2020年12月4日，全球清洁能源“巨无霸”国家电投抛出重点计划，在分布式光伏领域打造独角兽企业。

2020年8月25日，东方电气投资与三峡资本、正泰新能源、天宏阳光共同投资创立三峡智慧能源投资（海南）有限公司，初期聚焦工商业分布式光伏电站的投资运营。

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“央、国企开始着急了。”对于以摧枯拉朽之势称霸大型地面电站开发的国企开始密集进军分布式光伏，成立仅一年半便以300MW签约、200MW并网量入驻行业前三的“黑马”道达尔远景CEO孙捷如此评价。

19GW、21GW，2017~2018年，分布式光伏装机一度疯狂，然“531”一纸通知瞬间浇灭了市场投资热情。不过，逐渐成熟的商业模式下10%的收益率，远远高于大型地面电站，这也让分布式光伏的投资热情再度被点燃。

“玩家”聚焦

根据国家能源局公布的最新数据，2020年我国分布式光伏新增装机15.52GW，其中户用光伏10.1GW，同比增长91%；工商业分布式光伏5.42GW，同比降低22%。

从年度数据来看，工商业分布式光伏的成绩依旧不太理想。而背后掣肘原因，沉浸新能源行业近十年的孙捷总结为两大原因，其一便是历史原因——补贴。

2013年，国家发改委下发《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，开启三类资源区光伏标杆上网电价及分布式光伏度电补贴制度，由此正式催生了我国光伏市场的“黄金时代”。从2016年起，光伏补贴逐年下调，但分布式光伏补贴在2016~2017年依旧保持了最初的0.42元/千瓦时。2018年起，分布式光伏补贴开始下调，至2020年历经4次下调，工商业分布式光伏补贴从0.37元/千瓦时直线下滑至0.05元/千瓦时，降幅高达86%。

另一大原因则是分布式光伏的自身属性。孙捷介绍，合同能源管理是工商业分布式开发的主流模式之一，其中“收电费”可谓一块难啃的骨头，这与企业信用息息相关，而挖掘优质企业用户也是分布式光伏开发中艰难的第一步。

此外，分布式光伏的高补贴曾吸引一众外行蜂拥而入，其中不乏投机者，这为分布式光伏电站质量埋下隐患，叠加规模较小且分散，分布式光伏电站融资及可交易性大打折扣。“资产贵在流动，但在近年来的光伏电站交易中，分布式光伏电站交易寥寥无几。” 孙捷指出。

由此，2018年后一大批人员开始纷纷离场，留下的则是长期专注分布式光伏领域的企业。

“近两年分布式光伏的装机规模虽然仅有5GW左右，但合理的规模也让‘玩家’从过往的分散开始逐渐聚集。”孙捷介绍。梳理当下分布式光伏市场的投资企业（不包含EPC服务商），大致可以分为三类。

一是以上述提到的道达尔远景等中外合资企业为代表的专业投资商，据孙捷介绍，2020年道达尔远景完成了300MW的分布式光伏签约量，新增并网规模200MW左右，“主要受上半年疫情影响，很多企业新建工厂及改造工期延后影响了屋顶光伏项目并网。2021年计划签约量达到500MW。”

第二大不容忽视的力量则是国网、南网两大电网旗下的综合能源公司。以南网综合能源公司为例，其招股说明书显示，截至2020年6月，分布式光伏电站投资建设运营项目一共 132个,总装机容量 697.87MW。

第三则是地方国企，如青岛城投、广州发展、浙江交投等。据悉青岛城投仅上海公司2020年分布式光伏的开发规模约80MW。

随着国家电投、龙源电力、三峡、大唐等央企的挥师，电力央企无疑将成为分布式光伏开发市场的第四股主力开发力量。从2020年的光伏备案数据来看，央企分布式光伏项目的储备规模正快速飙升，如国家电投2020在仅在河南一地便备案上百兆瓦分布式光伏项目；在江西刚刚公布的省级光伏发电规划论证项目库中，大唐、国家能源集团的分布式光伏项目规模均超200MW。

不过，在孙捷看来，分布式光伏最终是“企业对企业的行为”，央企最终能否真正沉下去和分散的终端用电企业打交道，还须后续观察。因此，不排除央企联手民企共同开发，如龙源电力。

“不仅仅是分布式光伏”

来自彭博新能源财经的一份分析数据显示，预期到2040年，中国工商业屋顶分布式光伏市场规模或达到300GW。收益率方面，据一位资深从业人员透露，即使是平价模式下，自发自用的分布式光伏项目收益率仍可达到10%以上。

无论是“玩家”质量，亦或开发潜力，无不显示分布式光伏的投资价值已得到市场的充分认可。

“但价值远未被开发”，在这一过程中，专业投资商的创新功不可没。如联盛新能源以“零碳新城平台”主打普惠性；道达尔远景强调“可融资性”和“可交易性”。

其中，道达尔远景可谓特立独行。道达尔远景于2019年7月正式成立，由全球石油天然气巨头道达尔携手零碳技术公司远景科技集团，旨在“重塑分布式光伏行业的游戏规则”。

虽然仅仅成立一年半时间，但沉淀行业5年以上的业内人士可谓对这一公司并不陌生，因为核心力量之一的远景早在2014年便进军分布式光伏市场。彼时，远景以阿波罗光伏为触角，为行业提供标准、设计、管理等数字化软件，全力打造第三方资产服务平台。而道达尔的加入，投资实力如虎添翼。

