光伏成本在十年间降低了近90%，解决了BIPV的高成本问题，给BIPV产业化以及产品带来了发展机遇。内部收益率（IRR）高、投入回收快，是BIPV得以发展的根本原因。

经过多年的市场沉淀，光伏建筑一体化（BIPV）发展模式及技术路径逐渐成熟。据记者统计，现有超过20个省市发布了BIPV相关政策，地方政府日益重视光伏建筑一体化发展。

据了解，建筑与施工占据全球能源消耗的36%，是碳排放的主要来源之一。对此，有业内人士指出，BIPV能够削减建筑碳排放。如果建筑采用BIPV建设方案，可以大幅提高企业绿色用电比例，助力“碳达峰”、“碳中和”目标实现。

记者了解到，BIPV顺应了建筑清洁化、低碳化、可持续化的发展潮流。那么，当前，国内BIPV发展还面临哪些挑战？

建筑节能减排助力“能源转型”

BIPV是将光伏发电产品集成到建筑上的技术，是光伏和建筑的结合，在国际上已经有20多年历史。近两年来，光伏技术逐渐发展成熟，为BIPV带来了新的发展机遇，受到广泛关注。

近来，北京、广州等多个城市纷纷出台支持BIPV发展的政策，在补贴及并网等方面给予大力支持。其中，北京市支持光伏发电系统高端应用，全部实现光伏建筑一体化应用(光伏组件作为建筑构件)项目，补贴标准为每千瓦时0.4元(含税)。

“2020年是BIPV发展的元年。我们在2020年推出了包含建筑屋顶、建筑立面、光伏车棚在内的多环BIPV产品。”隆基新能源有限公司总经理陈鹏飞告诉记者，“最近，我们建设的江苏省首个装配式‘光伏建筑一体化’项目在无锡正式交付。我认为，光伏建筑一体化在国内外具有极大的市场前景。”

随着技术升级，发电效率不断提升，光伏建筑一体化整体发电量增加，进而提高业主收益率，因此，越来越多的业主愿意采用光伏建筑一体化技术。

据了解，建筑节能减排成为全球可持续发展的重要举措之一。面对气候危机与能源转型压力，降低建筑能耗成为首要任务。

有业内人士曾指出，绿色节能建筑是未来建筑的发展方向，而绿色节能建筑的最高形态是零能耗被动式节能建筑和正能源建筑。“也就是说，建筑物的能耗能够靠自身生产的能量相抵消，甚至自身生产的能量多于建筑物的能耗。”

BIPV要“有据有法可依”

联合国开发署能源部门负责人马塞尔·阿勒尔斯(Marcel Alers)最近表示:“当前，大多数国家选用太阳能比建造新的煤电厂更便宜，太阳能正成为最便宜的电力。”

随着2021年国内光伏平价时代正式开启，BIPV的经济性进一步提升。

陈鹏飞认为，光伏成本在十年间降低了近90%，这就解决了BIPV的高成本问题，给BIPV产业化以及产品带来了发展机遇。“内部收益率（IRR）高、投入回收快，是BIPV得以发展的根本原因。”

多位业内人士认为，因为2020年是光伏建筑一体化发展的元年，所以，很多光伏知名企业都快速进入光伏建筑一体化领域；与之相对应的情况是，光伏建筑一体化产业处于起步阶段，面临技术标准、规范与检测认证体系缺失等问题。

据了解，BIPV的发展需要光伏行业、建筑行业、政府及行业协会等更广泛参与；营造积极的政策环境和市场环境。

“在政策方面，国家应该尽快通过地方标准（地标）、行业协会标准（行标）甚至上升到国标体系，让光伏建筑一体化真正有据可依、有法可依。”陈鹏飞表示，“在验收、检验、检测等方面都有依据，光伏建筑一体化产业才能够更好地发展。”

“希望国家可以尽快推动隔墙售电更多区域的开放。如果隔墙售电可以更广泛开放，将对整个市场起到良好的助推作用。”陈鹏飞补充道。

要遵循“尊重建筑特性”原则

记者了解到，分布式光伏的春天正在快速到来，与建筑结合的光伏系统必将大量涌现。因此，如何规避光伏系统安装与建筑规划之间的一些矛盾，是光伏行业人士急需补上的一课。

“我认为，关键在于光伏产品研发人员要尊重建筑。”陈鹏飞表示，“正是秉持‘尊重建筑特性’的原则，我们在各个领域尤其是建筑领域招揽人才，打破了光伏企业原有的人才格局。”

中国建筑设计研究院有限公司太阳能建筑技术研究所所长鞠晓磊公开表示，BIPV在实际建设过程中，光伏企业介入往往滞后，与建筑设计方缺乏必要的沟通，在设计阶段就需要频繁返工，从而大大增加了项目施工难度，也给光伏企业带来很大困扰。

“解决建筑规划和光伏系统安装之间的矛盾，务必在前期就植入BIPV。否则，建筑规划和光伏系统安装之间必然会存在一些矛盾。”陈鹏飞强调。

上述业内人士认为，实现碳减排目标，不只是光伏企业、能源企业的事情，需要全社会参与；城市建筑面、工厂厂房屋顶都可以建设绿色光伏发电站，产生清洁电力，这样，可以减少企业能耗，并带来额外收益。

“众多利好将助推光伏建筑一体化的市场化快速发展，作为行业主管部门、行业协会、龙头企业及相关专家学者应尽快完善相关技术标准，保障行业健康有序发展。”安迅电力相关负责人认为。

2020年，受新冠肺炎疫情的影响，我国光伏产业经历了诸多跌宕起伏，但是总体上呈现恢复性增长。伴随着“碳达峰”和“碳中和”目标的提出，光伏市场被引爆。业内预计，“十四五”期间，我国光伏行业将进入新发展阶段。以“光伏+储能”为代表的新业态、新模式加速发展，将有望助力加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统。

