“十三五”是不平凡的5年，我们群情激昂，喜迎党的十九大，欢庆改革开放40周年、中华人民共和国成立70周年；我们勠力同心，打赢脱贫攻坚战，全面建成小康社会；我们众志成城，抗击新冠肺炎，全力复工复产促进经济高质量发展。作为基础性、全局性、战略性产业，能源关系国计民生和国家安全。“十三五”期间，我国“能源革命”扎实推进、成就耀眼，在为经济社会发展提供有力支撑的同时，产业自身也迈入了高质量发展新阶段。如今，面对全面建设社会主义现代化国家新征程，我们信心满满。2020年最后一期，本报特别推出年终策划，回顾、盘点能源产业过去5年的锐意奋进，继往开来。

电力行业书写清洁低碳转型新篇章

“十三五”以来，我国电力行业迈上绿色高效转型发展的新台阶。

截至2020年10月底，全国发电装机21亿千瓦，其中火电12.3亿千瓦、水电3.7亿千瓦、核电4989万千瓦、风电2.3亿千瓦、太阳能发电2.3亿千瓦。相关预测显示，2020年底全国发电装机将达到21.4亿千瓦，比2015年增加6.3亿千瓦；非化石能源装机占比达到43.7%，比2015年提高8.7个百分点。

“十三五”也是我国电网建设的爆发期，建成投运多项交流和直流特高压工程，进一步提升了跨区输电能力，而且投运了藏中联网工程、阿里联网工程以及张北柔性直流电网工程等一批其他电压等级重点电网工程，电网实现了更强更大。

5年来，新一轮电改稳步推进，售电、增量配电市场日趋活跃，电力辅助服务市场“味道”渐浓，电力现货市场建设在探索中破冰。但在看到成绩的同时，也应该注意到，受制于地方壁垒、价格机制等因素，改革也陷入了落地难、执行难的困境。展望“十四五”，电力人仍需攻坚克难，续写改革新篇章。

煤炭行业清洁高效生产交出亮眼答卷

“十三五”期间，煤炭工业在为我国经济高质量发展提供坚实能源支撑的同时，行业自身也实现了前所未有的高质量发展：

开发布局不断优化，产业格局持续完善，转型升级进展明显。截至2019年底，我国煤矿数量已由2015年的1.08万处减至5300处左右；大型煤企产量占全国的80%以上。智能化建设基础不断夯实，智能化采煤工作面由2015年的3个增至日前的338个。

超额完成“十三五”去产能任务。截至2019年底，累计退出产能近9亿吨，完成化解淘汰过剩落后产能8亿吨左右的任务。

清洁高效利用水平持续提升。原煤入选率由2015年的66%提至2019年的73.2%；现代煤化工升级示范项目全面实现烟气超低排放、污废水“近零”排放和VOCs的有效治理。

安全生产形势持续好转。百万吨死亡率由2015年的0.162降至2019年的0.083。

肯定成绩的同时，也要清醒认识到，在二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和的大背景下，煤炭行业的发展速度、发展模式、发展约束等都将发生新的变化，这是行业亟需破解的新课题。

新能源行业提前超额完成发电装机任务

提前超额完成任务！截至2020年10月底，我国风电、光伏并网装机双双达到2.3亿千瓦，提前超额完成“十三五”装机分别达到2.1亿千瓦和1.1亿千瓦的既定目标。

2015年底，我国风电并网装机容量为1.29亿千瓦，光伏发电装机容量仅为4318万千瓦。“十三五”的5年间，风电并网装机增加了70%，光伏装机容量增加了1.5倍，中国作为全球第一风光大国的地位更加稳固。“十三五”以来，正是新能源的规模化发展带动了风电、光伏成本的全面下降。风电上网价格当前已与煤电基本相当，光伏发电也已实现用户侧平价上网。

之前，清洁绿色的新能源就像美丽的云彩挂在天边，让人可望不可即；如今，叩开平价之门的新能源“飞入寻常百姓家”，真正成为普通大众用得上、用得起的能源品种。

同时，我们也必须看到，目前，虽然中国风电、光伏装机容量均已稳居世界第一，但在全国发电量中的占比仍然偏低：风电占比不足6%，光伏占比更低。这表明新能源从替代能源到主力能源的“上位”之路依旧漫长。未来，新能源不能甘做“小池塘”，而要立志成为“太平洋”。

油气行业体制机制改革创新成效显现

改革，无疑是“十三五”时期油气行业发展的关键词。

上游，勘探开发向外资和民企敞开大门，油气保障能力不断增强，供给和服务质量持续优化，对遏制油气对外依存度快速提升起到关键性作用。预计2020年国内油、气产量有望分别达到1.94亿吨和1900亿立方米。

中游，酝酿多年的油气管网改革终于破冰，独立的国家管网公司成立，推动形成上游油气资源多主体多渠道供应、中游统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X”油气市场体系，有利于形成市场化油气价格机制。

下游，国家首次明确提出“支持符合条件的企业参与原油进口、成品油出口”，浙江石化取得全国首个成品油非国营贸易出口资质，对化解国内炼油产能过剩和参与国际市场具有重要意义。

“十四五”已然来临，站在新的起跑线上，油气行业正加快转型升级，未来必将走出一条结构更优、效益更好、优势释放更加充分的高质量发展之路。

“降成本”“去补贴”“平价”“抢装”成为2020年的行业热搜词，新能源成为受系统欢迎、百姓爱用的绿色经济的能源，从“制造大国”到“应用强国”的转变，中国“新名片”名副其实。

光伏 ，从“制造大国”，跨入“应用强国”

