6月21日，日环食！

此次是非常少见的金环日食，是十年来最具观赏性的天文盛宴，下一次预计要等到2030年。

西藏、四川、重庆、贵州、湖南、江西、福建、台湾等地在日环食带上，部分地区可以看到日环食；西藏阿里地区可以看到最细的“环”，是最佳观测地区。其他地区小伙伴，可以看到日偏食。

据说，每发生一次日食，就有一名电网人会变……

变得非常操心。

开个玩笑。不过，日食确实会影响电网。你是不是已经想到了——

光伏波动大，电网很怕怕

太阳的变化影响光伏发电，进而影响电网。

清洁能源好是好，但是要“看天吃饭”。电网的正常运行需要保持发电量和用电量之间的实时平衡。从便于电网控制和调节的角度考虑，电源输出最好能相对稳定。

日食期间缺少阳光，光伏发电会陡然下降；而当日食结束时，阳光突然照射，大量光伏电力又会瞬时涌入电网。这个波动可比正常日出日落大很多。一进一退，电网表示压力很大。

这次日环食总时长4小时多，电网会受到多大影响呢？

还好，日食期间光伏出力变化是可以提前预测的。实不相瞒，应对波动，电网人从4月就开始准备了。中国电科院早就测算出，晴空状态下6月21日西藏电网光伏出力的波动状况。

电网一盘棋，应对方法很多

电网系统当然不能进多少出多少，会留一些备用容量。一次日环食，倒也不会真的操太多心啦。

此次日环食对西南电网尤其是西藏电网影响较大。西南电网覆盖四川、重庆、西藏，西藏电网光伏装机容量达127万千瓦，占比超过三分之一。

通过采取省间电力互济、增加水电机组出力等措施，电网预留了充足备用容量，做好了各项预防预控准备。四川、重庆、西藏电网纷纷表示：稳得很！

四川水电丰富，夏季也是丰水期，光伏发电少了，咱用水电补呗。

重庆通过外购电力，盈余充足，日食对电力平衡无影响。

西藏电网有川藏和青藏联网工程，可以通过跨省调度来补充负荷。

4月以来，国网西南分部多次组织国网四川、重庆、西藏电力开展专题研究，深入分析光伏出力波动、电力电量平衡、运行风险点对电网的影响，提前做好反事故预案，提高两级调度故障应对处置能力。6月20日，西藏电网网内藏中至西南主网联络线完成首检工作，确保日环食当日西藏电网按全接线方式运行，保障藏中电网电力供应充足。根据天气、来水、负荷变化，国网四川、重庆、西藏电力滚动开展电力电量平衡分析和电网安全评估校核。各运维单位加强特巡和维护。

所以，你安心观测，用电有国家电网啦！

截至2019年年底，我国新能源累计装机容量突破4亿千瓦，达41477万千瓦，占全球的34%。风电和太阳能发电新增装机和累计装机容量均为世界第一。

国家电网公司在新能源消纳并网上下足功夫：开展新能源领域相关课题研发，建设源网荷储多元协调调度、虚拟电厂、城市能源互联网综合试点、新能源云平台建设等业务创新试点，技术水平不断提高；强化新能源全网统一调度，促进新能源消纳多级调度协同快速响应；推动辅助服务市场建设，通过市场制驱动常规电源调峰多消纳新能源电量……

近日，随着全国各省区市2020年光伏竞价项目电价申报截止，今年光伏竞价项目整体规模显现。据统计，20多个省区市确定参与竞价的总规模超过32GW。其中，河北、江西、宁夏等省区的竞价规模远超过当地电网的新增光伏消纳空间，预示着今年的光伏竞价将异常激烈。

　　但“烽烟四起”的竞价项目将有望提振下半年的国内光伏产业需求。今年上半年，受疫情的影响，国内外需求出现波折，并引发产业链价格下探。而业内人士指出，随着海外市场复产复工、国内竞价项目并网时间限制，三、四季度国内光伏装机需求确定性高。

　　与此同时，由东方日升、福莱特以及东方希望等光伏公司引发的新一轮扩产潮将产业热度推向高潮。这些扩产计划的密集释放，将再度带动产业链的“燥热”。

　　下半年需求回升

　　一些迹象表明，今年下半年光伏市场需求旺盛呈现较高的确定性。

　　首先，国内组件出口回暖，海外市场需求正不断恢复。根据海关最近公布的数据，国内组件5月出口约5.97GW，同比下降0.95%，但环比增长9.34%。从前五个月的出口情况来看，国内组件出口规模同比下滑幅度不断收窄。

　　其次，“抢装潮”时下正在发生。国家能源局6月15日公布的数据显示，5月新增纳入国家补贴规模户用光伏项目总装机容量为5.96GW，环比4月增长47.89%。这是继4月份之后，国内户用市场今年再度刷新单月装机新高。截至今年前5个月，国内户用光伏新增累计装机规模已达12.59GW。

　　海外市场逐步回暖，叠加“抢装潮”的出现，令三、四季度国内光伏产业景气度备受期待。一位新能源行业资深分析人士告诉21世纪经济报道记者，海外市场上半年因疫情导致企业新签订单相对不足，但随着疫情影响见顶，海外市场特别是发达国家复工复产如期推进，将重新提振产业链需求。而在国内市场方面，平价和竞价项目在下半年集中落地，则进一步刺激产业热度。