光伏行业发展加速上行

受新冠肺炎疫情的影响，在刚刚过去的2020年，上半年不少光伏企业面临推迟交付和没有订单的压力，然而下半年光伏行业就迫不及待上演了“疯狂戏码”。新老订单交付需求如井喷爆发，玻璃、EVA等材料价格暴涨、运费飙升。光伏行业成为新冠肺炎疫情影响下产业恢复和发展的亮点。

例如，单晶硅龙头隆基股份预计2020年净利润为82亿元到86亿元，同比增长55.3%到62.88%；逆变器龙头阳光电源预计2020年净利润为18.5亿元到20.5亿元，同比增长107%到130%；天合光能预计2020年实现净利润为12亿元到13.27亿元，同比增长87.55%至107.29%等。

中国经济时报记者从北京理工大学能源与环境政策研究中心获得的能源经济指数显示，2014年至2020年，除核电和水电行业高质量发展放缓以外，其余行业均波动上升，其中，光伏和新能源车行业质量提升最大。在能源行业综合排名方面，不同时期的行业投资机会不同。2020年第二季度，光伏电池组件和光伏原材料表现突出。

以光伏电池组件为例，光伏行业发展在能源行业排名靠前的原因主要是，自2015年起，光伏行业长期受到政策高度支持，2017年第三季度行业供需、财务绩效等多项指标达到高峰；而新冠肺炎疫情期间，该行业供需受影响较小，恢复较快，获得股票市场的投资信心，此外，创新潜力和绩效表现也比较突出。

阿特斯阳光电力集团董事长兼首席执行官瞿晓铧认为，从2021年起，全球光伏市场将全面启动平价上网。未来，光伏需求呈现快速有序增长，行业将进入透明、可预测、有序的发展阶段，技术、成本、品牌和渠道终将成为企业的核心竞争力。

光伏和储能融合发展有望加码

光伏发电已经成为我国可再生能源发展中的一个亮点。国家能源局近日发布的数据显示，2020年，全国光伏新增装机4820万千瓦，其中集中式光伏电站3268万千瓦、分布式光伏1552万千瓦。从新增装机布局看，中东部和南方地区占比约36%，“三北”地区占64%。而截至2020年底，我国光伏发电装机已达2.53亿千瓦。

“在加快实现‘碳达峰’和‘碳中和’的背景下，我国正在加速能源转型、经济结构调整，围绕储能的深度融合和灵活应用，将成为清洁能源数字经济体系的重要组成部分。以光伏、风力、氢能等为代表的清洁能源，必将在我国能源转型的道路上实现新跨越。”谈及行业未来的发展，一位光伏行业资深人士对中国经济时报记者说。

储能系统被认为是解决可再生能源波动性的有效途径，融合储能是解决光伏大规模发展的关键手段。数据显示，阿特斯的大型储能业务在2020年取得长足发展，已签合同和订单预计1.2GWh，项目储备约5GWh，已成为全球领先的大型储能系统开发商和集成商。

瞿晓铧表示，在确保电站组件市场领先地位的前提下，阿特斯将发挥品牌、渠道、国际化经营优势，深挖分布式市场潜力，创新商业模式，通过提供储能系统、光伏成套解决方案和交钥匙工程，改善分布式用户体验。以储能项目开发和系统集成为切入点，营造大型储能项目业务生态，奠定永续发展基础。

光伏和储能的融合也被天合光能视为未来的重点领域。天合光能董事长高纪凡表示，新的一年，天合光能将大力发展光伏与储能相结合的新模式，加强推进光伏系统与物联网协同发展，将通过科技创新把光伏发电、储能、氢能、智能输配电和智慧用能等方面的新技术、新应用相互融合，为全球低碳转型积极探索切实可行的“中国方案”。

阳光电源董事长曹仁贤公开表示，随着成本的大幅度降低，光伏、风电必然将被大规模复制，加上建设周期短、布局方便、容易分布式上网等优点，预计我国西北地区将集中建设大规模风光储基地；中东部地区将以分布式、分散式风光发电为主；东部沿海地区则以海上风电和屋顶、幕墙光伏发电为主。

储能系统被认为是解决可再生能源波动性的有效途径，融合储能是解决光伏等新能源大规模发展的关键手段。安迅电力作为专业的新能源电站运维服务提供商，将紧跟行业步伐，补足储能技术储备，为业主提供更加优质的运维服务。

针对31个省会城市/直辖市的光储平价时间节点预测显示，在配置5%储能的情况下，多数省市在“十四五”期间均能实现光储平价。光储平价的到来，给新能源高比例接入提供了机遇。

　　“十三五”期间，我国储能行业实现了跨越式发展，尤其是电化学储能受政策导向影响，增速呈波浪式前进。储能产业对政策依赖性强，“十四五”期间储能面临哪些挑战？其政策又会有哪些变化？“十四五”能源规划中储能部分编写者、中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬日前就此接受了记者采访。 

　　成本制约因素有望解决

　　岳芬表示，目前，18个省份均出台了新能源配置储能的政策，预计在“碳中和”目标的驱动下，“十四五”各省推动“新能源+储能”将成为常态。

　　据介绍，2019年光伏和风电发电装机提高至2016年的22倍，占到电力总装机量的70%。高比例可再生能源的接入，会带来一系列的电力-电量平衡问题，需要利用储能等灵活性资源在毫秒-秒-分钟-小时-日，甚至周等多时间尺度去解决源-网-荷协调运行的问题。目前，很多省份的火电灵活性改造空间已开发殆尽，有序充电和需求侧响应如今还处于示范阶段，电力系统对灵活性调节资源的需求日益紧迫，而目前储能技术发展较快，已经跨过规模化应用的成本拐点。“十四五”期间，掣肘“新能源+储能”发展的关键因素之一——成本问题将有望得到解决。

