受国家补贴政策调整影响，预计今年相当规模的新能源将集中并网。同时，疫情导致新能源发电设备供应、项目建设存在一定程度延误，实际并网规模存在不确定性。此外，受新能源参与市场化交易补贴计算方式改变、消纳责任权重指标考核等因素影响，新能源参与跨省区市场化交易意愿下降，新能源外送电量规模或发生波动。

　　伴随新能源“抢装”进入“冲刺期”、社会用电量需求波动，新能源消纳将迎来较大不确定性。

　　部分地区利用率低于95%

　　日前，电网相关人士向记者表示，今明两年新能源消纳难度将加大。

　　国网能源研究院有限公司（以下称“国网能源院”）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。

　　“预计2021年，新疆、西藏、冀北随着全社会用电量的稳步提高，新能源消纳矛盾将逐步缓解；山西、河南受2020年底风电大规模抢装影响，新能源利用率将分别下降至93.0%、93.7%。”国网能源院新能源与统计研究所新能源及统计研究室研究员叶小宁表示，“2020-2021年，受新能源装机量增长、电力需求波动等边界条件共同影响，新能源消纳情况存在一定的不确定性。”

　　中电联行业发展与环境资源部副主任兼中电联电力发展研究院副院长张琳认为，“‘十四五’时期是建设清洁低碳安全高效能源体系的重要阶段，推进能源高质量发展，迫切需要协调好中国特色的能源经济制度、产业政策等多个方面，而新能源消纳始终是个关键点。”

　　多位市场人士对记者分析称，从全国新能源消纳监测预警中心发布的信息来看，今年全国合计新增光伏发电消纳能力48.45GW，同比2019年的32GW消纳空间将大幅增长。“今年消纳空间‘扩容’无形中加大了电网的调节难度。”

　　市场化机制能否化解消纳阻碍

　　虽然近日国家发改委、国家能源局印发了各省2020年可再生能源电力消纳责任权重，在一定程度上给予风电、光伏行业带来更多信心，不过，仍不能忽视制约消纳的客观因素。

　　从各省去年可再生能源消纳责任权重完成情况看，21个省区完成非水电可再生能源消纳权重目标，3个省区完成情况非常好，9个省区消纳量占全社会用电量比重低于国家指标要求。“影响可再生能源消纳责任权重的因素，一是可再生能源的装机数量，二是全社会用电量增长情况，三是省间可再生能源交易的认定。”叶小宁表示。

　　业内人士认为，我国新能源市场化消纳面临的问题和挑战是多方面的。比如，电力系统调节能力提升有限。目前，火电企业效益普遍较差，加之实施火电机组灵活性改造投入较大，灵活性改造动力不足。再如，现有储能装机量不足以为新能源消纳提供有力支撑。

　　“当前，电化学储能刚突破100万千瓦、抽水蓄能仅3000万千瓦，与我国20亿千瓦发电装机相比，系统调节能力仍显不足。”张琳指出。

　　“此外，新能源新增装机存在不确定性。受国家补贴政策调整影响，2020年存在新能源补贴并网‘关门’时间，预计相当规模的新能源将集中并网。另外，受2020年初疫情影响，新能源发电设备供应、项目建设等都存在一定程度的延误，实际并网规模存在不确定性。”叶小宁说，“今年跨省跨区交易组织难度也可能增加，受新能源参与市场化交易补贴计算方式改变、消纳责任权重指标考核等因素影响，新能源参与跨省区市场化交易意愿下降，新能源外送电量规模或发生波动。”

　　在国网能源院企业战略研究所研究员杨素看来，除了新能源占比提升、电力市场建设推进等情况外，保障性收购制度与新能源市场化消纳的矛盾日益突出。随着发用电计划放开，用电侧市场化电量比例最高将达到70%左右，这要求新能源进入市场，与保障性收购政策产生矛盾。

　　电力系统调节能力存短板

　　受访人士认为，“十四五”期间新能源还是大发展时期，预计并网规模接近翻番，其消纳压力不言而喻。

　　张琳认为，要实现新能源翻番，在技术创新和经济可承受方面会面临挑战。解决新能源消纳问题需要多措并举，其中，提升与新能源发电特性相关的系统调解能力是解决新能源消纳问题的重要举措。

　　国网能源院董事长（院长）、党委书记张运洲表示，“十四五”新能源消纳形势依然十分严峻，初步测算，西北区域新能源整体利用率可能低于95%，冀北、山西、陕西、甘肃、新疆等省区新能源消纳需要重点关注。“建议‘十四五’期间进一步优化新能源装机规模、布局和时序，通过加强新能源项目规模管理，将无补贴项目纳入规划管理，深化年度投资预警等举措，引导新增规模向消纳较好的省区倾斜，充分利用东中部地区的消纳空间，提升新能源利用率。”

　　叶小宁建议，对省级可再生能源电力消纳保障实施方案设计，可考虑等比例、差额比例、贡献度等三种分配方案。等比例分配方案比较简单，适用于大多数的省份，差额比例分配方案考虑不同主体消纳新能源的难易度，贡献度分配方案操作较为复杂，适用于市场建设完善、不同用户用电差异大的省份。

日前，国家能源局公布2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果，我省40个光伏发电项目成功纳入补贴竞价范围，总容量103.4万千瓦，项目容量居全国第八位。

　　根据《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》，今年光伏发电项目国家补贴竞价延续了2019年的竞价模式，采取“财政部定补贴盘子、发改委定价格上限、能源局定竞争规则、企业定补贴强度、市场定建设规模、电网定消纳上限”的“六定”原则，全面推开市场化竞价方式。2020年新建的需要国家补贴的普通光伏电站和工商业分布式光伏发电项目，须通过参与国家光伏发电补贴竞价，集中式光伏电站每度最高电价为0.49元，工商业分布式电站最高可享受0.05元/度电的补贴。全国的申报项目按补贴强度由低到高排序，直至入选的项目补贴总额达到国家补贴总额为止。