2020年，是我国太阳能“十三五”规划收官之年，也是光伏产业交上五年答卷的大考之年。

虽然年初突如其来的新冠肺炎疫情险些打乱行业发展步伐，为产业前景增添了不确定性，但面对不可抗力，我国光伏产业展现出顽强韧性，在供应链吃紧、物流不畅、用工紧张等一系列难题下，快速实现复工、复产，稳步度过全面奔向平价上网的关键一年。

攻坚克难，光伏装机规模持续扩大。从今年二季度开始，光伏产业走上正轨，在建项目进度提速。前三季度，全国光伏新增装机1870万千瓦，预计今年全国光伏新增装机将达3500万千瓦，再夺光伏新增装机量世界第一的桂冠。

规模化是新兴产业走向成熟的起点。截至今年9月，全国光伏累计装机2.23亿千瓦，较2015年的4318万千瓦增长193%，远远超过太阳能“十三五”规划中“到2020年底，光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上”的既定目标。

我国光伏实现从“制造大国”到“应用强国”的转变，中国“新名片”名副其实。

技术至上，先进光伏技术争奇斗艳。应用铺开的背后是光伏发电成本快速下降，站在全面实现平价上网的最后关口，不断提高太阳能电池转换效率成为光伏企业的共同选择。

今年光伏产品更新换代仿佛按下“快进键”。各大企业押宝不同技术路线，大尺寸和高密度组件一决高下，182毫米和210毫米规格鏖战犹酣。技术之争促进光伏组件功率快速提升，迈入500W+，甚至600W+时代。

诚然，只要用户还没有做出最终选择，技术的博弈就不会停止。但要注意的是，产品的革新正是技术进步的外在表现。“十三五”期间，我国光伏企业/研究机构十余次打破太阳能电池片转换效率纪录。

截至目前，国内领先光伏企业单晶电池片转换效率突破23%，异质结、TOPCon、钙钛矿等新型技术初步实现产业化，顺利完成“十三五”发展目标。

伴随“5·31”政策下发，高补贴时代成为历史。“阵痛”在所难免，但丢掉“拐杖”才能让行业更加有力、成熟。

今年，光伏电站系统成本已降至约4000元/千瓦，较2015年超7000元/千瓦的价格下降近半，光伏竞价项目平均补贴强度也已降至每度电3.3分。

同时，平价项目分布省份数量进一步提升至13个省市区，越来越多的地区初步具备平价上网条件，并开始呈现遍地开花之势。

然而，在“2021年我国风电、太阳能发电合计新增1.2亿千瓦”这一更高的发展目标下，光伏产业还需更上一层楼。这需要从电力系统整体发展出发，进一步融入电力系统，成为受系统欢迎、让百姓爱用的绿色经济的能源。

风电，实现平价只是新的起点

今年是“十三五”收官之年，也是陆上风电冲刺全面平价的关键一年，“平价”“抢装”成为这一年的行业热搜词。

回望五年发展，我国风电装机容量快速提升，风电设备制造能力大幅增强，截至今年第三季度末，我国风电累计装机已超2.2亿千瓦，稳居“世界第一”。

实际上，早在2019年底，我国风电累计并网装机容量达21005万千瓦，已提前完成 “十三五”装机目标。在过去五年里，风电不仅重回了“三北”，中东南部地区也迎来了开发热潮。

不论是高原还是山地，不论是村落还是港口，风电正走向大众，风机正成为一道道风景。

在海上，风电也走向“深蓝”、步向远海。

广东、江苏、福建等沿海地区“海风”正劲，浮式海上风电纷纷试水。截至今年底，我国海上风电累计并网装机量超过750万千瓦，同样超额完成“十三五”目标。

与此同时，风电技术不断推陈出新，新材料、长叶片、大容量，智能化、精细化、数字化，创新力量源源不断。今年以来，已有多家整机厂商推出10兆瓦以上海上风电机型，国产风机走上全球舞台。

截至今年初，全球风电整机商排名前十中，中国企业已占据近半数席位。

风电供热、风电制氢、“海上风电+海洋牧场”“海上风电+生态渔业”……风电“破圈”发展，“跨界”合作，在提升产业经济性的同时，也促成更多应用场景落地。

这五年来，风电不仅取得了巨大的经济效益，同样也产生了重大的生态效益和社会效益。

风电扶贫，留住了“绿水青山”，也带去了“金山银山”。

今日成就，来之不易。特别是今年以来，“抢装潮”叠加新冠肺炎疫情影响，行业经历了供应链吃紧、施工进度告急等种种挑战，也承受着安全风险、交付逾期等多重压力，但依然实现了高速复工复产，向着更高质量、更高效率的目标迈进，展现出了行业的韧性与弹性。

全面平价并非行业奋斗的终点。在力争实现2060年“碳中和”的大背景下，风电行业将肩负起新的时代使命，进一步降低成本，进一步提升技术，成为人人爱用、人人用得起的普惠能源。

氢能，从“默默无闻”到“名动天下”

过去五年，氢能以“终极能源”的姿态快速跃入能源人的视野。

2016年国务院印发的《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》等政策，明确提出将氢能与燃料电池技术发展创新列为国家重点发展任务。

2019年氢能首次被写入政府工作报告，氢能开始在我国受到前所未有的关注。今年9月补贴政策落地，各地加紧布局，产业活力进一步得到释放。

在此背景下，燃料电池产业链国产化加速，成本下降超预期。特别是今年四季度以来，电堆产品市场价格下降显著。

一方面，得益于国产化、自主化的不断精进，加速了行业技术发展和成本下降；另一方面，也要谨防部分企业盲目跟风降价可能带来的潜在风险。

加氢基础设施网络初具雏形，配套设施及市场条件需进一步跟进。截至今年11月，我国共建有加氢站104座，但与此同时，加氢站建设面临商业模式滞后、盈利缓慢，以及“有站无车”或“有车无站”的局面。

