近日，山西、山东、安徽、浙江、北京、吉林、黑龙江、新疆、青海、宁夏、甘肃、重庆、海南、广东、湖南、江西、江苏、河北北部、内蒙古东部和陕西等20省市地方公布了2020年5月纳入国家补贴户用光伏装机量和项目信息名单。

　　20省新增装机37.85369万千瓦

　　数据显示，上述20省、市、区5月新增纳入国补户用光伏装机量为37.85369万千瓦，上述20省、市、区1-4月纳入国补户用光伏装机量为41.02571万千瓦，合计纳入国补户用光伏装机量78.88655万千瓦。

　　山东独占鳌头，装机25.4万千瓦

　　数据上看，户用光伏第一省——山东省表现十分抢眼，5月新增装机25.4394065万千瓦，几为1-4月装机量之和，占前述20省、市、区装机量总和的67.2%。

　　传统分布式大省表现稳定

　　此外，传统的分布式光伏强省，继续提供稳定输入。安徽省、浙江省、江苏省、山西省、河北北部和广东省的户用光伏装机量分别为2.66089万千瓦、2.052077万千瓦、1.754988万千瓦、1.506641万千瓦、0.975109万千瓦和0.538662。

　　四省异军突起成最大亮点

　　对比，过往的户用光伏装机数据，山东省的一枝独秀，安徽省、浙江省、江苏省、山西省、河北省和广东省表现稳定，并不意外。从上述20省、区、市新增装机数据上看，陕西省、江西省、湖南省和吉林省的异军突出是最大的亮点。

　　据“能源100”所作统计，陕西省、江西省和湖南省5月份新增户用装机分别为0.904837万千瓦、0.848709万千瓦、0.5400万千瓦，在“能源100”所制表单中分别位列第七、第八、第九，已超过分布式大省广东省的装机量（广东5月新增：0.538662万千瓦）。

　　吉林省5月户用光伏新增装机0.42522万千瓦，在表单上排名第11位，也是数据上的亮点。数据显示，吉林省1-4月纳入补贴的户用光伏装机量为0.241905万千瓦，而5月单月新增量就达到了0.42522万千瓦，几为1-4月装机量的一倍。

　　吉林新增装机环比增近60倍

　　此前，国家能源局发布的2020年5月用户光伏信息（截至4月30日的装机数据）显示，吉林省4月份新增户用光伏0.073166万千瓦，5月装机0.42522万千瓦几为4月装机的60倍。

　　在枯燥冰冷的数据背后，我们不难得出这样一个结论，新冠疫情之下，吉林省户用光伏市场装机热情非常火爆。随着疫情的缓解，复工复产工作的全面推进，5月份吉林省的户用市场已开始“井喷”。

　　东北户用光伏市场启动在即

　　吉林省5月户用光伏装机猛增，对东北省户用光伏市场，甚至全国的户用光伏市场而言，都是一个好兆头。这或代表着一直“沉寂”的东北户用光伏市场，已出现了全面启动的迹象。

　　众所周知，在新能源发展方面，特别是发展光伏方面，本不缺电的吉林、辽宁、黑龙江三省相对于山东、河北、安徽等省市推进相对滞后，户用光伏市场也是不温不火。因此，吉林省户用光伏的快速发展，可以让业界看到东北户用市场通过“中间突破”，顺势形成遍地开花格局的希望。

　　华中、西北市场倍量级增长

　　东北户用光伏市场趋于活跃，只是利好信号之一。实际上，陕西、江西和湖南省三省的户用数据同样很有看头。国家能源局公布的户用光伏信息显示，陕西、江西和湖南三省4月新增装机分别为0.244308万千瓦、0.474058万千瓦和0.2969万千瓦。对比4月份，上述三省5月新增装机均呈现倍量级增长。

　　透过数据看市场。陕西、江西和湖南三省户用光伏装机月比倍增，代表的不仅仅是所在省、市、区的户用装机活跃，站在全局的角度上看，这更预示了其所在的西北和华中户用光伏市场趋向爆发。

