五部委重磅利好“六连发”

2021年全国两会期间，国务院相关部委关于光伏行业的利好政策迭出。

利好一｜两会政府工作报告：大力发展新能源

3月5日，国务院总经理李克强代表国务院作政府工作报告时提出，扎实做好碳达峰、碳中和各项工作。制定2030年前碳排放达峰行动方案。优化产业结构和能源结构。推动煤炭清洁高效利用，大力发展新能源，在确保安全的前提下积极有序发展核电。扩大环境保护、节能节水等企业所得税优惠目录范围，促进新型节能环保技术、装备和产品研发应用，培育壮大节能环保产业。加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，完善能源消费双控制度。实施金融支持绿色低碳发展专项政策，设立碳减排支持工具。中国作为地球村的一员，将以实际行动为全球应对气候变化作出应有贡献。

利好二｜国家发改委：以推动碳达峰碳中和为契机，加快调整优化能源结构

在3月8日国家发改委举行的新闻发布会上，国家发改委副主任宁吉喆表示，要以推动实现碳达峰、碳中和为契机，加快调整优化产业结构和能源结构，2020年我国可再生能源发电装机已经达到了9.34亿千瓦，要进一步扩大可再生能源装机规模，推进清洁能源增长消纳和储能协调有序发展，培育壮大规模达数万亿元的节能环保产业，推进重点行业和重要领域绿色化改造，实现单位GDP能耗降低3%左右、主要污染物排放量继续下降的目标。

加快建设全国用能权、碳排放权交易市场

国家发改委秘书长赵辰昕则表示，着力促进全面绿色转型。重点要围绕实现碳达峰、碳中和这样一个目标，加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，要完善能源消费的双控制度，完善清洁能源增长、消纳、储能协调有序发展的体制机制。建立健全生态产品的价值实现机制。加快研究制定生态补偿条例。

利好三｜国家能源局：将制定更加积极的新能源发展目标

国家能源局有关负责人表示，将制定更加积极的新能源发展目标，推进陆上风电和光伏发电全面实现平价无补贴上网；因地制宜开发水电；在安全的前提下，积极有序发展核电。围绕能源领域碳达峰、碳中和目标的实现路径，将研究制定能源领域落实举措，围绕促进能源低碳智慧转型、新能源高质量发展、新一代电力系统建设、新型储能发展等重点任务出台配套政策。

从这一表态上看，国家能源局坚定支持光伏发展的初心仍毫不动摇，这将长期利好光伏。此前，国家能源局曾下发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，一度被市场解读为利空光伏，也是这一纸文件引发光伏股大调。对此，“能源100”认为，光伏股的深调主要是修正前期涨幅，市场进行价值重估，将股市调整归因于这份文件，并不客观。天行有道，不为尧存，不为桀亡。股市运行是有自身规律的。

利好四｜财政部：进一步支持光伏等可再生能源发展

近日，受国务院委托，财政部3月5日提请十三届全国人大四次会议审查《关于2020年中央和地方预算执行情况与2021年中央和地方预算草案的报告》（以下简称《报告》）下发。《报告》表示，支持全面实施乡村振兴战略，支持加强污染防治和生态建设。

同时，《报告》明确，支持做好碳达峰、碳中和工作。进一步支持风电、光伏等可再生能源发展和非常规天然气开采利用，增加可再生、清洁能源供给。

利好五｜生态环境部：确保2021年6月底前启动上线碳市场交易

2月26日至27日，生态环境部部长黄润秋赴湖北省、上海市调研碳市场建设工作。他强调，要把落实习近平总书记关于我国新的碳达峰目标与碳中和愿景的重大宣示作为重要政治任务，从战略全局认识和把握应对气候变化目标任务，积极稳妥推进全国碳排放权交易市场建设。

实现“30.60碳达峰、碳中和”目标，大力发展光伏等可再生能源与全面启动碳市场交易均是必经路径。建立碳市场，启动碳排放权交易，既可强化碳减排约束机制，又可通过金融市场，为碳排放市场引入增量资金，进而支持全国的碳减排工作。

