7月31日，国家电网公示2020年第二批可再生能源发电补贴项目清单，此次公示的进入补贴名单的可再生能源项目共计176个，核准/备案容量为8985.75兆瓦，其中：风电项目83个，核准/备案容量为5384.25兆瓦；太阳能发电项目93个，核准/备案容量为3601.5兆瓦。

　　公告原文及具体清单如下：

关于公布2020年第二批可再生能源发电补贴项目清单的公告

　　根据《财政部国家发展改革委 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》(财建〔2020〕4号)、《财政部 国家发展改革委 国家能源局关于印发<可再生能源电价附加资金管理办法>的通知》(财建〔2020〕5号)和《财政部办公厅关于开展可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》(财办建〔2020〕6号)规定，国家电网有限公司积极配合各省级能源主管部门和国家可再生能源信息管理中心，为符合中央财政补助条件的可再生能源发电项目提供补贴清单申报服务。

　　2020年7月31日，我公司已将完成公示的第二批次可再生能源发电项目补贴项目清单上报国家主管部门，后续将陆续完成首批(详见财办建〔2020〕6号有关规定)补助项目清单审核发布工作。第二批次项目清单及首批后续项目审核进展情况，请登录新能源云平台查询。

国家电网有限公司

2020年7月31日

据悉，财政部正在研究通过国网和国开行以发债方式解决可再生能源补贴拖欠问题的可能性，目前各方仍在协调。近年来，可再生能源补贴缺口持续扩大。通过市场化融资方式募集长期限、低成本资金，是解决目前可再生能源附加资金缺口、补贴拖欠的可行手段，此前也有过“铁道债”“汇金债”等先例。这一方式如果推行，拥有电站资产的光伏和风电运营企业，经营情况将显著改善。

一周之内超过15%的涨幅把单晶硅片龙头——隆基股份推上了风口浪尖，在此次由下半年抢装与多晶硅事故导致的产业链涨价一事，正让整个光伏行业面临着进退两难的选择。

7月的最后一天，隆基再次宣布调涨单晶硅片报价，其M6硅片从6月25日的2.62元/片涨至3.03元/片，涨幅高达15.6%，这一结果让不少二三线组件企业“彻夜难眠”。有知情人透露，根据隆基最新价格政策，8月已签订单按照8月12日后出货执行新价格，未签订单从8月1日开始按新价格签单发货。

作为单晶硅片龙头，隆基无疑拥有绝对的定价主导权，尤其是M6硅片的价格，这个由隆基一手推起来的硅片尺寸，目前大有跃升行业主流尺寸的势头，然而当下游业主均被游说接受了440/445瓦组件是当前的最优选择之后，隆基的M6硅片价格却一路飙升，让下游的电池片与组件企业只能“望而生畏”。

8月1日，隆基股份品牌总经理王英歌在回应涨价风波时指出，在第一次调整硅片价格时并未考虑到多晶硅价格长得如此快，隆基目前无力消化如此大的硅料价格上涨，此次仅把硅料价格上涨部分加到硅片价格中，没有额外加价。

“目前按照每瓦硅耗3g，多晶硅价格每上升10元/kg，组件成本增加0.03元/瓦，然而就实际情况而言，硅片、电池片并没有因为产能较大原因吸收硅料涨幅，组件厂家价格及利润压力巨大，下半年保利润求生存对于组件厂家尤为重要”，有行业专业人士分析，这次产业链涨幅之大，并不完全因为多晶硅供应问题带来的，其中还有加磅涨价的因素。

某组件企业相关人士认为，从整个光伏行业层面考虑，低度电成本是我们最大的竞争力。“最理想的方案应该是从多晶硅、硅片、电池片到组件端，都各自消化一部分的涨幅，力保下游电站如期建设并网。然而当前显然并不是这样，各个环节只考虑自己利润最大化并未考虑由此可能会带来终端需求锐减等问题”。

事实上，在此次涨价风波中，越靠近业主的环节越没有话语权，“维系客户关系与力保生产利润，是当前组件企业面临的普遍问题。“如果涨价事件持续的久，一些没有垂直一体化的二三线组件企业压力会非常大，订单交付不动；虽然一线企业大部分都有相对应的硅片与电池产能，但因为目前需求好，仍需要外购电池片，这势必也会受到价格波动的影响，保利润还是保出货，二者很难兼得”，某组件企业资深人士补充道。

