近日，山东省发展和改革委员会、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室正式下发了《关于开展储能示范应用的实施意见》，首批示范项目规模约50万千瓦，政策暂定实施5年。

新增集中式风电、光伏发电项目，原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。

支持各类市场主体投资建设运营共享储能设施，鼓励风电、光伏发电项目优先租赁共享储能设施，租赁容量视同其配建储能容量。鼓励风电、光伏发电制氢，制氢装机运行容量视同配建储能容量。

此外文件还明确了示范项目参与调峰、调频辅助服务的相关条件和补偿标准。

原文如下：

国家发展改革委日前发布关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知，2021年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成。2021年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成。保障收购小时数以外的发电量，直接参与市场交易形成上网电价。

　　以下为原文

国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（征求意见稿）

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局，国家电网有限公司、南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：

　　围绕如期实现碳达峰、碳中和目标要求，为充分发挥价格信号引导作用，促进光伏发电、风电等新能源产业持续健康发展，经国家能源局，现就2021年光伏发电、风电等新能源上网电价形成机制有关事项通知如下：

　　一、2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目发电（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴。

　　二、2021年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成。

　　（一）指导价统筹考虑2020年各地燃煤发电基准价和市场交易平均价分省确定，具体水平见附件。

　　（二）新建项目保障收购小时数（无保障收购小时数的按合理利用小时数，下同）以内的发电量，上网电价由省级能源主管部门以国家确定的项目并网规模为基础，通过竞争性配置方式形成，不得超过当地指导价；保障收购小时数以外的发电量，直接参与市场交易形成上网电价。

　　（三）新建项目合理利用小时数，按照《财政部、国家发展改革委、国家能源局有关事项的补充通知》（财建【2020】426号）规定的项目全生命周期合理利用小时数折算至每年的利用小时数确定。

　　三、2021年，新建项目按照国家有关规定，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，其保障收购小时数以内的发电量，上网电价按当年当地指导价执行，不参与竞争性配置；保障收购小时数以外的发电量，直接参与市场交易形成上网电价。

　　四、国家能源局批复的国家新能源实证平台（基地）电站全发电量，上网电价按照电站投产年度当地燃煤发电基准价执行。

　　五、2021年纳入当年中央财政补贴规模的新建户用分布式光伏全发电量补贴标准为每千瓦时0.03元，2022年起新建户用分布式光伏项目中央财政不再补贴。

　　六、国家能源局组织实施的首批太阳能热发电示范项目于2019年和2020年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.10元执行；2021年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.05元执行。2022年1月1日后并网的首批太阳能热发电示范项目中央财政不再补贴。

　　七、鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、风电、太阳能热发电等新能源产业健康发展。

　　附件：2021年各省（区、市）新建光伏发电、风电项目指导价（单位：元/千瓦时）

全球储能市场处于初期阶段，储能应用领域波动较明显；

行业对标准的迫切需求，将随着在编标准的陆续发布，逐步得到缓解；

配套储能建设的盈亏拐点还没有到来；

只有解决安全性和技术经济性两个问题，我国储能产业才能真正迎来平稳发展。

在业内人士看来，“新能源+储能”已成为储能市场未来发展的大趋势，由于风电、光伏的波动性，储能将在构建以新能源为主体的新型电力系统中发挥关键作用。

虽然配置储能成为新能源并网及核准的前置条件，但业内认为相关政策落地细则有待进一步完善，亟需加强顶层设计，完善储能参与电力市场规则，不断明确储能市场定位。

■应用潜力大

中国电力科学研究院首席科学家惠东认为，着力提升电力系统灵活性，是破解新能源消纳难题的有效方式，高比例新能源接入电网需要用高比例灵活资源布局。

“目前储能的刚性期盼并没有转化成刚性市场，储能作为一个跨学科、不断更新的技术，其设备生产需求和应用场景也在不断演变。”惠东认为，储能将在电力系统电源、电网、用户侧承担不同的角色，并发挥重要作用。