　　六大增长极隐现

　　一定程度上而言，一如近年户用光伏市场的快速增长是市场教育和市场认知趋同的结晶，陕西、江西和湖南户用光伏市场的突然爆发亦是市场教育、市场认知、品牌认知等多因素形成良性共振的必然。

　　遍地开花，是户用光伏市场发展的“理想国”。如今，这一设想正在逐步接近现实，以山东、河北为代表华北户用市场火爆如昨，一向沉寂的东北户用市场开始活络，以陕西为代表的西北户用市场开始启动，以浙江和江苏为代表的华东户用光伏市场坚稳如初，以山西和湖南为代表华中户用光伏市场后劲十足，以广东为代表的华南户用市场仍增长强劲。新兴的户用光伏，正呈现以点带面，处处“开花”的大好形势。

　　总结：从20省、区、市户用光伏装机量上看，至少对外传递来如下六个利好信号：

　　一、户用光伏市场持续复苏。20省新增装机37.85369，已接近4月全国新增量40.3万千瓦，预计5 新增装机超4月，达到50万千瓦左右不成问题。这表明，复工复产后，户用光伏市场开始全面复苏。

　　二、市场投资热情有增无减。户用光伏国家补贴降到0.08元/千瓦时的情况下，户用光伏装机能连续两个月实现40万千瓦的新增量，表明户用光伏电站的投资、装机热情依然高涨。

　　三、东北户用光伏市场崛起。位于东三省中间地带的吉林省4月新增装机0.42522万千瓦，为年内最高，展示东北户用光伏市场已趋向活跃。

　　四、华中户用市场增长迅猛。处于资源二类地区的江西省和湖南省5月新增装机在所统计的20省排名前十，展示出强劲的增长力，这或预示华中将成为户用光伏市场新增长极。

　　五、西北户用光伏市场强势启动。西北一直是集中式电站的“主战区”，5月陕西省新增装机猛增，暗示这一地区户用市场的成长动能已开始释放。

　　六、六大增长极雏形初显。从现在的情势上看，户用光伏正展示出由华北、华南、华东三大增长极发展成为向东北、西北和华中六个增长极共同纵深拓展的市场格局。

6月8日，湖北省能源局发布2020年平价项目配置方案，成为又一个要求风电配储能的省份。目前，全国已经有至少12个省区在新增平价风电、光伏项目核准中要求或建议增加配置储能的要求。对于一个典型的5万千瓦项目来说，配置10-20%的储能意味着造价要增加2000万左右，在没有明确应用场景的情况下，项目IRR将会下降0.3%。

平价时代的风电光伏项目，看似减少了资源费等非技术成本，却要背上储能的技术成本。不是原来的配方，还是原来的味道。

除了具有减轻电网的责任、增加电池企业销售收入的好处，新能源发电项目全面配储能，剩下的就是对政府原有承诺的违约、对平价项目开发商收益的侵害、以及对社会资源的极大浪费。在风+储、光+储政策热潮来临之前，监管部门、电网和地方政府急需踩下刹车键。

从鼓励到强制

风光+储政策从去年就开始尝试。2019年7月，新疆发改委、国家能源局新疆监管办发布了《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，表示在南疆四地州开展光伏储能联合运行试点项目。作为回报，试点光伏电站于2020年起5年内每年增加100小时优先发电电量。此后，西藏等地也出台了类似政策。

今年以来，在新增平价项目申报中，湖南、湖北、河南、辽宁、内蒙等地发改和电网部门纷纷在平价项目申报、竞争性配置等文件中提到优先、鼓励配储能。在后续其他省份的新增项目产生方式中，加储能预计将成为标配，而且所谓“优先、鼓励”，在核准容量有限的情况下也会实际上变成“强制”。

如果追本溯源会发现，国家能源局在2020年风电、光伏发电项目建设方案中是要求各地电网公司严格按照规划和消纳能力合理安排新增规模和并网时序；近期出台的《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）》，也只是要求鼓励推动电储能建设，均没有将加装储能作为新能源发电项目端的并网条件和必然义务。实际执行与政策原义存在重大偏差。

