近期，光伏全产业链可谓“涨声”不断。

继新疆疫情、硅料生产事故等诸多因素导致的硅片、电池、组件等其他制造环节的价格普涨之后，通威股份日前宣告电池片价格上涨近一成的公告，再度引发业内哗然。

而上游原材料价格上涨，也带动辅材价格涨价，据了解，支架价格现在每吨上涨50-100元，其他线缆成本也有相应的涨幅，连续上涨的铜价，也让辅材线缆一天一个价。

光伏辅材的应声而涨，加之近期多家辅材上市的消息，把“低调”的辅材端推到了风口浪尖。

事实上，除去电池片以外的其他材料——辅材在光伏组件生产中占据重要地位。

由于光伏辅材受制于包括技术、客户资源、产品认证以及资金壁垒限制，阻碍了新参与者进入。近年来，伴随着国内技术进步，国产辅材有望实现对海外材料份额的取代。一起来看看辅材端的细分领域及其国产化进程情况。

EVA胶膜：

由于中国光伏组件产量快速增长，对EVA胶膜的需求也越来越旺盛。早在2007年，中国就已成为世界最大的EVA胶膜需求国。

目前而言，光伏胶膜生产工艺较为成熟，行业竞争较为充分。

随着技术的成熟和规模的扩大，市场对质量要求越来越高。EVA胶膜产品在透光率、收缩率、耐老化等方面均有严格要求，需要企业经过多年摸索和不断改进才能确保产品质量。

从国产化进程来看，EVA胶膜产品国产替代逐步完成，目前板块格局稳定，企业早期通过自主研发或者技术合作等途径投入EVA胶膜研发的中国企业，逐步实现了EVA胶膜的国产化。

国内企业产品性价比高，解决EVA胶膜的抗老化、透光率等问题之后，逐渐开始占领市场。2011年之后，斯威克、海优新材等公司逐渐挤占国外企业市场份额。而截至2019年，EVA胶膜国产化率已超80%。

银浆：

银浆是一种以银粉为基材的功能性材料，是由高纯度(99.9%)金属银的微粒、玻璃氧化物、有机树脂、有机溶剂等所组成的一种机械混合物的粘稠状的浆料，光伏银浆则是应用于光伏电池正面电极和背面电极的银浆。

光伏银浆的生产壁垒主要包括：高分子焊接技术与超细银粉的制备，是国内光伏银浆厂商产品较杜邦、贺利氏等海外巨头存较大差距的核心关键，也导致前期国内光伏银浆主要依靠海外进口的原因之一。

目前光伏电池市场上主要以PERC电池、BSF电池、Topcorn电池、IBC电池、HIT电池为主，除HIT电池使用低温银浆外，其它电池均使用高温银浆。业内表示，随着HIT电池渗透率不断提高，银浆需求量将水涨船高，其在产业链地位也将凸显。

目前，国内光伏银浆的供应格局以海外四大龙头贺利氏、杜邦、三星 SDI、硕禾电子为主，国内四大银浆厂商市场份额较低，其中帝科股份占比最高约13%，苏州固锝市占率超10%。不过随着国内光伏装机容量增大，海外供应商受成本、技术等因素影响，国产替代正加速推进。

焊带：

太阳能板中PV焊带是关键部件之一，也是提高太阳能板效率及耐用性的重要因素。

太阳能板的高效率及耐用性只有用适当安装在太阳能板中的优质PV焊带才能实现，优质PV焊带也能提高太阳能板的生产效率和减少废品率。

PV 焊带的质量及其对太阳能电池的焊接是保证太阳能板效率和持久性的重要因素。

尽管行业可能把更多的目光放在封装材料、电池片上，但焊带对组件发电功率的影响同样不容忽视，不仅是焊带本身的设计材料，也包括焊带的选择、层压的工艺、焊带生产的质量控制。

PV焊带是每一种主流太阳能板的重要部件，用来互连太阳能电池并提供与接线盒的连接。PV焊带是镀锡铜带，宽度1-6mm，厚度0.08-0.5mm，有10-30μm厚的焊剂涂层。

PV焊带在光伏组件上应用有二种形式：互连带或汇流条和PV汇流排。在典型的硅太阳能电池中焊接温度过低或助焊剂涂抹过少或速度过快会导致虚焊，而焊接温度过高或焊接时间过长会导致过焊现象。

