后疫情时代，正在加速中国石油布局非油业务的步伐，尤其在加大光伏发电和风能的规模方面更是持续发力。传统能源纷纷布局光伏清洁能源，是对传统能源未来转型的铺垫，也是对光伏行业的重视。

近日，中国石化集团资本有限公司与亚玛顿集团全资子公司凤阳硅谷智能有限公司双方携手布局超薄光伏及光电显示特种玻璃产业链，宣布在新能源、新材料领域迈出更大步伐。

据悉，超薄超白光伏玻璃为玻璃行业高端材料，为光伏行业及光电显示产业链毛利率最高的产品之一，光伏绿色能源符合中国石化企业环境、社会和治理绩效ESG理念和向高端材料发展的方向。

中国石化资本投资入股硅谷智能，兼具财务投资和产业协同效应，是布局新能源产业链的重要一步。

开展光伏战略投资合作

事实上，中国石化资本很早就参与投资光伏产业，并与多家合作伙伴深入开展战略投资合作。几年前，中国石化就已经开始在自家的加油站、输油站、油田上建光伏电站，使用新能源，推动绿色企业建立，打造碧水蓝天工程。

2017年，中石化首个集中式光伏项目—新星公司陕西渭南白水20兆瓦农光互补光伏发电项目正式并网发电，项目选取光伏发电＋农业种植，技术上采取“分块发电、集中并网”模式，总装机容量20MW，每年可节约标煤约7700吨、减排二氧化碳约24000吨。

2019年，中石化广东佛山石油首次在小塘水上加油船试点安装光伏发电，发电量达44KW／天。随后，大良加油站继续引入光伏发电，每日发电量可达80多度。

2020年7月，公司与锦浪科技展开合作，锦浪为其提供了智能光伏解决方案，通过自主研发的核心技术和专业的系统服务为电站高效节能保驾护航。在平价趋势下，目前大型光伏电站中大子阵设计逐渐增加，而大容量逆变器亦越来越多的出现在项目中，大功率230K逆变器正成为新的主流方案。

该项目采用全额上网模式，使用的是GCI－（196－230）K－EHV－5G，1500V超大功率组串式逆变器。该解决方案从防水、防风沙、防腐蚀、整体结构、内部电气排布等多个方面全方位优化，以保证设备在恶劣环境的环境下，逆变器能够长时间、安全稳定运行。并且该系统解决方案拥有众多优势，送电损耗小，经济效益好，在节能减排方面开辟了新途径。

石油巨头纷纷布局

除了中石化，另外两大石油公司——中海油和中石油也早早进行了光伏业务布局。

2012年，中海油集团斥资3亿美元，建设150MW太阳能电池生产工厂和光伏电站，首次涉足光伏行业。

2019年7月，中海油宣布正式进军光伏业务，成立全资子公司中海油融风能源有限公司，经营范围包括太阳能发电项目的开发等。

而中石油方面，公司在2018年开展了光伏加油站的试点工作，更将加大光伏发电和风能的规模列入公司未来发展规划中。

消纳是光伏行业健康发展的重要条件和保障，只有更好的消纳，才能更好的发展。

日前，全国新能源消纳监测预警中心公布2020年全国光伏发电新增消纳能力48.45GW。其中，国家电网经营区2020年光伏新增消纳能力3905万千瓦，南方电网经营区光伏新增消纳能力740万千瓦，内蒙古电力经营区光伏新增消纳能力光伏200万千瓦。

在此之前，由于受疫情影响行业纷纷调低对光伏新增装机的预测，该数据的公布，可以说给了行业很大的信心。

2020年光伏消纳现状和预测

据统计，一季度，光伏消纳利用率水平同比下降；二季度，消纳形势向好。整个上半年，弃光现象主要集中在西北和华北地区。华北地区上半年光伏消纳同比整体下滑，弃光电量9.2亿千瓦时，占全国32.9%，同比上升1.7个百分点；西北地区光伏消纳维持上升态势，弃光电量17.7亿千瓦时，占全国63.5%，同比下降2.3个百分点。

行业专家预计，下半年光伏新增装机将有所回升，一方面下半年依然有约3700万千瓦光伏消纳空间，另一方面2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果已发布，约2597万千瓦光伏竞价项目计划在2021年6月底前并网。由于已复工及新开工一批电网输变电工程，相关新能源送出受阻情况将逐步好转，下半年全国整体光伏消纳形势稳步向好。但也有人认为，电网消纳困难问题可能会更加突出。

重点地区消纳问题仍需持续关注。其中，山西北部、内蒙古西部、河北北部等地区新能源消纳压力较大，建议进一步加强网源工程的协调建设力度，做好新能源消纳的统筹工作以及新增项目并网投产时序的合理安排。

各省发布项目建设要求，合理规划消纳空间

河北省

7月17日，河北省发改委下发《关于加快推进风电、光伏发电在建项目建设的通知》，根据文件，考虑到疫情影响，2020年6月30日前未并网竞价光伏项目可自愿转平价，并网截止时间适当延至2020年12月31日。另外，文件指出，今后凡新核准或备案项目，两年内未开工建设或无实质建设进展的，一律取消项目计划，腾出的资源和电网消纳送出空间优先保障安排国家、省重大示范项目。

