自“30·60”目标提出以来，光伏行业被视为能源结构调整的主要途径之一。“要实现能耗和碳排放目标，必须要优化产业布局、改善能源结构。这就意味着要进一步加快以光伏为代表的新能源产业的发展。”陕西社科院金融研究所副研究员周宾在接受《证券日报》记者采访时表示。

    “这对于像隆基股份这样的龙头企业来讲，将继续维持高景气发展状态。”开源证券资深投资顾问刘浪对《证券日报》记者表示。

    光伏产业进入快速发展阶段

    “随着‘30·60’目标成为我国实现绿色发展的要求，传统化石能源发电的减碳等量替代前景广阔。”周宾表示，作为新能源产业的代表之一，在经历了近年来的政策调整与行业整理之后，太阳能光伏产业集中度得到进一步提升，市场发展更趋规范。

    近年来，随着我国对清洁能源需求的不断增加，光伏产业受到越来越多的关注。据相关数据显示，2019年年底，我国光伏装机累计达204.3吉瓦，连续五年居全球首位。全国光伏发电量全年达到2242.6亿千瓦时，同比增长了26.3%。2019年光伏主要产业链产量在全球总产量中的占比继续扩大，产品出口总额约207.8亿元，同比增长29%。

    2020年，各个行业都由于新冠肺炎疫情受到了不同程度的影响，但光伏产业却实现了难能可贵的逆势上扬。

    “中国光伏市场在‘碳中和’目标指引下，将进入下一个快速发展阶段，预计2021年全球新增装机达150GW，‘十四五’国内年均光伏新增装机规模70GW-90GW，预计2021年新增规模55GW-65GW，分布式光伏（含户用光伏）20-23GW，集中式地面电站35GW-42GW。”中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华在“PAT2021爱光伏一生一世光伏先进技术研讨会”上指出。

    “值得注意的是，由于其供给端和需求端的不匹配性，目前，对光伏产业储能相关的技术、设备和系统研发和生产需求缺口较大。此外，光伏企业非技术成本控制成效也将影响到整个行业的度电成本。”周宾表示，未来不断扩大产业规模逐步替代部分传统化石能源和火电的同时，进一步提升技术效率，加大政策支持和助力企业减负，努力实现“光”“储”耦合和光伏平价将成为实现整个行业健康发展的关键。

    龙头企业机遇凸显

    “光伏产业在‘碳达峰、碳中和’以及‘十四五’要构建以新能源为主体的新型电力系统的大背景下，受到的关注度很高。可以说光伏产业正处在新旧能源替代革命的初潮期，百年未有之能源供给与消费大变局的风口启动期。”北京特亿阳光新能源科技有限公司总裁祁海珅在接受《证券日报》采访时表示，2020年是光伏平价上网的元年，通过去补贴、去落后产能，迎来了完全市场化竞争时代，这也加速了行业的优胜劣汰，更有利于资源向优质光伏企业倾斜，产业链各环节价格的调整会使一些现金流相对脆弱且研发能力相对薄弱的中小企业或被逼永久性退出，而龙头公司在产业链价格调整刺激出新的需求后，能抢占到更多的市场份额，强者之路会更强。

    “这对于像隆基股份这样的龙头企业来讲，将继续维持高景气发展状态。”刘浪表示，隆基股份是全球最大的单晶硅生产制造商，在硅片端优势显著，并且在游组件端迅速通过品牌和渠道优势打开市场空间，已在组件和硅片端取得双龙头地位优势，“隆基股份未来逐步加快电池产能配套，实现硅片-电池-组件全产业链一体化，牢固把握产业各环节竞争要素。鉴于未来五年规划之中，光伏年新增装机规模有望达到67GW以上，硅料供不应求仍将持续一段时间，帮助行业维持高景气状态。”

    “近期的光伏原材料价格明显上涨，体现出行业市场竞争更加激烈。”周宾表示，在光伏产业的发展过程中，发挥光伏产业链上下游相关企业“产学研”一体化创新平台的优势的同时，需要更加重视产业链供应链的协同，促进产业部门、金融资本、科创机构之间良性互动。

    “特别是理论研究、应用研究、样品测试、成果转化等之间的信息流、技术流和价值流应不断优化，提高科技成果转化的效率和效益。”周宾建议，对企业的基础性、原创性、颠覆性技术的持续研究应给予必要的财政奖补和政策支持，“同时，应合理发挥金融工具的杠杆功能，不断扩大直融规模，加强生产企业与投资机构在能源金融、绿色金融、气候金融、碳金融、可持续金融和助力乡村振兴等领域的项目合作。”

    友好型光伏电站成发展样本

    作为全球光伏行业的龙头，据《证券日报》记者了解，目前隆基股份的云南保山工厂和马来西亚古晋工厂已实现100%清洁能源供能，将完全绿色制造的光伏产品输送至全球市场。

    除了生产端，隆基股份也在积极推动供应链绿色化发展，将绿色设计、绿色生产、绿色施工、绿色回收再利用、绿色产品全生命周期管理、生产者责任延伸理念融入隆基供应链管理体系，识别产品及其生命周期各个阶段的绿色属性，协同价值链上的供应商、制造商、物流商、销售商、用户、回收商等实体，对产品的绿色属性进行有效管理，减少其制造、运输、储存以及使用等过程的能源资源消耗和污染物排放。

    在隆基股份看来，在“30·60”目标背景下，光伏行业重塑在即。“自‘30·60’目标提出以来，光伏行业被视为能源结构调整的主要途径之一，叠加‘十四五’光伏全面平价的首年，光伏电站的投资、建设以及发展模式正在被重塑。”隆基清洁能源技术总监邬林勇博士对《证券日报》记者表示，光伏平价全面实现，组件、逆变器等设备成本在不断降低，最低初始投资成本不再是最优解决方案，建设友好型电站才是整个光伏行业发展的最终目标，“未来的光伏电站要实现环境友好、电网友好、系统友好、收益友好，才能最大化地提高收益。”

