2020年岁末，“30·60”碳目标成为能源界无可置疑的第一“热词”。

9月22日，国家主席习近平在第75届联合国大会一般性辩论上向世界郑重承诺：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，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。

12月12日，习近平在气候雄心峰会上进一步宣布：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，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

国家领导人短期内在多个重大场合就碳减排进行表态，彰显了中国在应对气候问题上的雄心壮志和坚定决心。这一目标承诺对于全球气候治理的推进是一个巨大鼓舞，但对于我国的经济体系、能源发展而言，则是一个巨大挑战。

碳中和目标的提出，让能源革命有了清晰明确的发展路线图，也给能源转型设定了总体时间表，能源结构转型需加速向前推进。作为推动可再生能源发展的关键技术，储能的发展已成为实现碳中和目标中日益迫切的需求。2030可再生能源目标的宣布，再次引起产业界对储能的热议。储能在碳中和目标中具有怎样的战略地位、储能如何有力支撑碳中和目标的实现、在碳中和目标推动下储能发展面临着怎样的机遇与挑战？针对业界关注的热点与焦点，储能联盟为大家详细解析储能如何助力碳中和目标的实现。

请您谈谈储能的发展对于实现碳中和目标的必要性？储能如何支持碳中和目标的实现？

岳芬：同欧、美从碳达峰到碳中和的50-70年过渡期相比，我国碳中和目标隐含的过渡期时长仅为30年，这就意味着更快速的节能减排路径，实现难度更大。当前来看，加速能源结构转型，可再生能源担当主力能源是主导方向。随着风能、太阳能规模化发展和技术进步，可再生能源的成本显著下降，将逐步取代化石能源发电成为主导能源。预计2022年左右，我国光伏、陆上风电将进入平价时代，2025年光伏和陆上风电度电成本很可能将降至0.3元/kWh以下。2035年，风电、光伏度电成本降至0.23元/kWh、0.13元/kWh，新能源+储能在大部分地区实现平价。

在可再生能源大规模发展的背景下，必然对储能提出更大的需求。储能联盟整理的各权威机构预测的储能规模如下：

国家发改委能源研究所：2015年发布的《中国2050高比例可再生能源发展情景暨路径研究》预测，至2050年可再生能源发电比重从“参考情景”的46%上升到“高比例可再生能源情景”的85%以上，风电、太阳能发电成为实现高比例可再生能源情景的支柱性技术。预计2050年，中国的抽水蓄能装机容量达到140GW、化学储能达到160GW。

国际能源署(IEA)：2018年预测，到2040年，可再生能源预计将占全球新增产能的一半以上的场景下，可再生能源的强劲扩张对灵活性（电力系统快速适应电力供应和需求变化的能力）的需求将增长约80%。预计到2030、2040年，中国规模化储能电站（除抽水蓄能外）将分别达到25GW、50GW。

中国投资协会联合落基山研究所：2020年发布的《零碳中国·绿色投资：以实现碳中和为目标的投资机遇》报告预测，在碳中和目标下，2050年，中国光伏和风电将占到电力总装机量的70%。相应地，电化学储能将由2016年的189MW增长到510GW，年均增长率达26%。

国际可再生能源机构(IRENA)：2020年4月在阿联酋阿布扎比正式发布的（Global Renewables Outlook: Energy transformation 2050）报告，预测“转型能源情景”下，73%的装机容量和超过60%的发电量将来自光伏和风电，全球固定式储能（不包括电动汽车）需要从目前的约30GWh增加到2030、2050年的745GWh、9000GWh。

中关村储能产业技术联盟（CNESA）：根据CNESA的预测，保守场景下，2021-2025年中国新型储能（除抽水蓄能外）复合增长率将保持在55%左右，2025年，中国市场储能装机规模将达到60GW，新型储能（除抽水蓄能外）市场的累计装机规模将超过20GW；理想场景下，2021-2025年中国新型储能（除抽水蓄能外）的复合增长率将超过65%，2025年，中国市场储能装机规模将达到100GW，新型储能（除抽水蓄能外）市场的累计装机规模将超过30GW。

