近日，国家电网有限公司（以下简称“国家电网”）《关于进一步严格控制电网投资的通知》，暨(国家电网办【2019】826号文)流出在电力圈引起震动。

国网严控电网投资规模

公开的原文件显示，国家电网在826号文件中主要部署了四方面工作内容：一是充分认识严控电网投资的重要性和紧迫性；二是以产出定投入，严控电网投资规模；三是狠抓亏损治理，亏损单位不再新增投资；四是聚焦效率效益，加强电网投资管理。

其中，在“以产出定投入，严控电网投资规模”这一段落，国家电网对严控电网投资规模提出了明确的要求，且语气和措辞十分严厉，展示了其将严控电网投资规模的决心和意志。

国家电网表示，投资要与电价水平和盈利能力挂钩，各单位要以净利润为核心，结合折旧、财政资金等自有资金，落实资产负债率控制要求，确保投资有效纳入核价资产，不推高输配电价，严格测算投资能力。要坚持投资必有效益，以产出定投入，以利润定投资，严禁擅自扩大投资界面和超标准建设，严禁超过核价投资规模和范围安排投资者，严禁过度追求高可靠性的“锦上添花”项目，杜绝低效无效投资。不得在投资计划外安排输变电资产租赁，不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目，优化续建项目投资进度，大力压减超短期效益不明显的项目，大力压减架空线入地等投资费效比不高的项目，大力压减小型基建等生产辅助性投入。

能源新闻网注意到，在上述总计303字的工作安排中，国家电网提出“严禁”、“不得”、“不再”和“大力压减”等带有命令式语气的关键字分别为3次、2次、2次和3次，具体可归纳为“三严禁，二不得，两不再，三压减”。由此足可见，严控电网投资规模，聚焦效率效益，提升电网投资管理效率，国家电网势在必行，志在必赢。

加码信息化和综合能源服务

分析人士指出，国家电网突踩急刹车，严控电网投资规模，既出于深层次的现实利益考虑，也有着立足长远，推促高质量发展的战略考量。

从现实利益角度来看，国家电网在“充分认识严控电网投资的重要性和紧迫性”一段中充分阐述了压缩阵线的背景因素，如经济下行，电量增速持续走低，电网业务收益率大幅下落，严格落实国家降价减费政策，服务脱贫攻坚、污染防治等政策性投资任务持续增加，社会对降电价还存在普遍预期等。

从长远角度来看，过去依靠电量高速增长支撑大规模投资的电网发展方式，正面临难以为继的局面，积极进行转型，由粗放式发展模式转向集约化发展模式正成为国家电网当下主要的工作任务。

今年年初，国家电网对外发布泛在电力物联网建设大纲，又释放了电网公司加快信息化建设的信号。第三季度起，国家电网下属企业不断对外发布泛在电力物联网设备和信息服务采购招标公告，显示国家电网在信息化和综合能源服务建设方面不断加码。

安信证券电新行业邓永康团队认为，2019年至2020年会是国网公司战略转型关键期，泛在电力物联网建设为首要任务，国网公司信息化投资额将迎来爆发，预计未来3年信息化投资额将从当前150亿元/年增长至500亿元到600亿元/年。“未来电网投资会出现结构性变化，基于泛在电力物联网建设相关的智能化、信息化领域投资的占比会大幅上升。”

同时，电力新能源行业专家还认为，尽管2019年9月国家发改委核准了“7 交5 直”12条特高压工程，意味着特高压大规模建设再度重启，但这一轮建设结束标志着我国特高压工程骨架已搭建完成，未来电网投资建设的重点将侧重于电网智能化及配电网建设。

五大发电跟不跟？

综上可见，国家电网严控电网投资，标志着我国电力发展的重心正在发生转移，即由电量高增长驱动电网、电力大规模投资的发展模式已不合时宜，严控投资规模，降低投资风险正成为电网和电力企业共同面临的一大课题。

实际上，电量增速放缓，发电收益率下降，电价存在下降预期，火电企业的日子并不好过。受电力过剩和新能源挤压，今年五大发电集团出现了多起火电子公司申请破产的事例。

11月13日，国家能源集团旗下孙公司国电宣威发电有限责任公司（下称“宣威公司”）在人民法院申请破产清算。

6月27日，大唐集团旗下孙公司甘肃大唐国际连城发电有限责任公司（下称“甘肃大唐”）以其无力支付到期款项约1644.34万元为由，向甘肃省永登县人民法院申请破产清算。

此前，大唐发电控股子公司大唐保定华源热电有限责任公司，也在2018年12月遭遇了破产清算。

此外， 2015年以来，中国华电旗下的分公司华电新疆公司2015年以来，陆续关停了5台累计37.5万千瓦的火电机组。该公司是华电集团旗下公司。

今年7月份，中国大唐发布2018年社会责任报告显示，2018年，公司实现营收1895亿元，利润总额95.98亿元，实现净利润61.61亿元，相较2017年50.41亿元，同比上升22.22%。2018年资产负债率76.43%，相比2017年79.96%，同比下降3.53%。

尽管大唐集团利润实现了高双位数增长，但火电业务盈利贡献并不多，其风电、水电业务在盈利中占约八成。同时，其资产负债率高达76.43%，仍较70%的警戒线水平高出一大块。

与之相比，国家电网发布的《2018社会责任报告》显示，国家电网2018年实现营业收入2.56万亿元，同比增长8.7%；资产总额为3.93万亿元，同比增长3.18%；利润总额为780.1亿元，同比降低14.29%；资产负债率56.6%，同比去年降低一个百分点。