支架：

光伏系统安装结构是光伏电站长期、稳定、安全运行的重要保障。光伏支架素有撑起整个光伏系统的美喻。

光伏电站建设验收最重要的一条标准是——抗风能力，而衡量光伏电站抗风能力的关键就是光伏支架决定的。

然而在我国，光伏支架的国家检测标准还尚未出台，只有JG/T490-2016《太阳能光伏系统支架通用技术要求》这部行业标准可供参考。

根据IEC61215要求，光伏组件需要经过机械载荷测试，其目的是测试组件承受风、雪、静压和冰载的能力。所谓动态机械载荷，是指光伏组件在强风作用下，产生前后表面晃动，会使得组件在强风作用下，产生前后晃动，会使组件承受正反方向交替加压，从而加速材料疲劳，进而引发电池片和汇流条等脆弱部分的失效现象。

合理的光伏支架形式能够提升系统抗风抗雪载的能力，合理运用光伏支架系统在承载方面的特性，可以进一步对其尺寸参数做优化，节约材料，为光伏系统进一步降低成本做出贡献。

从长远来看，提高安装支架的性能和质量可以使系统25年安全、可靠地运行，相信这对于保证投资效益的最大化是非常必要的。

总结：

根据业内估算，飙涨的辅材价格，导致光伏系统成本上涨3个点左右。给安装商带来了一定的成本压力，涨价的风声，对普通业主也带来一定影响。

此次涨价潮对于最“受伤”的下游电站企业，晶科能源副总裁钱晶建议在可行的情况下，可将项目推延至明年。

应对由短期供需失衡造成的短期涨价，除了上述针对性的措施以外，钱晶认为需要供应链上下游包括政策制定方的共同努力，才能将损失降至最低。

钱晶指出，对于政府而言，能否适度放宽并网期限，给行业一缓冲，让下游开发企业在承压能力范围内，将项目能继续执行而不中途流产或因损失巨大，从而打击以后的投资热情。

另外，对于专业设计院，在项目规划时，对于规格设定可适度开放一点，太僵硬的采购标准只能让垄断造成的涨价损失让下游企业承担。本好意的统一规格，三方比价让投资成本降低的初衷，反而因卡脖，丧失了项目收益率的发言权。

“十三五”以来，新能源发展迅速，截至2019年底，装机规模达4.38亿千瓦，其中风电累计并网装机2.1亿千瓦，占全部电源总装机容量的10.4%，太阳能发电累计装机容量达到2.05亿千瓦，占全部电源总装机容量的10.2%。随着我国新能源发电规模持续扩大，消纳压力与日俱增，近年来出台的一系列政策，均直指消纳沉疴。去年首次被按下“暂停键”的储能，今年乘势而上，大有“强嫁”新能源之势。

新能源配储能现状

今年以来，多个省市能源主管部门相继发布暂停新增风、光新能源项目的年度计划，并明确将新能源发电配套储能作为当地新能源优先开发的重要条件。虽然文件未明确体现强制，但却陷入了“看破不说破”，“不可言传只可意会”的局面。

国家层面政策频发

5月19日，国家能源局发布的《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》中，对加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制、全面提升电力系统调节能力、着力推动清洁能源消纳模式创新方面，都提出“鼓励推动电储能建设和参与”，以此促进清洁能源高质量发展。从征求意见稿中也可以看出，国家层面非常关注并看好储能对清洁能源消纳及电力系统调节的重要作用。

6月5日，国家能源局关于印发《2020年能源工作指导意见》提出，要加大储能发展力度，研究实施促进储能技术与产业发展的政策，积极探索储能应用于可再生能源消纳、电力辅助服务、分布式电力和微电网等技术模式和商业模式。

6月18日国家发改委、能源局印发《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，要求提高电力系统调节能力，推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。

地方层面力度更甚

今年以来，内蒙古、青海等多个省份的光伏竞争方案要求中，配置储能项目已成为重要的技术评审条件，湖北等消纳条件好的地区也对后续项目发展提出配置储能的预期要求。在多省提出鼓励新能源发电配置储能的政策下，已有十多家发电集团企业共发布30余项光伏储能、风电储能或风光储项目招标询价，其中新增平价、竞价项目占比较大，涉及储能规模超过37万千瓦。

