尽管光伏发电是贴着“绿色”标签的清洁可再生能源，但是它也隐藏着潜在的污染风险。据了解，目前我国对废旧光伏组件回收，在政策和标准层面上基本是空白。

截至2019年，我国光伏累计装机达到20430万千瓦，连续4年保持全球第一。按照市场上标准的25年使用寿命估算，废弃光伏组件数量在若干年后将非常巨大。然而，目前我国还没有相关成熟的回收技术和设备，也未有明确的光伏组件回收政策出台。

在众多光伏组件中，晶硅组件凭借90%的市场占有率成为光伏产业的主流。晶硅组件中的铅、锡等金属具有较高浸出毒性，会导致土壤和水源污染。而薄膜太阳能电池特别是碲化镉薄膜电池中，镉、铜等重金属含量很高。

当前我国大部分废旧光伏组件都没有回收处理，通常都是直接填埋或破碎后填埋。光伏组件回收的常用方法有机械破拆和高温热处理两种。这两种方法成本都比较高，同时存在高能耗和废气、废液的处理问题。

更早发展光伏的国家早已注意到组件回收问题。2012年，《欧盟废弃电子电器产品管理条例》率先将太阳能光伏组件纳入管理范围，并成立了专门机构处理境内的废旧光伏组件。2018年，法国成立了欧洲首座太阳能电池板回收工厂，能够实现95%的组件回收率。

有业内人士认为，国家发改委和生态环境部应当建立光伏项目周期信息通报机制，加大报废光伏末端处理的监管力度，对于生产者资源化利用经济效益不高的问题，采取增加财政激励和税收优惠等手段，促进企业生产者优化设计，主动履行环境污染预防责任，实现光伏作为清洁能源的可持续发展。

随着新能源规模快速发展，而电力需求增长和系统调节能力提升相对有限，新能源消纳形势严峻。2020年以来，国家层面鼓励推动电储能建设，以促进清洁能源高质量发展。6月18日，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，要求提高电力系统调节能力，推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。

储能可以从本质上解决新能源消纳问题吗？“新能源+储能”是否是必须手段？新能源与储能又该如何共生发展？截至目前，上述核心问题并未形成行业共识。国网能源研究院新能源与统计研究所专家胡静认为，就目前来看，新能源配置储能并非是解决弃风弃光的唯一手段，应运用多种调节手段共同参与调节，同时，研究“共享储能”等创新商业模式，推动储能的可持续发展。

储能无法从根本上解决弃风弃光问题

2019年，我国可再生能源整体发展平稳，不仅装机规模稳步扩大、利用水平显著提高，更重要的是，一直困扰行业发展的弃风弃光问题也得到持续缓解。数据显示，2019年，我国弃风、弃光率实现双降，平均弃风率4%，同比下降3个百分点；弃光率2%，同比下降1个百分点。

记者了解到，经过近几年不断研究探索，目前，业界普遍认为我国弃风弃光的原因主要集中在电源、电网、负荷三个系统要素上。

电源方面，目前，风力和光伏装机主要集中在“三北”地区（东北、西北、华北），占全国的比重为77%和68%，且以大规模集中开发为主。同时，“三北”地区煤电机组占比较高，燃煤热电机组比重高达56%，采暖期供热机组“以热定电”运行，导致系统调峰能力严重不足，不能适应大规模风力和光伏发电消纳要求。

电网方面，“三北”地区输电通道及联网通道的调峰互济能力并未充分发挥，对风力和光伏发电跨省跨区消纳的实际作用相对有限。

负荷方面，电力需求侧管理成效不明显，峰谷差进一步加大，影响了风力和光伏发电的消纳。

胡静认为，弃风弃光问题的原因与电源电网结构、系统灵活性调节资源和市场体制机制都有关系，当前电力市场体制机制没有理顺，没有按照效率原则来分配电力生产和消费权。“很明显，储能解决不了市场机制问题，但从理论上来说，配置足够大规模的储能在技术层面是可以解决弃风弃光问题的。”胡静表示。

近年来，以风电、光伏为主的新能源发电成本快速下降，装机容量及能源占比不断上升。新能源发电的波动性及其对电网稳定的影响仍然是新能源进一步健康发展的制约因素。

胡静指出，电力是生产与消费实时平衡的特殊商品，风、光能源的波动性和随机性分别给传统电力系统的电力平衡带来了相当的困难，因此需要更多、更灵活、调节范围更宽广的调节手段。“例如火电调峰、燃气机组、需求侧（负荷侧）管理与控制、抽水蓄能电站、更多形式的电能替代应用等，都是非常好的手段。”胡静说。

诚然，电力系统需要的不是完整的“充放”能力，而是调节能力，也就是把负荷适时变大变小的能力和把发电适时变大变小的能力。“从技术角度讲，配套储能是提高新能源消纳比例的有效手段。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性，可以极大提高新能源系统的调节能力和上网友好性。”胡静表示。

“新能源+储能”是标配模式吗？

其实，国内新能源配储能已有技术示范案例。早在2011年12月25日，我国首个风光储输示范工程就已在河北省张北县建成投产。该项目综合运用了磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线，每年可提升200小时的利用小时数，但经济性不佳。

此后，2018年6月26日，我国首个光伏发电储能项目——共和实证基地20兆瓦光伏储能项目并网。该项目采用了磷酸铁锂、三元锂、锌溴液流和全钒液流电池，建设16个分散式储能系统和6个集中式储能系统。

2019年，我国首个风光储多能互补型电站——青海共和、乌兰55兆瓦/110兆瓦时风电配套储能项目，以及首个真正意义上的“风电+储能”项目——鲁能海西州多能互补集成优化示范工程50兆瓦/100兆瓦时的磷酸铁锂电池储能项目相继投运。

