近日，深改委强调贯彻“新发展理念”，发挥改革的关键作用，在生态文明体制改革中，会议强调统筹制定2030年碳排放达峰行动方案，使发展建立在高效利用资源、严格保护生态环境、有效控制碳排放的基础上；建立生态产品价值实现机制，形成环境保护者受益、使用者付费、破坏者赔偿的利益机 随着 “两会”召开在即、“十四五”规划也在加快制定，碳中和政策将成为较长时间的热点议题。业内人士表示，碳中和催生的三大方向投资机会。

事件驱动碳中和相关工作有望加快落实

“两会”在即，深改委会议强调高效、环保、低碳的碳中和行动方案。近日深改委强调贯彻 “新发展理念”，发挥改革的关键作用，在生态文明体制改革中，会议强调统筹制定2030年碳排放达峰行动方案，使发展建立在高效利用资源、严格保护生态环境、有效控制碳排放的基础上；建立生态产品价值实现机制，形成环境保护者受益、使用者付费、破坏者赔偿的利益机制。此外，“两会”召开在即、“十四五”规划也在加快制定，碳中和政策将成为较长时间的热点议题，同时市场对于碳排放的理解仍聚焦于低碳的能源替代，而循环再生、节能增效等方向关注较少。

2019年全球二氧化碳排放量达到341.7亿吨，其中中国排放98.3亿吨，分别是紧随其后的美国、欧盟的2倍和3倍。中、美、欧二氧化碳排放量占全球的比重合计为53%，而中国比重达到28.8%。回看中国碳排放较高的原因，主要在于化石燃料的过度消耗。进一步分部门看，2018年中国电力和供热部门的占比达到51.4%，而将该部分的输出分配到终端部门后，制造和建筑部门成为碳排放的主要源头。在2020年9月的联合国大会上，中国提出二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，力争2060年前实现碳中和。而去年12月召开的中央经济工作会议不仅重申这一目标，还将其列为2021年的重点工作任务，并提出向调整能源结构、加快碳市场建设、国土绿化等方面推进。随后工信部表示将围绕碳达峰、碳中和目标节点，坚决压缩粗钢产量，确保粗钢产量同比下降，生态环境部和央行也表示将作出相应的部署。预计3月召开的“两会”将就“碳中和”议题提出具体要求和目标，碳达峰、碳中和相关工作有望加快落实。

行业前景清洁能源仍有很大提升空间

2020年四季度以来，关于碳达峰、碳中和的政策和措施纷至沓来，引发全社会关注。从改革开放开始，我国经济逐步进入快速增长阶段，而经济增长必然伴随着对能源的消耗，尤其是加入世界贸易组织后，我国成为全球制造工厂，在全球产业链中处于核心枢纽地位，衔接上游资源和下游消费需求。

从碳排放的节奏看，2000年起中国碳排放量显著增加，而与此同时，美国、日本等发达国家因为经济已经实现工业化，碳排放量反倒出现小幅回落。在转变经济发展方式，产业向高附加值升级，推动高质量发展的政策导向下，我国对节能减排、绿色发展的重视度明显提升。

从不同行业的碳排放量看，传统高耗能行业，如电力、黑色金属冶炼、运输、石油加工和炼焦等行业的碳排放量高于其他行业，且2020年以来保持增长趋势，相关行业的节能减排和技术改造需求大。从不同城市和地区的碳排放量看，中西部地区整体高于东部沿海地区，而能源大省的减排压力巨大，如河北、河南两省的碳排放量高出北京、上海数倍，且保持增长态势，相关地区产业转型升级的空间很大。

从全球清洁能源发展历史看，中国底子薄、起步晚，传统化石能源占比高，经济发展不平衡的问题显著，中西部地区发展清洁能源的资金来源少，产业转型的阻力大。在国家的有效引导下，我国核能、水电等清洁能源的发展快于全球整体节奏，消费量的全球占比不断提升，尤其是水电消费量在全球总消费量中占较大比重，核电消费量的占比小但占比增速快。

目前我国在绿色金融标准体系、绿色数字基础设施建设、绿色金融产品创新体系、绿色激励约束机制等方面的工作都取得明显进展。从居民角度，自下而上的消费需求和生活习惯转变也推动着可再生能源的发展，如新能源汽车、民用光伏、装配式建筑渗透率的提升，垃圾分类、可降解材料等生活节能的普及。

市场机会碳中和催生三大投资方向

天风证券表示，碳中和催生的三大方向投资机会。第一，新能源行业进入到高景气发展周期，全产业链有望迎来需求扩张。光伏、风电、新能源车作为可替代能源，未来需求将进入到显著扩张阶段，渗透率有望继续抬升，从而推动上游原材料、中游设备制造、下游消费端、运营商等全产业链走强。

第二，传统行业将面临内部结构优化，供给收缩引发行业集中度提升，内部可替代需求凸显。一方面，在长期碳中和目标下，煤炭、钢铁、石化、有色(铝)、建材(水泥)等高碳排放行业将面临短期结构优化，在供给收缩的情况下，行业集中度提升，龙头优势凸显。另一方面，在部分领域供给收缩的情况下，行业内部可替代领域需求扩张，比如电解铝转向低耗碳的再生铝等。

第三，碳金融有望成为银行带来增量业务收入，碳足迹有望成为后续政策优惠的重要标准。对于银行来说，随着碳排放金融市场的完善，银行可以参与更多的碳排放金融交易，从而获得增量业务收入。

对于具体标的，天风证券建议关注风电运营商龙源电力、节能风电、金风科技、福能股份等；光伏运营商太阳能、吉电股份、晶科科技等。光伏玻璃高景气有持续性，建议关注福莱特、旗滨集团、亚玛顿等。抢装结束，2021年风电或短期承压，对玻纤总需求影响相对有限，玻纤新增产能大规模投放高峰期已过，供需格局较前期有明显优化，判断本轮玻纤景气向上周期有持续性，建议关注中国巨石、长海股份、中材科技等。