　　岳芬分析，根据预测，在光伏电站投资成本降低、技术进步带来的系统效率提升和光衰降低等驱动下，光伏发电成本快速下降。预计到2025年，光伏当年新增装机发电成本（含税和合理收益率）将低于0.3元/kWh，部分区域将达到0.1元/kWh，到2035年和2050年，预计相比当前水平还会分别下降50%和70%。储能成本方面，根据CNESA的预测，基于项目投资成本和系统寿命的变化，对2025年磷酸铁锂储能的度电成本进行预测，综合各类场景下，储能度电成本都能够下降至0.18-0.27元/kWh之间。

　　岳芬介绍说，基于光储的成本下降趋势，针对31个省会城市/直辖市的光储平价时间节点进行了预测，在配置20%储能的情况下，只有5个省市能够在“十四五”期间实现平价；在配置10%储能的情况下，有17个省市能够在“十四五”期间实现光储平价；在配置5%储能的情况下，除了重庆、福州、西安、成都、乌鲁木齐等地，多数省市在“十四五”期间均能实现光储平价。光储平价的到来，给新能源高比例接入，替代传统化石能源提供了机遇。

　　多种商业模式尚在探索

　　“‘十三五’期间，我国储能行业缺乏商业模式，储能的多元化价值尚不能充分挖掘，现有机制条件下对储能的多重功用也缺乏合理补偿，这是目前储能行业发展面临的最主要障碍。”岳芬对记者表示，目前，共享模式、租赁模式、代理运营商模式均处于探索中，这些模式的主要特点是“多主体、多渠道、低风险”，这是储能追求多重应用的产物，同时也是打通电源、电网、用户各环节，以实现储能价值衔接的关键。多种模式的探索和实践，将极大的促进储能多重应用价值的叠加和项目的盈利能力。

　　“未来五年，随着电改的推进，包括细分辅助服务市场的出现，现货市场的启动、碳交易的推进，以及为了实现碳中和而出台的相应政策等有利条件的出现，都使得储能有望构建合理、可持续的商业模式，进而在资本市场的协同下，形成良好的生态体系。”岳芬称。

　　在谈及未来储能价值体现时，岳芬认为，未来储能的价值将与“碳达峰、碳中和”目标下的新能源发展、电网形态演变以及用户侧的变革进行深度融合。其中，平抑波动、跟踪出力、减少弃电和缓解送出线路阻塞是储能与新能源协调运行的四大方面价值；为电网运行提供调峰、调频、备用等服务，是储能与电网系统协调优化运行的价值体现；用户用电管理、参与需求响应、提升电能质量是储能与负荷协调优化运行的价值体现。

　　建议国家层面明确发展路线图

　　展望“十四五”，储能如何改变“夹缝中求生存”的现状，岳芬直言，随着电力市场改革的深入，“十三五”期间，多地市场规则逐步在储能参与市场交易的身份以及准入方面进行明确，越来越多的地区提出按效果付费的辅助服务补偿机制，也逐步开始探索辅助服务费用向用户侧传导的机制，这些均为“十四五”期间储能的发展奠定了基础。

　　岳芬表示，从技术和产业层面，应严把技术质量，储能企业要把安全这个核心点做好做实，适当提高安全准入标准；从成本和应用层面，应在坚守安全底线的基础上，快速实现成本下降，推进光储平价进程；在政策和市场机制层面，在现货市场还未完全成熟的过渡阶段，应对能够支撑新能源发展的储能予以合理补偿，并利用新能源配额制及市场化的手段给予储能消纳能力必要的政策倾斜，同时，应尽快构建允许储能公平参与交易的市场环境，逐步推进现货市场与辅助服务市场的融合发展，形成支撑储能多重功用价值体现的补偿机制。

　　“‘十四五’期间，国家层面首先要从顶层设计上统筹储能产业的发展，在技术、成本、产业、人才配备等方面明确目标和发展路线图。”岳芬建议，其次，建立能够反映电力供需关系的价格机制，提高电力供给和需求弹性，实现源网荷储的深度互动。再次，为储能开放更多的市场，引入为应对高比例可再生能源而必需的新的辅助服务品种，同时应推动建立由用户承担的辅助服务费用传导机制，从根本上解决储能进入辅助服务市场面临的政策波动问题；另外，还需进一步明确储能市场的主体地位，建立适宜储能参与的市场机制和价格机制，明确储能参与现货市场的各项规则和流程。

　　在岳芬看来，随着“碳中和”目标进一步得到分解和细化，“十四五”期间储能的商机将逐步显现。储能行业将探索如何在支持低碳能源转型的细分场景应用下，构建商业模式，实现合理收益。

　　先市场后计划原则投资网侧项目

　　在政策明确电网投资电储能资产不计入输配电价成本后，快速发展的电网侧储能陷入沉寂，岳芬在谈及电网侧储是否“十四五”有望重启时表示，目前部分政策重提电网侧储能，提出针对部分实现输电线路、变电设备的投资替代的储能项目，考虑将其建设经营成本纳入输配电服务费用支出，逐步研究明确电网侧储能的合理疏导模式。

　　“未来，若要推动电网侧储能发展，我们认为需要重点解决两个方面的问题。”岳芬坦言，其一是要明确储能系统的哪些功能和价值可以被纳入输配电价，哪些应通过电力市场回收成本。其二是构建有效的监管体系，在投资方面，建议应按照先市场后计划的原则，优先由社会资本投资网侧项目；应秉持投资储能可以实现系统最优，效益最大的原则，加强对网侧项目投资的经济性、有效性，以及是否获得了输配电价和市场收益的重复回报进行监管。