内蒙古印发《2020年光伏发电项目竞争配置方案》，明确优先支持“光伏+储能”建设，光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上。针对风电场，内蒙古积极推动乌兰察布市600万千瓦风电基地及配套储能设施建设。

新疆两年内发布3个发电侧储能政策，其中今年就连发2个，《新疆电网发电侧储能管理办法（征求意见稿）》鼓励发电、售电、电力用户、独立辅助服务供应商等投资建设电储能设施，要求储能容量在10兆瓦/20兆瓦时以上；《关于做好2020年风电、光伏发电项目建设有关工作的通知》要求，组织新能源企业参与电力市场化交易和储能设施建设。在《关于组织申报2020年国家补贴光伏发电项目的通知》中，也明确将配置储能项目作为重要的技术评审条件。

湖南印发的《关于组织申报2020年光伏发电平价上网项目的通知》中明确拟新建平价项目，单个项目规模不超过10万千瓦，鼓励同步配套建设储能设施。

湖北印发《湖北省2020年平价风电项目竞争配置工作方案》，要求风储项目配备的储能容量不得低于配置容量10%，且必须与风电项目同时建成投产，以满足储能要求。在项目配置中，对介入同一变电站的风储和光伏发电项目，优先配置风储项目。

吉林发布的《吉林省2020年风电和光伏发电项目申报指导方案》明确大力支持为落户吉林储能、氢能等战略性新兴产业及装备制造业等有带动作用的项目。

辽宁发布的《辽宁风电项目建设方案》，优先考虑附带储能设施，有利于调峰项目。

青海印发的《关于加强推动5G产业发展的实施意见》中，提出强化电力资源保障，公变区域内新增基层站采用直供电，更多使用新能源储能电力。而早在2017年青海就印发《青海省2017年度风电开发建设方案的通知》，明确2017年青海规划330万千瓦风电项目，各项目须按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模33万千瓦。

河南印发的《关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知》，明确暂停各类新能源增量项目，优先支持已列入以前年度开发方案的存量风电项目自愿转为平价项目，优先支持配置储能的新增平价项目。国网河南省电力公司也在《关于2020年申报平价风电和光伏发电项目电网消纳能力的报告》中提出，建议今后新纳入政府开发方案的风电、光伏发电项目应配置足够的储能设施提高调峰能力。

除以上省份外，山东、江西、安徽等省份也都出台相应政策，不同程度推进储能在发电侧，尤其在新能源发电侧的应用。同时国网山西省电力公司则要求接入35千伏及以上电压等级的风电场、光伏电站进行一次调频改造，新投产的新能源场站必须具备一次调频功能才能并网运行。而改造的方式包括保留有功备用和配置储能设备两种，不少新能源企业出于发电规模考虑优先选择配置储能。

当前面临的问题

“新能源+储能”或将成为行业的发展趋势，然而新能源平价在即，如此规模化推进配套储能，却缺乏配套政策的指引和监管，也将导致新能源企业和储能产业出现一系列问题。

平价在即，投资压力大

今年1月，国家财政部、国家发改委、能源局联合印发《关于非水可再生能源发电健康发展的若干意见》、《可再生能源电价附加补助资金管理办法》，进一步规范了可再生能源电价补贴资金的使用管理，降低补贴强度和范围，推进风电、光伏发电向平价上网过渡。在电力市场改革不断深化推进的过程中，新能源企业不仅面临电价整体下降和平价上网的形势，还需要应对补贴严重滞后的困境，可谓挣扎在“温饱线”。

按照部分地方要求的配套5%～20%的储能，新能源项目投资成本势必进一步增加，企业的投资收益率难以得到保障，如按照内蒙古此前发布的《2020年光伏发电项目竞争配置方案（征求意见稿）》中提到的2020年拟定1.4吉瓦光伏电站支持配套储能容量不低于5%进行简单测算，按200万元/兆瓦时计算，1.4吉瓦光伏电站配备储能所需额外支持费用约为1.4亿元。对于陆上风电开发而言，高风速地区可开发的资源所剩无几，低风速地区对风电技术要求更高，风机造价、风电项目千瓦造价下降空间非常有限，再增配储能，其投资回收压力骤增，按20%的储能设置配套粗略测算，风电场的千瓦造价将增加200～300元。由此可见，配储能的新能源项目经济性主要受到储能成本、上网电价、年利用小时等因素的影响,强配储能势必带来额外成本，对于平价在即的新能源企业而言，可谓雪上加霜。