    三月中旬刚刚结束的“碳达峰”愿景下光伏电站发展趋势研讨会上，与会各方共同发起“关于共同推进友好型光伏电站建设的倡议”。这意味着，光伏电站的发展模式已经从粗放型迈向精细化，友好型光伏电站将成为光伏能源发展的“绿色样本”。

    陕西宜君峡光250MW光伏发电项目就是友好型光伏电站的代表，其不仅全面实现全容量并网、绿色农业收益，还完成了生态全面修复、系统高效协同的使命。

    据《证券日报》记者了解，作为“领跑者”项目，该电站配套了双面专用跟踪支架、单晶双面、多路MPPT逆变器、储能技术等先进技术，在发电量上超出预期二类三类边界，绿色的电力源源不断地通过电网，输送到西安境内的草滩供电局，让西安的工商业用电和居民用电更加“低碳”“洁净”。同时，这座电站还克服了水土流失的难题，在光伏板间建起数百座农业大棚，把荒地变成农业良田，实现了集发电、农业、旅游、扶贫“四位一体”的解决方案。

为加大金融支持力度，促进风电和光伏发电等行业健康有序发展，国家发改委、财政部、中国人民银行、银保监会、国家能源局五部门于日前联合印发《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》（以下简称《通知》）。

近年来，在补贴政策支持下，我国可再生能源产业得以快速发展，技术水平显著提升，成本大幅下降，已基本达到平价水平。但同时，在其发展过程中，电价补贴资金缺口大、补贴长期拖欠等问题依然存在。那么，此次《通知》的印发，将对可再生能源行业发展带来哪些影响？

能够缓解行业资金压力

据了解，由于目前可再生能源发电补贴资金缺口较大，造成部分企业资金不能及时到位，因此生产经营出现困难。对此，《通知》明确表示，将加大金融支持力度，并通过核发绿色电力证书方式适当弥补企业分担的利息成本，对于基础条件好、积极性高的地方，以及资金需求特别迫切的企业可先行开展试点。

“从解决补贴拖欠给企业造成经营压力的方面看，此次《通知》印发对可再生能源行业是利好的，能够在一定程度上缓解行业因补贴拖欠带来的资金压力。”中国循环经济协会可再生能源专业委员会执行秘书长李丹表示。

过去是什么原因造成了可再生能源补贴大规模拖欠发放？“部分原因在于我们低估了行业的发展能力，所以这方面的预估和判断一开始不是很精准。”李丹认为，可再生能源附加调整和补贴额度都未能根据行业发展状况及时调整，同时存在大量拥有自备电厂的企业并未按要求缴纳可再生能源附加，不能做到附加的应收尽收。”

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎告诉记者，《通知》的发布表明了国家以目标为引导，以问题为导向，为企业纾困，支持和促进行业健康持续发展的态度。“30·60”双碳目标提出后，我国一系列的政策都在向新能源方向调整，作为五部委联合针对过去欠补所发布的文件，体现了国家对行业发展的鼓励和支持，有利于促进新能源行业持续健康发展。

“应收尽收”罚则有待制定

《通知》提出：“为保证可再生能源补贴资金来源，各相关电力用户需严格按照国家规定承担并足额缴纳依法合规设立的可再生能源电价附加，各级地方政府不得随意减免或选择性征收。”

在李丹看来，应收尽收才能保证公平合理的竞争环境，否则可能造成劣币驱逐良币的不良后果。“《通知》的要求非常符合能源行业发展需要，但是如何进行监管？对于未做到应收尽收的情况怎样进行处罚？是该政策落实的关键。”

彭澎认为，该内容其实牵扯到的是长期以来的可再生能源附加费收缴不足问题，由于过去自备电厂是不需要缴费的，现在开始收缴费用工作，还存在一定难度，所以接下来在对相关电力用户足额征收的同时，需要各地方政府重点组织燃煤自备电厂做好电价附加拖欠核查和补缴工作。

政策细则需尽快出台

虽然多位业内人士认为，此次《通知》对可再生能源的发展影响积极，但也有不少可再生能源企业坦言：“希望《通知》提出的举措能够真正落实落细，要不然只能是‘精神鼓励’。”

中国工商银行投资银行部研究中心钢铁行业首席分析师罗荣晋分析认为，此次五部委的通知主要着眼于解决风电、光伏等可再生能源企业当前的存量资金问题，一定程度上通过展期、续贷、降低利息等手段可以减轻企业负担，但并没有考虑到，可再生能源其实需要更多的增量资金投入其中。“所以除了传统的银行贷款外，股权资金等其他形式更加灵活的资金将是风电、光伏行业所急需的。”

光伏产能过剩这一话题又被炒了起来，其实不管是光伏产业的高峰，还是低谷，产能过剩这个词都会被屡屡提起。那么我国光伏产业到底是不是产能过剩？扩产是不是“原罪”？

硅料卡了“产能过剩”的脖

2020年升级了2019年的扩产势头，据世纪新能源网不完全统计：2020年扩产总资金超3400亿，硅片、电池、组件三者扩产规模均超300GW，总规模超940GW，硅料端扩产规模则相对保守，为26.9万吨。2020年为史上最大扩产年度。2021年前两个月的巨额的扩产规模并不足以支撑2021年产能过剩的言论。落实到其他几个主要环节来看，则似乎能够更好支撑这一观点。

相关数据显示，2021年，硅片端，以隆基、中环为首的国内企业硅片总产量达295GW，两者占比超60%；电池端，我国有效产能将达到244GW；组件端，仅隆基、晶科、晶澳、天合、阿特斯、东方日升六组件巨头的产能超200GW。

对于2021年全球光伏装机量，现有多方机构及个人都较为看好——IHS预测为183GW，澎博预测为150-194GW，中信证券分析认为165GW，中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华预测在150-170GW之间。如果按照2021全球新增装机165GW、容配比1:1.2、2900吨多晶硅生产1GW组件的标准计算，对应的硅料需求量为58万吨。

中国有色金属工业协会硅业分会副秘书长马海天表示，2021年全球多晶硅供应量极限在57万-58万吨。

由此不难发现，囿于多晶硅供应量，2021年全球新增装机量理论上的高点是在165GW，所用组件为198GW。按照此标准，仅我国2021年的硅片产能及6大组件巨头的产能即可以满足全球新增装机需求。