在初期如果没有合适的商业模式，产业持续高速发展无疑将备受考验。

车用氢能技术标准体系初步构建。截至2020年10月，累计发布现行有效的国家标准95项，在研国家标准6项，除国家标准和行业标准之外，一些行业协会、标准化机构和企业也积极制定车用氢能相关团体标准，推动氢能产业良性发展。

在政策、市场、标准等各方因素的合力驱动下，氢能产业投资热度持续高涨，产业链雏形初步建立。

目前，我国燃料电池汽车产业链企业数量已超过400家，已基本形成氢能研发、制备、储运、加氢、应用等完整产业链；但也必须看到，在不断高涨的“氢能热”中，有些地方为追求经济增长规模与速度，不顾当地资源环境条件，盲目布局氢能，加剧产能过剩风险。

总体而言，伴随政策与技术的全面推进，我国氢能产业步入发展快车道，但关键材料和核心技术差距、基础设施建设不足、商业化推广模式尚未建立等诸多问题尚未完全解决，科学发展格局和有序的行业竞争有待进一步构建。

如何突破行业掣肘，进一步挖掘氢能价值和潜力，是未来氢能产业迈向高质量发展阶段，必须面对的课题。

储能，“中国速度”成产业注脚

站在2020年年尾，回首我国储能产业“十三五”发展历程，“中国速度”成为产业发展的最好注脚。

截至2019年底，我国已投运的储能项目（含物理储能、电化学储能、储热）较2016年增加了32%，电化学储能规模增加了7倍。电化学储能装机规模1702MW/4055.4MWh，锂离子电池装机约为1395.8MW，占比82.4%。截至2020年9月底，我国累计装机规模达到33.1GW，同比增长5.1%。

复盘“十三五”我国储能发展之路，产业总体上进入高速发展期， 且各区域储能市场特征鲜明：华东地区主要以电网侧和用户侧工商业削峰填谷为主；西北地区主要以新能源＋储能市场为主；华北地区以集中式新能源＋储能、山西电源侧调频市场为主；华南地区主要以广东电源侧调频为主。

探究我国储能产业高速增长之谜，是主客观多方面因素综合作用的结果。

首先，储能系统成本快速下降为商业化应用奠定了基础。今年以来，锂离子电池储能系统价格已经进入应用领域的盈亏平衡点，为即将实现的商业化发展打下坚实的基础。

其次，从材料、设备、系统到回收，储能行业已初步建立较为完备的产业链。目前，虽然在一些关键环节仍依赖于国外技术，但我国在主流技术与前沿技术上都有布局，并培育了以宁德时代、比亚迪、南都电源为代表的一大批技术领先的储能厂商。

行业龙头企业的军团式涌现，奏响了我国储能产业突破藩篱、实现规模化发展的序曲。

再次，我国储能项目的规模化实施与运行，印证了储能在主要应用领域所具有的不可替代功能和得天独厚优势。

实践证明，通过合理配置储能可以提升电力系统的稳定性、灵活性，提升系统的运行效率，实现电力与电量的平衡，有效解决目前电力系统面临的结构性矛盾。

最后，储能产业之所以能够在“十三五”期间实现跨越式发展，固然有产业发展初期基数较小、增长速度易于爬坡的客观原因，但从行业发展总体情况来看，方方面面的政策支持同样功不可没。

毋庸讳言，政策是一把双刃剑，若节奏把握不当，也可能对产业发展造成波动和干扰。

展望“十四五”，我国储能产业要真正做大做强，关键是要成为具有自我发展能力的市场驱动型产业。

为此，必须着眼根本和长远，切实摆脱政策依赖，既考虑能源结构转型和新能源发展等外部需求因素，又考虑储能自身技术的发展状况，既积极拓展相关产品和服务，又着力推动完善相应的政策体系和电力市场环境。

12月25日，晨光照射在雄安站屋顶的太阳能光伏板上。

河北日报讯 12月25日，京雄城际铁路雄安站站房屋顶分布式光伏发电项目正式并网发电。项目采用“自发自用、余电上网”模式，总装机容量6兆瓦，每年可为雄安高铁站提供580万度清洁电力供应。

作为京雄城际铁路沿途规模最大的新建车站，雄安高铁站总建筑面积47.5万平方米，整个站房设计呈水滴状椭圆造型。屋顶光伏发电项目在站房屋顶两侧铺设1.77万块、4.2万平方米多晶硅光伏组件，从高处俯瞰，犹如“水滴上的一颗明珠闪闪发光”，与屋顶造型相辅相成。

“项目在实现经济效益的同时，年节约标准煤1800吨，减少二氧化碳排放4500吨，相当于植树12公顷。”国网雄安综合能源公司项目负责人周卫雨介绍，屋顶光伏发电项目充分利用了本地可再生能源，有效优化区域能源结构，助力新区绿色低碳发展。

在智能创新方面，项目在建设过程中全面应用自主研发的数字化工程管理平台（EIM），运用数字化技术手段全面提升工程的安全、质量和进度管控水平。运营过程中，有机融合自主研发的智慧能源管控系统（CIEMS）和低压直流生态等创新元素，实现光伏系统的综合监测、智慧调控、分析决策、智能运维、运营支撑等智能管控功能。

近年来，山东省加大新能源可再生能源开发利用，光伏发电产业稳中向好。统计数据显示，前七个月全省光伏发电量为118.87亿千瓦时，位居全国第二。

“十三五”以来，全省光伏行业已步入高质量发展新阶段。截至目前， 规模以上光伏企业1248家，其中，光热行业营业收入增长5.6%，明显好于全省平均水平。以力诺、桑乐、阳光博士为龙头的光热产业，发展形势稳中向好。上半年，力诺集团生产形势逆势上扬，对德出口额同比增速为71.1%。