利好六｜人民银行：计划6月底前启动全国碳交易，上海牵头建设交易系统

无独有偶，关于建立碳市场，全国政协委员，人民银行上海总部党委副书记、副主任兼上海分行行长金鹏辉也表态，计划6月底前启动全国碳交易，上海牵头建设交易系统。

他在一份提案中称，建议加快发展碳市场，从加快完善碳市场法律法规制度、建立统一的全国碳市场、加大碳金融培育力度等五方面推动建设。

光伏写入12省两会政府工作报告，16省十四五规划装机67GW

为了实现碳“双碳”目标，光伏等可再生能源正成为国家政策支持重点之一。据“能源100”不完全统计，在1-2月份召开的全国地方两会中，光伏写入了辽宁、山西和西藏等12省、区、市两会政府工作报告。

同时，光伏还写入了云南、西藏、河北和陕西等多省、区、市的“十四五”规划。据“北极星太阳能光伏网”整理，写入16省“十四五”规划的光伏装机量约达到6700万千瓦。

五大发电加码、国家电网打“保票”

作为电力装机的主力军，五大发电集团也准备加码光伏。近日，中国华电集团董事长温枢刚表示，公司计划在五年内关闭超过3GW的火力发电容量，并增加可再生能源，使其占到总发电组合的一半。温枢刚还称，中国华电将以更大力度发展风光电 持续推进水电发展。

温枢刚这一表态或意味着中国华电将在加大光伏等可再生能源的投资力度。而据业内预测，“十四五”期间五大发电集团光伏预期装机量将达到15000万千瓦。

更重要的是，作为光伏发电的接入方，国家电网也给光伏抛来“橄榄枝”。在前不久发布的碳达峰、碳中和方案上，国家电网表示，为分布式装机提供免费服务，预计到2025年，公司经营区分布式光伏装机将达1.8亿千瓦。

同时，国家电网还预计，到2030年，其经营区风电、太阳能发电总装机容量将达到10亿千瓦以上。

对上述两个数字，这无异于国家电网全力推进碳达峰，碳中和目标的实现，在力促光伏发展方面，立了“军令状”，打了“保票”。

综上可见，全国两会期间，国务院、国家发改委、国家能源、财政部、生态环境部、人民银行都传递出利好光伏的信息、信号，更有五大发电集团加码，国家电网“打保票”，全力推动光伏等可再生能源发展。由此，不难预判，2021年、“十四五”期间，光伏装机市场必迎来井喷。

2020年，已有超20个省市区发布政策支持BIPV发展，全年新增装机量约占全球市场七成，部分企业产品产量超欧洲。

光伏建筑一体化（BIPV）市场并未如业内预计的那样，在2020年迎来爆发，尽管有超过20个省市区相继发布了BIPV相关政策支持其发展，如北京市等明确建设BIPV绿色建筑享有补贴，山东省等则发布了3年规划、5年规划，但BIPV市场空间并未被真正激活，作为光伏行业新兴领域，BIPV市场静待开启。

全球逾七成新增装机来自中国

国际能源署旗下IEA-PVPS发布的数据显示，目前全球BIPV年新增装机规模约在1吉瓦左右。其中，欧洲市场占有率较高，年新增装机规模约在200-300兆瓦之间。来自中国光伏行业协会光电建筑专委会的统计数据显示，2020年全年，我国主要光电建筑产品生产企业BIPV总装机容量约709兆瓦，总安装面积为377.4万平方米，约占全球BIPV市场七成。

据中国光伏行业协会光电建筑专委会副主任委员何涛介绍，这显示出我国企业在BIPV产品生产、销售方面较强的实力，“部分国内企业BIPV产品产量已经超过欧洲。”

整体看来，目前全球BIPV市场仍处于起步时期，距离规模化发展尚远。

据何涛介绍：“由于存在多种商业模式、应用方式，统计口径难以统一，截至目前，SPE、国际可再生能源署、IEA-PVPS等机构都没有对光伏建筑装机量进行精确的分项统计。”尽管如此，不同的数据均显示出中国的BIPV市场潜力巨大。根据住建部的统计，截至2019年底，我国累计光电建筑应用装机规模约30吉瓦。上述统计数据也包含了在已建成的建筑屋面上安装光伏组件的装机规模，即光伏组件与建筑结合（BAPV），而这正是我国光电建筑市场的主要增长方式。

