低碳的生活方式。全面推行垃圾分类和减量化、资源化。

湖南省

全面推动绿色低碳发展。推动形成绿色发展方式，积极引导低投入、低消耗、低排放和高效率的现代产业发展，抓好落后产能淘汰，全面推行重点行业和重点领域清洁生产、绿色化改造，发展绿色建筑。

吉林省

培育壮大战略性新兴产业。把握技术革命发展趋势，超前谋划由前沿技术带动的新兴产业，突破移动信息网络、云计算和大数据、人工智能、生物工程、新能源、新材料等领域关键技术，培育壮大一批有核心竞争力的品牌产品和企业。创新发展氢能、风能、太阳能、生物质能等新能源，整合东部抽水蓄能和西部新能源资源，建设吉林“陆上三峡”工程，扩大“吉电南送”，撬动新能源装备制造业发展。大力发展产业融合衍生的新技术、新产品、新业态、新模式，重点加快新能源与智能网联汽车研发及产业化，实现卫星装备及应用技术设备制造批量化生产，推动机器人及智能装备、人工智能系统、精密机械、先进传感器等加快发展，打造具有国际竞争力的精密仪器与高端装备产业基地。

湖北省

提高能源安全保障能力。落实能源安全新战略，努力打造全国电网联网枢纽、全国天然气管网枢纽、“两湖一江”煤炭物流枢纽。建设一批大型支撑电源，有序发展新能源和可再生能源。建设坚强智能电网，优化输送通道布局，争取提高三峡电能湖北消纳比例，提升城市供电能力。加快油气产供储销体系和煤炭输送储配体系建设。构建能源生产、输送、使用和储能协调互补的智慧能源系统。

云南省

推进清洁生产，大力发展环保产业，推进重点产业和重要领域绿色改造，发展生态利用型、循环高效型、低碳清洁型等产业。推动能源清洁低碳安全高效利用，实施燃煤替代。发展绿色建筑。

加快能源基础设施建设。加快布局绿色智能电网、能源互联网等能源基础设施建设，实施“源网荷”一体化建设，促进能源就地消纳，完善能源产供销储体系。优先布局绿色能源开发，加快建设金沙江、澜沧江等国家水电基地，加强“水风光储”一体化多能互补基地建设，推进煤电一体化基地建设，化解电力结构性矛盾。

广西壮族自治区

构建多元能源保障体系。大力发展风电、太阳能、氢能等清洁能源，深度开发水电，积极稳步发展核电，适度发展清洁煤电。推进全区城乡用电“一张网”，加快绿色智能电网建设，增强农村、边远地区供电能力和供电质量。理顺油气管网体制，健全油气管网体系，实现天然气“县县通”。建设智慧能源系统，加快综合供能服务站建设，提升新能源消纳和存储能力。推动北部湾沿海能源综合储备基地建设，提升油、煤、气等应急储备能力。强化能源监测预警，保障能源运行安全。

“30·60”目标极大的提振了光伏行业的发展信心，从“十四五”风、光累计装机达到1200GW以上的定调到2021年120GW的“传言”，行业更多的话题开始集中在这一目标能否完成上。

尽管目前市场对于“十四五”期间的光伏年度新增规模给与了60-80GW的较高预期，但在脱离补贴掣肘后的光伏平价面前，仍有两座“大山”——消纳与土地将是影响装机规模的决定性因素。

12月21日，国新办举行《新时代的中国能源发展》白皮书新闻发布会。国家能源局法制和体制改革司司长朱明在发布会上表示，“十三五”新能源发展面临的最大的问题就是消纳的问题，“十四五”面临消纳和接入两个问题并存。

针对消纳等问题，这需要顶层设计的持续推动，但实际上，与消纳问题同样重要的还有土地。能否有足够并且廉价的土地来满足“十四五”以及“30·60”目标所需要的光伏装机，这是摆在行业面前无法绕过的难点。

租金、税费叠加——光伏用地成本持续攀升

近日，光伏們获悉，浙江某光伏竞价项目的土地租金飙至2500元/亩/年，与领跑者基地项目用地相比，租金翻了十倍。光伏們了解到，目前西部省份的租金大部分在200-300元/亩左右，但中东部的租金价格正在逐步推高，湖北、湖南是今年备案比较火爆的地区，租金约为600元/亩左右。