光伏装机发电位居全国前列。全省大力推进光伏发电，取得明显成效。截至7月底，全省光伏发电装机容量1801万千瓦，占全国8.3%，居全国第一位；光伏发电量占全国7.7%，居全国第二位，全省16 个市均有光伏电站。

推进光伏扶贫，构建“光伏+”新格局。2016年山东在全国实施光伏扶贫工程，目前全省光伏扶贫实施规模、资金投入、建设模式、管护机制、工作成效等方面都位于全国前列。截至目前，全省累计建成纳入国家目录的光伏扶贫电站装机177万千瓦，项目9417个，惠及32.8万户贫困户，分布在16个市146个县（区、功能区）。不断拓展“光伏+”内涵，除传统屋顶分布式光伏以外，出现了 “光伏+渔业”、“光伏+农业”、“光伏+交通”、“光伏+建筑物外墙”等光伏应用新模式。特别是济宁袁堂华能光伏电站，是华能第一家农光加渔光的互补项目，通过科学实践修复采煤沉陷区生态环境，发展反季节农业种植项目，将支架、浮筒、组件及其他光伏配件结合，实现渔光互补发展，达到经济利益和环境利益双赢。

不过，光伏产业发展中还面临电网消纳能力弱、相关运维服务不够，企业资金压力大等问题。由于光伏发电的不稳定性，导致电网需要不断调整火电机组出力，来维护电网稳定，从保证电网安全运行和保障火电企业利益角度出发，在目前现有储能水平下，电网对光伏发电的消纳能力已基本达到极限。此外，光伏组件普遍服役年限在20年左右，预计将在2025-2030年前后将达到光伏组件报废高峰，特别是电池背板含有氟化物不易降解、不易回收，将对环境带来巨大压力。

针对光伏产业发展中的问题，有必要多方面思考对策。

首先，优化顶层设计保持政策稳定。一是科学合理制定光伏发展目标和发展时序，加强国家与地方、电源与电网、新能源和常规能源等各级各类规划的有效衔接。二是加大政策扶持，弥补补贴资金缺口，优化光伏补贴资金发放及报审机制，缩短补贴目录确认和发放周期，确保补贴资金及时到位。三是继续给予节能政策支持，加大光伏发电在能源消费总量和能耗强度“双控”考核中的权重。

其次，强化科技创新提升产业竞争力。一是加强产学研用结合，构建多元主体、分工协作的科研创新体系，全面提高全产业链的技术研发和制造能力，加速推动光伏发电成本的下降，掌握在光伏产业中的话语权。二是加大对光伏技术研究支持，对长期重点基础研究项目、重点团队和自主技术加大支持力度，强化技术储备，打破国外对光伏技术特别是薄膜电池技术的封锁。

再次，科学评估灵活制定资源规划。一是建立合理的弃光率评估方法。以系统最优为目标，统筹考虑电源、电网、用户的利益和成本，确定合理弃光率。根据合理弃光率，明确由于电网消纳不了造成的弃光电量，在合理范围内不纳入统计。二是建立电化学储能、抽蓄、火电机组灵活性改造、需求侧灵活性资源的统筹规划机制。综合考虑灵活性改造和需求侧灵活性资源调节潜力与经济性，以及清洁能源利用目标，制定灵活性资源规划，并及时调整修正。

最后，创新模式增强可持续发展。一是采用阶梯利用模式，减少废弃物产生。鼓励光伏发电企业将不能满足发电正常使用要求，达到退役标准的光伏电池，经过低成本、低污染改造后，重新应用于对电池性能要求较低的领域。二是引导市场积极参与，鼓励回收企业实现规模化发展运营，扩大行业规模，降低各环节回收利用成本，提高退役光伏电池再利用效益。

2020年的光伏产业有多火？恐怕没有一段文字，抑或一组数据能够一言概之。

    这也许是因为，在如此磨砺的2020年，逆势增长的光伏给予了人们太多惊喜；又或者，站上今天的“风口”，人们对光伏的期待有太多太多。

    2020年，A股市场忠实记录了中国光伏如何较其他板块率先摆脱疫情影响；展现了中国光伏顶着原材料价格上涨的压力，仍牢牢把握着国际话语权的强大“韧性”；

    2020年，随着脱贫攻坚打响收官之战，“光伏扶贫”作为精准扶贫十大工程之一，在越来越多的农村、偏远山区，成为贫困户有口皆碑的脱贫好办法；

    截至2020年12月22日，以工商登记为准，天眼查专业版数据显示，我国今年新增光伏相关企业（全部企业状态）超过4.7万家，同比增长14.78%；

    还是在2020年，伴随我国“碳中和”重大目标的提出，光伏成为国人热议的话题。

    根据行业研究机构的数据，衡量光伏发展至关重要的指标——光伏组件价格，目前已较年初下降了约17%，较2018年初，近三年来下降了逾80%。

    光伏组件价格的下降，代表着光伏发电成本的下降，而发电成本越低，光伏普及的速度便会更快。

    压力重重的2020年，仍未能阻挡中国光伏继续大踏步迈向“平价”。其背后真正仰仗和考验着的，是中国光伏技术能否持续突破、迭代，中国光伏企业乃至产业管理、协作能否灵敏、高效。

    2050年光伏装机

    42亿千瓦？

    2020年，最令中国光伏乃至清洁能源产业振奋的消息，莫过于9月22日，中国宣布了“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的目标；随后，12月12日再次宣布：到2030年，单位国内生产总值二氧化碳排放将比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，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

    “碳中和”是指企业、团体或个人测算在一定时间内，直接或间接产生的温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，抵消自身产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放”。

     除了植树造林、节能减排之外，兴建以光伏为代表的可再生能源电源取代火力发电等，也是实现“碳中和”的重要手段。

    日前《新时代的中国能源发展》白皮书提到，中国2019年碳排放强度比2005年降低48.1%，提前实现了2015年提出的碳排放强度下降40%-45%的目标。

    在彭博新能源财经高级分析师刘雨菁看来，“只有发电排放强度快速下降，加速电气化（国民经济各部门和人民生活广泛使用电力），中国才有可能实现‘碳中和’这个任重道远的目标。”