　　国金证券分析认为，下半年国内光伏市场将迎来“第三季度好于预期，第四季度海内外共振可期”的局面。该机构表示，结合“10亿补贴上限”“各省区申报规模”以及“电价政策”等条件估算，预计2020年全国竞价光伏项目最终进入补贴范围的项目规模为20GW至25GW，与2019年竞价规模接近。

　　根据业内机构统计，截至6月15日，全国20多个省区市公布了今年度平价、竞价项目。其中，平价项目已公开规模合计超过38GW，竞价项目已公开规模合计超过32GW。

　　今年5月份，全国新能源消纳检测预警中心发布了2020年全国风电及光伏消纳能力公告。公告显示，按剔除一季度限发电量情形测算，今年我国风电、光伏发电合计新增消纳能力85.10GW，光伏则达48.45GW。

　　“2019年受到电网消纳意见不明确影响，竞价项目补贴额度最终未能完全分配，装机节奏上也出现了在12月集中并网的不平衡结构。”中金公司研究部对此分析认为，今年电网对新增光伏项目消纳空间给出了明确承诺，则可以减轻新竞价、平价项目申报的顾虑，吸引更多项目参与竞价。

　　21世纪经济报道记者发现，从目前各省区市公布的项目规模来看，不少省区市的平价、竞价项目总规模已经超过当地电网给出的新增光伏消纳空间，足见申报热情高涨。

　　百亿扩产频现

　　在市场需求有望提振的背景下，光伏产业龙头公司再度豪掷重金，加码扩产。

　　今年2月份，通威股份抛出200亿元的高效电池扩产计划，打响了今年国内光伏产业扩产的“头枪”。随后，隆基股份、晶澳科技、协鑫集成等公司纷纷跟进，掀起了一轮扩产热潮。根据21世纪经济报道记者的不完全统计，截至4月中旬，8家A股光伏公司先后累计宣布投资708亿元，用于光伏硅棒、硅片、电池、组件等制造环节的产能新建。

　　时隔一个多月后，国内光伏行业再现重磅投资。

　　6月5日晚间，东方日升发布公告称，该公司与义乌经开区管委会签订了一份“15GW高效电池+15GW组件项目”框架协议。协议显示，此次扩产项目总投资约206亿元，分两期实施——一期建设5GW高效电池和5GW高效组件生产线，建设期限预计2年；二期建设10GW高效电池和10GW高效组件项目，并根据市场需求情况，在未来3-5年内逐步建成投产。

　　21世纪经济报道记者发现，虽然业内对于国内光伏产业产能过剩的担忧从未消失，但光伏企业特别是龙头公司，对于扩产的热情丝毫不减。尤其是在中游电池、组件端，成为头部企业争相扩产的重点环节之一。

　　今年4月，晶澳科技宣布拟定增不超过52亿元，用于高效电池、组件产能扩张等项目。同样在义乌，晶澳科技此前宣布了总投资102亿元的年产10GW高效电池和10GW高效组件及配套项目。而此次募资的三分之二金额都将用于一期项目的建设中。

　　最新的入局者是东方希望。6月10日，东方希望与三门峡市达成合作协议，拟投资100亿元在三门峡市渑池县投资10GW光伏组件项目。

　　值得注意的是，在近期，光伏玻璃环节也迎来一波扩产小高潮。

　　6月15日，福莱特披露定增预案，拟募资不超过20亿元，用于年产75万吨光伏组件盖板玻璃二期项目等。

　　同样加入光伏玻璃产能竞赛的还有南玻集团。根据南玻A最新公布的定增方案，该公司拟募集不超过40.28亿元，投资太阳能装备用轻质高透面板制造基地项目等。

　　兴业证券测算认为，2020年下半年，光伏玻璃实际新增产量相比2020上半年环比只增加5%左右，可能显著小于需求的增长，光伏玻璃价格有回升空间。

　　不过，前述分析人士向21世纪经济报道记者指出，扩产所带来的产能过剩风险依然不容忽视，光伏产业链价格下半年仍有降价空间。

6月15日晚上8点之后，2020年光伏竞价项目的电价填报完成，一切将尘埃落定。初步统计，约31.82GW的光伏项目参加了此次竞价；预期将有20~22GW的项目进入补贴盘子，与2019年的规模基本相当。

　　一、约32GW参与竞价，以、地面电站为主

　　根据各省公开的信息，以及部分投资企业提供的信息，约32GW的光伏项目参加了此次竞价，其分布情况如图1、图2所示。

　　整体来看，

　　1）集中电站（＞6MW）占比高达89%

　　整体约32GW的规模大幅高于2019年竞价规模，但分布式的规模大幅低于2019年。

　　2）III类区占比高达71%

　　II类资源区由于大多数省的脱硫煤电价、光伏指导电价非常接近，补贴强度极低，竞价优势不大，很多直接做平价项目，所以参与的规模最少。III类区则由于指导电价高，参加竞价的项目多。