但是这并不仅仅是组件企业的事，“行业的需求就像一个天平的两端，如果组件价格涨幅过大，导致下游业主选择延期或者因为收益率受限放弃项目建设，那么天平就会偏向终端需求减少那一端，需求又会反过来影响产业链中每一个环节的年度出货与合理利润”，上述行业人士分析称，这场博弈消耗的将是整个行业以及业主投资光伏的决心。所谓环环相扣，没有哪家企业可以独善其身。

昨日恰逢中广核2020年度第二次组件集采开标，440/445瓦组件报价的平均值已经来到1.57元/瓦，双面则飙涨至1.6元/瓦以上，创下2020年以来组件价格新高。与半个月前的国家电投、三峡组件集采相比，组件价格至少上涨了0.15元/瓦，涨幅将近10%。

目前光伏电站投资主力军国家电投、大唐、中核、华电以及中广核等完成了2020年度组件集采，还有华能、国家能源集团、中国能建等尚未开标。随着隆基再次调涨硅片价格，预计下周华能开标还将迎来一个组件价格“新高”。大型电力央企的组件溢价空间尚且如此，可以预见的是，在这样的产业链价格之下，对价格较为敏感的平价地面电站与分布式项目将会选择延期建设并网，预计年度装机减少5GW以上。

本周光伏們就下半年竞价项目是否延期进行了调研，目前大部分业主并未因此次产业链涨价风波调整项目并网计划，尤其是以央企为主的投资商，但这并不意味着产业链价格上涨可以“随心所欲”。

“在行业垄断达到一定程度之前，吞噬掉二三线企业的利润空间，对于整个行业来说，这是一个非常不明智的决定”。站在平价的山脚，中国的光伏产业像一个随时会被推入市场竞争中厮杀的战士，度电成本就是光伏行业最有力的武器，当下更需要的是一个长远的且能够做大整个行业蛋糕的方案。

如今，在能源圈，热度居高不下的非储能莫属。包括山东、山西、新疆、内蒙古、安徽及西藏等十几个省份，相继出台相关文件要求光伏、风电等新能源电站加装储能系统。

虽然能源圈早就公认“储能是解决光伏、风电等新能源间歇性及波动性，促进消纳、减少弃风、弃光的重要手段”，全面平价时代的临近也让这种优势更加凸显，但由于其技术与成本的限制导致其一直被“嫌弃”。时至今日，官方的集体pick，终于让储能扬眉吐气。

但储能要想完成从“锦上添花”到“市场刚需”的华丽转变，不仅需要更加清晰有力的政策支持，同时也要通过技术和产品创新来推动光储行业自身的发展，方案如何选？如何融合才能效果最优？融合技术面临哪些挑战？这些都需要一一解答。

一．典型系统方案有哪些？

目前，市场上光储融合方案主要有交流侧耦合方案和直流侧耦合方案。

交流侧耦合方案指光伏和储能在交流侧连接，储能系统可以接入低压侧，也可以集中接入10kV ~35kV母线。该方案适用于大型光储电站，储能系统集中布局，易于运行管理和电网调度。

直流侧耦合方案指储能系统接入直流侧，两个系统之间功率转换环节少，能量损耗低，设备投资少。这个方案中光伏逆变器需要预留储能接口。

二．如何融合才能实现1+1＞2？

融合方案有了，但融合要想实现1+1＞2的效果，却非易事。

光储融合技术更加复杂。融合系统需要保障光伏、储能及电网三方的安全稳定运行，需要打通硬件、软件和系统级之间的壁垒。

光储融合系统设备众多，需要解决不同设备之间硬件和软件的接口兼容性难题。设备往往来自不同厂家，电站设计、设备采购、运营、维护的难度和成本都会增加，最重要的是，不同设备之间的通讯接口方案不一样，集成商需要对不同的协议和接口了如指掌。