资料显示，国家能源集团、中国华能、中国华电、中国大唐和国家电投五大发电集团的电力总装机分别为2.38亿千瓦、1.76亿千瓦、1.44亿千瓦、1.38亿千瓦和1.46 亿千瓦，合计总装机为8.42亿千瓦。其中，火电在五大发电总装机中都占有一定比重，国家能源集团、中国华能、中国大唐的火电装机量分别为1.8亿千瓦、1.28亿千瓦和9445.26 万千瓦，清洁能源装机占比超50%的国家电投火电装机量为6864万千瓦。

电力供应基本平衡

目前，我国的电力供求呈平衡，甚至略过剩的格局。数据显示，2018年我国全社会用电量为68449亿千瓦时， 2018年全国全口径发电量69940亿千瓦时，发电量要比用电量多出1491亿千瓦时。考虑到输配环节的电量损耗，我国的电力生产和消费基本平衡。

同时，从电力装机情况上看，从2012年到2017年，我国电力装机总容量一直保持较高增速，期间电力装机总容量年均增长率达到了8.96%，较4.86%的社会用电量平均年增长率高出了5.1个百分点。

数据显示，截至2018年底，中国发电装机容量189967万千瓦，较1949的184.86万千瓦增长了1028倍，现稳居世界第一。

新形势下，中国经济增长方式正在发生转变，过去拉动经济高速增长的重要支撑之一，电力的发展模式也将随之转变。国家电网严控电网投资，重点落墨于信息化和智能配电网领域，或给未来的电力投资建设提供了指引。即严控投资规模，向存量要效益，朝着智能化、信息化发展，或是加快能源转型，将成为主流发展趋势。

总体而言，国家电网严控投资规模，就像一张多米诺骨牌，其颁布的新令或将改变现有的中国电力发展格局。认真落实国资委降本节支，提质增效，深化亏损企业治理的工作要求，跟不跟国家电网的动作，南方电网限制电网投资规模，五大发电集团限制电力、电厂投资规模，我们不妨拭目以待！

近期舆论出现了一种声音，称光伏补贴拖欠是一种阴谋，利用拖延的方式，拖垮民营企业，收紧银行信贷，等到现金流断裂，无奈的民企会主动向央企国企求救，最终以极低的价格卖给央企国企，俗称“割韭菜”。当然这都是臆测，并没有实际证明，事实也并非如此，可现状确实如此了。

补贴拖欠是为给行业降温

国家三部委在531文件指向明显，光伏行业增长过快、投资过热，为了倒逼技术进步和成本下降，加快补贴退坡，提高发展质量，一刀切的政策方式是为给行业降温，进行优胜劣汰，提高产业发展质量。从实际效果看，531文件确实对倒逼成本下降有很大作用，但对提高发展质量，各人有不同看法。

“阴谋论”的观点是补贴拖欠也是该计划中一环，先紧急刹车，再无限期拖延补贴名录发放，掐断后路。观点还认为国家不着急发补贴的原因，还是想试探下光伏系统成本能降到多少，彻底给过热的行业“排水”。

我们肯定明确知道531文件仅只是给行业降温，经历寒冬给行业洗牌整合，优胜劣汰后，留存那些实力强大的企业，并无意刻意淘汰民营企业，能被淘汰的民营企业只是实力不济。国家也在想尽办法在解决补贴拖欠的问题，绝无不着急发补贴的意思。是这样的吧？

该“阴谋论”的说法都是气话，大家说是不是？

老百姓利益为重

不管如何，531政策和补贴拖欠最终还是伤害了老百姓的利益。去年以来，部分户用光伏电站业主的0.18元补贴迟迟不到账，今年新装的业主，由于没有补贴的影子，也与系统集成商发生了矛盾。拿出国家红头文件都没有用，老百姓就不相信经销商和安装商说的话了。

老百姓的利益始终在第一位，国家文件也一直力推分布式光伏，特别是户用光伏需优先关照。从政策趋势来看，户用光伏拖欠的补贴应该很快就会下发了，年底前大概率会明确下发户用光伏拖欠的补贴，还有2020年的光伏政策。

即将迎来平价上网之际，光伏行业如何保持平稳持续发展？在今年光伏装机面临大跌的背景下，明年能否绝地反弹？

日前，记者从相关的行业论坛上了解到，明年光伏政策将延续今年政策，仅进行局部微调。业内预计，今年底，光伏累计装机将大概率突破两亿千瓦，明年光伏装机量将会较今年有显著增长。

光伏装机一改往年增势

今年破天荒出现大降

今年光伏发电行业最大的变化是，一改往年新增装机同比增长态势，破天荒出现了同比显著下降趋势。2019年1-10月，光伏发电累计装机1.92亿千瓦，新增装机1761万千瓦，同比减少51%。为什么今年光伏新增装机量大幅减少呢？

在国家发改委能源研究所研究员时璟丽看来，主要原因是有补贴的竞价项目、平价项目并网时间都较企业申报和预期时间有较大的延迟或滞后。今年的竞价项目采用了新机制，政策讨论时间较长，工程建设时间不足、前期和准备工作不够、资金落实受困等因素造成项目进程较预期有所延迟。“今年的新增光伏装机量、并网装机量较少，主要以前期工作为主，但可以预测，明年装机量会有显著增加。”

据时璟丽预测，从市场预期看，今年底，风电和光伏累计装机均能双双实现突破两亿千瓦，风电、光伏发电、生物质发电规模明年将有较大幅度增加。“光伏发电2019部分竞价项目转至2020年并网，或将在明年产生显著的叠加效应。”