陕西省

7月15日，陕西发改委在《关于转发国家能源局2020年光伏发电项目竞价结果的通知》一文中明确，截至2020年12月底，集中式光伏电站建成容量低于80%的市，暂停该市2021年度光伏发电项目开发权，同时暂停该企业2年省内光伏发电项目开发权。

竞价项目抢占部分空间

2019年国家能源局公布了22.8GW的竞价项目，实际并网项目仅为50%左右，约有10GW项目将在今年并网。而根据今年的光伏发电建设方案，目前仅有宁夏发改委要求转结项目须在5月31日前开工，未开工的企业不得申报2020年度项目。其余多个省份规定参与竞价的光伏项目包含1月1日后已并网项目以及2020年12月31日新增并网的项目，这意味着约10GW转结竞价项目将分食48.45GW的总消纳空间。

竞价项目之外，转结平价项目也会侵占一些消纳空间。2019年第一批光伏平价上网项目总量为14.78GW，据统计仅有1.52GW项目完成并网。需要关注的是，在这些未实现并网的项目中，有相当一部分既占用了去年的指标，又将占用今年的消纳空间。

平价时代，保障消纳是关键

2020年，国家积极支持、优先推进无补贴平价上网光伏发电项目建设，推进光伏向平价上网阶段平稳过渡，保障消纳是关键。

行业专家表示，光伏发电正迈向全面平价，进入后补贴时代，需要发挥可再生能源电力消纳保障机制的长效和重要作用。同时专家强调，可再生能源高质量发展的要求和方向不会变，而消纳条件是决定新增规模的因素之一。需要强化可再生能源电力消纳保障机制，保障持续稳定的增长空间，同时发挥绿证及交易机制的作用、延续光伏发电市场环境监测评价机制，通过开发项目开发市场、实施竞争配置项目等手段探索和逐步实施项目建设管理，让可再生能源项目尽可能多地参与电力市场，最终推动光伏发电技术和经济竞争力的提升。

国网能源研究院建议，首先要完善调峰辅助服务市场机制，并做好与现货市场设计衔接，激励各类资源为系统提供灵活调节能力；其次，需要完善新能源跨省区交易机制，逐步建立相互开放的、跨省区的统一市场机制，促进新能源在更大范围消纳。

“板上光伏发电，板下特色种植，一地两用，效益倍增。”在山东省聊城市冠县万善乡宋村，华博70兆瓦光伏电站负责人告诉记者，电站平均每年上网电量约1亿千瓦时，每年帮扶冠县2333户建档立卡贫困户，每户每年收益3000元。今年，光伏电板下的千亩油用牡丹预计平均亩产400斤牡丹籽，亩均收入可达万元。

记者从山东省扶贫开发办获悉，近年来，山东因地制宜在光照条件较好的贫困地区开展光伏精准扶贫，通过“光伏+农业”的产业扶贫模式，既为31万户贫困户送上了稳定增收的“阳光存折”，又促进了清洁能源利用。

以华博70兆瓦光伏电站为例，自2016年并网发电以来，截至2019年累计上网电量超过3亿千瓦时，相当于节约标煤11.7万吨，二氧化硫减排8800吨，二氧化碳减排29万吨，减少粉煤灰尘排放7.9万多吨。

烟台海阳市小纪镇西金碃村地处丘陵山区，2018年在国网海阳市供电公司的帮扶下，村里的光伏扶贫电站并网发电，每年带来3万多元的光伏收益。

“我每月都有一笔光伏收入，再加上给村里打扫卫生，每年收入4000多元，日子越过越有盼头。”西金碃村建档立卡贫困户张文凤说。

专家指出，迫于经济压力，成本最小化将成新能源开发商首要追求,不排除会出现以低价中标方式决定储能系统供应商的可能，如此一来，“新能源+储能”恐将由“解”变为“劫”。

今年以来，新疆、山东、安徽、内蒙古、江西、湖南、河南等地纷纷将“新能源+储能”纳入平价发电项目优先支持范围。

各地力推“新能源+储能”，本是解决新能源消纳难题、促进储能发展、拉动地方经济的多赢之举。但纵观各地近期实践，“新能源+储能”在落地过程中，由新能源开发商一方“买单”已成默认行规。

然而，因增设储能项目所需投资巨大，这一“多赢之举”目前却正让新能源开发商们陷入左右为难的尴尬境地。

巨额投资

默认由开发商“买单”引争议

“各地发布的《关于做好2020年风电、光伏发电项目建设有关工作的通知》中，均提到优先支持‘新能源配储能’平价项目，这意味着只有增配储能的新能源项目才能实现平价并网，看似是新能源配储能的鼓励政策，实际上，除了配置储能，我们别无选择。”一位新能源开发商在与记者交谈时，言辞间透露着无奈。

合肥国轩高科动力能源有限公司储能事业部总经理韩一纯对此表示：“在即将到来的平价上网时代，风电、光伏项目的盈利空间已被压缩，如果再额外增加配置储能的投资，投资收益率会进一步降低。”事实上，近期不少开发商已经因此而陷入了经济困境。