硅片、电池、组件相较而言的确产能过剩，硅料则处于紧平衡状态。从现有情况判断2021年我国光伏产业情况，应该为产能的结构性过剩，主要原因是硅料“拉了后腿”。

企业为何蜂拥扩产？

经历2008年多晶硅的“惨痛”教训之后，为什么企业从2019年之后再次拉开扩产“狂潮”？某业内人士坦言——逼不得已。

该人士认为，平价时代逼着企业加速降本增效的步伐，大尺寸成为有效手段，210、182硅片应运而生，进而带动其他环节的发展和改良，乃至改造、新建。

王勃华预判：2021年大尺寸组件占据半壁江山，158.75占比降至5%，156.75将逐渐成为历史。而进入2021年各项招标也印证此观点。据世纪新能源网不完全统计，在近期较为有代表性的五个招标项目中，总招标容量近15GW，大尺寸（210/182）组件占比近77%，达11.2GW。

为满足市场需求，上马210设备实现向下兼容成为诸多企业的选择。“即使力推182的企业，其所上的新产线也是210产线。”某一线组件厂商相关负责人说。该负责人表示，虽然原有部分产线可以进行升级到182产线，但已几乎是极限，占比很小。210产线几乎都是新建。随着大尺寸组件在市场中的占比越来越高，各厂家加快更新换代的速度，以便抢占更大的市场份额。一线龙头企业凭借自身实力和底蕴，加快垂直一体化的程度，以扩产抢占市场份额；二、三线企业为了获得生存的市场份额，需要扩产，生产市场适配产品。“大家努力扩产，也是对未来的市场和发展空间充满了信心，否则不会‘砸钱’的。”该负责人强调。

近期，逆变器企业、支架企业、玻璃企业，纷纷发声，声明已具备与210系列匹配的相应产品。210系列产品的产业链愈发完善和完整。

伴随着大尺寸成为主流， 182与210之争可能还要持续一段时间。相较而言，按照现有182、210的产能来看，并不能满足未来市场的需求，所以扩产的脚步或将继续，直至决出胜负。不难理解中环“产能不能满足市场需求”的说法。

扩产不会“肆无忌惮”

进入2021年之后，光伏企业扩产的脚步并未停下来。据不完全统计：截至2月末，除扩产的光伏玻璃外，多晶硅累计扩产24.5万吨，硅棒、硅片超100GW，电池达33GW，组件为30GW。进入3月，特变、隆基、晶澳等企业，纷纷发力扩产。

企业的“疯狂”扩产会一直进行下去么？

某组件企业高管表示，扩产是多方面原因共同作用的结果，企业也承受着较大的经济压力，所以扩产不会一直如此疯狂。现今部分环节的产能过剩现象已经明显，而整个产业链主要受硅料限制，但随着新产能的落地，行业预判到2022年，硅料可能实现产能过剩现象。

中信证券相关分析认为，2022年，全球光伏新增装机在200GW左右，对应所需的硅料在70万吨。此需求量，与2022年多晶硅产能几乎持平。但是伴随着多晶硅企业的扩产，多晶硅供应量出现产能过剩成为可能。

当然，企业并非可以无限制地扩产下去。相关政策给予扩产套上了“紧箍咒”。

3月11日，工信部网站发布了《光伏制造行业规范条件(2021年本)》和《光伏制造行业规范公告管理暂行办法(2021年本)》。两文件将从3月15日起实施。

文件提出，引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本。新建和改扩建多晶硅制造项目，最低资本金比例为30%，其他新建和改扩建光伏制造项目，最低资本金比例为20%。

文件还明确：新建和改扩建企业及项目产品：多晶硅电池和单晶硅电池的平均光电转换效率分别不低于20.5%和23%。多晶硅组件和单晶硅组件的平均光电转换效率分别不低于18.4%和20%。硅基、CIGS、CdTe 及其他薄膜组件的平均光电转换效率分别不低于13%、16%、15%、15%。

此外，内蒙古也于2月25日发布《关于确保完成“十四五”能耗双控目标任务若干保障措施(征求意见稿)》。在加快推进高耗能行业结构调整方面提出，控制高耗能行业产能规模，从2021年起，不再审批无下游转化的多晶硅、单晶硅等新增产能项目，确有必要建设的须在区内实施产能和能耗减量置换。

相关政策的出台或者为快速扩产的光伏企业、产业予以更好保护，在发展和扩产过程中，如何寻找到最为合适的平衡点，需多方面共同努力。

今年全国两会上，碳达峰、碳中和不仅是热议的话题，更是未来必须要实现的目标。而在青岛“十四五”规划《纲要》中明确提出，促进经济社会发展全面绿色转型，加快形成节约资源和保护环境的空间结构、产业结构和生产生活方式；加强能源结构调整，严格控制燃煤总量，推进煤炭清洁高效利用，开展民用燃煤清洁化治理。同时，开展绿色城市发展试点，全面推进绿色建筑、绿色建造、超低能耗建筑和装配式建筑发展，推进既有建筑节能改造。

在用煤指标一再严控甚至压缩而城市供能需求却不断增加的情况下，如何深耕清洁能源综合供能市场？3月19日，青岛能源集团与中石化绿源地热能开发有限公司签署战略合作协议，双方将共同打造“青岛市清洁能源综合利用示范基地”，成为青岛深耕清洁能源综合供能市场的又一次破题之举。

走出去，“借力”改变现状

资料显示，中石化绿源成立于2006年，是中国石化的新能源开发平台，在雄安新区打造了全国首个无烟城，是中国最大的中深层地热开发专业公司。

据青岛能源集团有关负责人介绍，本次合作是深耕清洁能源综合供能市场的又一次破题之举，对于落实市委市政府“双招双引”部署、推进国有企业混合所有制改革、引入资本盘活存量资产、借鉴央企先进管理经验和资源、借势开发余热项目等具有重要意义。双方将通过组建混合所有制能源公司的方式，大力推进青岛地区地热能、余热、燃气三联供，以及空气源、污水源、太阳能、海水源等多种清洁能源的综合利用，积极开展清洁能源供热、制冷等业务，满足小区、商业综合体、产业园区等能源需求，共同打造“青岛市清洁能源综合利用示范基地”。

