7月22日，由中国光伏行业协会主办的光伏行业2020年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会如约而至。和往年不同，受新冠肺炎疫情影响，今年会议改为在线上举行。会议形式的变化并没有影响业内人士对光伏市场的关注，上千名观众齐聚直播平台，聊天室内探讨激烈。

　　和火热的线上直播一样，今年上半年，我国光伏产业持续发向好，新增装机规模稳中有进。面对复杂、严峻的市场环境，我国光伏产业展现出强大的发展韧性，从第二季度开始，产业显现出快速复苏态势。4-6月，我国光伏发电月新增装机规模均超过1吉瓦（折合为100万千瓦）。

　　“如果用一句话来概括我国光伏产业上半年发展情况的话，那就是‘形势很不好，表现还不错！’”中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华说。

　　近3年来首次正增长

　　中国光伏行业协会的数据显示，1-6月，我国光伏发电新增装机容量为11.5吉瓦，其中，集中式光伏新增装机规模7.07吉瓦，占比61.48%，分布式光伏新增装机规模4.43吉瓦，占比38.52%。

　　去年同期，我国光伏发电新增装机规模为11.4吉瓦，今年相较去年同比增长0.88%。虽然涨幅不大，但结果仍令人欣喜。“2018年以来，我国上半年光伏发电新增装机规模分别同比下滑1.6%和52.5%。今年的小幅上涨是近3年来的首次正增长。”王勃华表示。

　　下游应用市场的稳步推进离不开上游制造环节的有力支撑。制造端方面，上半年多晶硅、硅片、电池和组件四大主要产品产量均同比提升。1—6月，多晶硅产量20.5万吨，同比增加32.2%，该环节头部企业如期扩产，老旧产能加速淘汰；硅片产量75吉瓦，同比增加19%；电池片产量59吉瓦，同比上涨15.7%，单晶PERC产量效率进一步提升；组件产量53.3吉瓦，同比增加13.4%。

　　业内人士认为，虽然受新冠肺炎疫情影响，第一季度我国光伏产业稍有下滑，但从第二季度开始，市场逐步复苏，呈现“一冷二热”的发展趋势。

　　在国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶看来，下半年我国光伏市场将保持增长的发展势头，全年新增装机规模将在40—43吉瓦。“往年受‘6·30’‘12·30’抢装影响，第二季度和第四季度一般是全年新增装机容量较高的季度。和往年的阶段性折线增长趋势不同，预计今年光伏产业的发展趋势将呈现直线增长，第三、第四季度净增规模将达8.2吉瓦和21.32吉瓦左右，分别占全年新增装机总规模的20%和52%。”陶冶说。

　　区域集中度显著提升

　　今年上半年，不管是集中式还是分布式项目，我国光伏产业区域集中度越来越高。

　　据统计，1-6月，全国新增装机规模接近或超过1吉瓦的省份有5个，分别是山东、江苏、江西、河北和广东。上述省份新增装机规模占全国的51.3%。新增分布式装机规模接近或超过200兆瓦的省份有6个，分别是山东、浙江、江苏、河北、河南和江西。上述省份新增分布式装机容量占全国的73%。

　　延续这一发展趋势，今年获批的竞价和平价集中式光伏发电项目区域分布也较为集中。2020年，共有25.97吉瓦的竞价项目入选，规模较去年的22.79吉瓦进一步扩大，分布地区却逐渐缩小，从2019年的22个省市区减少至今年的15个省市区。平价项目方面，今年分布在13个省市区，基本与去年的12个省市区持平。

　　“这些项目主要分布在‘胡焕庸线’右侧（即人口较为密集的东南地区），兼具光照、消纳能力、较高煤电基准价等相对竞争优势的地区。”王勃华表示，“比如，两湖、两广地区脱硫煤电价高于0.41元/kWh，申报了众多百兆瓦级渔光互补平价项目，凭借较低的土地租赁成本使得此类项目具有较强的竞争优势。”

　　随着市场的不断发展，我国光伏发电产业不断向平价上网迈进。具体来看，在竞价项目方面，全国单个项目最低电价较2019年下降13.2%，降至目前的0.2427元/kWh；全国加权平均电价从去年的0.4364元/kWh降低至目前的0.372元/kWh，降幅达14.8%；全国平均度电补贴强度从2019年的0.065元/kWh下降至今年的0.033元/kWh，降幅达49.2%。

　　出口量略有下滑

　　目前，我国光伏产业已经形成了全球最完整、产能最大的光伏产业链。截至2019年底，我国生产的多晶硅、硅片、电池片、组件在全球的占比分别为67.3%、97.4%、78.7%和71.3%；在上述各环节产量排名世界前10的企业中，我国企业分别占有7、10、9、8个席位。

　　在此情况下，海外市场的变化影响着我国光伏产业的发展。

　　受新冠肺炎疫情全球蔓延影响，国内外研究机构纷纷下调今年全球光伏发电新增装机规模预测值。然而，从1—5月我国海关出口数据来看，海外市场仅仅稍有下滑。

　　据统计，1-5月，我国光伏组件产品出口量为27.7吉瓦，较去年同期的28.2吉瓦下滑1.8%。在所有出口商品中，单晶产品的占比较大。前5月，我国光伏产品出口额约78.7亿元，同比下降10.1%。这是由于光伏产品价格下降，导致出口额的下滑幅度大于同期出口量下降幅度。

　　从预测来看，虽然新冠肺炎疫情将在短期内对全球光伏市场产生负面影响，但长期来看，光伏产业持续向好的基本面不会变。据研究机构SPE的最新预测，今年全球光伏发电新增装机规模有望达到112吉瓦。

今年以来，新冠肺炎疫情对各行业造成冲击，电力需求也受到一定影响。在此情况下，中国光伏行业协会7月24日发布消息称，上半年我国光伏发电装机规模同比增长0.88%，给行业带来了更多信心。在消费端，根据7月22日发布的《中国可再生能源发展报告2019》(以下简称《发展报告》)，我国清洁能源消费占比稳步提升，消费结构清洁低碳转型逐步推进。但在业内看来，随着并网规模加大，下半年新能源消纳仍存在一定压力。

装机增长

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%，较去年增长约0.8个百分点。在7月22日的“光伏行业2020年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会”上，中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华表示，“2018年以来，我国上半年光伏发电新增装机规模分别同比下滑1.6%和52.5%。今年的小幅上涨是近3年来的首次正增长。”

根据中国光伏行业协会数据，今年1-6月，我国光伏发电新增装机容量为11.5吉瓦，其中，集中式光伏发电项目新增装机规模7.07吉瓦，占比61.48%，分布式光伏新增装机规模为4.43吉瓦，占比38.52%。

据了解，2019年，由于市场启动时间较晚等原因，1-10月全国光伏新增装机量为17.5吉瓦左右，同比下滑了51.38%。光伏市场规模一度跌至2016年以来国内装机水平的谷底。在此背景下，加上疫情影响，今年上半年的增长规模来之不易。

厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强在接受北京商报记者采访时表示，“光伏仍然是我在可再生能源当中最看好的一个品种，它的最大的好处在于比较灵活，对资源和地点的要求不像风电那么高，所以其前途肯定是相当好的。”

根据《太阳能发展“十三五”规划》，到2020年底，太阳能发电装机将达到1.1亿千瓦以上，其中光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上。

为支持我国光伏产业发展，国家也出台了多项政策措施。在补贴方面，预计2020年新增可再生能源发电补贴资金额度为50亿元，可用于支持新增风电、光伏发电、生物质发电项目。

根据日前公布的2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果，今年用于补贴光伏竞价项目的预算总额为10亿元。434个项目纳入国家竞价补贴范围，总装机容量2596.7208万千瓦。

与此同时，各省市也陆续推出各自的光伏发电规划。河北省近日发布的《河北省风电光伏发电资源规划》就明确，合理统筹土地资源和电网接入条件，将风电光伏发电资源规划与国土空间规划、电网建设规划等有机结合，分期、分区域提出可利用资源，确保省内资源规范有序开发建设。

业内预计，今年下半年，光伏新增装机将有所回升，依然有约3700万千瓦光伏消纳空间。

可再生能源成电力增量主体

根据《发展报告》，2019年可再生能源发电新增装机容量在总新增装机容量中占比超过 57%，可再生能源新增发电量在总增量中占比超过 53%，可再生能源成为电力增量主体。