记者了解到，新能源配置储能的费用约为200万元/兆瓦时。以直流容量100兆瓦的光伏电站为例，若增配5—10兆瓦时的储能，投资额就高达近1000—2000万元，约占新能源项目总投资的近7%。

投资成本压力下，多数新能源企业积极性并不高，主动增配储能的开发商更是寥寥无几。为了发展，一些企业只能“硬着头皮干”。

增配储能同时惠及电网、电力用户多方，为何成本投资却只让新能源开发商买单？

对此，国网某省级公司新能源处一位负责人向记者表示，“在价格机制无法向终端用户疏导的情况下，增配储能要么由电网买单，要么由发电企业买单。新能源增配储能是为了实现新能源站系统平衡，且新能源开发商属新能源补贴受益方，所以这一支出目前都由新能源开发商承担。”

另有业内人士指出，因目前储能并未纳入输配电价范围，增配储能由电网买单的可能性较小。

“就当前实际情况来看，储能投资成本仅由新能源开发商承担，若没有成熟的市场机制，‘新能源配储能’模式恐难以得到长足发展。”中关村储能产业技术联盟政策研究经理王思对记者说。

准入标准不明

增配储能或成“摆设”

在华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华看来，被迫增配储能将有可能使储能系统产生恶性的价格竞争。“新能源开发商会采用低价中标的方式决定储能系统供应商，经济压力下，成本最小化自然会成为新能源开发商的首要追求。”

事实上，尽管各地提出了可再生能源配套储能系统的政策方向，但不少地方并未明确储能准入标准。记者在采访中了解到，一些新能源开发商为获得优先并网权，只是象征性增配低质储能设备，实际并不能满足电力系统的实际需要。

针对这种情况，有业内专家直言，“建设低质量储能系统对储能技术应用发展本身来讲已是一种倒退，如此发展下去，储能系统将沦为无用躯壳。”

从运维方面看，韩一纯亦指出：“持有新能源场站的大多数新能源企业并不具备维护储能电站的技术与经验，增配后的储能电站也有可能处于搁置状态。”

“比储能站搁置更严重的后果就是储能电站存在安全隐患。”王思进一步指出，新能源场站缺少配套储能准入标准，导致增配的储能设施质量不过关，这将为储能电站带来极大安全隐患。

政府引导

探索共赢商业模式是当务之急

“储能对于光伏、风电的利好毋庸置疑，其可促进新能源消纳，减少弃风弃光，提高电力输出的品质和可靠性，保证电力系统稳定。”韩一纯指出，储能对于解决新能源消纳难题作用非常重要。

根据此前国家电网有限公司内部公布的数据，预计2025年，我国新能源发电将新增装机1.8亿千瓦。届时，需要配置储能的额外成本将达3600亿元。

此种情况下，在多位受访的业内专家看来，为避免恶性发展，探索共赢的商业模式无疑将是“新能源+储能”能否得到真正发展的关键。

“目前的‘新能源+储能’经济性还无法有效激励新能源电站主动配置储能，只有扩大获利空间，才能实现良性发展。”合肥国轩高科动力能源有限公司储能事业部总工程师王业林对记者说。

“降低或减免容量费、扩大项目利润空间，不失为一种有效手段。”王业林进一步举例说，一座1万千瓦的储能电站，其需缴纳的容量电费将高达40万元，若这一部分电费能得以降低或减免，“新能源+储能”获利空间将会有所提升。

此外，在南方电网数字电网研究院有限公司经理俞靖一看来，“新能源+储能”投资成本也与储能电站配置是否优化紧密相关。“储能电站需要结合电源结构、电网结构与运行方式，新能源出力与负荷数据，以及电网短中长期规划等，合理设计容量配置。”

“就西部地区的光伏电站而言，储能功率配置在10—20%范围，充放电时间在4小时左右，就能达到最高经济净现值。”中国电建上海电力设计院有限公司新能源部副总经理冯云岗补充说。

王思同时建议，发展“新能源+储能”首先要做好前瞻性规划研究，明确引导各地区做好不同新能源发展情形下的储能需求测算，确保增设储能系统能够得到充分利用，避免资源无效配置；其次，政府应落实配套支持政策，如明确储能项目定位，使其参与到调峰、调频辅助服务市场中来，以获得相应回报，从而增加投资积极性。

与此同时，王思强调，“新能源+储能”成本还应由受益方即各类用户进行支付，在现有度电成本高于传统火电成本的情况下，要推动新能源和储能配套发展，还需价值补偿。故最终要建立市场化长效机制，实现“绿色价值”的成本疏导。

光伏行业最近比较热，产业链最核心的光伏组件7月份以来涨价明显，原因之一是需求大增，光伏发电出现抢装潮。和以往相比这一轮抢装并非受补贴刺激带动。2020年光伏平价上网项目总装机大幅增加到3300万千瓦以上，超过2019年全国新增光伏发电装机。从规模看得出来，没有补贴，企业也愿意建光伏电站。人们不禁要问，光伏发电真的到平价时代了吗？