此外，根据产业在线数据推测，新能效标准将旧的1至3级产品变更为1至5级产品，空调能效的要求进一步提升，铁氧体性能可能进一步无法匹配，变频空调的渗透率有望提升至90%以上，因此变频空调的渗透率以及钕铁硼在变频空调领域渗透率实现双击式增长，进而对于稀土需求短中期拉动显著。天风证券建议关注盛和资源、北方稀土、五矿稀土等。

广发证券表示，从碳中和发出，建议关注固废循环再生产业链中业绩快速成长、产业链延伸的焚烧龙头：旺能环境、瀚蓝环境、伟明环保、高能环境等；家电拆解龙头中再资环等；农业粪污资源化的维尔利、兴源环境等；节能增效的新能源环卫装备龙头盈峰环境、龙马环卫等；城市清洁高效供热龙头联美控股等。

2月22日下午3时，“十四五”时期淄博市首座10千伏光伏发电项目康硕农业光伏电站并网发电。

康硕农业光伏电站位于周村区南郊镇清泉村，占地40余亩，总投资2亿元人民币，其中扶贫资金320万元。光伏电站采用农光互补设计，在蔬菜大棚上安装光伏板进行光伏发电，大棚内经营生产蔬菜种植，充分合理利用有效空间，实现发电、种植两不误。

该电站共安装太阳能电池板11112片，装机容量约3兆瓦，年均发电量约为432万千瓦时。按照“就近并网、本地消耗、低损高效”的原则，就近接入10千伏苏孔线清泉南支131-04号杆，并入110千伏萌水变电站10千伏乙母线，实现并网。该光伏电站三年内所产生的效益中，25.6万元将用于当地扶贫建设。据测算，这座光伏电站每年可减少CO_2排放量4300多吨，一定程度上缓解环保压力。

在光伏电站推进中，淄博供电公司坚持以客户需求为导向，为客户开通绿色通道，对项目采取“一对一”针对性服务，优先保证配套电网项目建设基础上，通过简化报装流程、缩短报装时间、开展并网方案会签会商制等方式，为客户制定经济、安全的并网方案。同时，选派业务技术骨干力量提供“一站式”跟踪服务，切实保障了光伏项目的落地。

在中国光伏电站投资商对全面平价后的光伏电站市场充满希望的时候，上游产业链却在疲于应对因下游投资高涨带来的供需缺口。作为TO B的最终出口，本该最具话语权的组件企业在度过了魔幻般“赔钱”供货的2020年后，仍将要面对挑战重重的2021年。这是行业发展中供应链不匹配带来的“阵痛”，也是整个光伏产业迎接更宏大发展目标中必然要经历的阶段。

顺延下来的“亏本”订单

受多重因素影响，2020年竞价项目有将近10GW需要在2021年完成并网或者组件补装，而这部分组件订单价格基本已经在2020年锁定，但时至当季，组件供应链的价格仍然居高不下。光伏們了解到，春节后，在某分布式项目的近期询价中，某一线组件企业166组件报价1.72元/瓦，并且明确之后还会涨价。与去年四季度类似的是，违约撕单与赔钱供货仍是组件企业面临的两难选择。

春节前，某龙头组件企业业绩暴雷备受关注，但长期关注行业发展实际情况就可以发现，这并不是个例，一体化程度较弱以及业务板块较为单一的组件企业业绩势必会受到四季度供货的拖累。

2020年四季度，仅12月份国内便实现了超过21GW的装机并网。而这繁荣景象的背后，是组件企业以高额价格采购原料、辅材，赔钱供货的“牺牲”换来的。光伏們曾在文章《赔钱供货的组件厂与驻厂催货的投资商：何必互相为难？》一文中分析过，因玻璃、胶膜以及硅料等价格大涨，组件企业不仅面临亏本供货的压力，甚至也采购不到足够的量来支持订单，面对业主的持续催单，巧妇亦难为无米之炊。

但彼时，行业关注的焦点在于下游需求持续向好，出货量不断攀升。在这背后，供应链不匹配带来的供需矛盾却达到了顶峰，作为TO B的最终出口，行业利润却从组件端悉数转移至辅材等环节，“出力不赚钱”是组件企业2020年的真实写照。

作为直面终端客户的环节，组件商在“保价”与“保单”之间艰难抉择。国内市场中，以五大六小等为代表的央企在光伏电站投资领域市场占比日益提升，面对激烈的国内竞争，中标企业不得不牺牲利润来供货，但令行业费解的是，原计划抢装之后回归正常供需的辅材、硅料等环节本可以在今年一季度迎来常规价格，但行情并未朝着这个方向发展，甚至硅片的价格也在持续坚挺。

光伏們了解到，2020年某一线组件企业以1.48元/瓦的价格签下了某电力央企的GW级供货订单，供货时间在2021年一季度，但这笔订单目前显然无法照常推进。作为商业化的企业，客户与利润无法兼得是不正常的，却又难以抉择。

终端爆发下的供需矛盾

与产业链价格高居不下形成鲜明对比的是，在30·60大目标下，以央企、国企等为代表的光伏电站开发热潮正在火速启动。据光伏們不完全统计，2020年下半年以来，新增备案项目（竞价、平价名单除外）已经近50GW，企业与各地方政府的签约消息也在不断传来，跑马圈地的热情丝毫不亚于2017年的巅峰时期。