　　为加快推进我省“六保三促”方案落实，努力克服疫情对光伏产业带来的不利影响，争取将更多的光伏发电项目纳入国家补贴目录，山东早动手、早谋划，一方面结合实际出台了《山东省2020年光伏发电项目竞价工作方案》，对土地（场地）、生态环境等开发建设条件提出要求，明确项目选址应符合土地利用总体规划、城乡建设规划，土地属于国家允许建设光伏项目的场地，不占用基本农田，且项目不涉及生态保护红线等限制开发区域。另一方面，省能源主管部门积极与电网企业对接，在分析我省新能源消纳能力的基础上，指导电网企业加快推进光伏发电项目的研究论证工作，及时出具电网接入消纳的支持性意见，为企业申报国家竞价争取时间。

　　国家补贴竞价需要项目单位登录“国家可再生能源发电项目信息管理系统”，填报项目基本信息、申报电价、预计并网时间，并上传各项支持性文件。为保障符合条件的项目全部有机会参与国家竞价，在企业网上申报过程中，各级能源主管部门主动当好“店小二”，深入细致做好服务工作。第一时间下发《系统使用手册》，指导企业填报竞价信息；坚持审核一批、提交一批，加快信息填报速度；面向企业开通线上、线下、电话三条咨询通道，有问必答、精准释惑，面对面、手把手对企业填报进行悉心指导。

　　同时，严格审核项目的申报条件，对提供支持性文件不齐全或信息填报有误的企业，及时反馈、靠上指导、密切跟踪，指导我省符合条件的光伏发电项目全部参与国家的补贴竞价。经过认真筹备组织，我省企业参与竞价的热情明显提高，装机容量94.6万千瓦的20个集中式电站和装机容量8.8万千瓦的20个工商业分布式电站纳入国家补贴范围，同比增长4%，全部开工建设后可拉动有效投资41.2亿元，有力提振市场信心，促进光伏产业持续健康发展。

今年年初，我国遭遇到了前所未有的疫情冲击，直接影响了我国的社会经济发展。因此导致很多可再生能源项目建设延迟和新能源汽车销量不尽人意。然而有两个项目在这种情况下，依旧能保持需求量的增加，这两个项目正是风能发电和光伏发电，两者发电量占比首次突破10%。

　　光伏发电业上半年的各项数据与对比

　　即便是在疫情冲击之下，光伏发电产业前5个月始终保持较高增长速度。据国家统计局数据，1-5月，我国光伏发电量累计同比增速为9.3%，相比总发电量-3.1%的累计同比增速高12.4个百分点。

　　近年来，我国光伏发电量占比是持续增高的，比如2017年，我国光伏发电量占总发电量的比重首次超过1%，为1.03%。2018年、2019年的比重分别为1.32%、1.64%。截至今年5月，比重稳步提升至2.10%。在疫情如此严重的情况下都能保证稳定，十分不易。

　　近期，我国光伏制造企业生产也逐步恢复，比如光伏电池制造企业。1-5月，我国光伏电池产量累计同比增速为7.4%，虽然相比2019年同期下降9个百分点，但增速依然不低。数据显示，疫情以来，光伏电池制造业生产水平正在逐步恢复。3月至5月份，我国光伏电池产量累计同比增速分别为3.4%、7%和7.4%。5月，光伏电池产量相比4月较大幅度增长72.72%。光伏产业链上游企业经营开始好转，如光伏元器件制造企业。4月，光伏设备元器件制造业利润总额累计同比增速从2月的-84.75%回升至-12.20%。

　　工信部发布有关光伏发电产业规范文件的目的

　　5月29日，工信部发布《光伏制造行业规范条件(2020年本)》(征求意见稿)，更新光伏新建电池、组件项目的转换效率的准入门槛，对投资强度、智能制造及节能降耗等方面提出更高要求。

　　据分析，发布这份文件，主要是想要提高行业技术创新的进程和整体水平，再次更新准入技术门槛并不是为了降温光伏发电产业，而是蕴含了对技术创新的认可，即我国光伏产业有能力达到新的标准。

　　我国光伏产业要向高质量发展转变，需要准入政策进行市场引导，包括常规的转换效率，也包括必须体现时代特征的智能制造、节能降耗等。同时，我国光伏产业在成长期不可避免会出现投资过度、无序竞争、低效制造等方面的问题，需要更严格的行业规范。

　　我国是光伏发电产业大国，也是光伏发电产业强国。我国光伏产业规模大、全球竞争力强，产业链较为完善、产业技术具有一定的领先优势，多家企业上榜2019年全球光伏企业排行榜，其中就有展宇光伏，它是光伏领域富有开创精神的引领者，为全球光伏用户提供最优质的解决方案。未来，展宇光伏也会努力为我国光伏产业奉献自己的一份力量。

不知不觉，2020年上半年已经过去。你有什么收获？年初的计划完成得怎么样了？

细数这半年，国家电网做了不少工作。跟随这些关键词，一起来看看国家电网的成绩单吧！

战略目标

1月17日，国家电网公司新一届领导班子成立后，面对疫情防控和服务经济社会发展的双重考验，研究提出建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业的战略目标。

战略目标的确立，为国家电网立起了公司发展的航标，指明了公司“走什么道路、做到什么程度、干成什么样”等重大问题。

传承“人民电业为人民”的企业宗旨，肩负“为美好生活充电，为美丽中国赋能”的公司使命，聚焦“国民经济保障者，能源革命践行者，美好生活服务者”的战略定位，公司战略目标符合习近平新时代中国特色社会主义思想，符合公司发展实际，体现了公司作为“大国重器”和“顶梁柱”的责任和担当。

疫情防控

武汉雷神山、火神山医院电力建设现场。

突如其来的新冠肺炎疫情打乱了生活的节奏。城市按下了“暂停键”，抗疫战场按下“加速键”。从武汉、湖北再到北京，哪里“烽烟”起，哪里就有国家电网人迅速出战的身影！

五天五夜为火神山通电、三天三夜为雷神山通电，国家电网人与时间赛跑，创造了中国速度、电力速度；国中康健集团辽宁电力中心医院11名医护人员驰援武汉，95名来自国网安徽、湖南、河南、江西电力及国网通航公司的电网骨干驰援湖北；各地调度员封闭值班数月……公司4.4万个党组织68万名党员坚守岗位当先锋作表率，让党旗始终在抗疫一线高高飘扬。