不久前，青岛能源集团确立了“市区无煤化供热、市域能源利用清洁化”的能源结构转型规划发展思路，提出“十四五”末青岛市区力争实现无煤化供热，在三年时间完成市内三区44台锅炉的“煤改气”，减少二氧化碳排放250万吨（相当于种植1.37亿棵树木），同时将彻底解决煤炭运输车辆污染排放、拥堵交通，以及煤场扬尘、噪音污染等问题，实现从“保障型供热”到“绿色供热”的能源转型升级。这其中，也是通过与央企合作，在解决天然气气源的同时，还改变了青岛处于“西气东输”最末端的这一现状——目前，已完成天然气气源进口码头及长输管网规划工作，将于年内开工建设，同时天然气终端应用建设也将陆续展开，拉动投资100余亿元。

不断破题清洁能源综合利用

“清洁化”是新型供暖模式的应有之义与核心。市住房城乡建设局市政设施建设处副处长那振宇告诉记者，2019年山东省下发考核指标，要求青岛市在5年内新增工业余热和新能源供暖面积1700万平方米，这个任务指标为全省最高。

在中央、省、市的一系列明确导向和目标下，青岛市也加快了清洁能源综合利用的步伐，开始探索局部区域的零碳社区的建设。去年8月份，山东省首个零碳社区——“青岛奥帆中心零碳社区示范项目”开建，该项目占地45公顷，建筑面积22.71万平方米，将通过合理利用海水源热泵、太阳能光伏光热、风力发电、污水源热泵、工业余热和燃气等技术，实现高效清洁供能，预计三年内建成达标，每年将直接减少碳排放8663吨，相当于种植173.3万棵树。

青岛能源集团热电公司清洁能源分公司经理王晓剑表示，清洁能源综合供能领域面临的最大问题就是如何实现投入和产出的平衡，这是关系清洁能源综合利用市场化的一个关键。在这一方面，青岛市也进行了探索。

就在前不久，青岛能源集团与环海湾开发建设有限公司签订能源供应战略合作协议，青岛国际邮轮母港区域将建成青岛市清洁能源综合供能领域的示范项目，助力高端社区走近零碳排放，打造国际领先“绿色湾区”。王晓剑说，青岛国际邮轮母港区可利用海水源热泵系统进行夏季制冷和冬季供热，引入工业余热、燃气、污水源、空气源等作为补充。同时，深度挖掘废弃能源的可再生价值，对工业余热、生活废水中所蕴含热能进行最大限度的回收、转化、利用，形成循环生态系统。项目建成后可再生能源利用率将达80%。据估算，每年可折合减少标煤消耗8323吨、二氧化碳排放22472吨、二氧化硫排放71吨、氮氧化物排放62吨，减排效果相当于为青岛市增加千亩森林覆盖量。

在王晓剑看来，该项目建成后可以实现投入与产出的均衡，破解长期以来困扰清洁能源综合供能产业中亏损的现状，“因此该项目具有产业应用的示范意义。”

各类探索和实践已然开启，可以说，青岛正坚持生态优先的发展思路，在清洁能源综合供能市场不断深耕着一个可以触摸的“绿色未来”。 

“十三五”期间，我国多措并举，持续推进以风电、太阳能发电为主的可再生能源开发，取得了举世瞩目的成绩，新能源累计装机规模突破4.5亿千瓦，超过水电成为第二大电源，新能源年均新增装机容量6036万千瓦。“十四五”期间，随着新能源步入平价时代，以及产业政策和市场环境的调整，使得新能源的发展面临严峻的挑战，但是在“四个革命、一个合作”能源战略引领下，新能源将成为完成“碳达峰”和“碳中和”目标的重要方式，我国新能源也将迎来新的发展机遇。居安思危，曾经严峻的弃风限电问题虽得以缓解，但是否会伴随着装机规模的增加而再次卷土重来令人担忧，如何避免消纳问题再次成为新能源发展掣肘，是能源高质量发展道路上必须解决的课题。

我国新能源电力消纳现状

新能源装机及消纳情况

2020年，全国风电新增装机7167万千瓦，累计并网装机容量达到2.8亿千瓦，占全国发电总装机（22亿千瓦）的12.8%，增长9.5%。其中，中东部和南方地区占32.6%，“三北”地区占67.4%，风电平均利用小时数2073小时，同比降低10小时。全国弃风电量166.1亿千瓦时，风电利用率96.5%，同比提升0.5个百分点；全国光伏发电新增装机4820万千瓦，累计并网装机容量达到2.5亿千瓦，占全国发电总装机的11.5%，增长9.5%。全国光伏平均利用小时数1281小时，同比降低10小时。弃光电量52.6亿千瓦时，光伏发电利用率98.0%，与去年基本持平。

2020年，全国发电量76236亿千瓦时，同比增长4.0%。其中，风电和光伏发电量分别为4665和2611亿千瓦时，同比分别增长15.1%和16.6%，占全国发电量的比重分别比上年提高0.6和0.4个百分点，风电、太阳能累计发电量占比稳步提升。

制约新能源消纳的原因

一是新能源爆发式增长与用电需求增长放缓矛盾突出。2012~2016年，全社会用电量年平均增长率4.5%，装机容量年平均增长率9%，风电装机容量年平均增长率26.4%；近五年，全国全社会用电量年均增长5%，同期电源装机年均增长近10%，新能源装机年均增长高达30%以上，新增用电市场无法支撑各类电源的快速增长。

二是网源发展不协调严重制约新能源发展。我国能源分布广泛但不均衡，主要特征表现为能源资源“西富东贫”，消费“东多西少”，能源生产与消费中心逆向分布。如风电装机集中的“三北”地区远离负荷中心，难以就地消纳，电网发展滞后。其他新能源富集大型能源基地，都不同程度存在与开发配套的电网送出项目规划、核准相对滞后，跨省跨区通道能力不足等问题，成为制约新能源消纳的刚性约束。

