一边是光伏产业链上市公司股价的不断上涨，而另一边，行业内的竞争格局已在悄然发生变化。

近期，通威股份在与机构投资者的交流中表示，随着下游硅片企业新增产能如期释放，高纯晶硅供应愈发紧张，预计在未来一年内硅料的供需将会维持在一个紧平衡状态。

相关数据显示，从供给端来看，随着上一轮投资的新扩产硅料产能在2019年持续释放，2020年新增产能仅东方希望3万吨，保利协鑫2万吨，国内其他部分企业的产能在陆续检修、退出。与此同时，海外产能也遭受影响。韩国OCI、韩华退出光伏多晶硅市场，预计退出约10万吨。2021年行业除了通威8万吨产能年末投产外，没有其他新增产能。因此，2021年硅料总体增量有限。

需求端来看，根据硅业分会统计，2020年上半年国内硅料市场的需求量为23.8万吨，其中单晶硅料需求量为20.4万吨。根据预测，2021年的硅片需求量为56.5万吨，硅料总体供给缺口为1.5万吨。一业内人士认为，在2021年终端市场大尺寸、高效化需求预期下，这将有助于拉动高品质硅料需求持续增长，高纯单晶用料市场将维持紧平衡状态。

事实上，今年以来通威与产业链上下游企业合作频繁，而硅料供应也自然成为合作焦点。

9月25日，通威发布公告，宣布与隆基合作。根据《合作协议》，多晶硅料供需合作双方以每年10.8万吨多晶硅料的交易量为基础目标。隆基的硅料需求优先从通威采购，通威硅料优先保障给隆基。

根据通威规划，21年底通威将达到11.5-15万吨多晶硅产能，此次10.18万吨合作将占通威70%的产能。对于隆基而言，面对当下硅料供给偏紧张的局面，寻求上游稳定供货来源也是十分必要。

无独有偶，11月17日，通威股份发布公告，将与天合光能合作，共同成立项目公司并投资四个光伏产业链项目，合计投资额150亿元。

从项目细分来看，包括4万吨硅料项目，投资额40亿元；15GW拉棒项目，投资额50亿元；15GW切片项目，投资额15亿元；15GW高效晶硅电池项目，投资额45亿元。

两家企业合作，不仅仅是硅料供需双方的合作，而是能够进一步打造“硅料+硅片+电池”一体化布局。

据悉，通威除了是硅料行业龙头外，电池行业市占率为14%，排名行业第一。此番进军硅片产业，产业一体化下有望进一步放大成本优势。

东吴证券表示，未来几年，光伏行业的大基调是垂直一体化。此次通威和天合的合作，通过扩展硅片产能，能够提升各环节市占率，提高对全产业链的控制力。

招商证券则认为，通过合作，通威电池业务有望进一步发展。最近一年多来，一体化企业基于下游客户资源的优势，加大上游电池、硅片产能扩张，某种程度上对公司电池片的出货和盈利带来了影响。此次与天合深度合作，有望借助天合组件的渠道和品牌锁定定部分电池片出货，增长和盈利有望更加稳定。

不过，目前来看，不单是硅料将出现供需紧平衡的问题，在整体光伏电池可能供应过剩的情况下，某些型号的电池却面临结构性短缺的问题。

总体来看，光伏电池表现为低端产能过剩，高效产能不足。大部分电池转换效率不够，不利于下游光伏发电成本控制。因此，相当一部分产能需要进行替换，实际产能较为紧张。

2020年3月5日，国家能源局《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》的发布，标志着国内光伏平价上网的时代已经来临。这也意味着光伏电站补贴将进一步退坡，从而倒逼整个光伏制造业，来提供更低度电成本的电池、组件产品。在平价上网的驱动下，电池片企业面临“囚徒困境”，唯有实施改扩建和新建高效电池产能才能破局。

由于PERC电池技术转换效率提升已经接近天花板，整个光伏制造业开始在硅片端进行革新，通过推出更大尺寸硅片产品，带动电池、组件产线生产效率，降低生产成本。

据了解，大尺寸硅片的降本增速明显。相比于M2硅片，中环210大硅片可提升1%的光电转化效率，80%的单片功率，最后将体现在度电成本LCOE的大幅下降。

因此，光伏电池产业链各环节均主动顺应行业趋势，开始布局大尺寸产能硅片环节，隆基、中环从去年开始发布大尺寸硅片，大尺寸潮流正式开启；电池环节、组件环节各大厂商纷纷投入大尺寸产品的产能。未来几年，大硅片渗透率将快速提升。

一直以来，电池片环节就负担着光伏产业链“将本增效”的主要职责，行业内的技术迭代也多发生在电池片环节。目前，异质结电池（HJT）、IBC技术、Topcon技术等拥有更高转换效率的电池技术已经出现。为了降低度电成本，一些企业已经开始将目光投向新技术。

据悉，通威对电池新技术路线投入最为积极，截至2020年4月，通威股份HJT电池最高转换效率已经突破24.6%。 当前通威已经在成都和合肥布局了两条异质结产线，合计产能约250MW。 而随着进一步降本增效，HJT技术的大规模应用有望迎来快速增长。

东吴证券预计，2020年行业订单在3-5GWh，未来三年复合增速超过100%。预计到2025年左右，类比于过去三年单晶对多晶的替代，HJT将完成对PERC的全面替代。

不过在电池片的良品率以及产线长周期稳定运行方面，TOPCon和HJT技术都难以比肩成熟的PERC电池技术，短期来看新技术在电池投产应用方面并不普及。“至少三年以内，PERC电池技术都将是市场的主流技术”，一业内专家表示。

11月18日，北京市发改委、北京市财政局、北京市住房和城乡建设委员会联合下发《关于进一步支持光伏发电系统推广应用的通知》。彰显地方对于光伏分布式业务的力挺态度，并且将落于实处。

该《通知》提出，在全面支持光伏发电发展的基础上，按照高水平设计、高标准建设、高质量应用的原则，重点在民生、工商业、乡村、基础设施、公共机构等领域发展光伏应用，鼓励实施“阳光惠民、阳光园区、阳光商业、阳光乡村、阳光基础设施和阳光公共机构”六大阳光工程。对本市区域内已完成备案，2020年1月1日至2021年12月31日期间采用“自发自用为主，余量上网”模式并网发电的分布式光伏发电项目，按实际发电量给予补贴，每个项目补贴5年。通知中明确指出，适用一般工商业电价、大工业电价或农业生产电价的项目补贴标准为每千瓦时0.3元（含税）。个人利用自有产权住宅建设的户用光伏发电项目补贴标准为每千瓦时0.3元（含税）。全部实现光伏建筑一体化应用（光伏组件作为建筑构件）的项目，补贴标准为每千瓦时0.4元（含税）。