支持疫情防控、服务经济社会发展，国家电网先后向社会发布5批42项“一揽子”措施。疫情防控期间居民欠费不停电，被网友称为“国家队级别的担当”。

这场举全国之力的疫情防控阻击战有效遏制了疫情的蔓延。电网铁军保障了电网安全稳定运行，保障了医疗机构、防疫指挥中心、医疗物资生产企业用电，保障了居民安全可靠用电！

926亿

为应对新冠肺炎疫情对经济造成的冲击，今年年初，国家发改委出台阶段性降低用电成本政策，后又将这一政策时间延长至今年年底。

按照国家发改委提出的“将除高耗能以外的大工业和一般工商业电价降低5%政策延长到今年年底”的要求，国家电网公司预计全年减免电费约926亿元。截至6月，国家电网已兑现电费让利450亿元。

同时，国家电网公司从提高电力交易市场化程度、推广“转供电费码”大数据服务、推进客户能效服务、多渠道宣传政策红利等方面，确保国家抗击疫情、支持企业发展的政策红利不折不扣落实到每一个电力客户。

大工程

5月19日，安徽绩溪抽水蓄能电站2号机组顺利投产发电。

6月28日，东吴1000千伏特高压交流变电站扩建工程投运。

6月29日，张北可再生能源柔性直流电网试验示范工程竣工投产。

±800千伏青海—河南特高压直流输电工程5月31日全线贯通，6月29日启动带电，7月15日启动送电。

6月30日，国家电网公司经营区域内“三区三州”深度贫困地区电网建设任务全面完成，四川、甘肃、青海、新疆、西藏5省（自治区）198个贫困县，443万户1777万居民自此用上了安全可靠稳定的大网电。

……

疫情发生以来，国家电网公司率先复工复产一批重点电网工程，带动全产业链复苏回暖。

山西垣曲抽水蓄能电站开工，陕北—湖北特高压直流工程开工……3月12日，国家电网公司经营区域内（除湖北省外）所有在建3205项35千伏及以上输变电工程、33项抽水蓄能工程全部复工复产。4月27日，公司经营区域内所有35千伏及以上输变电工程全部复工。

夺取疫情防控和复工复产双胜利，国家电网交上漂亮答卷！

上半年，国家电网实际仅用三个半月就完成了既定建设任务，基本实现“时间过半，任务过半”。

稳就业

甘肃送变电公司专车接送就业扶贫劳务用工人员上岗。

服务“六稳”，落实“六保”，作为国有重点骨干企业，国家电网坚决当好国民经济的“稳定器”与“压舱石”。

就业是民生之本。“六稳”中，稳就业在首位；“六保”中，保居民就业排第一。企业是就业的源头，是就业的“基本盘”。国家电网扛起稳就业托底责任，今年提供4.62万个就业岗位，比2019年增加40%。

国网客服中心南方分中心暑期大学生在95598客服大厅接听客户来电。

同时，瞄准重点群体、抓住重点区域、谋划长远发展，国家电网公司从加大高校应届毕业生招聘力度，加大对湖北、“三区三州”用工支持力度，加大脱贫攻坚、艰苦边远地区定向培养力度，加大就业扶贫力度，加大社会招聘力度，加大就业服务力度六个方面加大扩就业力度。

新基建

6月15日，国家电网公司“数字新基建”重点建设任务发布会暨云签约仪式现场。

今年，“新基建”成为热点，受到社会各界高度重视和广泛关注。国家电网公司成立“新基建”工作领导小组和专项工作组，加快“新基建”各项部署。除了抓好特高压在建项目建设，国家电网多面发力。

4月14日，国家电网全面建设新能源汽车充电设施项目集中联动开工。2020年，国家电网公司将新增充电桩7.8万个，预计可带动新能源汽车消费超过200亿元。

6月15日，国家电网公司对外发布“数字新基建”十大重点建设任务，并与华为公司、阿里巴巴集团、腾讯集团、百度公司等41家合作伙伴签署战略合作协议。国家电网投资约247亿元实施“数字新基建”十大重点建设任务，预计可拉动社会投资约1000亿元。

脱贫摘帽

陕西商洛杨峪河镇民主村贫困户实现脱贫，笑得合不拢嘴。

4月21日，湖北省人民政府正式批准巴东县和长阳县等16个国家级贫困县（市、区）脱贫摘帽。至此，国家电网公司定点扶贫的湖北省巴东县、长阳县、秭归县、神农架林区和青海省玛多县“四县一区”全部脱贫摘帽。

国家电网公司捐建的玛多4.4兆瓦光伏扶贫电站。

国家电网捐建的光伏扶贫电站给定点扶贫县区36万贫困群众带去了稳定的脱贫资金支持，是名副其实的“阳光存折”。国家电网公司推动构建的长效运维机制和收益精准使用模式，成为国务院扶贫办认可的光伏扶贫典型模式之一。

立足电网企业特色，国家电网从光伏扶贫、产业扶贫、就业扶贫、教育扶贫、消费扶贫多方面发力，输血与造血并重，推动贫困地区实现可持续发展。

决战决胜脱贫攻坚，国家电网从来都是全力以赴。

绿色发展

新疆750千伏伊库线

让清洁能源更好造福人民，国家电网持续发挥大电网优势，并不断拓宽绿色发展之路。

1～6月，国家电网公司经营区域内新能源发电量达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。公司累计完成电能替代电量916亿千瓦时，同比增长7.7%。