值得注意的是，用户侧的分布式光伏和电动汽车等新型负荷导致用电的不确定性增加，再加上极端天气下引发的尖峰负荷问题，将对用户的供电安全、电能质量和配电设施的经济运行产生较大影响。

惠东表示，源网荷储的协同，将推动各层级储能系统在电网有机聚合，实现储能灵活性应用价值在电力系统跨场景、跨市场共享。规模化储能应用价值的共享，不仅能提升电力系统灵活性和充裕度，还能释放源网荷各环节灵活性调节的潜力，实现更大的社会效益。

■标准需完善

“过去十年，储能产业在技术、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，行业急需完善电化学储能产业相关标准，包括储能系统从设计、运输到安装、投运、验收和后期运维，以及储能系统的灾后处理、电池回收等。”TüV北德集团全球可再生能源高级副总裁、全球光伏运营中心总裁兼大中华区副总裁须婷婷分析称。

上海电力设计院有限公司副总工程师龚春景指出，对于储能电站的设计而言，标准尤为重要。“实际设计应用过程中，我们发现与安全有关的标准规范比较少，需要更加科学规范的标准来明确。”

中国电科院新能源研究所主任张军军表示，目前储能系统的相关标准制定，特别是国家标准，制定与颁布的时间周期较长，随着在编标准的陆续发布，行业的迫切需求会逐步得到缓解。

如何明确储能定位，并使其具备独立的市场身份，也是目前行业发展需要解决的首要难题。阳光电源股份有限公司全球解决方案总经理张跃火表示：“在商业模式方面,储能也没有参与电力市场的合理身份，对大部分企业而言，配套储能建设的盈亏拐点还没有到来，这将导致储能发展受限。”

■桎梏待突破

2020年以来，考虑到新能源大规模并网对系统调节能力的挑战，新疆、山东、安徽、内蒙古、江西、湖南、河南等20多个省市纷纷出台相关政策，要求光伏、风电等新能源电站加装储能系统。

龚春景认为：“强制要求可再生能源发电项目配置储能设备，并明确配置容量和时长，看似简化了设计流程，但事实上，根据当地的太阳能、风电资源等进行重点论证，以匹配合适的功率和时长才是更为科学有效的方式。”在龚春景看来，未来配储实际怎么用，应该以利用效果来进行考核而非结果，“一刀切”的做法不太可取。

“对储能而言，安全性是基础，技术经济性是规模化应用的驱动力，只有解决这两个问题，我国储能产业才能真正迎来平稳发展。”张跃火称。

在惠东看来，储能在“十四五”期间还难以成为调节资源的主力，但“十五五”和“十六五”期间，规模化储能的助力作用将开始凸显。 

近日召开的中央财经委员会第九次会议指出，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。日前发布的“十四五”规划也特别强调大力提升风电、光伏发电规模，加快中东部分布式能源，建设一批多能互补清洁能源基地。

业内专家指出，电力系统新能源的主体地位已明确，“十四五”规划明确了碳中和的具体路径，即西部“大型清洁能源基地+外送通道”，东部建设分布式能源,双头并举建设新型电力系统。在减碳目标愿景下，各地“十四五”重点布局新能源投资建设，但“风光”基建潮过后，新型电力系统建设还需克服大基地外送、分布式规模化发展等多项难题。

外送通道输电能力有限，跨区输电机制不灵活，省间壁垒仍然突出

全球能源互联网发展合作组织去年发布的《新发展理念的中国能源变革转型研究》显示，2018年哈密南-郑州、酒泉-湖南、晋北-江苏等7条特高压直流实际总最大输出功率为4290万千瓦，仅为总设计输送能力的65%，严重制约西部和北部清洁能源基地开发外送。

这一情况在2019年并未好转。一位不愿具名的业内人士指出，2019年，“三北”地区10条外送通道规划年输送电量5200亿千瓦时，实际输送新能源电量2079亿千瓦时，仅为设计输送量的40%。