风光+储能的动因

储能问题的提出，核心来自于新能源的消纳和资源的波动性。

经过十余年的发展，截止2019年末我国风电光伏累计装机突破4亿千瓦，占全部电源比例超过20%，同时，由于光资源的间歇性和风资源的波动性，保障新能源出力，为电网带来了巨大的调峰压力。

从性价比来看，调峰的最佳方案是电网侧的大型储能项目，如抽水蓄能。

根据2014年发改委发布的《关于完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》，我国对抽蓄电站实行两部制电价。

其中，容量电价主要针对抽水蓄能电站提供的备用、调频、调相和黑启动等辅助服务，电价政策类似于输配电环节的成本加成模式；电量电价主要针对抽水蓄能电站提供的削峰填谷服务，抽水和放水电价差为脱硫火电标杆电价的25%。由于我国发电侧电价整体相对较低，又此计算抽水蓄能电站削峰填谷的度电收益不足0.1元/kwh，缺乏投资吸引力。如果将调峰投资作为公众服务从输配电价中回收，则会增加电网对调峰电源的投资积极性。但2019年5月，国家发改委印发的《输配电定价成本监审办法》明确将抽水蓄能、电储能设施排除在输配电价之外。

供给不在，但调峰需求强劲。为此，过去几年中，在新能源装机占比提升、保障消纳的要求日趋严格的背景下，火电成为了主要的调峰品种。但是，火电调峰的灵活性和成本上均存在一定的制约。根据东北、西北等区域的深度调峰规则，火电已经降低到40%负荷之后继续深度调峰，需支付1元/kwh的调峰补偿，而新能源上网电价月结部分也仅有0.3-0.4元/kwh，这样的调峰服务可谓本末倒置。

四问疯狂的储能

在大规模平价来袭、电网侧储能停滞的前提下，部分地方能源主管部门和电网公司将调峰责任强压给了新能源项目本身，之后其他地方政府以鼓励创新之名迅速跟进，使之蔚然成风。但实际上，强配储能的政策并不科学严谨。

首先，如果存在消纳困境，最佳的解决方案是不新增规模、同时退役老旧机组，而不是要求新增规模+储能。因为+储能只能在时间上移动供给，并没有创造新的需求，总量上的限电形势没有改观。

第二，过去五年全国整体新能源限电率已经得到明显改善。在大多数省份，短期内现有火电足以胜任新能源调峰需求。比如，湖北省是一个水火相济的电源结构，水电比火电更具有调峰优势，同时，湖北省新能源合计占比18%也小于全国平均水平，事实上并没有更为严峻的调峰障碍需要用发电侧配储能的方式来解决。

图1 全国（外圈）及湖北（内圈）2019年电源结构（百分比）

第三，如果认为未来新能源激增，火电调峰无法满足调峰需求，那么首先应该因地制宜考虑各省的新能源发展规划以及电源结构特征，确认各省需要配置的电化学储能最佳比例和位置。比如应首选电网侧配置储能，如果在发电侧，也应优先考虑汇集站，而不是简单均一化的处理为发电侧的任何单体项目规模的10-20%。比如OECD/NEA曾经对德国新能源发展产生的系统成本影响作出分析，在不同渗透率下调峰需求各异。

表1 OECD/NEA测算2012年德国各类电源

不同渗透率下电网级度电成本

第四，如果认为新能源具有波动的原罪，而必须自配储能，也应该权利义务对等。比如在早期新疆的光储试点中，明确了配储能的项目可增加100小时基数电量；再比如，目前新能源项目普遍需要向火电企业支付调峰费来促进消纳。在发电侧全面配储能的时候，是否可以确保不限电以增加收益？或者内置调峰能力而减少调峰成本？但是，虽然超过10个以上的省份出台了风+储、光+储的政策，政策均仅明确了发电侧的责任，对发电侧因此而增加的权利只字未提。