对这个问题，不能简单化地来理解和回答。在我国西部光照条件好的地区，光伏发电的“度电成本”已经降到了2毛钱左右，从当前煤炭价格看，光伏发电成本已经低于火电成本。在国外，阿联酋不久前公布了一座大型光伏电站项目，1度电成本是人民币9分钱。在沙特等国，比这个成本略高一些的光伏发电项目有很多。所以，我国光伏电站如果选址理想、成本控制得好，完全可以平价上网甚至竞价上网。

由于地理和经济环境因素，我国最适合建光伏电站的是西部地区，而用电负荷中心则集中在中东部地区。把西部分散的光伏发电送到中东部，电网“主动脉”和“毛细血管”都要建设或改造，接入和输送成本巨大。由于光伏发电波动大，为保证稳定供电，避免弃光现象，还要建调峰电站和储能设备。从这些方面看，光伏发电目前还不能片面地用平价来形容。

作为清洁能源，光伏发电是实现中国经济绿色发展目标的战略性选择之一。大量的光伏电站建在我国西部的戈壁、沙漠等荒芜土地上，光伏面板减少了水分蒸发，使土地更加湿润。从青海、内蒙古等地实际情况看，有些电站土地已经能生长草原植被甚至种植经济作物，生态修复效果显著。从全球来看，各国继续大力发展光伏发电，许多国家今年新增装机预计将超过1000万千瓦，德国、法国、荷兰明确要求一些光伏项目必须年内并网。

中国作为光伏组件生产大国，要以长远眼光保持光伏发电的独特发展优势，这个优势既包括在能源市场上的价格和规模优势、还有新能源技术创新发展的优势，以及政策对清洁能源和绿色经济扶持的优势。

据中央广播电视总台经济之声《天下财经》报道，国家发改委、国家能源局最近公布2020年光伏平价上网项目清单，这类项目总装机大幅增加到3300万千瓦以上，超过2019年全国新增光伏发电装机。无补贴平价上网项目大增，意味着光伏发电成本显著下降，竞争力明显提升。

我国光伏发电成本是多少?

不久前，中东地区某光伏发电项目上网电价创下新低，每度电只要1.35美分，折合人民币甚至不到1毛钱，远远低于我国燃煤上网标杆电价。我国光伏发电如果能达到或者接近这个水平，不光可以摆脱补贴，还将具有较强的市场竞争力。一些光伏企业告诉记者，我国光伏发电成本目前虽然达不到这么低，但低于燃煤上网标杆电价的项目并不少见。

京能清洁能源电力总经理张凤阳介绍：“在北方地区，（每度电的价格）目前已经低到了2毛6、2毛7，已经低于当地的标杆电价了。在宁夏，都出现了2毛6、2毛7的电价。在青海的格尔木，已经出现了2毛1的电价，而当地的标杆电价应该是2毛9、3毛钱左右。”

光伏发电能不能平价上网？

光伏发电能不能平价上网，一方面取决于成本。与一般火电站不同，光伏电站的主要成本集中在建设阶段，一共有10多项。其中，组件、支架和基础、建设用地费，以及税费是占比较大的几项成本。7月份以来，主流光伏组件价格从1.35~1.45元/瓦，上涨到1.5~1.6元/瓦，涨幅高达10%。但张凤阳认为，光伏组件价格下行仍然是大势所趋。

张凤阳说：“这两年受电价政策调整的影响，大家有个抢装的问题，这就造成短时间的、一定周期内的一个上扬。最近的组件价格就有一个上涨的调整。但总体来讲，趋势是下降。这样来讲，可以对未来的平价上网形成更有力的支持。”

建设用地费方面，目前中东部地区用地相对紧张，有的光伏电站用地成本比西部高出一倍以上，直接推高了总成本。不过，中国能源研究会副理事长周大地说，中东部用地还有潜力可挖：“实际上，我们中东部还是有很多荒山或者是可以共同利用的地方。比如在高速公路沿路，在很多可以两用的地方，包括水面，包括一些种植可以共用光源的作物的地方，都还可以搞。”

而在税费方面，光伏电站要相对吃亏一些。中国能源网首席信息官韩晓平表示：“比如税收，火电厂是可以抵扣的，它的煤可以抵扣，其它的一些生产成本可以抵扣。但是光伏电站是没有东西可以抵扣的，唯一可抵扣的，就是原来的初装建设成本，这是非常有限的。”

另一方面，光伏发电成本还跟气候条件有关。中东国家发电成本低的一大原因就是年日照时间很长，发电量大。而我国一些地方，日照条件并不理想。韩晓平说：“东部地区由于它日照的时间短，而且日照不充足，所以光伏能够利用的时间就会比较少。像有些地区只有大概900多小时到1000小时左右，相对来说，利用时间要短一些。”中东部地区的燃煤标杆电价相对高一些，光伏电站仍然有生存空间。