在青海，一项持续100天的“绿电”实践正在进行。世界首个以输送新能源为主的特高压输电通道±800千伏青海—河南特高压直流工程已经将绿色的电输送到千里之外的河南。

青豫特高压直流工程线路穿越伏牛山。源源不断的清洁电力，正在为经济社会发展，打赢精准脱贫、污染防治攻坚战提供不竭动力。

1~6月，国家电网公司完成藏电、疆电、青电外送电量429.81亿千瓦时，其中清洁能源184.68亿千瓦时，助力贫困地区将资源优势转化为经济优势。

提质增效

疫情影响、政策性减利，经营形式严峻，向哪里要效益？提质增效！

2020年提质增效专项行动，国家电网公司通过“八个全力”促提质，实现“八个增效”稳发展，打出开源节流、提质增效“组合拳”。

公司各单位聚焦电网、产业、金融、国际各业务板块和投资、建设、生产、运营各业务环节，向改革创新要效益，向资源经营要效益，向精益管理要效益。

上半年，国家电网公司售电量完成20890.75亿千瓦时，电费回收率达99.75%，较去年同期累计少损失电量17.53亿千瓦时。

江苏泰州供电公司客户经理在泰州会宾楼宾馆厨房了解全电改造后的用电情况。

山东德州供电公司员工服务中元科技综合能源示范项目。

改革创新

今年是国家电网公司“改革攻坚年”，打硬仗、啃硬骨头！

目前，公司经营区内北京电力交易中心和27家省级电力交易机构全部完成股份制改造，上半年完成市场交易电量超过8500亿千瓦时，减少客户用电成本约200亿元。推进混合所有制改革，公司首批金融资产上市工作圆满完成，“国网”字号再次登陆资本市场。

国家电网将科技创新放在公司工作重中之重的位置。公司在国际标准化组织（ISO）发起的首个国际标准提案获批立项，公司区块链技术实验室揭牌成立，世界首次特高压直流线路直升机带电作业圆满完成，驻马店换流变电站是世界上首个同址建设、同期投运、技术水平最高的特高压换流变电站，张北柔直工程创下12项世界第一……

在河北省邯郸市临漳县，国网河北电力、通航公司组织开展±800千伏昭沂线直升机吊篮法带电消缺。

国际化

阿曼当地时间2020年3月11日，中国国家电网有限公司收购阿曼国家电网公司49%股权成功交割。

智利当地时间2020年6月24日，中国国家电网有限公司全资收购智利切昆塔集团公司成功交割。

目前，国家电网公司已经在菲律宾、巴西、葡萄牙、澳大利亚、中国香港、意大利、希腊、阿曼、智利等九个国家和地区成功投资运营骨干能源网资产，所有投资项目运营平稳，全部盈利。

巴西美丽山特高压直流送出二期工程。

战“汛”

安徽宣城供电公司员工在发生险情的沈村镇杨星圩大堤上安装照明设备。

雨还在下。全国超400条河流发生超警戒以上洪水，长江、淮河等流域，洞庭湖、鄱阳湖、太湖等湖泊超警戒水位，27个省区市超3873万人次受灾。电网进入了防汛抗灾与迎峰度夏的关键时期。

“水进电停，水退复电”。国家电网人闻“汛”而动，在长江大堤上架起照明线路，为安置点增容，志愿巡堤护堤，建设临时排涝站……

配网雷电预警、暴雨杆塔滑坡预警及变电台区淹没预警系统，预测9次湖南省大范围配网雷暴过程和13轮强降雨过程，为配网防灾形成强有力的技术保障。

新安江电厂首次开9孔泄洪，科学调度下，泄洪期间，下游杭州建德市无一人因泄洪伤亡，无桥梁倒塌。

国网新源公司新安江电厂水库大坝建成61年来首次开启全孔泄洪。

立足“防大汛、抗大洪、抢大险、救大灾”，国家电网制定9项防汛措施、提出“五个确保”工作要求。调度、运维、检修、客服、后勤等各个战线干部员工坚守岗位，全力以赴保供应、保安全、保稳定！

近期，财政部、发改委、能源局三部委联合出台了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，并修订《可再生能源电价附加补助资金管理办法》，明确到2021年陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴。

国家补贴的取消已经不可逆转，但在产业优化的过渡期如何保持可再生能源发电企业的投资积极性，保障在运电厂的生存空间，促进整个行业的升级?

对于这个问题，市场手段应该是唯一的答案。

可再生能源已具备成本优势

7月6日，由水电水利规划设计总院主编的《中国可再生能源国际合作报告(2019)》正式发布。《报告》显示，2019年全球可再生能源投资超过2820亿美元。从近十年的趋势来看，总体呈现稳步增长。特别是在发电成本方面，《报告》强调，2019年，56%的新增大规模可再生能源发电成本都已低于最便宜的化石燃料发电成本。

《报告》还针对水电、风电、光伏发电等具体可再生能源种类，分别阐释了相关领域的国际合作情况。其中在光伏方面，2019年全球新增装机容量为97.08GW，与2018年数据基本持平。

到2019年底，全球光伏累计装机容量为580GW，较2018年增长20.1%。全球光伏累计装机容量为580.16GW，占可再生能源总装机容量(非水电)比重为22.87%，与2018年相比增长7%。《报告》指出，全球光伏市场一直处于超预期增长的发展进程。对比2011年和2019年的装机来看，全球光伏新增装机增长3倍，累计装机增长8倍。

值得关注的是，在度电成本(LCOE)上，随着技术进步与规模化效应增强，光伏LCOE持续走低，从2010年的0.371美元/千瓦时下降到2019年的0.068美元/千瓦时，下降了81%。2019年，全球公开招标的最低上网电价为1.654美分/千瓦时，持续低电价对推动光伏快速发展起到了必不可少的作用。

消纳问题如何解决?

目前，可再生能源产业发展最大的难题，是如何解决消纳瓶颈。

2019年5月15日，国家发改委、能源局联合发布了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，明确将按省级行政区域确定可再生能源电力消纳责任权重，由电网公司、售电企业和电力用户协同承担消纳责任。

6月1日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》，明确了2020年各省(区、市)可再生能源电力消纳总量责任权重、非水可再生能源消纳责任权重的最低值和激励值。

相关文件不仅明确了各省可再生能源消纳的目标，也明确了承担消纳责任的主体。从主体上也就清晰地梳理出了从国家补贴到平价上网这个过渡期内国家补贴的替代承担方，并将通过市场的磨合实现利益的再平衡，最终完成产业优化的目标。

根据《通知》，两类市场主体需承担消纳责任：直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司;以及为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业电力大用户(通常是工业企业)。

未来三大政策趋势

首先，可再生能源投资组合标准向省级政府提供了新的政策开放。根据2019年5月中国政府制定的可再生能源组合标准(RPS)，电网公司、电力零售商、批发市场上的电力购买者和专属发电厂所有者都被要求为省级可再生能源的总体目标做出贡献。每个省份现在必须设计实现细节，包括每个覆盖实体的目标、跟踪和执行。目前，山东、广东、江苏、浙江和京津冀这些省份都进行了市场创新，将使更多的能源买家有能力采取行动，并与中国各地的政策制定者接触。