相比发电侧的茫然，国网已经与宁德时代成立了合资公司，一些券商也将历年辅助服务费用作为电池企业的新业务增长点。这是一场为了促进风电光伏发展而开展的创新？还是为免除调峰责任而进行的甩锅？抑或是为促进电池销售而开展的营销？监管部门还需深思熟虑。

近期，各光伏媒体都在公示各省市发布的2020年光伏平价竞价光伏项目的名单，今年的平价竞价项目也正式进入了竞价赶工阶段，错过了今年的竞价，就得再等一年，可能明年就没有补贴了。

根据今年4月份国家能源局发布的《2020年光伏发电项目建设方案》。2020年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为15亿元。其中：5亿元用于户用光伏，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。

国家能源局文件还提到，竞争配置工作的总体思路、项目管理、竞争配置方法仍按照2019年光伏发电项目竞争配置工作方案实行。竞争指导价按照国家有关价格政策执行。

同时，国家能源局要求各省（区、市）能源主管部门按上述要求尽快组织开展相关工作，对企业自愿申报国家补贴项目进行审核等工作基础上，于2020年6月15日（含）前按相关要求将2020年拟新建的补贴竞价项目、申报上网电价及相关信息报送国家能源局。

倒计时4天申报！

2019年的竞价项目组织和执行都匆忙没预期，导致众多的项目前期有问题，无法落地，最终仅有22.788GW进入竞价补贴名录。众多的项目想进入名录，无奈时间上筹备不足，遗憾错过2019年补贴机会。

早在去年国家能源局就明确2020年的竞价规则按照2019年，意味着我们有将近一年的筹备期，可以充分完成项目的前期开发工作。

根据媒体公布的贵州、广西、湖北、山东、辽宁、青海、新疆、浙江、内蒙古、河南、山西等省市的竞价项目申报情况来看，2020年的竞价状况激烈，如果没有做好前期工作，制定好竞价策略，那么在2020年竞价中落选也是有可能的。

截止今日，离6月15日国家能源局规定的申报日期仅剩4天了，各省市基本公示了今年的竞价项目名单，错过就是一年了。

工商业分布式困难重重

根据国家能源局公布的2019年竞价规则，工商业分布式项目与地面电站一起，参与集合竞价。

由于没有规模优势，屋顶电站还有额外的租金成本等，工商业分布式项目相比地面电站竞价没有优势；一年一次的集合竞价也并不符合工商业分布式的开发投资建设周期，经常遇到赶不上竞价，不符合竞价规则等；地方电网公司给“全额上网”模式的工商业分布式备案并网设定了各种限制，以致参与不了国家补贴竞价。

2020年竞价，以上问题依然存在，工商业分布式项目还是比较难。在参与竞价名列中虽有省市较多分布式项目，占总体比例还是较小。在多省市，还存在着工商业分布式项目与地面项目争消纳指标的问题，从体量、投资背景等因素对比，工商业分布式都处在下风。

6月1日，国家能源局发布2020年4月12398能源监管热线投诉举报处理情况通报。

通报称，新能源和可再生能源行业排在第二位，有效信息数量为556件，占全部有效信息的6.30%；其中受理的投诉举报数量为10件，占全部投诉举报数量的1.82%。群众反映的问题主要集中在分布式光伏发电项目并网验收、上网电费和补贴结算等方面。

同时，在2020年4月12398热线部分投诉举报事项具体处理情况中，国家能源局通报了两起光伏补贴结算方面的投诉处理情况。

国网陕西省电力公司渭南供电公司

渭南市蒲城县群众反映，其于2018年10月5日与当地供电企业签订光伏发电合同，合同约定结算周期为1个月，一直未结算电费。合同未写明电价，供电所之前告知按照0.55元/度结算，但2018年5月31日起应按0.7元/度结算，联系当地供电企业未解决。请求按照0.7元/度尽快结算电费。