“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，应用拓展潜力较大。”何涛坦言。

或成分布式光伏新增长点

早在2017年，分布式光伏就已在国内大部分地区工取得较为可观的投资收益率，但新增装机规模增长速度却并不稳定。2017—2020年，国内分布式光伏新增装机容量分别为19.4吉瓦、21吉瓦、12.2吉瓦和15.5吉瓦。

来自天风证券的分析师认为，影响因素主要在于三方面。首先，在光伏电站25年的寿命期内，可能因屋顶老化、企业搬迁等因素影响光伏电力持续稳定消纳。其次，分布式光伏电站商业模式较为复杂，涉及屋顶所有者、用电方、投资方、建设安装商、电网公司等多个利益相关方，并且转让难度较大，在一定程度上降低了投资收益率。最后，由于电站持有者可能为运营商而非企业，而运营商一般为中小企业，地面电站投资者则一般为国企央企，且电站投资回收期较长，导致融资难度较大。

在业内看来，作为新兴分布式光伏模式，BIPV或因较少受到上述因素影响，成为拉动分布式光伏新增市场快速增长的重要方式。据天风证券，选择BIPV即代表发电设施和建筑融为一体，屋顶所属权归用电方所有，可降低商业模式的复杂性，有利于转让及减少利益方。同时，随着光伏发电价格的不断下降，以国内工商业屋顶应用测算，BIPV的经济性最佳。

“零碳建筑”受期待

北京建工集团建筑技术公司副总经理兼总工程师武艳丽表示，目前我国建筑碳排放占到全社会总碳排放量的31%，零碳建筑将是未来助力实现“碳中和”的关键路径。

“建筑领域对光伏寄予厚望，希望光伏可以成为实现‘30·60’双碳目标的重要途径。”何涛持有同样的观点。

据何涛介绍，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18吉瓦，可实现年发电量1800万千瓦时，待开发市场巨大。

据了解，国内不少光伏企业已推出了针对BIPV市场的产品，晶科能源BIPV幕墙、隆基股份首款装配式BIPV产品“隆顶”、日托光伏S系列柔性组件等，都锁定了BIPV应用场景。

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。

3月8日上午，国务院新闻办公室举行新闻发布会，国家发改委介绍深入贯彻新发展理念，确保“十四五”开好局起好步有关情况，并答记者问。

国家发展改革委副主任宁吉喆说，2021年，要推进绿色低碳循环发展，加强生态环保，有利于打造高质量发展新的增长点。要以推动实现碳达峰、碳中和为契机，加快调整优化产业结构和能源结构，2020年我国可再生能源发电装机已经达到了9.34亿千瓦，要进一步扩大可再生能源装机规模，推进清洁能源增长消纳和储能协调有序发展，培育壮大规模达数万亿元的节能环保产业，推进重点行业和重要领域绿色化改造，实现单位GDP能耗降低3%左右、主要污染物排放量继续下降的目标。

近日，国家能源局下发《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022—2030年预期目标建议的函》，以确保完成2030年非化石能源占比的目标。

根据文件 ，2030年全国统一可再生能源电力消纳责任权重为40%，其中非水电电力消纳责任权重为25.9%，据测算，这一目标大概相当于16亿千瓦左右，具体还需要视风电、光伏装机配比而定。与之对应的2021年非水目标为12.7%，此后逐年提升约1.47个百分点。

文件强调， 实现双消纳双考核，压实风电太阳能发电发展责任，对各省级行政区域分别设置总量和非水电两类消纳责任权重，且两类权重均应逐年提高至少不降低。坚持责任共担，逐步统一全国各地可再生能源电力消纳责任权重，到2030年全国各省级行政区域实现同等可再生能源电力消纳责任权重，公平承担可再生能源发展和消纳责任。

可再生能源消纳保证机制是推动可再生能源高比例、大规模、低成本、市场化发展的重要制度机制。事实上，进入全面平价之后，国家层面将通过可再生能源消纳责任权重这一指标来调动地方政府发展新能源的积极性，这其实意味着未来光伏的年度新增指标将与各地的消纳责任权重指标挂钩，由各省级能源主管部门牵头落实。