强配储能，后遗症初显

在风电、光伏行业将全面迎来平价上网之际，新能源企业对项目经济收益更为审慎，强配储能后的经济效益，直接影响投资与否，而“花最少的钱办最多的事”成为强配储能后，新能源企业不得已而为之的选择。

根据当前新能源配储能项目招标情况来看，均对供应商业绩方面有要求，使得很多储能企业不断降低价格以求中标，实现业绩积累。今年初以来，新能源配储能项目开标价格持续走低，半年时间从最初的2.65元/瓦时降至1.65元/瓦时，储能招标价格战大有愈演愈烈的态势。与传统抽水蓄能电站的度电成本（约0.21～0.25元/千瓦时）相比，虽然电化学储能成本呈逐年下降趋势，但其度电成本仍居高不下，锂离子电池储能系统度电成本为0.6～0.8元/千瓦时，此外电化学储能的融资及管理成本也很高。在当前电化学储能技术水平下，低价竞标很可能是以牺牲质量和安全为代价。据了解，项目招标过程中，已经暴露出诸如系统容量虚标虚报、偷工减料以满足招标要求的问题，这无疑为安全运行埋下一颗定时炸弹。

未来之路任重道远

一是政策扶持，稳步有序推进。在新能源发电侧配储能，需综合考虑电源类型、装机结构、电网情况，进行新能源侧储能综合经济效益和配置比例的评估测算，不能简单粗暴地“一刀切”，要避免因为强配储能造成不必要的投资浪费。从电源类型来看，光伏比风电对配套储能需求高，且从度电成本角度考虑，配套储能光伏比风电更具有经济性；从电源结构看，北方区域调峰能力强于南方区域，配套储能需求南方则高于北方，因此新能源配储能“一省一策”，乃至“一场（场站）一策”不为过。

二是提高准入门槛，保安全促提升。目前新能源侧配储能，主要以电化学储能为主，自2010年，我国开始制定电力储能有关标准以来，已发布或报批电储能相关的国家和行业标准27项，团体标准29项，其中，针对电化学储能的国家标准已发布7项、行业标准已发布2项。从新能源配储能项目技术升级和安全性考虑，亟需出台新能源侧储能调用、电池衰减容量相关的标准，提升储能行业门槛，确保安全根基牢固。同时，除储能设备本身的标准化外，还应加强评价监督的力度，实现对核心部件从仿真建模、可行性分析、价值判断、测试运行全过程的技术监督检验，确保储能系统安全可靠运行，避免出现因恶意低价中标而带来的安全隐患。

三是协同发展，建立健全市场机制。对新能源发电和储能产业发展而言，要实现健康可持续发展，最终需要建立健全市场机制，用“看不见的手”来带动产业的发展。进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰辅助服务、备电及需求侧响应服务，以及电力现货市场交易提高利用率，增加储能的收益。探索新的商业运营模式，将储能与配额制、绿证交易相结合，提高绿色电力认证权重，实现新能源与储能在新交易模式下的配套。把储能的应用价值直接充分体现出来，而不是仅仅依附于电力系统电网侧、发电侧，抑或用户侧任何一方来得以生存，融合发展才是正道。

最近光伏行业的多个板块涨价成为热门话题。暂时性供需失衡造成的涨价潮何时休？也许会伴随着朱共山董事长的一席话而迎来答案。但在价格一路攀升得有些凌乱的同时，逆变器企业却似乎只能“眼巴巴”地看着其他企业坐收“红利”，自己却要时刻准备着短兵相接的“火拼”。

大、小逆变器各自安好

说中国逆变器就不得不说中国逆变器的技术流派——合肥工大系、山特系和艾默生系，当然也存在其他技术流派。

纵观三大技术流派，合肥工大系的代表企业为阳光电源，山特系的代表企业则为古瑞瓦特、固德威、三晶等，艾默生系的代表则为华为。而最近的风头正劲的锦浪则恰属于其他技术流派。

三个派系的企业或由于地域原因，或者技术原因，抑或其他，在其发展过程中机型略有侧重。山特系的企业在分布式具有绝对优势地位，曾有相关数据表明其销售约占80%以上的市场份额；华为作为艾默生系的代表，经过技术消化，取长补短，逐渐形成自己的特点和优势，初步定位在大机型，也为现今在大型电站方面的优势奠定了基础；阳光电源作为合肥工大系的代表，初始似乎是以大机型为主、户用小机型为辅。

