光伏建筑一体化（BIPV）作为绿色建筑的主流形式，高度契合了全球绿色建筑的发展潮流，代表了城市和建筑能源发展的未来趋势。目前，国内绿色建筑产业盛行，带动光伏建筑一体化（BIPV）逐渐打开市场，各类产品如雨后春笋般问世。与此同时，起步阶段的BIPV行业也出现了一些普遍痛点。在BIPV时代来临之际，产品如何培育技术、质量、设计以及品牌优势，引领行业发展，树立全新标杆，是市场与用户的共同期待。

BIPV催生“光伏新生代”

在光伏发电的两大主要应用模式中，分布式光伏发电近年来发展迅速，尤其对于我国这种地域广阔、经济发展程度不同、资源分布不均的国家而言，分布式光伏更具实际意义。我国西部水力和煤炭资源丰富，但工商业发展较为滞后，电力需求量较低，无论是就地建设电厂将所发电力高压外输还是资源直接外输，都会带来巨大的电力损耗或运输成本。而工商业和社会经济更为发达的中东部地区，因为资源短缺带来的电力资源紧缺直接导致了高昂的电力价格，因为昼夜用电峰谷的存在，白天用电高峰期电价则更为昂贵，对于耗电量较大的工商业用户而言，高昂的电价则进一步增加了运营成本。

分布式光伏靠近电力负荷中心，直接接入配电网系统，这使得分布式光伏的发电量不需要经过长距离、多级电网、跨区域输送，可以在电力负荷中心就地消纳，能减少光伏发电在输送过程中的损耗，是高效的光伏发电利用形式。

而在众多的分布式发电应用模式中，工商业屋顶分布式电站又是最具潜力的应用形态。根据国家统计局数据显示，2018年1月~5月全国工业用电占比达67%以上，全国工业建筑面积超过60亿平方米，如果将这些建筑屋面用于安装光伏发电，可以安装900GW以上光伏产品，每年可清洁发电约10,800亿kWh。按照2019年社会用电总量约为72,255亿kWh来计算，如果能够利用全国工业建筑屋顶面积进行光伏发电，每年所发电力可满足全社会用电的1/7以上，其潜力可见一斑。

同时，在光伏发电成本快速下降的带动下，国内大部分地区也足以实现“一毛钱一度电”的目标，这也为分布式光伏发电带来了巨大经济优势。这对于拥有大面积空置工商业屋顶的工商业主而言，可以有效节约用电成本。另外，在满足自身用电的同时，工商业分布式电站“自发自用、余电上网”的模式，也让光伏屋顶具有更大的经济价值，收回成本周期大大缩短。

不仅如此，使用清洁的光伏电力可以有效减少企业碳排放，满足越发严苛的减排指标，对于越来越国际化的中国企业而言，较低的碳排放水平对于申请海外市场准入资质及相关认证都有着巨大帮助。

正是在这些因素的共同作用下，分布式光伏发电近年来在国内发展迅速，利用空置的工商业屋顶建设分布式光伏电站也成了越来越多工商业主的一致选择。传统的工商分布式光伏电站建设以在建筑屋顶安装光伏组件产品为主。近年来随着全球各国对绿色建筑的大力支持和光伏技术的不断进步，将分布式光伏发电与建筑材料相结合的建筑光伏一体化（BIPV）产品开始出现。

BIPV产品是具有光伏发电能力的建材产品。相较传统的屋面光伏系统，BIPV产品不仅能满足光伏发电的功能要求，同时还可以兼顾建筑的功能要求，是光伏产品和建筑材料的结合体，可以替代部分传统的建筑材料，在建筑设计阶段进行一体化设计，在建设中与建筑主体一体成型。而这些新特性也让BIPV越来越受到市场关注，各类BIPV产品也如雨后春笋一般问世，成为光伏产品家族的“新生代”。

BIPV能否在风口之上翱翔

近年来，大量的BIPV产品上市销售，种类、形式各异。一方面，丰富的产品选择为客户建设绿色低碳建筑、建设分布式光伏电站提供了更多的选择和形式；但另一方面，市售BIPV产品也集中暴露出一些普遍的痛点。

一是不具备核心光伏技术。BIPV产品是提供光伏发电能力的建筑材料，因此其发电能力是判断产品优劣的关键指标。目前大部分市售产品生产方在光伏领域并不具备完整产业链，不具备强大的技术研发能力，更没有有效的技术支撑，不能保证其产品搭载前沿的光伏技术和材料，无法提供高效稳定的产品。部分产品甚至仍在使用光伏组件领域已被淘汰的落后技术，转换效率低、发电性能差，发电年限无法保证。

二是防火性能差。目前市售BIPV产品中，相当一部分都是对普通光伏组件进行简单修改作为BIPV产品安装，此类产品并不能直接作为建筑材料安装，无法满足建筑材料要求。尤其在防火性能方面，其材料特性和产品构成决定其并不具备防火性能，更无法通过相关性能检测。而光伏组件在发电过程中的热斑、直流拉弧等情况更是容易直接引发火灾事故。BIPV作为一种建筑材料，安全是其根本，无法保障防火性能的BIPV产品又遑论安全。