　　每个省的具体规模情况如图3、表1所示。

图3：各省参与2020年竞价的不同类型项目规模

表1：各省参与2020年竞价的不同类型项目规模

　　说明：浙江、安徽、江苏官方数据未公开，表中规模为投资企业反馈情况，可能有一定偏差。

　　二、央企唱主角

　　每个省都有一些地方性企业，在当地有明显优势，能拿到较大的规模。然而，从全国来看，2020年的竞价，将由央企唱主角！

　　根据之前文章统计的，各省项目的投资主体分布情况，整理出各企业在全国获得竞价项目的情况。由于企业数量众多，因此进行了删选。

　　1）不统计分布式项目的规模。

　　由于分布式项目补贴仅有5分，中标概率极低，因此暂不进行统计。其中，辽宁、河南、湖南三省均为工商业分布式项目，因此此次未对这3省的规模进行统计。

　　“全额上网”分布式项目中标几率跟地面电站相同，但由于规模较小，也暂不统计。

　　2）选择一些重点企业进行统计

　　重点企业应满足两个条件：

　　获得项目总规模在200MW以上；

　　在2个以上省份获得竞价项目；

　　3）由于浙江、安徽、江苏官方数据未公开，所以未进行统计

　　经过整理，符合上述特点的重点企业共18家，开发项目的总规模为16.6GW，约占地面电站总规模的60%。统计数据会有一些偏差，主要由两个因素导致：

　　1）由于浙江、安徽、江苏的未统计，所以规模不全；

　　2）一些由地方企业开发，但由重点企业做托底方的项目，无法很好识别。

　　统计结果如表2所示。

　　从表2可以看出，排名前10名仅有两家民营企业：阳光电源、隆基绿能。

　　国家电投、大唐集团成绩亮眼，竞价项目规模均超过2.5GW。

表2：重点企业的项目规模统计（单位：万kW）

　　三、4省用约70%的补贴

　　2019年，最终全国符合要求的22.78GW的竞价项目全部获得补贴资格，总补贴需求约17亿元。2020年的补贴额度只有10亿。其中，

　　1）青海项目总补贴占用约1.1291亿元完成省内竞价，中标电价低，确定能获得补贴资格。

　　2）贵州、河北无疑将是补贴额度占用最高的两个省，合计将超过4.5亿；

　　贵州参与竞价的地面电站总规模为5.68GW，按指导电价算的补贴强度为0.1385元/kWh；

　　河北参与竞价的地面电站总规模为3.69GW，均为三类资源区项目，按指导电价算的补贴强度为0.1256元/kWh。可见，贵州、河北都属于参与竞价规模特别大，补贴强度特别高的地区。经初步估算，贵州中标项目的补贴需求可能在2.5~3亿元；河北中标项目的补贴需求可能在2亿元左右。两省合计预期超过4.5亿元。

　　除了贵州、河北之外，陕西则是另外一个补贴需求大省。陕西有1.53GW的地面电站参与竞价，按指导电价算的补贴强度为0.1355元/kWh，预期中标项目补贴需求在1亿元左右。

　　3）4个省占用约7亿元的补贴

　　青海项目约1.1291亿元，贵州项目约2.5~3亿元，河北项目约2亿元，陕西项目约1亿元。

　　四、预期中标规模低于2019年

　　在之前的文章《光伏竞价，电价降多少合适？》中提到两种情形。情形1：相对乐观的情况下，不同资源区的申报电价如下表（单位：元/kWh）

　　情形1：相对乐观的情况下，不同资源区的申报电价如下表（单位：元/kWh）

　　情形2：最保守的情况下，不同资源区的申报电价如下表（单位：元/kWh）

　　初步了解，各企业申报电价的差异非常大。以III类资源区为例，

　　有企业报0.385元/kWh的电价，修正后就是0.235元/kWh，比最保守的情形2中价格还低；

　　有企业报0.49元/kWh的电价，直接就是指导电价，一分未降；

　　经过对各省报价情况初步了解，个人认为：情形1中的电价，应该确定可以进入补贴盘子，比这个电价高一点的，也可以进入盘子。

　　由于最高中标电价的修正电价将低于0.3元/kWh,因此：

　　1）自发自用分布式无机会，广东项目无机会。

　　2）有机会的项目规模不超过27GW，同时，由于部分项目由于申报电价过高被淘汰。

　　结合企业的申报电价情况，最终的中标规模，可能略微低于2019年的22.78GW。但应该在20GW以上。

6月1日，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发了《关于各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》。同时，浙江、四川、宁夏、甘肃和青海等5个国家清洁能源示范省(区)的最低非水电消纳责任权重适当提高，以更好地发挥引领示范作用。