因此，光储融合不是光伏设备和储能设备的简单物理组合，而是要依靠技术上的深度融合, 才能实现1+1＞2的效果。这些非常考验集成商的集成实力。

三．低价竞争带来的行业集成乱象

光储电站建设，系统集成是关键，但国内集成领域存在不少挑战。

一方面，具备完整的光储系统集成能力的企业不多。不管是技术融合还是商业模式融合，我国储能仍然处于产业发展初期，很多企业在一些诸如光伏逆变器、储能电池、PCS、EMS等单项领域实力强大，但具备完整的光储系统集成能力的企业仍屈指可数。

另一方面，低价竞标越演越烈，企业被低成本掣肘。目前，国内新能源侧，储能的中标价格已经由2.15元/Wh（EPC价格）降至1.699元/Wh（EPC价格），如果按照足额的容量和循环寿命要求配置，这一价格已经远低于行业公认的成本价。

而不同场景对储能系统要求不同，储能系统设计与成本没有统一标准，这中间存在的弹性空间，在行业集成能力参差不齐与低价倒逼之下，很容易演变成灰色地带。

“现在企业招标，电池一般都是6000次循环标准，行业没有统一的考核标准，有些厂家拿着循环寿命低于3000次的电池以低价参与项目投标，我们在价格上当然竞争不过人家。”一位储能资深从业者无奈的表示。

“当然储能系统集成最关键的还是直流侧的安全管理，也就是电池系统的安全管理，这个需要非常完善的系统保护设计。”上述人士继续说道。电芯、模块、电池簇、电池系统管理，四个层级环环相扣，好的系统保护设计，能够对它们的运行状态实时可知，能够做到故障预警，如果发生了故障，也能够实现逐级保护、快速联动保护。

否则，小故障也容易演变成大问题。韩国近几年发生的30多起火灾事故，大部分原因就是电气系统设计缺陷、保护系统不过关造成的。

考验并不是到此为止，还有电池寿命问题，这里就不得不提储能的温控系统设计了。严格的热仿真和实验验证、储能集装箱的风道设计、空调功率配置等等，这些环节不严格把控和设计，很容易导致集装箱内部锂电池温度不均衡，加剧电芯不稳定性。

笔者就曾遇到过某个4h的储能系统，运行时电芯的温差竟达到22℃，不仅严重影响电池寿命，而且增加储能电站运行风险。

四．储能系统如何高效运行管理？

从方案选择到系统集成，光储电站生命周期内安全运行、收益最优化还与整个储能系统的运行管理息息相关。

相较于传统的电站经济性调度模式而言，光储发电系统在进行调度的时候，需要充分考虑到储能电站内部电池、变流器的有效管理问题，这样才能提高整个光储电站运行的安全性和经济性。

这时候就不得不提光储电站的智慧大脑——EMS（能量管理系统）的重要性了。储能如何与光伏系统、电网配合？电池本身该充多少电，怎么充电，如何保障安全？这些都需要一套智能高效的EMS进行综合管理。

以平抑光伏系统波动性为例，储能系统可以基于光伏发电的光伏输出平滑控制，设置平滑率参数，EMS以平滑率参数为控制目标，对储能系统进行快速充放电控制，使发电系统的输出功率在设定的变化率范围内。

目前，业内比较成熟的做法是，智能EMS基于光伏功率预测及储能毫秒级响应特性，对光伏系统实现平滑控制，减少对电网的冲击，提高电网运行稳定性和可靠性。同时，在BMS、PCS与EMS各个层级之间构建毫秒级快速联动机制，最大程度地保护电池及整个系统的安全。

此外，先进的智能EMS还可以实现多能数字化综合管理，全面覆盖发、输、配、用全场景。

结语

技术的进步和成熟，让“风、光、储融合”从单纯的概念逐步落地到现实，也意味着一个愈加成熟的能源时代正在来临。对于光伏，风电等新能源来说，更优成本、更高效、更安全的一体化储能系统解决方案，才能让它们真正摆脱自身不稳定、间歇性等束缚，进入到更加持续健康的发展轨道。

据山东省统计局最新消息，2020年上半年，山东省新能源和可再生能源发电装机容量为3871.4万千瓦，同比增长18.5%；占全省发电装机容量的27.0%，同比提高2.7个百分点。

上半年，全省新能源和可再生能源发电量409.7亿千瓦时，增长8.0%。其中，风能、太阳能、生物质能、水能发电量327.5亿千瓦时，增长16.9%，受核电机组保养维护影响，核能发电量82.2亿千瓦时，下降17.0%。