三是防水性能差。就我国而言，经济发达的中东部地区是分布式光伏发电以及BIPV产品的主要市场。而这些地区也正是我国气候环境较为复杂的地区，降水量高、强降雨天气多发，对建材防水性能有着极高要求。而目前市售BIPV产品很多都采取拼接或者简单的搭接加自攻螺钉点式固定的方式安装，节点多、可靠性差，没有专门的锁边结构，防水性能无法保证，漏水风险高。

四是维护难度大。市售BIPV产品中，大部分产品强度较低，在踩踏后容易出现电池片隐裂情况，因此需在安装时在屋顶预留维护通道。而维护通道一方面减少了屋面安装面积，且不便于使用机器人维护；另一方面直接踩踏屋顶容易导致屋顶漏水，维护过程复杂，维护难度较大。与此同时，市售BIPV和BAPV产品在导雨槽和组件边缘容易积累灰尘，可能导致发电量损失和功率衰减，需要长期维护。在这样的情况下，维护难度大和需要长期维护形成了尖锐矛盾。

五是产品散热差。目前市售BIPV产品面临的另一个普遍问题则是散热。光伏发电特性导致了其在发电过程中会产生热量，而目前市售产品鲜有专门的通风散热设计，产品发电时产生的热量会进一步向下层建筑传递，导致建筑内温度升高，建筑内部降温所需能耗进一步增加。

六是品牌可靠度弱。BIPV广阔的市场前景也引发了众多厂商的一拥而上，市场竞争鱼龙混杂，部分小厂商产品质量堪忧，发电功率、使用寿命乃至基本的安全性都得不到保障。今天的BIPV市场现状也与多年前的光伏组件市场十分相像，而组件市场的乱象最终导致了众多不具备核心优势的小厂商在残酷的市场竞争中被淘汰，企业的消失也使售后服务和质保彻底成为空谈。

如何定义一款优秀的BIPV产品

虽然目前市售BIPV产品仍有一些普遍性的痛点和缺陷，但可以看到的是，随着光伏发电应用越发广阔，微电网、虚拟电厂、虚拟同步机等一系列新技术的使用，以及“光伏+”应用的不断拓展，分布式光伏市场尤其是BIPV产品将会有巨大的发展空间。如何定义一款优秀的BIPV产品呢？从产品本身的核心需求来看，应该满足以下几点特性：

它是稳定高效的光伏产品，搭载领先的光伏技术，具有深厚的光伏技术沉淀和产业链优势，可以将业界最新的光伏科技转化到BIPV产品领域中，具备可靠稳定的长期发电能力和收益能力。

它是安全可靠的放心建材，能够在恶劣的气候环境中始终保证安全稳定，具备强大的防火防水、防雷抗风能力，通过严格的专业机构测试和认证，甚至可以进一步提升建筑部分的寿命。

它是精心设计的优质产品，在设计中充分考量产品应用场景和维护需求，具有良好的保温散热能力，具有强大的荷载能力，能够踩踏、便于维护，将用户的需求融入设计的每一个细节。

它有稳健可靠的品牌基因，来自全球领先的光伏企业，继承技术领先和稳健可靠的双重基因，以领先的研发能力和稳健的财务状况、以企业的长期稳健为客户提供更为优质的产品和更加安心的服务。

毋庸置疑，在新一轮能源革命和新技术革命之下，以降低建筑能耗、提升建筑环境友好性的绿色建筑将成为未来建筑领域的发展趋势，BIPV产品也将迎来一个巨大的市场。但同时必须认识到的是，BIPV市场目前仍处在起步阶段，任何行业和市场的起步阶段是在探索中不断前行的，只有深入了解客户、解决客户痛点、满足客户需求，才能以更具先进性的产品引领行业发展。而对于一些“站在BIPV风口”一拥而上的产品而言，其质量问题、技术问题乃至企业的可靠性问题所带来的风险最终都将转嫁到终端用户身上，不仅会令终端用户蒙受损失，更会影响整个产业的发展。

因此，在BIPV的时代来临之际，相信市场和用户也都在期待一款真正具备技术优势、质量优势、设计优势、品牌优势的BIPV产品。令人兴奋的是，人们已经看到一些技术领先的大型晶硅光伏企业正在进入BIPV产业，也会有更多的优秀BIPV产品在近期出现，这不仅会为激烈竞争的BIPV市场树立全新标杆，更会以高效优质产品进一步推动BIPV产业的良性发展。

6月份，规模以上工业原煤生产小幅下降，原油生产略有增长，天然气保持较快增长，电力生产加快增长。

电力生产继续加快。6月份，发电量6304亿千瓦时，同比增长6.5%，增速比上月加快2.2个百分点；日均发电量210.1亿千瓦时，环比增加18.7亿千瓦时。上半年，发电量33645亿千瓦时，同比下降1.4%，降幅比一季度收窄5.4个百分点。