经调查，反映事项属实。用户于2018年9月26日申请安装光伏，因当时补贴政策未明确，故合同中未写明电价及结算周期，与用户商定待补贴政策明确后一并结算。依据国家电价执行相关文件政策，用户电价自2018年10月5日起，执行0.3545元/千瓦时，自2019年7月1日起，除0.3545元/千瓦时电价外，增加财政补贴0.18元/千瓦时，5月份将完成上网电费及补贴电费结算。已将有关情况向用户解释说明，用户对处理结果表示认可。

国网宁夏电力有限公司银川供电公司

银川市永宁县群众反映，其在2019年10月份并网光伏发电，但一直未结算电费，合同约定每季度结算1次，联系当地供电企业未解决，恳请尽快结算电费。

经调查，反映事项属实。用户分布式光伏发电项目于2019年10月并网，因2018年6月30日后并网用户上网电价及补贴标准尚未明确，当地供电企业自2019年6月起暂停支付2018年6月30日后并网用户的发电补贴电费。2019年12月底，发改价格〔2019〕761号文件明确了补贴标准，2020年2月供电企业完成了用户补贴电费结算。因疫情影响，4月份完成了用户并网后上网电费及2019年补贴电费支付。已将有关情况向用户解释说明，用户对处理结果表示认可。

自2019年年末以来，从安徽而起的风光储浪潮，已席卷大江南北。截止目前，全国超过11省新能源对新建风电和光伏项目都有要求加装储能的要求或倾向。

从规模来看，仅湖南一省就超过700MWh，内蒙1.4GW竞价光伏如果按5%功率、2小时市场以上的要求配置，市场规模也在140MWh以上。如果推行顺利，2020年仅以上两省的装机就超过2019年储能装机总和。

按照理想模式，在集中式光伏、风电基地布局大容量储能，通过平滑输出、参与调峰调频，提高电能质量，参与电网负荷平衡，从而优化新能源消纳，是被寄予厚望的储能应用场景。

但现实情况并不乐观，如此高的配比是否合理值得商榷。

最大的拦路虎就是成本。根据文件，储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时，意味着100MW的光伏电站将配置40MWh，储能容量配比将达到40%，以当前储能系统平均价格1.7元/Wh(含电池、PCS、BMS、温控等，不含施工)计算，光伏的度电成本初始投资接近7分钱，如果10年折旧和5%的融资成本计算，度电成本增加接近9分钱。

单纯的光伏项目已自顾不暇，储能对于光伏电站无疑是“不可承受之重”。对于很多新能源企业来说，平价光伏项目已利润寥寥，如果强制配置储能，最后可能会逼得选择放弃项目。有业内人士表示，“普通光伏电站项目配置储能的经济性问题，新疆被取消的31个光储项目就是最好的说明。”

新能源之于储能，储能之于新能源，相互之间的重要性早已众所周知。

不发展储能，新能源的前景也无从谈起，没有新能源，储能技术也将无用武之地。由于没有价格机制和政策激励，现阶段新能源企业面临巨大的经济压力。新能源与储能两个本应紧密结合的事物，如今正被割裂开来，甚至互相抵牾。

有企业建议，除了强配的大棒政策，国家层面应该出台更多过渡性的鼓励政策。比如在光伏的非技术成本下降方面多做文章，加储能后是否可以给予一定的电价加成和补贴，来提高新能源企业安装储能的积极性。

对于未来的GW级储能电站，随着青海海西州、海南州百MW级、GW级以及数GW级储能电站的规划设计、先继投运，李建林从技术、运营模式、政策保障等几个方面给出了下述几点建议：

1. 结合地理地势，考虑到工期、现场安装、调试等综合因素，适应恶劣气候、抗风沙、免维护、微功耗的移动式方舱储能系统是首选;

2. 电池类型宜以磷酸铁锂为主，兼以适当比例的液流电池、退役电池梯级利用等多元选择，以便验证多种技术路线可行性，不同电池之间的优势互补;

3. 储能容量配置时长不应低于2h，便于与当地光伏电站的出力曲线相匹配，最大限度减少弃光，满足西北电网调峰最小需求;