其中，风电、光伏发电首次“双双”突破2亿千瓦；可再生能源年发电量超过2万亿千瓦时。可再生能源利用水平和质量稳步提升，弃风率、弃光率降至4%和2%，分别下降3个百分点和1个百分点。

随着煤炭去产能和可再生能源发展，我国清洁能源消费占比稳步提升，消费结构向清洁低碳转型。

根据《发展报告》，2019年底，全国能源生产总量39.7亿吨标煤，消费总量为48.5亿吨标煤，其中煤炭消费占主体57.7%，占比逐步下降；清洁能源消费提升至23.4%，其中非化石能源占15.3%。

水电总院副院长易跃春表示，光伏发电将成为上网电价最低、规模最大的可再生能源，“光伏+”将成为重要的发展方式。

仍存消纳压力

在消纳方面，国家能源局三季度网上新闻发布会透露，上半年，6000千瓦及以上发电装机规模同比增长5.3%，清洁能源消纳持续好转，风电、光伏发电利用率分别达到96.1%、97.9%，同比上升0.8、0.3个百分点。

最新统计数据显示，今年上半年，国家电网公司经营区新能源发电量达3448亿千瓦时，同比增长14.8%，剔除一季度疫情影响后，新能源利用率为98.7%，同比上升2.6个百分点。具体而言，今年上半年，国网经营区风力发电量1845亿千瓦时，太阳能发电量1102亿千瓦时，分别同比增长12.3%、19.2%；分区域看，华北、东北、西北电网新能源发电量累计超过2301亿千瓦时，剔除一季度疫情影响，新能源利用率分别为99.5%、99.5%、96.4%。

然而，随着今年清洁能源并网规模扩大，消纳能力将面临更多挑战。

国网能源研究院有限公司研究测算的新能源消纳能力显示，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。

业内人士告诉北京商报记者，随着新能源并网规模的变大，以前存在的消纳问题还会存在，或许会更严重。“例如冀北存在弃光的问题，今年可能仍消纳不了。虽然电网有新的建设，但要看光伏电站装在哪儿。张北柔直等工程的投产，的确能起到一些缓解作用，但总体上看未来发展的话，我们的工程还是不够的。”

虽然国家发改委、国家能源局已印发了各省2020年可再生能源电力消纳责任权重，但在林伯强看来，“虽然说下半年比上半年肯定要好很多，但是整体而言，因为电力需求增长相对比较缓慢，整体来说应该压力会比较大。”

从可再生能源的发展现状来看，虽然我国可再生能源在能源消费中的占比和在发电量中的占比均高于全球平均水平，但非水可再生能源在发电量中的占比，尤其是非水可再生能源的在我国能源消费中的占比远远低于全球平均水平。

“随着技术进步、成本下降和系统灵活性提升，风电、光伏等新能源逐渐成为可再生能源电力的增量主体。”水电水利规划设计总院（简称“水电总院”）副院长易跃春7月22日在《中国可再生能源发展报告2019》（简称“报告”）线上发布会表示，“十三五”以来，中国可再生能源装机年均增长率为12%，新增的可再生能源装机所占年度装机比重超过50%，中国的能源转型正在稳步推进。

与会专家一致认为，我国可再生能源结构布局不断优化，质量效益持续提升，未来总体形势向好，高比例可再生能源发展方向已经成为共识。

非水可再生能源占比低于全球水平

据国家能源局新能源和可再生能源司副司长李创军介绍，截至2019年底，我国可再生能源发电装机达到7.94亿千瓦，同比增长9%，占全部电力装机的39.5%，水电、风电、太阳能发电、生物质发电装机规模均居世界第一。

“2019年中国可再生能源继续快速发展，可再生能源在非化石能源中占比超过85%，支撑非化石能源消费比重提前一年达标。2019年风电、光伏发电装机首次双双突破2亿千瓦，可再生能源年发电量超过2万亿千瓦时。”水电总院院长郑声安指出，“要推动可再生能源的发展不仅要总结成绩与经验，更重要的是要弄清楚目前存在的问题。”

郑声安进一步表示，从可再生能源的发展现状来看，虽然我国可再生能源在能源消费中的占比和在发电量中的占比都高于全球平均水平，但非水可再生能源在发电量中的占比，尤其是非水可再生能源在我国能源消费中的占比远远低于全球平均水平。“从长远发展来看，影响可再生能源发展的因素更加复杂。如国土空间、生态红线、环境保护等要求不断提高，缺乏风电、光伏发电工程环境影响评价的客观标准，一味规避‘三区三线’使得部分省份的风电实际可开发量不足技术可开发量的5%。”

去年风电光伏投资一涨一跌

在可再生能源领域，风电和太阳能发展迅速，风电、光伏装机均基本达到“十三五”低限目标。报告显示，截至2019年底，中国风电累计并网装机容量达21005万千瓦，达到最低限发展目标，海上风电累计并网装机容量达593万千瓦，接近规划目标；截至2019年底，光伏累计装机容量达20430万千瓦，超过规划最低目标。

良好的产业预期带动了投资增长。去年中国风电新增投资规模同比大幅增长，总投资约2080亿元，其中，陆上风电新增投资约1780亿元，海上风电新增投资约300亿元。受新增装机规模增长和单位千瓦造价上升影响，去年新增投资规模较2018年1462亿元投资规模增长约42%。

与风电投资较大幅增长相比，光伏总投资同比呈现下降趋势。报告显示，去年，中国光伏发电新增总投资约1320亿元，受光伏发电新增装机规模减小和单位千瓦造价持续下降影响，去年投资规模比2018年下降约45%。

光伏将成上网电价最低的可再生能源

与会专家普遍认为，可再生能源成本降低和技术进步为可再生能源快速发展带来巨大机遇。“坚决不动摇可再生能源发展的信心。在‘十四五’期间，中广核每年将以不低于300万千瓦的装机规模推动新能源发展。”中广核能源控股有限公司副总经理章建忠表示。

谈及我国可再生能源未来发展趋势时，易跃春预测，到2020年底，常规水电将达到3.35亿千瓦，抽水蓄能将达到3200万千瓦，风电和光伏都将达到2.4亿千瓦左右，生物质能将达到2550万千瓦。“可再生能源利用效率将显著提升，‘十四五’期间基本解决弃水、弃风、弃光的问题，光伏发电有望成为上网电价最低、规模最大的可再生能源。”

在明阳智慧能源集团股份有限公司高级副总裁鱼江涛看来，“十四五”期间实现新能源行业高质量发展，技术创新、设备迭代必不可少。“以海上风电设备创新为例，近十年来海上风电整体成本降低了29%，‘十四五’对于风电设备商来说，开发模式、路径，发展理念均需根本性改变，技术创新是唯一出路。”

“前期，我们已经公布了今年光伏竞价结果，近期还将公布今年平价项目名单，保持光伏行业合理发展规模，实现新能源行业持续健康发展。”李创军表示，“目前，我们正在抓紧组织开展可再生能源发展‘十四五’规划研究和编制工作，坚持‘开门编规划’，广泛听取社会各界的建议，集思广益，凝聚共识。”

波动性是新能源的天然属性，电力系统调峰也是不可能回避的旧命题。储能连接上游能源生产与下游消费，是能源产业版图的要塞，也是最为薄弱的一环。

新能源配储能的价值不言而喻。一则储能可以调节新能源出力，提升新能源并网友好性；二则新能源可以依托储能参与系统调峰、调频、黑启动，获得辅助服务收入；三则储能可以降低限电损失，削峰填谷，投资人可以斩获峰谷电价剪刀差；四则储能可以打通“源网荷储氢”的壁垒，打造电力系统闭环生态，创新能源产业形态和商业模式。

储能之弱，弱在储能市场竞争格局不明，不同技术路线的验证还在路上，储能投资成本高、投资收益率低，辅助服务、储能投资补偿等机制不健全，商业模式难以落地，电源侧、电网侧、用户侧储能投资积极性不足。

问题来了，电力系统的调峰责任谁来承担？调峰成本谁来支付？单单依靠压减火电出力不是长久之计，电力系统配储能不仅必要，而且非常重要。

但是，能源系统的问题需要产业链各方通力协作，而非产业链一方借用产业优势地位，凌驾于其他能源主体之上，若在电源侧强制配储能，此举不雅。

湖南、湖北、河南、辽宁、内蒙、山东等地次第发布的新能源平价项目申报、竞争配置资源等文件中均提到鼓励新能源项目配储能。虽未有强制之意，但实际上新能源企业心知肚明，若新能源项目不配备储能参与调峰，新能源并网接入时间表将被后置。电网企业在项目接入方案中，也会选择将配置储能作为前置条件。如此，平价风电强配储能可能成为常态。