三是缺乏灵活调节电源系统调节能力不充足。新能源发电具有间歇性、波动性等特征，大规模并网对电网稳定性、连续性和可调性造成极大影响，因此对电力系统调峰能力提出很高要求，而目前系统缺乏灵活调节电源，调峰能力不足。例如风资源集中的“三北”地区电源结构单一，以煤电机组为主，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低，新疆、内蒙古等地区大量自备电厂不参与系统调峰，东北、华北燃煤机组中热电机组比重较大，冬季为了满足供热需求，采暖期供热机组“以热定电”运行，进一步压缩了机组调峰空间，导致系统调峰能力严重不足。

四是促新能源消纳的政策和市场机制不健全。目前，虽然各部委陆续出台了多项支持可再生能源行业健康可持续发展的政策文件，但是改革过程中各项政策、各种博弈、各种利益诉求交织在一起，因此政策的落地以及作用的发挥不可能完全按照理论实现，需要经历复杂而曲折的过程。当前我国电力供需以省内平衡和就地消纳为主，缺乏促进清洁能源跨区跨省消纳的强有力政策、合理的电价和辅助服务等必要的补偿机制，省间壁垒突出，跨区跨省调节电力供需难度大，成为当前制约清洁能源消纳的重要因素。

新能源面临的发展形势

项目开发方面

“30·60”目标加快新能源跨越发展。2020年12月12日在气候雄心峰会上我国提出到2030年中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。截至2020年底，我国风电装机2.8亿千瓦、光伏发电装机2.5亿千瓦，合计达5.4亿千瓦，预计未来10年，风电、太阳能发电合计年均至少新增规模6700万千瓦以上，才能实现12亿千瓦，新能源将迎来跨越式发展。

集散并举，海陆齐进，发储协同特征明显。“十三五”期间，受“三北”地区限电等因素影响，新能源项目向消纳较好的中、东、南部等地区转移，逐步形成集散并举的格局，国家能源局2020年发布的《新时代的中国能源发展》白皮书指出，全面推进大型风电基地建设与分散风能资源开发结合，优先发展平价风电项目。随着“三北”地区消纳问题逐渐缓解，“十四五”期间，土地资源丰富、风光资源和建设条件较好的“三北”地区优势凸显，特别是在外送通道建设助力下，风电大基地迎来又一轮建设高潮，而具备消纳优势的中、东、南部和内陆低风速地区则以分散式开发为主，有条件的地方局部集中开发。2021年全国能源工作会议提出，要加快风电、光伏发展，新增装机总量较“十三五”有大幅增长，大力提升新能源消纳和储存能力，发展抽水蓄能和储能产业，加快推进“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”发展，1.2万千瓦海上风电等领域取得突破。“十四五”期间，新能源开发“集散并举、海陆齐进，发储协同”的特征将更加明显。

电价及市场方面

平价时代全面到来。国家发改委2019年5月发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》规定，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，海上风电自2022年起执行并网年份的指导价。2020年，财政部、发改委和能源局先后联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》和《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见有关事项的补充通知》，明确风电、光伏、生物质发电项目全生命周期的合理利用小时数，规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴，核发绿证准许参与绿证交易，这意味着风电、光伏电量补贴的方式由全电量补贴向全生命周期补贴转变。

市场化交易规模进一步扩大。2017年以来，发改委、能源局等部门相继出台一系列政策和规则，来不断完善市场化机制，探索通过市场化消纳新能源的新途径，2019年我国市场交易电量占售电量比重接近40%，启动8个省级现货市场试点，部分新能源富集省区陆续开展多种市场化交易，包括：大用户直接交易、发电权置换、调峰辅助服务市场交易、新能源跨区现货交易等。北京电力交易中心数据显示，2020年新能源省间交易电量915亿千瓦时，同比增长3.7%，其中天中、祁韶、灵绍、鲁固、高岭等跨区通道新能源占比超过20%。

技术及政策方面

储能及虚拟电厂促消纳见成效。2020年，多地探索储能调节、试点开展虚拟电厂调峰促进新能源消纳。青海、宁夏、山东、江苏和湖南等地均出台了辅助服务市场交易规则，鼓励储能电站参与辅助服务。在浙江、江苏两地开展虚拟电厂调峰试点，其中江苏省在国庆假期实施填谷电力需求响应，促进清洁能源消纳8690万千瓦时。在山西启动“新能源+电动汽车”智慧能源试点以解决弃风弃光问题，降低电动汽车用电成本。随着能源供给结构性改革深化，综合能源利用项目开发、技术创新和新技术应用集成发展已成为“十四五”规划的重要战略目标，综合能源利用有望成为新能源领域新的增长点。

可再生能源消纳保障机制发挥实效。2019年5月可再生能源电力消纳保障机制的出台，意味着能源低碳转型发展长效机制建立，但是要真正落实可再生能源消纳责任，需要科学确定消纳责任权重，发挥目标导向作用，建立有效的监管机制，同时完善绿色电力证书交易。自2017年我国开始实行绿证自愿认购，但市场始终“低温运行”,未发挥其应有的作用。随着“全寿命周期补贴”的实施，补贴和“绿证”脱钩，为“绿证”交易创造了条件，使得“绿证”收入成为增加项目收益的重要途径。

新能源消纳行稳致远

“十四五”期间，新能源电力势将迎来更广阔的市场，也将承担更重要的历史使命，如何防范和解决大规模新能源并网消纳问题，应得到重视和解决，应多方着手，统筹规划，下好“先手棋”。

因地制宜强战略，政策落实谋长远。一是可再生能源规划要与电网发展规划相适应，综合考虑新能源发展和电网安全性，合理规划新能源装机，优化网架结构，建立健康的成本分摊机制，促进新能源消纳。二是项目开发要因地制宜进行战略布局。“三北”地区结合特高压等电力送出工程布局大基地项目；水电丰富区开发风光水储一体化基地项目，有效推进源网荷储一体化典型项目；中东部地区电价高，消纳能力强，应综合利用土地开发渔光互补、农光互补项目。三是强化产业政策落地，切实发挥可再生能源消纳保障机制作用，提升各省区优先消纳可再生能源积极性，目前尚处于“低温”运行状态下的绿证交易，亟需尽快完善以实现与市场建设的高效衔接，用“看不见的手”代替行政管制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，若能与可再生能源保障机制有效协调，可以稳定企业收益与现金流，提升项目测算经济效益，实现项目开发与市场交易相互促进。