也是在最近，国家能源局发布2020年10月户用光伏项目信息。经过国家可再生能源信息管理中心的梳理统计，2020年十月新纳入国家财政补贴规模户用光伏项目总装机容量为133.44万千瓦。截至10月底，全国累计纳入2020年国家财政补贴规模户用光伏项目装机容量为661.44万千瓦，已超过2020年度可安排的6GW新增项目年度装机总量。北京在11月针对光伏项目新发的政策，或许是就已超额的新增装机量作出的快速反应，目前市场仍有大量户用光伏装机在等待补贴。

值得注意的是，国家能源局的《通知》中有，“当截至上月底的当年累计新增并网装机容量超过当年可安排的新增项目年度装机总量时，发布户用光伏信息时的当月最后一天为本年度可享受国家补贴政策的户用光伏并网截止时间”的规定，原本在12月底截至的申报期限被提前到了11月底。从纳入补贴的名单中来看，山东省纳入的补贴项目容量最大，得益于山东省的自身资源优势。然而其他省份的纳入补贴的容量寥寥，和山东省的发展明显拉开了差距。

国家补贴提前截止，地方性补贴近来也少有新的补贴政策推出，省市之间的差距也由此拉大。已知的是包括海南三亚市、浙江宁波市、广东广州市、湖南长沙市、陕西西安市在内的五地补贴将在年底结束。

其中，海南三亚市2020年前在三亚市行政辖区内建成的符合条件的分布式光伏发电项目，均可享受分布式光伏发电项目建设专项资金支持。补助时间为项目建成投产后连续5年。

浙江省宁波市在9万户目标内的光伏项目，按0.15元/千瓦时给予补贴，补贴时长约3年。

广东广州市的相关政策中提到已享受国家金太阳或光电建筑一体化补贴资金的项目，以及财政投资建设项目不纳入光伏补贴资金支持范围。广州市太阳能光伏发电项目建设专项资金补贴时间范围为2016-2021年。

湖南省长沙市光伏项目补贴范围限制在分布式光伏项目之中，且仅为2014年至2020年期间建成并网发电的分布式光伏发电项目，给予0.1元/千瓦时的补贴，补贴期为5年。

陕西西安市的补贴同样以分布式光伏发电项目为主，对2018年1月1日至2020年12月31日期间并网的分布式发电项目，给予0.25元/度补贴，补贴执行期限5年。对装机规模超过1MW且建成并网的屋顶光伏电站项目，给予10万元/MW的一次性奖励，单个项目、同一屋顶产权人奖励不超过100万元。

上海在六月发布了相关补贴政策，对海上风电和太阳能光伏项目的补贴延长至2021年，不过相关补贴有所变换，其中2019年建成的太阳能光伏电站将获得0.3元/千瓦时的补贴，而2020年和2021年建成的电站补贴将分别减少三分之一和三分之二。同时，因为疫情影响，在2019年底前进入建设阶段并在2020年6月底接入电网的太阳能项目仍有资格获得2019年水平的补贴。反过来，2020年提交并在2021年年中完成的项目将获得2020年水平的补贴。

现在，部分地区仍拖欠大量补贴资金。

日前江苏能源局就群众诉求作出回应，回应中提到江苏省自2018年7月1日后并网的户用光伏项目补贴资金无法到位，经过多方商定，江苏省2018年7月1日之后，经国家能源局公示，纳入国家财政补贴规模的户用光伏项目，在国家财政补贴资金到位之前，由省电力公司按照国家确定的补贴标准，按月先行垫付。据统计，截至目前省电力公司已结算补贴资金超过4000余万元，涉及用户3万余户。其他省市在今年陆续下发高额补贴资金，但是接收补贴的项目大多以光伏扶贫等项目优先。

临近年底，除去北京外，其余省市是否会有进一步的政策下发有待观望。

昨日，北京市发改委、财政局、住建委联合印发通知，拟在全市范围实施六大阳光工程推动光伏发电应用，为此将提供强力的补贴支持，其中度电补贴最高可达0.4元补五年，以实现到2022年北京市可再生能源占比达到10%以上的目标。

可以预见，如此强力的政策激励，必将推动光伏发电在北京市范围内形成新一轮应用高潮。

从六大阳光工程定位的应用场景来看，几乎都离不开与建筑或其他设施的结合，虽然光伏与建筑的结合并不是个新话题，但其间值得思考和研究的问题却仍是不少，特别是在北京市本次推广光伏应用更多是为冬奥会服务事涉国际形象的背景况下，如何有序且“艺术”地进行项目开发设计，就更是值得开发商思考了。

本文根据中国建筑金属结构协会光电建筑委员会副主任章放先生近日在一次会议上的发言整理，以期带给业界一些借鉴和思考。

几件小事：在BIPV之前，建筑和光伏之间有一道鸿沟

【第1件小事】有一年的上海光伏展期间，我们邀请了几家上海的幕墙企业与一家光伏组件企业座谈。组件企业的人问，你们对我们的组件安装在幕墙上怎么看?

幕墙企业的人说，你那个3.2㎜厚的玻璃我不敢用。

后来，这顿饭就变成了扯闲篇。

【第2件小事】有一年，住建部标准定额司委托我们找几家光伏企业，与中国建筑标准设计研究院建筑电气所讨论光电建筑问题。

标准院的人问，光伏系统安装在建筑上，就成为建筑的一个电源了，那么究竟是如何满足建筑电气要求的呢?

双方始终没有说到一个点上，结果不欢而散。

【第3件小事】我们曾经受住建部标准定额司的委托，编写《建筑光伏系统技术导则》。开会时，住建部的领导说，建筑光伏是一个新生事物，应用还不成熟，希望你们把导则编成一个信息丰富的指导性技术文件。

结果，我们还是把它编成了一个技术规范。

报批时，主管领导说，你们还是被传统的标准观念束缚了。

豁然开朗：通过编制BIPV标准，可以有效地填平那道鸿沟

2018年，福建一家幕墙企业提出编制光伏幕墙标准，我们对他们讲，2012年就有企业向住建部申报编制光伏幕墙标准，结果没有编出来，原因可能是标准管理部门认为，光伏幕墙并没有改变幕墙的结构和性能，只是增加了发电功能，既然已经发布了光伏发电站设计规范，那么与幕墙技术规范配合使用就可以了，没有必要编写重复性的内容。

2019年，该企业继续提出要编制光伏幕墙标准，他们认为，依据现有的玻璃幕墙技术规范和光伏发电站设计规范，并不能有效的在实际中应用。我们尊重了他们的意见，同意这个标准立项。

在立项征求专家意见时，有专家问，你们这个标准打算怎么编呀?编什么内容呢?