作为“十四五”的开局之年，2021年各投资企业都卯足了劲力求补足其清洁能源板块上的短板。目前国家能源集团、华能、三峡、中广核等陆续提出了相关目标，据光伏們粗略估计，“十四五”期间新能源（光伏+风电）装机目标超过10GW/年的投资企业已经超过8家。尽管受客观条件限制，这些目标并不能在近期全部落地，但可以明确的是，下游市场已然爆发。

除此之外，海外市场的回温与新市场的增长态势更让业内欢喜鼓舞。内外需求的加持下，给行业带来了更多可预期的空间。但在2021年，个别环节的供需情况仍然将给行业带来挑战，直接带来的可能还有组件价格无法如常满足平价收益率需求。

2021年硅料依然将维持紧平衡的常态，近日有媒体消息称某进口多晶硅料报价飙升至110元/kg。虽然这并不会成为常态，但2021年硅料市场中，供应与价格的主导权大概率仍掌握在卖方手中，尤其是在抢装的四季度。

除了供应导致的价格波动之外，硅料涨价能否直接影响终端需求，这还决于硅料的下游客户是否愿意吸收涨幅以维持组件的正常价格，来满足光伏平价的标准。而吸收涨幅意味着利润的下降，光伏制造企业势必将承担来自资本市场的压力，这是一场关乎行业利润分配以及定价权的争夺。

供需矛盾不仅体现在多晶硅，以胶膜为例，尽管从去年开始，包括福斯特、海优威、斯威克、赛伍等企业相继宣布超过15亿平方米的扩产计划，但有数据显示，作为胶膜成本中占比最高的部分——原材料粒子的价格仍在持续攀升，甚至有组件企业正计划锁定粒子长单。

行业主要原材料与辅材成本的居高不下，是终端火爆需求头上的一盆冷水，能否“冷静”取决于行业各环节愿意牺牲的利润空间。好的一面是，为满足装机需求，各大央企相继调低项目收益率标准，但这部分让利能否给到光伏产业链仍有待观察。

产能扩张与行业利润重新分配

一边是供不应求下的价格高启，一边又是疯狂产能扩张下的阴影，光伏产业链仍处于冰火两重天的煎熬之中。事实上，供不应求的窘况并不会一直持续下去，以多晶硅为例，据不完全统计，2022年有超过20万吨的产能释放，这是目前全球多晶硅产能1/3的规模。

比多晶硅更为疯狂的是产业链的中下游环节，硅片产能军备赛仍在持续，光伏們在此前的文章《2021年单晶硅片产能将超过300GW：硅片或成竞争最“惨烈”环节之一 》一文中分析，各硅片企业纷纷扩产，但实际情况是，在上述文章发布之后，仍有陆续超过100GW的产能规划发布，硅片领域的产能过剩即将成为常态——但产能过剩也是行业发展成熟后的常态。

除了隆基与中环两大寡头之外，还有更多的新进入者已经在硅片领域渐成气候，比如从设备厂商跨界的上机与京运通、近期刚宣布加入的高景太阳能与双良节能、受制于产能短板所限持续加码一体化的组件企业，近几年单晶硅片持续的供不应求行情吸引着无数的资本进入。

无论如何，即使硅料供应不足，硅片企业也无法通过锁定长单来长久的维持行业格局，新的产能进入势必将带来一波洗牌与出局，这只是时间早晚的问题。一直以高利润被觊觎的硅片环节在2021年的变化中如何延续也值得期待。

与此同时，在2021年伊始，硅片的持续涨价与电池的跌价形成了鲜明对比，被归咎为需求火爆的涨价原动力却在电池与组件端得不到同等的验证，个别环节产能掣肘，导致光伏行业仍未形成一个完全市场化的价格调动机制。

2020年是中国光伏产业链最为动荡的一年，从多晶硅、玻璃到胶膜，光伏产业链遭遇了最为困窘的供需局面。面对新冠疫情带来的冲击，Q2整个行业几乎跌至冰点，多晶硅价格击穿60kg/元大关，大量产能关停、库存高启，一些坚守了多年的多晶硅企业黯然离场。峰回路转，从Q3开始多晶硅企业重回价格制高点，但价格动荡仍将成为2021年的常态。

光伏行业前景可期，这是毋庸置疑的。但是在迎来全面平价的2021年，行业仍处于发展周期的“阵痛”中，蜕变之后，光伏行业的重心将从供应链管理重回技术先进性上，提高转换效率进而持续降本才是光伏行业的最终出路，目前由产业链供需带来的风波仍在持续影响着行业的发展格局。

“十四五”期间，中国石化将加快发展以氢能为核心的新能源业务，在氢能交通和氢基炼化两大领域大力推进氢能全产业链快速发展。拟规划布局1000座加氢站或油氢合建站，7000座分布式光伏发电站点！

作为年产氢气350万吨的国内最大氢气生产企业，中国石化锚定建设中国第一大氢能公司的目标，加快推动氢源由灰氢向蓝氢、绿氢转变。

对于氢燃料公交车来说，加氢4分钟，续航300公里；加进去的是氢，排出来的是水！零污染，零碳排。

对于光伏发电站点来说，在减少二氧化碳排放的同时，利用分布式光伏发电有效提供洁净可再生电能，深化“光伏+”应用，优化能源结构。

全面推进氢能全产业链建设

中国石化资本联手康明斯等企业合作推动绿氢产业发展、广州石化氢燃料电池供氢中心一期项目投产、燕山石化保供冬奥会氢气装置投入试生产、高桥石化采用大连（抚顺）石油化工研究院燃料电池车用氢气纯化技术的装置一次开车成功……

2020年，中国石化从资本运营、技术研发、生产储运、网点布局、社会合作等各领域全面推进氢能全产业链建设。

利用3万座加油站网络，加速推进氢能、太阳能等新能源布局

中国石化将进一步加大氢能基础设施建设力度，统筹发展以油氢混合站为主的加氢站网络，坚持“以油育氢、以氢促油”，助力氢能成为中国石化最具竞争力的战略新兴业务与践行绿色低碳新发展理念的新标杆。