4. 安全可靠运行、少人无人值守是储能电站的基本保障，应采用智能控制技术，对电池系统进行故障预警，实现远程自动维护;

5. 储能电站规划选址应依据当地电网的具体情况，宜以百MW级为单元，考虑多点接入，并且不同电站之间在调度、控制时应统筹考虑;

6. 储能电站的运行应结合电池自身健康状态和当地光伏电站运行情况，一天以“二充二放”为宜，至少做到“二充一放”。

7. 储能电站的投资主体宜以第三方资本为主，兼以考虑当地政府、民营资本，甚至适当众筹模式，以灵活、机动的方式激发储能电站的运营活力;

8. GW级、数GW级储能电站投运后，可以服务于光伏发电企业，减少弃光率，提高光伏电站调频能力，便于应对西北电网考核细则，减免高额惩罚;

9. GW级、数GW级储能电站投运后，可以按照各地电力辅助服务市场运营规则相关条例参与电网调峰;

10. 储能电站规模化应用，离不开运行、控制以及消防、安全、运维等系列标准保驾护航，应进一步借鉴、制定相应的标准体系。

离“十三五”规划收官还有近半年的时间，可再生能源发展“十三五”规划执行情况如何?

　　据最新统计数据显示，截止2020年3月底，全国光伏发电累计装机2.08亿千瓦，其中集中式光伏1.44亿千瓦，分布式光伏6435万千瓦。2.08亿千瓦与2016年12月国家能源局出台的《太阳能发展“十三五”规划》 中明确的“到2020年底光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上”这一目标相比，整整提高了98%。

　　离“十三五”规划收官还有近半年的时间，若按照一季度新增光伏装机395万千瓦的量来推算，预期这一比例将增至109.38%。而据了解，早在2017年6月，我国累计光伏装机容量已达1.01亿千瓦，这也就意味着2017年我国就已完成“十三五”规划目标。

　　根据公开资料统计，27省地方“十三五”能源规划光伏装机目标总和为162.35GW，比国家能源局规划总量(105GW)高出57.35GW。

　　同时，值得注意的是，截至今年一季度，18省已完成各自省内“十三五”规划目标，其中贵州超额完成省内“十三五”规划目标的257.00%，其次是河南、福建、天津，分别完成“十三五”规划目标的214.20%、192.22%、185.00%。

　　剩余的9省未完成“十三五”装机目标规划的省份中，吉林省能源局在去年3月份出台的《吉林省能源发展“十三五”规划中期调整和实施意见的通知》中，将2020年底光伏装机规模从原规划的2.4GW调整到3.94GW，如果按照原规划目标，吉林省也已完成“十三五”光伏装机量。

　　此外，安徽省也于2018年12月底发布的《安徽省能源发展“十三五”规划实施监测和评估报告》中将2020年光伏装机目标由8GW上调至11GW。截至2019年9月底，安徽累计光伏装机量已达11.69GW，再次超出上调目标。

　　如何在“十四五”期间做好可再生能源本地消纳和跨省区输送，近年来我国在可再生能源消纳领域不断出台相关政策。

　　从去年5月国家发改委、国家能源局出台《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》到今年3月发布《省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲的通知》(以下简称《大纲》)等，再到近日两部委发布《关于印发各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》，可再生能源电力消纳保障机制正在一步一步的落实中。

　　各省对于较高的光伏装机量，也作出了相应措施的调整。以河南为例，该省《2020年度风电、光伏发电平价上网项目的报告》中明确，河南省全省风电、光伏发电弃电率已超过消纳上线，无新增规模空间，因此提出几点建议，包括优化调整存量风电、光伏发电项目，新纳入政府开发方案的风电、光伏项目配置足够的储能设施来提高调峰能力。

　　湖南省发改委也于5月下旬发布《关于暂停新增普通地面光伏项目备案的通知》，提出全省暂停装机规模6MW以上的普通地面光伏发电项目备案工作，待电网网架结构加强、电力消纳空间释放后，再行启动该类备案工作。