当时，我们确实也没有形成一个比较明确的编制思路。对于专家提出的问题，我也陷入了为难的境地。一天早晨，忽然有一句话在我脑海中蹦了出来，它像一道闪电击中了我：“标准不是写出来的，是研究出来的。”

于是，我就和主编单位商量，我们先不急于确立标准结构，先把光伏应用在幕墙上究竟存在什么问题搞清楚再说。

主编单位同意了我的想法，我便着手设计了一套调查问卷，发给所有的参编单位。意见反馈还比较高，特别是幕墙企业，表现出极大的兴趣。意见回收以后，我进行了统计分析，把光伏适应或不适应幕墙的问题排了个队，基本上看清了哪些问题是需要解决的。

针对这些问题，我们形成了“标准编制大纲”。根据编制大纲，我们成立了3个课题组，分别研究相应的问题。

第1组的研究课题是“光伏幕墙构件开发试验研究”，主要研究构件尺寸、力学性能、光学性能、热工性能、声学性能、安装要求;

第2组的研究课题是“光伏幕墙布线开发试验研究”，主要研究布线类型、基本构造、金属线槽构件、框支承构件;

第3组的研究课题是“光伏幕墙电气适应性研究”，主要研究保障安全(包括特低电压、继电保护、电击防护)和供电可靠(包括光伏组件、逆变器、发电效率等)。

虽然课题组成立了，研究课题也明确了，但承担课题研发的企业仍然感到无从下手，工作效率不显著，什么原因呢?

经过了解发现，一是他们对课题知其然，但不知其所以然;二是他们在单位都有很多工作，不可能用全部时间做这件事。

怎么办呢?这个时候正是疫情期间，也不能集中开会，我们就在“腾讯会议”召开线上会议，一共开了6次，让幕墙企业的人和组件企业的人展开讨论，我们还把幕墙标准中的相关规定整理出来，供组件企业了解，让他们按要求去开发样品。

为了节省企业研发人员的时间，我们还为每个组都设计了表格，通过填表方式，指导他们取得试验数据。

比如说构件尺寸，建筑师在设计时要表达理念，理念通过造型来表现，幕墙是建筑的外表皮，不仅要追求审美效果，还要满足建筑或室内的功能要求，幕墙的分格尺寸就会有许多变化。

而光伏组件呢，一直以来都是以地面电站为主，生产工艺主要考虑在满足地面荷载所要求的强度下，追求经济的最大化，结果组件的尺寸也是多种多样。那么，如何统一两者之间的尺寸差异呢?

我们就提出，选择一定的建筑模数作为解决问题的技术措施，组件企业可根据各自的特点，给出一定的尺寸调节范围，将尺寸的差异最小化。

再比如保障安全，幕墙是由面板和支承体系构成的建筑外围护结构，光伏系统的线缆是通过横梁和立柱敷设的，如果线缆出现漏电，支承体系也绝不能成为导体。按照建筑电气的要求，我们就指导企业提供技术措施和解决方案。

比方说，可以选择特低电压(直流不大于120V)，即便横梁立柱导电，电压也控制在安全范围之内;如果不采取特低电压，也可以采用继电保护，线路一旦出现漏电，关断器可迅速动作;当然，也可以选择在布线型腔内进行加强绝缘，使支承体系形成双重防护。

标准草案形成以后，我们高度重视参编企业的意见。为了便于讨论，我们以课题组为单元，召开了三次工作会议。

我们都知道，现在的太阳电池技术越来越多样化，只有让不同的技术用到最合适的地方，才能发挥出它的最大优势。

比方说单晶硅组件，它就比较适合用在幕墙的非透光部位。逆变器也是这样，随着智能化的发展，它的功能越来越多。功能增加，成本也会增加。如果一味地讲求功能全，势必有些功能会闲置。

对于光伏幕墙来讲，保障触电安全和提高发电效率可能更加主要。所以，我们就引导企业针对幕墙和建筑电气的要求，重点提出该企业产品的主要技术参数。

抛砖引玉：BIPV现在是一片蓝海，它终究会成为一片红海

与地面电站相比，光电建筑的应用形式更加丰富，初期BAPV的应用可能多一些，未来BIPV的应用可能会多起来。现在的BIPV还不太成熟，但发展空间巨大，需要有更多的创新企业涌现出来。《光伏幕墙应用指南》希望唤起更多的BIPV创新者。

这个标准计划用1年时间完成，但开发试验研究就用了7个多月。对于一项新产品或新技术的开发而言，7个月时间显然是仓促的，何况参加开发研究的企业只有30多家。所以说，这个标准仅仅是开了一个头，为BIPV的发展提供了一个指向。其实，更大的发展还在后面呢。

请大家相信，BIPV是干不完的。中国的房子至少盖了五千年了，还一直在盖，因为总有新型的建筑不断出现。(作者为中国建筑金属结构协会光电建筑委员会副主任)

“5000万千瓦年装机目标听起来十分庞大，但并非不可能。不论是高原还是远海，我国风能资源丰富，如果能够以新能源为基础构建新的产业业态，利用市场化机制推动新能源发展，就能够带动能源生产和消费的革命。”明阳智慧能源集团董事长张传卫日前接受记者采访时，对今年10月业内提出的《风能北京宣言》充满信心。

　　“碳中和”目标利好风电

　　一个多月前，我国已向全球宣布碳减排目标，承诺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。而在今年10月，在北京举行的国际风能大会上，数百家风电企业宣布将共同努力加快风电发展，并提出在“十四五”期间保证年均新增装机5000万千瓦以上，到2060年至少达到30亿千瓦风电装机。

　　“我国新能源产业已经开启了一个新时代。自2005年《可再生能源法》颁布以来，我国可再生能源经过了15年的高速发展，已经实现了从补充能源到替代能源的转型，即使从全球产业链来看，我国可再生能源也实现了从跟随到并行的跨越。”张传卫表示，“如今，中国风电和光伏新增装机已持续领跑全球，也已成为了点亮‘一带一路’和展示中国新能源创新创造、高端制造的一张靓丽名片。”