分品种看，6月份，火电、太阳能发电、核电增速有所回落，水电增速由负转正，风电快速增长。其中，火电同比增长5.4%，增速比上月回落3.6个百分点；太阳能发电增长5.8%，回落1.3个百分点；核电增长13.6%，回落0.7个百分点；水电增长6.9%，上月为下降16.5%；风电增长15.8%，加快10.6个百分点。

新冠疫情让全球风电产业链持续吃紧，这使得今年海上风电的抢装形势格外紧张。阶段性抢装过后，失去中央财政补贴的海上风电，将踏上更为陡峭的平价之路，业界普遍判断，新增投资建设规模可能出现断崖式下降。

　　中国海洋工程咨询协会海上风电分会秘书长翟恩地在接受eo采访时表示，海上风电产业政策要有连续性，让行业可持续发展，避免大起大落。

　　冲刺抢装

　　由于海域海况、地质条件复杂，施工难度大，叠加新冠疫情带来的停工停产影响，广东部分海上风电项目建设进度已经落后原定计划。早在2017年，广东省阳江就已经有4个、总计130万千瓦的近海浅水区项目获得核准。按照当时的计划，这4个项目在2018年年中前全面开展风机吊装施工，2020年底前全部建成投产。

　　但部分项目建设进度不及预期，今年2月，广东省公布近海浅水区海上风电项目开工及建成并网时间表，上述4个项目中，只有中广核阳江南鹏岛和三峡新能源阳西沙扒两个项目承诺2020年底全部机组并网，粤电阳江沙扒和中节能南鹏岛两个项目推迟到2021年底建成并网。

　　根据时间表，广东省2020年将有广东粤电湛江外罗、中广核阳江南鹏岛和三峡新能源阳西沙扒3个项目并网发电，总装机容量90万千瓦。还有22个、总计732.8万千瓦的项目在建，其中18个、总计532.8万千瓦的项目计划于2021年底建成投产。

　　2018年底，广东、福建和江苏三省为了争取0.85元/千瓦时的上网电价，赶在竞争性配置政策生效前突击核准了超过2700万千瓦的海上风电项目。

　　对于抢核准的项目，2021年12月31日是一个关键节点，只有在这一时间点前完成全部机组并网发电，项目才可以拿到中央财政补贴，取得0.85元/千瓦时的上网电价。

　　但受限于施工吊装资源以及海域海况条件，海上风电产业链难以支撑如此大规模的抢装。根据中国海洋工程咨询协会海上风电分会的统计，预计至少800万千瓦的项目将结转至2021年之后。

　　在上述并网时间节点到来之前，开发商以及整机厂商都在竭力确保施工进度和风机交付。国家电投广东公司总工程师张翼在一次线上会议上表示，国家电投在广东的在建项目所采用风机分别来自明阳、金风和上海上海电气，到目前为止，所有主机厂均回复能够按期交付，不会影响明年并网发电。

　　对于手握众多项目资源的开发商，合理安排项目建设顺序对于消化并网压力非常重要。据张翼透露，国家电投和二级单位签订了“军令状”，二级单位判断哪些项目上、哪些项目不上，上的项目要确保抢到电价，否则项目将全生命周期亏损。

   　根据“新能粤动”微信公众号消息，7月2日，中广核新能源华南分公司总经理陈亚宾率队前往中交三航局厦门分公司和福船一帆新能源装备制造有限公司推动项目进展，双方对中广核汕尾后湖海上风电项目建设安排进行了交流。

　　中广核汕尾后湖海上风电项目装机容量50万千瓦，计划于2021年12月底完成全部机组并网发电。在中交三航局厦门分公司，中广核新能源方面表示，汕尾后湖项目建设进度紧张，要确保起重船、吊装船、打桩船、打桩锤等进场时间满足项目建设进度。在福船一帆，中广核新能源对风机基础、导管架等设备的排产和交付提出了明确要求。

　　中广核在广东的海上风电资源储备达到1120万千瓦，这是中广核能够要求施工企业和设备制造企业资源倾斜的重要筹码。同时，中广核作为广东海上风电资源储备量最大的开发商，也面临更为迫切的并网压力。据eo了解，广东省政府要求中广核在2020年、2021年分别并网80万、220万千瓦的海上风电项目。

　　按照核准时的要求，海上风电项目需要在2年内开工建设，如需延期开工建设，需要在2年期限届满的30个工作日前申请延期，并且开工建设只能延期一次，期限最长不超过1年。这就意味着2018年底前核准的项目，需要在2020年底、最迟2021年底开工建设，否则项目资源有被政府收回的风险。

　　有广东省开发企业人士对eo表示，主机设备招标是衡量项目开工的重要指标，招标完成后即没有退路。现阶段即使有开发商想要退出，也很难找到企业接手。

　　突如其来的新冠疫情，使得工期已经紧张的抢装项目更加急迫。目前国内疫情已经得到有效控制，疫情对海外供应链的影响仍然存在，部分需要进口的关键零部件如主轴轴承、叶片芯材、IGBT芯片等供货紧张，并且供应紧张的局面可能持续到今年第三季度，这将对国内风机的按期交付产生不利影响。