一般而言，新能源配置储能比例在1020%。以三峡新能源青海锡铁山流沙坪二期风电（100MW）项目为例，项目按照10%规划配置储能系统，共设置5个2.52兆瓦/2.408兆瓦时储能子阵，总规模12.6兆瓦/12.04兆瓦时。项目是三峡集团首个“风电+储能”配套工程，已经开工建设。

根据项目中标结果公示，上海勘测院中标该项目储能EPC总承包工程，中标价格为1977.9557万元。据此测算，配套储能工程后，风电项目单位千瓦投资增加200元左右。经济测算显示，以2019年核准的四类资源区项目为例，工程造价每增加200元/千瓦，项目内部收益率（税后）将下降0.4%，全生命周期净利润减少3000万元左右。

在新能源竞价、平价的进程中，新能源项目对工程造价、电价、发电小时数等因素异常敏感。如果储能配比进一步提高，项目工程造价进一步提高，项目投资将不具备价值。相比之下，光伏发电对储能的敏感性则更高。

新能源侧配储能是未来的产业生态，宜缓不宜急。储能既需要堪当大任，又需要不断在技术进步、成本下降上迭代。只当储能系统成本不断下降、储能商业化应用不断成熟，“新能源+储能”才能竖得起、立得住。

不久前，国家能源局印发的《2020年能源工作指导意见》（以下简称“《指导意见》”）再一次提出，“坚持以清洁低碳为发展目标”、“持续扩大清洁能源消费占比，推动能源绿色低碳转型”。

自六年前习近平总书记提出“四个革命、一个合作”的能源安全新战略以来，中国明显加快了能源转型步伐，逐步加大可再生能源在能源结构中的比例。

按照中国中长期能源转型发展目标，到2030年，非化石能源消费占一次能源消费比重达到20%；2050年，这一比重达到50%。但中国能源结构的现状决定了上述目标的实现必须大幅减少对煤炭的依赖程度。

《指导意见》提出，2020年全国能源消费计划总量不超过50亿吨标准煤，煤炭消费比重下降到57.5%左右。

2020年是中国“十三五”规划的收官之年，亦是谋划“十四五”的关键之年。但与过往不同的是，今年以来，新冠疫情肆虐全球，世界经济遭受百年未遇的重创。作为世界第二大经济体，中国经济亦受到影响，一季度GDP同比下降6.8%。

全球经济亟待复苏，而推动绿色高质量复苏已成为全球共识。在后疫情背景下，未来五年，如何继续推进清洁低碳能源发展，从而带动中国经济向绿色低碳转型，实现从高速增长向高质量增长的转变？

煤炭依旧是最大挑战

作为《巴黎协定》承诺的一部分，中国计划到2030年二氧化碳排放达到峰值并争取尽早达峰，单位GDP二氧化碳排放量比2005年下降60％至65％。

事实上，作为世界第二大经济体，中国在履行《巴黎协定》方面做出了积极努力，并发挥了重要作用。

工信部原部长、中国工业经济联合会会长李毅中在近期由能源基金会和中国新闻社联合举办的“能源中国——中国未来五年：为后疫情时代的高质量增长注入清洁低碳能源”国是论坛上指出，中国为实现2030年履行《巴黎协定》作出了实实在在的努力，在二氧化碳排放强度、二氧化碳排放峰值、非化石能源占比、森林蓄积量等四个目标上，都取得了显著成效。

尽管中国在碳排放上做出的努力得到全球广泛认可，但在能源转型的道路上，正确对待和处理煤炭问题依旧是一项重大挑战。

由于能源资源禀赋和国际能源市场的限制，在中国的能源消费结构中，未来很长一段时间内，煤炭和煤电仍会是主力军。截至2019年，煤电占比仍高达69%。控煤任务依然严峻。

我们看到，我国在大力发展可再生能源大力的同时，煤电装机总量实际上也在逐年增长。今年第一季度，国家统计局发布的《中华人民共和国2019年国民经济和社会发展统计公报》显示，2019年全年，能源消费总量48.6亿吨标准煤，同比增长3.3%。其中，火电装机容量119055万千瓦，增长4.1%。这是五年来，煤电装机占比首次回升。

不仅如此，“国内低碳能源政策研究项目”6月9日发布的报告显示，截至2020年5月31日，除4600万千瓦在建煤电项目以外，中国至少还有4800万千瓦的煤电项目正处于推进阶段。

对此，国务院原参事，中国可再生能源学会原理事长，科技部原秘书长石定寰认为，“我们不能开倒车，‘十四五’不能走回头路，即使速度放慢，也要协调地推进能源革命”。

中国能源研究会可再生能源专委会主任李俊峰在一次公开演讲中称，我国煤电目前处于“在纠结中发展”的局面。

“一方面，从环保角度出发，中国提出了增加电煤消费占比的要求，2019年电煤在全部煤炭消费中的占比已经从2015年的38%提升至48%。但另一方面，电力行业的二氧化碳排放占到全国二氧化碳排放的比重高达40%，煤电碳排放的问题不容忽视。”

国家能源局《电力发展“十三五”规划》明确，到2020年，全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内。李俊峰认为，“煤电是托底的发电电源，出现供应不足的情况时，的确需要煤电顶上，但11亿千瓦的煤电装机规模上限，已经可以满足目前的发展要求。”

而对于既有煤电厂，则需要做高效、清洁化改造，减少煤炭使用。中国工程院院士、原副院长杜祥琬表示，煤炭在发达国家主要作用是发电，而中国的煤炭消耗只有一半是用来发电的。煤电厂做高效、洁净改造有客观的国家标准。从1980年的400多克，进步到了现在的平均308克，而先进的煤电厂只需270克。如果全国煤电厂都达到高效水平，煤电的耗煤就可以下降12%。

据统计，2018年，全球工业耗能占总耗能的29%，中国是65.7%；全球煤炭占能源消费的比例是30%，中国是59.2%；全球非化石能源占比为18.1%，中国是14.3%。由此来看，我国未来减少二氧化碳排放重在工业。煤化工、特别是因为氢能兴起而热度大增的煤制氢是非常值得关注的问题。

发展氢能，很多情况是从煤、水和气化而来。煤化工产生一公斤氢要诞生11公斤二氧化碳，油制氢要诞生7公斤二氧化碳，天然气制氢则诞生5.5公斤二氧化碳。

李毅中表示，目前我国氢燃料电池产业很热，这当然是件好事，但如果用化石能源制氢，所伴生的二氧化碳全部排放，这是不能容忍的。因此，要大力加工二氧化碳的捕集、封存、利用技术的攻关，实现产业化、专业化。另一方面，建议国家对煤化工、煤制氢等排放二氧化碳尽快制定标准规范，并且严格执行，从而使我国减排减碳目标任务落到实处，到2030年能够兑现承诺。

此外，散煤治理也是一个重要的问题。散煤是指电力和工业集中燃煤以外的散烧煤，包括小锅炉和小窑炉燃煤，以及居民生活和服务业分散使用的燃煤等，大多是未经洁净化处理直接进行燃烧的高硫劣质煤。

与其他国家相比，中国散煤用量较大，一年散煤的用量大概有7到8亿吨，占中国煤炭消费总量的近20%。散煤燃烧排放污染物约为电煤的10到20倍。以2015年为基准年，散煤燃烧对中国PM2.5浓度的贡献超过四分之一。

清华大学地球系统科学系教授张强在上述论坛上表示，如果不对散煤进行大规模清洁能源替代，到2030年散煤燃烧对中国PM2.5污染贡献将达到三分之一，甚至是一半的水平。

“中国未来要解决空气污染的问题，一定是要走散煤从能源消费结构中退出的过程。”张强说。

事实上，2013年以来，随着大气污染防治工作的强力推进，散煤治理作为重要的民心和民生工程，被提上了日程。

在多方共同努力下，散煤治理工作有序推进。如在京津冀地区，截止2018年底完成散煤治理1000万户，其中煤改气580万户左右，煤改电360万户左右，集中供热地热能等替代60万户左右。