　　有数据显示，在当前现有的技术条件下，我国“三北”地区风能资源可开发量已超过40亿千瓦，通过本地消纳与跨区输送，电力成本竞争力已十分凸显，而在我国中东南部地区，风能资源可开发量也近10亿千瓦，另外，随着我国海上风电逐步向规模化、平价化发展，在“零碳”愿景中，其潜力不可小觑。

　　无补贴时代需创新产业思维

　　张传卫表示，针对中国风资源特点，经过15年发展，我国风电行业自主创新能力已得到了释放和激发，风电度电成本已大幅降低。尽管技术突破已经让风电建到了深山、高原甚至远海，但在未来，风电行业创新更需要转换思路。

　　“面向未来，业内一直都在探讨没有补贴了行业应该怎么做。我认为，这是一个发展创新的时代，未来更需要通过创新让风电行业主动拥抱无补贴的新时代。”张传卫表示。

　　他表示，放眼未来，构建产业生态将是尤为重要的一环。 “基于消纳新能源，未来应在当地构建有源的、坚强的、智慧的能源局域网，统筹协调各类电源开发、提高清洁能源利用效率、充分发挥负荷侧调节能力，进而提高效率、降低成本。同时，利用数字能源、智慧能源，新能源建设将进一步带动当地产业集群化、经济高质量发展和价值链延伸，助力国家新型城镇化建设，最终让普惠能源低成本地供应到千家万户。”张传卫说。

　　打好“能源经济”这张牌

　　对于业内提出的5000万千瓦乃至更高的风电新增装机目标，张传卫认为，利用新能源技术创新打造现代化的能源经济体系，是一条重要发展路径。

　　在内蒙古通辽市，明阳 “火风光储制一体化”示范项目已于近日开工建设，该项目计划新建170万千瓦风电、30万千瓦光伏，同步配套建设32万千瓦/96万千瓦时储能，不仅可缓解通辽市缺电现状，而且成本低于火电上网标杆电价，实现了就地消纳。

　　在海上风电领域，张传卫则认为，结合海上渔业、海上牧场等形式，利用更深、更远海域的海上风电资源，将能够有效推动海上经济发展。张传卫表示：“海上风电正在成为可再生能源中最具规模化发展的领域之一，也是改善能源结构，应对环境问题最重要、最成熟的解决方案，让‘环海经济带’与‘环海能源带’重合叠加，将助力中国经济的绿色复苏和高质量发展。”

　　张传卫建议称，从长期来看，要完成低碳转型目标，国家应制定合理的阶段性目标和更稳定明确的产业政策。“当前清洁能源和可再生能源已是安全可靠的优质绿色能源，但还没有真正发挥出替代能源和主力能源的作用。在‘十四五’期间，有必要制定碳排放控制目标，建立有效的、刚性监督考核机制。同时，有关部门应进一步加强《可再生能源法》和相关政策法规的落实工作，推进配额制及碳交易中心市场机制的建设工作，以市场机制拉动清洁能源建设。”

“国家一直高度重视太阳能供热产业规划，将太阳能供暖等可再生能源供暖作为城乡能源规划的重要内容，大力发展可再生能源供热市场，推进完善可再生能源供热市场化机制。下一步，我们将指导地方积极探索建立符合市场化原则的可再生能源供热项目开发运营模式。”近日，在《对十三届全国人大三次会议第3406号建议的答复》（下称《答复》）中，国家能源局再一次肯定了可再生能源供暖，并称“将指导地方在具备条件的地区开展可再生能源供暖试点示范工作和重大项目建设，探索先进的项目运行和管理经验”。

　　作为清洁取暖的重要实现方式之一，可再生能源供暖具有环保、安全等优点。在此背景下，2017年12月，国家发改委、国家能源局等10部委联合发布的《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》（下称《规划》），制定了宏大的可再生能源供暖发展目标——供暖面积将从2016年底的约7亿平方米增至2021年的31.5亿平方米，相当于4年净增3.5倍。但多位业内人士日前向记者证实，距离《规划》收官仅剩1年时间，可再生能源供暖目标实际完成率仅刚刚过半，目标落空已成大概率事件，亟待引起行业主管部门高度重视。

　　“目前完成率只有51%，从进度来看，到2021年大概率是完不成目标了”

　　按照《规划》，可再生能源供暖包括地热能、生物质能及太阳能三种类型。截至2016年底，地热和生物质能在北方地区的供暖面积分别约为5亿、2亿平方米；太阳能主要以辅助供暖的形式存在，供暖面积较小。

 　  基于摸底数据，《规划》制定了以下目标：地热能具有储量大、分布广、清洁环保、稳定可靠等特点，到2021年，供暖面积达到10亿平方米；生物质能清洁供暖布局灵活，适应性强，可用于北方生物质资源丰富地区的县城及农村取暖，在用户侧直接替代煤炭，到2021年，供暖面积达到21亿平方米；太阳能热利用技术成熟，已广泛用于生活及工业热水供应，到2021年实现供暖面积5000万平方米。

　　“由此计算，可再生能源供暖总目标为31.5亿平方米。去年，国家能源局等4部委组织《规划》中期评估时，我们已经发现可再生能源供暖的推进情况很不理想。《规划》时间过半，地热、生物质和太阳能供暖各完成2.6亿、1亿、0.1亿平方米，实际面积还不到规划目标的12%。”一位参与评估工作的专家告诉记者，由于差距较大，评估小组提出适当降低可再生能源供暖目标值的建议，“当时跟相关部委有过沟通，有关部门也对评估结果做了会签，但后来却没了下文。”

　　1年多过去了，最新进展如何？据中国循环经济协会可再生能源专业委员会副秘书长王卫权介绍，当前除地热供暖完成情况较好外，生物质、太阳能供暖均推进缓慢。“生物质供暖面积约4.8亿平方米，完成率为23%；太阳能供暖只有500万平方米，仅为目标的1/10。可再生能源供暖总面积约16.08亿平方米，目前完成率只有51%，从进度来看，到2021年大概率是完不成规划规定的目标了。”

　　“一个采暖季每户的总费用，相比原先烧煤高出40%-50%。若离开财政补贴，用户难以承受”

　　可再生能源供暖，到底难在哪儿？清洁取暖行业专家赵文瑛告诉记者，可再生能源供暖目前面临的主要问题是管理体制不畅、缺乏标准规范、质量监管有待加强等。如地热开采涉及取水采矿权，需要发改、环保、自然资源、水利等相关部门制定具体管理办法，共同推动，但现实中部分项目存在缺少许可、没有回灌等违规开采现象，行业在统筹规划、项目报告编制、技术评审和验收以及实施运行等全过程监管和规范方面需要进一步加强。