其中，青海项目采用阳光电源一体化储能系统解决方案、高度集成的储能变流器和锂电池系统，且配置了高能量密度锂电池，循环寿命长、深度充放电性能优越，能够满足电站调频需求，可进一步提升电网友好性。同时，整套储能系统极大地提高了机组的AGC调节性能指标与AGC补偿收益，减小了考核成本，增加了电站的收入。

据介绍，储能犹如“充电宝”，能实现电力的充放自如，理论上能够很好地对冲新能源电力的波动性、随机性，助力解决“弃电”顽疾。因此，二者的结合被业界普遍视为未来新能源行业发展的“标配模式”。但事与愿违，新能源大省（区）青海、山东、新疆等地的推广工作先后陷入僵局，一度给这一模式泼了数盆冷水。

当前，风电、光伏行业将全面迎来平价上网，项目经济收益对成本愈加敏感，新能源配套储能是否还具有经济性，是产业链各方仔细分析研究的问题。

胡静告诉记者，现阶段，“新能源+储能”收益模式单一，获利水平偏低。据悉，目前储能配置成本约为1500～2000元/千瓦时，综合度电成本约为0.4～0.6元/（千瓦时·次），若新能源为早期项目，按风电项目享受0.61元/千瓦时电价来算，加上储能在辅助服务市场能够获得100～200元/（千瓦时·年）的额外收益，“新能源+储能”在部分弃风弃光地区具有一定的经济性。但由于新能源项目趋于平价，且弃风弃光情况逐步改善，仅靠解决弃电为主要收益模式，不具备经济性。“储能只是调节手段之一，而且现阶段肯定也不是这种系统大范围调节的最经济的调节手段”，胡静表示，“火电灵活性改造也好、抽蓄电站也好，从目前来看，还是相对比较经济的手段。我们不是一定要把发展储能作为调节资源，而是挖掘系统中的各种资源，共同起到调节作用。”

“谁为可再生能源配储能付费”是破局关键

记者了解到，新能源配置储能政策再次引发各界争议，焦点集中在是否应由新能源企业出资配置储能。此次湖南等多个省份再次发文鼓励新能源项目配置储能，主要源于两方面考虑：一是新能源消纳形势依旧严峻，截至2019年底，新疆、甘肃和内蒙古弃风率分别达14%、7.6%和7.1%，新疆、青海弃光率分别为7.4%和7.2%。降低弃电率，落实可再生能源总量和非水可再生能源消纳责任权重，对于湖南等水电大省，消纳压力较大。二是部分新能源大省面临低谷时段调峰压力，以湖南为例，最大峰谷差已经超过50%，风电与水电同时大发重叠时间长，系统调峰能力有限，风电消纳空间较小，弃风将愈加严重。由于补贴退坡、资金拖欠、平价上网等因素影响，新能源项目盈利空间逐步压缩，配置储能带来的收益有限，建设积极性较低，导致部分省份新能源企业与电网企业矛盾加剧。

由于缺乏明确机制或收益预期较低，早期出台的多项新能源配置储能政策已取消或搁置。据悉，鼓励新能源配置储能政策并非首次发布，此前青海、新疆、山东等省份都曾经出台鼓励或强制新能源配置储能的相关政策。青海在2017年提出当年规划330万千瓦风电项目按照10%配套储能，最终迫于压力政策未被推行；新疆于2019年试点鼓励光伏电站配置20%储能，承诺增加试点项目100小时计划电量，但最终仅保留了5个试点；山东于2019年鼓励集中式光伏自主配备储能，但政策暂时没有得到响应。

胡静认为，多个政策的难以落地，主要是缺乏实质性的储能投资回报机制，新能源企业配置储能成本无法疏导。“用新能源配置储能来解决弃风弃光问题，其实是整个系统的成本和新能源发展关系之间的一个问题。”

从早期国网张北风光储输项目、国电和风北镇风储项目、卧牛石风储项目的示范，到华能青海格尔木光伏电站直流侧储能项目商业化探索，再到甘肃独立储能电站、青海共享型储能电站的创新应用，储能与可再生能源结合离不开对经济性的深入探索。在电力市场成本价格传导机制欠缺的情况下，现有任何机制都处于过渡阶段。

胡静指出，如果是在弃风弃光严重的地区，并且是拿到早期补贴上网电价的新能源场站，加之可以平衡储能成本与增加的上网电量之间的收益的话，还是有一定获利空间的。如果是在拿到较高标杆电价的情况下，包括青海共享储能，目前还是有收益的。但是如果新能源本身收益率已经比较低，例如已经接近平价，再通过配置储能来追求这种利用率提升，从全社会的成本来看肯定不是最经济的一种方式。

胡静说，目前，储能主要解决的是近期可再生能源消纳问题，最终还要遵循“谁受益、谁付费”的基本原则，为可再生能源规模化开发和利用买单的主体绝不仅仅是可再生能源开发商自身，作为“绿色发展”的受益方，全社会有责任为可再生能源的发展付费。而支付储能费用的主体既来自于用电用户，也来自于享受储能提供平滑稳定输出服务的可再生能源企业。只有市场中形成基本的经济逻辑，储能配套可再生能源的长效机制才能建立。“至于发展储能是谁的责任，它既不是新能源的责任，当然也不是电网企业的责任，也不会是用户的责任。至于投资该由谁来买单，从市场化角度看，谁投资获益谁来买单。但如果从储能的社会效益、国家能源战略角度看，由利益相关方共同承担较为合理。”胡静进一步补充。

此外，为满足未来规模化可再生能源下电力系统的安全稳定运行，可再生能源与储能绑定以减少波动和不确定性，应是发电企业应承担的基本义务。未来，储能绝不是为解决眼前可再生能源过量发展的消纳问题而特殊存在的，而是解决新能源结构下可能存在的电力运行风险而必然存在。