碳中和目标的提出将给储能发展带来哪些新的机遇，十四五产业发展面临着哪些挑战？

俞振华：碳中和目标的提出将加快推动可再生能源的跨越式发展，必将对储能提出更高的要求。为推动能源革命和清洁低碳发展，“十四五”可再生能源装机规模将实现跨越式发展，“可再生能源+储能”已成为能源行业的共识，成为支撑可再生能源稳定规模化发展的关键和当务之急。“十四五”我国可再生能源将全面进入平价上网时代，给予“可再生能源+储能”合理的价格机制，是解决当前可再生能源发展面临的经济性和利用率约束的迫切途径，支撑储能规模化应用政策和配套条件亟需出台。

新能源跨越式发展以储能为支撑。得益于良好的政策扶持，我国新能源汽车产业发展迅速，也带动了储能用电池技术的进步，我国储能产业化发展基础也已形成。当前，储能作为支撑新能源跨越式发展的战略性新兴产业被首次提出，产业配套协同发展的趋势显著，新经济形势下需要以储能为支撑构建新经济增长点，为我国经济社会发展提供支持。

电力市场化释放储能应用空间。随着电力市场化改革深入，市场规则开放了储能参与市场的身份，相应规则面向储能予以调整，辅助服务市场内各类服务和需求响应机制成为储能获取额外收益的重要平台。但整体来看，储能虽获得了参与市场的入场券，但其调度、交易、结算等机制还难与储能应用全面匹配，还需市场机制进行针对性细化调整。

对当前储能产业发展您有哪些具体的建议？

陈海生：过去十年储能产业发展在技术、应用、商业模式等方面都取得了很大进展，但随着能源行业的快速发展和电力市场化改革进程的推进，储能行业的发展还面临的一些深层次的问题，需要从以下几个方面发力：

一是加快先进储能技术研发，增强我国储能产业竞争力。解决先进储能技术“卡脖子”问题，以点带面，完善先进储能技术产业链，促进国内储能技术高质量发展，进一步保持我国储能产业领先地位。

二是积极引导可再生能源与储能协同发展应用。应做好前瞻布局和规划研究，避免资源无效配置；明确储能准入门槛，确保储能高质量应用；落实配套项目应用支持政策，推动友好型可再生能源模式发展。短期来看，有必要出台过渡政策以支持可再生能源与储能协同发展，研究储能配额机制，提高“绿色电力”认定权重，发挥储能平抑波动、跟踪出力、减少弃电和缓解送出线路阻塞等价值，提高可再生能源消纳能力，全面提升可再生能源的利用水平。长远来看，现有度电成本高于传统火电成本的情况下，应建立价格补偿机制，实现“绿色价值”的成本疏导。

三是积极推进储能市场机制建设。继续推行可操作的“按效果付费”机制，以反映储能快速、灵活调节能力的价值；同步解决储能参与市场应用的困难和问题，探索建立电力用户共同参与的辅助服务分担共享机制，适时将现有市场机制与现货市场试点建设紧密衔接，建立符合市场规律的长效发展机制；明确储能电站在土地审批、并网等方面的手续，扫清储能参与电力市场的机制障碍。

四是完善标准体系建设，保障产业高质量发展。进一步完善储能规划设计、设备试验、并网检测、安全运维、消防等技术标准，建立储能实施的门槛。推进储能技术创新与标准化协同发展，解决储能设施参与系统运行的关键问题，有效保障我国储能储能产业高质量发展。

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）和《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）关于户用光伏项目管理有关要求，全国共有30个省份报送了户用光伏项目信息（西藏无纳入2020年财政补贴规模户用光伏项目，未报送）。

　　根据各省级能源主管部门、电网企业报送信息，经国家可再生能源信息管理中心梳理统计，2020年11月新纳入国家财政补贴规模户用光伏项目总装机容量为349.72万千瓦。截至2020年11月底，全国累计纳入2020年国家财政补贴规模户用光伏项目装机容量为1012.26万千瓦。详细情况见附表。

　　附表：纳入2020年国家财政补贴规模户用光伏项目装机容量统计表（截至2020年11月30日）

12月10日，2020年中国光伏行业协会年度大会上，业内外普遍认为，要实现中国的碳中和目标，能源生产的零碳化是重中之重，加速发展风电、光伏等零碳能源，替代煤电等化石能源是碳中和的必由之路，光伏将在“十四五”期间迎来一个加速发展阶段。