而更靠东部的省份，例如山东、江苏以及河北等部分地区，土地租金高达700-800元/亩，农光、渔光等复合项目用地的价格基本在1000-1500元/亩左右。而在此前，大型地面光伏电站的土地使用成本基本在500元/亩左右。

也正因如此，今年以来，随着西部消纳情况的改善以及特高压通道的陆续建成，光伏电站的投资热土正在重回西部，但土地资源有限是一个不争的现实。

租金之外，光伏用地最大的“隐患”之一还有已经明确没有优惠且基本逃不开的土地使用税。2019年9月1日新税法实施后，各省份陆续启动了耕地占用税以及土地使用税的征收工作。根据上述法案要求，“耕地占用税以纳税人实际占用的耕地面积为计税依据，按照规定的适用税额一次性征收，应纳税额为纳税人实际占用的耕地面积（平方米）乘以适用税额”。

这几年以来，光伏电站项目被催缴土地两税的消息络绎不绝，从普通电站到领跑者基地，均包含其中。那么进入平价之后，地面光伏电站的收益能否能够撑得起土地两税？面对气候目标的大任，分布式光伏尤其是光伏+的多场景应用需要进一步的突破发展。

在此前光伏們主办的第四届分布式光伏嘉年华会议上，中国新能源电力投资联盟秘书长彭澎表示，“如果要完成2030‘碳达峰’的目标，未来分布光伏的装机占比需要达到50%左右”。

分布式光伏或担纲“十四五”后期重任

事实上，全面平价后分布式光伏的投资收益率优势正逐步凸显。“地面电站的装机成本始终是呈下降趋势的，技术手段带来的度电成本下降收益未必能确实进入投资商的口袋，加之财务状况及投资成本愈发透明，地面电站很难拿到超额收益”，彭澎强调道。

如其所言，某分布式投资企业也间接表示，个别优质分布式项目的年化投资收益率已经超过20%。在此前光伏們的采访中，不少自然人自投的工商业分布式项目收益率非常可观，大部分范围在10-30%之间。

另一方面，“单靠央企的投资很难完成每年约8000万到一亿千瓦的投资规模”，国家电投战略规划部战略管理处处长李鹏在在中国光伏行业协会年度大会上表示，只有大力推广分布式光伏，推动用户侧综合智慧能源商业模式的创新、用户侧自发自用的分布式电源建设、全面放开用户侧的各类交易才能让光伏的规模快速增长起来。

尽管如此，分布式光伏的高风险特征仍然非常明显，正泰新能源总裁陆川在上述年度大会上表示，“面对这么大的目标，工商业分布式肯定会得到更多的关注，但目前仍有较大的障碍。一方面是企业经营的不稳定性，另一方面是消纳的局限性”。

针对分布式风险，行业普遍对分布式光伏市场化交易——隔墙售电寄予厚望。但从2017年国家发改委第一份关于隔墙售电的文件——《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》到现在，分布式发电市场化交易推行三年仍未真正落地。不过，据彭澎介绍，“十四五”期间将启动下一轮的电改，国家相关部委已经在做具体的研究。

除了国家政策层面之外，李鹏建议道，“要鼓励广泛的人民利用绿色能源，让每一户都主动去安装分布式光伏，成为一个常态，大力发展分布式光伏，行业的瓶颈才能被冲开，如果底层的活力不能激发出来的话，破除一个旧的还会有一个新的枷锁”。

“我国可再生能源产业一直都存在重生产轻消费的问题，下游的消费者并不关心自身消费的是什么电。只有消费者的意识转变了，能源绿色消费的市场需求起来了，并通过市场机制传导到生产侧，才能带动绿色电力生产的良性和可持续发展”，李鹏强调。在这场行业的机遇下，需要行业通力合作，破除更多的发展枷锁，挖掘光伏发电更多的应用价值。

中央经济工作会议日前在北京举行，会议在部署2021年经济工作时明确指出，我国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，力争2060年前实现碳中和。为此，2021年将“加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，完善能源消费双控制度”。

作为首个纳入上述市场的重点行业，发电企业将加快向清洁低碳转型。业内人士估计，未来全国光伏产业将分享万亿瓦级别的市场；而作为新能源产业最为发达的省份之一，山东的企业正摩拳擦掌，准备迎接新能源发电这个风口。

市场：从算不出到看得见

十几年前，初入光伏行业的山东航禹能源有限公司董事长丁文磊，总是算不懂一笔经济账：“在每度电0.98元的高额补贴下，光伏发电需并网8至9年才能回本。”他对经济导报记者表示。