　　抢装之后，如何降本

　　2021年是“十四五”开局之年，也是可再生能源全面进入平价时代的开始。陆上风电与光伏发电经过数年发展，发电成本已经大幅下降。而此时进入规模化发展阶段的海上风电，度电成本尚未实现快速下降，却已经不再享受中央财政补贴扶持，处境尴尬。

　　事实上，抢装几乎贯穿陆上风电与光伏发电近十年的发展，光伏发电标杆上网电价自2011年首次下调，陆上风电则始于2015年。为了赶在电价下调前取得较高的上网电价，陆上风电与光伏行业每年都会出现一波抢装潮。盲目抢装带来的弃风弃电、产能过剩为业内诟病。但不可否认的是，数轮抢装带来可再生能源装机规模的迅速增长，加速了技术进步，推动发电成本降低。

　　而海上风电度电成本下降的路线则完全不同，在中央财政补贴取消、地方政府补贴尚未明确的情况下，海上风电抢装或许仅仅维持一轮。并且这一轮抢装对于带动海上风电技术创新起到的作用很有限。“当前抢装的重点是保交付，没有时间去推动技术创新，对将来靠技术创新带动度电成本降低反而没有多大推动作用。”翟恩地表示。

　　抢装过后，如果无法保持每年相对稳定的装机规模，海上风电度电成本的下降要比陆上风电和光伏发电更加艰难。业内有观点认为，行业要为抢装过后产业可能出现的下滑做好准备。

　　翟恩地对eo记者表示，现在为了保交付，企业都在提高产能，但进入2022年以后，海上风电新增装机量将减少，只剩下少量的竞价项目。如果补贴跟不上，2022年行业可能出现断崖式下降，有一大批企业恐怕将因为产能过剩而破产。。

　　广东省开发企业人士对eo表示，按照目前的建设成本，广东省内的项目如果没有任何补贴，项目的投资价值为零。

　　所以地方补贴被业内寄予厚望，江苏、广东等沿海经济发达省份有可能接力海上风电补贴。“对广东、江苏等省份接补行业期待很大，像是大概率事件，但补多少还不知道。”翟恩地表示，“因为国家补贴是到2021年底，所以各省也许不着急在今年就把补贴政策推出来，当前的抢装和省里的补贴没有关系，抢的是8毛5电价。”

　　上述广东省开发企业人士分析，目前广东、江苏等地均规划了百亿、甚至千亿规模的海上风电产业，地方政府不可能让这些投入打水漂，所以极大可能会对海上风电进行补贴。

　　广东在海上风电发展规划中提出“以海上风电规模化开发带动风电装备及服务业发展，以龙头企业为依托实现全产业链发展，将我省海上风电产业打造成具有国际竞争力的优势产业”。

　　位于粤西的阳江市，海上风电规划装机容量达到1000万千瓦，同时也是广东规划的重要海上风电产业基地。据《阳江日报》报道，截至目前，总投资26.1亿元的明阳整机、明阳叶片、中水电塔筒、粤水电装备等4个项目已建成投产。总投资逾132亿元的金风科技、龙马铸造、中车电机等13个项目正加快建设。到今年底，阳江风电整机年产近300套，风电装备制造业产值达350亿元，预计到2025年，整机年产500套以上，产值达750亿元。

　　江苏省南通的海上风电装机总量占到全省的三分之一，也在今年6月发布了《南通市打造风电产业之都三年行动方案（2020—2022）》，计划通过三年时间，打造风电产业之都，形成千亿级风电产业集群，到2022年，风电累计装机容量800万千瓦，风电产业营业收入突破1200亿元。

　　地方补贴对于稳定行业预期至关重要，但未来海上风电规模发展仍然需要加快降低发电成本。“中国海上风电发展在‘十三五’起步，今年是‘十三五’最后一年，要在短短五年时间走入平价，显然跟自然发展规律不吻合。陆上风电经过十多年才逐步实现平价，而海上风电要比陆上风电更加复杂。”翟恩地表示。

　　翟恩地此前曾撰文指出，若按照广东省内燃煤标杆电价0.453元/千瓦时，以欧洲海上风电每年下降5%—8.3%来计算，广东最快可在2023年—2024年实现平价，最慢要到2026—2027年。江苏、福建和山东最快在2024年—2025年间实现平价，而欧洲是经过了二十年的技术积累才达到如今的降幅水平。

　　海上风电最终还是要依靠科技创新推动度电成本下降，“如果能够延长海上风电并网期限，省补接上，行业内还是有信心在‘十四五’末实现海上风电平价。”翟恩地表示。

日前，位于杭州湾新区的世界最大光伏建设一体化项目上汽集团分布式光伏项目二期开工建设。项目采用自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节的运营模式，预计今年9月投产。项目全部建成后，预计每年可实现光伏发电8500万千瓦时，解决上汽大众宁波分公司45%的用电量。