“光储平价”给新能源高比例接入提供了机遇，但是真正实现以上设想，还有很长的路要走，安迅电力认为。

近日，青海省发改委、科技厅、工信厅、能源局联合下发《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》（以下简称《通知》），对“新能源＋储能” 、“水电＋新能源 + 储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴，同时，经该省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，在上述补贴基础上，再增加每千瓦时0.05元补贴。

记者了解到，《通知》补贴对象为2021、2022年投产的电化学储能项目，由电网企业每月按电量及时足额结算，补贴资金纳入电网企业第二监管周期输配电价降价预留资金统筹解决，补贴时限暂定为2021年1月1日至2022年12月31日。

开源证券分析师认为，青海一直是国内储能项目先行示范区，此次出台储能补贴政策，将起到风向标作用，引发其他省市效仿。

缓解新能源配储成本过高问题

2020年以来，国家层面多次提到支持储能发展，多省相继发布关于发电侧储能的支持文件，内蒙古、新疆、辽宁、湖北、江西、山东等地均建议或鼓励新建的风电光伏项目配置相应的储能以配合电网调度，但业内对于新能源配储的争议从未停止。其中，一个争议的焦点是，储能的成本谁来承担。在没有补贴、缺乏合理盈利模式的当下，新能源配储能否持续发展。显然，此次青海储能补贴政策的出台，有利于在一定程度上解决配储的成本问题。

中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻认为，青海储能补贴政策的发布对于行业来说是利好，政策明确了储能的优先保障消纳小时数、运营补贴标准，在还没有建立起成熟现货市场的过渡阶段，对储能的收益进行了合理的传导和补偿，对储能与可再生能源协同发展从政策机制和市场机制上进行了有益探索和创新，对其他区域出台相关政策也是有益的启发。

国网能源研究院新能源与统计研究所主任工程师黄碧斌指出，目前越来越多的省份考虑到新能源大规模并网对系统调节能力的挑战，要求新能源项目配置储能，以满足新能源并网要求，提高整个电力系统的调节能力。在当前电力市场仍不够完善的情况下，这可能成为一种趋势或过渡方式。虽然在一定程度上增加了新能源投资商的成本，但也推动了储能产业的发展。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎告诉记者，之前，各省的新能源配储政策没有任何针对储能的补贴，青海的政策在新能源配置储能方面给予电价补偿。这对行业来说是一大进步。

不过，也有发改委能源研究所的专家认为，青海发布的政策仅能通过补贴来部分解决储能配置成本过高的问题，并不能完全解决新能源配储的所有争议。新能源配储的另一个争议点在于，储能配置的比例和配置的方式。

缺乏储能系统考核标准

根据国家能源局数据，2020年前三季度，青海弃光电量9.4亿千瓦时，弃光率7.0%，同比上升1.2个百分点，弃光率抬头让储能的参与日益紧迫。此次政策的发布有利于提升企业配置储能的意愿。

据记者了解，此次出台的政策，仅对补贴做出明确规定，却没有对储能系统提出具体指标要求。李臻告诉记者，储能作为发展中的技术，相关标准正在逐步建立，目前已经出台了储能电站建设、并网及检测等相关的标准，地方可以根据国标制定相应的准入门槛，确保储能电站的建设质量。此外，青海的政策是根据储能的发电量来进行补贴，而并非对初投资进行补贴，因此不用担心骗补的问题。

“可以测算一下，按照《通知》要求保证储能设施利用小时数不低于540小时来计算，如果一天放电2小时，储能的调用天数要在270天以上，随着辅助服务市场和现货市场的建立和完善，储能还可以参与一次调频和二次调频，在一定收益的保障下，储能的应用场景越丰富，越有助于投资的回收和项目盈利，因此以合理的市场化应用为前提，将避免“劣币驱逐良币”的现象发生，可以吸引更多社会投资建设更多优质的储能项目。”李臻表示。

彭澎认为，整个市场的成长并非一蹴而就，在早期数据缺失，各方面经验不足的情况下，只能以简单的管理模式先推一批，然后再逐步进行精细化管理。所以，现在暂时只有补贴，没有标准和管理条例。虽然部分企业可能会出于成本考虑，采用价格比较低的储能设备，但在监管手段多样化的当下，骗补的可能性不大。

黄碧斌表示，作为一个《通知》，不一定要明确所有内容。未来，在推进落实的过程中，可能会出台关于建设质量或者并网标准的文件，以及补贴的实施细则。

政策落地仍需细化

作为国内首个新能源配储的补贴政策，在具体推行过程中，仍可能产生不少难题。

一位业内专家认为，《通知》提出新能源配置储能所发售电量必须是省内电量，否则没有补贴，但是该如何认定省内电量是个问题。“是不是除了特高压输送电量之外，都可以算作省内电量，这需要进一步细化政策。”

另外，根据《通知》，新建投运的“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中电化学储能设施所释放电量不再参与青海年度电力市场直接交易，而是按照新能源结算基价执行。“基价怎么确定并没有说明，我个人猜测是新能源的平均结算价格，但是选择“风电+光伏”、“风电+光伏+水电”，还是仅仅选择光伏去核定平均价格，仍需后续文件明确。” 上述专家表示。

当前储能尚处于发展初期，制约可再生能源配置储能的主要因素是储能的成本没有合理的市场机制进行传导，储能的收益无法得到体现。《通知》虽然明确了储能的利用小时数和补贴标准，但是李臻认为，后续还需要有配套的实施细则去保障政策落地和储能的收益，例如，储能的利用小时数如何计量，储能的收益如何结算等。