此前5月18日，国家能源局召开2020年二季度网上新闻发布会，表示今年第一季度风光发电限发电量不纳入清洁能源消纳统计考核。近几年，国家发展改革委、国家能源局贯彻党中央、国务院决策部署，出台了一系列政策措施，推动我国新能源发展和消纳问题。但是随着装机量的不断增长，部分区域依然存在省内和省间等各种消纳问题，此外由于目前新能源补贴面临的不确定性，也加大了新能源参与市场化交易的压力。虽然我国已经成为最大的能源生产和消费国，但是目前的发展模式已经不适合未来的世界竞争，为此国家提出能源生产和消费革命。而新能源是我国能源转型的主要力量，未来还将持续快速发展。2020年是“十三五”及实现国家清洁能源消纳目标的收官之年，政府已经为此出台了多项措施助力新能源，而制约新能源发展的是政策方面吗?制约风电装机的发展不单是补贴政策和经济因素，而是消纳能力所致以风电的装机发展为例，风电作为我国新能源产业较早实现国产替代化和大规模发展的行业，其装机发展却并不是一直上升的趋势，而是经历了过山车般的跌宕起伏。如下图所示，我国的风电装机量在2008年—2010年呈现上升趋势，但是在2010—2012年却下降趋势，而此后在2012年—2015年以及2015年——2017年都是重复了这个趋势的变化。并且在2017年至今，风电装机量都是增长的形态。

如果结合装机量和弃风率可以发现，风电装机在弃风率减少时便会出现增长。究其原因，主要就是消纳问题。正是这样的区域性的消纳问题的出现，导致国家能源局就不得不暂停这一地区未来两年的新增建设活动，以纾解当地电力消纳瓶颈给存量项目造成的弃风损失。而这也反过来制约了新能源的发展。传统电力体系下，电网的建设和输电网络的发达程度直接决定了一个区域的新能源消纳能力。因为建设电网周期和消纳周期的错位导致了新能源的发展问题，而这些都并非是单纯由政策或者其他经济问题导致。从这个角度看制约新能源消纳主要问题是辅助服务的不完善。由于光伏、风电等新能源发电出力出力具有不确定性，导致其发电量和出力难以精准预测。电网的运行以安全、优质、经济为原则，由于新能源出力不稳定需要“借助”火电调峰备用，那么问题就来了——若辅助服务没有形成市场化机制，即无法做到“谁受用谁买单”，那么火电机组参与辅助服务，则从市场机会变成了市场责任，这样一来无法做到公平公正;二来不利于新能源机组分析项目真实竞争性;三来更不利于新能源机组参与电力现货市场，成熟现货市场的交易商品不止“电能量”，还包括调频、备用等。

而在中长期市场，证明消纳新能源的“绿证” 并没有如电能量一样，具有流通的市场能力，故新能源发电依然靠行政一刀切，无法准确预估项目前景——即电站消纳水平。

上述两类市场化机制的缺失，严重干扰了新能源的项目性经济性判断。

而矛盾的是，在电力现货市场，新能源发电很大程度上影响了日前和日内市场供需平衡比，是市场价格波动的巨大变量。所以新能源行业应站在更高的位置，呼吁尽快完善配套市场化机制，以能适应逐渐”断奶“的环境。建立全国统一电力市场是破解消纳问题的方式之一提升社会效率和保障能源稳定是市场发展的主流，将资源在全国范围内充分调配需要规范透明的统一市场，建设高效的电力市场，从而实现资源的优化配置。构建全国统一电力市场，对促进清洁能源消纳、降低全社会用电成本等意义重大。全国一盘棋，此举可以直接解决清洁能源消纳不充分的问题。构建全国的统一电力市场，不仅可以打破省间的壁垒，还可以在更大范围内统筹消纳清洁能源，促进其开发与利用。同时，构建全国统一电力市场，是实现市场配置资源效益最大化的途径之一。可以发挥市场在资源配置中的决定性作用，能够有效解决清洁能源与常规电源之间的关于补偿、和各个地区之间的利益平衡问题。增加有效供给、实现供需平衡，可以将市场中各个参与方的能动性发挥起来。此外在新能源平价参与市场交易中，如果进入到集中的市场中，会引发行业内的竞争，而新能源企业在激烈的竞争中也会更加重视其成本，这也意味着会产生更加合理的价格竞争和利润水平。

在与韩国光伏组件制造商HanwhaQ-Cells（下称“韩华Q-Cells”）的专利侵权纠纷中，中国企业取得了诉讼的最终胜利。

　　几天前，隆基股份发布公告，披露韩华起诉公司专利侵权的最新进展，经过美国国际贸易委员调查，公司产品不侵犯韩华Q-Cells专利权，未违反337条款，终止调查。

　　卷入这起纠纷的另一主角晶科能源也迎来同一裁定结果。

　　除了韩华Q-Cells，美国公司或许才是专利攻防战的主角。

　　今年3月31日，美国光伏组件商Solaria Corporation称，已向加利福尼亚州北部地区联邦地方法院提起诉讼，指控阿特斯阳光侵犯了其在美国的叠瓦组件专利。