储能参与市场交易增加了收益途径

国内对于储能的认识由是否发展逐渐转变为如何高质量发展，目前政策从宏观引导、指导的角度明确了我国发展储能的重要性、必要性和国家所持的积极鼓励态度，符合我国和国际社会发展新能源，建设清洁低碳、安全高效现代能源体系的大潮流和新理念。

6月10日，国家发改委、国家能源局联合发布了《电力中长期交易基本规则》，明确了储能可参与电力中长期交易。自《电力中长期交易基本规则（暂行）》发布以来，经过三年的探索与实践，全国电力市场化交易比重不断扩大，市场交易机制日趋完善，市场价格机制逐步理顺，可再生能源电力需求日益凸显，售电市场蓬勃发展。

胡静认为，不仅是新能源项目配置储能，就算独立的储能参与中长期交易也是可行的。此次《电力中长期交易基本规则》的出台，把储能作为市场主体考虑进来，是肯定了储能在市场中的价值，这对新能源配置和储能本身来说都有很大的积极促进作用。“对于新能源配置储能来说，绿证和配额制增加了它的收益途径，不仅可以参与辅助服务市场，还可以参与电能量市场，通过卖电收益，也可以作为权益转移出去，一定程度上可以提升总体的收益水平。”胡静表示。

随着储能市场规模的扩大，成本逐年下降，电改红利不断释放，储能的独立主体地位得到明确，可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备电及需求侧响应服务以及电力现货市场交易，把储能的应用价值直接充分地交易结算出来，可以说，新能源项目配套储能的前景是光明的。

同时，随着新能源发电成本的降低，参与电力市场的竞争力也在不断增强，未来保量保价的交易模式也将被打破。储能具有多重功能，可满足电力系统不同时间尺度的调节需求，未来成本回收的途径及参与市场的类型是多样的，主要包括以下几方面：

一是参与电网系统级调峰，实现共享，相关费用在全网收益电量中分摊。共享型储能既提高了利用率，也增加了储能的收益。《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》提出，在新能源弃电时对未能达成交易的储能进行调用，价格为0.7元/千瓦时；2020年3月，新疆维吾尔自治区发改委发布《新疆电网发电侧储能管理办法》（征求意见稿）提出，电储能设施根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时。从两个省份制定的规则来看，储能参与系统级调峰的价格已经超过储能自身的度电成本，收益是可观的，不过也应看到，系统调峰通常是季节性的，储能利用小时数难以得到有效保障，这对储能收益也带来了一定的风险。

二是储能参与电力系统快速调频。我国调频辅助服务市场规则以火电、水电为主要设计对象，独立储能电站虽然在响应速度和调节精度上具有显著优势，但跟踪调频指令时需要具备持续的输出能力，因此独立储能电站调频需要配置较大功率和容量的电池，使得成本快速上升，经济性较差。高比例新能源并网将导致系统频率的快速波动，储能快速响应特性满足了快速调频的需要，未来对于建立快速调频辅助服务市场的省份，储能与新能源联合调频也将成为增加收益的重要渠道。

三是储能参与现货市场。电力市场中，只有实时市场严格满足现货市场的定义。结合电力交易即发即用的特点，在讨论电力现货市场时，常把时间尺度扩大到实时交易的日内甚至是日前。现货市场的重要价值在于发现价格，用价格反映供需关系。目前我国现货试点省份已经全部进入试运行，随着现货市场的成熟运行，电力电量的商品属性逐步体现，新能源发电边际成本为零，与储能配合可根据价格信号灵活充放电获取更高的电量收益。

四是作为备用或需求侧响应资源，提升电网安全稳定运行水平。储能具有四象限运行特性，电网稳态下可以提高新能源涉网特性，电网暂态下可根据系统需要提供功率支撑，可以提高大规模新能源外送基地特高压直流输电线路输送容量，备用收益也是储能多重价值的重要体现。

多场景应用推动储能可持续发展

储能在电力系统的应用，已成为我国能源转型和市场化改革进程中的一个重要技术手段和活跃因素。

胡静认为，未来，随着技术进步，储能成本还有较大下降空间，而且在电力市场改革不断推进下，“新能源+储能”的模式可通过多种手段参与电力市场获益。如目前青海省“共享储能”模式可在其他省份推广应用，通过“新能源+储能”的模式参与电网调峰调频辅助服务获益；依托储能具有能量存储、快速调节控制等功能，可在相关应用场景下（如边远地区供电）提供容量备用，提高供电可靠性；在用户侧分布式电源配套建设储能，可通过参与电力市场化交易进行获益。

“未来，储能的应用肯定不能局限于这种新能源配置储能提升利用率的这一种场景，这只是场景之一，储能的应用场景其实很广泛，例如储能与电源配合参与市场调峰调频，作为独立储能电站参与未来系统调峰调频需求侧响应以及共享储能等。”胡静指出。

未来，推动储能可持续发展，首先是做好前瞻性规划研究，避免资源无效配置。当前，各地方要求配置一定比例和一定持续时间的储能系统，但鲜有对高比例可再生能源体系下电力系统储能需求的基础分析，配置比例和储能时长存在不合理设计情况。还需明确引导各地区做好不同可再生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全面利用。

其次，要明确储能准入门槛，确保储能高质量应用。各地方提出了可再生能源配套储能系统的政策方向，但并未明确储能准入标准，存在利用低质量储能系统应用获得优先建设和并网条件的可能性。还需在落实配套项目之前，明确项目准入技术标准，确保储能安全可靠应用。

最后，要落实配套项目应用支持政策，推动友好型可再生能源模式发展。把配套储能技术的可再生能源场站视为友好型可再生能源场站，适当给予配套项目增发电量支持，减少此类项目弃电风险。同时，需尽快明确储能项目身份和其参与电力市场的主体身份，调用储能系统参与调峰调频辅助服务市场，以获得收益回报。