截至2020年底，中国石化销售公司已累计开展加氢站试点项目27个，在广东、上海、浙江、广西等地布局了加氢站点。未来五年，我们将见证中国石化大力推动油品销售企业，向“油气氢电非”综合能源服务商转型升级。

安迅电力是一家专业的新能源运维服务提供商。国家碳中和目标提出，一方面国企央企肩负国家使命，迅速布局新能源产业，纷纷收购或投资建设新能源电站，体现了国企应有的担当；另一方面，各行各业面临的减排压力，新能源占比的提升，作为传统能源的央企国企有着自身发展需求，迫切需要迅速转变思维，顺应市场需求，发展多种类新能源产业。另外，通过企业主业与新能源灵活搭配，充分发挥自身优势，盘活闲置资源，成为企业增效创收的新途径。

光伏行业数字化转型意味着光伏行业将与云计算、无人机巡检、物联网等多种新兴技术相结合，而新兴技术的应用却并非一帆风顺。

　　在新一代数字科技支撑和引领下，我国新能源行业通过整合新能源全产业链，与数字平台深度融合，利用最新信息化技术、大数据、云计算等数字技术，以数据为关键要素，以价值释放为核心，以数据赋能为主线，对新能源产业链上下游的全要素数字化进行升级、转型和再造。

　　对此，业内专家认为，在碳达峰、碳中和大背景下，以太阳能光伏为代表的清洁能源市场引起高度关注。而伴随着我国新基建和能源数字化的加快发展，未来光伏发电和数字经济的融合将迎来全新机遇。数字化转型实现降本增效

　　在数字经济发展过程中，无论是互联网企业，还是新一代基础设施建设企业，其数字化转型巨大的运算量，所需要的能耗非常高。数字经济在发展过程中如何绿色化，将是实现碳中和面临的重要课题。

　　中国光伏协会副秘书长刘译阳表示，“十四五”期间，光伏行业将与互联网、区块链、人工智能等新一代信息技术更深度融合，将会有更多的企业享受智能化运维所带来的收益提升。预计到2025年，全球90%的光伏电站实现全面数字化，未来，全流程智能化将让整个电站的资产管理、生产管理、后期的运维变得简单、高效，实现人力成本节省的同时将增强电站运维的预警能力和抗风险能力。

　　刘译阳认为，当前在平价上网压力下，光伏行业通过数字化转型实现降本增效是提高自身竞争力的重要方式之一。目前，各大头部制造企业的数字化转型速度非常快，总体数字化进程基本可达80%，除个别工序之间的采集需由人工来完成，车间各生产环节及衔接已基本实现自动化。

　　“光伏电站若采用智能组串逆变系统，可有效降低通讯和供电线路施工，减少通讯故障率，提升系统4%的发电量。”业内专家表示，新基建不是传统产业、传统模式的重复，而是肩负着“产业结构升级”和“能源结构转型”，新基建离不开电力能源的支持，太阳能光伏将很好地助力绿色新基建，助力实现碳中和和我国生态文明建设的进程。

　　数字化战略缺乏顶层设计

　　对于降本压力不断增加的光伏行业来说，未来将如何保持竞争力？业内专家表示，新能源企业数字化过程难点主要是产业、企业层面数字化战略缺乏顶层设计，发展路径缺乏系统性、自身数字化能力和人才不足、数字化成本高、传统企业组织架构不适应新的数字化运行方式。

　　据了解，光伏行业数字化转型意味着光伏行业将与云计算、无人机巡检、物联网等多种新兴技术相结合，而新兴技术的应用却并非一帆风顺。

　　“从目前的行业状况来看，光伏供应链的数字化转型并未完全达到全产业链条的优化。例如，当前，行业存在光伏玻璃短缺、背板短缺等供应不足问题，而实际上，供应能力并不是问题，原因是大量材料堆积在仓库和运输途中，存在半成品加工过剩的现象。”无锡尚德太阳能电力有限公司执行总裁何双全指出。

　　刘译阳认为，光伏企业在这个过程中也会面临两大难点：第一，数字化设备的投资回报与人工费用节省比例是否更具有经济性，还需企业结合自身经营状况进行深度考量；第二，智能化系统设备的稳定性还需在光伏电站后期运维过程中不断提高。

　　数字化助力光伏资产交易

　　据了解，现阶段不少企业的节能减排正从原来的被动变为主动，数字化的诊断需求日益增加。不少业内专家认为，大型互联网公司在技术、平台、大数据等方面具有优势，但是缺少细分领域应用场景的专业技能和经验。

　　大型互联网企业和新基建项目如何应对能耗？天合光能能源物联网总经理方斌曾公开表示，光伏发电已经逐渐实现平价上网。数据中心的大型机房、大型互联网公司的用电设备、办公楼的屋顶等，如果能够增加光伏发电、风力发电、储能等可再生能源的比例，将是助力碳中和行之有效的一个方式。但在这个过程中，要特别注意可再生能源发电和主网在并网时的消纳、容量备用和平衡管理问题。

　　方斌认为，以往以节能降碳为主的理念，应该转变为多使用可再生能源。“不少太阳能光伏企业已经在发展光储充一体化系统，这和互联网等科技企业的写字楼、车棚、电动汽车的使用等可以有机结合。科技企业还可以参与到与碳中和相关的数字化平台、物联网设备的建设、运营、管理和维护。”