    “中国碳中和目标提出后，能源主管部门正基于这一目标加紧修改‘十四五’风电、光伏的发展规划。”国家能源局新能源司副司长任育之表示，从目前的情况来看，“十四五”新增光伏发电装机规模需求将远高于“十三五”。

基于对光伏未来前景看好，光伏投资商们正加码投资“十四五”。

光伏电站规模全国排名第二的中广核新能源副总经理刘路平透露，公司计划在“十四五”期间年均新增光伏装机超过1.2GW。

正泰新能源总裁陆川表示，公司计划在“十四五”期间每年开发不少于1.5GW的光伏电站，新增光伏总装机不少于10GW。

有明晰的规划，还面临哪些挑战？如何高质量发展？陆川表示，“十四五”期间，光伏发电可用的土地越来越紧张，需要大力发展分布式光伏电站。同时需要电网政策改革，打破隔墙售电的限制，解决光伏带来的消纳挑战。

     “从产业端来看，光伏电站辅材的供应短板近期较为凸显。”中国光伏行业协会副秘书长刘译阳称，由于光伏玻璃供应不足，今年光伏电站新增装机少装了10GW。“希望主管部门放开光伏玻璃新建产能的限制政策。”刘译阳呼吁道。

     “光伏发展成本下降面临着降低非技术成本的挑战。”天合光能董事长高纪凡表示，随着总成本下降，光伏行业非技术成本占比越来越高，大概有15%的成本企业不能控制，希望相关部门加大对非技术成本的减负力度。

从系统端来看，大规模发展具有波动性的光伏将给电网消纳带来挑战。任育之称，“十四五”期间，光伏发电仍需要破解诸如怎么继续以较快速度扩大规模、如何融入电力系统以及如何成功参与电力市场等问题。

“未来，我们还需继续推动光伏发电技术进步，鼓励企业加大光伏零部件制造技术的补短板力度，加大与光伏密切相关的储能、智能电网、智能控制的研发力度。”任育之透露，“十四五”期间国家能源局将推进一批示范项目建设，推动“光伏+储能”、光伏制氢、光伏直供等新产业新业态，并实施一批行动计划。另外，为推动光伏发电成本下降，国家能源局正在谋划“十四五”期间新能源发展布局、基地示范工程行动计划，考虑在三北、西南布局多个千万千瓦级的新能源基地，在各地推动建设一批百万千瓦级的光伏发电平价基地，并推动屋顶和地面分布式光伏发电的建设，使分布式光伏规模实现跨越式发展。

12月14日，A股光伏板块表现强劲。截至当日收盘，光伏指数整体上涨3.59%，光伏玻璃指数上涨4.91%，金晶科技涨停，福莱特上涨6.64%，光伏屋顶指数上涨4.53%，晶澳科技、福斯特涨幅均超过7%。

光伏行业在A股市场的强劲表现与行业日益显现的确定性有关。在日前举行的气候雄心峰会上，中方进一步宣布：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，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

在研究机构看来，受益于中国的这一表态，光伏行业成长空间已经打开，将迎来快速发展期。东北证券指出，此次表态是继碳中和目标后，为未来落实该目标的具体举措指引。今年4月，《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》中提到，力争在2030年非化石能源消费占比20%的战略目标。此次目标指引提升至25%，并且明确风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。该机构测算，预计2021年至2030年国内光伏、风电年均新增装机容量将分别达127GW、48GW，年均复合增长将分别达17.95%、10.16%，行业驶入发展快车道。

国金证券研究则指出，本次中方明确2030年非化石能源消费占比达到25%的表态符合市场预期，但对新能源产业来说仍然是一剂强力的定心丸。对于2030年风光总装机量达到12亿千瓦以上，参考“十三五”太阳能规划中制定的光伏装机目标为105GW以上，而实际到今年底的完成规模预计超过240GW。从目前的行业实际发展情况来看，这一目标有可能在“十四五”期间就实现，而2030年的累计风光装机则可能超过20亿千瓦。