胡静认为，应进一步挖掘系统灵活性资源，深入研究在电力市场放开条件下“共享储能”、用户侧储能、可变负荷等参与系统调节的商业模式和市场机制。加快推进储能接入和参与系统调节相关技术标准制定和完善，切实发挥储能系统调节作用，保障电网安全。

短期来看，在电力市场和价格机制尚无法反映配套系统应用价值的情况下，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。结合绿证交易和可再生能源配额机制，对配套储能系统的发电企业、电网企业和电力用户可适当提高绿色电力认证权重，绿色电力认证可在市场中进行交易，各市场主体可自行投资建设或租用储能系统以获得相应配额，或在市场中购买相应配额，实现可再生能源与储能在新交易模式下的配套。

长远来看，在现有度电成本高于传统火电成本的情况下，要推动可再生能源和储能配套发展，还需价值补偿。所以最终要建立市场化长效机制，实现“绿色价值”的成本疏导。

目前，全球范围内已有部分地区的光储和风储成本可与传统火电竞争，一方面要继续推动可再生能源平价上网，减轻可再生能源财政补贴依赖，另一方面还要推动全面的市场化改革，让电力价格反映真实的能源供应成本。全社会承担能源绿色发展的责任意识需得到全面普及，且最终要负担能源绿色发展的成本，实现“财政明补”到“价格体现价值”的全面过渡。但在现有推动绿色发展进程与价格改革步伐不一致的情况下，还需通过价值补偿机制推动可再生能源和储能行业发展，刺激相关行业降本增效。

“光伏已在全球绝大部分国家和地区成为最便宜的电力能源”“新一代电力系统的创建需要高比例的可再生能源”“未来3~4年中国每年将会有约5000万千瓦的新装机量”……这些声音均来自于日前举行的国际太阳能光伏与智慧能源（上海）展览会。

　　科技的进步，尤其是太阳能电池效率不断提升和组件技术日益革新，使我国光伏装机量保持全球领先。截至2019年，我国光伏累计装机达到20430万千瓦，连续4年保持全球第一。

　　但按照市场上标准的25年使用寿命估算，废弃光伏组件数量在若干年后将非常巨大。“如果这些材料未经处置直接废弃，形成固废，将会对土壤及周边环境产生不良影响。”南方科技大学材料科学与工程系长聘副教授何祝兵告诉《中国科学报》。

　　在暨南大学新能源技术研究院院长麦耀华看来，这些废弃光伏组件必须回收处理。然而，目前我国还没有相关成熟的回收技术和设备，也未有明确的光伏组件回收政策出台。

　　回收是必由之路

　　光伏作为清洁可再生能源，本身贴着“绿色”的标签，不但节能减排，更能预防环境污染。然而，从可持续性角度来看，光伏也隐藏着潜在的污染风险，且具有隐蔽性和潜伏性。

　　以废旧的光伏组件为例，既包括达到设计寿命后的组件，也包括因破损、老化而提前终止服役的组件。

　　在众多光伏组件中，晶硅组件凭借90%的市场占有率成为光伏产业的主流。麦耀华在接受《中国科学报》采访时介绍，晶硅组件中的铅、锡等金属具有较高浸出毒性，会导致土壤和水源污染。而薄膜太阳能电池特别是碲化镉薄膜电池中，镉、铜等重金属含量很高。

　　当前我国大部分废旧光伏组件都没有回收处理，通常都是直接填埋或破碎后填埋。光伏组件回收的常用方法有机械破拆和高温热处理两种。麦耀华表示，这两种方法成本都比较高，同时存在高能耗和废气、废液的处理问题。

　　据研究，废旧光伏组件大部分材料都可以循环利用，其中包含的银、铝、锡等金属虽然含量小，但回收价值大。澳大利亚麦考瑞大学计算，80万吨的光伏废料所含材料的经济价值在12.5亿美元左右。

　　但“真正的问题是回收成本过高”，麦耀华分析，除了回收过程，拆卸和运输成本也很高。随着硅材料成本的不断下降，仅仅通过废料回收所获得的经济效益较差，各方都没有足够动力。

　　与发达国家相比，我国的光伏产业起步较晚。在过去的十几年中，“西部省区无电乡通电计划”“金太阳”等一系列政策，推动了我国光伏产业的发展。仅在2019年，我国光伏装机容量就达到3010万千瓦。

　　目前，20世纪90年代安装的太阳能电池板相继进入报废期。有研究预测，到2020年底，我国光伏组件累计报废量预计将超过200万千瓦。在这之后，报废光伏组件数量将显著增加。

　　需要可行的技术路线

　　更早发展光伏的国家早已注意到组件回收问题。2012年，《欧盟废弃电子电器产品管理条例》率先将太阳能光伏组件纳入管理范围，并成立了专门机构处理境内的废旧光伏组件。2018年，法国成立了欧洲首座太阳能电池板回收工厂，能够实现95%的组件回收率。

　　光伏组件回收工作仍未在国内引起关注，可能是因为距离第一批报废潮仍有些时日。

　　从已有回收利用方法来看，光伏组件退役后，一般要经过五个处理环节：一是将组件拆卸下来并运输到处理机构；二是进行拆解，取掉背板和电线；三是将组件破碎，去掉最外面的钢化玻璃；四是进行热解；五是把组件中最有价值的金属、硅料取出来。

　　然而，上述五个环节看似容易，但要顺利完成，需企业敢于尝试，并摸索出靠谱的、可推广的技术路线。专家表示，尽管行业周期未至，市场规模尚小，但技术储备仍需从当下开始。

　　据分析，2010年之后，我国光伏产业出现过两次快速增长。第一次出现在2012～2013年，为了应对欧美“双反”，国家先后出台多项支持光伏产业的政策。随后，光伏新增装机量增长近10倍，且90%以上为地面电站。第二次出现在2016～2017年，由于光伏组件价格下降、扶持力度增加，分布式光伏快速发展，全年装机同比增长3.7倍。