明年产业政策将保持连续性

仅局部微调

时璟丽透露，近日相关部门就明年的光伏竞价机制分别与企业及地方能源主管部门进行了座谈讨论，明确延续今年的整体思路和框架，仅做局部微调，以保证政策的稳定性。“2020年光伏发电政策研究工作基本完成，政策制定正在进行中。”

水电水利规划设计总院院长郑声安表示：“我国可再生能源发展思路是，从补贴推动逐步转向内生驱动，持续提升可再生能源的系统经济性。预测到2025年，光伏度电成本平均降至0.25元/kWh左右。”

据记者了解，今年，户用光伏在5.0元/瓦的初投资水平下，大部分地区民用用户光伏发电补贴需求在0.2元/千瓦时以内（自用比例15%，9年回收）；明年考虑初始投资下降因素，大部分地区民用用户光伏发电补贴需求可降至0.1元/千瓦时甚至更低。分布式光伏在4.2元/瓦的初投资水平下，工商业用户自发自用比例达到30%，大工业用户自发自用比例达到70%，除了个别资源差的省市外，完全可以不依赖补贴。

业内人士指出，不同类别用户对度电补贴需求差异较大，甚至自发自用比例不同，对度电补贴需求的差异也很大。再考虑到分布式市场化交易试点中明确的电价和补贴政策影响，各光伏项目的收益只能单独分析。

据了解，目前，集中式电站和分布式电站在太阳能资源较好、具备接网和消纳条件的部分地区，已经可以实现去补贴。此外，有一定自发自用比例的非民用项目已经具备去补贴的条件。

智能制造将成降本驱动力

技术迭代深挖降本空间

无论着眼于明年的装机量，还是更长远的发展，光伏要增强竞争力，就必须进一步降低成本，实现平价上网并非终极目标。业内普遍认为，光伏智能制造是其挖掘降本潜力重要驱动力。

中国光伏行业协会副秘书长刘译阳表示，光伏智能制造是中国光伏产业可持续发展的推动力，是进一步奠定中国光伏产业世界领先优势的基础。光伏制造未来的发展方向是自动化、信息化、智能化，迈向全球产业价值链的中高端。智能制造是平价上网的必由之路。

“在降低成本方面，除了技术进步因素外，制造、运营、管理等环节的成本控制仍有很大空间，这也是企业挖掘盈利潜力、保持竞争力的重要领域。”刘译阳认为，“智能化是帮助产业节约成本、提质增效的关键手段。”

据了解，智能光伏系统集成与运维助力平价上网，包括MBB技术、半片技术、叠瓦技术、双面发电技术、大硅片技术等在内的新技术，正不断提升太阳能组件的功率密度，帮助光伏进一步降低成本。比如，MBB技术可以提升5W-10W的组件功率，叠瓦技术最大可以提升20W的功率，目前常规60片组件最大可做到370W，而在2015年，同样60片组件的主流功率仅为250W。

浙江正泰新能源开发有限公司副总裁黄海燕认为，光伏制造正从“自动化”走向“智能+平台化”。三五年前，整个光伏行业都在进行自动化的相关工作，随着自动化的推广普及，信息化也逐步导入到制造领域，在如今的智能化阶段，所有信息与大数据结合，并进行对应的分析处理，反过来对整个光伏制造过程进行系统智能化的管控，从而大大提升了光伏制造质量水平。

“变革一直贯穿于光伏产业发展的脉搏和血液中，光伏行业的技术迭代非常快。目前来看，高效组件技术对平价上网的推动作用至关重要。”唐山海泰新能科技股份有限公司品质总监李纪伟对此颇有感慨。

《中国应对气候变化的政策与行动2019年度报告》昨天正式发布。在国务院新闻办公室召开的发布会上，生态环境部副部长赵英民介绍，2018年我国全面落实“十三五”控制温室气体排放工作方案确定的目标任务，应对气候变化工作取得明显成效。初步核算，2018年全国碳排放强度比2005年下降45.8%，相当于中国减排52.6亿吨二氧化碳，基本扭转了温室气体排放快速增长的局面。

碳排放提前完成2020年目标

应对气候变化工作是机构改革之后，生态环境部承担的一项重要职能。目前我国减缓气候变化工作全面推进，持续落实“十三五”碳强度下降目标。初步核算，2018年全国碳排放强度保持持续下降，提前达到了2020年碳排放强度比2005年下降40%至45%的承诺，非化石能源占能源消费的比重达到14.3%。

赵英民坦言，中国作为世界最大的发展中国家，取得这些成绩背后付出了艰苦卓绝的努力。我国采取了淘汰落后产能、推动散煤替代、关停“散乱污”企业等强有力的措施，大力推动产业结构调整、能源结构优化、节能、提高能效、推进各地低碳转型，付出了很多努力和艰辛。2018年碳排放强度同比下降约4%，超过年度预期目标0.1个百分点，相当于减排52.6亿吨二氧化碳。

同时，我国已有序开展适应气候变化工作，适应工作和减排同样重要，农业、水资源、森林、海洋、人体健康、防灾减灾等领域在适应气候变化方面做了大量工作，取得了积极进展。气候适应型城市试点工作继续深化，中国还参与发起了全球适应委员会，积极推动适应气候变化的国际合作。