记者从杭州湾新区相关部门获悉，新区今年1月至6月分布式光伏发电累计14425.16万千瓦时，同比增长19.03%，分布式光伏发电总量位居全市第一。 绿色、环保、可再生时下，向太阳要清洁能源已成为能源供给结构优化的重要支撑。

通过对厂房闲置屋顶、车棚顶等空间有效利用，不仅可降低企业用电成本，还能提高清洁能源比例，助力浙江清洁能源示范省建设。 作为国内首个分布式光伏在线控制示范区，杭州湾新区持续推动分布式发电项目建设，不仅于此前出台相关政策，每年安排130万元用于分布式发电补助，还在光伏管理模式上创新升级，对内实现业务流程再造，提高工作效率；对外实现咨询服务升级，开拓综合能源市场。 以往至少要半个月，如今5个工作日就出具了报告，效率很高。

日前，宁波新凯新能源有限公司负责人黄先生接过光伏并网咨询报告时，对优质快捷的服务连连点赞。以数字化管理驱动业务场景提升，杭州湾新区通过虚拟化查勘、数字化校核等促进流程优化，将光伏并网咨询传统的6个业务流程压缩至2个，单个业务节省时间65%以上。 与此同时，新区充分应用无人机航拍屋顶三维建模，运用大数据算法，融合地理信息、气象信息、电网信息，绘制可视化屋顶资源一张图，并规划92个环网站点作为插座接入，形成插座式电网接入一张图，还建立了星级评价光伏资源一张表，为精准评估所辖区域内光伏资源提供扎实基础。 据杭州湾新区供电部门相关负责人介绍，新区已有2627块屋顶纳入数字化管理。

截至目前，新区光伏发电并网容量29.205万千瓦，超额完成全国首批分布式光伏示范区建设任务。

在市场集中度越来越高的背景下，光伏产业半个月内突现两大阵营对垒的局面。

7月9日，600W+光伏开放创新生态联盟（下称600W+联盟）宣告成立。该联盟由光伏产业链里的39家企业组成，包括硅片、电池、组件、跟踪支架、逆变器、材料及设备制造商。

600W+联盟宣言称，600W+超高功率组件和系统集成新技术平台是光伏行业未来发展的重要方向。联盟成员将共同构建基于全新技术平台的产品、系统和标准，致力于600W+超高功率组件和解决方案价值最大化。

600W+是指发电功率在600瓦特以上的光伏组件。目前的光电转换效率下，600W+组件必须使用210mm硅片封装。因此，600W+联盟基本代表了210mm尺寸硅片的联盟。

半个月前，七家光伏企业发布联合倡议称，为了改变各企业采用硅片尺寸不统一的现状，促进行业高效规范发展，呼吁建立统一的M10硅片尺寸标准，即182mm×182mm的规格。业内将这七家企业称为M10联盟。

M10联盟包括：全球最大的硅片企业隆基股份(46.350,0.22,0.48%)（601012.SH）；全球出货量前五位的光伏组件商晶科能源（JKS.US）、晶澳科技(19.620,0.24,1.24%)（002459.SZ）、阿特斯（CSIQ.US）；以及润阳科技、中宇光伏、潞安太阳能(4.000,0.16,4.17%)这三家电池企业。

表面上看，600W+联盟和M10联盟并无冲突，前者旨在推动600W以上的大功率组件发展，后者旨在推动建立统一的硅片尺寸标准。但从两大阵营的名单里看，除了晶澳科技和润阳科技有重叠，其他企业均是“独家”站队。

600W+联盟主要成员力推的是210mm硅片，与M10联盟倡议的182mm硅片规格大相径庭。业内人士认为，两大阵营已形成对峙局面，硅片尺寸之争进入白热化阶段，背后是对未来光伏电池、组件市场发展方向的博弈。

600W+联盟的主导者之一为天合光能(18.300,0.41,2.29%)（688599.SH）。2019年，天合光能在电池和组件领域的市场份额均排名第六位。该联盟另一主导者中环股份(26.850,0.18,0.67%)（002129.SZ），2019年在硅片行业的排名第三。中环股份于去年8月发布210mm尺寸的硅片，是首发该尺寸的企业。天合光能、东方日升(17.290,-0.01,-0.06%)等随后陆续发布210mm尺寸的产品，捷佳伟创(99.290,5.04,5.35%)、小牛等设备企业同时在宣布布局相关设备。这些企业均为600W+联盟成员。

硅片市场份额排名第二位的协鑫集团未参与任何一方联盟。协鑫集团旗下协鑫集成(3.270,0.30,10.10%)（002506.SZ）董事长、总经理罗鑫对《财经》记者表示，目前还没想好是否参与任何一方，需要对市场进一步判断。