其次，政府逐步取消可再生能源补贴，为具有成本竞争力的可再生电力和基于市场的绿色电力认证(GECs)打开了大门。在这种新的背景下，企业能源购买者将能够与政策制定者就与GECs捆绑的具有成本竞争力的可再生能源采购方案、支持新项目的可能性以及改善GECs的可追溯性进行交流。

最后，省级现货市场的发展进一步增加了虚拟购电协议的可能性。截至目前，中国8个省级现货市场中有4个可以使用可再生能源。现货市场的发展有强大的潜力推动更具成本竞争力的可再生能源选择和更灵活的采购选择，包括虚拟电力购买协议。

未来的这三个政策趋势，使企业的可再生能源需求与决策者、可再生能源开发商和其他主要市场利益相关者的目标和激励相一致，同时还为电力市场自由化创造了必要的条件，使能源购买者有更好的价格发现机制和更多的选择。

兰州大成敦煌50兆瓦光热电站日前投入商业运营，这是我国首批光热发电示范项目启动近4年来，第5个投入商业运营的项目，引发了行业关注。

　　据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟常务副理事长兼秘书长杜凤丽介绍：“为实现以清洁低碳为主要特征的能源转型，各国均在探索稳定、可控、可靠的可再生能源发展路线。研究发现，光热发电是目前除水电外唯一具备这一能力的可再生能源技术。由于配置大容量、低成本、环境友好的储能系统，光热发电可以克服太阳能资源的间歇性和不稳定性，实现平稳可控、可调度的电力输出。光热发电是可以承担电力系统基础负荷的可再生能源发电形式，目前已在西班牙、美国以及中东北非等国家和地区取得了良好的应用效果。”

　　在此背景下，2016年9月，国家能源局印发《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，启动了我国首批20个光热发电示范项目。此举在当时被普遍认为是“推动光热发电技术进步和产业发展的重要举措”。按照规划，这20个项目全部应于2018年底建成投产，但实际进度与规划目标相差甚远：截至目前，仅有5个项目正式投入商业运营，另有2个项目建成并网，余下的13个项目或仍在建，或已陷入停滞状态。

　　优势明显、潜力巨大，且被各方寄予厚望的光热发电，为何总是不温不火？

　　项目建设进度缓慢

　　并网时间两度延后

　　“2016年，国家能源局发布首批光热发电示范项目名单，但项目建设过程十分不顺，后来沉寂了一段时间。”中国科学院某研究所实验室副主任说。

　　另据一位不愿具名的政策研究员介绍，到2017年下半年，虽然项目名单已公示一年有余，但不少项目却仍处于前期准备阶段。“有的项目连土地都没拿下来，更不要说建设厂房、场平了，参与招标、定标的企业更是屈指可数。”

　　在建设进度远远落后于相关规划的背景下，2017年2月，国家能源局曾专门下发《关于报送太阳能热发电示范项目建设进展情况的通知》，要求各省区能源主管部门在每个季度报送项目建设进展情况。

　　即便如此，按计划建成投产的项目仍是极少数。截至2018年底，仅有中广核德令哈槽式50兆瓦项目等3个项目并网发电，累计并网规模200兆瓦，占首批光热发电示范项目总规模的14.83%。

　　鉴于此，2018年5月，国家能源局发布《关于推进太阳能热发电示范项目建设有关事项的通知》，延长了首批光热示范项目的并网期限：“根据示范项目实际情况，示范项目建设期限可放宽至2020年12月31日，同时建立逾期投运电价退坡机制，具体价格水平由国家发改委另行发文明确。”

　　此后的示范项目建设依然未见提速，官方的应对之策是再次放宽项目并网期限——今年1月，财政部、国家发改委和国家能源局联合发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确提出“新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准备案并与2021年底全部机组完成并网的存量光热发电项目，按相应价格纳入中央财政补贴范围”。

　　截至目前，首批20个光热发电示范项目中，尚有装机规模900兆瓦的13个项目未并网，容量占比约2/3。信息机构CSPPLAZA于6月份发布的最新数据显示，这13个项目中，有5个项目处于前期准备阶段。

　　“和去年相比，项目没什么特别大的进展。玉门鑫能50兆瓦光热发电项目等2个项目进度靠前，已经复工，预计今年底能实现并网。但其他项目由于土地和资金问题，仍存在很大不确定性。”某行业咨询机构研究员表示。

　　电价悬而未决

　　企业积极性受挫

　　上述研究员表示，示范项目建设进度之所以如此缓慢，主要原因在于项目启动之初，我国光热发电产业还未曾开展过50兆瓦及以上规模的项目建设和运营。“在没有经验、开发标准、依据的背景下，需要探索时间，确实遇到了一些困难。”

　　土地使用问题便是其中之一。据介绍，相比其他可再生能源，光热发电项目对土地的需求更大。CSPPLAZA测算数据显示，一个50兆瓦规模的光热电站占地面积约在2.5—3平方千米之间，相当于350—420个足球场。

　　“不少项目因为等待土地审批就花费了不少时间，有的还经历了换地。据我了解，还有的项目到去年才刚刚拿到土地。”上述研究员说。

　　除了找地、用地难，资金问题也是影响项目建设进度的关键因素。

　　公开信息显示，首批光热发电示范项目投资均超10亿元，部分项目的投资甚至近20亿元，而在首批名单中，有一半投资企业为民营企业。

　　“不管是资金实力还是融资能力，民企都远不及国企、央企，受融资难、贷款难影响，民企的部分项目推进十分缓慢。”一位参与首批光热发电示范项目建设的企业负责人告诉记者，“已有投资企业选择退出，意向接盘方也不在少数。但由于最初国家能源局要求不能更换投资方，截至目前也没有发文认可更换投资方的行为，这成为导致项目建设缓慢的一个重要原因。”

　　此外，按照现行政策，2018年底前并网发电的示范项目可享受度电1.15元的补贴电价，逾期投运的项目电价将退坡。但时至今日，明确具体退坡标准的文件仍未出台。“这让不少企业选择观望。补贴电价退坡机制悬而未决，企业无法进行较为准确的前期测算，在一定程度上也影响了企业的建设积极性。”上述负责人直言。