可再生能源发电占比26.7%

我国一直高度重视支持清洁能源和可再生能源的开发利用，落实《可再生能源促进法》，不断完善可再生能源规划和产业政策体系，稳步推进水电领域各项工作，继续保持风电平稳有序发展，大力推动太阳能产业健康有序发展，积极推进地热能开发利用，推进生物质能可持续发展，协调解决清洁能源的消纳问题。

中国可再生能源发展迅速。截至2018年年底，中国可再生能源发电装机达到7.3亿千瓦，占全部电力装机38.3%。其中，水电装机3.5亿千瓦，风电装机1.8亿千瓦，光伏发电装机1.7亿千瓦，生物质发电装机1781万千瓦，同比增长2.5%、12.4%、34%、20.7%。从数字可以看出来，2018年可再生能源发电量达到1.9万亿千瓦时，占全部发电量比重的26.7%。其中，水电1.2万亿千瓦时，风电3660亿千瓦时，光伏发电1775亿千瓦时，生物质发电906亿千瓦时。随着《可再生能源促进法》的深入推进，中国可再生能源的清洁能源替代作用正在日益显现。

100%落实应对气候变化承诺

赵英民介绍，中国作为最大的发展中国家，始终坚定支持多边主义，立足国情，百分之百落实自己的承诺，积极建设性地推进气候多边进程。2015年中国向联合国提交了国家自主贡献，提出了一系列到2030年应对气候变化目标，这些目标是基于中国现阶段的发展水平和现实国情经过科学论证确定的，既体现了中国作为负责任大国的担当，也反映了中国目前所处的发展阶段和国情能力。

在“十四五”期间，应对气候变化方面，中国将推动构建更加公平合理、合作共赢的全球气候治理体系。积极参与全球气候治理，坚持多边主义，坚定维护《联合国气候变化框架公约》《京都议定书》和《巴黎协定》及其实施细则确定的全球气候治理的框架和原则，坚持公平、“共同但有区别的责任”和各自能力的原则，推进全球气候治理进程。

中国将按照《巴黎协定》的要求，以及“共同但有区别的责任”、公平、各自能力的原则和国家自主决定的精神，按时通报提交国家自主贡献目标以来应对气候变化工作的进展，以及落实国家自主贡献目标准备采取的政策措施，为应对全球气候变化作出更大贡献。

一份流传于国网公司内部的文件，将电网侧储能的路彻底“堵死”了。

能见获悉，近日，在国家电网公司内部发布的《关于进一步严格控制电网投资的通知》中规定：不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。

这是继在今年上半年工作会上首次明确暂缓电网侧大规模储能建设以来，国家电网公司再次以文件形式正式“叫停”电网侧储能。

这意味着，曾在2018年呈现爆发式增长，以206.8MW的新增投运规模占据各类储能应用之首的电网侧储能，彻底陷入“僵局”。

而随着国家电网公司的“急刹车”，各大企业的储能业务也随之进入“寒冬”。

从能见调研的情况看，今年储能企业业绩普遍大幅下滑，部分企业业绩甚至出现断崖式下跌。

那么，曾被寄予厚望的电网侧储能，为何会陷入僵局？储能产业的未来将何去何从？

电网侧储能僵局

电网侧储能之所以会急转直下，还得从今年4月的输配电价核定谈起。

2019年4月，发改委一份《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》在储能行业掀起了一阵小风暴：抽水蓄能电站与电储能设施被列入与电网企业输配电业务无关的费用而被排除在电网输配电管理之外。

在经过一个月的热议后，国家发改委于5月底正式印发《输配电定价成本监审办法》明确电储能设施不得计入输配电价，这意味着输配电价还不能成为储能尤其是电网侧储能新的可行商业模式。

众所周知，之前电网侧储能所采用的是租赁模式，即业主建立储能电站后，通过容量或电量租赁，由电网公司支付租赁费用。租赁期限则不等，租赁期限结束后，再由业主将资产移交给电网公司。（目前，电网侧储能的业主单位基本都是国网直属或各省网公司下辖单位）

这一模式的关键，是电网公司承担了兜底的作用。正因如此，电网内部希望将储能资产归入输配资产，通过重新厘定输配电价来疏导投资收益。

而随着国家否定了储能计入输配电价和租赁制，对于电网公司而言，之前的租赁模式等于牺牲自己的利益来大规模投资电站，这显然影响电网的积极性。

但另一种观点认为，电化学储能不计入输配电定价成本对我国储能产业的发展是一大利好。这样的政策设计可以避免电网企业在储能发展过程中既是运动员，又是裁判员，有利于储能价格机制透明化，倒逼形成充分竞争化的市场。

清华大学电机系教授夏清则表示，“在当前储能降本难度大、产业成长不甚成熟、盈利模式仍不清晰的阶段，直接将储能排除在输配电管理之外，就好像把婴儿和洗澡水一起倒掉一样，未免失之武断。”

此外，储能成本的居高不下也是掣肘电网侧储能规模化发展的瓶颈。资料显示，储能系统成本从去年十月到现在基本没有下降，反而随着安全性手段的提高，成本略有上涨。

全面“尴尬”的储能产业

实际上，除了电网侧，储能在各个应用领域都不太乐观。“调频市场萎缩，用户侧起不来，新能源配套跟不上”一位资深业内人士总结道。

在辅助服务调频侧，市场容量已接近饱和。以广东火电AGC储能调频为例，根据多方资料初步统计，截至2019年4月，广东区域该类项目至少达到13个。从投资的角度看，若这些项目今年全部投运，广东AGC储能调频市场将接近饱和。