    刘雨菁向《证券日报》记者介绍，据彭博新能源财经推演，实现“碳中和”目标的多种可行方案中，有一条主要依靠“加速可再生能源转型”且行之有效的路径，即如果中国持续提升公路运输、建筑和工业领域的直接电气化程度，且通过普及零碳电力（太阳能等清洁能源发电）供应，构建规模更大、更清洁化的电力系统。那么，电力行业的碳排放量最快可于2024年达峰，此后将迅速下降。

    如果到2050年，我国电能占终端能源消费比重能达到53%，且其中92%的电能由光伏和风电提供，那么，尽管用电需求仍会不断上升，但我国年度碳排放量将以平均每年1.5亿吨的速度下降，而这将显著降低实现2060年碳中和目标的难度。

    由此可见，中国光伏在我国“碳达峰和碳中和”的征程中，责无旁贷，而这一使命，对中国光伏乃至整个能源行业既是挑战更是机遇。

    中国光伏行业协会理事长、天合光能董事长高纪凡向《证券日报》记者表示，“碳中和”目标的提出，将促使能源结构快速向清洁低碳化加速转型，非化石能源占一次能源消费总量的比重需快速提升，推动我国光伏产业发展进入新的阶段。

    据测算，达到上述2050年目标，未来30年内我国所需的新建电源投资将高达51.6万亿元。而2050年，风电、光伏电源规模占电源总规模比重要达到74%，其中风电发电装机规模达36亿千瓦以上，光伏达到42亿千瓦。

    42亿千瓦（4200吉瓦）！根据国家能源局最新披露的截至今年9月底的数据，过去20年中，我国累计完成光伏装机2.23亿千瓦（223吉瓦）。如果2050年光伏装机要达到42亿千瓦。换算下来，未来30年，每年中国新增光伏装机平均要达到1.33亿千瓦（约130吉瓦），这相当于三峡水电站总装机2250万千瓦的约6倍！

    而2017年，全球光伏新增装机容量才首次突破百吉瓦，2019年全球光伏新增装机容量达到了历史峰值，也只有115吉瓦。

    清洁能源发展

    令“碳中和”可期

    中国未来30年，每年新增光伏装机超过如今全球水平？也许，这还只是“起步”。

    据不完全统计，除目前已实现“碳中和”的苏里南和不丹两个国家外，瑞典、英国等6个国家已立法“碳中和”，欧盟作为整体和加拿大等5个国家地区处于“碳中和”立法状态（进程），中国、日本等14个国家发布了“碳中和”政策宣示文档。

    如果说，全球范围“碳中和”目标的实现，都绕不开依赖于发展、利用以光伏为代表的可再生能源、清洁能源，这就意味着，全世界电力需求将更加依赖于中国光伏！

    2019年，中国硅料、硅片、电池片、组件占全球产量的比重分别达到了67%、98%、83%和77%，而中国生产的光伏产品，60%-70%出口到了全球各地。全球光伏组件出口商前十名中，绝大多数都是中国企业。

    协鑫集成董事长罗鑫评价“中国光伏的实力”令人印象深刻：“放眼全世界，没有任何一个地方，可以像中国长三角一样，在200平方公里范围内，就能完成光伏全产业链的所有配套。”

    “这是中国光伏真正的底气，以及全球地位的保障。”罗鑫向《证券日报》记者表示。

    难怪，A股光伏板块2020年的表现，丝毫不输医药、消费等板块。伴随2020年A股光伏“风口”的兴起，一种误解认为，光伏行情得益于“碳中和”预期及目标的提出。

    但恰恰相反，如果没有以光伏为代表的可再生能源，通过技术进步实现的成本快速下降，那么实现“碳中和”目标将更加艰巨。

    可再生能源的发展成就了“碳中和”的可期，其中中国光伏做出了重大、决定性的贡献。“过去10年间，正是在中国光伏的努力下，光伏组件价格下降了94%，光伏电站的建设成本下降了90%。”中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华向《证券日报》记者介绍称。

    在不久前召开的“2020年中国光伏行业协会年度大会”上，王勃华结合最新调研结论评价称：“目前，中国光伏基本实现了全产业链国产化，供应链基本自主可控。其中，作为光伏制造的核心条件，国内光伏专用设备市场规模达到了250亿元，占全球市场的71.4%。同时，作为光伏发电最核心的设备、辅材——逆变器、胶膜、背板、玻璃、支架、边框基本实现国产化、部分实现出口。”

    而即便是饱受疫情困扰的2020年，前三季度，隆基股份净利润同比（下同）增长82.44%、晶澳科技增长85%、天合光能增长118.94%、中环股份增长20.57%、通威股份增长48.57%、锦浪科技增长118.84%、固德威增长158.9%、福斯特增长47.06%……

    上述上市公司几乎覆盖了光伏产业链中各个环节。光伏成为A股“风口”，具有真正稳定、强劲的支撑。

    光伏“平价”的下一站

     是“低价”

    2018年12月份，由三峡新能源投建运营的，彼时国内单体装机最大（500MW）的光伏集中式电站——格尔木领跑者项目并网发电。由于该项目上网电价平均为0.316元/千瓦时，低于当地煤电标杆电价0.3247元/千瓦时近1分钱，使得这一电站成为我国首个上网电价低于当地煤电标杆电价的光伏“样本”。

    紧随其后，中国光伏发电成本一年一个台阶的下降：2019年，总规划200万千瓦的达拉特旗领跑者项目，以0.26元/千瓦时的上网电价，再度刷新了我国光伏最低中标电价的纪录；而2020年，根据6月份国家能源局公布的2020年竞价结果，青海省海南州一项目中标电价为0.2427元/千瓦时，成为目前我国光伏项目最低的中标电价。