该人士透露，外送通道利用率普遍偏低，煤电电源配置只是一方面，关键取决于市场机制。“当前跨区输电价格机制不灵活，不利于跨区电力市场交易规模扩大。跨省区输电通道使用权市场化分配机制尚未建立，绕道输送电力的输电价格机制也有待完善。”

长沙理工大学教授叶泽对此表示赞同：“要通过输配电价机制提高跨省跨区电网的建设效率。目前的输配电价强调政策性、合法性和行业性，基于效率的电网建设机制还未建立起来。在设计效率因素时要考虑前置时间，体现科学性而非经验。”

“此外，可再生能源发电参与市场交易规则有待完善，参与受电地区辅助服务市场有待规范。跨省区电力市场交易实践中，多数市场化交易不支持售电公司、用户参与。跨省区电力交易中仍然存在一定程度的省间壁垒，政府对跨省区市场交易存在不合理限制和干预。”上述业内人士表示。

综合能源处于摸索阶段，隔墙售电和增量配网发展分布式能源仍需破冰

随着能源转型推进和双碳目标的提出，中东部地区分布式能源将进入快速发展期。华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣表示，“十四五”规划提出“建设智慧能源系统”，分布式能源无疑是智慧能源系统中的重要组成部分。

曾鸣指出，分布式发电主要通过综合能源系统增加新能源消纳比重，传统的以单一系统纵向延伸为主增加可再生能源发电比重的能源发展模式无法满足实现双碳目标的要求，但是综合能源的发展和落地目前仍然在摸索中。

“综合能源各类能源品种在规划、建设、运行和管理层面都相互独立，缺少能够协调管理的综合部门。同时，各类能源的特性不同，要在生产、运输和使用环节实现互补协调还存在技术壁垒，特别是清洁能源和传统化石能源之间的互补协调技术发展滞后。而且，各种能源品种在市场上各自独立，难以实现互补带来的经济和社会效益。”曾鸣直言。

除了综合能源系统，隔墙售电也被寄予厚望。曾鸣认为，只有隔墙售电真正落地，中东部地区分布式的综合能源系统才能真正与市场对接，继而迎来大规模发展。

为推动“隔墙售电”长足发展，自2017年起，国家相关部门出台了一系列支持政策。但截至目前，除江苏有所突破外，其余地区隔墙售电暂无实质进展。

作为新兴市场主体的增量配网，也是消纳分布式能源和新能源的平台之一。北京鑫诺律师事务所律师展曙光表示，鼓励新能源接入配电网的政策非常明确，过网费核定的标准也已明确。“但在具体实践中，由于在补贴主体问题、调度问题、交易组织等方面存在较大争议，目前没有新能源接入配电网的成功案例。”

电源侧强配电化学储能并非长久之计，深化电力市场建设才是正解

据了解，在上述问题未见破局的情况下，各地政府通过“新能源+储能”模式解决大电网新能源消纳问题，各省也将储能作为新能源项目的标配。新能源配储争议不断，但招标规模却不减反增。

“可再生能源+电化学储能方式不具备批量发展的经济性条件，特别是我国还在坚持发展大电网、实现更大区域优化资源配置的原则，更不宜同时大规模发展没有经济比较优势的技术种类。电源侧强配电化学储能并非长久之计，需求侧、电网侧同时发力，深化电力市场建设才是正解。”上述业内人士表示。

中国大连高级经理学院特聘教授叶春表示，当电力需求持续时间更长时，对储能的容量要求和充放时长、安全性能要求更高，相应的成本也更高。“从系统成本最优的角度看，目前单纯倚重储能提高外送通道利用率，不是最合适的时机和选择。”

叶泽指出，从电量角度理解新型电力系统，新能源电量比例与碳中和目标直接挂钩。“为实现这个目标，需要建设调度能力更强大电网，改变不同电源的运行方式，也需要改变管理体制。”