平价上网和竞争性上网有哪些区别？

综合各种因素，专家判断，光伏发电未来三年有望全面实现平价上网，无补贴盈利。但周大地说，平价上网并不意味着光伏具有和其它能源市场化竞争的能力：“平价上网和竞争性上网还是有区别的，平价上网基本上还是保证你有一个比较稳定的收入。竞争性就是到时候如果电力过剩，大伙就往下砍价，那个价格就很难说了。”

2020年上半年，受新冠肺炎疫情的影响，全球光伏投资虽然同比下降约25%，但产业链上下游，如多晶硅、单晶硅、硅片、电池片、组件产量却保持同比增长。

　　虽然一时受疫情扰动，但未来的大能源系统将呈现出清洁主导、电力泛在、多能合一、储能聚合、一网连天下的新格局，为全球光伏产业带来发展新契机。

　　光伏产业“逆势走热”

　　国家能源局公布的数据显示，2020年上半年，全国新增光伏发电装机1152万千瓦。在今年极其特殊的情况下，这个数据令人鼓舞。

　　在国外，特斯拉高调宣布进军光伏发电领域。在国内，中石油进一步加大光伏发电规模，并将其纳入企业自身发展战略；中石化则推出加氢、加油、充电、非油、光伏发电等“五位一体”的综合能源销售站。中海油、壳牌、道达尔、BP等石油巨头，以及神华、同煤、山煤、陕煤、平煤、晋能、潞安等煤炭企业也都纷纷进入光伏领域。

　　光伏行业热度不减，并迎来各种所有制经济形式并存、“国民共舞”的新时代，表明行业的新风口已经到来。

　　当前，随着全球主要经济体逐步迈入负利率时代，相关政策利率和存准率下调，光伏发电的经济性与市场竞争力越来越强，光伏行业告别补贴，进入平价时代，需求全球共振，装机规模再攀新高的大拐点已经到来。

　　如果说今年的疫情和全球多发的各种自然灾害是一面镜子的话，我们正透过这面镜子，看到了能源转型、绿色发展的必然性和迫切性，看到了传统化石能源的资源约束，同时更看到了光伏产业在其中扮演的重要角色。

　　应对气候变化是全人类普遍面临的生存课题，更是构筑人类命运共同体的“超级刚需”。光伏作为新能源发展的主力军，前景可观。

　　将迎发展契机

　　从长远来看，光伏产业确定性因素远远大于不确定性因素。虽然补贴、消纳等问题对光伏行业的发展造成了很大的困扰，但在“政策之手”与“市场之手”的相互作用下，光伏产业的免疫能力日渐提升，市场化生存能力越来越强。

　　平价上网在今天基本上成为现实，光伏行业赶在补贴退坡之前，已经赢得了主动。对于光伏行业，要“做一年，想三年，看十年”，研判大势，眼放长远，不必计较一时的得失和暂时的问题。

　　站在“十三五”之末、“十四五”之初，全球光伏产业也将迎来新的发展契机。

　　一是光伏+储能是必不可少的“标准配置”和中坚力量。在大型储能、工商业及户用储能、5G基站储能、数据中心储能等全场景储能应用中，光伏都是“最佳伴侣”。源、网、荷、储互动，风、光、储、充、用一体化，将推动光伏产业广泛地融入能源大系统。

　　二是光伏产业将从集中走向分布，从分布走向嵌入，与5G通信等产业完美地跨界共舞。特别是5G时代的到来，让光伏产业可以与其他行业更好地进行“光合作用”。光伏可以和5G基站、特高压、大数据、AI 智能、新能源充电桩、工业互联网、城际铁路等紧密地拥抱，参与5G综合能源全生命周期管理的全过程。

　　三是光伏产业将进入以科技迭代带动全面创新的新通道。光伏新一代高新材料与技术、光伏智能制造等“黑科技”会逐步登场，伴随着光伏产业从快速生长转向健康生长、高质量生长的步伐，带来光伏开发布局、建设时序、消纳应用等方面的变化，在多电源联合优化运行、多场景创新应用中，获得更高的发展自由度。

　　放眼“十四五”，光伏产业将上演“二次起跳”，呈现出“要素价格下降，平台资源扩容”，技术核心化、平台协同化、资产轻量化的特点。在这个关键的时期，全产业链勠力同心、从“单一竞争”走向“链群共赢”才是王道。

今年，风电平价上网项目装机规模为1139.67万千瓦、光伏发电平价上网项目装机规模为3305.06万千瓦，与去年相比，均有较大幅度增长。这也意味着，新能源将迎来全面平价前的最后一次“大考”。

国家发改委、国家能源局近日联合印发《2020年风电、光伏平价上网通知》，其中，风电平价上网项目装机规模为1139.67万千瓦、光伏发电平价上网项目装机规模为3305.06万千瓦。今年平价项目规模较去年增长114%，其中，风电项目规模同比增153%，光伏项目规模同比增124%。