在发展过程中，各方似乎在坚守自身优势特点的同时，对市场定位也走着差异化竞争的路线——大机型企业与小机型企业，井水不犯河水，各自打拼着市场，长时间内也算相安无事。

大机型商率先“发难”

“光伏市场足够大，足够养活现在的逆变器企业。”某业内人士如此感叹。

但是，足够大的市场并不能满足期待更大收益的企业的胃口。

2017年6月14日，晶科能源宣布与华为正式签署户用分布式光伏全面合作协议。双方宣布将充分利用各自优势在光伏组件、光伏方案解决、光伏系统管理等多个领域展开全面合作，携手促进分布式光伏产业可持续发展和技术进步。

而此也被业内人士解读为华为开始正式越过“楚河汉界”，准备在小机型企业的口中“抢夺”更多的利益。随后，虽然华为开始陆续推出户用逆变器，但并未发力，所以虽然有“越界”行为，大家也算是相安无事，毕竟市场占有率还不足以抢夺原本各户用企业的更大块的蛋糕。

但华为真的满足如此的市场占有率么？近日，据消息透露，华为将在今年发力户用市场，目标是户用市场的首位，而据世纪新能源网了解，在2019年的济南光伏展前后，华为才确定发力山东户用市场。华为可谓来势汹汹。

当然，同样作为逆变器龙头企业的阳光电源近年在户用市场开始发力。虽然在2017年便有相关报道显示阳光电源布局分布式发电最早的户用电站已安全运行15年，且在截止到当时阳光电源已为全球用户提供数十万套户用光伏系统，但业内人并不认为阳光电源在户用上足够用力。而现今阳光电源凭借雄厚的实力，日趋表现强势。某销售商表示，阳光电源已经将户用逆变器市场价格压得足够低，如果再进行降价或者将要出现赔本买卖。

不管如何，大机型商已经率先亮剑。

小机型商“被迫虎口夺食”

华为、阳光电源作为逆变器行业的第一集团，其在户用市场上的发力，无疑给诸多原本专注户用等市场的逆变器企业诸多压力，坐立难安。虽然户用市场足够大，但是并没有人愿意看到自己的蛋糕被别人抢走，况且还是比自己强的企业。于是小型逆变器企业开始了“反击”——进军大机型市场。

在此次SNEC展上，古瑞瓦特、固德威、科士达、锦浪、首航等企业都有大机型亮相，1500V似乎已经成为逆变器企业的标配，大型地面电站成为了大家眼中的“香饽饽”。“现在大型地面电站收益更高，前景更好，户用收益还是有些低的。”某企业相关工作人员表示。

当然，对于原本专注于户用市场的小机企业陆续推出大机型，并非为了“还击”大机商，而只是更为看到大型地面电站的发展前景所做出的的战略发展，毕竟更高的利润和收益是企业无法拒绝的。

而随着越来越多的企业关注大机市场，恐怕即使华为、阳光电源占据优势，也需要应付一阵子，毕竟“好虎”“群狼”实力都不容小觑。

黑马锦浪成为了“搅局者”

然而不论大机型，还是小机型，有一家企业不得不提——锦浪科技。被人看为逆变器市场的“搅局者”。

“我们能不能不打价格战。”这是SNEC上某逆变器企业相关负责人的感慨。而其所说的价格战对象便为锦浪科技。

锦浪科技的价格战的确让竞争企业有些无力还击，其低价也为大家所共识。为什么锦浪敢在华为、阳光电源等诸多企业面前打起价格战，从而抢夺更多的市场？

某业内人士认为，首先锦浪科技正享受着资本市场带来的红利。2019年3月19日，锦浪科技在深交所举行了上市挂牌仪式。而在8月13日，其股票价格已经由上市时的26.64元上涨到107.67元，上涨幅度达304%，其拥有足够的资本和大家抢夺市场。其次，锦浪现今的领导层充满朝气，决策果断，而锦浪科技董事长王一鸣技术出身，懂技术。该人士认为，只要在今后不出现大的决策性错误，锦浪科技将在未来一段时间内保持着强劲的竞争力。