2018年官方发布的一份数据显示，中央财政加大资金投入，5年累计安排大气污染防治专项资金528亿元。2018年全国重点城市PM2.5平均浓度与2013年相比下降42%，实现连续6年持续下降。

杜祥琬表示：“希望在“十四五”能提出基本完成以清洁取暖替代散烧煤。”未来，散煤治理需要在哪些方面不断加强？

张强表示，工业散煤的退出应该和产业结构调整相结合，明确落后行业和落后产能比较突出的地方作为重点治理对象。比如采取此类工业入园的方式，通过提供集中的热源，同时推进新技术研发和试点，把工业能源的利用和可再生能源的推广结合起来，实现工业散煤的退出。

对于民用散煤，广大农村的居民负担不起清洁能源，选择用散煤、秸秆、木柴等，不仅造成环境污染，还造成室内空气污染，甚至比室外空气污染还严重。未来在城镇化和农村奔小康的过程中，应该在消除贫困标准中，加入清洁能源使用这方面的指标。

可再生能源的时代机遇

新冠疫情为“十四五”开篇带来始料未及的新背景，造成的冲击会在‘十四五’初年形成市场疲软的短期局面，但这又提供了一个化危为机的机遇，可在这一形势下加速绿色低碳转型和相应的改革。

能源基金会首席执行官兼中国区总裁邹骥认为，因疫情影响的影响，带来能源的总供给超过能源的总需求的局面，也就是供需宽松的阶段。在能源处于供给需求紧张的状态时，为了应对需求的增长，很难有机会去进行能源结构的调整，但在供需宽松的阶段，可以通过提高可再生能源的投资力度等方式，化危为机，大力推动能源结构的转型和调整。

今年5月，国际能源署发布的《世界能源投资报告2020》预计，由于新冠疫情影响，全球能源投资在今年将可能下降五分之一，但疫情对可再生能源投资的影响最小。

例如，当国际原油期货价格历史性跌为负值，国际煤炭同时大降，今年一季度，中国节能旗下太阳能和风电两家清洁能源上市公司营业收入和利润均实现了两位数增长。

“这既是由于近年来整个清洁能源的企业在经营管控和产业布局方面的优化，同时也体现了清洁能源相对于传统化石能源在区域公平、互联共享和普惠方面的优势。”中国节能环保集团有限公司总经济师郑朝晖称。

从某种程度上而言，中国可再生能源发展具备天时、地利、人和。

杜祥琬认为，当前中国进入了高质量发展阶段，每年能耗总量的增长大概是2%左右，这部分增长可以由非化石能源和天然气的增长来满足，可再生能源大有可为。“十四五”能源的增量主体就是非化石能源，进一步发展就会走向存量替代。高比例非化石能源会提供绿电、绿氢，提供低碳的供暖、供冷，使我们国家的能源更安全、更有韧性，并且以更经济的方式实现更高水平的发展。

中国的可再生能源资源是丰富的，可再生能源的发展现状令世界刮目相看。以风电和光伏为例，中国新增装机容量连续多年稳居世界第一。

2019年，中国光伏新增装机量为3010万千瓦；风电新增装机容量高达2890万千瓦，占全球新增装机容量的48%。然而据介绍，目前我国已经开发的可再生能源，包括水、风、光、生物质、地热等等，开发量不到技术可开发量的十分之一，潜力巨大。

与此同时，我们看到可再生能源的成本也出现大幅下降。2009-2019年间，中国的可再生能源成本下降迅速，带动全球太阳能光伏发电成本下降80%左右，陆上风电成本下降近30%。

未来可再生能源的的“大有可为”，需要在哪些方面不断努力？

中国即将进入“十四五”时期，风电和太阳能行业也将完全进入平价上网时代。这对可再生能源的带了重要的发展机遇，同时也对现有的发展模式带来的挑战。在这个特殊的历史时期，可再生能源发展需要更好地促进技术创新、推动市场机制，并开辟新的方向和领域。

郑朝晖认为，技术创新是未来发展的重点。“十四五”是风电等清洁能源走向主流能源的关键一步。新技术的应用，行业集中度的提升以及政策环境的进一步完善，将加快行业从过去粗放式向经济化转变，向高质量发展迈进，从而从根本上确立清洁能源在中国能源结构中的地位。

中美绿色基金会董事长徐林则建议，国家应当强化对风电、光电领域的关键技术的研发投入，包括关键材料、储能技术、智能化技术等，藉此促进新技术突破，提高风能、光伏发电的转换率和储能技术、电池技术的水平。

徐林还表示，有必要建立更加有效的激励机制。现有的激励机制建立在财政补贴的基础上，随着装机规模的扩大，这将导致政府补贴力度需要相应加大，这种激励方式不可持续。中国值得认真研究可行的制度，比如碳税制度。后者既可以减轻政府的负担，同时可以通过征税抑制对化石能源的利用。

此外，李俊峰认为，提高非化石能源比重的重任落在风能太阳能身上，而真正制约风电光伏发展的不是技术问题，而是政策、市场以及相关的资源配置问题。

“光伏和风电都需要大量土地，其在大规模发展的同时，还要和生态文明建设划出的红线相适应、相协调，这就需要政府部门做很多工作。”李俊峰说。

对于如何从机制上、制度上作出安排，李俊峰认为，可再生能源的发展是一个系统工程，国家层面应统一协调，将可再生能源布局与整个能源系统的构建和经济发展的大局相结合。在构建清洁低碳、安全高效的能源体系的共同目标下，全面推进可再生能源的发展。

关于李俊峰提到光电风电的安装空间问题，中国工程院院士、清华大学建筑节能研究中心主任江亿也表示，这已经成为可再生能源发展的关键问题之一，他也提出了另外一种解决思路。

江亿认为，光电、风电都需要的是足够大的安装空间，但在西北等地大规模发展有许多附加成本。在城镇化、老旧小区改造以及城乡建设领域，建筑的屋顶可以成为非常重要的光伏资源。

中国城市建筑大概有50亿平米的房顶，有安装5亿千瓦光电发电潜力；在农村，农村房屋以及农业设施房顶面积达到200亿平米，大概具备20亿千瓦的光电发电潜力，一年能发电达到2万亿度。按照我们做的2050年中国能源发展规划，大概2050年有25到35亿千瓦的风电跟光电，一年出4万亿度电。按照这样的话，建筑房顶大概能提供其中的40%。

安装后还要解决发电用电平衡的问题，根据供给侧要求变化改变用电量。江亿认为，一方面，可以把智能充电桩跟建筑结合起来，用它来起到很大的柔性负载的作用，来接收外边的可再生电力；另一方面，建筑本身，也就是在消费侧、用电侧，也可以起到灵活电源的作用、起到虚拟电厂的作用，可以把它当成灵活用电的负载。

2020年已过半，国际能源网/风电头条不完全统计，在今年前六个月中，央企陆续签约开发的风电项目规模达到27.1GW，地方企业签约开发风电项目规模达到1.2GW，累计达到了28.3GW。在疫情影响和风电去补贴的双重压力下，2020年上半年的风电项目开发情况仍旧交出了令人满意的成绩。

据风电头条记者不完全统计，2020年上半年，五大发电集团签约风电项目18.26GW，并为此准备了约1214亿元的投资。其中华能集团和国家电投分别签约8GW和6.9GW，两家企业签约风电项目占到五大发电集团风电项目签约量的八成。另外，国家能源集团签约风电项目2.1GW，华电集团签约风电项目0.91GW，大唐集团签约风电项目0.35GW。

在2020年上半年五大发电集团所签约的风电项目中，风电项目开发类型不光是单纯的“风电场开发”模式，也涵盖了“风光储一体化”、“分散式风电项目”、“源-网-荷-储一体化”、“清洁能源外送基地”项目等多种项目开发类型。相比较以往单一的风电场开发项目，越来越多的项目开始强调从开发之时即考虑“消纳”，如“风电+储能”、“清洁能源外送基地”、“风光储一体化”等建设策略，将风电项目开发所带来的消纳压力消弭于建设之初。除此之外，还出现了“新能源+旅游”等利用方式更加多样化的风电项目开发策略。