　　在中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎看来，现有的可再生能源供暖政策多是从大面上给予指引，缺乏具体细化的落地措施，企业投资风险大、效益也不佳。“可再生能源供暖仍处于非常初级的发展阶段，市场多在观望。试点推进尚且较慢，大规模铺开就更难了。” 

　　除了政策等外部因素，可再生能源供暖自身也存在瓶颈。“大家都觉得可再生能源资源丰富，但具体到某一片区，究竟有多少资源可用于供暖，实际并不清晰。”王卫权提出，资源评估不精细是导致可再生能源供暖推进缓慢的重要因素之一。

　　同时，可再生能源供暖在技术、价格等方面也都存在短板。以太阳能供暖为例，上述行业专家表示，由于受季节、天气等影响较大，太阳能供暖的效果不稳定。“初冬阳光好的时候，供暖效果往往不错。但在寒冬或阴天时，用户对温度要求更高，容易出现热量供应不足等情况。为了解决这个问题，通常需要加大供暖设备容量或增设一套辅助电采暖系统，这样一来，成本又上去了。相比燃气壁挂炉、电暖器等传统设备，可再生能源供暖的技术成熟度仍有很大提升空间。”

　　技术局限进一步带来经济性问题。王卫权称，在现有条件下，可再生能源供暖的成本依然偏高。“以太阳能供暖为例，一个采暖季每户的总费用，相比原先烧煤高出40%-50%。若离开财政补贴，用户难以承受，由此降低了可再生能源供暖的接受度。”

　 一位不愿具名的可再生能源行业专家也称：“可再生能源供暖与电供暖的原理相同，但前者并不具备明显的价格竞争力。市场的选择就是最合适的选择。目前来看，大面积推广使用不太现实。”

　　“若能建立一套合理的机制解决初始投资问题，可再生能源供暖必将迎来快速发展”

　　尽管推进不力，可再生能源供暖的价值却不容忽视。国家能源局在2017年4月发布的《关于促进可再生能源供热的意见（征求意见稿）》中指出，“可再生能源供热技术类型多，应用范围广，既可集中亦可分散利用，在取代散煤供热方面可发挥重要作用，我国可再生能源供热潜力可达30亿吨标准煤以上。”《答复》提出，将“继续加强对太阳能季节性储热供暖等可再生能源供暖关键技术及设备的研发工作”“指导地方进一步在财政贴息、税费减免、融资优先及建设用地等方面研究出台可操作性强的可再生能源供暖支持政策”。

　　中国工程院院士江亿指出，清洁取暖的意义不仅仅在于散煤治理，在力争“2030年前二氧化碳排放达到峰值、2060年前实现碳中和”的目标下，发展低碳能源更显战略价值。“‘散煤改清洁煤’‘煤改气’等方式，根本上仍未摆脱二氧化碳排放。而光伏、生物质等可再生能源正是典型的低碳能源。”

　　赵文瑛还表示，可再生能源供暖成本偏高，主要高在初始投资部分，但其运行成本相对较低；“煤改电”“煤改气”改造成本相对较低，但后期运行费用高。“很多地区出现返煤现象，主要就是因为‘煤改气’‘煤改电’使用成本高，老百姓不愿多掏钱。从运营角度来说，可再生能源供暖有其独特优势。若能建立一套合理的机制解决初始投资问题，可再生能源供暖必将迎来快速发展。”

　　中国能源研究会可再生能源专委会常务秘书长李丹指出，要想促进可再生能源供暖产业的发展，就需要从建立健全可行的商业模式入手。“此前我国需要解决的是农村地区散烧煤取暖的问题，而在小散乱污的治理取得一定成果后，未来冬季取暖发展方向将从化石能源转向可再生能源。在可再生能源取暖项目目前还不具备经济可行性的背景下，还需要政府更为明确的政策支持，比如加大融资支持力度、在税率方面提供一些补贴等，这是促进产业发展从初期到成熟的一个有效的过渡性做法。”

据央视新闻，第四次区域全面经济伙伴关系协定(RCEP)领导人会议11月15日上午以视频方式举行。

中方表示，今天我们15国领导人共同见证区域全面经济伙伴关系协定(RCEP)的签署，作为世界上参与人口最多、成员结构最多元、发展潜力最大的自贸区，这不仅仅是东亚区域合作极具标志性意义的成果，更是多边主义和自由贸易的胜利，必将为促进地区的发展繁荣增添新动能，为世界经济实现恢复性增长贡献新力量。

截至2018年的统计数据，协定15个成员国将涵盖全球约23亿人口，占全球人口的30%;GDP总和超过25万亿美元，所包括的区域将成为世界最大的自由贸易区。

11月15日，据财政部官网指出，RCEP协定货物贸易自由化成果丰硕。各成员之间关税减让以立即降至零关税、十年内降至零关税的承诺为主，自贸区有望在较短时间内取得重大阶段性建设成果。中国和日本首次达成了双边关税减让安排，实现了历史性突破。协定有利于推动实现区域内高水平的贸易自由化。

光伏行业在我国历经了多年的规模化发展，已逐渐成长为年产值超过4000亿元的新能源产业，并逐步达到了产业规模全球第一、生产制造全球第一、技术水平全球第一和企业实力全球第一的全面领先水平，是我国为数不多的在国际上具有主导优势的战略新兴产业。光伏代表着我国优秀制造业不断地向世界输出高质量产品，展现可持续发展价值，是我国在全球一体化协同发展进程中的得力支持和有力佐证。

根据国家能源局统计数据显示，2017年，我国光伏发电新增装机容量为53.06GW，创造历史新高。2018年开始，我国光伏产业开始由高速发展向高质量发展转变。2020年前三季度，全国光伏新增装机18.7GW，其中，光伏电站10.04GW、分布式光伏8.66GW。预计光伏全年发电量有望增长17.1%，成为在各大新能源类别中增长最快的能源形式

随着我国光伏产业发展的不断向好，原辅材料企业在光伏产业链的地位也不断提升，产能扩张有条不紊，经营表现令人惊喜。光伏浆料、背板、封装胶膜、光伏玻璃等已经基本实现国产化供应，并批量出口至国际市场，其中不少产品在技术、质量、成本和服务等方面逐渐显现出领先优势。与此同时，一批国内企业也逐渐发展成为了全球光伏原辅材料领域的翘楚。光伏全产业链配套基础的完善，是中国光伏产业全球化扩张独有的竞争优势与自信，是中国光伏产业规模不断壮大、技术水平不断提高，制造成本不断下降的重要保障。正是大环境下全产业链的协同进步，造就了中国光伏迄今所取得的辉煌业绩。