    再看海外，2019年以来，世界各地光伏项目接连报出令人惊诧的，甚至低于2美分/千瓦时的中标电价。其中，今年4月份，阿布扎比2吉瓦光伏项目，中国企业——晶科科技与法国电力公司组成联合体，以1.35美分/千瓦时的电价中标；今年8月份，位于葡萄牙的光伏项目最低电价达到了再创世界纪录的0.0112欧元/千瓦时，折合1.32美分/千瓦时（约0.08647元/千瓦时）。

    别小看这分毫之间的博弈，正是一分一毫的“挖潜”，才逐步奠定了光伏在庞杂能源体系中的重要地位，以至如今能够作为主力之一，担负起实现“碳中和”的重任。

    也是这分毫间，凝结着中国光伏产业链各环节太多的智慧与艰辛。王勃华介绍，“十三五”期间，我国多晶硅价格下降了24.9%，硅片、电池片、组件价格降幅均超50%，系统价格下降47.2%。

    而实现发电成本大幅、快速下降的唯一路径在于——光伏生产技术的进步。据了解，“十三五”期间，多晶硅生产从2015年的18对棒-36对棒，提高到了2020年的超40对棒。冷氢化能力提升2倍-3倍，生产多晶硅纯度从太阳能级1级，提升至电子级3级；硅片于2018年实现了金刚线切割完全替代，提升生产效率10倍，单晶单炉投料量提升5倍，硅片薄片化从190μm下降到170μm，金刚线细线化从80μm下降到45μm-60μm；单晶电池量产平均转化效率从2016年的20.5%，提升至2020年的22.8%（个别领先企业已超23%）；电池生产设备PERC背钝化设备实现国产化、单线生产能力从150兆瓦提升到550兆瓦，设备投资成本从60万元/兆瓦下降至22.5万元/兆瓦，且已具备了N型电池设备成套供应能力。

    雄心勃勃的“中国民营电王”、协鑫集团董事局主席朱共山告诉《证券日报》记者，“光伏‘平价上网’之后的下一站，是‘低价上网’，然后是清洁替代。”

    高度市场化

    成就中国光伏

    可以肯定，在未来很长一段时间里，中国光伏还将面临全球范围的资本、产能角逐，技术路线的优胜劣汰。毕竟，中国光伏取得如今的成就，正是仰仗高度市场化的竞争。

    在光伏业界，人们常常以“单多晶之争”的案例，警示市场需求、技术路线更迭的瞬息万变。早在2016年时，市占率仅有9%的单晶路线，在短短几年间实现逆袭，又凭借与PERC技术的结合，在电池市场快速渗透。根据最新披露的数据，2020年，单晶硅产品市占率已高达78.9%，成为市场的绝对主流。

    只是，单晶PERC绝不敢有丝毫懈怠，在其周围，一众如HJT、钙钛矿等高效电池技术正虎视眈眈，意欲取而代之。

    2020年，随着单晶PERC主流地位的稳固，业界也着手培育下一代电池技术的方向。如今，备受推崇的下一代主流电池技术的候选者，莫过于一种利用晶体硅基板和非晶硅薄膜制成的混合型太阳能电池——HJT（异质结）电池。

    业内普遍看好异质结未来两年的量产光电转换率可达到25%左右。同时，异质结电池具有的温度系数低、无衰减、弱光响应强等特点，有利于增强光伏的适用性，以及全生命周期发电能力，从而提升投资收益率。

    作为国内率先实现异质结技术量产的制造商，晋能科技总经理杨立友向《证券日报》记者透露，“目前公司的超高效异质结电池量产平均效率已达到24%，成本也在快速下降。”

    业界共识是，诸如HJT等新型技术降成本，从而逐步具备竞争力，还有待相关国产设备的进一步研发，及国内低成本材料供应商的加码投入。

    而恰恰就在发稿前，12月22日，记者获悉，江西赛维LDK举行了一场关于“旋式铸造单晶炉研制成功”的庆祝活动。赛维董事长甘胜泉向《证券日报》记者介绍，旋式铸造单晶炉研制的目标之一，就是为了能与以HJT更好结合。“旋式铸造单晶炉生产的‘铸锭单晶’电阻率更均匀，更匹配HJT工艺。更为关键的是，他的单位生产成本相比直拉单晶低逾20%。”

    据记者了解，“旋式铸造单晶炉”还有一巧妙之处，在于其可由多晶硅铸锭炉改造升级而成。这也就预示着，其有望重新汇聚国内大批存量多晶硅铸锭产能，再次点燃一场“拉低光伏制造成本”的战火。

“拉闸限电”罕见地在多地重现，揭示出我国能源电力清洁转型必须解决的矛盾：如何用经济性可承受的方式保障电网安全、满足社会用电需求。

　　首先需要明确，湖南等地在负荷高峰时段内的有序用电，与曾经因发电能力不足造成的大面积、长时间缺电有质的区别。2002年“厂网分离”，被视为我国电力工业发展的一座里程碑。这一举措为电力行业引入了竞争，也为行业发展注入了前所未有的活力。自此之后，我国发电装机容量快速增长，因电量不足造成的“硬缺电”很快成为历史。如今，湖南面临的是尖峰电力负荷难以满足的“软缺电”，其背后的诱因比曾经的电量短缺更为复杂。

　　多地电力系统供需平衡趋紧的关键原因在于，现有制度未能推动煤电完成“托底”“让路”的角色转变。“托底”并不意味着煤电要无限度地承担保障责任，“让路”也并不意味着新能源对煤电的单方面替代，煤电在承担基荷、调峰、备用责任的同时，理应获得与付出相匹配的回报。但现实情况却是，电力系统并没有给煤电划定明确的职责边界。“托底”“让路”只停留在战略层面，缺乏具体的执行路径。煤电被“召之即来、挥之即去”，制度保障无从谈起。