短兵相接还能剩下谁？

优胜劣汰，在商场体现更为明显。

当逆变器市场的分界线被打破，必将引来更为激烈的竞争。到底谁将成为最后的胜者，恐怕现今依旧难以断言。只要一次小小的错误，就或许将自己打入“深渊”。

小型机市场、大型机市场在混战的情况下，市场的竞争必然更为惨烈，最终是迎来市场的加速洗牌，还是更为混乱的价格竞争，都难以判断。

虽然华为计划发力户用市场，但现今似乎并未开始大展拳脚，而诸多原本的小机型商在大机型市场上能抢占多少份额，能否撼动王座还是值得期待。一个“乱”字似乎并不足以形容现在的逆变器市场。但有一点可以断定——竞争不会停。

那么，最终市场上能剩下谁？某销售感慨，或者最后只能剩下四五家。

近日，由中国光伏行业协会主办的“光伏行业2020年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会”在线上召开。中国光伏行业协会秘书长王勃华表示，上半年整体经济形势不好，但光伏行业表现不错。展望下半年，在竞价、平价、户用等项目驱动下，国内光伏市场将实现恢复性增长，并有望在今年四季度迎来装机高潮。

　　中国光伏行业协会数据显示，光伏制造端各环节均保持了两位数增长。上半年，国内多晶硅产量20.5万吨，同比增长32.3%。通威股份、保利协鑫等头部企业如期扩产，老旧产能加速退出，主要企业的单晶硅料占比超过90%。同期，硅片产量为75吉瓦，同比增长19%，其中八成产量为单晶硅片。组件产量为53.3吉瓦，同比增长13.4%，组件功率攀升至600瓦。电池片产量达59吉瓦，同比增长15.7%。

　　更重要的是，在行业快速增长的同时，光伏产业对补贴的依赖程度大幅下降。6月28日，国家能源局正式公布2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果，拟将434个项目纳入2020年国家竞价补贴范围，总装机容量2596万千瓦，竞价规模超出市场预期。从度电补贴来看，今年竞价项目加权平均度电补贴强度约为0.033元/千瓦时，相比2019年的0.065元/千瓦时大幅下降，单个项目最低补贴强度仅为0.0001元/千瓦时。

　　与此同时，光伏平价项目申报积极。根据安信证券研报，截至6月15日，今年全国共有12个省份公开了3976万千瓦的平价上网项目申报名单，平价项目申报规模远超市场预期。

　　在国内需求强劲的同时，全球市场也在快速复苏。上半年，受新冠肺炎疫情影响，我国光伏出口大幅下滑。但随着海外市场陆续解封和推进复工复产，海外光伏需求恢复程度远超市场预期。从出口市场来看，欧洲占比进一步扩大为40%，成为最大的出口区域。同时，美国时隔两年再次进入市场前十名，前5个月对美国出口3.1亿美元，同比增长20倍以上，反映出以欧美为代表的传统光伏市场需求正在强势复苏。

　　与其他能源形式相比，不断下探的成本是光伏发电的核心竞争力，支撑了光伏市场持续扩容。平安证券分析师皮秀分析认为，当前高效单晶PERC组件相对去年同期大概下降了0.69元/瓦，是光伏投资成本降低的主因。事实上，正是技术快速进步持续推动了光伏的成本下降。为获得更高组件功率以降低单位成本，今年以来光伏企业纷纷发布大尺寸硅片，且逐步投入到下游制造中。硅片尺寸的扩大可以直接达到降成本和提高组件功率的效果，其推广进度远超预期。

　　安信证券认为，从长期看，全球能源加速向低碳转型的步伐仍在持续推进，叠加光伏发电日益增强的竞争力，未来光伏市场发展前景依然广阔。

山东能源局发布了《山东电力现货市场结算试运行有关市场参数的通知》，通知指出现货市场结算(中长期、日前、实时)电量，其交易价格、省级电网输配电价(含线损和交叉补贴)不再执行峰谷分时电价政策，调频辅助服务申报价格上限8元/MW，调频服务调节速率需求值为100～150MW/min，本通知执行自2020年9月1日至2021年8月31日。

相比此前山东能监办发布的上午《关于修订山东电力辅助服务市场运营规则》，调频辅助服务上限价格由6元/MW变为8元/MW。

储能参与调频辅助服务早在之前文件中就已明确提出。6月16日，山东能监办印发《山东省电力现货市场交易规则(试行)》，规则指出调频辅助服务提供者主要为并网发电企业的发电机组或发电机组与储能装置联合体，和独立储能电站等。