近日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（文件附于正文后），有效期5年。

根据文件，在落实主体责任方面，各省级能源主管部门是组织推进源网荷储一体化和多能互补项目的责任主体，应会同国家能源局派出机构积极组织相关电源、电网、用电企业及咨询机构开展项目及实施方案的分类组织、研究论证、评估筛选、编制报送、建设实施等工作。对于跨省区开发消纳项目，相关能源主管部门应在符合国家总体能源格局和电力流向基础上，经充分协商达成初步意向，会同国家能源局派出机构组织开展实施方案研究并行文上报国家能源主管部门。各地必须严格落实国家电力发展规划，坚决防止借机扩张化石电源规模、加剧电力供需和可再生能源消纳矛盾，确保符合绿色低碳发展方向。

网荷储一体化实施路径将通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式。

多能互补实施路径利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”。

文件还指出，推进多能互补，提升可再生能源消纳水平。

风光储一体化。对于存量新能源项目，结合新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证增加储能设施的必要性和可行性。对于增量风光储一体化，优化配套储能规模，充分发挥配套储能调峰、调频作用，最小化风光储综合发电成本，提升综合竟争力。

风光水（储）一体化。对于存量水电项目，结合送端水电出力特性、新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证优先利用水电调节性能消纳近区风光电力、因地制宜增加储能设施的必要性和可行性，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打捆。对于增量风光水（储）一体化，按照国家及地方相关环保政策、生态红线、水资源利用政策要求，严控中小水电建设规模，以大中型水电为基础，统筹汇集送端新能源电力，优化配套储能规模。

风光火（储）一体化。对于存量煤电项目，优先通过灵活性改造提升调节能力，结合送端近区新能源开发条件和出力特性、受端系统消纳空间，努力扩大就近打捆新能源电力规模。对于增量基地化开发外送项目，基于电网输送能力，合理发挥新能源地域互补优势，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模；在不影响电力（热力）供应前提下，充分利用近区现役及已纳入国家电力发展规划煤电项目，严控新增煤电需求；外送输电通道可再生能源电量比例原则上不低于50%，优先规划建设比例更高的通道；落实国家及地方相关环保政策、生态红线、水资源利用等政策要求，按规定取得规划环评和规划水资源论证审查意见。对于增量就地开发消纳项目，在充分评估当地资源条件和消纳能力的基础上，优先利用新能源电力。

在完善政策措施方面，在组织评估论证和充分征求国家能源局派出机构、送受端能源主管部门和电力企业意见基础上，按照“试点先行，逐步推广”原则，通过国家电力发展规划编制、年度微调、中期滚动调整，将具备条件的项目优先纳入国家电力发展规划。

此外在完善支持政策方面，文件指出，源网荷储一体化和多能互补项目中的新能源发电项目应落实国家可再生能源发电项目管理政策，在国家和地方可再生能源规划实施方案中统筹安排；鼓励具备条件地区统一组织推进相关项目建设，支持参与跨省区电力市场化交易、增量配电改革及分布式发电市场化交易。

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于2月3日发布的《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。

　　为进一步推动实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标，下一步，我国光伏市场将迎来什么样的发展态势？如何突破市场需求过度集中、原材料供应链持续紧张等瓶颈，实现健康有序发展？记者在2月3日由中国光伏行业协会举办的“光伏行业2020年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会”上找到了答案。

　　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，可将其光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。

各省（自治区、直辖市）和新疆生产建设兵团能源局，有关省（直辖市）发展改革委、经信委（工信委、工信厅），各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司，电规总院、水规总院，各有关企业：

为做好2021年风电、光伏发电开发建设有关工作，我们组织编制了《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，请研提意见建议并于2021年3月8日下班前反馈。

附件：关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）

国家能源局综合司

2021年2月26日

关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知

（征求意见稿）

2021年是“十四五”开局之年，风电、光伏发电进入新发展阶段。为持续推动风电、光伏发电高质量发展，现就2021年风电、光伏发电开发建设有关事项通知如下：

一、总体要求

贯彻习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实2030年前碳达峰、2060年前碳中和，2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上等目标任务，坚持目标导向，完善发展机制，释放消纳空间，优化发展环境，充分发挥地方主导作用，调动投资主体积极性，坚持存量增量并举、集中式分布式并举，持续加快推动风电、光伏发电项目开发建设。2021年，风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右。