　　事实上，集中上马就意味着可能会“扎堆”退役。

　　何祝兵向记者分析，重要的半导体材料可以考虑“回炉”再造。其他材料视成本，可以走不同回收技术路线。

　　要“从摇篮到坟墓”全过程监管

　　在技术上，是否可以建立数据库，使太阳能电池板和它们的毒性通过型号来追踪？麦耀华和何祝兵都认为，这种方法可行。

　　在麦耀华看来，考虑到很多光伏企业的管理都已经相当先进，大多建立了制造执行系统或者物料需求计划系统，对每批次甚至每个光伏组件进行物料和工艺溯源、追踪不存在大的技术障碍。“困难在于建立一个由政府或者第三方机构主导的数据库管理机构和机制，并保证其正常运行。”

　　目前，光伏领域内生产企业和科研机构把主要精力放在光伏组件转换效率提升、成本降低和可靠性保障上，在减少废旧光伏组件污染和方便回收方面做的工作较少。

　　科研方面，我国在以科研项目的形式对废旧光伏组件回收技术进行研究，但在政策和标准层面上基本是空白。

　　“回收问题应当在政府部门监督和管理下，由组件生产者和第三方专业回收机构共同来完成。”麦耀华向《中国科学报》分析，政府部门出台相关政策、法规和标准，并确保政策和标准的执行，组件生产厂商和进口商在组件销售时作为客户向第三方专业机构提供运营费用，第三方专业机构执行退役光伏组件的拆卸、运输、回收和再利用，并确保满足政府部门对组件回收的标准要求。“这种方式使专业人做专业事，把成本降到最低，重要的是可以保证组件的回收免受组件生产企业经营状况的影响。”

　　新修订的《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》将于今年9月1日生效。该法明确提出建立电器电子、铅蓄电池、车用动力电池等产品的生产者责任延伸制度。

　　此外，上海环境法律师张秀秀告诉《中国科学报》，《废弃电器电子产品处理目录（2014年版）》尚不包含报废光伏组件，强制回收的产品和包装物名录及管理办法尚未出台，值得公众和学界倡导和呼吁。

　　“重在监管。”张秀秀表示，国家发改委和生态环境部应当建立光伏项目周期信息通报机制，加大报废光伏末端处理的监管力度，对于生产者资源化利用经济效益不高的问题，采取增加财政激励和税收优惠等手段，促进企业生产者优化设计，主动履行环境污染预防责任，实现光伏作为清洁能源的可持续发展。

上海证券报记者从多个渠道获悉，用于发放新能源补贴拖欠的首期1400多亿元债券发行工作，有望在今年年底前完成。据近期参加债券发行推动会议的人士介绍，目前中国人民银行、财政部、国家发展改革委等部门已经同意，将由两大电网企业发行债券解决新能源欠补问题。

另据电网企业人士透露，公司方面已基本同意并向主管部门国务院国资委进行了汇报。首期债券预计将覆盖“十三五”规划范围内的可再生能源项目，即前8批目录内的光伏、风电和生物质能项目。

在可再生能源从业人士看来，可再生能源补贴存在巨大缺口，补贴发放周期长等问题由来已久。2020年可再生能源电价附加支出预算数为923.55亿元，比2019年执行数增加64.37亿元，增长7.5%。但根据补贴资金缺口匡算，到2020年年底可再生能源补贴缺口将达到3000亿元，资金来源远不能满足补贴需求。业界关于提高可再生能源电价附加费的讨论已持续多年，迄今未有明确结论。

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩认为，可再生能源补贴支付滞后，导致企业经营难以为继，逐渐失去“供血”和“造血”机能，使市场丧失投资信心。目前补贴拖欠问题已到了非解决不可的程度，发行债券是一个可行方式。电网公司是首选的债券发行主体，具备作为发债主体的能力，同时也具备债券资金使用的便利性和技术手段。

电网企业人士对上海证券报记者表示，当前有关债券发行的主体基本确定，但债券利息承担问题仍存在不确定性。目前电网企业自身也面临着大规模投资和经营考核的双重压力，对于承担部分利息的方案颇感为难。

中国新能源(5.310, -0.26, -4.67%)电力投融资联盟秘书长彭澎对上海证券报记者表示，可再生能源补贴债券发行工作肯定需要政府部门或者国有企业来承担。电网企业作为具有社会责任的企业承担起这个责任，也将为国内可再生能源持续健康发展作出贡献。从债券规模来看，预计只能还掉小部分历史欠账，未来可能还需要通过持续发债来解决更多项目的补贴问题。

光伏企业人士认为，可再生能源补贴申报流程繁琐，补贴资金发放周期长，企业现金流压力较大，加上民营企业融资成本较高，银行对可再生能源的信贷规模控制较严，不少企业感觉经营压力较大。通过发债解决新能源补贴拖欠问题，对于国内可再生能源发展将是一大利好。

　7月23日，欧盟委员会对原产于中国的太阳能玻璃作出第一次反倾销日落复审终裁，决定继续对中国相关光伏玻璃产品征收为期5年的反倾销税，税率为17.5%-75.4%。

　　此次日落复审涉及十几家中国企业，包括信义光能、福莱特等知名企业。不过，在业内专家看来，此次日落复审是旧案，不会对中国光伏玻璃行业产生新的影响。

　　影响可控，不必过分解读

　　欧盟对中国光伏玻璃开征反倾销税始于2013年11月，当时试图对中国太阳能玻璃征收17.1%-42.1%的临时反倾销税。不过，举措并未最终落地。2014年5月14日，欧盟对原产于中国的太阳能玻璃作出反倾销终裁，开始对中国相关产品征收反倾销税，税率为0.4%-36.1%。2015年8月13日，欧盟对中国相关产品作出反吸收终裁，修改对部分产品原审终裁确定的反倾销税，其中单独税率为17.5%-75.4%，普遍税率为67.1%。去年5月14日，欧盟对原产于中国的太阳能玻璃启动第一次反倾销日落复审立案调查。