一次能源产量中，新能源和可再生能源比重明显提高。上半年，原煤、原油、天然气、新能源和可再生能源等一次能源产量6768.8万吨标准煤，同比下降2.7%。其中，新能源和可再生能源发电量折合能源产量1188.1万吨标准煤，增速高于一次能源产量10.7个百分点；占一次能源产量的17.6%，同比提高1.7个百分点。

传统能源产量中，作为清洁能源的天然气上半年产量2.8亿立方米，增长13.5%。

由于互联网的蓬勃发展以及新基建政策的持续推进，大量人工智能、云计算、区块链等流量向数据中心聚集，而这些设施都要依靠强大的电力能源作为支撑。工信部、国家能源局印发的《关于加强绿色数据中心建设的指导意见》指出，到2022年，全国新建大型、超大型数据中心的电能使用效率值达到1.4以下。正是在自身能耗和绿色政策的要求下，光伏发电将迎来新的发展机遇。

随着我国城镇化人口数量的增长，我国逐步下放城市轨道交通建设的审批权，加强各省发改委的批复权，我国城市轨道交通建设正处在快速发展时期。通过新基建的方式将对既有的交通方式进行赋能，推动轨道交通的数字化、智能化发展对城市经济发展也有一定的促进作用。然而大量增长的城际高速铁路和城市轨道交通，也将增加城市能源消耗和环境负荷。

面对新的电力增长需求，光伏发电清洁、可再生的能源优势将能够降低城市能源消耗的“天花板”，助力城市实现绿色发展。如果将全国的车站进行分布式光伏开发，不仅能够做到高铁、城轨交通及车站设施的清洁能源就地自发自用，还能为车站降低空调能耗，已有的上海虹桥站、南京南站等利用光伏发电的车站就是最好的示范。而且除了车站，轨交和高铁沿线也有大量的空间可用于分布式光伏开发。城际高速铁路和城际轨道交通是新基建中带动投资最大、民生最关注的领域之一，如果将光伏发电更大限度地应用于这一领域，对于打破城市轨道交通数字化转型壁垒有很大助益。

在新基建的大背景下，组建超大规模的数据中心的号角已经吹响。数据中心的建立一头牵着数字经济的发展，一头连着清洁能源的持续供应。可以预期，进入平价上网后的光伏发电应用，将为新基建项目带来巨大的投资收益。

在近期中国光伏行业协会主办的一系列行业会议上，多位专家和行业资深人士都一致看好今年下半年的光伏市场行情。但也有人认为，电网消纳困难问题可能会更加突出。

2020年上半年，突如其来的新冠疫情使光伏行业经历了前所未有的挑战。多家国际分析机构纷纷下调对2020年全球新增光伏装机的市场预期。但中国光伏产业发展势头并未受到根本影响。

中国光伏行业协会提供的数据显示，2020年上半年，光伏产业链各环节产量继续保持增长，其中，多晶硅产量同比上升了32.3%，硅片产量上升19%，电池片产量上升15.7%，组件产量上升了13.4%。而且一线企业基本保持了满产满销的状态。

在市场方面，虽然2-3月的疫情导致国内市场基本停滞，但整个上半年国内光伏发电新增装机量与去年相比基本持平。

在出口方面，1-5月光伏组件出口量达到了27.7GW，与去年同期的28.2GW基本持平。海外市场虽然3月开始出现下滑，但自6月底随着欧洲、日韩、东南亚等主要市场疫情的缓解，市场需求正在逐步恢复。

“在整个制造业里面，光伏相对来说受到冲击是比较少的”，中国光伏行业协会副秘书长刘译阳在第五届新能源电站设计工程与设备选型研讨会上表示，尽管上半年受到新冠疫情的冲击，但中国光伏企业有非常坚强的韧性，保持了相对稳定的发展态势。

随着国内疫情得到控制，以及今年竞价、平价项目下半年陆续落地，业内人士纷纷对今年下半年国内光伏新增装机规模保持了比较乐观的预计。

“下半年的国内市场非常令人期待”，中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华表示，在竞价、平价、户用等项目的多方驱动下，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。他预计，全球光伏市场需求也将有所好转，但仍需密切关注国际疫情变化及其对全球经济带来的不确定性。