在12月10日举行的2020年中国光伏行业年度大会上，国家能源局领导表示，国家发展改革委、国家能源局正在测算“十四五”“十五五”时期新能源的发展目标。从目前的情况来看，“十四五”新增光伏发电装机规模需求将远高于“十三五”。中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华预测，到2025年，可再生能源在新增发电装机中占比将达到95%，光伏在所有可再生能源新增装机中占比将达到60%。

东北证券数据显示，过去十年可再生能源成本快速下降，2010年至2019年全球范围内光伏发电、光热发电、陆上风电和海上风电项目加权平均成本分别下降了82%、47%、39%和29%，其中光伏发电降本最为显著。同时，全球光伏中标电价屡创新低，在众多国家已成为最具竞争力的电力产品，逐步迈向平价时代。

国家主席习近平12日在气候雄心峰会上通过视频发表题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，宣布中国国家自主贡献一系列新举措。

习近平提到：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，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

习近平强调，5年前，各国领导人以最大的政治决心和智慧推动达成应对气候变化《巴黎协定》。5年来，《巴黎协定》进入实施阶段，得到国际社会广泛支持和参与。当前，国际格局加速演变，新冠肺炎疫情触发对人与自然关系的深刻反思，全球气候治理的未来更受关注。

习近平提出3点倡议：

第一，团结一心，开创合作共赢的气候治理新局面。在气候变化挑战面前，人类命运与共。中方欢迎各国支持《巴黎协定》、为应对气候变化作出更大贡献。

第二，提振雄心，形成各尽所能的气候治理新体系。各国应该遵循共同但有区别的责任原则，根据国情和能力，最大程度强化行动。发达国家要切实加大向发展中国家提供资金、技术、能力建设支持。

第三，增强信心，坚持绿色复苏的气候治理新思路。大力倡导绿色低碳的生产生活方式，从绿色发展中寻找发展的机遇和动力。

习近平强调，中国为达成应对气候变化《巴黎协定》作出重要贡献，是落实《巴黎协定》的积极践行者。中方已经宣布将提高国家自主贡献力度，我愿进一步宣布：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，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。中国历来重信守诺，将以新发展理念为引领，在推动高质量发展中促进经济社会发展全面绿色转型，脚踏实地落实上述目标，为全球应对气候变化作出更大贡献。

习近平最后强调，“天不言而四时行，地不语而百物生。”地球是人类共同的、唯一的家园。让我们继往开来、并肩前行，助力《巴黎协定》行稳致远，开启全球应对气候变化新征程！

气候雄心峰会由联合国及有关国家倡议举办，旨在纪念《巴黎协定》达成五周年，进一步动员国际社会强化气候行动，推进多边进程。

新增装机已连续8年全球第一的中国光伏行业，未来5年还要继续爆发式增长。

　　这是昨天中国光伏行业协会在义乌召开的“2020中国光伏行业年度大会”上传出的最新信息。协会副理事长兼秘书长王勃华在会上表示，根据中国“碳达峰”和“碳中和”的目标，一般预计“十四五”期间国内年均新增光伏装机规模可达70吉瓦，乐观预计的规模将达到90吉瓦。

　　此前，业内曾预期“十四五”光伏新增装机容量达250吉瓦，年均50吉瓦以上。显然，上述最新的预估数字已大大超出预期。

　　中国已基本实现发电侧平价上网

　　据王勃华介绍，过去5年光伏4个主要环节——多晶硅、硅片、电池片、组件，全都实现翻倍增长。其中硅片增长最多，超过了2倍，电池片增长也接近两倍。

　　在应用市场方面，到今年底预计国内累计装机将达240吉瓦。“这是什么概念？相当于我们上一个5年末的5.6倍。预计今年新增装机40吉瓦，将增长32.9%。”

　　而出口方面也保持了非常良好的发展态势，预计“十三五”要超过800亿美元。这其中有两个特点：一是硅料的进口比例在快速下降；二是随着海外市场分散度的提高，企业在海外的抗冲击能力在加强，稳定度在提升。