在五大发电企业签约项目的规模上，呈现出明显的分化现象。尤其以华能集团为代表：2020年上半年，华能集团签约4个风电项目，除一个项目为框架协议外，三个明确建设规模的项目建设规模均在1GW以上，山西朔州晋北千万千瓦级清洁能源外送基地建设规模更是达到风电规模6GW，总规模16GW。另外，国家电投集团则是与乌兰察布市与内蒙古电力(集团)有限责任公司内蒙古电力集团签署三方协议，共同推进乌兰察布6GW风电基地项目及配套汇集送出工程建设。龙源电力与莆田市政府签订2GW海上风电项目。除此之外，五大发电集团新签订的风电项目规模均在1GW以下。

在五大发电集团之外，其他央企及地方国企上半年也动作频频：中国电建云南院与三峡集团签订了8GW风电+3GW光伏的云南可再生资源开发计划;中国电建集团则与广西融安县签订了350MW的风电项目开发计划;华润风力发电有限公司与湖北襄阳宜城签订了500MW的风电项目开发计划等。

地方国企方面，山东国瑞集团、粤水电、中京电投、国开新能源、晋能风电公司等企业也在积极布局风电项目开发。其中，粤水电签约两个项目，投资约53亿元，开发800MW风电项目;山东国瑞集团则是深入黑龙江，与嫩江市、五大连池市签订风电项目开发框架协议;国开新能源在内蒙古腾格里开发300MW风电，累计600MW的清洁能源发电项目;晋能风电则是在五台山开发100MW风电项目。地方国资企业开发风电项目仍旧处于单纯风电场开发阶段，较少出现综合性的可再生能源开发项目。

众所周知，在2019年发改委882号文《关于完善风电上网电价政策的通知》出台后，新签约的风电项目能否在无补贴、平价风电的基础上盈利，就成为了风电开发商在签约风电项目时着重考虑的方面。

根据发改委882号文，“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。”那么，在2020年上半年签约的陆上风电项目，如果想赶上国家补贴，必须加速核准和并网的脚步，与时间赛跑。然而，在疫情的影响下，目前包括风机供应、吊车设备、安装人员等方面都存在着“紧”供应、“宽”需求的局面，目前各大开发商在风电项目的推进上必然选择2020年之前签约的项目，这些项目有着更长的工期和更宽松的设备供应，“抢”到补贴的可能性更大。

随着大兆瓦风电机组技术的成熟和供应链的完善，陆上风电3-5MW风电机组将会逐渐覆盖市场、8-10MW海上风电机组也将会陆续商业化。随着技术的进步，风机制造商、风机运维商等全产业链技术迭代带来的度电成本下降，仍旧是风电开发商未来收益的保证。现阶段央企陆续签约风电项目，是对看好风电产业发展前景的最佳体现。

天合光能日前发布600W+至尊组件，并称除了产业链支撑度外的所有短板都已补齐。选择210mm尺寸硅片，而不是182 mm尺寸硅片，这也增添了人们关于“600W+联盟”对抗“M10”阵营的遐想。

　　日前，39家涉及光伏产业链上、下游的硅片、电池、组件等各环节企业组成600W+光伏开放创新生态联盟。联盟刚刚成立几天，7月16日，在江苏常州，联盟牵头企业之一天合光能即正式推出600W+至尊组件，宣告光伏行业步入“600W+时代”。

　　为何选择210mm尺寸硅片

　　从今年初开始，光伏行业飞跃式进入“500W+时代”，而平价时代的全面到来对产品也提出更高的要求。仅仅时隔几个月，光伏行业便站到了“600W+”的门槛。

　　据天合光能产品战略及价值管理负责人张映斌介绍，600W+至尊组件采用210mm尺寸硅片、高密度封装、MBB多主栅等多项最具前瞻性创新型技术，组件光电转换效率最高可达21.4%。具有更广阔的BOS降本空间。

　　600W+至尊组件选择210mm尺寸硅片，而不是182 mm尺寸硅片，这更增添了人们关于“600W+联盟”对抗“M10”阵营的遐想。

　　在张映斌看来，210mm的硅片作为目前市场上可量产的最大尺寸硅片，其功能稳定。 “就目前的技术而言，我个人认为行业会在210mm硅片上停留相当长的一段时间，直到半导体和电池设备突破，硅片尺寸才有可能更进一步。”

　　产业链支撑有待增强

　　据了解，天合发布的至尊电池组件，是由5列、3分片封装组成的，但是，行业认为，最优封装方式必是偶数列，奇数的封装方式需增加一条“跳线”以凑成回路，这一条“跳线”会增加成本，同时会使得玻璃、EVA、背板整体增宽1.2cm,并且额外多消耗一条总长2米的汇流条。行业分析师认为，这将导致组件最终成本上升，从而影响其市场竞争力。

　　针对外界担忧的成本增加问题，张映斌回应称，一旦硅片变大，通量就会节省，上游产业链价格就会整体下降。“既然敢发布600W+新品，说明其中的关键问题已经解决。业内担心的所有短板问题，都已经不是问题。” 

　　“未来发展过程中，600W+联盟很可能会找到一个来自买方和卖方的平衡点，这样才能把产业链做大。”张映斌毫不迟疑地表示，“600W+联盟在推荐新产能的同时，会促使整个产业链走向成熟，挖掘每一家企业的降本空间，让每一位参与者都可以盈利。”

　　在张映斌看来，600W+联盟最需要担心的不是产业链能否支撑的问题，而是支撑到何种程度的问题。“目前来看，一年10吉瓦的产能是不够的，需要扩张到30-50吉瓦。” 

　　“除了产业链支撑度外，我认为600W+组件所有的短板都已经补齐了。” 张映斌嘴角露出一抹微笑。

　　以降低度电成本为终极目标

　　“虽然业界对600W+有各种各样的议论，对联盟有无数种猜想，但是我相信通过产业链各核心环节的通力合作，基于全新技术平台的600W+至尊组件产品将在应用端进一步降低新能源发电的度电成本，实现客户价值的最大化。而受益于低电压、大电流，今后，组件可以突破700W+，甚至800W+。”张映斌在发布会上神态轻松地说。

　　天合光能副总经理、常务副总裁曹博表示：“打造一款好的组件产品，需要经过产业链各个环节的周密考量，从而以综合竞争力取胜，同时，以客户价值最大化作为组件功率及系统发电量提升的终极目标。作为600W+光伏开放创新生态联盟成员之一，天合光能将与行业同仁携手共创，一同促进光伏产业的可持续发展。”

　　据透露，预计今年第四季度，天合至尊组件整体产能将达到10吉瓦，2021年和2022年可分别达到21吉瓦和31吉瓦。

最近，随着越来越多的省份对风光+储能提出了要求，储能已经逐渐有了成为项目投产甚至核准的前置条件的趋势，相应而来的就是风光行业的一些质疑。

目前，储能被变相强制要求应用于风光可再生能源项目中，之所以会形成这种局面，而且还被大肆宣扬与推广，本质上应该是一种“吃大户+捏软柿子”的心态，就是看到风光的补贴（或平价之后的经济性）而提出的针对性措施。

为啥是风光？

首先，火电是作为新能源革命的主要对象，火电利用小时数已经从2006年的5500小时以上降低到4000小时左右，近年来火电厂亏损和破产越来越多，在这种情况下还让人家提供调峰功能或者上储能，在情理会不太好说（为了照顾就业和税收，政府也会说情）。

而且按照电网与火电的购电协议，在深度调峰时，电网的购电成本会大幅提高，所以为了收购风电而导致高额采购火电，这样的赔本生意电网公司也没有动力去做。

其次，水电具有天然的蓄能能力，虽然也能够实现调峰作用，但主要作用在丰水期，在枯水期的能力有限甚至没有。

再次，处于拉动经济的考虑，国家多次要求电价下调，为了响应国家要求，2019年12月国家电网发布《关于进一步严格控制电网投资的通知》。文件提出，不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网倒电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目。至此，电网对储能的投资被限制了。

最后，作为用户侧的售电公司如果从综合能源管理的角度配置储能，也是没有问题的，但由于供电公司有保底服务的义务，所以在售电环节没有增配储能的客观需求。

排除掉以上的这些可能性，按照常规的“新人新办法、老人老办法”的思路，通过储能进行削峰填谷的工作只能让风光来承担，因为风光要么是有补贴，要么是平价保全额收购，大家日子都不好过，你不该意思意思？

风光该不该意思意思？

作为传统的人情社会，意思意思也说得过去，但现在经济社会要的不是意思，而应该是合理的机制。

往长远看，在配额制（消纳责任权重）的要求下，可再生能源的发电量占比势必逐年提高。考虑极端情况，如果完全没有火电，全部用电量都由风光等可再生能源负责供应，要实现电源和负荷的匹配，就肯定需要储能。