　　“这是很多年以前的案子了，现在看到是日落复审。”中国机电产品进出口商会光伏产品分会秘书长张森对记者表示，也就是说，五年来就一直在征税，此次终裁没必要过分解读。

　　持上述观点的还有中国光伏行业协会副秘书长刘译阳。他对记者说：“光伏玻璃案子已是很多年前的事了，而且欧盟太阳能玻璃市场在中欧贸易中的占比极小，对我国光伏玻璃行业影响不大。”

　　值得注意的是，2018年9月，欧盟取消了对中国光伏电池和组件的MIP(最低价格限制)，中欧光伏产品恢复自由贸易关系。

　　光伏玻璃形势向好

　　光伏玻璃是光伏行业的一个分支，位于光伏产业链中游，是光伏组件制造的原材料之一，如今我国已成为全球最大的光伏玻璃生产国。中国光伏行业协会数据显示，我国光伏玻璃在全球市场的占有率多年稳定在90%以上。今年，新冠疫情暂时影响了全球光伏新增装机需求，不过，疫情之后，光伏产品出口有可能出现报复性反弹，国外市场需求增长将带动光伏玻璃出口增加。

　　正如交银国际近日研究报告称，近期光伏行业基本面改善信号不断出现。4-5月我国光伏组件出口量同比仅略有下降，疫情对海外需求影响低于预期，预计今年全球光伏新增装机同比持平。

　　市场分析人士普遍认为，受疫情影响，今年4月和5月光伏玻璃平均售价下降了17%，但自5月中旬以来一直保持稳定，由此可见，光伏玻璃行业整体形势在稳定向好。“对于光伏玻璃龙头企业信义光能、福莱特来说，国内才是最大的市场。”一位不愿具名证券分析师对记者表示。

　　“此外，2.0毫米双玻组件渗透率正快速提高，这将有利于拉动玻璃需求和实现产品结构优化。”上述不愿具名人士表示，“如今，随着双玻组件需求大增，2.0毫米玻璃价格已率先反弹，预计信义光能、福莱特两家企业产能市占率将由2019年底的46%快速提高至2021年底的63%。”

　　不会蔓延至组件和电池

　　有业内人士担心，在全球经济形势不乐观、“逆全球化”日渐抬头的情况下，欧盟对中国光伏玻璃反倾销税事件会蔓延至光伏行业的组件和电池。不过，业内专家一致认为，美国、欧盟等一些国家和地区确实曾多次对中国光伏产品实施“双反”，将中国光伏产品阻挡在门外，但最终损害的是本国太阳能行业。

　　刘译阳直言，欧洲早在2010年就开始对我国光伏“双反”，但没有达到所谓保护欧洲光伏产业的目的，反而损害了欧洲光伏发电商的利益。前两年又决定撤销“双反”，欧盟不会再一次搬起石头砸自己脚。

　　不过，居安思危，防患于未然，中国光伏企业还需随时关注国际环境和政策的变化。今年6月17日，欧委会发布了《论外国补贴对公平竞争影响的白皮书》，虽然白皮书针对的是欧盟外的所有投资者，但白皮书若最终通过并实施，将对我国部分光伏企业拓展海外市场产生潜在影响，中国光伏企业需要未雨绸缪，提前预判潜在风险并及时调整发展计划。

8月5日，从国家能源局获悉，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发通知，要求做好风电、光伏发电平价上网项目开发建设工作。

通知称，结合各省级能源主管部门报送信息，2020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。

国家能源局新能源司有关负责人表示，公布风电、光伏发电平价上网项目，有利于加快风电、光伏发电平价上网进程，进一步提升我国风电、光伏发电产业的市场竞争力。组织实施风电、光伏发电平价上网项目，将进一步增加可再生能源装机规模和发电量，提升非化石能源占一次能源消费总量的比重，助力能源转型和高质量发展。

据初步测算，2020年风电、光伏发电平价上网项目将拉动投资约2200亿元，并将新增大量就业岗位，对于稳投资、稳增长、稳就业具有现实意义。

为避免项目列入平价项目名单后延迟建设，同时考虑风电、光伏发电项目合理建设周期，通知规定，除并网消纳受限原因以外，风电项目应于2022年底前并网，光伏发电项目应于2021年底前并网。

这位负责人说，国家能源局将与国土、环保等部门加强协调，推动降低非技术成本。同时，严格项目开发建设信息监测，加强项目开发建设情况监管，为风电、光伏发电平价上网项目开工、建设、并网、运行营造良好环境。

7月4日，记者从广州市供电局获悉，广州首座光伏储能电房近日在白云区钟落潭镇完成智能模块接入，宣告整体投产。它不仅可以实现自身设备供电的“自给自足”，在阴雨天等弱光天气条件下稳定发电，余电还可以反供上网，而且，还能有效地提升区域的供电可靠性，突发情况导致断电时，光伏储能系统持续供电22个小时，为后续的故障研判、抢修复电争取时间。

创新采用发电玻璃

进入白云区钟落潭镇五龙岗村，没多久就可以看到一个漂亮的“水晶盒子”。这正是广州白云供电局刚刚投产的光伏储能配电房。该配电房创新性采用发电玻璃安装于顶面及外墙四周，通过吸收太阳能转化为电能，能满足光伏配电房自身设备日常用电负荷需要。多样化的外墙样式，促进电房与周围环境的高度融合。

据白云供电局配网项目经理曾鸣介绍，五龙岗光照时间长，场地空旷，为光伏储能配电房试点创造了条件。发电玻璃内部的薄膜太阳能电池，主要使用了CdTe（碲化镉）。这种材料的3个突出特点都适合应用在配电房上：首先是碲化镉与太阳光谱非常匹配，最适合于光电能量转换，发电稳定，弱光发电性好，阴天、雨天也可发电；其次是抗局部遮挡能力强，不会形成热斑，抗污性好，不用经常清洗，节省维护成本；第三是结构简单，仅由2片玻璃夹发电层和胶膜构成，安装角度也很灵活。