　　客观来看，在风电、光伏发电、水电、外来电均无法提供有效出力的当下，煤电成为保障湖南电力需求的唯一手段；且随着未来可再生能源发电在电力系统中的占比进一步提升，一旦极端天气等偶发因素急速推高需求，这一矛盾会更加突出。电力行业需要认识到，在当前的技术水平和电源格局下，越是大力发展新能源，煤电在电力系统中的作用就越不可忽视。

　　湖南煤电全部满负荷运行仍无法满足尖峰负荷的原因之一，正是因为湖南煤电在煤价、利用小时数方面存在劣势，连续多年没能新增煤电装机。如果可以建立容量补偿机制，或建设容量市场，煤电企业就可以通过容量电费逐年回收投资成本，同时将更多电量空间让给可再生能源。这样一来，煤电企业不再需要担心投资打水漂，电力系统也可以拥有足够的备用电源，清洁能源电力的生存空间不仅不会被煤电挤占，反而将更加广阔。

　　需要强调的是，建立容量补偿机制、建设容量市场，并不意味着大肆重启煤电建设。对于煤电装机已经相对过剩的省份，可将部分煤电机组转为备用，并根据服役年限等为其提供容量电价，剩余煤电、清洁能源利用效率均可得到提升；而对于可再生能源占比较高、受自然因素变化影响较大的地区，适量新增煤电装机，为系统提供必要的备用保障，也并不会与清洁、低碳转型目标发生冲突。

　　相比之下，“拉闸限电”固然是应对异常情况的有效举措，甚至不需要电力系统付出额外的努力和改变，但长远来看，指令性的“拉闸限电”不可能成为电力系统未来应对供需矛盾的“底牌”。同时，作为电力强国，“拉闸限电”也无法回应人民对于先进高效电力系统的期望。

　　构建清洁低碳、安全高效的电力系统，必须以满足人民群众对于社会生产生活的用电需求为前提。唯有立足现实需求，以科学、合理的机制引导电力系统效率提升，电力系统才能迎来一个绿色、安全又不失经济性的春天。

日前，青海光伏竞价项目配套储能项目开标，最低逼近1元/Wh的储能单价刷爆整个储能圈。

就在不久前有业内人士预测，最快2021年末储能系统价格将降至1.5元/Wh。然而此次参与青海光伏竞价储能项目投标的四家企业给出的价格，最高仅为1.23元/Wh。不少业内人士称，“储能降价速度高于预期”，尤其是1.06元/Wh的报价，更是震撼了整个行业。

各领域储能成本均大幅下降

但据记者了解，此次青海光储价格的快速下降，只是储能降本大趋势中的最新案例。事实上，各领域的储能成本都在快速下降。

例如，2020年初，多个风电配套储能项目陆续开标，电池储能平均成本从1月份的2.549元/Wh降至3月份的1.643元/Wh，一个季度内储能成本下降近三成。而作为商业模式较为成熟的火储调频领域，2019年10月广东湛江储能调频项目(规模为21MW/10.5MWh)参与投标价格最低为6.53元/Wh、最高为8.22元/Wh，而在今年9月开标的广东同一储能调频项目，参与投标的六家企业给出的单价最低为5.75元/Wh、最高为7.59元/Wh，较去年下降了约10%左右。另外，最近开始招标的某储能调频项目最高限价约5.14元/Wh，相较一年前的中标价格也降了21.29%。

“储能行业目前还处于‘发芽阶段’，尤其在‘新能源 储能’应用场景方面，还是依靠政府强力推动新能源必须配套储能。低价策略可以降低一部分新能源厂家配套成本，增强新能源厂家接受度。”梧桐树新能源新材料基金投资总监张大鹏表示。

成本下降得益于锂电大发展

据记者了解，储能成本下降的主要原因在于电池技术的飞速发展。

张大鹏认为，电池成本仍有下降空间，而与之密切相关的储能成本也会继续下探。“彭博新能源财经(BNEF)数据显示，2019年电动汽车动力电池每千瓦时成本约为156美元，较2010年每千瓦时1100美元的成本下降了85%。随着锂电池行业的进一步规模化发展，未来在上游原材料价格不发生大波动的前提下，电池成本预计还会有20-30%的下降空间。”

国网能源院新能源所高级工程师胡静表示，以锂离子电池为代表的电化学储能成本的大规模下降，主要是由于动力电池产业链的日趋成熟。新能源汽车的需求加速增长，带来了动力电池企业产能的不断扩张，从而也带动了储能领域锂电池价格的快速下降。除电池成本外，电池外系统成本也在不同程度地下降，这与国外储能市场的拓展，以及国内多省份新能源配储能项目的增加也有一定关系。2012-2018年，电池本体成本年均下降15%，储能项目土建等其它成本年均下降25%。

降本诱发产品质量安全风险

但据胡静介绍，储能成本下降、市场进一步发展繁荣的背后，还存在着一些安全隐患。“比如，新能源场站如果仅是为了满足储能配置的要求，就有可能选购低价劣质储能产品，一方面不能真正发挥储能的调节作用，另一方面也具有安全隐患。”

“从储能行业过去发生的多起安全事故来看，安全性一直都是影响行业发展的重要因素，使用廉价劣质产品会给项目方带来严重安全隐患。”张大鹏指出，大型储能企业可能希望通过降低短期产品盈利水平，从而达到扩大出货量的目的，同时还可以增加项目交付经验，为后期储能市场的发展打基础。

“但须注意的风险是，如果不具备生产管控或相应实力的中小厂家也进入储能降价的价格战中，就有可能造成劣质产品进入市场，搅浑市场，一旦发生事故会对行业整体发展造成恶劣影响。储能成本快速下降，但安全监测要提升标准，储能厂家还需继续严格把控储能产品的性能、质量等，确保项目投运效果符合预期标准。”张大鹏说。

“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”这是国家主席习近平向世界许下的郑重承诺。

“碳中和”目标的提出，让能源革命有了清晰明确的发展路线图，也给能源转型设定了总体时间表：到2030年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。在碳中和目标下，储能发展面临着怎样的机遇与挑战?