在这种情况下，储能的投资收益应该如何确保实现，必然是通过市场化电价从最终的消费者来，而不是看谁效益好就薅谁的羊毛。

从这个思路上看，既然电价是电源和负荷通过市场化手段实现相互匹配而产生的，那就和负责输电功能的电网之间关系不大，在电网侧上储能就没有逻辑支撑，这个结论与目前的政策引导是相符的。

所以，如果说风光应该意思意思，也应该是为了社会责任这个更高层次的目标，而不是仅仅为了照顾大家的难处。

现在的问题在哪里？

本质上，事情是个正确的事情，只是在操作环节上出了问题，如果一开始就说清楚是为了社会责任，相信新能源应该也有觉悟。但现在这种暧昧的要求，究竟是照顾了谁的难处，还是以道德绑架的方式来强迫风光，说到底还是利益分配环节出了问题。

对于储能的收益，主要分为两部分，一是峰谷价差，二是电力辅助服务费，前者峰谷电价都是明确的，没有争议，但后者则需要由电网公司来认定，认定完之后自己付钱。

怎么说呢，终究还是“没有人可以革自己的命”。对于风光来说，县官不如现管，哄好电网才是关键，毕竟并网这关受制于人。

储能是能源版图的要塞，储能兴，电力市场则兴。然，在当前的制度设计、技术经济条件下，新能源强配储能并不合时宜。

新能源配储能“由暗到明”

在政策约束下，新能源储能项目被储能业视为新贵，殊不知新能源发电企业正陷入进退两难之境。

在电网侧、用户侧储能示弱的格局下，新能源发电侧储能在政策约束下，进入新能源企业投资决策的视野。电网企业视储能为缓解调峰压力、降低输变电损耗、保证电网安全的工具，资源省份也将储能作为撬动投资的载体，储能技术服务商嗅到了迟到的商业机会。唯独对于新能源发电企业，却陷入进退两难境地。

自2019年开始，部分地方便将储能纳入新能源接网方案。今年以来，青海、新疆、内蒙古、辽宁、吉林、山东、湖南等十余省将储能写入新能源竞价、平价项目配置方案，原本秘而不宣的商业规则“由暗到明”。

政策约束，储能成标配

新能源配储能并不是新鲜事物。早在2017年，青海省发改委便在《2017年度风电开发建设方案》中提出，列入青海省2017年度风电开发建设方案的43个项目按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模0.33GW。2019年，新疆、山东、西藏、江苏等省（区）也陆续出台政策，鼓励或要求新能源项目配备储能设施。（见表1）

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。5月19日，国家能源局《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》，明确鼓励建设以电为中心的综合能源系统，实现电源侧风光水火多能互补，需求侧电热冷气多元负荷互动，电网侧源网荷储协调控制；鼓励送端地区全网优化水电、风电、光伏、火电、储能等电源配置。

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。

国家层面政策在于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。

从地方层面看，仅今年上半年，全国范围内就有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西、山东、青海等12个省（区）发布相关政策，力促储能在新能源发电侧应用。（见表2）

从上各省政策看，部分省（区）对储能配置的装机规模、储能时长等因素提出明确要求。例如，内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上；湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%，且必须与风电项目同时建成投产；山东明确储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时，可以与项目本体同步分期建设。

部分省（区）明确优先支持的新能源储能项目类型。例如，内蒙古提出，优先支持光伏+储能项目建设；湖北优先支持风储一体化、风光互补项目，对接入同一变电站的风储与光伏发电项目，优先配置风储项目；河南优先支持配置储能的新增平价风电项目；辽宁优先考虑附带储能设施、有利于调峰的风电项目。

储能成规定动作，招标规模放量

在上述政策引导下，“新能源+储能”招标规模大增。今年上半年，已有三峡新能源等13家发电集团发布了32项光储、风储或风光储项目招标，新能源配置储能规模超过373MW，其中大部分项目为2020年新增平价、竞价项目，需在2020年完成并网。从装机规模看，2020年仅上半年招标的新能源配储能项目规模，就已达到2019年新增电化学储能投运规模（636.9MW）的58.6%。

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，每年可以提升200小时的利用小时数，但经济性不佳。

2018年6月26日，我国首个光伏发电储能项目——共和实证基地20MW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55MW/110MWh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50MW/100MWh的磷酸铁锂电池储能项目相继投运。

其中，青海项目由黄河上游水电开发有限责任公司投资建设，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，进一步提升电网友好性。同时，整套储能系统极大提高了机组的AGC调节性能指标与AGC补偿收益，减小考核成本，增加电站的收入。

近两年，国内光储项目发展迅速，年增长率高达40%。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至2019年底，中国已投运光伏配置储能项目累计装机规模达到380.1MW，占中国电化学储能投运项目总规模的22.6%，年增长率为46.4%。

储能产业链长，入局者众

储能产业链长、相对复杂，活跃于其中的企业也是一个庞大的群体。仅在储能电池、系统集成、PCS（储能变流器）等产业链细分领域，便各自活跃着数十家“玩家”，其中不乏储能龙头企业。

其中，储能电池领域的主要参与者包括宁德时代、比亚迪、国轩高科、亿纬锂能、远景AESC、蜂巢能源、天能集团、超威电力、圣阳股份等；系统集成领域的主要参与者包括阳光电源、比亚迪、北控清洁能源、科陆、中天科技、南都电源、上电国轩（上海电气旗下）、南瑞继保、许继电气、平高电气等；PCS（储能变流器）领域的主要参与者包括阳光电源、科华恒盛、盛弘股份、南瑞科技、南瑞继保、许继电气、科陆、上能电气、易事特、科士达、北京能高等。此外，在空调、BMS（电池管理系统）、热失控预警及消防、线束及连接器、集装箱等领域也分别有少则三四个、多则七八个活跃的“玩家”。

其中，部分“玩家”在储能领域布局良久、先发优势明显。以全球光伏逆变器+EPC龙头阳光电源为例，早在2015年，阳光电源便携手韩国三星SDI成立了三星阳光储能电池和阳光三星储能电源两家合资公司，开展储能装备的研制和生产，共同拓展新能源储能市场。目前可提供单机功率5-2500kW的储能逆变器、锂电池、能量管理系统等储能核心设备，拥有全球领先的储能系统集成能力。

近年来，阳光电源实现了从光伏逆变器向储能PCS供应商，再向储能系统集成商的转变，并开启磷酸铁锂储能系统、三元锂储能系统的双发展。2019年，阳光电源储能业务实现营业收入5.4亿元，同比增长41.8%，产品覆盖0.5C到4C的能量型、功率型等各类储能应用场景需求。截至2019年底，阳光电源参与的全球重大储能系统项目超过900个，北美工商业储能市场份额超过15%，澳洲户用光储系统市占率超10%。

根据相关机构预测，到2025年，“新能源+储能”的市场将迈入千亿级。随着行业走入快速发展通道，行业竞争也日益激烈。如何在激烈的市场竞争中立于不败之地，是每一家企业都面临的重大课题。对于老牌铅酸企业南都电源来说，这意味着储能电池路线的转换，甚至发展战略的转型。

南都电源是一家成立于1994年的老牌铅酸企业，也是我国电池行业第一家上市企业。早在2008年就开始涉及储能电池及系统集成技术研发，储能业务模式主要为设备产销+EPC。2015年电力市场化改革正式拉开帷幕，南都电源积极谋求转型，推出铅炭电池，在用户侧储能领域开启“投资+运营”商业模式，通过峰谷套利实现经济性，从而一举登顶储能，在2017、2018年连续两年名列中国新增投运的电化学储能项目中，功率规模排名第一的储能系统集成商。

而在锂电池一统天下、铅炭电池逐渐丧失竞争性的当下，南都电源再次进行转型，从铅蓄电池转向锂电池、从用户侧储能转向发电侧储能、从“投资+运营”商业化模式转向销售与共建等模式。

新能源配储能“达摩克利斯之剑”

新能源发电侧储能成为2020年储能行业的新翘板，但低价竞标乱象，风光储经济性、安全性问题若“达摩克利斯之剑”般高悬。

2018年电网侧储能呈现放量，此后因输配电价政策调整而放缓；2019年储能在电网侧和用户侧双双遇冷，行业发展几乎陷入冰点。新能源发电侧储能成为2020年储能行业的新翘板，各方摩拳擦掌。与此同时，低价竞标乱象，风光储经济性、安全性问题若“达摩克利斯之剑”般高悬。