在受访的业内专家看来，此次公布的平价上网装机规模远超市场预期，有利于加速平价化进程，提升我国风电、光伏产业的竞争力。

陆上风电装机有望创新高

今年是我国“十三五”规划的收官之年，也是陆上风电享受国家补贴的最后一年。受此影响，陆上风电的建设规模将创历史新高，全年并网装机容量有望达到3000万千瓦。

2019年对风电行业来说是比较特殊的一年，是从固定电价到无补贴时代过渡的重要阶段。国家发改委明确将陆上风电标杆上网电价改为指导价，陆上风电有补贴项目与无补贴项目并存，补贴退坡呈现加速态势。

“去年国家组织的无补贴平价风电项目有56个，总装机容量451万千瓦。明年起，风电将主要以无补贴平价上网形式发展。”一位不愿具名业内专家接受记者采访时认为，“技术进步推动风电单位千瓦投资降低和利用小时数持续提升，进而推动上网电价下降。”

受访的业内人士均表示，在技术进步和市场竞争配置双重推动下，陆上风电上网电价将进一步降低，大部分区域将实现平价上网。

上海证券研究认为，此次风电平价项目的发布对于稳定2022年前国内陆上风电市场具有十分重要的作用。2020年风电新增消纳规模扩容至37吉瓦，尚未落实消纳的风电平价申报项目可以在消纳条件具备后开展建设，整体规模有望超预期。

光伏发展态势整体乐观

在中国光伏行业协会副秘书长刘译阳看来，国家公布的上网项目装机规模远超预期，对明年光伏行业发展保持相对乐观态度。在竞价结束的背景下，中国光伏装机量有了“压舱石”，可以预见明年对光伏行业来说是一个好光景。“另外，这说明光伏发电竞争力不错，大家对投资光伏积极性高。”

不过，有业内人士担心，今年平价项目总规模较去年大幅增长，项目能否如期并网仍存在较大不确定性。然而，记者采访发现，业内普遍判断是，平价后光伏增长态势整体乐观。有证券研究机构甚至预计，2021年我国光伏装机并网有望达到54-60吉瓦。

随着近几年光伏发电规模化发展和技术快速进步，在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，已基本具备与燃煤标杆上网电价持平的条件。去年国家发改委、国家能源局公布的2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单中，光伏发电平价上网项目达到168个，平价进程正在加速。

“这主要得益于光伏单位千瓦造价持续较快下降。”一位业内人士对记者表示，去年，光伏技术进步和组件价格下降显著。与此同时，国家全面推进竞争性配置等机制，引导企业加强系统优化和成本控制，有效降低了工程造价。

近日发布的《中国可再生能源发展报告2019》显示，2019年，中国光伏电站平价单位千瓦造价约4550元，同比下降17%；分布式光伏单位造价约4150元，同比下降19%；全国地面光伏发电系统初始投资约4.55元/瓦，较2018年下降0.37元/瓦，降幅为7.5%。随着光伏发电系统成本的进一步下降，光伏发电的上网电价将低于火电价格，成为上网电价最低的可再生能源。

后平价时代如何发展？

业内普遍判断，明年我国新能源装机将迎来“十四五”时期的“开门红”。那么在平价背景下，未来我国风电、光伏行业如何健康发展呢？

上述业内专家认为，风电发展将坚持集中式、分散式并举，本地与外送并举、陆上与海上并举、单品种开发与多品种协同并举，单一场景与综合场景并举的指导思想。为保证风电产业健康稳定发展，建议从多方面完善风电价格政策。一是通过市场化竞争配置资源，签订经营期固定电价，确保风电收益稳定；二是对省内消纳项目，竞价上限设定为当地燃煤基准价，确保全面平价和低价上网。对于跨省区消纳项目，竞价上限设定为受端燃煤基准价减去输电价；三是确保电网公司统一收购；四是结合电力中长期市场、现货市场建设，做好与电力市场交易机制衔接。

“未来光伏行业发展，首先需要避免大起大落，忽冷忽热，特别是下游开发企业，要加强对市场研究，了解产品供应链情况。”刘译阳对记者表示，其次要坚持创新，无论是产品技术创新，还是商业模式创新，光伏上网电价虽然已经平价甚至低价，但还需加强其发电稳定性。最后建议政策要保持稳定性，企业要加强对政策的学习和理解，避免走了弯路、错路。

此外，刘译阳指出，目前硅料、硅片涨价带来的行业产品价格普涨已经比较大地抹平了之前全行业努力降本增效的成果，抑制了下游电站开发企业的需求。国家政策给了我们好的预期，千万不要被产品突击涨价给抵消了。“至于能否对今年或明年的光伏发展有影响，要看具体项目落地、产业链发展情况。”