二、强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制

按照目标导向和责任共担原则，国家下达2021年度及“十四五”末各省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重。各省级能源主管部门依据本区域非水电消纳责任权重，积极推动本地区风电、光伏发电项目建设和跨省区电力交易，合理确定本地区2021年风电、光伏发电项目年度新增并网规模和新增核准（备案）规模，认真组织做好项目开发建设和储备工作。

三、建立并网消纳多元保障机制

国家建立保障性并网、市场化并网等并网消纳多元保障机制。

保障性并网指各地落实非水电消纳责任权重所必需的新增装机由电网企业保障并网。市场化并网指超出保障性消纳规模仍有意愿并网的项目，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式，在落实抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等新增并网消纳条件后，由电网企业保障并网。

纳入保障性并网规模的项目由各省级能源主管部门以项目上网电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准开展竞争性配置。优先鼓励保障性并网规模与减补金额相挂钩，原则上各省应有不少于三分之一的保障性并网规模定向用于存在欠补的企业以减补获得保障性并网资格。

建立省际保障性并网规模置换机制，各地保障性并网规模当年使用、跨年作废，通过新增跨省跨区电力交易落实非水电消纳责任权重的，经送受省份协商并会同电网企业签订长期协议后，相应调减受端省份保障性并网规模并调增至送端省份。

四、积极推进存量项目建设

各省级能源主管部门要认真组织“十三五”期间核准（备案）的存量项目建设，促进项目尽早建成投产。

2018年底前核准但2020年仍未并网的在建陆上风电项目，列入2020年国家竞价补贴清单但2021年上半年仍未并网的在建光伏发电项目，以及2019年和2020年核准（备案）的竞价风电项目和平价风电、光伏发电示范项目等存量项目如在2021年底前并网的均直接纳入2021年保障性并网规模。

2018年底前核准但2020年底前尚未并网的在建陆上风电项目、列入2020年国家竞价补贴清单但2021年上半年仍未并网的在建光伏发电项目，如2021年底前仍不能并网的，不再纳入后续年度保障性并网规模。

五、稳步推进户用光伏发电

2021年户用光伏发电项目国家财政补贴预算额度为 亿元，度电补贴额度按照国务院价格主管部门发布的2021年相关政策执行，项目管理和申报程序按照《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）有关要求执行。户用光伏发电项目不占用年度保障并网规模，直接并网消纳。

六、加快开展项目储备和建设

各省级能源主管部门要加快开发论证，落实建设条件，抓紧核准（备案）一批新增项目，并推动开工建设，确保后续年度并网规模，实现接续发展。

积极推进分布式光伏发电和分散式风电建设。结合乡村振兴战略，启动“千乡万村驭风计划”和“千乡万村沐光行动”。鼓励通过试点确定过网费标准，建立商业模式，实现分布式市场化交易。电网企业及时向社会公布配电网可接入容量信息。

有序推进基地项目建设。加快推进山西晋北、新疆准东、青海海南州、东北扎鲁特等存量新能源基地项目建设。结合“十四五”规划，加快推进青海海西州、云贵川水风光一体化基地、黄河几字湾等新增新能源基地规划论证，启动一批条件成熟的项目建设。

有序推动海上风电发展。结合“十四五”规划组织省级海上风电规划修编，会同自然资源部门出台深远海海上风电规划及管理办法，启动深远海海上风电示范。各地要积极出台海上风电投资补贴、度电补贴等激励政策，支撑产业持续健康发展。

启动老旧风电项目技改升级。遵循企业自愿原则，鼓励业主单位通过技改、置换等方式，重点开展单机容量小于1.5兆瓦的风电机组技改升级。鼓励地方开展试点，在试点基础上，国家出台政策，地方制定具体细则并组织实施，促进风电产业提质增效和循环发展。

创新推动示范项目建设。鼓励新能源企业创新发展模式，建设一批离网型新能源发电项目。推进“光伏+光热”、光伏治沙、新能源实验实证平台、“新能源+储能”、新能源与氢能融合利用等示范工程，进一步探索新模式新业态。