疑惑与争议

今年上半年，湖北、湖南、新疆、内蒙古、山西、山东等省（区）相继发布政策，优先支持或要求新建风电和光伏项目配备储能，储能配置比例在5%~20%之间，储能时长为1-2小时。

上述政策下发后，争议不断。《能源》记者了解，业内人士疑惑的是，储能配置参数的测算依据何在，电网企业是否有权限要求新能源企业配套储能，按新能源装机容量比例配置储能的强制性做法是否可行，配套储能的成本是否要由新能源开发企业承担。

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华认为：“尽管电网企业不应该强制要求新能源企业配储能，但有理由对新能源并网质量提出要求，即使不一定非要通过储能技术来解决。而在没有配套的政策和市场机制，以及盈利模式的情况下，简单地由发电企业来承担储能投资的成本显然不合理。”

对于配置参数的测算依据，俞振华认为，近十几年可再生能源并网研究曾多次提到，风电配置5%-20%的储能能够有效改善可再生能源并网的友好性；储能配置时长取决于储能参与的电力服务类型，或者是电网企业的技术。如果电网企业尚未提出明确需求，强制可再生能源侧配置储能会造成投资浪费，这种行为并不可取。但基于市场行为的投资值得支持，这需要给予投资方明确的支持，如何有效使用并支付储能费用。

“储能是未来电力系统的必要组成部分，核心问题是新能源企业与电网企业能否一起设计储能参与电力市场的方式及盈利模式，否则新能源和储能都不存在可持续发展的机会。”俞振华对《能源》记者说道。

对于“一刀切”做法，天能集团智慧能源事业部副总裁刘晓露认为，从下发文件来看，各省并未强制要求新增新能源发电项目必须配置储能，但如果新能源开发企业想要提高竞争力，配置储能将是优先开发的重要条件。

近年来，以风电、光伏发电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。

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。

“至于储能投资该由谁来买单的问题，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。”刘晓露说。

南都电源副总裁、南都能源互联网董事长吴贤章则表示，从国家层面或者能源结构调整角度看，加大新能源的配比、降低碳排放是大势所趋，以风电和光伏为代表的新能源发展至今，已经达到平价上网条件，现在是加大力度推动新能源平价上网的好时机。然而，新能源具有随机性和不确定性，接入电网时，调控、消纳矛盾比较突出，“虽然新能源配储能并未强制实施，但国家的态度也非常明朗了”。

低价竞标与安全隐忧

2020年初以来，新能源配储能项目开标价格逐渐走低，从年初的2.65元/Wh下降至1.65元/Wh左右。与此同时，无视项目成本一味低价竞标的现象在储能招投标中愈演愈烈。5月中旬，三峡新能源青海风储项目开标，1.699元/Wh的EPC价格刷新了行业底线。业界普遍认为，该价格已经低于储能成本价。

对于低价竞标现象，业内人士表示由于政策限制，电网侧储能被迫“急刹车”，电网公司转而将储能成本转嫁给新能源开发企业，面对强势的电网公司，新能源开发企业为了拿到优先并网的“入场券”，只得“捏着鼻子上储能”，成本成为核心因素，为了降本以牺牲质量为代价。而从储能企业的角度看，发电侧市场刚刚启动，很多储能企业把入场业绩看得比较重。

目前，很多新能源配储能项目对投标企业都有业绩上的要求。例如，安徽省电网和华润电力首个风电储能项目——华润电力濉溪孙疃风电场50MW工程配套10MW/10MWh储能系统PC工程进行公开招标时，要求投标人自2015年1月1日起至投标截止日有1个及以上的10MW/10MWh及以上容量电化学储能电站已完工程业绩或累计30MW及以上容量电化学储能电站已完工业绩；三峡新能源青海省锡铁山流沙坪二期风电场100MW储能项目EPC招标，要求投标人必须具有近3年内具有至少2个单体容量为10MWh及以上在建或已投运的储能电站设计或EPC或储能系统集成业绩。

“如此，也就难怪有些储能企业宁愿‘赔本赚吆喝’也要尽力中标了。”上述业内人士表示。

当然，基于电池技术的提升与创新、规模经济发展、市场价格竞争以及制造商经验的提升，促使储能项目开标价格不断降低。然而，如果恶意报低价中标，将诱发“劣币驱逐良币”现象，阻碍行业健康持续发展。

据了解，一些储能企业为了降低成本，偷工减料使用劣质的电池和PCS，或者在系统容量上做手脚。然而，这一举措的危害性极大，“轻则引发电网调度事故，重则引发火灾等安全事故”。

近期，国内外电化学储能事故频发。2017年以来，韩国已经发生29起储能电站起火事故，我国也出现储能项目起火事件，致使储能的安全性问题引起广泛关注。业内专家认为，安全性是储能行业快速发展的根本，质量和成本是储能行业能否快速发展的关键因素，为了降成本而降低质量，一旦酿成安全事故，将对产业发展造成致命打击。

储能经济性难题

经济性是行业发展的关键。2019年7月23日，新疆发改委发布《新疆第一批发电侧光伏储能联合运行试点项目清单》，确定了首批36个发电侧光储联合运行试点项目，总规模221MW/446MWh，并明确“所在光伏电站于2020年起每年增加100小时优先发电电量，持续五年”。然而，当年12月4日，新疆发改委便叫停了其中31个新能源发电侧储能项目，其中一个重要原因就是经济性问题。

根据《能源》记者调研，当时的问题出在对“100小时优先发电量”的理解上。如果这100小时是计划发电量，100MW的光伏电站每年将增加300-500万元收入；如果是保障收购小时数，则只能使光伏电站每年增加几十万元收益，差距颇大。

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有经济性，是产业链各方仔细分析研究的问题。

以山东省为例，2020年山东申报竞价光伏项目共976MW，国网山东电力公司要求储能配置规模按项目装机规模20%，储能时间2小时。根据集邦新能源网的测算，100MW竞价光伏电站将配置40MWh，以当前储能系统1.7元/Wh（不含施工）的价格计算，光伏度电成本增加近0.09元。

北京领航智库测算，按照山东0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算，平价光伏电站按照20%配比投资储能电站，工程造价将增加0.68元/W，工程造价增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下，项目内部收益率也将低于8%。

刘晓露认为，新能源平价上网趋势下，储能可持续发展取决于电力体制改革的最终进程，关键在于储能输出价值的交易结算与储能成本的分摊疏导。单纯依靠市场情况下，配套储能的经济性目前还较难保证。特别在电网调峰资源没有改善的情况下，平价上网项目本质上是挤占了其他新能源的发电空间，随着新能源发电全面平价上网的到来，电网调峰和全额收购的压力进一步提升。

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，新能源配套储能的前景是光明的。

“配置储能固然会增加电厂投资，但如果不配置储能，每年电量损失可能达到20%。储能在合适的应用场景，随着技术的进步和成本的降低，节省电能的成本预计很快能抵消储能设备的成本。”刘晓露说。

俞振华认为，在具体储能项目上，仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益还很难支撑行业发展，简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值。

目前，国外电力市场成熟，新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等收入，新能源侧的储能发展更具备条件。中国电力市场改革还是一个进行时，储能参与各类电力服务的公允价值缺失，储能“按效果付费”参与电力市场的实施细则更加缺乏。在这种环境下，收益体现不了投入，引发恶意竞争，劣币驱除良币的现象将在所难免。

补贴政策与标准缺失

截至目前，国家及省级主管部门均尚未出台储能的补贴政策，仅有安徽省合肥市以及江苏省苏州市出台了地方性的补贴政策。

2018年9月17日，合肥市政府发布《关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见》，对光伏储能系统按实际充电量给予1元/kWh补贴，同一项目年度最高补贴100万元。2019年3月24日，江苏苏州工业园区管委会印发《苏州工业园区绿色发展专项引导资金管理办法》，针对在园区备案实施、且已经并网投运的储能项目，自项目投运后按发电量（放电量）补贴业主单位0.3元/kWh，共补贴3年。

“这些政策都具有地方特殊背景，还不能作为代表性政策来看待。”俞振华点评道。

我国从2010年开始制定电力储能相关的标准，归口管理单位是中电联。截至目前，电储能相关的国家和行业标准已达31项，其中已发布或报批27项；团体标准约47项，其中已发布或报批29项。其中，针对电化学储能的国家标准有7项、行业标准有2项，目前均已发布。