刘译阳认为，今年竞价项目前期准备比2019年更充分，而且建设时间也相对宽裕，前期工作会开展得更顺利一些，所以今年应该是光伏发电在过去几年来中的大年。

“全年新增光伏并网装机有望突破40GW，甚至有望靠近45GW”，他表示，“这也符合国家能源局2020年能源工作指导意见中提到的保持风电、光伏发电合理规模和发展节奏的要求。”

国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶认为，今年光伏项目并网应该是持续增长，但不会出现往年那样的“双高峰”，光伏投资也将出现新一轮增长。

他指出，特别值得注意的是，分布式光伏系统的投资增加了37%，而且这种增长态势在主要光伏投资市场中都得到了印证。

2020年还被业内普遍认为是光伏行业发展非常重要的节点。平价问题和补贴拖欠问题都迎来了转折点。在低补贴、无补贴甚至低价的情况下，如何更好地实现光伏发电项目的经济性，进一步降低度电成本，进一步提高光伏发电的竞争力，成为整个光伏行业共同努力的目标。

光伏发电的消纳问题也在大干快上的行业态势中越发凸显。光伏們主编王超认为，今年电网消纳的困难可能会更加突出。

显然，和电网、电力市场的协同、适应，这个光伏行业长期课题需要更好地解决。刘译阳认为，“如何更好地同电网协同，融入电力市场机制，还有如何更好地做到与电网的友好性，就是未来在储能或其他方面怎么促进光伏发电对电网的协同和友好，降低不稳定性或波动性，这些问题还需要加大科研、加大攻关的力度。”

“今年是光伏行业走向平价阶段最为关键的一年，同时也必将是创新异常活跃，市场竞争异常激烈的一年，”王勃华说。

今年以来，新冠肺炎疫情对各行业造成冲击，电力需求也受到一定影响。在此情况下，中国光伏行业协会7月24日发布消息称，上半年我国光伏发电装机规模同比增长0.88%，给行业带来了更多信心。在消费端，根据7月22日发布的《中国可再生能源发展报告2019》（以下简称《发展报告》），我国清洁能源消费占比稳步提升，消费结构清洁低碳转型逐步推进。但在业内看来，随着并网规模加大，下半年新能源消纳仍存在一定压力。

装机增长

上半年，全国光伏发电量1278亿千瓦，同比增长20%，光伏发电量占全部发电量的3.8%，较去年增长约0.8个百分点。在7月22日的“光伏行业2020年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会”上，中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华表示，“2018年以来，我国上半年光伏发电新增装机规模分别同比下滑1.6%和52.5%。今年的小幅上涨是近3年来的首次正增长。”

根据中国光伏行业协会数据，今年1-6月，我国光伏发电新增装机容量为11.5吉瓦，其中，集中式光伏发电项目新增装机规模7.07吉瓦，占比61.48%，分布式光伏新增装机规模为4.43吉瓦，占比38.52%。

据了解，2019年，由于市场启动时间较晚等原因，1-10月全国光伏新增装机量为17.5吉瓦左右，同比下滑了51.38%。光伏市场规模一度跌至2016年以来国内装机水平的谷底。在此背景下，加上疫情影响，今年上半年的增长规模来之不易。

厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强在接受北京商报记者采访时表示，“光伏仍然是我在可再生能源当中最看好的一个品种，它的最大的好处在于比较灵活，对资源和地点的要求不像风电那么高，所以其前途肯定是相当好的。”

根据《太阳能发展“十三五”规划》，到2020年底，太阳能发电装机将达到1.1亿千瓦以上，其中光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上。

为支持我国光伏产业发展，国家也出台了多项政策措施。在补贴方面，预计2020年新增可再生能源发电补贴资金额度为50亿元，可用于支持新增风电、光伏发电、生物质发电项目。

根据日前公布的2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果，今年用于补贴光伏竞价项目的预算总额为10亿元。434个项目纳入国家竞价补贴范围，总装机容量2596.7208万千瓦。