　　在业内人士看来，这些针对中国光伏公司的诉讼与八年前德国光伏制造巨头SolarWorld挑起的反倾销、反补贴调查如出一辙——延缓中国光伏企业发展步伐。

　　商业世界从来没有风平浪静。在经历近30年的发展后，不论是市场占有率，还是技术创新能力，中国领先光伏公司均已成为其中佼佼者。

　　2019年全球组件制造商出货量排名中，前十位中有八家为中国公司。其中，韩华Q-Cells位列第六，美国光伏巨头First Solar位列第八。

　　专利战

　　韩华Q-Cells的起诉始于去年初。

　　2019年3月，韩华Q-Cells先后在美国、德国和澳大利亚对中国的晶科能源、隆基股份和挪威的REC提起专利侵权诉讼。

　　韩华声称，三家竞争对手使用其专利钝化技术来提高太阳能电池的效率和性能，要求阻止这些公司将侵权产品出口到美国、德国和澳大利亚，并在这些国家进行市场营销及产品销售。

　　随后，美国国际贸易委员会针对该事件对涉华光伏电池片及其下游产品启动“337调查”。

　　“337调查”是指美国国际贸易委员会根据美国《1930年关税法》第337节及相关修正案进行的调查，禁止一切不公平竞争行为或向美国出口产品中的任何不公平贸易行为。

　　事实上，中国已经成为美国“337调查”的最大受害国。在已判决的相关案件中，中国企业的败诉率高达60%，远高于世界平均值26%。

　　与法院专利侵权诉讼相比，337调查具有立案便捷和审查迅速的特点，若337调查最终采用普遍排除令，则会禁止所有同类侵权产品进入美国。

　　值得注意的是，提起诉讼之前，韩华Q-Cells在佐治亚州道尔顿开设了一家1.7 GW的单晶半片组件制造工厂。

　　巧合的是，它在国际光伏市场上最大的竞争对手晶科能源位于美国佛罗里达州杰克逊维尔的新光伏组件工厂也几乎在同一时间开业。

　　自中国“531新政”推出后，以晶科、隆基为代表的国内光伏企业不约而同地进一步加大了海外市场扩张力度，成为韩华Q-Cells最强劲的竞争对手。

　　此前多年，韩华Q-Cells一度是全球数一数二的光伏电池组件生产商。2013年之后，该公司一直稳居全球光伏组件企业第4或第5位，到2018年略有下滑，位列第6。

　　中国光伏公司的强势崛起，显然给全球其他玩家带来压力，韩华Q-Cells也是其中之一。

　　针对来自韩华Q-Cells的“宣战”，隆基股份表示，无证据表明公司相关产品侵犯了有关专利。从技术上看，隆基产品与涉案专利采用的技术方法并不一致。

　　随后，晶科能源也公开发表声明，表示“公司认为这些诉讼缺乏技术或法律依据。因此，晶科能源反对韩华的指控”。

　　事实上，受到专利围剿的不仅是隆基股份和晶科能源。

　　Solaria对阿特斯提起的诉讼中，要求后者侵权赔偿和永久禁令。对此，阿特斯回应称，Solaria的申诉中的主张毫无道德、毫无根据。

　　自2018年中美贸易战爆发以来，美国一直在知识产权保护问题上针对中国公司大做文章。

　　在对中国的《301调查报告》中，美国表示，中国加入WTO之后，未能履行在知识产权保护和执法方面的承诺。在相关领域的一些做法导致美国企业的技术被强制转让给中国，伤害了美国企业的知识产权。

　　中国对此予以否认。《人民日报》在题为《“盗窃知识产权”系无中生有》一文中表示，中国既有创造知识产权的能力，又有保护知识产权的决心和行动。

　　未来之路

　　韩华Q-Cells与隆基股份之间的专利诉讼只是中国光伏企业所处境遇的一个缩影，中国企业与欧美公司之间的专利战早在2010年就已拉开序幕。

　　在业界看来，太阳能光伏一直是中美贸易战的主战场之一。

　　早在2010年10月，针对中国清洁能源补贴问题，美国前总统奥巴马政府便宣布对华清洁能源有关政策和措施启动“301调查”，并决定在不超过90天内向中国提出磋商要求。

　　奥巴马政府对华的“301调查”涵盖了中国风能、太阳能、高效电池和新能源汽车行业的154家企业，以查明美国相关企业的利益是否受到了损害。

　　此后，美国贸易代表向奥巴马总统提出建议，中国的风能补贴计划违反了世贸规则。当年12月，美国宣布调查最终决定并提起在世贸组织争端解决机制下磋商请求。最终中国同意修改政策中涉嫌禁止性补贴的内容。

　　太阳能光伏电池领域是典型的资本和技术密集型产业，专利申请和专利诉讼异常活跃。美国针对光伏产品的专利问题曾启动过多次337调查。

　　在过去18年中，“337调查”案件数量总体呈现波动上升的态势，而中国企业涉案绝大多数的案由是专利侵权。

　　更严峻的是，随着企业自主知识产权意识的增强，专利战已成为传统价格战、技术战、营销战的升级版。不仅决定企业的命运，还将引发行业变局。

　　要从根本上解决国内企业在专利诉讼上遇到的困境，首当其冲就是要确定涉嫌侵权专利权利要求的实际保护范围，进行不侵权抗辩证据的检索。

　　在此过程中，联合行业协会，强化应诉机制，一同解决所面临的调查问题。

　　此外，为规避行业专利纠纷，推动专利技术尽早实现产业化，尊重和共享专利技术尤为重要。

　　通威集团董事局主席刘汉元曾强调，一定要支持和保护知识产权，否则企业研究团队的信心和未来投入都会受到影响。

　　刘汉元还表示，在尊重技术创新者的基础上，也要积极推动授权协议，共同推动成本下降和产品质量提升。

　　事实上，中国制造了全球一半以上组件。中国光伏产业早已走过野蛮生长的时代，但中国光伏公司在享用盛宴时，往往忽视了专利保护缺失带来的隐患。

　　“技术专利纠纷上升到政治层面，或者技术始终对外封闭，这是整个行业不愿看到的。”杜邦光伏解决方案全球总经理汪伟认为，一个企业的研发投入关系到对行业的贡献、自身的可持续发展，拥有知识产权的企业值得尊重。