七、地方政府自主组织项目建设

各省级能源主管部门应按照国家明确的本地消纳责任权重，测算确定2021、2022年年度保障性并网规模；组织2021年拟并网的存量项目纳入2021年度保障性并网规模；根据2021年度保障存量项目并网后剩余保障性并网规模和2022年度保障性并网规模，按照前述原则编制竞争性配置方案，组织开展保障性并网竞争性配置，确定纳入2021、2022年度保障性并网规模的新增项目。同时，组织超出保障性并网规模且仍有并网意愿的新增项目通过市场化方式落实新增并网消纳条件。在此基础上，编制年度项目开发建设方案，有序组织项目开发建设，并协调电网企业保障项目并网接入。保障性并网竞争性配置及市场化并网工作应由省级能源主管部门组织，不得下放地方。

八、电网企业积极做好并网消纳工作

国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司要完善电网网架结构和调度交易机制，落实年度保障消纳能力。对保障消纳能力范围内以及超出保证消纳能力范围但已落实新增消纳能力的项目，要切实采取有效措施，做好项目接网，确保“能并尽并”。要充分利用现代信息技术会同全国新能源消纳监测预警中心落实按月监测、按季评估，滚动公布各省级区域并网消纳情况及预测分析，引导发电企业理性投资、有序建设。

九、发电企业积极推进项目建设

发电企业要综合考虑项目所在地区相关规划执行情况、风电光伏发电监测预警结果及保障消纳能力等，自主决策项目投资；按照核准（备案）文件要求，在落实各项建设条件的前提下，加快组织项目建设；积极创新模式，探索风电、光伏发电开发利用新模式、新业态；加强工程质量管控，确保建设安全和生产安全。

十、严格执行项目信息报送制度

健全落实风电、光伏发电开发建设信息月报制度，各省级能源主管部门按月报送新核准（备案）项目装机、并网项目装机、基地和示范项目建设进展等情况。国家可再生能源信息管理中心按月统计并报国务院能源主管部门，抄送各省级能源主管部门和相关派出机构。

十一、加强事中事后监管，保障政策落实

我局牵头组织清洁能源消纳综合监管，各派出机构要加强辖区内风电、光伏发电规划落实、消纳能力保障、项目竞争配置、电网送出工程、可再生能源电力消纳保障机制的组织和执行情况等事项的监管，有关情况及时报送我局。

十二、加强政策激励，营造良好发展环境

支持地方结合本地实际，出台海上风电、分散式风电、户用光伏、自调节分布式系统、离网分布式发电项目等激励政策，调动社会资本参与风电、光伏发电建设积极性。各级地方能源主管部门要加大与本地区自然资源、林业草原、生态环境、住房建设等部门的协调，落实项目用地用海，进一步出台土地、财税和金融等优惠政策，推动降低非技术成本，为项目开发建设创造有利条件。

分布式光伏的日渐增长的投资价值，吸引了越来越多的企业加入，这其中，以央企为主的投资梯队越发的凸显。

但是，对于央企来说，投资分布式光伏并不容易。一直以来，大型地面电站才是以央企、国企为主的国有投资平台的主战场，分布式市场需要丰富社会资源和高效率决策的特点，使大型央、国企不具备在这一领域单打独斗的能力，分布式的投资商也均以民营企业居多。此前，只有国家电投、三峡等央企通过二级公司或者合资公司持续在分布式领域投资布局。

据了解，2018年1月，国家电投集团产业基金携手启迪清芸设立12亿元分布式能源产业投资基金，计划投资超200MW分布式光伏。2018年2月，国家电投集团贵州金元与正硅新能源成立合资公司 全面进军上海、广东分布式光伏市场。2020年10月12日，国家电力投资集团所属中国康富国际租赁股份有限公司与联盛新能源集团正式签署了“零碳新城计划”战略合作协议，致力于中国小微工商业光伏分布式电站投资、建设与运营。

但在30·60大目标下，地面电站资源竞争日趋激烈，分布式光伏却不断在建筑、铁路、高速公路、水面、农业设施等应用场景上得到创新，迎来超8亿千瓦的发展潜力；借此契机，更多的投资商将目标瞄准了分布式光伏，其投资格局也在逐渐成型，央企正在成为分布式光伏投资大队中不可忽视的一大梯队。近期，国家电投、中国石化、国家能源集团、华能集团、三峡等一众央企纷纷表现出对分布式光伏“喜爱”。