　　此外，数权未来CEO宗凌红表示, 仅从物理资产角度去理解光伏产业,已经不能跟上时代脚步了。在区块链、物联网、大数据、人工智能等数字化技术的推动下,光伏产业可以通过“底层资产数字化、权益资产数字化、产业数据资产化”,对光伏电站等物理资产真实、可信的数字资产映射,进而推动光伏资产的交易、流转与推广。目前，以区块链为代表的数字化技术正在改变能源产业,尤其是在能源资产的交易领域。绿色能源光伏资产交易的数字化转型已成为推动光伏资产交易、促进能源产业转型升级的必由之路。

在我国能源转型加速的驱动下，“小打小闹”已经满足不了要求。光伏大基地能够迅速扩大企业清洁能源资产规模，有效提升发电质量和经济效益，是推动提前实现碳达峰的有效途径。今年国内光伏电站大基地开发将成为趋势。

2021年光伏再爆发已成定局。在2月3日中国光伏行业协会举办的“光伏行业2020年发展回顾与2021年形势展望研讨会”上，与会专家普遍认为，碳中和目标的提出，为光伏发电未来市场和产业发展提供了持续增长空间。随着国内光伏产业规模逐步扩大、技术逐步提升，光伏发电成本仍会逐步下降，装机容量将大幅提升。

光伏迎来新契机

中国光伏行业正在快车道加速。记者梳理政策发现，近期国务院七部委“七箭连发”力挺光伏。比如，生态环境部明确，未来十年我国将大力发展风电、太阳能发电；工信部表示，光伏玻璃不受产能置换限制；交通运输部鼓励在服务区、边坡等公路沿线合理布局光伏发电设施；国家能源局将继续出台多项扶持光伏产业的政策；科技部鼓励“光伏+生态修复”项目，推动荒漠化修复等。

企业方面，据不完全统计显示，仅去年就有13家光伏企业扩产项目，总投资金额超过2100多亿元。受访的业内人士均对光伏行业发展持积极态度，普遍认为，随着光伏产业链上下游持续技术创新，光伏迎来高增长阶段指日可待。

“我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。”中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华表示，2020年国内光伏装机48.2GW，超过预期发展。“预计今年光伏新增装机规模55-65GW，‘十四五’国内年均光伏新增装机规模70-90GW。”

国家发改委能源研究所研究员时璟丽表示，从2020年安排的项目规模来看，将有力支撑2021年的国内光伏发电市场。“十四五”开局之年，除户用光伏外，光伏发电迈入全面平价时代。在“3060”碳中和目标下，“十四五”、“十五五”以风光为主的可再生能源装机将大幅增加。

在时璟丽看来，“十三五”前三年，我国采用的是年度指标管理方式，2019、2020年采用基于电价补贴总额竞争机制和消纳能力的“竞价项目+平价项目+户用光伏”。之前以电价补贴推动、引导和调整市场规模和布局的项目建设管理方式需要根本性转变。

大基地开发将成趋势

谈到今年光伏发展方向，王勃华表示，2021年国内光伏电站大基地开发将成为趋势。他直言：“在我国能源转型加速的驱动下，‘小打小闹’已经满足不了要求。大基地能够迅速扩大企业清洁能源资产规模，能有效提升发电质量和经济效益，是推动提前实现碳达峰的有效途径。”

据悉，光伏大基地建设以央企投资为主，多个电力央企集团正在“三北”规划千万千瓦级新能源基地，这些基地一般结合风、光、水、火、储综合开发。

记者了解到，不少省市为加快资源城市转型，加速新旧动能转换，均提出光伏大基地的规划目标。以连续两年成为全国光伏竞价项目规模最大、建设速度最快、并网率最高的贵州省为例，“十四五”该省将继续大力实施新能源产业提升行动，大力发展光伏、风电等新能源，建设一批风光水火一体化项目。“我们将着力建设水风光可再生能源综合基地及火风光一体化项目，推进毕节、六盘水、安顺、黔西南、黔南等五个百万级光伏基地建设。”贵州省能源局相关负责人士对记者透露。

在水电水利规划设计总院可再生能源信息中心副主任徐国新看来，因光伏基地建设需要较长周期，短期内大基地项目并网数量不会太多。今年是“十四五”开局之年，基地尚待明确土地、消纳、业主招标等条件后方可开工。

仍需确定发展模式

电力规划设计总院可再生能源研究所副所长王霁雪表示，“十四五”初期，基于现有系统认知，通过挖潜资源，可以保持光伏行业一定增速。到“十四五”末和“十五五”，光伏行业要想保持高速增长，政府、行业、企业需做更多研究工作，需要以系统优化为目标，综合考虑煤电油气等多领域共同支撑的碳达峰方案。技术手段用全用尽，才能保障做到“3060”阶段性目标。“十五五”后更远期的光伏行业则是一个崭新领域，需提出对电力系统更多崭新研究。

时璟丽表示，未来需重点落实的国家战略和目标机制是可再生能源电力消纳保障机制。通过逐年提升消纳责任权重指标，一方面保证新增可再生能源装机需求，另一方面为建成项目运行消纳提供保障。项目布局以各地责任权重调整、经济性对比、支撑条件等通过市场手段形成。目标引导是明确的，但在实施路径上，应该逐步建立均衡承担消纳可再生能源电力电量的机制，超额消纳量不纳入双控考核将有利于激发地方的积极性。“全面平价背景下，基地项目、户用光伏、光伏+等各种模式会市场化，是否采用竞争招标等方式确定开发企业，依据需要确定。”

谈及“十四五”时期光伏行业发展，浙江正泰新能源开发有限公司总裁陆川认为，未来五年光伏市场具有极强竞争力，光伏走上分布式之路也是必然。不过，分布式光伏当前面临着电费纠纷、拆迁风险、有屋顶无用电负荷等问题。“例如，海域光伏电站项目，如今面临着‘一海两用’方案论证流程。可否对于用海建设光伏采用立体确权方式，海面以上确权给光伏企业，海面以下确权给渔业企业。”陆川建议。