技术创新破壁垒，源网荷储强协同。一是技术创新提高项目经济性，当前新能源发电技术和成本应对平价的全面到来，尚显得力不从心，在能源转型中胜任主力军角色更是需要进一步提高发电利用小时数、降低度电成本、提高发电技术特性。二是新能源电力系统稳定性和波动性的问题，是制约其并网的关键，目前解决该问题的主要手段有大电网和储能两种，一方面要加强电网建设，扩大电网互联、推进电网的智能化，以增强大电网优化配置资源能力；另一方面需要转变观念，发挥煤电等传统火电调节电源作用，要加强氢能、储能等技术手段的应用，尽快打破储能壁垒，对于配套储能新能源项目，要合理优化项目储能方案，以产业链的高速发展带动储能技术进步和造价下调，不断优化新能源储能性价比以确保项目收益。三是深挖需求侧潜力，推进源荷互动。随着大数据、物联网、5G等信息与数字技术不断进步，通过构建需求侧智能管控系统，实现荷随源动、源荷互动，为新能源间歇性问题提供解决路径。

市场建设开新篇，产业发展拓空间。加快构建适应新能源优先发展的电力市场机制，一是建立健康的成本分摊机制，平价上网不等同于平价利用，新能源利用不但包含自身发电成本，还需要考虑系统成本，系统成本需要通过市场机制共同分担，才能更好消纳新能源。二是做好优先发电保障和市场化消纳的衔接，随着分布式能源和用户侧需求响应技术的进步，电力市场主体呈现多元化，新兴化趋势，以碳中和为契机，通过电力市场主体与新兴技术融合拓展，发售用等多重市场角色重塑，发挥“虚拟电厂”“负荷聚集商”等新兴市场主体的作用，进一步拓宽新能源消纳空间。

莱州农光互补光伏发电项目

“光伏板上发电，光伏板下种植，一地两用，一举两得。”这是莱州市通过农光互补方式，推动光伏发电与农业种植相互融合，构建良好生态环境的一项新举措。鸟瞰这一排排整齐的光伏发电板，一垄垄绿油油长势喜人的农作物，构成了一道道亮丽的风景线，山东农光互补“莱州模式”在此诞生。

　　由国家电力投资集团与山东象阳能源科技有限公司合作开发的烟台分布式农光互补光伏电站，位于莱州市三山岛镇和金城镇境内，总投资5.5亿元，总装机规模101兆瓦，包含6个地面分布式场站，租用一般农田3000余亩、租期26年。该电站于2020年6月并网发电，设计首年有效发电小时数为1340小时，年均发电量约1.2亿千瓦时。

　　据了解，该电站采用合同能源管理方式，所发电力全部向高耗能矿山冶炼企业提供新能源直供电，既保障光伏电站电力全额消纳，又为用电企业降本增效、节能减排、绿色发展提供能源支撑，有力促进了生态环境改善。据测算，该电站投入使用后，每年可为企业节约电费1200余万元，运营25年可节约标煤90万吨，减排二氧化碳234万吨。

　　“莱州101兆瓦分布式农光互补光伏电站租用的是一般农田，严格按照国家和山东省光伏建设标准要求，组件最低沿高于地面2.5米，桩基列间距大于4米，行间距大于10米进行设计，在不影响光伏发电的同时，确保正常农业种植。”据烟台市发展改革委相关负责人介绍，在确保“以农为本”的前提下，莱州农光互补发展模式，促进光伏产业和农副产业深度融合，实现土地集约高效开发利用。同时，针对租用一般农田种植条件差、干旱缺水、土壤养分失衡等问题，电站在设计建设前，先期进行土地复合利用方案设计和整治，投入专项资金进行农业基础设施改进和土壤改良，实现农业规模化种植，提高当地农户基本收入，为全面推进乡村振兴提供重要支撑。

　　农业生产与光伏发电融合发展、相得益彰。针对太阳能光伏板及电池组件存在部分遮光问题，电站工作人员根据不同农作物对光的需求，采用不同的装机容量设计，满足植物光合作用对光的需求。如小麦，生长过程中对透光度要求不高，则多安装电池组件，提高装机容量多发电；针对光照要求高的玉米等农作物，则覆盖透光性好的电池组件，降低装机容量，增强透光性，确保农作物收成只增不减。此外，根据土壤状况和市场实时需求，积极主动与南京农业大学联系合作，调研引入牛至草等特色配套种植项目及配套产业，大幅提升土地农作物产出，增加农民收入，实现农民增收和生态环境“双赢”。

　　据悉，“莱州模式”使三山岛镇粮食作物亩产从500斤提升到800斤，金城镇粮食作物亩产从600斤提升到900斤，年亩复合产值高达2.5万元，每年可为当地贡献税收1250余万元，经济社会效益倍增。未来，烟台将广泛深入推广“莱州模式”，加速推进光伏和农业深度融合，助力能源绿色转型，推进现代农业蓬勃发展。

国家能源局有关负责人日前表示，为加快推动碳达峰、碳中和工作，将加快清洁能源开发利用。制定更加积极的新能源发展目标，推进陆上风电和光伏发电全面实现平价无补贴上网；因地制宜开发水电；在安全的前提下，积极有序发展核电；加快推进抽水蓄能、新型储能等调节性电源建设，进一步优化完善电网建设，推动电网智慧化升级，大力提升新能源消纳能力，提高电力系统灵活调节水平。

与此同时，着力升级能源消费方式。坚持和完善能耗“双控”制度；强化全社会节能，加快推进低碳技术应用，提高重点行业和领域能源利用效率；推进工业、建筑、交通等重点部门和行业电能替代，提升全社会电气化水平。

该负责人表示，将围绕能源领域碳达峰和碳中和目标的实现路径，研究制定能源领域落实举措，围绕促进能源低碳智慧转型、新能源高质量发展、新一代电力系统建设、新型储能发展等重点任务出台配套政策