　　对于超额完成省内“十三五”规划目标257.00%的贵州省，在能源消纳政策上比较给力，在今年年初率先发布《贵州省可再生能源电力消纳实施方案》，并提出完善优先发电与收购制度，按可再生能源年度发电计划上浮10%预留优先发电空间，确保可再生能源按基荷满发和安全运行。同时将纳入规划风能、太阳能等非水可再生能源列为一类优先保障性收购范围，确保风电、光伏、等可再生能源发电全额收购。

　　据了解，新能源消纳问题已成为行业备受关注的焦点。

　　在前不久召开的“人大代表展望能源革命和十四五能源规划”线上研讨会上，全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤表示，未来五年新能源消纳难仍是亟待解决的难题之一，建议每年都给可再生能源发展足够的指标，能源协同发展的过程中注意电力灵活性的改造，特别是火电机组，必须能适应大幅度调峰的要求，同时“十四五”期间需要加速我国电力辅助服务市场的发展，其也是提高电网灵活性，促进新能源消纳的重要手段。

　　两会期间，多位人大代表也纷纷表示，“十四五”期间，促进新能源消纳和发展，需要根据国家能源发展总体要求，统筹制定调整新能源规划、消纳、补贴和市场化改革等各方面政策，同时政府、企业、用户等各方形成合力，将健全新能源发展机制摆在重要位置。

 　  同时，以山东省为代表的地方政府陆续启动可再生能源“十四五”规划，其中特别指出，要全面做好可再生能源消纳工作，除了在电源侧通过加快火电灵活性改造、推进包括抽水蓄能在内的储能设施建设等措施之外，还要在用户侧结合新型用电领域、电力需求侧响应、综合能源服务等用能新模式新业态，充分发挥需求侧灵活性，研究挖掘可再生能源消纳空间。

6月5日，根据国网山东《关于2020年拟申报竞价光伏项目意见的函》，2020年山东参与竞价的光伏电站项目规模为97.6万千瓦，共计19个项目。

根据名单，东营财金清洁能源(股东为东营财政局)共入围三个项目，规模共计12.9万千瓦，其次是国家电投、大唐以及潍坊吉能均为10万千瓦，中核山东、阳光电源、三峡新能源、华能等分获5万千瓦。

需要注意的是，该文件还明确根据申报项目承诺，储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时，可以与项目本体同步分期建设。除了山东之外，青海2020年的2GW光伏竞价项目也被要求配套储能。

另外，竞价名单中出现了山东绿色能源投资有限公司的身影，这家公司由山东发展投资控股(股东方为山东发改委)控股，国家电投集团山东能源发展以及国华能源投资(国家能源投资集团子公司)参股。

山东绿色能源投资有限公司于2019年10月份成立，由山东发展投资集团作为控股股东，两家央企共同出资设立，旨在通过大力发展核电、风电、外电入鲁、光伏、智能电网及储能等新能源产业，参与新能源重大工程建设，推动山东省能源结构转型升级。

按照政策规定，2019年竞价光伏项目应在当年底之前全容量建成并网，逾期两个季度内仍未建成并网的，取消项目补贴资格。据业内人士预估，2019年未并网的结转竞价项目规模约12GW，1-3月全国光伏新增装机3.95GW，其中大部分为2019年结转项目，以此估算，仍有8GW的项目面临着“630”的抢装。

随着光伏产品价格的快速下降，电力投资企业意识到，光伏电力未来一定是最便宜的电力，现在最重要的工作，是储备土地资源和电网接入资源。因此，在2020年的前5个月里，不完全统计，几家电力央企利用自身影响力，与各地政府签署了超过12GW的光伏项目开发权。