安迅电力光伏行业的发展已经进入新的发展阶段，主要表现为规模化、基地化。小作坊式的、各自为政的生产组织形式已经制约行业的发展。这从近年，国企、央企大量收购民营光伏电站就可以看出。另外，随着碳中和目标的出台，国家也迫切需要对未来新能源行业的发展进行统一把控，实现行业的快速高质量发展。

从中国电力企业联合会获悉：截至2020年底，全国全口径发电装机容量22亿千瓦。其中，全口径煤电装机容量10.8亿千瓦，占总装机容量的比重为49.1%，首次降至50%以下。

“十三五”时期，全国全口径发电装机容量年均增长7.6%，其中非化石能源装机容量年均增长13.1%，占总装机容量比重提升10个百分点；煤电装机容量年均增速为3.7%，占总装机容量比重从2015年底的59%下降至2020年底的49.1%。2020年，新增并网风电、太阳能发电装机容量分别为7167万千瓦和4820万千瓦，新增并网风电装机规模创历史新高。 

不久前，青海省发改委、科技厅、工信厅、能源局联合下发的《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》中明确指出，将实行“新能源+储能”一体化开发模式，新建新能源配置储能容量原则上不低于10%，时长2小时以上。新建、新投运水电站也需同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1∶2∶0.2。

此外，《通知》更是对"新能源＋储能”、"水电＋新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量给出了明确的补贴额度，即给予每千瓦时0.10元运营补贴，经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，再增加每千瓦时0.05元补贴，补贴对象为2021、2022年投产的电化学储能项目，补贴时限暂定为2021年1月1日至2022年12月31日。

习近平总书记说当今世界正经历百年未有之大变局。能源作为人类社会发展的基础，也经历着前所未有的革命。作为新一轮能源革命的支撑技术，储能行业已蓄势待发。

回顾2020年，储能产业及市场在技术成本、技术应用、商业模式等方面均实现了突破。

在技术成本上，2020年，储能系统中标价格低于1500元/千瓦时，达到了规模化应用的价格拐点；在技术应用方面，以百兆瓦级压缩空气储能项目、液流电池储能项目、锂电储能项目为代表的规模化储能项目开始批量出现。

在商业模式方面，可再生能源配置储能率先实现了共享模式和租赁模式的新尝试和新探索。

根据CNESA全球储能项目数据库的不完全统计，截止到2020年年底，中国已投运的电力储能项目累计装机容量（包含物理储能、化学储能和储热）达到33.4吉瓦，新增投运容量2.7吉瓦，2020年电力储能项目装机相比2019年大幅提升，同比增长136%。

2020年10月12日，临泽县清洁能源供暖供电电网配套工程建设现场，工作人员正在清洁供暖煤改电储能塔上进行设备安装调试。

更重要的是，储能行业在2020年迎来了两项重大利好：

一是“源网荷储一体化”和“风光水火储一体化” 两个“一体化”推进，让储能行业深度融入电力行业，并且正在发生重大变革，这必将加速技术进步和大规模应用；

二是我国提出的碳达峰、碳中和目标，让清洁能源储存消纳成为亟待解决的重要课题，储能行业的地位进一步提升。

在两项利好的作用下，2021年储能行业将会在探索如何支持低碳能源转型的细分场景应用下，应对各类场景和用户对技术与产品的挑战，同时构建商业模式，实现合理收益。

2020年：可再生能源配置储能成为行业共识

如果把2016年称为用户侧储能之年，2018年是电网侧储能之年，那么，2020年完全可以称为可再生能源发电侧储能之年。2020年，超过20个省市出台了鼓励可再生能源配置储能的政策机制，规划在建项目超过4吉瓦，

刚刚过去的一年，超过2/3的并网储能是由可再生能源发电场贡献的，成为储能未来并网项目的主要增长点。根据对市场信息的实时追踪情况来看，2020年上半年，全国有近20个省市相继出台了强制或鼓励可再生能源配置储能的政策文件，配置储能的比例为5%~20%不等，储能时长基本在1~2小时，这极大地促进了储能在新能源发电侧的规模化发展。华能、国家能源集团、国电投、华润等发电集团也纷纷发力，积极部署储能，开启各类光储和风储项目的招标和建设工作。当然，不仅仅是风光侧储能，电网侧储能与用户侧储能在2020年也取得了长足的进步。

电网投资电网侧储能项目虽然未能通过输配电价予以疏导，但储能在输配电环节的价值已获得普遍认可。

2020年，广义接受电网直接调度的源网荷侧储能项目中，既有电网侧联合储能系统或独立系统参与各类辅助服务，又有通过绑定风光发电资源在电网输配关键节点实施的储能投资，或以满足应急备用或配电增容替代为需求的项目应用，形成了“一切可被调用”的电网侧储能新模式。用户侧储能受限于收益的不足和不确定性，过去电池厂商很难参与。

2020年用户侧在综合能源的带动下，多个能源集团开始布局，同时2020年技术成本快速下降，使得用户侧储能项目投资价值出现，突破传统提到的成本拐点1500元/千瓦时。

此外，2020年有的区域已经开始深化电力需求侧政策、延伸调峰辅助服务结合可控负荷的成本优势，用户侧储能依然有希望成为未来最有竞争力的发展模式。

行业将受益于两个“一体化”

2020年8月国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》，给2021年储能行业发展注入一针强心剂。

“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发，通过适度增加一定比例储能，可以提升电源侧灵活调节作用，优化各类电源规模配比，确保电源基地送电可持续性。