多位业内人士向能见透露，“广东AGC储能调频市场因为‘空间有限、窗口短暂’的时空逼仄特点，给决策者静观待变的缓冲期并不多”。

在用户侧，连续两轮一般工商业电价大幅下降20%，导致峰谷价差套利空间进一步缩小，储能的商业机会同样难寻。同样以广东地区为例，居民生活电价可自愿选择执行峰谷电价或阶梯电价，但受限于生活用电小，用电习惯弹性小等因素制约，居民户用储能不具备大规模推广条件。

对商业综合体、CBD、大型酒店等商业用户而言，珠三角地区除深圳外均执行固定的商业综合电价，该政策下不存在峰谷价差，储能峰谷价差套利的基本模式并不存在。

有观点认为储能与光伏等新能源相配合，既能平滑系统出力曲线也能提高能源利用效率，其毫秒级的响应速度、近乎完美的输出波形等优势对用户具有较高吸引力，因此，储能+新能源的组合成为被业内普遍看好的一个重要的发展方向。

然而，在“新能源+储能”方面，却并不如期许的那样美好，根本原因还是“账算不过来”。以备受业内关注的新疆光储示范项目为例，根据新疆光储政策，是给储能项目所在光伏电站每年增加100小时优先发电电量，持续五年。

但围绕100小时优先发电电量，却有两种不同的理解。一种解读是，直接给光伏电站增加100小时发电量，那么100MW的光伏电站收入每年会多300万-500万元；另一种是，在原有保障收购小时的基础上，增加100小时。即由交易电量转为保障电量，如原本600小时，变为700小时保障量，其余依然为交易电量。这样这100小时发电量大概每度电会多出几分到一两毛的收益，算下来，100MW的光伏电站，每年的收益会增加几十万元不等。

显然，同样的100小时，两种方案导致的收益差距甚大。现在的局面，很可能是按第二种走，收入会有所增加，但力度只能说聊胜于无。

如今，国家电网公司正式发文“叫停”了电网侧储能建设，而储能其他应用领域也都呈现出诸多弊端，正在经历“至暗时刻”的储能产业未来将何去何从？有没有更有价值的应用模式取而代之？这些都是亟待破解的难题。

全球市场研究和战略咨询公司表示，到2015年，区块链技术在能源市场的规模将达到30亿美元。

区块链技术在能源领域的应用已经成为行业巨头和创业公司的热门话题，包括电力交易、能源融资和供应链透明等。人们认为区块链是能源领域的理想选择，因为它可以进行自动审计并清晰记录发电量和消耗量。在石油和天然气行业，为了实现更可靠先进的数字系统，尤其是为了提高操作效率和安全性能，数据源系统也在进行全面改革。区块链技术目前是能源公司促进实现数字化和吸引消费者的主要平台之一。

近年来，可再生能源在区域能源结构中的比重不断提高，采用现代电网管理技术势在必行。为了扩大可再生能源的使用，北美和欧洲大力推进绿色能源购买计划，扩大了区块链技术在能源领域的应用。

区块链技术在电力交易方面的应用

虽然加密货币挖掘不仅会造成能源浪费，而且大规模推行还会加剧全球变暖，但其实区块链本身也可以发挥积极作用。比如，区块链技术可以应用于微电网领域，且发展潜力巨大。微电网是独立于公用电力提供商和集中发电设施的能源生产网络，包括太阳能和风能。

微电网供应商可以通过分布式账本技术轻松快速获得电力供应款项，从而加强电力行业分散化，促进清洁能源的推广。大型公用事业公司也可以通过区块链进行大规模交易，以提高安全性能和使用效率，从而降低销售价格。

非营利组织能源网络基金会(EWF)的成立，标志着区块链在能源市场的转型。EWF提供了一个开放的区块链平台，专门为能源行业的运营、监管和市场需求而设计。目前，已有近100家子公司加入了EWF，通过提供各自行业的特性和需求，帮助开发相关应用程序，推动这一新兴技术的发展。这不仅会促进能源公司之间的业务往来，还会促进消费者之间和微电网层面的交易。

去年推出的一款创新产品展示了区块链技术促进可再生能源项目发展的能力。Greeneum的区块链电力平台吸引全球投资者在风能、太阳能、水电和其他能源领域进行投资。其管理系统的下一步目标是确保有效生产以满足电力需求。

区块链技术在油气行业

据报道，2018年前三季度，区块链和初创公司共筹集约39亿美元的风险资本，比2017年全年增加了近280%。该技术广泛应用于石油，天然气等各大工业领域，且增长形势迅猛。目前，精制产品的实物交易涉及多个人工步骤和程序，需要在不同系统中输入相同的信息以进行数据核对。通过在区块链平台部署分布式分类帐，可以同时向各方提供数据，从而提高效率。

石油和天然气公司可以利用区块链技术来推动贸易，减少与文件邮寄相关的安全风险，加快数据访问速度，以及提高结算效率。该系统有助于推进供应链管理，这是能源公司日常运营的重要部分。预计未来几年上游活动将有大量投资，因此建设现代化设施需要对数字流程进行大量整合。区块链技术在能源领域的应用涉及到后台管理和第三方清算成本，虽然拥有共享的账本平台可以使不同参与者共享信息，但这也带来了一定的会计和管理风险。

石油和天然气公司可以运用区块链、工厂设备和管道传感器进行实时产量跟踪和自动处理客户发票。具体来说，就是传感器通过多渠道获取数据，而这些数据将根据已执行的合同进行准确计费。区块链在准确度、安全性和交易速度方面表现卓越，大大降低了公司成本。