　　“光热发电还是个

　　‘没学会走路的孩子’”

　　但也有观点认为，不应纠结于项目建设进度滞后与否，因为示范项目的意义在于找到真正制约我国光热发电产业的瓶颈，为2020年后光热产业的快速发展奠定基础。

　　在采访中，多位业内人士表示，尽管项目建设滞后，但首批光热发电示范项目的确为打通我国光热产业技术壁垒、加速全产业链发展进程作出了贡献。

　　据电力规划设计总院副院长孙锐介绍，目前我国光热产业设备国产化率已超90%，主要产品产能同步迅速提升。通过自主研发，龙头企业已掌握塔式聚光集热系统等关键技术。

　　“打通产业链仅仅是产业发展的第一步。只有实现了规模化，才能实现市场化。示范项目是目前支撑我国光热产业发展的主力军。”上述研究员告诉记者。

　　国家太阳能光热产业技术创新战略联盟数据显示，截至2019年底，我国并网发电的光热电站共9座，累计并网规模420兆瓦。其中，首批光热发电示范项目6座，合计装机规模350兆瓦，占比超过80%。

　　“然而，按照最新政策，有可能获得补贴的光热发电项目仅剩首批还未并网的13个项目。2021年后，光热发电项目不再享有补贴。和风光相比，光热发电还是个‘没学会走路的孩子’，如果没有补贴，产业发展将受很大影响。”该负责人表示。

　　上述副主任认为，大型多能互补集成电站是未来促进我国光热产业发展的有效途径之一。

　　2019年9月，鲁能海西格尔木多能互补集成优化示范工程并网投运，该工程集合了200兆瓦光伏、400兆瓦风电、50兆瓦光热及50兆瓦储能四种技术路线。光热电站的加入显著减少了弃风弃光，同时光热发电成本也有所降低。

　　在技术路线验证可行的背景下，许多光热资源丰富的地区正积极规划建设含光热发电技术路线的多能互补项目，例如，甘肃省玉门市拟与华东电力设计院、江苏鑫晨光热公司联合开发投资光伏光热多能互补电站项目，其中含光热项目200兆瓦。

　　“如果每年光热发电都能保证一定的装机规模，光热产业就能一直处于发展中，通过这些项目，光热发电成本也能实现不断下降。”上述研究员表示。

随着光伏材料技术的进步，碲化镉、铜铟嫁硒等新型材料相继出现推动了光伏与建筑的融合。建筑从被动接受光伏转变为主动拥抱光伏。与此同时，光伏建筑一体化的经济性也在逐渐提升，预计项目投资回收年限为7—8年，内部收益率可达11%。

　　作为光伏产业的小众领域，光伏建筑一体化（BIPV）市场，此前受制于材料、技术、成本等原因，发展缓慢。不过，随着越来越多一线企业进入这一细分领域，我国BIPV市场正迎来变局。

　　近日，在2020年第三届中国分布式光伏大会上，主流光伏企业都发布了BIPV组件产品，密集布局BIPV市场。分析认为，在BIPV已经具备一定经济性、光伏巨头纷纷布局的背景下，BIPV有望成为光伏产业的新热点。

　　技术进步提升经济性

　　中国建筑科学研究院光电建筑总工程师王志东介绍说，光电建筑是光伏材料以建材的形式，按照建筑规范要求建造的建筑，是光伏与建筑这两个各自独立行业的融合。

　　据了解，光电建筑对光伏防火、防触电、防坠落、防撕裂等的要求高于光伏电站的要求，其形式也多种多样。较为传统的是光伏建筑组合（BAPV），主要应用于屋顶，应用场景比较单一和受限。而BIPV可以实现屋顶、幕墙、遮阳、温室等场景全覆盖，更加多元。

　　和欧美等发达国家相比，我国BIPV市场起步较晚。此前，受制于技术、成本等压力，市场空间不大，大部分项目都是依靠业主对绿色理念的支持。历经十余年的发展，如今，BIPV有了更合适的材料，技术水平也有了较大提升，其竞争力正慢慢凸显。

　　王志东表示，随着光伏材料技术的进步，碲化镉、铜铟嫁硒等新型材料相继出现。这些材料更符合建筑材料同一性、灵活性，弱光可发电、对光线入射角和温度不敏感、局部遮挡和落灰的性能要求，推动了光伏与建筑的融合。“建筑也从被动接受光伏转变为主动拥抱光伏。”

　　同时，BIPV的经济性也在逐渐提升。安信证券表示，根据隆基BIPV建筑光伏一体化解决方案，预计项目投资回收年限为7—8年，内部收益率可达11%。

　　中泰证券称，相对于普通的屋顶光伏，工商业BAPV和BIPV都具有良好的经济性，不仅节省了屋顶投资，全生命周期还有额外收益。BIPV的内部收益率更好，较BAPV收益增加2.9%—12.9%。

　　企业竞争带动产品迭代

　　研究机构预计，在产业成熟度逐渐提高的背景下，分布式发电中BIPV有望成为新热点。这吸引了国内一线光伏企业的进入。

　　在近日举行的2020年第三届中国分布式光伏大会上，不少光伏企业都推出了针对BIPV市场的新品。如，晶科能源的BIPV幕墙、日托光伏的S系列柔性组件，都是锁定BIPV应用场景。

　　积极布局的企业也不在少数。6月，隆基股份在回答投资者提问时表示，公司BIPV产品目前尚处于研发和量产准备阶段，预计将于下半年正式推向市场。目前，已有示范项目推进。

　　东方日升则在发布2019年年报时透露，目前，公司BIPV屋顶光伏瓦已小批量试销美国客户，在国内的的应用主要以常规组件及特殊型材配合适用于工商业屋顶。

　　此外，中信博、赫里欧、昱能科技、南玻A、亿晶光电等企业也在BIPV领域积极布局。有观点认为，随着越来越多的企业进入BIPV市场，BIPV领域相关产业链、项目能够更快、更广泛地落地。同时，企业的积极探索也将加速产品的迭代更新。