　　最后是技术方面，他表示，中国光伏技术的特点就是日新月异，每个环节都在变化，迭代速度非常快。

　　“应该说，到目前为止，我们拥有全球最好的有利于光伏发展的政策环境。”王勃华如是解释行业近年来快速发展的原因。

　　他表示，随着应用端政策一年年推出，补贴水平在逐年下降。发展到现在，中国已基本实现了发电侧的平价上网。这其中，政策起到很大的作用。

　　“十四五”装机目标有望大幅提高

　　展望行业未来，王勃华引用了IEA（国际能源署）的分析称，从2019年到2025年，可再生能源将要满足99%的全球电力需求增量。到2025年，光伏在所有可再生能源新增装机里占比将达60%，而整个可再生能源在新增装机里占比要达到95%。

　　“这个95%乘以60%，是相当大的比例。”王勃华说，可再生能源将会成为全球发电量的最大主体。尽管今年全球发电市场有所收缩，但可再生能源占比仍在提高，预计将达27%，到2025年可能达到33%。

　　他表示，协会对行业“十四五”的发展比较乐观。因为全球对可再生能源、光伏发展的重视程度正在快速提升，尤其是最近几个月。即使今年疫情严重，全球投资者对可再生能源的投资热情不减。预计一般情况下，到2025年，全球年均新增装机会达到200多吉瓦。

　　“至于中国，国家能源局在规划方面已做了很多工作。但根据2030年和2060年的‘碳达峰’‘碳中和’目标，现在不说推倒重来吧，至少要重新考虑。换句话说，就是要大踏步提高。”王勃华表示，按照协会专家的分析倒推，如果中国2020年非化石能源占比要达到20%这个目标的话，国家给光伏的任务平均下来每年就要装机70吉瓦左右，整个“十四五”需要350吉瓦。在更乐观的情况下，需要每年新增装机90吉瓦。

　　国家能源局新能源司副司长任育之也在会上表示，从目前的发展情况看，“十四五”的新增光伏发电装机规模将远高于“十三五”。

　　一大批光伏项目、政策规划在路上

　　另据任育之透露，目前能源局正在谋划“十四五”期间新能源发展布局、基地、示范工程、行动计划等，考虑在三北、西南布局多个千万千瓦级的新能源基地，在各地推动建设一批百万千瓦级的光伏发电平价基地，还要推动屋顶和地面分布式光伏发电的建设，使分布式光伏规模实现跨越式发展，从而以超大市场规模支持国内光伏发电成本的持续下降。

　　他同时表示，“十四五”期间将推进一批示范项目建设，推动“光伏+储能”、光伏制氢、光伏直供等新产业新业态，并实施一批行动计划，促进光伏发电多点开花。

　　商务部贸易救济调查局副局长李勰在会上对光伏企业提出三点建议：一是加大风险防控，提高发展的确定性；二是加强企业合作，不要相互拆台；三是需要企业家精神。“需要有企业家在行业遇到危机时挺身而出，带领自己的企业和更多企业积极应对，度过严冬，等到春暖花开。”

日前，山东省能源局发布《关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知》，称2021年电力用户市场准入条件维持2020年标准不变。2021年，全省电力市场化用户用电规模约1900亿千瓦时。

　　上述《通知》称，将积极推进地方公用燃煤热电联产机组进入市场、有序放开集中式新能源发电机组进入市场。2021年起，鼓励具备条件的集中式新能源发电企业进入电力市场参与交易，签订市场交易合同的新能源企业在电网调峰困难时段优先消纳。电力现货市场连续结算试运行前，新能源发电企业按照自愿原则与售电公司、批发用户签订中长期交易合同；电力现货市场连续结算试运行期间，新能源发电企业按照我省电力现货市场交易规则参与电力现货市场交易。

　　按照2020年全省市场电量规模测算，2021年售电公司、批发用户最低需消纳的非水可再生能源电量约270亿千瓦时。同时，严格零售市场管理，与两个及以上售电公司签订并提交代理协议的用户，取消其2021年市场交易资格，计入电力市场信用记录。

截至目前，分布式光伏尚未脱离补贴依赖。2018年“5·31”政策发布后，我国光伏补贴开始下调。按照今年的最新文件，工商业分布式光伏和户用分布式光伏补贴分别为每千瓦时0.05元和0.08元。虽然较上年下降超50%，但仍享受国家补贴。