光伏行业的硅片尺寸自2018年以来不断扩大。最大尺寸规格从150mm+扩大到160mm+、再到如今的182mm和210mm。在尺寸扩大的同时，硅片产业的集中度逐步提高，产能扩张也在加速。据中国光伏行业协会统计，2019年，全球生产规模前十的硅片企业总产能达到157.3GW，约占全球全年总产能的85.4%；产量占全球总产量的91.6%，同比提升10.5个百分点，这十家企业均为中国企业。2019年以来，发布硅片产能扩张的项目高达19个。

中国光伏行业协会副秘书长刘译阳对《财经》记者表示，硅片尺寸的扩大可提高组件效率、降低度电成本，这种创新对行业发展是有利的。但大尺寸的硅片是近年出现的新事物，还需要市场来检验。谁为客户带来更大利益，谁就更有优势，目前还不能贸然下结论哪种尺寸更好。“最终会出现一个市场占比较高的尺寸，这不由人的意志决定。”

多位业内人士认可刘译阳的观点，认为成立联盟对哪种尺寸成为市场主流作用不大。“折腾这种联盟没什么实际意义。”中国能源研究会可再生能源专委会主任李俊峰对《财经》记者说，联盟更像是一种企业营销行为。市场会选择成本更低、性能更好的产品，尺寸大小并不是唯一选择因素，你是哪一方联盟成员也不是选择因素。如果光伏企业能通过联盟促进行业标准的建立，对行业发展则是有利的，否则，联盟对行业发展没多大益处。

在两大联盟之外，更多的光伏企业选择观望，有的则做好了两者兼容的准备。爱康科技(1.700,-0.02,-1.16%)市场经理吴文泉对《财经》记者说，硅片尺寸对下游的影响主要在电池制造端。爱康科技有计划增加电池的产能，但目前还没有明确倾向选择哪种尺寸，已对设备做出了兼容性的准备。

吴文泉说，联盟只是一个松散的临时组织，实质上是少数几家大企业的竞争。光伏制造业的产品迭代速度很快，设备三五年就面临淘汰。两大联盟的尺寸之争估计最多持续两三年，市场不会容忍这种纷争局面太长时间。

根据Pvinfolink预测，2021-2024年180+mm硅片产量占比将分别达到12%、40%、58%、53%。210mm尺寸硅片的产量占比则将分别达到4%、8%、16%、32%。

据最新统计，今年1-6月国家电网有限公司经营区风电、太阳能发电量合计2947亿千瓦时，同比增长15%，占总发电量的比例达11.4%，同比提高1.6个百分点。风电、太阳能发电利用率96.9%，同比提高0.9个百分点。按照国家能源局要求，剔除一季度疫情影响后，利用率98.7%。

　　2020年是“十三五”规划及清洁能源消纳三年行动计划的收官之年，公司坚决贯彻党中央、国务院决策部署，积极发挥电网平台作用，做好并网服务，强化全网统一调度，不断提升服务清洁能源发展和消纳水平。

　　上半年，公司经营区风力发电量和太阳能发电量分别同比增长12.3%、19.2%。“三北”地区风、光资源丰富，今年上半年，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%。

　　入夏以来，南方多地出现强降雨。公司发挥特高压工程大范围资源配置作用，多措并举保障水电消纳。西南电网水电发电量同比增长13%，达376亿千瓦时，预计上半年跨区交易电量水电外送333亿千瓦时；华中电网水电发电量同比增长3%，水能利用率达99.97%，消纳区外电量1414万千瓦时；华东电网消纳区外水电134.98亿千瓦时、区内水电92亿千瓦时，区内新能源全额消纳。

　　在消费侧，公司聚焦清洁取暖、交通运输、工农业生产等重点领域，以电能替代为抓手推进绿色发展，不断提升电能占终端能源消费的比重，倡导低碳生产生活方式。

　　上半年，公司克服疫情影响，较往年提前完成2020年“煤改电”确村确户工作，新增258.5万户“煤改电”清洁取暖居民，完成24.7万户高压客户用能信息普查；扎实推进长江沿线岸电工程建设，实施港口岸电项目517套；组织开展终端用能情况分析，挖掘电能替代潜力，积极推动电锅炉、电烘干、电气化大棚等电气化改造，全面推广电供暖、电热水、电厨炊进校园。1～6月，公司累计完成电能替代电量916亿千瓦时，同比增长7.7%，相当于在终端消费环节减少消耗散烧煤5129万吨，减排二氧化碳9133万吨，减排二氧化硫、氮氧化物和粉尘污染物2904万吨。

7月3日，财政部下发《关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知》，公布了2020年可再生能源电价附加补助资金的预算安排、资金申请情况以及资金拨付原则和办法。再加上之前财建〔2020〕4号文《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，基本明确了可再生能源未来5年怎么计算补贴和领到多少补贴。

目前明确的信息有以下两个要点：

可再生能源项目不是所有的发电量都有补贴，当年光伏、风电在核电电价时，每类资源区都有一个发电小时数，这个小时数在同一个资源区是固定的，要按照这个小时数计算补贴。根据经验，可以假定风电四类资源区年合理利用小时数为2400、2200、2000、1800，光伏三类资源区年合理利用小时数为1600、1300、1100，生物质年利用小时数5500。