对于深化电力体制改革，叶泽指出，首先要客观评价电力市场改革的效果，并在此基础上明确改革的方向和措施。“目前改革效果不明，与当前政府管理和低碳发展转型的要求不一致有关。因此，需要逐步调整市场改革的范围，在真正需要改革的地方下真功夫。”

尽管2020年上半年，新冠肺炎疫情的突袭对我国光伏产品制造和出口、以及光伏市场需求带来了负面影响，但我国光伏市场仍保持了可观的恢复性增长态势。

根据中国光伏行业协会发布的《中国光伏产业发展路线图（2020年版）》，2020年，我国新增光伏并网装机容量48.2吉瓦，同比上升了60.1%，累计光伏并网装机容量达到253吉瓦，新增和累计装机容量均为全球第一。与此同时，“光伏+”应用潜力得到进一步释放。

市场潜力持续释放

“2020年，我国光伏行业发展整体向好。”中国光伏行业协会副秘书长王世江表示，从国内光伏市场季度装机情况分析，受新冠肺炎疫情影响，第一季度，我国光伏市场装机增速为-23%；但由于疫情管控措施见效迅速，第二季度，我国光伏市场装机增速迅速提升至23%；第三季度增速已达57%；第四季度增速显著提升，已突破109%。

“值得注意的是，2020年1—11月，户用光伏累计新增装机规模显著提升，达到10.1吉瓦，为‘十三五’时期前4年户用光伏装机规模的总和。”王世江特别强调。

据中国光伏行业协会预计，2021年，我国光伏市场潜力将进一步释放，预计2021年光伏新增装机量将超过55吉瓦，累计装机容量有望达到308吉瓦。

平价光伏占据“半壁江山”

“在2020年新增光伏项目中，平价光伏项目已成主力军。”中国水电水利规划设计总院可再生能源信息中心副主任徐国新在会上表示，2020年，我国新增平价光伏项目装机规模4105万千瓦，占全年新增光伏装机的53%；新增竞价光伏项目装机规模2597万千瓦，占全年新增光伏装机的33%；而新增户用光伏项目装机规模1012万千瓦，仅占全年新增光伏装机规模的14%。

据介绍，平价光伏项目装机规模不断增加的同时，其项目建设范围亦进一步扩大。2020年，国家下达的平价光伏示范项目主要分布在23个省区市，除原有的北京、河北、辽宁等平价光伏示范项目集中地外，2020年新增的平价光伏示范项目还覆盖了新疆、湖南、江西等地，全年累计增加平价光伏示范项目共989个，其中，仅广东省申报的平价光伏示范项目规模就高达到1089万千瓦。

徐国新亦表示，随着平价示范项目消纳条件落实，外加2021年并网时限要求，2021年平价示范项目仍将成为新增光伏项目主力。

碳中和进一步拓宽市场空间

在王世江看来，在2060年碳中和目标指引下，我国光伏市场将进入下一个快速发展阶段。“光伏+”产业空间将得到进一步释放。

王世江进一步说，“如‘光伏+5G’即可满足5G基站的用电需求，又可满足光伏电站的日常运维；‘光伏+充电桩’既实现了削峰填谷，又增加了新能源消纳；‘光伏+特高压’的建成，可将其他区域的光伏发电输送到东部地区，促进新能源发电消纳；‘光伏+大数据中心’则可实现数据中心行业用能的清洁低碳化。”

预计2021年，我国新增装机规模将达到55—65吉瓦，“十四五”期间，国内年均光伏新增装机规模将达到70—90吉瓦。

但与此同时，光伏行业产业链供需紧张、硅料周期性紧缺、玻璃结构性紧缺、光伏项目地开发选址难度等难题仍待解决。

工业和信息化部电子信息司调研员金磊对此建议，光伏行业下一步应不断加强行业统筹规划，以政策引导光伏产业有序发展；加快推动产业技术进步和创新应用、推动相关政策实施；积极优化产业发展环境，继续实施太阳能、光伏产业综合标准化技术体系；优化和完善光伏产业公共服务体系，加快修订光伏产业标准，支持光伏检测、认证、知识产权等服务平台建设。