“光伏发电成本的不断下降为分布式光伏规模化发展扫清了道路，越来越多的企业看好分布式光伏的投资价值。在二氧化碳排放力争2030年前达峰、努力争取2060年前实现碳中和的目标下，分布式光伏将成为其中不可或缺的重要组成部分。”日前，中国光伏行业协会副秘书长王世江在第四届分布式光伏嘉年华上表示。

据国家能源局公布的最新数据，今年前三季度，我国光伏发电新增装机规模达1870万千瓦，其中分布式光伏新增装机规模为866万千瓦，占比46.31%，不断缩小与地面光伏电站的差距。但截至目前，“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏和户用分布式光伏仍享有每千瓦时0.05元和0.08元的补贴。在光伏发电距离平价上网只差临门一脚的情况下，分布式光伏应如何面对平价上网新挑战？

拓展应用场景

在全国工商联新能源常务副会长陆川看来，近年来，我国分布式光伏发展迅猛，市场规模不断扩大，其占全国光伏发电新增装机规模的占比从2015年的不到10%提升至目前的40%以上。

国家发改委能源研究所可再生能源研究中心研究员时璟丽表示，努力争取2060年前实现碳中和的新目标对光伏等可再生能源提出了更高的发展要求。按照行业内的预测，未来5年，我国光伏发电新增装机规模以7000万千瓦/年的速度增长，那么每年分布式光伏发电新增装机规模将达到3000万千瓦/年，市场空间较大。

“随着光伏全面实现平价上网，拓展分布式光伏的应用场景将是扩大规模的关键因素。”时璟丽说，根据国家发改委能源研究所《中国可再生能源展望》，考虑建筑、铁路、高速公路、水面、农业设施等，光伏的应用潜力超8亿千瓦。

在政策支持下，建筑正在成为光伏企业的新发力点。以北京为例，11月底，北京市发展改革委与市财政局、市住房城乡建设委联合印发了《关于进一步支持光伏发电系统推广应用的通知》，明确设定光伏建筑一体化的补贴标准。今年以来，正泰新能源、晶科科技、隆基股份等都先后推出了光伏建筑一体化产品，上马光伏建筑一体化示范项目。

王世江直言，分布式光伏发电全面实现平价上网后，各种应用场景将支撑其形成更大的市场规模。

推行市场化交易

一直以来，补贴是支持光伏产业发展的重要因素之一。多位光伏企业高管告诉记者，分布式光伏市场规模的不断扩大和民众接受程度密不可分。在光伏发电成本尚在高位之时，补贴是吸引用户安装光伏的重要因素，因此前几年的分布式光伏市场以工商业用户为主。随着价格的持续降低，普通民众也开始可以接受光伏电力，市场开始从以工商业分布式光伏为主转向户用分布式光伏。

但截至目前，分布式光伏尚未脱离补贴依赖。2018年“5·31”政策发布后，我国光伏补贴开始下调。按照今年的最新文件，工商业分布式光伏和户用分布式光伏补贴分别为每千瓦时0.05元和0.08元。虽然较上年下降超50%，但仍享受国家补贴。

随着光伏平价上网逐渐临近，如何持续提升分布式光伏的经济性，建立可行的商业模式是该细分市场要面对的重要课题。

元一能源副总裁陆少聪认为，分布式光伏项目收益的不确定性容易造成技术风险、商务风险和法律风险，还可能导致项目融资困难。

为此，一方面光伏企业应加大分布式光伏专业产品研发，不断降低成本。另一方面，业内正在探索分布式光伏市场化交易。“隔墙售电”是目前的试点模式，即允许分布式项目通过配电网将电力直接销售给邻近的能源消费者，电网公司就输配电服务仅收取“过网费”。虽然由于过网费界定问题，项目成果有限，但在政策的推动下正在“破冰”。

适应电网需求

此前，在体量有限的情况下，分布式光伏被看作是产业的配角。“5·31”政策发布后，“调结构”成为现阶段我国光伏产业发展目标之一，集中式光伏和分布式光伏的装机占比逐渐趋于平衡，分布式光伏开始走上更大的发展舞台。