同时，这个光伏储能配电房还是智能电房。它增加了设备状态监测、电气保护测控、视频监控、环境监测和安防监控五大功能配置，实现设备的感知、互联、边缘计算优化和预测。

提升区域供电可靠性

光伏配电房的储能系统，利用光伏发电资源补充电房用电，提高变压器供给效率；而且光储一体，为后备电源提供用电，提升了区域内的供电可靠性。

曾鸣称，传统的电房，电房内部的基础用电如照明、空调都是由市电供应，当线路故障或检修时，后备电源只能提供4小时，难以满足检修的时长需求。

光伏配电房利用蓄电池将发电电能存储起来，当没有电源时，储能系统能提供电房最大负荷供电22小时，包括夜间最长16小时和后备6小时，断电时提供的最大负荷比原来提升了5倍。

“这种配电房特别适合白云区的实际情况。白云区是广州城中村最密集的行政区，高速增长的电力需求导致电网建设投资居高不下。每年夏天电力设备负荷最高峰之前，我们都会开展度夏工程项目的建设。”曾鸣说，尽管如此，在高温天气的用电需求下，还是有部分台区设备出现重过载。光伏配电房为我们带来了一个绿色、环保的解决方案。

据了解，当市电故障停电时，光伏配电房通过智能模块能自动切换至备用电源，提供22小时后备电源，供基础用电及智能模块使用，保障故障或检修时人员的工作安全。当市电恢复供电后，智能监控系统自动操控并网开关合闸，恢复光伏并网运行。

据了解，广州供电局正全面应用智能配电标准设计V3.0，按照“建设投产、调试验收、有效应用三同步，投产一项见效一项”原则，推进实现配电设备状态、环境、负荷监测和视频监控等。

又一度SNEC展即将盛装来袭，各大光伏企业正在积极“备战”，准备用琳琅满目的新技术、新模式，在这次“组团摆摊”中“各显神通”，硬核展示走向平价上网时代的实力。

　　今年以来，随着技术的进一步提升，全球光伏最低发电成本纪录继续突破，出现1.35美分/千瓦时的历史性报价，低于人民币0.1元/度。在全世界诸多地区，由于受“非技术成本”制约较小，光伏发电“1毛钱一度电”已成为现实。

　　然而，随着国内平价时代的来临，光伏产业想要“乘风破浪”，除了技术本身的进步，更需要消纳条件的保障。进入平价阶段，消纳条件将成为光伏新增装机规模的最大制约因素。

　　光伏发电利用率“逆势上升”

　　消纳压力仍然存在

　　今年以来，新冠肺炎疫情对电力需求造成一定冲击，但在此情况下，根据中国光伏行业协会日前发布的数据，上半年我国光伏发电装机规模同比增长0.88%。与此同时，光伏等新能源发电的利用率也在逆市上升。两大电网公司近日发布的统计数据显示，上半年，国家电网经营区内的风电、太阳能发电利用率为96.9%，南方电网可再生能源发电利用率达99.87%，较去年同期都有提升。

　　据电力规划设计总院高级工程师程晨璐介绍，尽管受疫情影响，全社会用电量同比下降，但各方齐心协力加强新能源消纳。上半年，全国光伏发电量1278亿千瓦，同比增长20%，光伏发电量占全部发电量的3.8%，较2019年增长约0.8个百分点。

　　程晨璐预计，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2020年并网。他表示，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。

　　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。据水电水利规划设计总院新能源部太阳能处处长秦潇介绍，2020年度，全国共申报竞价项目3350.911万千瓦，其中434个项目纳入2020年国家竞价补贴范围，总装机容量2596.7208万千瓦，预计2020年全国新增消纳能力将达到4845万千瓦。

　　不过，由于新能源发电成本逐步下降，竞争力进一步提升，清洁能源并网规模将继续增长，意味着消纳能力也将面对更大的挑战。根据国网能源研究院日前发布的《中国新能源发电分析报告2020》，2020年，我国光伏度电成本预计为0.245-0.512元/（kWh），到2025年，我国光伏发电度电成本将在0.220-0.462元/（kWh）之间。

　　国网能源研究院预计，2020年全国新能源利用率整体可以保持95%以上，但个别省区面临较大压力。预计甘肃、新疆新能源利用率仍低于95%，但均较2019年有所提升，冀北、山西、青海受新增装机规模较大等因素影响，新能源利用率可能低于95%，华东、华中地区在春节等负荷低谷时段首次出现限电情况，但新能源整体利用率仍保持较高水平。

　　国网能源研究院指出，随着新能源装机比重的不断提升，受新能源资源、装机容量增长、电力需求增长等边界条件共同影响，新能源消纳情况可能存在一定的不确定性。例如，系统调节能力提升可能有限、新增装机存在不确定性、跨省跨区交易组织难度可能增加，都将对光伏等新能源消纳造成影响。

　　平价光伏欲“乘风破浪”

　　保障消纳是关键

　　据了解，随着后补贴时代的来临，国家层面或将不再对可再生能源装机做定量规划，而落实消纳将成为光伏“乘风破浪”的核心。国家发改委能源研究所研究员时璟丽表示，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。她强调，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。

　　时璟丽认为，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。

　　对于建立健全适应新能源消纳市场机制，程晨璐建议，健全电力辅助服务市场机制，向新型灵活性资源提供市场准入，纳入响应速度、调节精度等质量因素，发挥灵活调节资源对系统的真实价值；深化电力现货市场建设，通过反映电能真实市场价值，激发各类电源、负荷和储能调节能力，加强现货市场运行与中长期市场有效衔接；同时探索建立容量补偿机制或容量市场。