“源网荷储一体化”侧重于围绕负荷需求开展，通过“源网荷储”协同发展充分发挥负荷侧的调节能力，实现就地就近、灵活坚强发展，激发市场活力。

目前，储能行业仍处于多种储能技术路线并存的阶段，抽水蓄能仍然是当前最成熟、装机最多的主流储能技术，其他新型的储能技术只有在性能和成本上都能够和抽水蓄能相当甚至胜过抽水蓄能，才有可能成为主流技术。

目前看，锂电池、压缩空气、液流电池、铅炭电池和储热（冷）技术是发展比较快的能量型储能技术，飞轮、超级电容是发展比较快的功率型储能技术。

最近几年，还出现了一些新技术，比如钠电池、锂硫电池、固态锂电池、热化学储能、液态金属、热泵储电等，这些新技术经过一段时间的发展，也有可能得到广泛应用。

作为最近两年发展迅速的锂电池储能，未来也将在两个“一体化”之中受益。预计2021年将会有越来越多的锂电池企业加大储能市场的投入，同时专注于储能锂电池的企业将纷纷进入扩产阶段，个别储能锂电池企业将冲刺上市并谋求更大发展。

同时2021年有关锂电池储能的安全性问题将上升到重要高度，锂电池储能项目将开始全环节执行技术标准，比如将锂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和事后技术监督检验流程。

“碳达峰、碳中和”带来重大机遇

储能行业的发展在2020年取得长足发展与清洁能源的关系密不可分，而中国2030年实现“碳达峰”、2060年达到“碳中和”的承诺，不仅仅是一句口号，更会落实在我国未来清洁能源发展的进程上，这是储能行业2021年发展的第二项重大利好。

落实“碳达峰、碳中和”的主要路径是大力发展可再生能源。2030年可再生能源装机达到12亿千瓦将是我国可再生能源发展的基本目标，可再生能源装机将超过火电装机，从补充能源变为主力能源。如此大规模的可再生能源装机，必然对我国能源行业特别是电力行业带来重大变革。

“碳达峰、碳中和”目标的提出，客观上要求电力供需两侧新能源发电比例会大幅提升。由于新能源具有随机性、波动性和间歇性，未来高比例新能源接入势必给电力系统的运行和调控带来诸多挑战。而在2021年各环节各场景的储能应用势必大量增加，这对促进新能源消纳、提升电力系统灵活性具有重要意义。

《新时代的中国能源发展》白皮书提到“推动储能与新能源发电、电力系统协调优化运行”是储能的主要应用领域。但同时市场机制不健全、缺乏成熟的商业模式都是制约各侧储能发展的主要因素。随着市场机制的完善和储能经济性的提高，用户侧市场化的竞争环境可能成为未来储能规模化发展的主要推动力。

为迎接新的发展机遇，2021年储能行业还需要从多方面做出努力。

一是从技术和产业层面，储能行业应严格把关技术质量，在做好做扎实安全的同时，逐步提高安全准入标准，杜绝出现影响整个行业的重大事故。

二是从成本和应用层面，储能行业应在技术进步和规模效应的作用下，快速实现成本下降，并最终实现“可再生能源+储能”平价目标。

三是在政策和市场机制层面，储能行业应对能够支撑新能源发展的储能给予绿证配额制等形式的政策倾斜，尽快形成支撑储能发挥多重功用的有效价格补偿机制，构建允许储能公平参与交易的市场环境。

安迅电力认为，落实“碳达峰、碳中和”的主要路径是大力发展可再生能源。储能作为风光等新能源的有益补充，必将迎来广阔的发展空间。

2月1日，一项重磅新规实施，最具有循环利用想象空间的光伏行业也再次引发关注。

为了更好地促进节能减排，达到“碳中和”目标，《碳排放权交易管理办法（试行）》（以下简称《管理办法》）2月1日起开始施行。

业内人士表示，《管理办法》的实施标志着全国碳交易市场启动已具备所需的必要条件，全国统一的碳交易市场已经来临。而作为群雄逐鹿的光伏行业来说，一直是民营企业深耕的重要领域。此次全国统一碳交易市场的开启将有望带来“千亿级”市场。这不仅会给整个光伏行业带来新一轮的重大利好，也将给那些在光伏行业深耕多年的民营企业带来新的机遇和更多的实惠。

千亿级碳交易市场可期

什么是碳交易?

碳排放交易是为促进全球温室气体减排，减少全球二氧化碳排放所采用的市场机制。1997年京都议定书首次提出：“把市场机制作为解决二氧化碳为代表的温室气体减排问题的新路径，即把二氧化碳排放权作为一种商品，从而形成了二氧化碳排放权的交易，简称碳交易。”简而言之，碳交易就是企业间通过一定机制买卖二氧化碳排放权的交易行为。

而在全国性碳排放交易开始后，被纳入控排范围的企业将会获得一定碳排放配额。碳排放配额是控排企业每年得到的免费碳排放配额。控排企业实际碳排放量超过配额时，就需要去碳交易市场购买差额，未超过配额的企业则可出售多余的碳排配额。

在这种规则下，市场中的企业则需要面临3个选择：一是加大研发投入、开展技术创新，从而减少企业自身碳排放，如果实际碳排放低于碳配额，就把差量部分的碳排放权在市场中出售；二是碳排放超过碳配额，以市场价格从其他企业购买碳排放权以抵消超出的碳排放；三是不投入研发也不购买碳排放权，超额就认罚。

对此，中央财经大学绿色金融国际研究院助理研究员周杰俣表示，目前，碳排放权交易是为了促进节能减排。为加快碳达峰、碳中和目标的实现，每年政府会设定全国碳排放总额。碳排放额度按一定规则转化为碳配额用于交易。每个参与碳排放权交易的市场主体都有一个规定的碳配额，企业全年碳排放不能超过这一额度。