而装机规模的快速增长为电网安全稳定运行带来了新挑战。国家电网电力调度控制中心副总工程师裴哲义表示，大量分布式光伏项目并网，一是降低了电网的抗干扰能力，二是改变了配电网的形态，使其从无源状态发展为有源。

裴哲义认为，提升电网对可再生能源的接受能力就要增强电网的灵活性。比如进一步对火电进行灵活性改造，或加强储能发展等。

针对分布式光伏项目，配置储能成为可行性较高的方式。今年以来，多家企业以“光伏+储能”为切入点发布产品，以实现在用电侧对电网形成一定支撑。

国网能源研究院新能源与统计研究所高级工程师冯凯辉指出，随着分布式光伏对电网的影响不断加大，未来需要对分布式光伏项目实现可观、可测、可控，对分布式光伏项目进行模式化管理。

冯凯辉总结，未来分布式光伏有三大发展趋势：一是从规模总量上看，分布式光伏装机规模占比将大幅增加；二是从物理形态看，分布式光伏发展呈现分布广泛化、多元集成化和管理平台化趋势，“光伏+储能”等形式将逐步推进；三是从市场定位看，分布式光伏不再是简单的电源角色，正与市场化改革深入融合、相互促进。

自9月22日到现在以来，碳中和成为了能源圈当之无愧的“网红词汇”。无论是哪种能源类型，都能和碳中和扯上关系。可再生能源行业尤其激动，一时之间似乎可再生能源未来就是发电的主流。

最近央视新闻联播，报道了全球清洁能源开发与投资报告的发布。这个报告中，提出了实现全球经济性好的90个光伏基地的投资建议，为全世界各个国家，提供了加速落实碳中和的方案。11月初，生态环境部办公厅也下发关于公开征求《全国碳排放权交易管理办法（试行）》（征求意见稿）和《全国碳排放权登记交易结算管理办法（试行）》（征求意见稿）意见的通知。这一系列的操作又将碳中和推向了高潮。

两份征求意见稿披露了全国碳排放交易市场的基本运行规则，纳入全国碳排放权交易市场管理的主体为：年度温室气体排放量达到2．6万吨二氧化碳当量及以上的企业或者其他经济组织，全国碳排放权交易市场的交易产品为碳排放配额以及其他产品。

管理办法提出，重点排放单位可使用国家核证自愿减排量（CCER）或生态环境部另行公布的其他减排指标，抵消其不超过5％的经核查排放量。1单位CCER可抵消1吨二氧化碳当量的排放量。用于抵消的CCER应来自可再生能源、碳汇、甲烷利用等领域减排项目，在全国碳排放权交易市场重点排放单位组织边界范围外产生。

这意味着，管理办法确认，CCER抵消机制是碳排放权交易制度体系的重要组成部分。光伏和风电等减排项目可以将其产生的二氧化碳减排量，在全国碳市场出售，获取经济收益。

其实简单的来说就是当企业排放了一定量的二氧化碳，就可以通过安装光伏电站来实现碳中和。这也意味着，发出来的电不但可以自用，多出来的电还可卖给国家赚钱。在补贴领完的情况下，还可以卖碳，实现碳中和。

根据光伏项目开发CCER的经验来看，100MW的光伏项目每年可以开发出11万吨CCER，全生命周期内最多可以开发21年，全生命周期内最多可以开发出231万吨CCER。根据当前北京CCER成交价20元／吨计算，100MW的光伏电站通过碳交易可以额外增加4620万的收益，相当于1．5年的发电量收益，也相当于每度电可额外收益2．3分。这部分收益可以有效降低7％左右的LCOE（按年利用小时数1000小时，上网电价0．3元／kWh测算），可保障全国光伏电站实现平价上网，甚至低价上网，其经济效益和环境效益显著。随着全国统一碳交易市场的逐渐成熟，未来CCER价格将远不止于此，其对降低度电成本的贡献也将同步上升。

在中国加速实现碳中和的背景下，绿色能源一直都是备受提倡的。发展光伏产业也将会成为未来“大趋势”，。所以，今天你参与到光伏行业了吗？没有的话抓紧安装哦，为实现规划提出的远景目标做贡献，你也可以！加入能环宝，在实现目标的同时，为自己创造更多的财富！