8至9年才能回本，前提还得是高额的补贴政策能持续这么久。一算到这里，客户们总是向丁文磊摇摇头，“客户怎么算，也算不出光伏发电的市场前景。当时我能坚持下来，全靠信念支撑。”

彼时的国内能源市场，煤炭等化石能源一家独大。根据当时国家能源局发布的《2010年能源经济形势及2011年展望》，2010年，国内全社会总用电量4.9万亿千瓦时，而非化石能源累计发电量仅为7862亿千瓦时，约为前者的16%。

至于丁文磊从事的光伏发电领域，截至当年，累计装机仅为70万千瓦，即便按每天发电12小时计算，年发电量还不足1.3亿千瓦时。

十几年后的现在，受中央经济工作会议发布的消息驱动，本周A股三大指数开盘后集体上攻，周一一天，沪指即涨近0.65%，深成指涨逾1.3%，创业板指涨逾2%；而“领涨”的，正是农业、光伏、新能源车等板块。

据齐鲁工业大学（山东省科学院）二级研究员、山东省生态文明研究中心主任周勇推算，为实现甚至提前实现“2030年碳达峰、2060年碳中和”的目标，山东在2020年以后，除完成已经在建的燃煤发电机组外，不应再增加任何新的燃煤发电机组。

煤电机组开始“消耗存量”，其他新能源发电（如核电、垃圾和生物质发电）量又都有定数，“未来能够满足社会日益增长需求的，一是风电，二就是光伏了。”周勇对经济导报记者表示。

“丁文磊们”终于看到了市场前景：“以前我们要走出去培养市场，现在客户开始主动找我们了。”

建不建？还是个经济问题

在外界看来，新能源取代煤电，这是中央经济工作会议做出的政治决策；但在丁文磊看来，一个企业建不建光伏项目，还是要算笔经济账。

资料显示：在2010年，晶硅光伏组件价格约为每瓦20元，“现在工矿企业的装机量，约为100到200万瓦。照此计算，上千万乃至几千万元的一次性投入，任何企业都要掂量掂量。”丁文磊表示。

与此同时，当年光伏组件的能量转化效率并不高，大约只有12.5%。根据现在的数据倒推，100万瓦的装机量，大约需要1.2万平米的光伏板，需要占用大量的土地。

一次性投入大，不计土地投入也得8至9年回本，还要押宝这段时间补贴政策不变。丁文磊表示，多数企业在算清楚这笔经济账后，都会对光伏项目敬而远之。

不过随着技术的进步，光伏项目不再“面目可憎”：2020年，晶硅光伏组件价格已经降到了为每瓦1.3元，而转化效率几乎翻番，“现在的回本周期，缩短到了4至5年”，丁文磊着重强调，“这是按‘0补贴’计算得出的结论。”

如果说“一次性投入百万元左右、4至5年回本”的项目已经“值得考虑”了，那中央经济工作会议提到的“全国碳排放权交易市场”的建立，则促成相关企业下定决心上光伏项目。

所谓“碳排放权”，包括可供的碳排放权和所需的碳排放权。“如果企业通过技术改造降低了碳排放量，使得总排放量低于政策限额了，相应差额即可转化为可供的碳排放权入市交易，供需要碳排放权的企业购买。”周勇如是介绍。

如此来看，建立碳排放权交易市场的初衷，是鼓励企业节能减排；“另一方面，在‘2030年碳达峰、2060年碳中和’的背景下，我国将对碳排放权的限额不断收紧，倒逼企业节能减排。”他透露。

经济导报记者多方了解到，目前山东省内电力行业已确定纳入“全国碳排放权交易市场”。

丁文磊估计，未来全国光伏产业将有万亿瓦左右的市场潜力。

原地消纳，碳排大省的新风口

据周勇的推算，山东碳排放量约占全国的十分之一，是不折不扣的碳排大省；与此同时，山东户用光伏组件装机量全国第一，风电装机量也在全国前列，可以说山东更是新能源产业大省。

根据2017年底山东省人民政府印发的《山东省低碳发展工作方案（2017—2020年）》，山东将在2027年提前实现“碳达峰”。

在此既定路线下，低碳将成山东发电企业的“硬杠杠”；而为了满足山东自身经济运转，在煤电以外“开源”势在必行。

周勇建议大力发展新能源发电，“如果不考虑土地成本的话，来自省内的清洁电力成本低于外调电力的成本。”