据统计，自2011年开展试点工作，截至2020年11月，试点碳交易市场的累计配额成交量约为4.3亿吨二氧化碳当量，累计成交额近100亿元人民币。

根据此次发布的管理办法，经过近年来的发展，首批纳入碳交易的电力企业和其他行业自备电厂已达2267家，二氧化碳排放总量超过33亿吨;未来全国碳市场纳入八大行业后，排放总量规模将会巨大。

业内人士预计，2021年我国碳交易市场成交量或将达到2.5亿吨，为2020年各个试点交易所交易总量的3倍，成交金额将达60亿元。而随着《管理办法》的出台实施，未来我国碳市场覆盖范围将逐步扩大，最终覆盖发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八大行业，排放总量将超过50亿吨，“十四五”时期碳排放交易量有望在“十三五”时期的基础上增加3~4倍。到碳达峰的2030年累计交易额或将超过1000亿元。

光伏企业“实惠”多多

那么，在这个巨大的千亿级蛋糕面前，光伏企业又将带来哪些重大机会？

“这一政策的出台，对光伏行业可是大大的利好。”英利集团党委书记、总经理郑小强在接受人民政协报记者采访时如是说。1987年成立的英利集团，1998年开始进入太阳能光伏发电行业，1999年承接国家第一个年产3兆瓦多晶硅太阳能电池及应用系统示范项目，目前已经成为全球领先的太阳能光伏企业。

对于刚刚过去的2020年，郑小强用“火”字来形容整个光伏行业。这种火热的行情得益于两个主要因素：首先是过去一年，国家出台鼓励政策支持光伏产业发展，尤其是我国向全世界做出了碳排放达峰和碳中和的承诺，在国家一系列政策的驱动下，光伏在2020年发展迎来了“黄金期”。其次，这也是行业发展的结果。我国光伏产业经过20多年高速发展，已经成为具有国际领先优势的产业。截至2020年底，光伏累计装机预计将超过2.4亿千瓦，超越风电成为国内第三大电源。而此次碳交易市场的全面开启，将给多年深耕光伏行业的企业们带来更多的“实惠”，让光伏发电的价值进一步提升，有望迎来新一轮市场暴发期。

郑小强举例说，实际上，利用企业屋顶建设分布式光伏发电是目前最直接、最便利的清洁能源利用形式，不仅可以为企业提供清洁的光伏电力，还能够通过并网为企业带来一定的经济效应。而对于非控排企业，则可以利用闲置的厂房屋顶建设光伏电站，在享受分布式光伏发电种种利好的同时，还可以通过核证自愿减排量（CCER）为企业带来额外收入。以目前数据测算，企业建设10兆瓦分布式光伏电站，每年可以开发出约1.1万吨以上CCER，以2020年CCER交易价，每年可在正常的光伏收益外增加碳交易收入33万元，到2030年同等规模电站的碳交易收益可达170万元左右。

此外，管理办法的出台，还将给光伏企业带来一个更直接的额外收益，这也将会对光伏产业的发展产生积极影响。

一直深耕于光伏领域的隆基股份品牌总经理王英歌在接受人民政协报记者采访时就表示，我国碳配额制度下，企业实际排放量超出分配总量时，超出部分需购买；实际排放量少于分配总量时，结余部分可出售。

根据中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会和国际环保组织绿色和平发布的《中国光伏产业清洁生产研究报告》，光伏发电的能量回收周期仅为1.3年，而其使用寿命为25年，也就是说在约24年里光伏发电都是零碳排放。因此，光伏企业可以将其产生的二氧化碳减排量，在全国碳市场出售，也可获取额外的经济收益。

“总之，碳交易市场的全面开启为光伏企业带来了更多发展的机会，特别是深耕于光伏行业的长期以技术创新领先的民企光伏企业来说，更是迎来了新的发展期，今后以光伏为代表的新能源也将有望成为我国能源增长的主要驱动力量。”王英歌说。

郑小强也表示，可以预见，未来光伏建筑一体化、光伏+小产品应用等将迎来高速发展时期。

助力碳中和光伏行业应有大作为

相对于行政手段而言，碳排放权交易更像是为达到碳达峰目标所实行的一种市场化措施，能够运用较低的成本实现碳排放控制，并为企业减排提供灵活选择，因此也受到企业们欢迎。

众多光伏企业在受访中也表示，在新一轮的政策下，光伏企业有望成为政策的受益者，但同时也应在碳达峰目标实现中发挥出行业企业应有的力量。

王英歌坦言，隆基虽身为光伏企业，但在绿色发电的过程中仍存在碳足迹。从碳排放的角度看，隆基既是买方，亦是卖方。但在2020年，隆基已经加入了RE100绿色倡议，计划将于2028年底实现100%的电力可再生能源化以及零碳化。

王英歌表示，隆基考虑在碳排放权交易市场中，将拥有的光伏电站转化为国家核证，创造新的电站收益。同时，为实现中国2030年前碳达峰目标，隆基正在逐渐实现100%的可再生能源电力，降低能耗，提高能效。他透露，在交通领域、产品运输以及生活出行等方面，隆基也大力倡导绿色交通方式，如使用电动汽车，以确保隆基碳足迹的降低。

而要实现碳达峰、碳中和目标，更需要推动经济结构、产业结构、能源结构发生深层次变革，以更大的决心和更强有力的举措推进能源生产和消费革命，持续推动经济和产业的绿色低碳转型和可持续发展。

因此，郑小强表示，作为光伏企业，还需要从更多新技术、新产品、新模式和新经济形态出发，实现创新式发展。“例如智能电网、先进储能、零碳建筑、新能源汽车充电桩、电气化高速铁路等新型低排放基础设施建设，将成为未来重要的发展方向。”