　　光伏是中国具有国际竞争优势的战略性新兴产业之一，在贸易战背景下，未来光伏企业面临的海外知识产权诉讼可能还会继续增加。

　　在这条充满荆棘的道路上，唯有自身强大，才能无惧伤害。

在位于中国东部的山东省聊城市冠县万善乡宋村，华博70兆瓦农光互补扶贫电站里，一排排蓝色光伏板在夏日阳光的照射下闪闪发光，将光能源源不断地转化为电能。在光伏板下，千亩油用牡丹长势喜人，即将结籽。

　“上面发电，下面兼顾农业生产，一地两用，阳光共享。”华博光伏电站负责人告诉记者，自2016年并网发电以来，电站累计上网电量3亿多千瓦时，同时每年帮扶冠县2333户建档立卡贫困户，每户每年收益3000元。今年，油用牡丹预计平均亩产400斤牡丹籽，亩均收入可达万元，经济效益倍增。

　　2020年是中国脱贫攻坚收官之年。近年来，中国多地积极利用农村荒地、荒坡或闲置屋顶等，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+种养”的“农光互补”产业模式，为数百万贫困户送上稳定增收的“阳光存折”。

　　招远市蚕庄镇西山王家村是山东省级扶贫工作重点村，因经济薄弱，曾长期是个“空壳村”。2018年，国网招远市供电公司为西山王家村建起一座发电功率36千瓦的村级光伏电站，每年为村集体增收近5万元，村里8户贫困户每年都能分到1000多元的收益金。

　“光伏扶贫具有建设周期短、见效快的特点，有太阳就能发电有收益，能为贫困群众提供长达20年的稳定收入来源，尤其适合帮扶因病因残丧失劳动能力的贫困人口以及无法劳动的留守老人增收。”招远市供电公司营销部副主任刘伟平说，目前招远市36个省级扶贫工作重点村中有28个建起了光伏扶贫电站。

　　截至2019年底，山东已建成1.2万多个光伏扶贫电站项目，建设规模183万千瓦，累计上网电量57.8亿千瓦时，帮扶带动31.7万户建档立卡贫困户增收脱贫。

　　如今，光伏扶贫项目在中国多地“开花”。在河北省馆陶县闫沿村，国网馆陶县供电公司为村里建起光伏扶贫电站，并给予18户建档立卡贫困户每户享受1.2万元扶贫资金入股的待遇。

　　“2017年以来，我每年都能拿到不低于入股资金10%的光伏分红，现在一共拿了5128元，终于脱贫了。”54岁的残疾人袁振平说。截至目前，馆陶县184个村光伏发电项目共发电2716万千瓦时，为贫困户带来2587万元的“阳光收入”。

　　“光伏扶贫不仅提升了土地综合利用率，促进了农民增收致富，而且开辟了中国产业扶贫与清洁能源利用的新路径，有力助推中国清洁能源和绿色经济发展。”中国社会科学院生态文明研究智库理论部主任黄承梁认为。

　　以华博光伏电站为例，截至2019年，这个电站上网电量超过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。

　　山东省能源局新能源和可再生能源处相关负责人介绍，山东能源消费总量约占中国的十分之一，巨大的煤炭消费量带来资源环境约束加剧等突出问题。通过将新能源产业确定为全省新旧动能转换十强产业之一，经过多年转型发展，2019年山东光伏装机达到1619万千瓦，成为新能源大省。

　　来自国务院扶贫办的数据，2019年中国418万贫困户通过光伏扶贫获得稳定收益。通过变“一次输血”为“长效造血”，光伏扶贫不断激活中国贫困地区的内生发展动力。

日前，记者从山东省淄博市高青汇金村镇银行了解到，该行从去年7月开始推广发放光伏贷以来，目前业务已至少覆盖7个乡镇的约30个村，累计发放785.77万元，贷款余额722.74万元，为农村地区减贫增收提供了有力帮助。

在乡村振兴和脱贫攻坚的战略背景下，为落实光伏贷政策，助力当地光伏发电在农村地区的普及，高青汇金村镇银行去年开始采取“政、银、企”模式，和光伏企业合作推广光伏贷款。在推进光伏贷款的过程中，该行严格光伏企业的准入条件，筛选优质光伏企业，保障农户安装使用效果及售后服务，在向农户推进光伏政策中，向农户充分介绍特点及优势，重点讲解发电常识及收入的落实，介绍借款流程、还款金额、还款方式，让村民逐步了解到光伏政策是如何增加了收入渠道的。同时，为了给农户提供方便，该行成立“开户小分队”，主动入村上门为农户开立银行账户以便后续贷款使用。