中国企业正在积极走出去，在东南亚建设光伏制造项目。

2020年11月5日，江西省发展和改革委员会官网发布通知公告，宣布对晶科能源有限公司投资马来西亚建设年产1800兆瓦太阳能电池组件及1800兆瓦太阳能电池生产线四期项目予以备案，该通知书有效期2年。据悉，晶科能源将拟出资22127万美元，通过其境外全资子公司晶科能源(马来西亚)有限公司，在马来西亚建设年产1800兆瓦太阳能组件及1800兆瓦太阳能电池生产线。

2020年11月7日，晶澳科技越南基地年产3.5GW高功率组件项目举行开工奠基仪式。越南基地组件项目是晶澳加快全球化发展战略、提升海外一体化产能的重要一步。该项目利用越南基地现有土地，投资7亿元，建设年产3.5GW高功率组件生产线及配套设施。项目投产后，将提升晶澳海外组件产能，更好地满足北美市场客户需求，提升晶澳的竞争力和盈利能力。

RCEP协议的达成有助于构建本区域内的供应链和价值链。商务部副部长兼国际贸易谈判副代表王受文曾指出，在区域里形成一个统一的自由贸易区，有助于本地区内根据比较优势形成供应链和价值链，对本区域内的商品流动、技术流动、服务流动、资本流动，包括人员跨境流动都会有非常大的好处，形成“贸易创造”效应。

亚化咨询认为，RCEP的签署，不仅可以降低中国光伏企业在东盟国家的光伏制造项目的建设和运营成本;而且可以通过降低投资来降低光伏电站的度电成本。

总的来说，亚化咨询认为，涉及23亿人口，25万亿美元GDP全球最大自贸区RCEP的签署，对中国光伏行业至少有以下几方面的重大影响：

1. 有利于中国企业进口银粉、银浆、ITO靶材等高价值辅材

2. 有利于中国企业进口封装胶膜和背板用POE/EVA/PET等大宗原料

3. 有利于中国企业进口光伏制造用高端装备及其零部件

4. 有利于中国企业出口电池、组件、逆变器等光伏产品

5. 有利于中国企业出口光伏制造用装备和光伏玻璃、封装胶膜、背板等辅材

6. 有利于中国企业在RCEP签约国家范围内光伏制造项目和光伏电站项目降低成本

近日，国家能源局批准实施了《光伏发电系统效能规范》，正式为容配比“松绑”。提高容配比将显著提高交流侧设备的满载时间以及设备利用率，进而降低度电成本，这对于即将到来的光伏电站全面平价无疑是意义重大的一个举措。但同时，在高容配比之下，全面平价后的光伏电站仍将面临众多挑战。

从电网的角度看，尤其是光照资源丰富但消纳能力又比较弱的西北地区，容配比的提高将加重弃光的风险。此外，随着装机规模的大幅提升，新能源在电力波动性方面带给电网的冲击也在与日俱增。

在全面平价与大规模发展的目标面前，这将是整个光伏产业必须解决的问题。事实上，地方政府与电网已经开始对这一问题提出了要求，2020年以来，包括山东、山西、新疆、内蒙古、安徽及西藏等十几个省份相继发文要求新能源电站配套储能系统。

随着行业的发展成熟，储能系统已经是成为行业公认的解决新能源波动性以及弃光问题的方案。此外，在光伏度电成本不断下降的趋势下，配套储能已经初步具备可行性。作为目前市场中主流的光储融合方案之一——直流耦合方案既能解决新能源的消纳又可以有效的吸收弃光、平滑出力曲线。

光伏电站的“小目标”：电网友好型电源

因为出力不稳定，新能源一直被电网端视为一种非常规电力形式，但在能源转型的大势所趋之下，解决波动性的问题并不能只依靠电网。从产业的发展角度，光伏发电也必须成为电网友好型电力，显然加装储能是当下最为有效的方案之一。

直流耦合方案是指储能系统接入直流侧（如下图），在这个方案中光伏逆变器需要预留储能接口。目前，以阳光电源为代表的国内主流逆变器供应商都推出了具备这一功能的系列产品。

图1：直流侧耦合简单示意图

据介绍，直流耦合方案在欧美、日本等高容配比和电力交易市场化的国家和地区，已经拥有成熟的应用和经验。

美国加州是采用直流耦合方案解决新能源电力波动性问题的典型案例。加州光照资源极为丰富，光伏是新能源的主要驱动力，该州计划到2030年电力的50%来自于新能源。

从下图可以看出，加州地区的能源结构带来的问题非常明显，下午三点钟开始，天然气电站需要在三个小时内爬升超10GW，峰值需求与新能源发电之间的时间不匹配，即鸭子曲线很严重。

阳光电源美洲区解决方案经理于恒解释道，在这个案例中，储能系统的能量搬移作用就十分明显，不仅利用峰谷电价的差异实现了光储融合的最佳经济性选择，也解决了鸭子曲线及电网波动性问题。

图2：加利福尼亚高渗透比的新能源带来的鸭子曲线问题

图3：新能源发电的波动性

据了解，目前美国市场可再生能源项目基本都是采用1.4及以上超配，大多采用直流耦合来解决弃光、鸭子曲线及电网波动性问题。

“从全球清洁能源市场来看，这将是未来光伏的发展方向”，于恒补充道，未来几年，美国的光储融合将更多地选择直流耦合方案，需要说明的是，在多个州抵税政策上，储能电池的电如果来自于光伏，会有很高的抵税比例，这也提高了光储方案应用的积极性。此外，当前美国的光伏地面电站已经全面采用了1500V系统，光储融合也必将带动储能1500V系统的应用。

光储融合：突破弃光瓶颈

除了波动性之外，高容配比之后，光伏电站发电量显著提高，弃光风险也随之加剧，尤其是在光照资源较好的地区，直流耦合不仅可以平抑光伏电力的波动性，也可以有效的解决弃光问题。

于恒解释道，从发电端来看，直流耦合系统可以解决弃光和限电问题，在白天吸收弃光或者限电损失的电，夜间或者调度需求时输送给电网，相较于光储交流耦合系统，可有效的提升光储耦合的经济性；并且随着国内容配比的放开，这部分优势会越来越明显。