举例，如果你的项目在光伏一类资源区，超过1600小时之后的电量也将没有补贴。因此那些在同一资源区内，单瓦发电小时数最高的项目，收入要减少。还有一种情况就是超装，一旦超装之后，单瓦发电量自然提升，原本超装的那部分电站也同样享受补贴待遇，现在也不行了，超装的发电量只有火电电价，对于超装电站的估值也要减值。

补贴发放的优先级明确，优先足额拨付光伏扶贫项目、50kW及以下自然人分布式项目（这两个是按月支付）、公共可再生能源独立系统、2019年采取竞价方式确定的光伏项目以及2020年采取“以收定支”原则确定的新增项目。2019年的风电不在优先级中，但是2020年新增的风电是否在其中还有待于进一步观察。后面就是光伏领跑者拨付50%。再后面就是全部纳入补贴目录的项目，不管老项目，新项目都是一视同仁。

这样就严重摊薄了补贴发放的比例，根据测算，进入补贴目录的项目大约能领到25-30%的补贴。现在应该可以领到30%左右，等2020年的项目都开始发电，要下降到25%。这种局面如果没有大的政策变化，预计要维持6-7年左右，然后发放补贴的比例开始慢慢上升，预计到2038-2040年左右可达到100%补贴支付比例，即彻底解决补贴拖欠的问题。

这样的局面是大家都不愿意看到的，很多老的项目都有贷款，要还本付息，只能领1/4补贴的话，持有方的资金压力非常大。现在出售电站，势必要打成骨折，业主也不一定会舍得割肉。为今之计，先想办法进行贷款置换，尽可能延长还贷期限，并且降低融资成本。具体模式，我们将在下一篇与大家探讨。

6月23日，华东最大光储融合项目——莱州市土山镇一期120兆瓦+6兆瓦/12兆瓦时光储融合项目正式并网发电，这是莱州市推动清洁能源利用，打造新能源综合利用示范基地的重要举措。

　　莱州市太阳能资源丰富，发展光伏产业具备得天独厚的优势。由阳光电源有限公司规划建设的光伏发电项目共计220兆瓦，一期项目采用模块化设计、集中并网的设计方案，总容量120兆瓦，同步配备12兆瓦时储能系统，总占地面积约3000亩，投资额约6亿元，于2019年11月正式开工建设。

　　据阳光电源有限公司负责人介绍，该项目应用了其自主研发的大型光储电站PowMart智慧能源解决方案，具备一次调频、辅助服务、移峰填谷等核心功能，通过“多功能组合运行最优模式”，该项目成为国内首座具备一次调频功能的大型光储电站。应用这一模式的光储电站系统，还将以储能为载体，主动移峰填谷，提升电网调节和消纳能力。

　　据测算，项目全部建成投产后，预计每年可为莱州市提供绿色电力约1.6亿千瓦时，在项目25年有效稳定运营期内，共计可提供绿色电力约40亿千瓦时。与相同发电量的火电相比，25年共计可节约标煤约134万吨，减排二氧化碳约399万吨，节能减排效益十分显著。

　　该项目不仅可利用当地的资源禀赋，响应电网调峰调频辅助服务，缓解高峰时期用电紧张情况，还能利用光伏+储能模式，形成先进示范效应，有效带动观光、旅游、服务等上下游产业链综合发展，为地方创造更多就业岗位，培育新的经济增长点。

没有安装储能设施的新能源电站，不仅会影响电力系统的安全，而且可能导致电力市场出现令人瞠目的负电价。2020年，受新冠肺炎疫情影响，新能源大国德国仅在1~3月间就出现了128小时的负电价。

如果借助储能技术，完美解决新能源消纳难题，不仅负电价出现的概率会降低，而且电力系统的运行会更加安全。

“新能源+储能”的搭配，如今在国内备受关注，未来也将大有作为。

新趋势 新标配

在我国，“新能源+储能”并非新概念。

在发电侧，“新能源+储能”最典型的应用案例是在“三北”地区的友好型可再生能源场站。得益于储能技术的应用，“弃风”“弃光”等问题较好地得到解决，同时，储能技术在电网平滑输出、跟踪计划出力等都具有显著的支撑作用。

在用户侧，光储充电站是储能应用的典型场景。这种储能系统可以通过削峰填谷实现收益，并能缓解配电网增容的压力，一方面为更多新能源汽车提供大功率充电服务，另一方面可以解决配电网安全问题。与其他用户侧应用场景的商业模式相同，储能在充电站中的应用，主要依靠峰谷电价的套利模式，收益来源比较单一。随着新能源汽车应用规模的快速扩大，配电网运行压力逐步增大，充电站建设增容的问题将是制约其发展的关键。因此，集中式光储充电站成为发展的重要方向。