上半年“跌跌不休”，下半年“涨”声不断，这场由两级需求策动的价格“乱剧”正让2020年的光伏行业动荡不安。

　　事实上，不仅仅是市场因素，从客观环境到技术迭代，眼下的光伏行业正经历着又一个动荡之年。

　　疫情

　　以疫情开局的2020年，让所有行业措手不及，光伏行业亦然。2~3月国内疫情高峰，从4月起，国内疫情逐渐受控，然而海外疫情开始全面爆发。

　　“我必须承认疫情对我们的影响很大，在3月下旬之前，物流、供应、生产人员等因素对国内生产产生了影响，相信各企业都会遇到。3月底之后，我们主要的海外市场都相继出现问题。”7月初在莱茵TüV“质胜中国”行业会议上，尚德新能源投资控股有限公司总裁唐骏回忆了疫情之下的企业状态。他介绍，尚德的业务集中于海外，最高峰时期90%出货量在海外，“在很长一段时间内，我每天看的第一个邮件就是来自全球各地的疫情报告，不仅是官方报告，我要求海外机构人员自己到港口和海关去现场查看，获取第一手资料。虽然我们竭尽全力保出货，尝试了各种方式，但影响肯定还是存在的。”不过，唐骏强调，随着5、6月逐步好转，并且全面追赶，今年仍会接近年初计划的出货目标。

　　不仅仅是尚德，隆基乐叶光伏科技有限公司副总裁唐旭辉介绍，疫情对企业都有影响，只是影响程度不同而已，第一季度主要是对供应链的影响，第二季度恢复正常，整体来说影响较小。天合光能股份有限公司副总裁印荣方表示，过年期间的疫情主要在国内，3月以后转到海外，所以早期的挑战在供应上，后期问题在市场方面。

　　疫情之下最直观的市场反映则是产品价格快速下跌，特别是4月随着海外疫情全面失控，需求骤冷，光伏产业链价格一路向下。咨询机构PVInfoLink 统计数据显示，4~6月，多晶用硅料、多晶硅片、多晶电池片、多晶组件的降幅分别达32.6%、21.4%、13.2%、11.4%;单晶用硅料、单晶硅片(G1)、单晶电池片、单晶组件的降幅分别达 19.2%、23.9%、10.2%、9%。

　　不过，晶科、隆基、天合、尚德、通威、正泰等光伏制造企业一致的反馈则是，全年出货目标未变甚至更好，市场恢复好于预期。国内市场从3月底开始在“630”抢装潮带动下快速复苏，国际市场方面，中国光伏行业协会数据显示，1~5月光伏组件出口27.7GW，较去年同期仅下降1.8%。

　　实际上，随着6月底国家能源局下发2020年竞价项目名单，26GW的规模远超预期，并且年底的并网时间要求也让业内对下半年的装机“爆表”充满期待。与此同时，欧洲、日本、韩国等国际市场疫情逐渐受控，需求复苏，联动之下市场反弹信号强烈。受此影响，从7月起，光伏产业链价格变更“轨道”，开启企稳甚至上涨渠道。

　　不同于制造端的迅速复苏，今年下游电站建设注定风波不断。据某电站业主透露，为完成2020年的并网目标，2019年底便完成了部分项目的可研等准备工作，但原本的摩拳擦掌瞬间被疫情打乱。更不幸的是，为保补贴名额而需要抢“331”和“630”的2019年结转竞价项目，因疫情影响而无法按时并网，部分项目不得不中途夭折。

　　7月新疆等地新冠疫情再次“死灰复燃”，城市管控升级之下，光伏电站现场施工再次受阻。

　　与此同时，作为多晶硅“重地”，新疆疫情及接连两起大厂事故让本就供不应求的硅料更加严重失衡，从而价格“一骑绝尘”，并且传导至下游硅片、电池片、组件应声齐涨，愈演愈烈的涨价潮，无疑为下半年既定的装机热潮蒙上了阴影。

　　尺寸

　　虽然历经疫情波折，但极具韧性的光伏行业仍就交出了亮眼的半年成绩单。据中国光伏行业协会统计，制造端，上半年多晶硅、硅片、电池片、组件产量分别同比上升32.3%、19%、15.7%、13.4%;应用端，国家能源局数据显示，上半年光伏新增装机容量达11.52GW，与去年同期(11.4GW)基本持平。

　　行业稳步向上背后则是凶猛的技术迭代。“十三五”时期，行业历经金刚线、PERC技术引发的生死之战，从而对各项高效技术竖立起前所未有的灵敏嗅觉。而当下行业最热门的技术之一当属“尺寸”。

　　2013~2019年，在PERC及PERC+(SE、MBB、半片)技术加持下，光伏组件功率由320W左右上升至400W以上。然而随着PERC电池转换效率逐渐接近“天花板”，组件功率提升愈加困难，此时加大硅片尺寸成为新思路之一。

　　2018年下半年，颠覆传统的156.75mm(M2)尺寸，晶科主导推动158.75mm(G1)硅片;2019年6月隆基扛起166mm(M6)硅片大旗，紧接着8月中环砸出210mm(M12)硅片，开启市场尺寸混战。

　　硅片尺寸的扩大瞬间让组件功率跳涨。据悉，在电池转换效率保持22.3%不变的情况下，M2组件功率为395W，G1组件功率突破400W，M6组件功率提升至440W+，210mm组件则开启500W时代。

　　从产线改造方面考量，166产线从硅片到电池、组件均可与原有产线即M2产线兼容，由此一经面世便吸引了众多跟随者，如硅片端隆基、赛维，电池端有晶澳、爱旭、通威、润阳悦达、潞安太阳能、唐山海泰等。组件端如晶澳、阿特斯、协鑫集成、正泰新能源、赛拉弗、中节能、航天机电、锦州阳光等。