2月24日，国家电投通过旗下中电投电力工程有限公司与中来股份旗下苏州中来民生能源有限公司于上海签订合资仪式，正式成立合资公司，合资公司将专注于分布式光伏电站的开发建设，致力于构建光伏市场高水平、高层次的产业生态。此前，国家电投还强调要在分布式光伏平台打造“独角兽”企业。

2月20日，中国石化宣布未来拟规划布局7000座分布式光伏发电站；2020年12月8日旗下胜利油田1MW分布式光伏项目完成建设。这些分布式项目的布局与试水为中国石化顺利开启了跨界分布式光伏的通道。

而央企通过二级公司或者合资公司拓展分布式光伏能源已成为最常见手段。国家能源集团、华能集团以及三峡都采取了这种方式布局分布式光伏。1月21日，国家能源集团通过龙源电力与联盛新能源签署合作协议，双方共同出资设立分布式能源投资运营平台，以十四五期间每年GW级增量为目标，打造分布式能源投资平台。龙源电力在十四五规划中，将分布式能源列入与传统风电业务同等重要的战略地位，并致力于成为全球领先的分布式能源投资商。

除此之外，国家能源集团还与江西省当地政府配售电企业成立合资公司，共同开发了逾50个分布式光伏电站，规模超300MW。可以预见，国家能源集团对分布式能源的正式进军，将对光伏分布式市场发展格局和竞争态势产生重要影响。

在光伏們统计的分布式光伏电站项目备案中，华能集团同样通过与湖南湘投国际投资的合资公司——华能湖南岳阳发电有限责任公司，在湖南省备案了超过205MW的分布式项目，项目以自发自用为主，建设于经开区、产业园、物流园、工业园、养殖场等厂房屋顶。1月21日，中国华能总经理邓建玲表态要“大力开发光伏项目，积极获取屋顶光伏、矿山光伏资源”，或将为其2021年分布式光伏的发展定下基调。

三峡资本亦在2020年8月，联手东方电气、正泰共同投资10亿元创立三峡智慧能源投资（海南）有限公司，进军工商业分布式投资领域；据透露，该公司将在2021年进行大规模的分布式项目并购。这些比比皆是的例子，也显示出央企已经逐渐成为分布式能源的投资主力之一。

值得一提的是，目前分布式光伏已被多个省份写进“十四五”规划或相关意见稿中，内蒙古重点支持屋顶分布式光伏、鼓励光伏建筑一体化；浙江省持续推进分布式光伏发电应用，积极发展建筑一体化光伏发电系统；江苏省规划“十四五”分布式光伏装机达到1200万千瓦；等，山东省支持利用厂房、商业建筑屋顶等，建设分布式光伏电站，分布式光伏显然正迎发展新契机。

为了实现碳达峰、碳中和的目标，到2030年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，这要求电力系统要更加可靠、灵活、柔性。与煤电灵活性改造、建设气电等调节技术手段相比，储能技术多样化，具有广阔的应用前景。源、网、荷、储将共同构建未来电力系统，储能作为性能优异的调节资源，将具有广泛的应用前景。

01 “强配只是暂时的”

事实上，随着新能源装机快速增长，各地政府已经开始陆续出台政策，要求新上新能源项目必须配套相应比例储能。到2020年底，已经有17个省份出台了要求新能源配储能的政策。

然而目前不少新能源企业认为，现在配储能除了增加成本，储能的价值并没有体现出来。配了之后，电网不一定会调用，调用了能不能回收投资成本也是待定。尽管目前业内纷纷认为储能行业进入发展的春天，但事实上，储能市场的表现却相当平静。

“新能源配储能目前还是一个以政策驱动为主的市场。” 远景能源高级副总裁田庆军称，随着碳达峰、碳中和目标落地，未来新能源还会迎来更快速的发展，新能源配储能是一个看得见的巨大市场。

田庆军表示，从短期看，远景主攻新能源配储能市场，同时在虚拟电厂中也有部分市场空间，但从中长期看，考虑到分布式能源的增长潜力等多重因素，用户侧储能的市场前景更为广阔。“强配只是暂时现象，未来的储能系统一定是多身份、智能化的，相比风机，储能的应用场景要广泛的多，未来的电动汽车也是天然的储能单元。”