3月24日，国电电力山东新能源公司与诸城市人民政府签订100兆瓦光伏发电项目合作协议。

该项目拟建场址位于山东省诸城市皇华镇，总占地面积约2000亩，海拔在200至230米之间，地形整体平坦。项目规划装机总容量为100兆瓦，选用25万块峰值功率为400瓦的多晶硅光伏组件，100套1兆瓦预装式逆变机房，采用固定式支架，支架角度为33度正南向安装，并配套建设100台1000千伏安升压变压器和1座110千伏升压站。

本次协议的签署，符合该公司长期战略发展规划，有助于挖掘和发挥企业在光伏开发领域的资源优势和运营能力，实现有效的资源整合和优势互补，全面提升企业竞争力和行业影响力。

BIPV（光伏建筑一体化），在2021年迎来爆发式增长。据住建部的统计，从2019年开始，全球超70%的光伏建筑一体化装机来自中国。而中国光伏行业协会光电建筑专委会副主任委员何涛表示，目前部分国内企业BIPV产品产量已经超过欧洲。

值得注意的是，随着BIPV兴起，各大光伏企业纷纷加码入局。据财联社记者统计，包括隆基股份、通威股份、阳光电源、天合光能等十多家企业参与其中。

对此，已经布局BIPV的隆基股份相关人士对记者表示，现在看重BIPV，是作为光伏行业未来发展一个细分赛道，主要着眼于新建筑和新材料与光伏行业的融合。

但是光伏行业人士曹睿对记者表示，虽然 BIPV未来潜力巨大，但目前仍处在起步时期，距离规模化发展尚远。而且BIPV作为分体式模式，肯定不能独立存在，需要配合光伏发电行业节能和储能方式一起发展。

BIPV未来潜力大

2021年，国家提出碳中和与碳达峰的发展方向。新能源行业获得相关政策的大力支持，从而带来新的装机热潮。而据光伏行业业内人士透露，根据测算，当前我国光电建筑应用面积占既有建筑的比例仅约1%，且多以工商业屋顶应用为主，BIPV未来发展潜力较大。

该业内人士对记者表示， BIPV的理念，一个是新材料建筑带来的空间节约；一个是分布式布局，区别于目前的光伏电站集中发电。因此，BIPV发展并非孤立，而是要结合建筑一体化，以及电力节能、储能一体化的全产业链发展，这样的全产业链市场规模，想象空间太大。

据住建部相关行业数据显示，我国每年新建建筑面积约为20亿平米，可以实现光伏发电的面积在1.2亿平米左右，换算后约可助力光伏新增装机规模增长约18GW，可实现年发电量1800万千瓦时。

而光伏行业协会相关数据显示，2017年至2020年，国内分布式光伏新增装机容量分别为19.4GW、21GW、12.2GW和15.5GW，其中主要是光伏组件与建筑结合（BAPV）。

对此，隆基股份新能源事业部总经理陈鹏飞对记者表示，目前我国每年有约40亿平方米的建筑竣工面积，其中5%使用BIPV产品，即可达到近20GW的装机容量。

而据天风证券测算，全国工商业面积为250亿平方米，假设平均为2层，工商业屋顶面积为125亿平方米，每年翻新比例为5%，就有6.3亿平方米；新增屋顶方面，每年40亿平方米中工商业占比30%即6亿平方米。假设光伏板功率为200W/平方米，潜在装机规模为245GW。假设BIPV价格为5.5元/W，对应市场空间是1.3万亿元。