“另外，青海是最早建设独立储能电站参与辅助服务调峰的省份，政策中对独立储能电站的充放电电价以及交易结算机制没有明确，这块还需要再进一步细化。”李臻表示，“最后，一个时期内，青海需要多少灵活性调节资源，需要建设多少储能电站，也需要进行规划和测算，电网如何保证储能设施利用小时数达到540小时，也需要进一步了解和落实，政策越明确，越有助于投资收益的稳定和营造良好的营商环境。”

安迅电力认为，青海先开储能+补贴先河，有利于国家新能源“储能+”战略的实施，为各地出台“储能+”补贴政策提供参考，定下基调。作为行业参与者，呼吁各省市加快出台相关政策，切实保障新能源企业收益和行业发展的积极性。

2021年1月22日，陕西省发改委、国家能源局西北监管局印发《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》，提出：2021年新能源保障利用小时数风电为1700小时、光伏为1250小时，即“保量保价”部分；超出保障利用小时数的电量（按近三年陕西新能源发电利用小时数15%左右规模）参与市场化交易，即“保量竞价”部分；超发电量按照当年新能源发电企业外送平均价下浮10%结算。同时提出，后续年份逐步扩大市场化交易规模，调整保障利用小时数。

就这一方案的制定与出台，笔者发现，部分内容与现行国家保障性收购政策不尽相符，这些将给陕西省新能源的发展带来诸多不确定性，且有可能引起其他省份的效仿，引发行业普遍关注。

一、此方案未区分资源区、项目类型，统一设定全省保障利用小时数，与国家全额保障收购、领跑者、竞价平价项目等管理政策要求相违背。

2016年，国家发改委、国家能源局印发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150号），明确提出陕西光伏Ⅱ类资源区（榆林、延安）保障性收购小时数为1300小时，同时指出“未制定保障性收购要求的地区应根据资源条件按标杆上网电价全额收购风电、光伏发电项目发电量。未经国家发改委、国家能源局同意，不得随意设定最低保障收购年利用小时数。”

此次陕西省方案将2021年陕西省光伏保障利用小时数统一划定1250小时，并提出后续年份逐步扩大市场化交易规模，调整保障利用小时数，且不区分项目类型，明显与国家政策相违背。

二、此通知将对存量及新增项目收益率与投资稳定性产生极大影响，给陕西新能源的发展将带来诸多不确定性。

方案中提出“后续年份逐步扩大市场化交易规模，调整保障利用小时数”，这将极大增加投资项目收益测算的不确定性，不明确的项目投资预期将使光伏等新能源项目的投资开发陷入困境。以陕西光照资源最好的榆林为例，光伏平均利用小时数可以达到1550小时，按照此方案，将有300小时的发电量需要参与市场化交易，或以更低的价格被电网收购。

以陕西跨省外送江苏的电力价格0.229元/度为例（远低于当地脱硫煤标杆电价0.3545元/度），榆林某300MW平价项目，将导致综合上网电价至少下降7个百分点，年发电收入减少约1200万元。

并且，在预期收益降低后，更多的开发企业将会从成本出发选用低价产品，更多的高效产品和系统方案将会被放弃，长此以往，不利于行业的创新发展。

三、此方案出台未征求行业相关意见

2019年2月李克强总理在主持国务院常务会议时曾明确要求，“今后制定涉企法规政策，必须事前倾听市场主体的意见和建议，要通过各种方式向社会公开征求意见或听取有代表性企业的意见，给市场稳定的预期和信心”。陕西此次政策的出台，在未公开征求意见的情况下，即印发了正式通知，既没有对投资企业的实际情况作充分考虑，也没有为企业执行留有必要的准备时间，显然与国务院会议精神不符。

事实上，我国已有多个省份存在未严格落实国家保障小时数的现象。2019年全国人大执法检查组关于检查《中华人民共和国可再生能源法》实施情况的报告，明确指出：全额保障性收购制度落实尚不到位。如宁夏、甘肃2018年自行设置的风电、光伏发电保障性收购小时数均与国家保障性收购政策规定的小时数存在较大差距，大部分电量属于低价市场化交易，发电企业合法权益保障不足。

在光伏刚刚步入全面平价时代之际，光伏发电项目在灵活性、可调性方面还有待提高，伴随着产业创新发展，光伏与储能等能源形式相结合发展，我们预计在“十四五”末期，光伏发电将具备参与电力市场化交易的条件。与此同时，我国已明确碳达峰、碳中和目标，并提出2030年风电、太阳能发电达到1200GW以上，这要求在电力体制改革不断深入的情况下，新能源如何发展需要国家及地方共同研究解决，精准定策。秉持“老项目老办法，新项目新办法”的原则，采用经市场充分论证的上网电价和多种渠道的消纳形式，充分保障存量项目合法收益、新增项目基本收益，进而确保新能源实现更高比例和更高质量的发展。

自习近平总书记在去年9月22日联合国大会上宣布中国“2030年前碳达峰，2060年左右碳中和”目标后，中国新能源界深受鼓舞，也知责任重大。只有保持政策连续性稳定性，给新能源企业以稳定的收益预期，才能激发大家工作和投资热情，这才是真正的“发挥市场在资源配置中的决定性作用”。陕西发改委和能源局西北监管局出台的这个文件，不能说带了个好头！遭到企业和社会的质疑是必然。希望两个政府机构能出来答疑解惑，通过政府和企业的协商沟通共同推进“碳达峰，碳中和”目标顺利达成。

安迅电力认为，风、光、生物质等新能源是未来“碳中和”目标达成的重要手段，各部门在出台市场化交易等相关政策时应充分调研，多倾听行业声音，以促进新能源有序及持续性发展为前提，审慎出台相关政策。