这个问题，也被业内称为新能源发电的“原地消纳”。

国家能源局局长章建华22日在国务院新闻办就《新时代的中国能源发展》白皮书有关情况举行发布会上表示：当前新能源的发展基本上不需要国家补贴，主要由市场决定，而现在最大的问题就是消纳。

“反观山东，碳排量大说明对新能源的渴求；企业投资建设新能源发电项目，不仅能实现减排目标、供出碳排放权，富余的电力并网后又是一笔收益。”丁文磊认为，山东应着重发展光伏项目，“不占用大片土地，工业厂房、农业大棚甚至住宅顶上都能安装，非常适合山东这种工矿企业比较密集的省份。”

可以想见的，是风口之下，大量资本将会涌入新能源发电领域，一如上述光伏板块“领涨”证券市场。

丁文磊也在自我提醒要坚守主业，“毕竟资本只是翅膀，实业才是基础。”他表示。

平价之后，光伏行业受到电价调整等政策性影响更小，与此同时，将进一步激活市场内生需求，释放行业高成长潜质。

　　“海外需求景气”“龙头集中度提升”“技术进步成本下降驱动光伏需求”“今年基金持光伏市值走势高增”，这些是记者在2020中国光伏行业年度大会上采访时听到最多的表述。

　　在受访的业内人士看来，国内12年光伏补贴时代虽然结束，但是光伏高成长之路正在开启。光伏发电在“十四五”初期具备实现平价和低价的条件，提升技术、降低成本是光伏发电行业长期努力的方向。此外，理顺政策后，将进一步激发光伏行业的成长动力。

　　内部收益率有望超8%

　　按照国家发改委、国家能源局公布的2020年光伏发电平价上网项目名单，光伏平价上网项目规模达33.1吉瓦，同比增124%，光伏平价项目远超市场预期，首次超过26吉瓦的补贴竞价项目。

　　东吴证券一位不愿具名分析师表示，从历史上看，光伏的成长性趋势更强，光伏装机的需求驱动始于各国光伏扶持和补贴政策的变化。参考海外经验，平价到来，驱动光伏装机暴增。2018年国内“5·31政策”刺激下全产业链价格大跌，组件低价刺激海外需求爆发，2018年海外装机58GW，同比增24%，2019年海外大部分地区已经平价，当年海外新增装机85GW，同比增45.7%。“从国内看，平价熨平政策周期，光伏将开启高成长之路。”

　　业内人士普遍认为，光伏平价项目首超竞价项目，充分说明平价项目回报率已具备吸引力。在三峡资本郑海军看来，随着光伏行业技术不断提升，成本不断下降，2012年-2019年，中国光伏组件与系统价格已分别下降了58%与65%。无补贴情形下，全国大部分地区光伏电站投资内部收益率仍可达6%-8%，甚至超过8%，全国大部分区域基本实现平价。“目前，各大央企、地方政府及相关部门正在积极扩大装机需求，真实装机规模可能远超出大家的预期。”

　　光伏行业“低估值、高增长”

　　远超预期的还有近两年光伏产业融资环境。记者梳理发现，2015年，只有43家光伏上市公司，今年光伏行业有80家上市公司，如果按照光伏业务占本公司30%以上计算，将有100多家上市光伏企业。尤其是今年光伏资本市场表现可谓完美。有统计数据显示，中国光伏上市企业有93家出现过涨停，今年10月9日最为疯狂，一个交易日有数十家中国光伏上市企业涨停。

　　中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华坦言，早在三四年前，光伏行业在金融界是“姥姥不疼、舅舅不爱”，听到光伏都躲得远远的。现在已成为资本的“宠儿”，投融资机构愿意投资光伏企业。“仅今年就有13家光伏企业上市，光伏行业市值超过2万亿元，特别值得指出的是，现在上市的光伏企业，不单单是传统意义上电池和组件企业，而是光伏设备企业、制造光伏专用设备企业、光伏专用材料企业等全产业链协同发展。”

　　上述分析师认为，光伏行业总体上是“低估值、高增长”。从今年基金持光伏市值走势来看“一路高歌”。去年基金持有光伏股票不到4%，今年基金持股达10%。“基金偏好布局龙头企业，比如基金持隆基已达18.2%。”