据介绍，发放光伏贷款后，农户所获得的发电收入和政府补贴足够偿还每月利息，6年的时间就可以还清贷款的本金和利息。而光伏设备的使用年限长达25年之久，农户可获得19年的发电净收入和补贴。

日前多个省份陆续发布了2020年风电、光伏发电建设方案和申报要求，与往年不同，内蒙、河南、辽宁、湖南等省份均提出了优先支持配置储能的新能源发电项目，有关光伏项目配置储能的讨论再次登上风口浪尖。

逾10省推进储能配置缓解消纳难题

6月5日，国网山东发布《关于2020年拟申报竞价光伏项目意见的函》，该文件明确根据976MW的申报竞价项目承诺，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。

根据目前国网山东要求，2020年平均100MW的竞价光伏电站将配置40MWh，储能容量配比将达到40%，以当前储能系统除1.7元/Wh（不含施工）的价格计算，光伏的度电成本初始投资接近0.07元，如果综合10年折旧和5%的融资成本计算，度电成本增加接近0.09元。

在迈向平价上网的冲刺阶段，2019年至今国内光伏供应链各环节降价均超过20%，光伏电站利润已被极度压缩，在当前光伏项目承诺储能配置模式下，额外增加的储能支出无疑雪上加霜。

图1：各省对消纳空间的政策建议一览

来源：各省政策不完全统计

而对于2020年因疫情冲击后政府重点纡困地区湖北，其2020年光伏平价项目推进之路同样困难重重。

湖北2020年平价政策文件指出，目前已申报的7.65GW光伏项目须通过竞争性配置争抢省内3.5GW光伏指标。同时为满足储能建设需求，在项目配置中，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。

“然而，与风电相比，光伏发电可预测性更好，且具有一定的规律性，储能可实现定期充放，利用率相对较高；同时光伏发电输出功率较高的时候也是用电高峰的白天，与负荷匹配度较好，只需要配置较小容量的储能即可达到削峰填谷的作用。”国网能源研究院时智勇指出。但是如果为满足储能优先配置风储项目而对光伏项目开发进行阻碍，最后很有可能因为项目经济性导致两类电站皆无法顺利落地。

集中式项目或成国内储能突破口

目前来看，受技术经济性影响，电化学储能现阶段仅适合作为中国新能源发电调峰的补充措施。在国外，由于项目客户对储能的使用规则很明确，会制定出详细的要求。比如每年的衰减容量是多少，如果企业达不到合同的要求，将会面临被罚款。

对国内来说，虽然各方在电站投运之前都签订了相关协议，但从目前实际效果来看，很多电网侧储能电站运行效率与当初设计的目标有不小的差距。

尽管目前业内企业和专家对光伏电站配备储能设施的相关文件争议不断，各地区仍坚持推行这一建设，但光伏+储能设施无论从哪个角度来看似乎都是市场大势所趋。

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2019年底，中国已投运的光伏储能项目（含熔融盐储热项目）的累计装机规模为800.1MW。中国已投运的与集中式光伏电站配套建设的储能项目累计装机规模为625.1MW，占全部光储项目总规模的78.1%。

图2：2016-2019年中国已投运光伏储项目的累计装机规模

来源：CNESA不完全统计数据

目前，国内光储项目主要分布在我国的“三北”地区，其中青海的累计投运规模最大为294.3MW，占比达到47.1%。

从近期国内“光伏+储能”的项目动态来看，在集中式光伏、风电基地布局大容量储能已成为各地优化新能源消纳重要方式，“集中式光伏+储能”或将加速成为国内寄予厚望的储能应用场景。

在内蒙古2020年光伏竞价项目中，已有包括天合、华能、国电投等超过400MW光伏项目都配置了储能应用。在青海，阳光电源中标的海南州3.1GW特高压外送光伏基地202.86MW/202.86MWh储能系统，其项目储能配比约为6%，未来将进一步验证国内超大型光伏电站搭配储能的经济性。

近日，国网山西向山西省能源局出具了一份关于2020年新建光伏发电消纳意见的文件，建议2020年全省新增光伏发电建设规模80万千瓦，在大同市建设平价项目60万千瓦，另外安排竞价项目20万千瓦，2021年并网发电。此外，还建议新增光伏发电项目应统筹考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15%-20%储能，落实消纳协议。

值得注意的是文件中对“新增光伏发电应统筹考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15%-20%储能”的建议。

近年来各个地区均有出具关于新增光伏发电配备储能设施的相关文件，但从实施的总体情况来看这些文件的相关项目进行得并不顺利。

回顾2017年，青海省发改委印发了《青海省2017年度风电开发建设方案》，明确提出2017年青海规划的330万千瓦风电项目，各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33万千瓦。

然而无论是对风电相关企业的影响，还是由谁来承担储能投资和相关建设的成本问题，都争议不断。最终该方案在重重压力下撤销，早早夭折。

2019年2月，新疆自治区发改委下发了《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》。其中特别指出，鼓励光伏电站合理配置储能系统，按照光伏电站装机容量20%配置；同年七月新疆再次发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，决定在喀什、和田、克州、阿克苏南疆四地州布局不超过350MW光伏储能联合运行试点项目，储能系统原则上按照不低于光伏电站装机容量15%、且额定功率下的储能时长不低于2小时配置。