中共中央总书记、国家主席、中央军委主席、中央财经委员会主任习近平3月15日下午主持召开中央财经委员会第九次会议，研究促进平台经济健康发展问题和实现碳达峰、碳中和的基本思路和主要举措。习近平在会上发表重要讲话强调，我国平台经济发展正处在关键时期，要着眼长远、兼顾当前，补齐短板、强化弱项，营造创新环境，解决突出矛盾和问题，推动平台经济规范健康持续发展；实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，要把碳达峰、碳中和纳入生态文明建设整体布局，拿出抓铁有痕的劲头，如期实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和的目标。

中共中央政治局常委、国务院总理、中央财经委员会副主任李克强，中共中央政治局常委、中央书记处书记、中央财经委员会委员王沪宁，中共中央政治局常委、国务院副总理、中央财经委员会委员韩正出席会议。

会议听取了国家发展改革委、中国人民银行、国家市场监管总局关于促进平台经济健康发展的汇报，听取了国家发展改革委、生态环境部、自然资源部关于实现碳达峰、碳中和的总体思路和主要举措的汇报。

会议指出，近年来我国平台经济快速发展，在经济社会发展全局中的地位和作用日益突显。平台经济有利于提高全社会资源配置效率，推动技术和产业变革朝着信息化、数字化、智能化方向加速演进，有助于贯通国民经济循环各环节，也有利于提高国家治理的智能化、全域化、个性化、精细化水平。我国平台经济发展的总体态势是好的、作用是积极的，同时也存在一些突出问题，一些平台企业发展不规范、存在风险，平台经济发展不充分、存在短板，监管体制不适应的问题也较为突出。

会议强调，要坚持正确政治方向，从构筑国家竞争新优势的战略高度出发，坚持发展和规范并重，把握平台经济发展规律，建立健全平台经济治理体系，明确规则，划清底线，加强监管，规范秩序，更好统筹发展和安全、国内和国际，促进公平竞争，反对垄断，防止资本无序扩张。要加强规范和监管，维护公众利益和社会稳定，形成治理合力。要加强开放合作，构建有活力、有创新力的制度环境，强化国际技术交流和研发合作。要坚持“两个毫不动摇”，促进平台经济领域民营企业健康发展。

会议指出，要健全完善规则制度，加快健全平台经济法律法规，及时弥补规则空白和漏洞，加强数据产权制度建设，强化平台企业数据安全责任。要提升监管能力和水平，优化监管框架，实现事前事中事后全链条监管，充实反垄断监管力量，增强监管权威性，金融活动要全部纳入金融监管。要推动平台经济为高质量发展和高品质生活服务，加速用工业互联网平台改造提升传统产业、发展先进制造业，支持消费领域平台企业挖掘市场潜力，增加优质产品和服务供给。要加强平台各市场主体权益保护，督促平台企业承担商品质量、食品安全保障等责任，维护好用户数据权益及隐私权，明确平台企业劳动保护责任。要加强关键核心技术攻关，支持和引导平台企业加大研发投入，加强基础研究，夯实底层技术根基，扶持中小科技企业创新。要加强网络基础设施建设。

会议强调，我国力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和，是党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策，事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体。要坚定不移贯彻新发展理念，坚持系统观念，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，以经济社会发展全面绿色转型为引领，以能源绿色低碳发展为关键，加快形成节约资源和保护环境的产业结构、生产方式、生活方式、空间格局，坚定不移走生态优先、绿色低碳的高质量发展道路。要坚持全国统筹，强化顶层设计，发挥制度优势，压实各方责任，根据各地实际分类施策。要把节约能源资源放在首位，实行全面节约战略，倡导简约适度、绿色低碳生活方式。要坚持政府和市场两手发力，强化科技和制度创新，深化能源和相关领域改革，形成有效的激励约束机制。要加强国际交流合作，有效统筹国内国际能源资源。要加强风险识别和管控，处理好减污降碳和能源安全、产业链供应链安全、粮食安全、群众正常生活的关系。

会议指出，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要重点做好以下几项工作。要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。要实施重点行业领域减污降碳行动，工业领域要推进绿色制造，建筑领域要提升节能标准，交通领域要加快形成绿色低碳运输方式。要推动绿色低碳技术实现重大突破，抓紧部署低碳前沿技术研究，加快推广应用减污降碳技术，建立完善绿色低碳技术评估、交易体系和科技创新服务平台。要完善绿色低碳政策和市场体系，完善能源“双控”制度，完善有利于绿色低碳发展的财税、价格、金融、土地、政府采购等政策，加快推进碳排放权交易，积极发展绿色金融。要倡导绿色低碳生活，反对奢侈浪费，鼓励绿色出行，营造绿色低碳生活新时尚。要提升生态碳汇能力，强化国土空间规划和用途管控，有效发挥森林、草原、湿地、海洋、土壤、冻土的固碳作用，提升生态系统碳汇增量。要加强应对气候变化国际合作，推进国际规则标准制定，建设绿色丝绸之路。

会议强调，实现碳达峰、碳中和是一场硬仗，也是对我们党治国理政能力的一场大考。要加强党中央集中统一领导，完善监督考核机制。各级党委和政府要扛起责任，做到有目标、有措施、有检查。领导干部要加强碳排放相关知识的学习，增强抓好绿色低碳发展的本领。

中央财经委员会委员出席会议，中央和国家机关有关部门负责同志列席会议。

新能源发展初期，由于新能源项目开发与电网建设的周期不同、协调不够，接网和送出问题是首先出现的局部问题。

新能源发展规模较大时，局部（省级或区域）电力系统出现调峰问题，新能源消纳问题会日益突出。

新能源进一步大规模高占比发展，局部问题逐渐向全系统扩散，由于新能源机组的惯量较小，常规电源占比下降，系统出现调频问题将日趋严重。这也是新能源发展到一定规模必须面临的系统难题。

新能源电力消纳是一项系统工程，是新能源和电力系统的特征决定的。电力系统不只是发电企业，不只是电网，更不只是用户，而是由“发输配用储”一系列环节组成的系统。所以，新能源电力消纳问题要坚持系统思维。