以日本秋田大馆FIT(Feed-inTariff)电站为例，这是一个通过直流侧加装储能解决弃光和电网波动性的典型案例。据介绍，该项目获得FIT补贴的限定交流容量为49.5kW，直流侧安装350kW组件,超过7倍容配比设计。“为了提高售电收益，阳光电源为该电站配置1.1MWh储能系统，自动储存功率限制外的多余电量避免弃光，实现电站24小时持续售电，最大化提升项目经济收益。

事实上，阳光电源的直流侧耦合方案的国内案例也早有应用。四年前，受限电困扰，甘肃金昌某100MW光伏电站决定采用“光伏+储能”的形式建设，阳光电源为此项目提供了1MW/1.1MWh的储能成套系统，旨在限电问题上进行相关分析，积累数据和经验，为后续储能其他应用方向做好铺垫。

据介绍，阳光电源新推出的直流耦合方案，在电力电子端和控制算法做了创新，光伏逆变器可以做双向的充放电应用，同时阳光电源也是目前国内唯一一家可以提供双向充放光储方案的逆变器企业。

“白天电池板通过光伏逆变器对电网发电，多余的能量通过DC-DC对电池充电；当光伏电池板发电功率不足，储能电池可以经由DC-DC放电去补充；夜间光伏逆变器还可以做双向逆变应用，储能电池经过DC-DC充放电进行峰谷调节、电网支撑等”，于恒解释称，简单来说就是白天可以做光伏消纳，傍晚6点到10点持续满足市民用电需求，在深夜到清晨这段时间做调峰和吸纳风电等能源的作用。

图4.阳光电源新推出的直流耦合方案

2060年碳中和的大目标下，以光伏、风电为代表的可再生能源将承担起能源转型的大任，而上述提到的波动性与弃光等问题也是行业层面必须要面对的。与此同时，尽管不少地区纷纷出台相关政策要求新能源加装储能，但是目前由于缺乏相关的标准和规范，各地的方案设计及实现方式参差不齐。

光储发展仍需政策层面尽快明确相关的技术标准与发展模式，推动可再生能源电力成为电网友好型电源。作为国内最早涉足储能领域的企业之一，阳光电源国内外储能应用经验非常丰富，不管是直流耦合方案还是1500V储能系统，在全球范围内都得到了广泛应用，其高经济性、0安全事故等优质项目经验积累将推动国内光储融合市场的进一步发展。

国家能源局今年8月发布的《国家发展改革委 国家能源局关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》提出，存量水电基地可结合送端水电出力特性、新能源特性、受端系统条件和消纳空间，研究就近打捆新能源电力的“一体化”实施方案。水光互补发电是“风光水火储一体化”的主要形式之一，目前西南地区已开展了相关项目规划或前期工作。3月，云南省提出科学有序推进300万千瓦光伏建设，有意在楚雄等光照资源条件较好的地区布局水光互补发电项目。6月底，国家能源局综合司发布《关于公布2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果的通知》，贵州120万千瓦和广西10万千瓦水光互补光伏发电项目拟纳入2020年光伏发电国家竞价补贴范围项目名单。科学推广水光互补发电，对促进可再生能源高质量发展、提高电力系统运行效率、推动能源绿色低碳转型具有重要意义。

　　水光互补发电的

　　可靠性和稳定性明显提升

　　水光互补发电是充分利用水电站已有送出线路通道和水电机组快速调节能力，将光伏发电和水电机组电力联合打捆送出，提高线路通道利用率，减少光伏发电波动性影响，降低系统备用。水光互补发电控制主要包括AGC和AVC控制。

　　其中，AGC控制是在保证水电机组和光伏发电设备安全可靠运行的前提下,综合考虑光伏发电出力预测、水库调度、水电机组运行工况和耗量特性等因素，实现有功和频率自动调节。控制原理是将光伏电站视为水电站一台不可调节的机组，通过水电机组的快速调节平滑光伏出力波动，满足光伏发电需求，同时保证总出力符合调度控制要求。此外，AGC控制设置了水电机组联合振动区和动作阈值，确保水电机组出力在合理范围，减少因光伏频繁波动而增加的调节次数。

　　AVC控制则是通过协调光伏电站动态无功补偿装置和水电机组无功调节能力，联合实现无功和电压自动控制。根据电压或无功控制指令，系统优先调用光伏电站无功补偿设备，在难以满足要求的工况下再采用水电机组参与无功调节，提高水电机组运行可靠性和稳定性。

　　当前发展水光互补发电

　　需重视四个问题

　　尽管水光互补发电优势明显，但当前仍有多个问题值得关注。

　　一是水光容量配比问题。水光互补发电可减少光伏直接并网对系统的影响，但也降低了水电机组调节能力和运行灵活度。因此，合理的水光容量配比是发挥水光互补发电优势和作用的关键。应基于土地资源、环境保护、流域航运及防洪要求，结合水库库容、水电机组调节性能、电力消纳空间、负荷特性、系统调峰需求及送出通道容量等条件，统筹确定光伏发电容量。此外，在互补控制系统中，水电机组联合振动区等参数设置应与光伏发电容量相匹配，以免影响水光互补发电运行效果。

　　二是消纳与接入系统问题。西南地区的大中型水电站以220千伏及以上电压等级并网为主，电力一般需远距离传输至负荷中心消纳。对于光伏电站接入系统来说，应首先分析清楚电力消纳方向，详细论证光伏电站直接与大中型水电站打捆送出的必要性。若近区具备消纳空间和送出条件，则优先考虑光伏电站通过低电压等级接入周边站点；若近区无消纳空间或不具备送出条件，对各类外送方案进行充分的技术经济比较后，可推荐光伏电站接入高电压等级的水电站升压站，通过水电站已有线路打捆送出。

　　三是与常规电源协调问题。光伏发电以水光互补形式大规模发展，将挤占常规电源的电量空间，导致部分机组低效运行，加剧电源企业间的利益冲突。由于目前电力市场辅助服务机制尚未完善，常规电源的基础支撑作用若被削弱，将影响电力系统安全稳定性。因此，需统筹水光互补发电与常规电源协调发展。

　　四是对电网运行影响问题。西南区域光伏大规模并网将对黔西南、黔西北、滇西北等电力外送断面持续造成压力。随着大量的电力电子元器件接入系统，可能导致转动惯量下降、短路容量支撑不足、次同步谐振等新问题，影响电网安全稳定运行。

　　加强水光互补高质量发展

　　要从三方面发力

　　针对上述问题，建议加强规划协同，统筹各方需求，促进水光互补高质量发展。首先，统一开展西南地区大中型水光互补发电规划，推动国土、环保、水利、电源、电网等各方共同参与，统筹考虑资源条件、环境保护、防洪航运、电力消纳送出、电网调峰和安全稳定等要素，实现多目标协同。