　　而210产线，正如M12硅片刚刚推出时的行业主流评价“颠覆”，企业产线须全部推倒重来，新建产线的时间成本和投资成本让众多企业望而却步。

　　然而，出于意料的是，500W的组件功率对下游电站业主极具吸引力，这直接让企业的跟随步伐纷纷加快。2019年12月，东方日升率先发布基于210mm硅片的500W高效半片组件;2020年1月，爱旭科技义乌基地全球首发210mm高效太阳能电池，同时宣布5GW 210高效电池正式实现量产;2020年2月，天合光能全球首发采用210mm硅片的500W+至尊组件;2020年3月，东方日升、天合相继宣布500W组件量产……

　　在210组件推进之快令行业侧目之时，质疑之声相伴而起。一方面受制于集装箱高度和玻璃产能，210组件采用5*10列版型，业内人士分析，这不仅未将210mm硅片的优势发挥到最大，且奇数列封装还将增加成本。

　　乘胜追击，2020年5月，晶澳、晶科、隆基三大组件具体纷纷推出基于“18X”硅片的组件。在三大巨头看来，18X才是实现组件最高效率和功率的最优尺寸，基于“18X”硅片，晶澳、晶科、隆基的最新组件(72型)最高功率分别达545W、535W、540W，较210组件再次大跨步提升。

　　6月24日，晶科、晶澳、隆基、阿特斯、潞安太阳能、润阳悦达、中宇光伏7家企业联合发起《关于建立光伏行业标准尺寸的联合倡议》，共推182mm即M10为大硅片标准尺寸。至此颇为神秘的18X最终统一为182mm。

　　当然，以天合、东方日升、中环为首的“210”派同样未停下脚步，7月9日，由“天升环”领衔的40家企业成立“600W+光伏开放创新生态联盟”，涵盖从硅片、电池、组件、辅材、逆变器、支架、设计院、物流等全产业链企业。虽然联盟成员一再否定成立无关尺寸之争，但更多业内人士还是解读为对182联盟的有力回击。

　　更进一步，7月16日、7月23日，天合、东方日升相继推出基于210mm硅片的600W+组件，优化设计、封装技术的基础上，一举将光伏行业带入“600W”时代。而在刚刚结束的上海SNEC展会上，780W、800W组件已接连登场。

　　显然尺寸之争仍在继续，孰优孰劣未有定论，但不可否认的是，从2019年初的400W到当下的600W，组件功率如火箭般“蹿升”，为下游电站业主的平价甚至低价之路带来更多可能。

　　TOPCon、HIT

　　就尺寸之争而言，业内人士评价尺寸仅仅是光伏产品的物理升级，而质变仍是电池技术迭代，是核心效率的提升。

　　时间拉回至2016年，在“光伏领跑者”及产业转型升级的推动下，PERC(钝化发射极及背表面)技术迅速掀起对主流传统铝背场(BSF)技术的挑战，彼时规模生产的BSF单晶电池及多晶电池的转换效率分别达19.8%和18.5%，使用PERC 技术则可将单、多晶电池的转换效率提升至20.5%和19%。

　　核心优势之下，PERC技术开启快速迭代，市场占有率由2016年的10%提升至2019年的65%，而BSF占比则由2016年的80%降至2019年的31.5%。2019年规模生产的PERC单晶及多晶电池转换效率分别达22.3%、20.5%。

　　然而，面对PERC的效率极限(24.5%)越来越近，关于PERC之后的下一代电池技术讨论已然异常火爆，其中拥笃最多的当属N型的TOPcon和HIT两大电池技术。

　　相对P型晶硅电池，N型电池少子寿命高、弱光效应好、温度系数小且无光致衰减，是晶硅太阳能电池迈向理论最高效率的希望。

　　TOPCon(隧穿氧化层钝化接触)电池技术，由德国弗劳恩霍夫太阳能系统研究所于2013年提出，目前电池效率世界记录为25.7%，效率极限可达28%以上。HIT异质结电池，结合了薄膜技术，理论效率达27%以上。

　　据悉，TOPCon的优势在于，与现有PERC产线兼容度高，改造及运营成本较低，而HIT的优势则在于工艺简单仅4步，且电池量产效率较高，但HIT需要更换所有设备，投资成本约8~10亿元/GW。不过随着国产设备的成熟，HIT设备成本已降至5-7亿元/GW。

　　2020年光伏企业围绕TOPCon及HIT异质结的扩产计划接连不断。TOPCon方面，中来股份投资年产1.5GW N型单晶双面 TOPCon电池项目，N型双面电池及组件年产能达5.1GW;中利集团投建1GW 高效TOPCon电池及组件技术改造项目;黄河水电N型TOPCon高效双面电池量产平均效率突破23.2%。

　　HIT技术，据北极星太阳能光伏网统计，截至目前异质结电池、组件扩产规模超56GW。仅5月底以来水发集团、爱康等5家企业公布了超10GW的扩产计划。

　　技术迭代之下，是产能的更新换代，更是新一轮企业优胜劣汰之战。