　　结合我国电力市场建设进程，以及不同交易机制对促进新能源消纳成效的评估，国网能源研究院认为，下一步应重点完善我国调峰辅助服务市场机制与新能源跨省区交易机制，进一步发挥市场机制对于提升新能源消纳能力的作用。

　　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。

长期来看，储能调频的总体需求会越来越大：一方面，风电、光伏等新能源发展规模越来越大，更加需要包括调频在内的辅助市场调节；另一方面，包括新能源汽车在内的用户侧也有调频需求。

伴随《江苏电力辅助服务（调频）市场交易规则（试行）》（以下简称《规则》）出台，江苏电力辅助服务调频市场日前开启试运行。

当前，新能源并网装机的快速增长，正日益激活储能调频市场的需求。储能调频能否迎来新发展机遇？

不能简单比较里程补偿价格

从目前数据统计的各地区AGC调频辅助服务补偿规则来看，此次江苏给出的补偿规则稍有不同，补偿价格为全国最低。江苏能监办称，规则维护了所有具备合格AGC功能机组（含风电、光伏）、储能电站和综合能源服务商的合理收益。

对此，有内人士担忧，这可能引发其他地区效仿，导致调频市场为降低成本而选用并不合规的产品，从而扰乱市场秩序，降低企业参与的积极性。

国网能源研究院高级工程师时智勇则指出，从其他省份调频市场里程报价限价看，山西为5-10元/兆瓦，福建为0-8元/兆瓦，广东为6-15元/兆瓦，江苏为0-1元/兆瓦，里程报价最低，表面上看，存在降低调频资源参与市场积极性的风险，但也要看到规则的差异性和市场的竞争性。

“首先，要认清江苏调频性能指标的评价算法与其他地方并不相同，以广东为例，调频性能指标由调节速率、响应时间和调节精度三个参数共同决定，最大值不超过3，江苏调频性能指标只由调节速率和调节精度决定，且计算公式不同，对于储能而言最大值可以超过10；其次，要认清储能仅仅是调频市场的主体之一，是否具备竞争力是由市场决定。同时，《规则》的制定充分考虑了各类调频资源的特性，遵循了按效果付费的原则，即性能越好的机组补偿费用越高，对于调节性能差的机组即使以较低的价格中标，其收益也相应降低，且后期难以继续中标，不存在‘劣币驱逐良币’的情况。”时智勇说。

中国能建华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏表示，江苏调频补助算法与其他地区并不一样，简单比较价格没有意义。

新能源激活调频辅助服务

所谓的调频辅助服务市场是指自动发电控制（AGC），即二次调频。各类调频资源通过自动发电控制功能按照一定调节速率实时调整发电出力，跟踪电力调度指令，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求。

时智勇表示，我国调频辅助服务以省为单位开展，调度机构以省级联络线功率控制为目标，根据“按需调用、按序调用”的原则，将相关指令分解后下发至各调频机组。调频辅助服务从指令生成、调用以及执行均较为独立，与其他辅助服务品种相比最适合市场化。

“不过我国调频辅助服务补偿费用规模相对较小，主要原因是二次调频需求并不迫切，以火电、水电机组为主要电源结构的电力系统，二次调频资源总体充裕，常规机组即可满足调频基本需求，同时我国已形成了世界上规模最大的同步电网，系统之间互济能力显著增强，这大大提高了频率稳定性。”时智勇说。

国家发改委能源研究所研究员刘坚认为，短期来看，整体市场受政策影响较大，企业在意政府给出的价格是否具备吸引力；长期来看，储能调频的总体需求会越来越大，主要原因在于：一方面，风电、光伏等新能源发展规模越来越大，更加需要包括调频在内的辅助市场调节；另一方面，包括新能源汽车在内的用户侧也有调频需求。

“我国储能调频发展到现在，仍是在电源侧发挥作用，未来市场的发展趋势是，将会引导用户侧资源加入进来。另外，目前调频的补偿和奖励机制并没有落实，并没有真正的发挥市场化的优势，未来这方面的细则将有望落到实处。”吴俊宏说。

储能调频的身份定位有待明确

从调频辅助服务市场运营规则来看，山西、福建、广东、江苏、甘肃均将储能纳入市场主体，储能参与调频辅助服务市场主要包括储能联合火电机组调频以及独立储能电站调频。目前来看，技术不是主要障碍，但在市场化运营方面，却存在着不小的难题。

时智勇认为，当前储能联合火电机组调频是我国现行辅助服务考核机制下的特有形式，但是，调频容量需求有限，且基本固定，若越来越多的机组配置储能，市场快速饱和，导致价格过低，在市场并未产生增量收益的情况下，补偿费用仅仅是在各发电机组之间重新分配。

吴俊宏表示，目前来看，储能调频所面临的最大问题是，没有明确的市场定位。“其在市场中并没有清晰角色定位，究竟是以电网、售电公司还是用户侧参与进去，身份的不确定性导致其发展难度巨大。”

“除了成本回收问题外，安全性也是一个制约其发展的因素。”刘坚指出，“储能调频是储能行业里安全性挑战最大的，一旦安全监管体制会更加严格，部分企业可能连获得入场券的资格都没有。”

针对储能参与调频辅助服务市场的前景，时智勇指出：一是要完善市场规则，允许储能等资源公平参与调频市场；二是设计合理的调频价格形成机制，储能调频的优势在于快速响应和精确的跟踪能力，设计一个充分反映储能价值的补偿机制是市场公平性的重要体现；三是要根据电力系统实际需要建立调频辅助服务新品种，随着我国新能源大规模并网，电力系统面临电力电子化，转动惯量持续减少以及“强直弱交”等一系列问题，对能够提供毫秒至数秒级的快速调频资源需求迫切。储能是应对该类问题的重要措施，未来各省可根据需要建立快速调频辅助服务市场，以满足系统安全稳定运行要求。