未来几年，为支持可持续发展计划，可再生能源产量将大大增加，同时石油和天然气公司也会大力提高运营效率和安全性能，因此区块链技术将在能源领域迅速发展。

“十四五”规划不能只关注分布式光伏，西部还有大量的集中电站。分布、集中一定是并举的，不能因为分布式忽略了集中式发展。另外，“十四五”还要进一步研究如何更快地融入电力市场。

“十三五”临近收官，我国光伏产业也在最后关头走出了政策调整的低迷期，逐渐迈入平价上网时代。不过，随之而来的却是国内装机规模进一步下降，截至10月份国内装机规模只有17.5吉瓦。

与需求端的萎靡不振形成鲜明对比的是，光伏产业在制造端上不断取得质和量的双重突破。2019年光伏产品对外出口呈井喷之势，达到近6年来的新高，在弥补了国内装机规模下降之余，也把光伏产业带向新的高度。

大规模出口的背后，是全球光伏市场的迅速增长。国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶预计，“十四五”期间光伏发电经济性有望实现突破，到“十四五”末期，光伏有望成为生产成本最低的可再生能源电力技术。

在平价上网的主旋律下，“十四五”期间，我国光伏产业如何进一步挖掘潜力，迸发出新的生机与活力？

“十三五”自我蜕变

经历了2017年的高速发展，以及2018年的政策刹车，我国光伏产业在2019年不可避免地进入了转型调整阶段。

今年，光伏新增装机就出现了“断崖式”下滑。今年第三季度，光伏发电新增装机仅为459万千瓦，不及第一、二季度520万千瓦、620万千瓦的装机水平。不仅如此，与2018年和2017年同期的1024万千瓦和1860万千瓦相比，分别下滑55.2%和75.3%。

从“快速扩大”到“稳步增长”再到如今的“同比腰斩”，光伏装机虽然出现了过山车式的波动，但从国家能源局最新统计数据来看，我国光伏产业已经提前实现“十三五”规划的目标。

数据显示，截至今年9月底，全国光伏发电累计装机1.9019亿千瓦，其中分布式光伏发电装机5870万千瓦。这一数据相比《可再生能源发展“十三五”规划》中明确提到的“到 2020 年底，全国太阳能发电并网装机确保实现1.1亿千瓦以上”的目标，整整提高了72.9%。

而从地方层面来讲，据不完全统计，山东、江苏、浙江、安徽等十余省份也已经在今年9月底完成了“十三五”相关能源规划中明确的到2020年光伏装机量规模目标。

与此同时，今年最大的特点是，海外市场的加速崛起为中国光伏企业提供了市场，光伏产品出海成为企业的一条“哥伦布航线”。

据统计，2019年前三季度我国光伏产品出口量创历史新高，出口总额为162.2亿美元，同比增长32.8%，超过2018年全年出口总额。同时，光伏组件出口额大幅增长，增幅达到41.8%，出口量达到53吉瓦，同比增长80%。

“光伏产业链分为制造端和应用端，今年这两端形势截然不同。应用端今年前三季度出现了超过50%的下降；反观制造端，多晶硅料、硅片、电池片、组件，最低的增长幅度超过了30%。”近日，中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华在第四届中国光伏产业论坛上指出，今年我国光伏组件出口预计在60吉瓦左右，对应出口额近200亿美元。通过科技创新大幅降低成本，我国光伏产品的国际竞争力和国际市场占有率大增。

“目前，中国光伏行业已经成长为具有国际竞争力的、拖不垮、打不烂的产业。”国务院原参事石定寰说。

“十四五”将多场景互补应用

进入“十四五”，光伏、风电都将进入全面平价时代，实现真正的无补贴发展。隆基绿能科技股份有限公司创始人兼总裁李振国表示，未来，光伏产品价格和成本依然会继续下降，但降价速度不会再像过去一样飞速“腰斩”。

李振国认为，未来不应该再过分要求电价的降价速度，而是应该在能源消纳、电力上网以及光伏与其他能源匹配、互补等方面下功夫。为迎接“十四五”的到来，诸多专家也在论坛上对光伏“十四五”给予了诸多畅想，其中多能互补、多场景协作成为大家的共识。

在石定寰看来，虽然我国光伏行业取得了巨大进步，但在中国能源革命的路程中，仍旧缺少足够的声音和贡献。目前，相当多的人还没有把光伏和可再生能源作为能源革命的主力军去弘扬、发展和壮大。

对此，石定寰表示，“十四五”期间除了大型电站的规划，也应该加大光伏在各种应用场景的规划。“国家应该组织重大应用工程项目，比如高速公路建设，将光伏建设统筹规划进去，还有污水处理光伏应用系统，可以全面降低发电成本。”

石定寰还指出，“光伏+储能”的未来规划，在港口、铁路、公路等基建领域，也都将大有可为。水电水利规划设计总院新能源处研究员王烁也表示，进入平价时代，当补贴不再是制约因素时，光伏规模目标将很大程度取决于消纳空间。除了跨区外送通道，就地消纳，利用“光伏+储能”“光伏+制氢”“光伏+微电网”等新模式，都可以进行深入探索。

实际上，我国“光伏+储能”已经从示范走向实战，目前以黄河水电、鲁能集团、协合新能源为首的新能源企业已经开始进入“光伏+储能”的领域进行探索。国家发展改革委能源研究所研究员刘坚表示，发电侧的光储模式能否持续下去还要打一个问号，相反的是，在用户侧分布式光伏+储能商业模式会比较清晰，未来或将成为主流。