与此同时，各省市也陆续推出各自的光伏发电规划。河北省近日发布的《河北省风电光伏发电资源规划》就明确，合理统筹土地资源和电网接入条件，将风电光伏发电资源规划与国土空间规划、电网建设规划等有机结合，分期、分区域提出可利用资源，确保省内资源规范有序开发建设。

业内预计，今年下半年，光伏新增装机将有所回升，依然有约3700万千瓦光伏消纳空间。

可再生能源成电力增量主体

根据《发展报告》，2019年可再生能源发电新增装机容量在总新增装机容量中占比超过 57%，可再生能源新增发电量在总增量中占比超过 53%，可再生能源成为电力增量主体。

其中，风电、光伏发电首次“双双”突破2亿千瓦；可再生能源年发电量超过2万亿千瓦时。可再生能源利用水平和质量稳步提升，弃风率、弃光率降至4%和2%，分别下降3个百分点和1个百分点。

随着煤炭去产能和可再生能源发展，我国清洁能源消费占比稳步提升，消费结构向清洁低碳转型。

根据《发展报告》，2019年底，全国能源生产总量39.7亿吨标煤，消费总量为48.5亿吨标煤，其中煤炭消费占主体57.7%，占比逐步下降；清洁能源消费提升至23.4%，其中非化石能源占15.3%。

水电总院副院长易跃春表示，光伏发电将成为上网电价最低、规模最大的可再生能源，“光伏+”将成为重要的发展方式。

仍存消纳压力

在消纳方面，国家能源局三季度网上新闻发布会透露，上半年，6000千瓦及以上发电装机规模同比增长5.3%，清洁能源消纳持续好转，风电、光伏发电利用率分别达到96.1%、97.9%，同比上升0.8、0.3个百分点。

最新统计数据显示，今年上半年，国家电网公司经营区新能源发电量达3448亿千瓦时，同比增长14.8%，剔除一季度疫情影响后，新能源利用率为98.7%，同比上升2.6个百分点。具体而言，今年上半年，国网经营区风力发电量1845亿千瓦时，太阳能发电量1102亿千瓦时，分别同比增长12.3%、19.2%；分区域看，华北、东北、西北电网新能源发电量累计超过2301亿千瓦时，剔除一季度疫情影响，新能源利用率分别为99.5%、99.5%、96.4%。

然而，随着今年清洁能源并网规模扩大，消纳能力将面临更多挑战。

国网能源研究院有限公司研究测算的新能源消纳能力显示，2020年全国新能源利用率整体可以保持95%以上，但个别省区面临较大压力。预计甘肃、新疆新能源利用率仍低于95%，但均较2019年有所提升；冀北、山西、青海受新增装机规模较大等因素影响，新能源利用率可能低于95%；华东、华中地区在春节等负荷低谷时段首次出现限电情况，但新能源整体利用率仍保持较高水平。

业内人士告诉北京商报记者，随着新能源并网规模的变大，以前存在的消纳问题还会存在，或许会更严重。“例如冀北存在弃光的问题，今年可能仍消纳不了。虽然电网有新的建设，但要看光伏电站装在哪儿。张北柔直等工程的投产，的确能起到一些缓解作用，但总体上看未来发展的话，我们的工程还是不够的。”

虽然国家发改委、国家能源局已印发了各省2020年可再生能源电力消纳责任权重，但在林伯强看来，“虽然说下半年比上半年肯定要好很多，但是整体而言，因为电力需求增长相对比较缓慢，整体来说应该压力会比较大。”

7月22日，国家能源局新能源和可再生能源司副司长李创军在《中国可再生能源发展报告2019》发布会上表示，今年光伏竞价结果已经公布，近期还将公布今年光伏平价项目名单，保持行业合理发展规模。据透露，目前，国家能源局正在抓紧组织开展可再生能源发展“十四五”规划研究和编制工作。

据水电水利规划设计总院院长郑声安介绍，2019年中国可再生能源在非化石能源中占比超过85%，支撑非化石能源消费比重提前一年达标。风电、光伏发电首次“双双”突破2亿千瓦，可再生能源年发电量超过2万亿千瓦时。可再生能源利用水平和质量稳步提升，水能利用率同比提高4个百分点，达到96%，弃风率、弃光率降至4%和2%，分别下降3个百分点和1个百分点。