“这一目标承诺对于全球气候治理的推进是一个巨大鼓舞，但对于我国的经济体系、能源发展而言，是一个巨大挑战。”近日，中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬告诉《中国科学报》。

更短的过渡期

同欧美国家从碳达峰到碳中和的50~70年过渡期相比，我国碳中和目标隐含的过渡期时长仅为30年。

岳芬表示，这意味着需要更快速的节能减排路径，可再生能源必将更强劲地扩张，更早取代化石能源发电成为主导能源。

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华也指出，碳中和目标的提出将加快推动可再生能源的跨越式发展，对储能提出更大需求。

储能技术可增强电力系统灵活性，是支撑可再生能源稳定规模化发展的关键。目前，“可再生能源+储能”已成为能源行业的共识。

国家发展和改革委员会能源研究所2015年发布的《中国2050高比例可再生能源发展情景暨路径研究》预测，在“高比例可再生能源情景”下，中国2050年可再生能源发电比重将达到85%以上，相应的，抽水蓄能装机容量达到140吉瓦、化学储能达到160吉瓦。

在2017年国家发展和改革委员会发布的《战略性新兴产业重点产品和服务指导目录》中，储能作为战略新兴产业，分列在高端储能、智能电网、新材料产业、新能源汽车产业、新能源产业、矿产资源综合利用等多个章节。

俞振华表示，得益于良好的政策扶持，我国新能源汽车产业发展迅速，也带动了储能用电池技术的进步，储能产业化发展基础已形成。“在当前的新经济形势下，需要以储能为支撑构建新经济增长点，为我国经济社会发展提供支持。”

障碍待扫清

虽然随着电力市场化改革深入，储能发展获得了政策空间，也获得了参与市场的入场券，但俞振华指出，其调度、交易、结算等机制还难与储能应用全面匹配。

据中关村储能产业技术联盟预测，2022年左右，我国光伏、陆上风电将进入平价时代，2025年光伏和陆上风电度电成本很可能将降至0.3元/度以下。2035年，风电、光伏度电成本降至0.23元/度、0.13元/度，“新能源+储能”在大部分地区实现平价。

俞振华表示，在当前可再生能源发展面临经济性和利用率约束下，应给予“可再生能源+储能”更合理的价格机制。

中科院工程热物理研究所副所长、中关村储能产业技术联盟理事长陈海生表示，短期来看，有必要出台过渡政策以支持可再生能源与储能协同发展。例如，研究储能配额机制，提高“绿色电力”认定权重，发挥储能平抑波动、跟踪出力、减少弃电和缓解送出线路阻塞等价值，全面提升可再生能源的利用水平。而从长远来看，在度电成本高于传统火电成本的情况下，应建立价格补偿机制，实现“绿色价值”的成本疏导。

陈海生建议，继续推行可操作的“按效果付费”机制，以反映储能快速、灵活调节能力的价值;探索建立电力用户共同参与的辅助服务分担共享机制，建立符合市场规律的长效发展机制;明确储能电站在土地审批、并网等方面的手续，扫清储能参与电力市场的机制障碍。

此外，陈海生强调，储能行业要加速发展还得加快先进储能技术研发，完善先进储能技术产业链，增强产业竞争力;同时进一步完善各类标准，明确准入门槛，避免资源无效配置，保障储能产业高质量发展。

2020年面对诸多考验，中国光伏行业仍保持平稳增长态势，显示出强大的生命力和抗风险能力。2021年中国将进入“十四五”时期，光伏等可再生能源将成为主导能源。中国光伏行业协会理事长、天合光能股份有限公司董事长高纪凡近日在义乌举行的2020中国光伏行业年度大会上表示，“十四五”期间，中国光伏产业将依托全产业链竞争优势，继续努力创新，引领全球发展，在“双循环”新发展格局下加快全球能源清洁低碳转型，推动经济绿色发展。碳达峰和碳中和目标对中国能源行业既是挑战更是机遇。

为建成清洁低碳、安全高效的能源体系，推动光伏发展形成新格局，首先，要营造光伏应用新空间。“2021年中国光伏将全面进入平价时代，这就要求光伏行业继续提高效率，降低成本。但随着总体成本的下降，非技术成本占比越来越高。据统计，有15%左右的成本并非光伏企业自身能够控制，比如土地、税收等，导致光伏整体的发电成本增加。”高纪凡希望国家相关部门加大对这些非技术性成本的减负力度，将光伏与土地、农业、林业等政策有效衔接协调，将工商业与居民屋顶及各种可安装光伏的空间释放出来，积极推动隔墙售电和电力交易市场化进程，给光伏足够的发展政策和环境空间。

其次，要提升产业创新新高度。通过推广应用大尺寸硅片、高效光伏电池、高体积功率密度组件以及智能跟踪支架等高质量产品，通过从设备、材料、产品到系统的全产业链创新，进一步降低光伏发电技术成本，促进光伏产业健康可持续发展。

最后，要形成光伏发展新格局“。十四五”期间，要让光伏在平价电力的基础上逐步走向稳定平价电力。加强光伏应用与其他产业深度融合，大力发展光伏与储能结合的新模式，推进光伏系统与物联网、大数据等技术协同的业务模式，并在全球化发展中走向更高水平，保持双循环发展标杆产业地位。