国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧认为，未来光伏不论是在边远地区、负荷密度高地区还是一般居民用电，都有非常大的潜力。“由于光伏基本在任何地方都可安装，且如今多能互补、新农村新城镇建设都需要能源解决方案，在边远地区、农村地区等能源短缺的地区，光伏利用空间巨大。”李琼慧说。

不过，她同时指出，“十四五”规划不能只关注分布式光伏，西部还有大量的集中电站。分布、集中一定是并举的，不能因为分布式忽略了集中式发展。另外，“十四五”还要进一步研究如何更快地融入电力市场。

降本增效仍需技术发力

谈到对光伏的预期，陶冶表示，整个“十四五”期间光伏装机增长在280~300吉瓦左右，但这并不意味着光伏装机可以按平均每年50~60吉瓦装机计算，光伏装机一定是一个逐步增加的过程。

也有业内人士指出：“期望总是美好的，但现实很骨感，未来技术仍然是竞争的关键。谁能最大程度降低度电成本，才能在平价市场环境中获得最大收益。”

只有最大程度实现平价上网，才能在市场竞争中占据优势地位。只有打破‘不可能三角’，才能进一步推广光伏发电。”在北京鉴衡认证中心副主任纪振双看来，目前是光伏行业自我蜕变、自我调整的绝佳机会。下一步光伏产业技术研发的重点就是“高效、智能、可靠、可控”。

纪振双认为，应当优先考虑光伏系统提效和长效技术，站在网络和系统高度考虑光伏发电的智能化建设，而关键设备、发电单元及整个系统运营期内性能和受控程度，以及验证和预测能力，都是提高技术“可控性”的基础。

纪振双还认为，光伏行业未来必然向着智能化、科技化的方向发展，少人值守、无人值守是光伏电站的大趋势。未来，光伏行业应当充分利用大数据、互联网、人工智能、区块链、5G等智能技术，提高行业智能化水平及质量透明度，最大程度提高用户体验。

中国可再生能源学会光伏专委会秘书长吕芳表示，在成本继续下探时，可能需要看封装技术、系统技术上有没有更多的空间。她希望源头技术能够标准化，让整个产业在装配、配套材料方面减少浪费。

陶冶认为未来2~3年，PERC（钝化发射极和背面）技术仍是光伏的主流技术，HJT（异质结）、IBC（高效交叉背接触）等技术扩产还需要一定时间，降低成本对于新技术来说仍是挑战。

陶冶告诉记者，在全面“平价”实现之前，经济激励政策仍要持续完善。财政主管部门要完善补贴机制，价格主管部门要确定好价格机制，能源主管部门要针对补贴项目进行管理，提出消费侧约束性指标。

据他透露，明年的政策已经在研究中，会尽快出台。未来，消纳责任权重指标作用将在平价时代更为突出，并做循序渐进式调整，增加地方建设和使用、消费绿色清洁能源的动力。

进入2019年末，能源主管部门目前已经启动“十四五”的相关规划，目前仍是重大问题的前期研究阶段，2020年才会进入到整个规划编制的程序性的工作。据悉，光伏部分主要由水利水电规划总院进行研究，目前已经启动了前期编制的调研工作。对于光伏行业来说，“十四五”时期，平价已经不是最终的目标，如何获得可持续的发展空间，是整个行业尤为关注的。

毫无疑问，我国光伏电站建设规模在“十三五”期间取得了历史性的增长，按照装机预期推测，“十三五”期间光伏电站新增装机规模将超过190GW，累计装机将超过240GW，这已经远远超过了“十三五”规划目标。按照“十三五”电力规划，，到2020年，我国太阳能发电装机达到110GW，其中光热发电总装机规模5GW。

不仅在装机目标上实现了跨越式发展，“十三五”期间，我国光伏发电的技术水平、产能水平、降本空间等方面取得了突破。根据中国光伏行业协会统计数据，与2016年底规模相比，到2018年，我国光伏产业链各环节产量的增幅几乎均超过50%。2019年，中国光伏市场的寡头效应愈发明显，龙头企业的扩产脚步依旧频繁，可以预见的是，到“十三五”末期，下表中的增幅还将进一步扩大。

光伏各产业链环节产量数据对比

与产能增加、技术进步同步进行的还有标杆电价、产品价格的快速下降以及组件输出功率的增加。事实上，2015年底，主流光伏组件的单瓦售价维持在4元左右，根据PVInfoLink上周报价，当前单、多晶组件均价已经分别跌破1.8与1.7元，跌幅几乎超过50%，同时组件的主流输出功率也已经延伸至400W，甚至500W+，这给光伏发电平价上网提供了基本的技术、成本支撑。

从技术水平上看，在“十四五”期间，我国光伏行业将正式进入全面平价时代。但这并不意味着平价之后将拥有无限的装机空间。实际上，考虑“十四五”期间的光伏装机目标，需综合多方面的因素。

首先，从产业端来看，我国光伏制造产能仍在不断增长。以单晶龙头隆基乐叶为例，到2021年，其单晶硅棒/硅片、单晶电池、单晶组件的产能规划分别达到了65GW、20GW以及30GW。作为连续三年登顶全球年度新增装机规模第一的市场，中国“十四五”期间的光伏装机目标将直接影响制造企业未来的市场战略方向。