　　业内受访人士一致认为，全球178个国家已签订《巴黎协定》，146个国家设定了可再生能源目标，各国均在逐步加大光伏发电需求，在光伏全球需求处在上升通道的情况下，光伏产业链“钱景”光明。国内光伏行业总体发展已日趋成熟，洗牌充分，未来产业链发展将是龙头企业“强者恒强”。

　　理顺政策关系助力全新发展

　　“强者恒强”使得企业降低成本的优势更为明显，如今，无论是国际还是国内，光伏发电都是十年来成本下降最快的电源。根据国际可再生能源署统计，2010-2019年，光伏发电成本下降了82%，2019年并网的光伏发电项目电价，2/5低于并网的最便宜的化石能源电价；将于2021年并网的项目平均PPA（电力采购协议）为3.9美分/千瓦时，较最便宜的化石能源低1/5以上，低于12亿千瓦煤电的燃料加运行成本。

　　在业内人士看来，我国光伏发电降低成本的空间和潜力巨大，相对稳定发展的市场规模，能使光伏产品价格更贴近成本和反映成本变化，从而保障平价无补贴阶段光伏发电项目收益预期度，使市场持续良性发展。

　　国家发改委能源研究所可再生能源中心研究员时璟丽在会上发言指出，测算并预期2021年全国26个省份的集中式光伏和分布式地面光伏可实现平价，其中10多个省份可实现低价；17个省份全额平价上网屋顶分布式光伏发电具有经济性，如果分布式光伏发电自用电量达到20%，则大部分省份都具备经济性。

　　“对于无补贴平价增量项目，需要理顺各类政策，如电价形成机制、全额保障性收购制度、参与电力市场等之间的关系，尤其是完全平价的初始阶段，光伏发电新增项目需要政策给予一定的保障小时数，作为优发电量，执行燃煤基准价或者竞争配置电价。”时璟丽在发言中提醒，有几个问题需要重视，一是目前政策下，光伏发电平价是对标燃煤发电基准价，燃煤发电自2020年开始实施“基准价+上下浮动”，部分地区存在向下浮动可能性，且可再生能源面临被要求按浮动价后结算的压力。二是无补贴的新增项目部分电量参与电力市场，意味着项目经济性方面的不确定性和风险增加，但光伏发电由于白天出力特性，在竞争性电力市场中具有优势，其前提是公平的电力市场竞争环境。此外，明年将全面推行可再生能源绿色电力证书及交易，结合可再生能源电力消纳保障机制实施，也将对提升全面平价阶段光伏发电经济性、增强其在电力市场中竞争力起到一定作用。

12月8日，中国能建规划设计集团与内蒙古自治区鄂尔多斯市东胜区人民政府签署1GW风+5GW光储一体化项目投资开发框架协议，总投资238亿元。据北极星储能网不完全统计，目前在内蒙古、新疆、辽宁、广西已有六大“风光水火储一体化”项目，参与企业包含国家电投、大唐集团、中国电建、中国能建以及协鑫集团、明阳智能。

2020年8月，国家发改委、国家能源局共同发布了《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》。

文件指出，目前我国电力系统综合效率不高，源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显，亟待统筹优化。为提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率，更好指导送端电源基地规划开发和源网荷储协调互动，积极探索“风光火储一体化”“源网荷储一体化”实施路径。

“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发，结合当地资源条件和能源特点，因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充，并适度增加一定比例储能，统筹各类电源的规划、设计、建设、运营，积极探索“风光储一体化”，因地制宜开展“风光水储一体化”，稳妥推进“风光火储一体化”。其目的就是提升能源利用效率和发展质量，促进我国能源转型和经济社会发展。

业内普遍认为，一直以来，储能虽然非常热门，但由于没有很好的商业模式，专业的储能企业经营还存在一定困难。发展新能源清洁是必然方向，但是将给电网带来巨大挑战，也影响电力系统的安全，涉及到我们能源安全问题，尽管电网企业不应强制要求新能源企业配储能，但有理由对新能源并网质量提出要求，关键是要建立和完善市场机制，在仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益难以支撑行业发展、简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值。而制订了风光水火储，希望通过能源的多源互补解决波动性，提升清洁能源的应用，支撑能源转型，清洁发展。

虽然大型能源基地的表现形式也拔高了投资额，但短短3个月，市场主体企业表现出极大的热情，据北极星储能网不完全统计，截至目前，在内蒙古、新疆、辽宁、广西已有六大“风光水火储一体化”项目。其中中国能建就拥有两大项目。详情如下：