在我国明确碳达峰、碳中和目标的背景下，发展风、光等清洁能源已成为愈来愈多央企的核心战略，不少公司一直在物色收购可带来稳定回报的可再生能源项目。

　　协鑫新能源近日发布公告称，其间接附属公司苏州协鑫新能源与北京能源国际控股有限公司下属公司北京联合荣邦新能源科技有限公司（简称“北京联合荣邦”）订立光伏电站购股协议；江山控股近日连发公告称，出售四个太阳能项目公司全部股权、拟出售榆林市江山永宸新能源有限公司全部股权、拟出售玉门市永联科技新能源开发有限公司全部股权等。除协鑫新能源、江山控股外，天合光能、东方日升、晶科电力、振发新能源等企业均开始“甩卖”光伏电站。数据显示，2020年，国内主流光伏电站交易金额创新高，超过70多亿元。

　　受访的业内人士普遍认为，光伏电站是优质资产，被迫出售通常是为了补充流动性资金。鉴于目前光伏电站的交易情况，预计“十四五”期间，光伏电站资产交易规模有望继续加大，交易规模或达每年 5GW。

　　巨额债务压顶  “甩卖”电站“回血”

　　记者采访获悉，出售光伏电站的主要原因是可再生能源补贴资金拖欠，致使企业现金流困难。“十三五”以来，伴随电力体制改革的推进，市场化交易进一步降低了基础部分电价，导致企业现金流无法支撑日常运营，同时，因扩张积累的巨额债务又像悬在头上的“定时炸弹”，这迫使企业不得不出售电站求生。

　　去年一年，协鑫新能源、振发新能源、顺风光电、富阳新能源、晶澳科技、爱康科技、晶科科技等十多家企业“挥泪甩卖”光伏电站。其中，协鑫新能源出售的电站最多，接手的企业涉及中国华能、中国核能科技、国开新能源、徐州国投、北京联合荣邦、湖南新化六家。

　　以苏州协鑫新能源与北京联合荣邦的交易为例，交易现金所得净额约2.02亿元，有关款项用于偿还其债务。交易完成后，由于已出售的光伏电站的溢利、亏损以及资产及负债将不再纳入综合财务报表，协鑫新能源的负债将下降约3.92亿元，资产负债率将降低约0.2%。

　　“协鑫新能源自2018年起，持续削减债务规模，优化财务结构。”协鑫集团相关知情人士向记者表示，2020年初至今，协鑫新能源已公布出售资产累计约1753兆瓦，总回收现金流约人民币64.10亿元，可使企业资产负债率降低约5.6%，有效降低财务风险。

　　在业内人士看来，受“5.31”、补贴退坡的影响，不少光伏企业如协鑫新能源一样，遭遇营收增速放缓、利润下滑，加之此前积攒的债务陆续进入兑现期，企业的“解压”之道自然是“瘦身”回笼资金。

　　借势转型轻资产  优化资源配置

　　不少企业已在“自救”中逐步调整光伏业务发展战略规划，借势转型轻资产模式，以提升企业光伏产业链整体运行效益，优化资源配置。

　　如今，转移业务重心正在成为卖方企业的重中之重。以从事光伏玻璃镀膜技术的亚玛顿为例，去年12月底向中核山东能源有限公司出售旗下总价1.61亿元的4项光伏电站资产，用意明显将精力投入到超薄光伏玻璃产品。今年1月初与晶澳科技签订了总金额约21亿元的光伏镀膜玻璃采购大单。“亚玛顿前期自建组件产能和光伏电站，主要目的在于推广超薄双玻组件。随着双面双玻组件市场认可度提高，渗透率提升，自2017年以来，亚玛顿开始调整光伏业务发展战略规划，陆续出售存量电站项目，将业务重心转向光伏玻璃的生产。”申港证券分析师贺朝晖分析，此举有利于该公司减少财务费用、提高资产流动性，实现轻资产运营。

　　无独有偶。协鑫新能源从2018年底开始，围绕从重资产业务模式向轻资产转型升级的发展策略。“近两年，重点推行‘开发转让、建成出售、服务输出’轻资产经营模式，以引进战略合作伙伴。”上述相关知情人士向记者表示。

　　当然，并非所有企业都可以通过甩卖电站“瘦身”成功，那些在备案手续、土地、并网手续等不合规的光伏电站则难以成为市场争抢的“香饽饽”。

　　选择性收购  加大投资力度

　　目前来看，接手光伏电站的企业以央企为主。受访的人士一致表示，在我国明确碳达峰、碳中和目标的背景下，发展风、光等清洁能源已成为愈来愈多央企的核心战略，不少公司一直在物色收购可带来稳定回报的可再生能源项目。

　　“随着光伏平价及补贴政策的明晰，存量项目确定性进一步增强。” 三峡新能源知情人士对记者表示，“央企接手存量光伏电站并非全盘接手，而是有选择性的针对优良资产进行收购，作为企业新能源领域规模增长需要。”

　　在中广核新能源一位高层人士看来，央企接手光伏电站以后，会通过整体布局资金平衡科学管理，算总账，保持稳定的收益。特别是把民企的高利率融资进行质换，电站的收益肯定比民营企业管控的时候要好。“3060”目标的提出，将使新能源在未来迎来新一轮大发展，如今各央企都在拼命“圈地”和并购项目。“中广核新能源在‘十四五’还将继续加大新能源投资力度，预计不会低于每年新增600万千瓦。”

　　随着传统电力央企加大新能源业务板块投入力度，地方国企和部分民企迅速进入新能源行业，光伏电站交易市场竞争日趋白热化，“十四五”期间有望从每年2-3GW交易规模提升至5GW。资金充沛的企业在加速抢占更多光伏电站资源，比如北京能源国际控股有限公司正与协鑫新能源积极推进其他批次光伏电站出售事项，并计划在不久的将来能达成及落实签署更多出售光伏电站协议。