　　“蓝海”市场潜力待挖

　　国家统计局数据显示，当前我国城乡建筑总面积超600亿平方米，其中城市建筑面积超300亿平方米，光伏可安装面积超30亿平方米，且年新增竣工面积在40亿平方米以上。

　　中国建筑科学研究院太阳能应用研究中心给出了更具体的测算。截至目前，我国既有建筑面积可安装光伏400吉瓦，每年竣工建筑面积可安装40吉瓦，潜在市场空间达千亿元。

　　据中泰证券保守估计，未来我国BIPV年均新增装机在36吉瓦左右，按照当前价格对应市场规模约为2192亿元。

　　虽然市场空间较大，但潜力待挖。中国光伏行业协会统计，目前国内分布式光伏项目中，“光伏+建筑”项目占到了80%左右，总装机超过13吉瓦。而根据前瞻产业研究院的统计，截至2018年底，国内BIPV市场累计安装量仅为1.1吉瓦，市场投资规模不足50亿元，行业仍处在孕育阶段。

　　高维咨询表示，“光伏+建筑”确实是目前我国分布式光伏的主流形式，但其中占大部分的是BAPV，以屋顶光伏为主。随着近年来光伏企业进入BIPV市场，我国BIPV市场大规模发展条件已经具备，时机日渐成熟。

　　根据测算，未来5年我国BIPV市场将进入快速发展期，今年该领域投资规模将达50亿元，提速之势已经显现。

日前，国家能源局正式公布了2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果，全国总装机容量达2596.7208万千瓦，共434个项目纳入国家竞价补贴范围，覆盖15个省份和新疆生产建设兵团，占申报总容量的77.5%。其中新建项目2595.7973万千瓦，已并网项目0.9235万千瓦（均为2020年度并网项目）。

补贴竞价是指在确定的补贴资金预算总额下，将上网电价作为重要竞争条件，优先支持电价退坡力度大的项目，以加速补贴退坡，扩大市场规模。今年用于补贴竞价项目的预算总额为10亿元。业内专家表示，随着竞价项目名单的出炉，正处于全面实现平价上网关键时期的光伏产业将呈现良好发展态势，向高质量发展迈出更加坚实的步伐。

机制更加成熟，营造稳定市场

据记者了解，今年是我国光伏发电实施“竞价机制”的第二年。2019年5月30日，国家能源局出台《2019年光伏发电项目建设工作方案》，提出发挥市场在资源配置中的决定性作用，明确除光伏扶贫、户用光伏外，其余需要国家补贴的光伏发电项目原则上均须采取招标等竞争性配置方式，通过项目业主申报、竞争排序方式优选确定国家补贴项目及补贴标准。

今年3月，国家能源局发布《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，启动了2020年光伏发电国家补贴竞价项目申报工作，明确2020年光伏发电建设管理的有关政策总体延续2019年机制，其中补贴竞价项目（包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目）按10亿元补贴总额组织项目建设。

对此，水电水利规划设计总院信息中心副主任徐国新指出，与去年相比，补贴竞争机制更加成熟，主要表现在以下几个方面：一是竞价工作各省组织有力有序，今年青海、内蒙古等多个省区组织开展了省内竞争配置工作，准备工作更扎实，申报项目各项支持性文件更齐备；二是国家层面竞争更为充分，今年项目未入选主要原因是降价幅度偏小，竞价排序靠后，体现出国家统一竞价对于补贴退坡的良好效果；三是企业申报工作更具经验，项目信息填报总体规范有效。具有较强实力和竞价经验的大型企业，今年入选规模较大，体现了对竞价机制的适应性。

中国光伏行业协会副秘书长刘译阳对这一分析表示认同。他告诉记者，由于土地合规性瑕疵和电网接入没有协调好，2019年部分项目未能如期完成。而在今年，企业在土地和电网合规方面都非常慎重，同时，国家能源局要求电网提前公布全年消纳容量，对企业做电网接入十分有利，加之青海、内蒙古等省区先期进行了省内竞争配置，也使项目各项条件更加成熟，今年项目的完成率将大幅高于去年。

布局更加广泛，有望“全面开花”

据徐国新介绍，今年，全国共有22个省份和新疆生产建设兵团组织4168个项目申报光伏发电国家补贴竞价，总装机容量为3350.9114万千瓦。国家可再生能源信息管理中心按照10亿元的补贴总额对通过复核的补贴竞价项目进行了排序，据此提出了纳入2020年国家竞价补贴范围的项目名单，总装机容量2596.7208万千瓦。

其中，普通光伏电站项目295个、装机容量2562.874万千瓦，占纳入项目总容量比例为98.7%；全额上网工商业分布式光伏项目137个、装机容量33.0468万千瓦，占纳入项目总容量比例为1.3%；自发自用、余电上网分布式光伏项目2个、装机容量0.8万千瓦，占纳入项目总容量比例为0.03%。“同去年竞价结果相比，今年光伏建设单体规模更大，布局更加广泛，这会助推行业集中度持续上升。”刘译阳表示。

刘译阳进一步分析指出，从上游制造端来看，将带动制造端的需求，提高产能利用率，产业链各环节价格经历上半年的大幅下滑后，将趋于稳定；从下游应用端来看，项目规模的扩大能够有效降低集采价格，从而提升项目经济性，减少项目作废的风险，保障全年的市场需求及并网规模。“考虑到下半年全球疫情影响的缓解，行业发展将逐步回暖。”刘译阳说。

记者了解到，此次纳入国家补贴竞价范围的项目只是今年全国光伏发电建设规模的一部分，加上今年安排的户用光伏项目、平价项目以及2019年结转至今年并网的竞价项目等，今年光伏发电建设投产规模稳中有升，有力保障了行业的持续健康高质量发展。

目前已有多省市安排了光伏平价上网项目名单，也为今年光伏行业的稳增长带来利好。“从竞价结果和各省已公布的平价项目名单来看，今年光伏建设规模更大，布局更加广泛。”徐国新表示，随着竞价和平价项目名单的相继发布，下半年光伏行业有望迎来建设高潮，行业将迎来“全面开花”的发展势头。