在此前相关机构进行的第一轮行业成本调研中，有行业企业认为“十四五”期间，光伏装机需要达到500GW才能与国内产能水平相匹配。

国家发改委能源研究所可再生能源中心副主任陶冶曾在演讲中表示：2021-2025年期间光伏发电新增装机规模可以达到280-300GW左右，平均年度新增装机50GW。但年度新增装机规模需要经历平稳增长过程，发展时序上循序渐进、由低到高，“十四五”初期光伏年度新增装机规模保持在45GW-50GW，同时光伏发电经济性方面有望实现突破。预计“十四五”末期，光伏发电将成为发电成本最低的新增可再生能源电力技术。

但需要注意的是，随着全球光伏市场的复苏以及平价上网的动力，中国市场已经不再是唯一的选择，更多的光伏企业将海外市场作为重点战略之一，以分担市场单一带来的企业经营风险，这是明确且及时的。

其次，从电力市场分析，“十四五”期间，光伏发电的目标可能不仅限于平价，而是要低于火电价格。事实上，光伏电力要想真正融入大电力市场，势必将与其他电源类型争夺装机空间，而这又必须建立在充分市场化的基础上。

从目前的技术水平看，光伏发电的波动性特点，要么配套储能，要么需要配合其他电源类型进行调峰，这将是未来光伏电力参与市场化竞争不可忽视的问题。无论采取哪种形式，调峰调频成本都是光伏电力必须面对，也是充分参与市场竞争必须要解决的关键问题之一。十四五”期间将成为光伏电力迈向充分市场化的关键时期。

此外，作为一种电力形式，如果想要争取尽可能多的装机空间，那么光伏行业也需要考虑如何承担起一个产业的社会责任，这包括目前享有的相关税费优惠。只有站在同一起跑线上，“虎口夺食”才成为可能。

此外，“十四五”期间，光伏发电的装机空间还需综合考虑多方面的因素。一方面要结合全社会用电量的增长趋势进行分析，例如5G应用、电动汽车以及智能化、信息化等行业的快速发展将给社会用电量带来较大的增长空间。另一方面，传统火电的退出与新增以及其他能源形势的发展规划将直接对光伏的装机空间带来影响。

但毫无疑问，“十四五”期间，我国可再生能源在一次能源消费比重和全社会用电量比重将持续提高，对于光伏这种仍具有较大成本下降空间的电力形式来说，是机遇也是挑战。在技术成本之外，光伏行业的非技术技术仍占比较大，这也在考验着光伏行业。

近日，第四届光伏产业创新论坛在京举行。会议以“新生态·新市场·新征程”为主题，就我国前三季度光伏产业发展情况以及未来发展趋势进行了深入探讨。记者在会上了解到，今年我国分布式光伏发展动力强劲，贡献了前三季度光伏发电新增装机的半壁江山。

　　山东、河北、浙江增长强劲

　　据国家能源局最新统计数据，1-9月，全国光伏发电新增装机容量为1599万千瓦，其中集中式光伏电站新增装机规模为773万千瓦，占比48.32%；分布式光伏新增装机规模为826万千瓦，占比51.68%。这是近5年来，前三季度分布式光伏新增装机量首次超过集中式光伏电站。

　　从地区分布上看，在今年全国户用光伏度电补贴统一为0.18元/kWh的情况下，山东、河北、浙江等光照条件较好的省份成为分布式光伏新增装机大省。

　　国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧表示，截至目前，我国分布式光伏累计装机规模已超过5000万千瓦，这标志着我国分布式光伏已经进入规模化发展阶段。而其装机容量的大幅提升是因为“就近平衡”的特点逐渐显现。“从户用角度分析，在农村和偏远山村，大电网供电成本非常高，而分布式电源的灵活度较高，可操作性也优于集中式供电，这让分布式电源的优势凸显，且具有不可替代性。”

　　正从“政策驱动”转向“需求驱动”

　　与会企业代表普遍认为，除了户用外，工商业也是分布式光伏发展的沃土。“目前，工商业占我国能源消费比重的70%左右。而工商业的平均用电成本远高于工商业分布式光伏的系统成本。因此，越来越多的企业开始选择安装屋顶光伏项目，采用‘自发自用、余电上网’模式，这样不仅可以节省电费，还更加‘绿色’。”

　　在业内看来，由于光伏补贴政策的调整，分布式光伏迎来了市场化发展，产业逐步从“政策驱动”迈向“需求驱动”。今年以来，我国光伏市场交易已经开始从传统的集中式电站向分布式光伏电站资产转向。各大光伏企业也相继加大分布式光伏投资力度。不管是组件企业、逆变器企业还是后期运维企业，都推出了针对户用屋顶光伏或工商业屋顶光伏的定制化产品，甚至部分企业已经将光伏产品和储能相结合，以解决光伏发电稳定性或上网难的问题。

　　光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华强调，不管是从发展规模还是从产品结构上看，分布式光伏都是今年产业的最大亮点。

　　分布式和集中式占比趋于均衡

　　“‘调结构’是现阶段我国光伏产业发展目标之一。从目前情况来看，集中式光伏和分布式光伏的装机占比逐渐趋于平衡，无疑是积极的发展方向。”国家可再生能源中心副主任陶冶说，“希望‘十四五’期间，分布式光伏仍将能维持稳步发展的良好态势。”

　　展望未来，李琼慧提出，分布式光伏在工业园区、新城镇等场景的发展潜力将进一步扩大，呈现分布广、多元化、集成化的特点。“同时，从市场化发展趋势来看，分布式能源作为一种电力新业态，既是生产方又是消费方，如果可以参与电力现货市场，那么将进一步开发分布式能源的潜力。”