截至目前，中关村储能产业技术联盟共发布四项电化学储能团体标准：T/CNESA1000-2019《电化学储能系统评价规范》、T/CNESA10012019《电力储能用直流动力连接器通用技术要求》、T/CNESA1002-2019《电化学储能系统用电池管理系统技术规范》、T/CNESA1003-2020《电化学储能系统用电池管理系统技术规范》。目前联盟围绕电化学储能安全等方向，正在推进相关标准制修订工作。

“问题在于，现在是有标准，有手段，但如何去推广执行。”中国电科院电池储能技术检测部主任官亦标向《能源》记者指出，新能源项目开发企业在配备储能这件事上存在的普遍问题是对电池储能特性及其标准理解不到位，对电池储能系统的质量和安全没有足够的认识，如果不严格有效地遵循技术标准和管理规范，将导致乱象丛生。

此外，由于没有全环节严格执行标准、严格监管，造成供应商有机会钻空子，是低价恶性竞争的根源所在，现阶段电池及其应用技术水平条件下，低价带来的直接恶果就是质量和安全难以保障。据《能源》记者了解，在项目招采环节，就已经暴露出未严格遵循标准的问题。在新能源配电池储能项目中，普遍存在供应商是依据自行设定的储能电池容量标称值计算储能系统容量（包括功率和能量）并承诺满足招标要求，而不是依据储能电池型式试验报告认定的容量额定值来核算储能系统容量，造成系统容量虚标虚报的现象。

官亦标表示，储能电池是一种特殊的能量体，内部是复杂的电化学体系，不能视为简单的物理器件，其各项性能受内外部因素影响复杂多变，这些因素包括电压、电流、功率、温度、充放电深度等等，对于系统运行来说，关键控制参数的改变会直接影响电池系统的实际可用容量、安全与寿命。如果不是专业从事电池检测评价工作，很难去全面理解电池的特殊性和复杂性，发电企业和用户可能因此出现投资失误。

“好在，部分电源侧储能项目已经开始全环节执行技术标准，比如将储能电池等核心部件的到货抽检、系统并网检测以及运行考核检测等关键约束手段纳入事中事后技术监督检验流程。这意味着，部分用户和总包方已经认识到了质量与安全的重要性。”官亦标表示。

在电池储能质量控制方面，国外主要关注储能系统层级的性能并结合定期考核及商业罚则条款来间接保障整体质量，对储能电池等核心部件在储能领域应用适用性方面的评测和标准研究较少。

“相较于国外，我国在电池储能标准体系、测试评价技术等方面是领先的。”官亦标指出，我国的电池储能标准特点是关注从电池的单体、模块、簇到系统的各个层级，每个层级都有严格要求，并以更接近实际运行条件的方法来进行测评，注重追本溯源，从核心部件层级关注其在储能领域应用的适用性，并建立核心部件到系统之间工作参数及性能的关联和有效传递，有效规避技术层面的漏洞，拒绝投机取巧，通过对核心部件分别设定技术要求结合全环节的技术监督检验从理论上保障储能系统能够达到质量与安全的期望。

其优势在于，能够从源头以及更加科学合理的测评体系保障项目的质量和安全。否则，“一旦频繁出现安全和质量事故，先不说损失，电池储能这条路可能就走不通了。”

探路新能源配储能商业模式

新能源配储能的投资可行性取决于商业模式的搭建，以及储能系统技术进步和成本下降。

新能源配储能是未来的产业形态，投资可行性与否取决于两点，一是商业模式的搭建，二是储能系统技术进步和成本下降。

从现有的商业模式看，新能源配储能项目价值创造的路径包括，参与调峰、调频获得辅助服务补偿，减少弃风弃光电量增加电费收入，参与电力市场交易获得电价收益，削峰填谷获得峰谷价差。

从储能投资下降的空间看，储能系统成本已经由年初2元/Wh以上下降至1.7元/Wh以下。随着技术创新的发展，“十四五”储能系统成本有望降低至0.5元/Wh。

亟需技术进步驱动成本下降

过去十余年，储能投资成本不断下降。CNESA数据显示，储能电池成本每年以20%到30%的幅度下降。目前，锂电池的系统成本（不含PCS）已降至1000-1500元/kWh，进入应用盈亏平衡点；锂电池储能系统度电成本在0.6-0.8元/Wh。

今年以来，我国新能源储能项目中标价不断下降。招投标信息显示，我国主要风储项目中标价从年初的2.15元/Wh降至1.699元/Wh。4月24日，华能新泰光储项目开标，中标价1.54元/Wh，平均报价远低于2019年市场主流价格1.8元-1.9元/Wh。

从储能技术路线上看，2019年底新增投运的108.5MW集中式可再生能源并网项目全部应用了锂离子电池，其中磷酸铁锂电池项目占比最大，达到79.7%。而从今年以来新能源配储能项目的招投标情况来看，绝大部分项目以磷酸铁锂电池为主，其次为全钒液流电池。

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华指出，“储能技术需要从满足电力系统长寿命、高安全、大容量等指标着手，提高储能技术对电力系统的适用度和生命周期内的经济性。”

同时，出台新能源侧储能调用、电池衰减容量相关的标准，提升储能行业门槛，一方面可以避免新能源企业以一次性的沉没成本去投资建设储能设施，另一方面也可降低储能系统的度电次成本。

在我国风电和光伏产业的发展过程中，均出现了连年新增GW级装机规模，通过规模化带动技术创新、降低成本的现象。对于新能源储能来说，也可以借鉴风电和光伏的发展经验，以规模化降成本，同时继续深化电力体制改革，将行业导向市场化。

探路储能商业模式

随着电力体制改革的深入推进，新能源配储能商业模式空间正在打开，但需要政策给予配套。

其一，通过减少弃风弃光电量获利。由于目前电化学储能成本相较抽水蓄能仍然较高，该商业模式适用于弃风、弃光率较高地区。

以青海格尔木直流侧光伏电站储能项目为例，该电站装机规模180MW，2018年1月投运，上网电价1元/kWh。由于弃光问题，项目通过接入1.5MW/3.5MWh储能系统改造为光储电站。根据测算，储能可以增加发电量约150MWh/年，增加收益约15万元，项目投资回收期约6.96年。

其二，参与电网调峰调频辅助服务。受政策限制，该模式需要辅助服务机制给以保障。2019年6月3日，国家能源局西北监管局发布《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》，明确在电网需要调峰资源的情况下，储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时，优先消纳风电、太阳能发电。2020年5月26日，新疆发改委印发《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时。

其三，参与风光水火储多能互补。该商业模式适用于有多能互补需求的地区，储能收益来源于平抑波动等辅助服务。今年以来，国家能源集团、大唐等能源央企均在山西、甘肃、辽宁等省建设风光储多能互补项目。

除此外，国内部分地区为新能源侧储能提供了补贴。目前，我国仅有安徽省合肥市和江苏省苏州市出台了地方性补贴政策，前者对光伏储能系统按实际充电量给予1元/kWh补贴，后者按发电量（放电量）补贴业主单位0.3元/kWh。

专家表示，如果存一度电只能放0.5度电出来，那说明储能系统不行；如果存一度电可以放0.9度电出来，说明系统效率很高，“从储能系统效率来讲，按照放电量进行补贴更为合理。”然而，考虑到日益缩紧的国家财政情况，新能源侧储能得到补贴的可能性不高。

从国际经验来看，英国电力市场比较成熟，该国的独立储能电站既能参与政府的储能采购计划，还有峰谷价差和TRIAD等收益，有些电站的多重收益甚至能有十三四种。英国甚至出现过170多元人民币一度的尖峰电价。由于电池储能系统能迅速响应，有电力企业每年都能拿到这个尖峰需求。

美国推动建立了储能系统的投资税收抵免政策(Investment Tax Credits)，同时购买和安装储能系统与太阳能发电设施的项目业主可以获得30%的投资税收抵免。该协议将延续至2022年，并逐步减少至淘汰（2020年减至26%，2021年减至22%，2022年减至10%）。

韩国从2015年起，开始为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励，配套储能的风电场权重分最高达到5.5分；2017年起，安装储能系统的光伏电站也可以获得额外奖励，权重为5，“这使得配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。”