华创证券指出，近期国内厂商下调光伏产品价格，电站成本降低促进了装机需求。海外目前疫情影响边际减弱，据海关统计，2020年4月光伏组件出口达5.5gw，同比下降4.35%，下降幅度好于市场预期，后续组件成本端的持续下降将有望进一步刺激海外需求。随着全球光伏市场边际回暖，后续主流电池片厂商扩产趋势确定，设备需求预期边际复苏，捷佳伟创、迈为股份、金辰股份、晶盛机电等设备厂商有望受益。

天真无邪的儿童节开启了6月时光轴，然而对于光伏下游从业者来说，却是按下了项目并网倒计时。

　　与此同时，并网延期政策仍就遥遥无期，投资商只能卯足力气快速冲刺，只是头顶快速下降的补贴“闸门”压力巨大。

　　难产的延期政策

　　开年一场突如其来的疫情打乱了下游光伏电站的开发建设节奏。

　　3月10日，国家能源局在正式官宣2020年光伏发电项目建设方案的同时，明确对于2019年未并网的竞价项目，将根据疫情情况和行业实际，认真研究并适时发布延期政策。

　　按照政策规定，2019年竞价光伏项目应在当年底之前全容量建成并网，逾期未并网的，每逾期一个季度电价补贴降低0.01元/千瓦时;逾期两个季度内仍未建成并网的，取消项目补贴资格。

　　据业内人士预估，2019年未并网的结转竞价项目规模约12GW，1~3月全国光伏新增装机3.95GW，其中大部分为2019年结转项目，以此估算，仍有8GW的项目面临着“630”的抢装。

　　然而，时间已进入6月，延期政策仍就不见踪影。

　　早在4月底，业内曾传言财政部已签发文件，明确湖北之外各省光伏项目不延期，电价统一下降0.1元/千瓦时，6月30日后仍未并网的取消补贴资格。

　　这一传言在刚刚结束的两会期间也得到证实。全国政协常委、全国工商联副主席、正泰集团董事长南存辉在《关于延长2019年光伏竞价电站并网期限的提案》中表示，一季度国内光伏电站建设基本处于停滞状态，3月下旬开工率仅35%左右，4月中旬约为65%，大量项目难以如期并网。然而，针对湖北以外其他受疫情影响的地区，尚未出台竞价项目并网延期的政策，对国内光伏市场及企业经营产生较大影响。

　　南存辉表示，若无补贴支撑，全国预计有6GW左右的项目将选择放弃建设，约240亿元投资额流失，大批光伏企业面临库存积压、利润下滑等风险甚至被迫停产。

　　据悉，相关部门仍在调研，延期政策的下发或仍存些许希望。然而，事实上，政策久拖未明之下，部分光伏项目早已中途放弃。

　　全容量并网压力大

　　选择继续进行的光伏项目，则正全力冲刺“630”。

　　从某光伏电站开发商处获悉，2~3月的主旋律围绕着复工复产，从3月底4月初，项目建设才逐渐迈上正轨，受疫情影响，设备供货延期，施工单位不能按按时复工，光伏电站施工周期滞后约两个月时间。

　　不仅仅是“630”项目，在业内公开会议上，据国家电投集团黄河上游水电开发责任公司(以下简称黄河水电)党委委员、副总经理胡一栋透露，受疫情影响，黄河公司开发的“930”项目也面临着并网压力。在青海海南州特高压外送基地5GW新能源配置项目中，黄河水电中标4.1GW风、光项目，其中光伏项目规模2.4GW(包括联合体规模)。按照建设进度要求，项目应在2020年9月30日前全部容量建成并网，未按期实现全部容量建成并网的，每逾期一个月并网电价降低0.01元/千瓦时，2020年12月31日前不能实现全部容量建成并网的，取消项目补贴资格。

　　胡一栋表示，由于突如其来的疫情，4.1GW风、光项目“930”并网面临着巨大压力，从目前判断，整个项目全容量并网或延迟到11月底，9月30日前光伏项目可能达到80%~90%容量投产。

　　按照过往的“630”抢装潮，政府及电网公司对项目的部分投产保持相对宽松的态度，只是在巨额补贴漏洞之下，验收闸口不知还能宽松多少。