　　除了抢占市场外，业内人士认为，在平价去补贴的背景下，央企对未来光伏电站运营还需要多方考量，比如，通过降低项目非技术成本控制项目建设成本，保障收益；项目建成后通过建立集控中心、区域化运维机构，降低运行成本，提质增效。

安迅电力认为，一方有降负债压力及面临的轻资产转型需求，一方有“3060”碳中和的国企责任及雄厚资金优势，双重因素叠加导致十四五期间光伏电站交易量陡增，相信这种现象将长期持续。

各地高度相似的配储比例，不仅引发了新能源开发企业的担忧，也引发了储能行业的焦虑——这是否意味着储能只是为了满足新能源并网的一个“花瓶”而已。

日前，宁夏出台政策，将在新能源富集地区先行开展储能设施建设，建设“新能源+储能”示范应用项目。“十四五”期间，储能设施按照容量不低于新能源装机的10%、连续储能时长2小时以上的原则逐年配置。

虽然面临一定争议，但“新能源+储能”仍在多地轰轰烈烈展开。记者发现，在最近六省发布的新能源配储要求中，储能规模大多集中在5%-20%之间。整齐划一的配储比例，能否真正满足新能源消纳的个性化需求？这也再度引发业内关注。

各地配储比例趋同

统计数据显示，截至2020年上半年，全国风电、光伏装机占比超过20%的省份共16个，全国风电、光伏发电量占比超过10%的省份共14个。随着风电、光伏在电网中渗透率提高，为了控制弃风、弃光率，加配储能正成为电网的强制要求。

中关村储能产业技术联盟政策研究经理王思告诉记者，如果真正落实新能源保障性全额消纳任务，无形中将对电网公司和地方政府造成了一定压力，配储在一定程度上能够缓解消纳压力。值得注意的是，国家层面虽然引导和鼓励储能参与新能源并网消纳，但各省政策却将储能作为新能源项目的标配。

“当前各省所提出的储能配置比例均在5%-20%之间，大部分地区对于这一配置比例并未经过详细测算，相似的配比能否真正发挥消纳新能源的作用也让业内存疑。”王思称。

威胜集团有限公司微网储能事业部总经理黎朝晖则认为,各地大同小异的新能源配储比例，其实源于电科院根据2018年河北省张北县储能示范项目做出的大概测算数值。“5%-20%的配储比例，理论上虽然不出彩，但也不会出错，尽管业内有质疑配比是否合理的声音，却也拿不出相应的反驳依据。”

对此，业内专家提醒，新能源配储比例要因地制宜，针对项目需求个性化设计，切莫“一刀切”，否则难以发挥储能的价值。

引发储能行业焦虑

高度相似的配储比例，不仅引发了新能源开发企业的担忧，也引发了储能行业的焦虑。

“这是否意味着储能只是为了满足新能源并网的一个‘花瓶’而已。”有储能业内人士对此质疑。

多位储能行业人士表示，当前，我国储能产业已经开始走向商业化阶段，但仍存在储能成本无法疏导，安规、标准缺失等问题，储能有可能沦为新能源并网的工具。“在新能源配储政策和比例高度相似的情况下，企业会不会为了并网而随意配储，导致劣币驱逐良币。”上述储能业内人士称。

王思认为，这样的情况不会是普遍现象，但也无法完全避免。“目前，各地配储比例‘一刀切’，但对配储要求和质量没有一个准入门槛，在如何调用储能系统服务于电力市场标准尚未建立的情况下，在零星较小的发电场上，可能会出现利用政策上的漏洞配置劣质储能。”

“不过，就算真的要上一些B类或不达标的电池，所带来的的安全风险，最终需要建设方和发电企业来承担。因此，大部分企业并不愿意去铤而走险，做危害自身长远利益的事。”王思说。

黎朝晖表示，随着“十四五”新能源产业规划逐步清晰，作为配套服务的储能市场将进一步扩大，与此同时，储能技术不断迭代升级，储能的使用寿命也将进一步延长，这将有助于降低储能的成本。当优质储能成本下降，劣质储能的生存空间就会进一步压缩。因此，行业不必过于焦虑。

不必过分强调配储比例

国网系统相关专家表示，在各省规划上不必限制储能比例配置要求，而是可以根据运行需要，对新能源并网的技术特性做出要求。在满足调度灵活性、保证电价及消纳的前提下，让新能源场站根据经济性和可行性，自行选择是否配置储能、配置方式及规模，可以联合也可以独立运行，达到并网有关技术要求即可。

王思表示，以10%配套比例计算，“十四五”储能新增将有望达到40GW。所以，无论是分布式还是集中配储，都是需要电网层面做出规划。“新能源发电厂商、储能厂商以及用户，并不知道电网和电力系统的需求，所以，配储需要电网在电力调度方面做出相应规划，找到关键节点，去选址和布局储能。”

“但是无论怎么规划，储能想要规模化发展，最重要的是明确储能的身份定位，建立健全法律法规和市场机制，明确在交易过程中的充放电成本以及价格结算问题。”王思表示。

黎朝晖认为，电网方面肯定希望发展集中式储能而非分散式储能，但都绕不开对经济性的追求。“‘十四五’储能的预测量虽然很大，但仍需对储能进行必要的扶持，需要科学合理的制定产业发展目标，规范引导储能的布局与应用。发展新能源配储最为关键的，是要为储能提供良好的市场生存环境，提高储能项目的收益。”