02 高比例新能源需要储能支撑

我国已宣布2030年前实现碳达峰、2060年实现碳中和。2030年非化石能源消费比重将达到25%。为确保完成这一政策目标，绿色能源成为主体电源，2030年风电光伏装机规模超过国家承诺的12亿千瓦下限已是共识。

国网预测，到2030年我国风电光伏装机规模为16.2亿千瓦，未来十年风电光伏新增装机空间为11亿千瓦。这意味着，高比例新能源应用已经成为我国电能输送、配用、消纳的主要场景，而储能是实现并保障高比例电力系统安全、稳定、可靠和高效的强力支撑。

专家指出，从应对气候挑战的战略层面看，储能是支撑“3060”大目标的关键技术，它不止是实现并保障高比例新能源在电力系统的应用，对整个电力系统能量平衡和功率平衡以及建设电力冗余，进而提高系统效率、降低用能成本具有“革命性”的贡献。

田庆军认为，储能产业发展已从技术示范进入商业化初期发展的新阶段。但同时，安全、成本、性能和效率仍是影响储能在发电侧、电网侧和用户侧规模化应用的“四大”因素。值得提及的是，远景能源在储能、能源智能物联网领域掌握最底层的关键核心技术，从储能电芯到系统集成再到控制系统，已经完全自主并在不同的场景均有成功的案例，安全、高效和低成本成为国内外客户看重的价值点。

据了解，远景储能具备电芯、电池管理系统（BMS）、逆变器（PCS）、能量管理系统（EMS）等储能系统核心部件的自主研发、制造和测试能力，2021年排产交付量预计200万千瓦时。

03 “会交易的储能才有价值”

能源系统正面临前所未有之大变局。随着中国电力市场建设的推进，发电商的生产管理将从过去以电量最大化为目标的发电生产模式，逐渐转向电力价值最大化的电力交易模式；从过去面向传统基建和追求规模的投资模式，转向面向风险管理的投资。

电力系统中的高比例风电光伏，意味着未来的能源公司本质上将变成能源风险管理公司，只有通过智能化的手段预测、管理和匹配光伏、风电、储能、电动车等多种能源的生产和消费，才能有效管理成本安全和风险。

随着电改的推进和市场规则的建立，储能要承担多种身份，因此要和电网、负荷、光伏电站、风场、风机瞬态特征、风机预测特征整体结合起来。没有掌握核心部件的关键技术、核心控制技术、软件智能平台技术，储能的价值很难发掘。“只能做应对强配的简单的硬件盒子”。储能要对不同场景下的充放电特性有深刻的理解，能够对电芯进行针对性的设计，减少冗余，才能将电芯的性能和成本做到极致。

在远景能源，从智慧储能事业部成立的那天起，就形成了一个共识，也是CEO张雷反复强调的——储能的本质是交易，会交易的储能才会代表未来。因此，远景从没有把储能定位为一个简单的充放电容器，而选择成为目前储能市场上的特立独行侠——做智慧储能的系统提供商，坚持构建包括电芯在内的储能核心部件的全栈技术能力。远景能源副总裁兼CTO王晓宇博士说，“时代赋予我们的使命，是提供有利于高比例风电和光伏适应电网系统柔性的一整套技术解决方案。帮助发电商为光伏电站和风电场做成智能化、懂得交易策略的解决方案，使电源更加匹配电网需求。能源结构调整、产业高质量发展和电力市场化改革，需要的绝不是储能硬件的简单组合。”

因此，远景的最终的储能目标，是利用搭载远景EnOS的储能，将源网荷储连接起来，实现储能系统的健康度管理、功率预测、电力交易等，通过软件将储能与电力系统连接，实现能量交易的价值。

将EnOS底层的智能物联网平台技术应用在智能交易策略终端的场景，会让远景智慧储能系统为客户呈现出领先的独特产品价值。王晓宇博士指出，“在经济性方面，在基于远景的电芯技术和全栈整合的系统能力，在电力交易的大趋势下，配备了远景智慧储能系统的电站被赋予了更多的盈利潜能。”

景泰濉溪风电配套储能项目，位于安徽省淮北市濉溪县境内，安装了10台远景能源EN-141/2.XMW智能风机，总装机容量26.35MW，配套建设了5MW/5MWh远景智慧储能系统，2020年11月实现全场风机和配套储能的并网，是远景储能系统集成和控制能力的成功实践。