2020年12月7日的中国能源报，发表了一篇“电力系统灵活性提升难在哪”，引用了《电力发展“十三五”规划》。“十三五”期间，将在“三北”地区推行热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦、纯凝机组改造约8200万千瓦；抽水蓄能电站装机达到4000万千瓦左右；全国气电装机2020年达到1.1亿千瓦以上。然而，“十三五”收官在即，电力系统灵活性提升目标却远未完成：截至2020年9月底，我国气电装机容量9637万千瓦、抽水蓄能装机容量3089万千瓦，均大幅低于规划目标；煤电灵活性改造进度更为缓慢，截至2019年底，只改造完成5775万千瓦，仅为目标改造容量的1/4，且截至目前情况并无明显改观。

究其缘由，就是价格形成机制。长期以来，缺水区域电力系统的调峰、调频等责任大都由火电机组承担，但随着新能源规模越来越大、比例越来越高，以火电机组为主的电力系统已经不堪重负。

新能源发展的技术边界在哪里？

可以确定的是，碳达峰碳中和目标下，以风电和光伏发电为代表的新能源在2030年前将呈更大规模、更高速度发展态势。在电力系统基本控制理论没有大进步的情况下，仍要深入研究新能源送出、系统调峰问题和系统频率稳定问题。

新能源送出的系统经济性要给予足够重视。发电企业更注重电量上网的利益，造成新能源发电机组仍不能承担其应有的责任。经过十多年的技术进步，新能源发电机组发电效率大幅提升，但涉网性能并没有得到同步提升，电压支撑能力、功率控制水平远不能与常规机组相比。客观地说，由于新能源利用率不高，电网企业大规模投入新能源接网和送出工程整体效率偏低。经过十多年的发展，资源富集的区域电网送出大多已经饱和，新能源送出全部依靠新增输电通道解决。这一部分电网投资不产生电量，纳入输配电价有效资产后，一方面会引起输配电价上升，另一方面即使纳入输配电价也难以取得合理回报。

电力系统调峰问题相对容易解决。电力系统调峰问题主要反映的是电源结构，水电等灵活调节电源的多寡决定了电力系统调峰裕度，当然与用电端的负荷特性也密切相关。困难的是，新能源富集的“三北”地区多以火电为主，而且多承担供热任务，在风电大发的冬春两季系统调峰能力极小，这也是当前新能源消纳问题的关键。在现有技术条件下，发电侧的灵活调节改造、储能和需求响应是解决系统调峰问题的三大类措施。如果制定相应的电价引导机制，从发电侧、储能和需求响应三方面发力，系统调峰问题相对容易解决。

高占比新能源电力系统频率稳定的认识还不够。与传统同步发电机相比，新能源发电机组转动惯量小或没有转动惯量。什么是转动惯量？简单说，电力系统是在发电机组带动下实时平衡的旋转系统，当系统发生故障时，由强大的发电机群将系统拉回平衡运行状态。转动惯量小的系统，抗干扰能力也较小。我们可以假设，当系统替换为新能源机组，系统惯量很小，那么电力系统就成为一个“轻”系统，一点干扰就可能导致系统失稳。一些单位已经研究了高占比新能源电力系统频率稳定约束，但还没有提出切实可行的控制措施，这将是新能源发展面临的另一个即将到来的系统性难题。

新能源发展的经济性边界？

从政策设计上看，新能源发电侧设置了95%的利用率目标，上网电价全面达到平价水平（燃煤脱硫机组标杆电价），消费侧设定了可再生能源消纳责任权重，电网侧输配价格基本固定，但系统的价格机制还没有出台明确的政策。从2020年风电抢装潮看，电价对于风电发展巨大的驱动作用。未来，上网电价在新能源发展的调节作用将逐步减弱，逐步过渡至市场因素驱动，就需要研究系统的经济性问题。

系统成本增加。由于风电、光伏发电的随机性和波动性，电力系统维持旋转储备或额外可调度容量的成本。随着高比例新能源接入，消纳一个单位的新能源电力边际成本呈几何级数增加，调节电源的经济性难以保障。

电网侧成本增加。从电网侧看，大规模新能源接网和输电工程利用率偏低，即使纳入输配电价仍难以取得合理回报。尤其是，风电、光伏发电大型基地，远离负荷中心，千万千瓦级新能源外送需配套建设大量汇集和外送工程，且风电、光伏发电利用率不高（风电2000小时左右、光伏1400小时左右），电网工程整体利用率偏低。

一点应对措施

新能源侧。新能源既然要从补充电源向主力电源过渡，就必须要承担其主力电源应该具备的技术条件。一是提升涉网性能。新能源发电机组不能只追求发电效率，更应同步提升其发电品质、可控可调性和友好性。二是新能源端配置储能。从电力系统的基本原理上看，储能配置于负荷侧更有助于提升系统调节性和保证供电的可靠性，但从大型风电、光伏发电基地的角度看，新能源端配置储能更有助于提升系统安全稳定水平和整体经济性。如果能出台“储能+”的电价，将更有助于推动新能源电力消纳。

电网侧。一直以来，出于经济性和不确定性电源比例较小的考虑，电力系统对于年利用小时低于3000小时的电源接入设计上有一定“轻视”，不考虑N-1等技术要求。但在新能源超常规的新形势下，需要重新审视新能源接网设计的基本原则，提升系统可靠性和电网工程的经济性。如果新能源侧配置了一定高比例储能，接入设计是否要考虑N-1原则，储能集中与分散配置方式均需进一步研究。

消费侧。一般意义上，消费侧的用电可持续性和品质要求是持续上升的。但随着电气化水平不断提升，间歇性用电设备也在大量增加，比如新能源汽车充电桩、电热水器以及一些对于电力可持续性要求不高的负荷，因此建立电需求响应是应对电源端品质下降的重要措施。

说了这么多，其实就是一句话。要应对大规模高比例新能源发展，就要从电力系统整体出发，设计技术要求和经济性测算。“碳达峰、碳中和”目标下，新能源发展是肯定的，解决新能源发展的问题，就要坚持系统思维，全方位、全要素发力，如果仍是要求某一方或几方去完成，努力的空间不大。