广西崇左风光水火储一体化能源基地

地点：广西崇左

投资金额：820亿

参建企业：中国能建规划设计集团

项目进度：11月27日签约

崇左市人民政府与中国能建规划设计集团签订“风光水火储一体化能源基地”投资开发框架协议。该协议涉及广西崇左“风光水火储一体化能源基地”建设和环境治理、矿区修复、智慧城市以及水利交通、土地整治、片区开发等领域，总计投资额820亿元。其中能源基地建成之后，每年可生产约190亿度电（新能源发电占比超过50%），将有效保障崇左市乃至广西的电力供应，助力建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系。

内蒙古鄂尔多斯“风光火储”大型综合能源基地

地点：内蒙古鄂尔多斯

项目进度：12月8日签约

参与企业：中国能建规划设计集团

中能建响应国家能源局《关于开展风光水火储一体化指导意见》要求，在鄂尔多斯市东胜区已规划建设4座2台1000兆瓦坑口煤电的基础上，补充开发风光储等能源。该项目将充分发挥“风光火储”一体化模式下清洁能源高效利用优势，有效整合当地坑口煤电资源，打造吉瓦级“风光火储”一体化大型综合能源基地。能源基地建成后，每年可生产约330亿千瓦时电能，其中新能源发电占比超过41%。

内蒙古鄂尔多斯风光火储一体化项目

地点：内蒙古鄂尔多斯

项目进度：12月7日，发布总体规划中标公示

参建企业：大唐集团、中国电建集团成都勘测设计研究院

12月7日，大唐集团日前启动了内蒙古鄂尔多斯区域风光火储输综合能源基地总体规划编制招标，为中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司以67.8万元投标报价中标。

内蒙古通辽“火风光储制研一体化”示范项目

项目进度：11月9日正式开工

地点：内蒙古通辽市

参建企业：明阳智慧能源

总投资：137.5亿

内蒙古通辽市“火风光储制研一体化”项目计划建设新增170万千瓦风电、30万千瓦光伏，同步配套建设32万千瓦储能（时长3小时，容量96万千瓦时），其中项目一期投资约70亿元，建设风电90万千瓦，储能17万千瓦/51万千瓦时，分别在开鲁县布局风电60万千瓦，奈曼旗布局风电30万千瓦，预计2021年整体并网发电运行。

新疆昌吉州风光火储一体化项目

项目进度：11月23日签约

参建企业：协鑫协鑫（集团）控股有限公司

11月23日上午，新疆昌吉自治州人民政府与协鑫（集团）控股有限公司新疆准东区域风光火储一体化示范区合作框架协议签约仪式在昌吉市举行。

辽宁铁岭清河区“风光火储一体化”示范项目

项目进度：11月6日签订战略合作协议。

项目地点：辽宁省铁岭市

参建企业：国家电投清河发电公司

国家电投国家电投清河发电公司与铁岭市清河区人民政府签订“风光火储一体化”示范项目战略合作协议。据国家电投表示，挖掘区内外风光能资源禀赋条件，综合利用厂内废弃场地、曹家沟灰场、荒山荒坡荒地等条件，立足于增加地区新能源容量，积极开拓外部新能源市场，通过自建项目、合作开发、股权收购等方面，积极开拓新能源市场份额，加速企业转型发展。

近两个月以来，我国政府反复强调“2030年碳达峰，2060年碳中和”，给出到2030年中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右的历史性承诺。

　　其中，政府还提到2030年风电和太阳能发电中装机容量将达到12亿千瓦以上。而截止到今年9月底，我国风电和光伏发电并网装机合计4.46亿千瓦。这意味着，我国风电和光伏领域未来十年每年平均至少会有7500万千瓦以上的装机量，复合年增速约为10%。

　　国家能源局预计今年年底光伏发电装机规模将超过风电，成为全国第三大电源。此外，按照下图光伏累计装机容量过去多年来远高于风电的增速，结合可再生能源中水电装机量增速缓慢的因素，可以预计未来光伏将是驱动我国能源发展的新能源的中坚力量，未来十年光伏装机容量年均复合增长率或保持在15%以上。

　　也许有人会问：除了光伏和风电，新能源不是还有水电、生物质能源、核电等吗，为何单单看好风电和光伏产业?