　　同时，完善技术标准，规范管理体系。建议结合电力系统安全稳定导则、水电站和光伏电站设计、水库调度管理等规程规范要求，制定大中型水光互补光伏发电项目的技术标准，明确水光互补合理渗透率、送出校核和调度运行等原则和要求，加强规划、设计、建设和运行的规范管理。

　　此外，还要健全市场机制，促进协调发展。西南地区全额保障性收购可再生能源电量的压力较大，新能源发电的市场价值尚未充分体现。建议坚持市场化原则，积极推动新能源发电参与市场化交易，加快电力辅助服务市场建设，促进源网协调，推动水光互补发电高质量发展。

11月6日，光伏玻璃相关公司出现分化，龙头公司信义光能、福莱特进入高位整理期，第二梯队的安彩高科、南玻A、旗滨集团等逆市创出或逼近年内新高。

多家相关上市公司以及行业研究员认为，可再生能源将在“十四五”迎来更大的发展，光伏玻璃扩产速度远不及组件，随着双面双玻组件渗透率不断提升，光伏玻璃供需紧张的形势难以快速打破，今年四季度及明年光伏玻璃需求预期整体看好。

光伏玻璃“第二梯队”发力

光伏玻璃双寡头信义光能、福莱特近日进入高位震荡整理期，第二梯队的安彩高科、旗滨集团、南玻A等开始接力上涨，截至记者发稿时，前述对应个股分别涨10.02%、8.86%、2.09%。

记者发现，实际上，光伏玻璃领域集中度非常高。去年，信义光能与福莱特两家企业在全球光伏玻璃的产能占比超过50%；到2020年底，两巨头产能占比合计将超过惊人的60%以上。业内人士表示，福莱特与信义光能这样的一线企业拥有很强的议价能力。

全球来看，国际上约80%的光伏电池组件采用中国生产的光伏玻璃。其中福莱特和信义光能处于第一梯队，南玻、安彩等或只能算得上第二梯队。

对于光伏玻璃相关公司短期出现一定分化，湖南一位长期跟踪光伏产业的私募经理向记者分析称，在行业景气度高的期间，最受益的龙头股肯定是率先上涨的，对应的个股涨幅往往也相对更大。其他行业今年走势也类似，最典型的比如白酒板块中的茅台、五粮液，当市场都认识到这个行业处于高景气度时，从资金博弈角度看，第二梯队的公司也会跟涨，因为上涨逻辑是类似的，而且估值、价格相对更划算。

他认为，参照其他高景气板块看，虽然光伏玻璃的龙头股年内涨幅较大，只要市场的供需矛盾没有发生本质变化，后期大概率还是保持原有趋势，只是从短期看，第二梯队公司的博弈热情会更高些。

华安证券研究员石林则对财联社记者分析称，一个是“十四五”规划的预期，未来光伏产业需求端是比较看好的，供应端这一快，此前玻璃产能置换包括光伏玻璃、汽车玻璃等加进去，供给端是进一步收紧的， 所以对应产业的龙头品种的价格整体在向上走。

多家玻璃厂商加码光伏

记者注意到，除了信义、福莱特外，多家玻璃厂商都在加大光伏玻璃项目的产能扩张。从几家涉足光伏玻璃相关公司反馈看，普遍对明年行情持乐观态度。

旗滨集团证券部工作人员对财联社记者表示，光伏市场现在确实比较好，公司的玻璃产品有销售到光伏领域。对于光伏玻璃相关公司毛利率整体在提升，他表示，原来光伏玻璃和其他玻璃价格是差不多的，但此前卖到20几的玻璃现在涨到48，涨了一倍。公司有两条光伏玻璃项目将于明年投产，目前我们是比较看好这一块业务的市场需求，从现有情况去预测的话，明年市场需求还可以。

他认为，从光伏这个大的领域来讲，不可再生能源是有限的，光伏是长久的，只要从技术上突破，把成本降下来，能够跟火电等实现同步竞争，就能够大面积普及，因此市场的前景是不错的。

另一家公司亚马顿募投项目计划新增 12 条光伏玻璃生产线及 5 条技改产线。公司相关负责人表示，随着双面双玻组件渗透率不断提升，由于光伏玻璃扩产速度远不及组件，目前光伏玻璃已成为产业链最大的供应短板，价格大幅上涨的同时且供不应求。结合当前经济发展环境及政策趋势，能源安全、清洁化转型将是“十四五”我国重要的能源战略，可再生能源也将在“十四五”迎来更大的发展。

但一位玻璃头部厂商的内部人士也对记者表示，每一个行业不可能长期存在暴利，即使光伏行业很好，这个行业利润高的话，资本就会涌进来，后期如果大家都投的话，也是存在一定变数。

供需矛盾短期难以打破

天眼查数据显示，近年来我国光伏玻璃相关企业注册量（全部企业状态）呈持续增长趋势。2019年，我国全年新增2,100多家光伏玻璃相关企业。截至2020年11月4日，我国今年已经新增2,940家光伏玻璃相关企业，已经超过2019年全年新增数量。

根据有关机构预测，今年全球光伏新增装机量为112GW，其中双玻组件占比为30%，对应需要配置的光伏玻璃熔窑能力为22200吨/日，现有产能也能满足；2025年全球光伏新增装机量达到218GW，预计双玻组件占比为60%，对应需要的光伏玻璃熔窑能力为44900吨/日，现有产能缺口12320吨/日，但如果现有在建、拟建产能全部投产，则产能过剩12430吨/日。

一家光伏产业链公司内部人士向记者提供的内部交流观点认为，明年信义和福莱特两家3-4座窑炉投产，但是玻璃投产到量产会有比较慢的爬坡过程，供应仍然比较紧张，玻璃的价格未必会降，除非全球需求范围骤降，需求正常的情况下，玻璃可能不会像电池和组件有很大的降幅。今年年底之前玻璃价格不会有很大的回落，现在主要是因为下游需求太好，国内抢装与海外需求情况良好共振，明年的情况还不确定。

上述私募人士向记者指出，随着明年新产能的逐步释放，供需矛盾会有所缓解。另一方面，随着“十四五”规划带开了光伏行业的市场空间，需求也会相应增加，由于期间产能释放存在一个时间差，且组件扩产速度快于光伏玻璃扩产速度，预计四季度以及至少明年上半年前，光伏玻璃还是相对紧缺，只是价格可能会相对温和点。