6月16日，山东能源局印发《山东电力现货市场建设试点实施方案》，方案指出建立与现货市场衔接的调频辅助服务市场，符合一定标准、独立参与辅助服务的发电侧、用户侧电储能设施可作为市场主体。

8月5日，国家发改委、国家能源局综合司公布2020年风电、光伏发电平价上网项目名单，其中涉及2020年风电平价上网项目装机规模1139.67万千瓦、光伏发电平价上网项目装机规模3305.06万千瓦。

发改委要求，有关项目单位抓紧做好风电、光伏发电平价上网项目开发建设工作，2019年第一批和2020年风电、光伏发电平价上网项目须于2020年底前核准（备案）并开工建设，除并网消纳受限原因以外，风电项目须于2022年底前并网，光伏发电项目须于2021年底前并网。国家能源局将按年度梳理并公布在规定时限内并网的风电、光伏发电平价上网项目，未在规定时限内并网的风电、光伏发电平价上网项目将从2019年第一批、2020年风电、光伏发电平价上网项目清单中移除。

同时要求电网企业按照平价上网项目有关政策要求，认真落实接网工程建设责任，确保平价上网项目优先发电和全额保障性收购，按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与风电、光伏发电平价上网项目单位签订长期固定电价购售电合同（不少于20年）。

国家能源局发布政策解读称，《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于公布2020年风电、光伏发电平价上网项目的通知》有利于加快风电、光伏发电平价上网进程。19号文明确的平价上网试点项目政府不再补贴，但有鼓励性政策。连续两年公布平价项目，就是通过19号文明确的支持政策，鼓励风电、光伏发电企业积极降低成本，加快无补贴平价上网进程。

此外，有利于提升我国风电、光伏发电产业的市场竞争力。通过支持政策鼓励企业实施平价上网试点项目，能够推动企业加快技术创新、产品创新、管理创新和商业模式创新，推动有关方面优化营商环境、降低非技术成本，切实提升我国风电、光伏发电产业的市场竞争力，早日实现与传统化石能源发电同价竞争。

华北电力大学教授袁家海对北京商报记者表示，这次发布的平价上网规模是符合预期的。“当初从特许权招标转向资源区标杆电价时，启动时年风电项目规模也就是1000多万千瓦。这次公布的项目，暂不具备消纳条件的风电项目还有1000多万千瓦，平价光伏项目有3200万千瓦，个人认为这是一个相对合理的启动规模，完成从政策驱动到市场驱动的转换。”

“平价项目要求电网公司与可再生开发主体签订20年的长期购售电协议，这对新能源企业来说有利于建立明确的收入预期。下一步要解决好的是长期协议与短期现货市场的关系，即长期PPA具不具备价格锁定效应。”袁家海说，“同时，可再生能源以什么样的权利和义务关系参与电力市场也应该尽快加以明确。在现行保障性收购政策下，可再生能源实质上承担了较高的并网成本。未来参与电力市场，并网成本如何界定和分担将成为决定可再生能源在市场环境下发展质量的关键。”

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受北京商报记者采访时表示，政府减少光伏补贴是个趋势，但目前的平价上网还是从发电侧角度来说的，发出一度电来是平价的，但把它输送到用电侧的成本是不计算的。而在把电输送到用电侧的过程，由于光伏发电的不稳定性，输送成本要高很多。“目前这个成本是由电网企业承受的，这是因为光伏发电在电网中的占比很小，可以不计较，但等它占比大的时候就不能不计较了。”在他看来，可再生能源最终与常规能源平起平坐还有一个比较远的过程。

8月6日，财政部发布《2020年上半年中国财政政策执行情况报告》明确提出，支持保障能源安全，支持新能源汽车发展，支持增加国内油气产量，推进可再生能源发展。

支持新能源汽车发展。联合有关部门明确将购置补贴政策延长至2022年底，同时平缓补贴退坡力度和节奏，延续对新能源汽车发展的政策支持。

支持增加国内油气产量。支持煤层气、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用，按照“多增多补”“冬增多补”的原则给予梯级奖补，鼓励地方和企业多产上气。

推进可再生能源发展。继续通过从电价中征收附加的方式支持风电、光伏等可再生能源发电技术水平提升，成本下降。