尽管新疆两次下发光伏发电配备储能设施的相关文件，但相关项目最终都以取消告终。相关市场机制的不成熟，使推行光伏发电配备储能设施的方案举步维艰。

2019年9月山东省能源局下发《关于做好我省平价上网项目电网接入工作的通知》，《通知》明确提出，鉴于山东省电网调峰压力较大的实际情况，鼓励较大规模的集中式光伏电站自主配备适当比例的储能设施，减少“弃光”风险。

其中“鼓励”的具体措施没有落实，“配备适当比例”究竟是多少也引起了业内人士的争议。且有专家指出，光伏电站配备适当的储能设施在技术上是可行的，然而企业没有足够的动力去投资，现有市场也不够成熟，企业也对文件中的要求反应不一。

尽管业内企业和专家对光伏电站配备储能设施的相关文件争议不断，各地区仍坚持推行这一建设，光伏发电配备储能设施无论从哪个角度来看似乎都是市场大势所趋。

如2020年5月左右，内蒙古赤峰印发《2020年光伏发电项目竞争配置工作方案》 优先支持配置储能光伏发电项目。

同时新疆今年再以补贴鼓励发电侧建设，力推储能，6月8日新疆柯坪县4MW/8MWh和洛浦县10MW/20MWh发电侧储能电站正式并网运行，成为西北地区发布储能政策后首批落地的光伏储能联合运行试点项目。

那么究竟为什么要推行光伏发电站配备储能设施呢？新疆三度出具相关文件鼓励光伏发电配备储能设施的动因又是什么？

据悉，2019年南疆地区的弃光率曾高达14%，光伏消纳弱，弃光率高和限电问题严重制约着西北光伏产业的发展。而在光伏电站配备储能设施能够有效地解决上述问题。

专家指出，储能在发电侧可发挥一次调频、减少弃电、平滑波动的功能。那么新疆的发电侧储能电站项目的成功落地，必然考虑到了这一技术优势。

另外，专家还指出了配备储能在其它发展方向存在的优势，如在电网侧可提供调频辅助服务和削峰填谷的功能；在用户侧可通过节省扩容费率、用电响应、峰谷电差等降低用电成本。

然而技术上的优势难以低效投资成本给企业带来的影响。

在发电侧储能存在两个主要的难题，一是成本，专家分析光伏发电成本加上储能成本与其他能源上网电价相比较，仍然不占据优势；二是安全问题，国外储能电厂曾经发生过事故，引起业内人士对储能电厂建设方面的担忧情绪，对储能的相关投资也有下滑趋势。难题的解决需要时间，那么在未来几年里，发电侧储能可能无法实现大的飞跃。

并且在电网侧2019年5月28日发改委出台了《输配电定价成本监审办法》，明确规定输配电网不能纳入储能的成本。一旦成本难以分摊，企业发展储能的动力也随之下降。

专家认为，用户侧储能是在近期发展的主方向，存在盈利潜能。而核心的问题是，如何通过优化系统，充分整合并最大化用户侧的盈利潜能。

储能的相关发展兜兜转转还是回到了“盈利”这一关键问题之上。

尽管光伏发电配备储能设施在“盈利”问题上仍然难以协调，但是在全面平价上网的大背景之下，“光伏+储能”还是是目前解决光伏波动性和间接性难题、提升消纳能力最经济有效的手段。

业内企业主要面临的问题逃不开经济性的问题，犹如一道高高的门槛，跨过去，才有可能实现飞跃式的发展。

就目前光伏电站的发展而言，可以看到的是，光伏电站盈利已经处于被极度压缩的状况。如果配套储能设施，则会造成新的高昂成本的支出。在没有明确的投资回收利益的驱动，企业对储能的投资就会陷入十分被动的状况之下。

地方政府出具文件鼓励相关建设，必然得给出比较明确的鼓励措施。经济性问题是地方政府和相关企业都难以逃开的一道门槛。

从各地出具文件后得到的各项反馈就能看出业内企业对这“强制”的被动程度。以商业化的手段来促进该项目的推行才是突破口。这一方面可以借鉴国外在储能方面的市场应用。

根据CNESA数据，2019年上半年，全球新投运电化学储能项目802.1MW，同比下降38.9%。其中，排名前五的国家为美国（197.1MW）、英国（126.7MW）、中国（116.9MW）、澳大利亚（116.2MW）、阿联酋（108MW）等。海外市场的电力市场化更加成熟，对储能发展出台的相关税收政策、补贴政策都极大地鼓励了企业发展，也因此其储能的应用更广，而随着成本的快速下降，海外国家在储能市场的增长前景十分乐观。

国内在电网侧储能由于政策原因快速下滑，短期内难以看到较为强劲的发展势头。但在后期发展，政策的进一步完善和推行下，电力市场化改革推进、市场机制的完善，以及随之而来的成本下降，国内储能市场的发展也会迎来一片大好前景。