光伏+储能，未来发展趋势

据记者了解，国家有关部门实施光伏竞争性配置，旨在通过技术进步、产业升级、管理提升、减少非技术成本，最大程度降低光伏补贴需求，推动光伏走向高质量发展。数据显示，纳入2020年国家竞价补贴范围的项目中，单个项目最低电价为0.2427元/千瓦时，单个项目最低补贴强度仅为0.0001元/千瓦时，电价和补贴下降明显。

徐国新告诉记者，纳入2020年国家竞价补贴范围项目平均降价幅度达到0.0785元/千瓦时，与采用指导价相比，可大大节省国家补贴资金需求。他表示，竞价机制下，入选企业普遍实力较强，项目单体规模较去年有所提高，更有利于实现规模化、集约化建设，提高项目自身经济性，推动光伏高质量发展。

对此，业内专家指出，“十四五”期间，新的技术、应用模式将持续呈现，而新商业模式的应用、分布式市场化交易也需要在“十四五”期间取得突破。“光伏+储能”将在“十四五”期间进入快速增长阶段，这一趋势在今年已经出现。

记者了解到，近期，山东、湖北等多个省份发布的2020年风电、光伏发电项目的建设方案和申报要求中，明确鼓励新能源电站配置储能，提出优先支持配置储能的新能源发电项目。

业内人士普遍认为，我国光伏行业将在“十四五”初期进入全面平价阶段，而近年来为无补贴阶段的到来而探索的市场化机制将在未来扮演重要的角色。

我国风能、太阳能资源丰富，推动能源高质量发展，构建“清洁低碳、安全高效”的能源体系，必须改变长期以来形成的以煤电等化石燃料为主的电力生产和消费结构，迫切需要加快新能源发展。

从“十三五”能源规划执行情况看，风电和太阳能发电虽存在国家财政补贴拖欠、消纳受限造成弃风弃光、电价执行不到位等种种问题，但通过密集政策支持、市场配置资源和技术进步，已提前超额完成“十三五”规划目标。在“后疫情时代”促进新能源持续健康发展，要发扬既有经验，综合施策，从多个方面规范电力市场行为，促进风电和太阳能发电成本下降、有效参与市场竞争和充分消纳。

01加强投资监管，切实降低风光电项目非技术成本

目前，风、光发电项目投资中土地成本、电网接入、前期开发费用等非技术成本占比分别超过10%、22%，存在资源出让、企业援建、捐赠等变相收费，承担送出工程、公共设施、辅助服务、储能设施等不合理投资，存在要求出让股份或收益、引进产业、采购本地设备等增加投资、降低投资收益事项。要加强投资监管，进一步明确风光电项目的投资范围，规范相关土地收费，降低资源配置相关成本，协调落实项目送出工程投资和辅助服务投资，切实降低非技术成本，推动风光电项目的上网电价进一步降低，使风光电项目的经济优势更加突出。

02稳妥推进竞争性配置和平价上网，降低风光电造价

国家已对风光电项目全面实行竞争性配置和平价上网，有力推动了风光电技术进步和补贴退坡。2020年、2021年是国家最后一批财政补贴风光电项目建设高峰期，要稳妥推进竞争性配置和平价上网工作，缓解风光电设备供应和施工安装能力紧张，避免推高风光电项目造价。随着这一轮抢装高峰期的结束，风光电装备水平和制造能力将进一步提高，风光电设备价格和项目造价会进一步降低，通过竞争性配置风光电项目的上网电价将远低于2020年的指导价，低电价可再生能源的时代已来。

03加强电力系统规划，提升系统灵活性，构建新能源消纳的物质基础

我国电源结构中煤电机组占比高，气电、抽水蓄能等灵活性电源占比小。同时，由于近年来输配电网与电源建设不协调，造成电力系统缺乏备用、调频、调相、储能等提供辅助服务设施，新能源消纳外送通道建设滞后，甚至连国家明令由电网企业建设的风光电项目送出工程都仍需由发电企业来建设，更没有形成完善的辅助服务市场机制。这成为我国弃风弃光问题产生的重要原因。

风光电将成为今后电力增量主力和骨干电源，电力系统应充分保障风光电的消纳。要统筹规划电力系统稳定安全运行所需的电源、输配电工程和辅助服务设施等，区分各类辅助设施在电力系统灵活调节能力建设中的地位、作用，通过支持政策和合理投资回报机制，使电力系统辅助服务设施充足，提升电力系统灵活性，为风光电的消纳提供坚强物质基础。

04完善保障性消纳政策，稳定风光电产业发展预期

国内多家权威机构研究表明，为满足我国经济社会发展对能源的需求，实现我国对外承诺的2030年碳排放达到峰值、非化石能源在一次能源消费的比重达到20%的目标，2025年非化石能源在一次能源消费的比重应达到18%，风光电发电量需要超过1.2万亿千瓦时，占新增发电量的41.6%，装机容量需超过8亿千瓦；2030年风光电发电量需要超过2.4万亿千瓦时，占新增发电量120%，能源转型发展取得实质性进展，装机容量需超过17亿千瓦。面对如此巨大的增量产业规模，在充分考虑电力商品特性、发电侧和用电需求侧实际，满足电力系统安全稳定运行情况下，要完善优先发电与收购制度，保障可再生能源的全额消纳，保护投资者的积极性，稳定风光电产业发展预期。

05加强电力需求侧管理，增加新能源出力时段用电负荷

目前，电力需求侧的售电价格信号没有真实反应电力系统运行实际，要推进电力市场化改革，加快建立电力需求侧管理平台，将精准电价信号传递给终端电力用户，让终端用户基于精准电价信号来规划用电行为，以优化用电需求曲线，引导电力用户错峰生产，增加新能源出力时段用电负荷。同时，要加大宣传力度，培养社会消费绿色电力的意识。

06构建充分竞争的电力市场，促进新能源持续健康发展

电力市场事关参与交易各方的利益，充分竞争的电力市场是资源优化配置、保证交易相关方利益的前提。风光电项目投资额较大，生产经营寿命期长，资金和技术密集，但具有零边际成本的优势。要深入推进电力体制改革，构建充分竞争的电力市场，通过中长期交易锁定风光电交易价格、规避不确定性风险；通过现货市场给风光电项目建设提供精准的价格和位置信号，并充分体现其零边际成本的竞争优势，促进新能源持续健康发展。