安迅电力作为新能源行业后市场的参与者，认为储能是未来新能源行业发展的必然之路。据不完全统计数据显示，无论是项目数量还是装机规模，美国与日本仍然是最主要的储能示范应用国家，分别占 40%和 39%的全球装机容量份额，目前仍在快速发展中。中国“3060”碳中和目标已箭在弦上，相信新能源+储能方案，将是实现碳中和目标的重要途径之一。

据报道，日前，生态环境部在北京召开2021年全国生态环境保护工作会议。会议确定，2021年要编制实施“十四五”生态环境保护规划和重点领域专项规划，推动编制建设美丽中国长期规划。同时，编制实施2030年前碳排放达峰行动方案。加快建立支撑实现国家自主贡献的项目库，加快推进全国碳排放权交易市场建设，深化低碳省市试点，强化地方应对气候变化能力建设，研究编制《国家适应气候变化战略2035》。推动《联合国气候变化框架公约》第二十六次缔约方大会取得积极成果，扎实推进气候变化南南合作。

机构称，碳排放权交易体系是实现低成本碳减排的关键。短期看，碳排放权交易体系通过设定碳排放价格，让企业负担减排费用，增加了低效率企业成本，同时为高效清洁企业提供了激励机制。安迅电力-长期看，碳排放权交易体系会影响未来的投资方向，长期投资有望向清洁低碳产业倾斜，最终助力实现碳中和目标。碳排放交易市场加速推进，新能源运营企业“二氧化碳减排量”变现可期，盈利能力有望进一步提升。此外，在碳达峰、碳中和承诺下，碳排放交易市场带来的收益增厚，叠加装机容量的高增，以及发电成本的下降，风电、光伏发电运营资产价值面临重估。

上市公司中，太阳能是国内光伏运营龙头之一，先发优势显著;节能风电是风电运营龙头之一，海内外全面布局。

2020年12月的风电装机容量，超过了过去两年风电装机容量的总和。

　　1月20日，国家能源局最新公布的2020年新能源装机，2020年全国新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦，风光新增装机之和约为1.2亿千瓦。

　　由于2020年1~11月全国新增风电装机、新增太阳能发电装机分别为2462万千瓦、2590万千瓦，因此，单单在2020年12月，风电、太阳能的新增装机容量就分别高达4705万千瓦、2330万千瓦。

　　“去年风电有点抢装的味道。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受第一财经记者采访时说。

　　风电抢装与“碳中和”

　　国内某风电企业的一位高管在接受第一财经记者采访时说，风电装机容量在2020年12月出现猛增的原因是，2021年国家将全面取消陆上风电和光伏的补贴，因此企业不得不加快在2020年底并网的速度。“去年年底，我们公司上下忙成一锅粥。”他说，“为的就是能够获得多一点补贴。”

　　根据2019年发布的《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》，2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

　　2020年风电、太阳能新增装机容量出现暴涨，也释放了高比例新能源电力时代正在路上的信号。“近年来，大量中外研究表明，提高电能在终端能源消费中的比重是加快向低碳化社会转型的重大措施和重要标志。”中国电力企业联合会专职副理事长王志轩最近撰文说。

　　据王志轩介绍，目前，中国与发达国家的这一比重当前约为25%左右，预计到2050年这一比重会提高到50%以上。

　　这背后，是中国对世界的承诺。中国在2020年向全世界宣布：力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

　　其中，到2030年，中国单位GDP二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

　　当前的数据表明，风电、太阳能要累计完成12亿千瓦的目标，未来十年还需至少实现7.2亿千瓦的增长。据此测算，风电、太阳能接下来每年的新增装机将不低于7200万千瓦。而“十三五”期间，中国风电和太阳能年均新增装机合计约为6263万千瓦。

　　而业内的预估则更为乐观。中国光伏行业协会预测，“十四五”期间，国内年均光伏新增装机规模一般预计是7000万千瓦，乐观预计是9000万千瓦。国内400余家风能企业代表联合此前发布的《风能北京宣言》提出，到2030年至少达到8亿千瓦，到2060年至少达到30亿千瓦。

　　不过，林伯强向第一财经记者表示，在增加风电、太阳能装机容量占比的同时，更重要的是要提高两者的发电量比例。“这几年，风电、太阳能的发电利用小时还比较低。”

　　大力调整能源结构

　　1月19日，国家发改委政研室主任袁达在国家发展改革委举行1月份新闻发布会上表示，实现碳达峰、碳中和中长期目标，既是中国积极应对气候变化、推动构建人类命运共同体的责任担当，也是中国贯彻新发展理念、推动高质量发展的必然要求。

　　袁达介绍，中国正在“大力调整能源结构”，具体的做法是，稳步推进水电发展，安全发展核电，加快光伏和风电发展，加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，完善清洁能源消纳长效机制，推动低碳能源替代高碳能源、可再生能源替代化石能源。

　　在这种情况下，中国能源央企加足了上马风电、太阳能等可再生能源的马力。比如，华能集团最近表示，到2025年，华能集团新增新能源装机8000万千瓦以上，确保清洁能源装机占比50%以上；到2035年，发电装机突破5亿千瓦，清洁能源装机占比75%以上。

　　国家电投则表示，将碳排放纳入考核激励体系，在光伏等关键领域重点突破。

　　作为全球最大的电网公司的国家电网则表示，加快电网向能源互联网升级，坚持绿色发展。“‘碳达峰、碳中和’目标倒逼能源加快转型，电网升级的要求更加迫切。”国家电网董事长、党组书记辛保安在1月19日的一次公司会议上说。

　　而清洁能源核电方面，中国核能行业协会6月16日发布的《中国核能发展报告（2020）》预测，“十四五”及中长期，核能在中国清洁能源低碳系统中的定位将更加明确，作用将更加凸显，核电建设有望按照每年6～8台持续稳步推进。