　　水电因受制于地理条件等因素，提升空间较小;核电亦在地理位置上受限，且安全问题不允许大规模装机;生物质发电目前规模发展还存在很大的问题。所以，光伏和风电显然是可预见的未来下新能源最好的选择。

　　在政策支持与技术进步催化下，我国光伏度电成本在过去十年已经下降89%，是成本下降最为迅速的可再生能源，经济性优势明显。而受益于电网消纳的改善，今年前三季度，全国弃光电量32.5亿千瓦时，弃光率1.9%，同比下降1.0个百分点，达到了历史低位。

　　全球多国碳中和目标带来更大商机

　　全球变暖危机已经迫在眉睫，不只是中国，全球都在转向新能源，这个趋势已经不可逆转。

　　世界各国都开始加大力度应对全球变暖问题，纷纷提出碳中和目标。在中国之后，日本和韩国亦出台了碳中和目标，其中韩国力争在2050年前实现碳中和，日本将利用太阳能的作用在2050年实现碳中和目标。

　　2020年初，欧盟率先立法确定了2050年实现地区“碳中和”的总体目标。而拜登将在上任美国总统当天重新加入《巴黎协定》，提出每年将拿出5000亿美金实现碳中和，未来五年美国市场光伏需求可能较原预期提升一倍以上。美国一旦开始大规模普及新能源计划，无疑将会带动全球加速向光伏领域的发展。

　　目前我国光伏产能位居全球第一，但因国内产能过剩，其中有约70%的产品需要出口。2008年金融危机发生后，欧美出于保护国内的光伏产业，持续打压我国光伏产业。直到过去两年，海外市场需求复苏，带动了我国光伏组件出口的大幅增长，2018年及2019年分别同比增长50.6%及61.1%。

　　海外市场的复苏，使我国光伏组件领域的头部企业受益较大，在2019年，东方日升(300118-CN)出口额同比增长近95%、晶澳科技(002459-CN)海外组件出货同比提升13.3%;隆基股份(601012-CN)今年上半年的光伏产品出口同比增长62.5%，天合光能(688599-CN)、阳光能源(00757-HK)等其他企业海外出口额亦有不错增长。龙头企业持续领跑组件出口，强者恒强格局明显。

　　而随着欧美等外围市场碳中和的目标实施，在不考虑贸易摩擦情况下，我国光伏组件的出口量将继续受益于外围市场。但也应该注意到，目前光伏产品的出口比例较高，如果贸易保护主义越演越烈，产品出口可能受到影响。

　　行业步入依靠自身经济型发展阶段

　　当前光伏行业在许多国家和地区已经成为最廉价的能源形式，平价上网已成熟。根据国际可再生能源署发布的报告来看，全球光伏发电成本从2010年的0.378美元/千瓦时，下降到2019年的0.068美元/千瓦时，降幅近8成。

　　目前在我国也已初步实现平价，光伏产业到达了依靠自身经济型发展的阶段。2021年是我国光伏补贴退坡的一年，加上平价上网时代来临，我国光伏行业也宣告进入市场化，市场将成为行业发展的最终驱动力。

　　在这种背景下，光伏企业降本增效成功与否关于到企业的存亡。在平价上网时代，光伏行业及企业面临的首要考验是对价格的控制。近年来，众多光伏企业依靠科技创新，大大降低了光伏发电的技术成本。

　　我国过去十年光伏度电成本下降近90%，未来仍有大幅降本的潜力。随硅料成本的大幅下行，晶硅电池组件成本大幅下降，成为太阳能电池中的绝对主流。保利协鑫(03800-HK)在十年前通过冷氢化技术升级，实现了硅料成本快速下降，盈利能力的提升帮助公司获得显著超额收益。在2015年，协鑫多晶硅和多晶硅片产能分别达到7万吨和14GW，市占率分别高达30%和40%，均列全球第一。

　　四五年前的隆基股份通过金刚线切割，实现单晶硅片成本下降，2019年公司ROE达23.93%，而在2013年仅为2.42%。

　　实现平价上网，意味着光伏发电要像火电和水电等一样迈向常规能源之列。那么，硅料的价格能否像煤炭和油气等形成可控、可调的稳定价格机制，也是摆在行业的一大问题。

　　整体 来看，在光伏电池组件效率持续提升、材料成本不断下降以及弃光率不断改善，为我国光伏发电实现大规模发展打下了基础，这也是我国能提出40年后实现碳中和宏伟目标的底气。