此外，值得注意的是，3月2日，上海市印发了《关于本市“十四五”加快推进新城规划建设工作的实施意见》，在优化能源供应结构、支撑上海市率先碳达峰方面，分布式光伏成为“重点”。此外，北京、山东、浙江、江苏、河南、山西、云南、福建、重庆等近20个省份发布政策支持分布式光伏发展。而浙江省提出，“十四五”期间新增光伏发电1300万千瓦，积极开发应用建筑一体化光伏发电系统。

对此，江苏常州一家光伏企业的技术总监陈开虎对记者说，“BIPV市场超万亿是肯定的，以前这块市场虽然有企业布局，但是还是很多被忽略了，但是随着碳中和等政策的公布，这块市场就会被撬动，将给不少光伏企业带来很大的机会。”

国内企业竞相布局

而面对潜在的市场蓝海，国内多城市，以及相关行业国企以及上市公司，都在抓紧布局BIPV。

国企方面，中国石化、中国华能等传统石化能源央企也对分布式光伏青睐有加。其中，中国石化于2月在官微发布，将规划布局7000座分布式光伏发电站点。此外，中国石化还与亚玛顿等公司就光伏进行了合作，建设BIPV。

上市公司方面，对于BIPV的布局也是快马加鞭。3月4日，隆基股份作价16.35亿元，收购森特股份1.31亿股。本次收购，隆基股份相关人士表示是看重森特股份的幕墙生产能力，希望能与森特股份一起研发光伏新材料幕墙。而在此之前，隆基股份已经收购浙江乐业、宁波宜则等公司，都是在布局BIPV。

而光伏玻璃国内重要制造商亚玛顿则披露，在BIPV系列产品上，公司拥有国内外客户；公司生产的1.6mm超薄超轻光伏玻璃能够解决建筑物载重、防火防爆等问题，在BIPV市场优势明显。而上能电气则表示，公司正在开展多款应用于BIPV领域的光伏逆变器研发。

据记者不完全统计，目前隆基股份、东方日升、福莱特、亚玛顿、通威股份、阳光电源、锦浪科技、拓日新能等公司都布局了BIPV相关业务。

此外，维业股份、启迪设计、建科院、嘉寓股份、深赛格、瑞和股份、延华智能、海达股份等也具备BIPV概念。

“BIPV目前是一个细分赛道，市场那么大，对光伏企业来说是机会，如何成为这个赛道的赢家，关键点是抢先布局，所以这些上市公司开始加大布局的力度是在抢夺市场占有。”陈开虎对记者说。

产业发展有瓶颈

虽然BIPV概念火爆，但是在我国目前逐步取消光伏电补贴的情况下，BIPV自身收益能否支撑其安装成本，并形成盈利，这是全行业以及资本市场最为关心的问题。

就这个问题，相关行业人士对记者表示，虽然前景好，但发展瓶颈还是存在的。首先，BIPV是契合光伏这种小规模自发自用特点的能源模式，欧洲当年推动光伏发电时就是首推这个市场。当然就中国市场而言推广过程涉及诸多管理部门，需要形成长期协调互动的发展机制。

而目前国内推广的BIPV项目，还是统一布局在现成电网区域，不需要储能，还可以根据建筑本身的能耗需求，进行电量的收取和供给。但如果BIPV大规模发展，形成了小规模自发自用特点的能源模式，人群分散居住的用电，一定是分布式更经济。如果这一理念实现，那么这些和光伏发电行业节能和储能方式就必须一起发展，如果节能和储能方式不能同步，那么BIPV的发展就会受到限制。

再有，BIPV行业由于涉及建筑一体化、建材的选择及使用、屋顶资源及运营归属、行业标准等问题，政府相关部门的引导也比较重要。未来需要政府在安装补贴、发电补贴、行业标准、集成统标准等各个领域和环节，给予政策支持和引导。此外，行业自身也需要致力于进一步降低成本。

不过，从目前来看，对于BIPV概念在资本市场表现得十分抢眼。森特股份被隆基股份收购之后，15个交易日7次涨停，股价已经上涨近80%。