进入2020年，“新能源+储能”的应用场景出现了“从电网侧向发电侧转移”的新趋势。同时，投资建设主体也正在向央企特别是发电集团传导，华能、国电投、国家能源集团、大唐等企业相继发布了相关项目建设规划。根据中关村储能产业技术联盟（简称CNESA）不完全统计，已有16个光伏储能项目进入招标及建设阶段。

另据CNESA初步统计，2020年上半年，受疫情影响，国内储能产业的发展受到一定程度的影响，全国新增投运电化学储能项目装机规模90.5兆瓦，同比下降22%。新增投运项目主要分布在两个领域：一是辅助服务领域，二是可再生能源并网领域。

目前看，“新能源+储能”的发展仍以政策引导为主。从地方政策看，青海、新疆、西藏、内蒙古、辽宁、吉林、山东、山西、湖北、湖南、河南、安徽、江西等省（自治区）已经相继出台了可再生能源配套储能的支持政策，如对按比例配置储能的可再生能源场站给予优先并网、增加发电小时数等激励措施。这些政策推动了部分光储项目、风储项目的规划和建设进度，让“新能源+储能”开始成为“新标配”。

有新价格也要新机制

成本是困扰储能行业的老问题，它是否会影响“新能源+储能”的发展？

从国内储能市场公开中标价格来看，2018~2019年，业主采购储能系统的价格在1.8~2.0元/瓦之间。2020年以来，由于减少亏损、消化产能等原因，储能系统市场公开招投标价格屡创新低。从目前储能系统的采购价格来看，国内市场储能应用于电力系统的成本已经达到甚至低于此前业界公认的规模化应用门槛——1.5元/瓦。

在国际市场中，即使储能成本高于国内，但由于能够获得多重收益，储能项目的经济性相对较好。比如，为风电、光伏配置一定比例储能系统，变不可控的可再生能源为可控的能源，可以获得一定的奖励或者可再生能源绿色交易证书，这些政策和做法确实大幅推动了这些国家的发电侧储能发展，不仅给发电商带来了经济效益，而且让电力系统获得更高的稳定性和安全性。

由此可见，成本已经不是导致大部分储能项目经济性差的主要因素。国内储能市场要提高项目经济性，也应从开放市场入手，允许储能系统运营商作为市场主体提供多元化服务，进而获得多渠道收益。

在“新能源+储能”推动举措上，探索完善的市场交易机制和价格补偿机制显得非常重要。因为只有合理化的市场规则和价格机制，才能让类似项目获取合理的价值回报，实现可持续发展。

在国内市场，新机制更应关注配置储能后的收益问题。比如，在收益层面，有无储能的新能源场站是否存在差异；如何发挥储能的最大价值，使储能不仅获得有限的电量收入，也能通过参与辅助服务，获得更多合理收益；储能的服务成本是否向电网和用户传导，做到真正的“谁受益谁付费”。以上这些，才是决定“新能源+储能”能否走向长远的关键因素。

新政策激发新作为

5月19日，国家能源局就《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。《意见》提出，鼓励建设新一代电网友好型新能源电站，探索市场化商业模式，开展源、网、荷一体化运营示范。

6月18日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，提出要推动能源高质量发展，不断提高能源安全保障能力。《意见》同时要求，提升电力系统调节能力，进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰等辅助服务市场化，探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制，提高调峰积极性。

众所周知，新能源发电具有波动性强、调控能力差、暂态支撑弱的特点，而储能既可以平抑新能源发电波动、改善电能质量、存储余电、解决消纳问题，又可以提升电网调度的灵活性。因此，只有能够持续稳定地保障供电和及时响应用户用电需求的新能源电站，才能称之为电网友好型新能源电站。而“新能源+储能”作为实现这一目标的关键技术之一，在推动新一代电网友好型新能源电站落地的过程中，有望发挥更大的作用。

当前，我国可再生能源规模化发展和消纳形势严峻。中东部地区前瞻性要求配置储能系统，实则是在解决未来可能面临的弃电问题。相关政策也对可再生能源场站提出了更高的要求，比如一次调频功能等。

对于即将出现的“新一代电网友好型新能源电站”，其场站的本质未发生根本性变化，但随着高比例可再生能源结构的实现，可再生能源对电力系统稳定性的影响应当更小，因此对“友好”的要求也会越来越高。未来，可再生能源场站将不仅作为单一发电主体存在。储能在电量搬移、平滑出力、频率调节等方面的多重价值也会充分显现，将成为可再生能源场站的技术支撑。

在《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见》中，建设“新一代电网友好型新能源电站”被认为是推动新能源发电方式创新转型的一种方式，强调探索市场化商业模式，通过合理优化风电、光伏、电储能配比和系统设计，在保障新能源高效消纳利用的同时，为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力。

因此，建设“新一代电网友好型新能源电站”需通盘考虑可再生能源、电网和储能的协同发展。除执行能源监管部门“两个细则”及辅助服务市场相关政策，不同行业主管部门也应做好顶层规划及落地实施，建立可持续的消纳长效机制，让新模式能有新作为。