“立足分布式光伏，超越分布式光伏。”孙捷强调，道达尔远景以分布式光伏为切入点，为终端客户提供一揽子零碳综合解决方案，包括光储充和绿证交易等服务领域，持续为客户创造价值，帮助客户实现100%绿色能源转型。“道达尔远景不在乎一个项目规模有多大，在乎的是客户是否有持续的零碳需求实现价值挖掘，道达尔远景能不能作为客户值得信赖的解决方案提供商和客户长期合作下去，从这个角度来看，分布式光伏的投资价值被重新定义了，这个是关键。”

此外，道达尔远景力在破局分布式光伏的弊端，打造分布式资产的“可融资性”和“可交易性”。而实现这两个目标的前提就是投资开发和建设高质量电站。

据孙捷介绍，道达尔远景承袭远景科技集团与道达尔高质量标准、重安全和数字化的优势，在项目设计、建造过程中，公司有严格的安全标准和质量要求，同时通过智能化平台全程监控。道达尔远景奉行的高质量和安全标准受到国内外金融机构的广泛认可，目前已经并网的资产包即将获得金融机构数亿元的无担保项目融资，这在国内分布式光伏行业尚属先例。

值得重视的是，在全球减碳的大趋势下，100%使用可再生能源已成为各行各业领头企业的不二选择。而受屋顶装机规模限制，分布式光伏产生的绿电对企业贡献相对有限，绿证、碳交易等需求应运而生。

就绿证而言，道达尔远景在2020年进行了先行探索。孙捷介绍，当前国内绿证交易尚不包含分布式光伏项目，于是道达尔远景转向国际绿证。国际绿证包含I-RECs和APX/TIGR两大体系，受到RE 100联盟成员企业的广泛认可。目前,道达尔远景已经有多个分布式光伏项目成功进行了国际绿证交易。孙捷预测，一年内单个绿证价格将超过20元，甚至到30元，后续随着需求增加价格会有较大涨幅。

尽管目前分布式项目无法参与绿证交易，但生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法(试行)》已于2月正式施行，全国碳市场正式启动。在碳交易市场中，除了控排企业外，满足相关条件的自愿减排企业及个人也可以通过登记注册成为交易方，提供核证自愿减排量-CCER，这为分布式光伏带来了新的增值空间。

据业内测算，2020年在我国率先实行碳交易试点的地区，CCER价格约30元（5美元左右）/吨。孙捷表示，如果20元/吨，则意味着光伏电站每度电将获得约2分钱补贴，收益相当可观。

权威机构预测，2030年CCER价格将上升到160元（25美元左右）/吨以上。在我国2030年“碳达峰”、2060年“碳中和”目标的刺激下，碳交易无疑将为分布式光伏带来前所未有的发展机遇。

“绿证和碳交易将会越来越受到关注。”挖掘更多附加价值，也将成为分布式光伏主流“玩家”的下一个核心竞争点。

仍旧道阻且长

“十四五”期间，分布式光伏装机或达100GW，分布式光伏重回巅峰被寄予厚望。

但需要看到的是，诸如融资贵、融资难、屋顶难找、电网消纳以及企业经营风险等问题依然存在，分布式光伏发展并非一路坦途。

短期内，分布式光伏电站的主要收益仍来自发电收入，其他的增值渠道尚不通畅。以碳交易为例，虽然整体前景看好，但碳交易对光伏电站的收入贡献仍存不确定性，如各个地方政府尚未公布高排放企业的配额。而CCER是买方市场，如果配额较多那么基本上CCER没有需求。

此外，孙捷提醒，目前仅有北京、上海、广州等地建设了环境交易所，且地方限制较为严重，“全国碳交易步入正轨还须半年时间”。

长远来看，“隔墙售电”放开之后分布式光伏将进入跨越式发展阶段。而自2017年国家发改委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》以来，分布式发电市场化交易推行进程较为缓慢。今年年初江苏地区率先破局，先后发文明确了相关电价和电费结算问题，为“隔墙售电”扫清了障碍。

用户侧、灵活性、收益稳、想象空间大，分布式光伏的优势毋庸多言，必将在未来的光伏开发中扮演至关重要的角色。但行业突破，仍旧需要政策引导，需要企业创新，需要行业自律。而突破升级后的行业，诞生的将是下一个分布式光伏“独角兽”企业。

天恩能源作为综合能源开发企业，有着丰富的工商业、家庭等场景分布式光伏开发经验，对于未来分布式光伏发展前景十分看好。接下来，我们将以开放的心态，期待与国企央企龙头合作，迎接分布式光伏的新风口。

大力发展新能源是国家的重大战略决策，也是我国经济社会可持续发展的客观要求，对推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义。“十三五”期间，我国新能源发展与消纳取得了重大成就，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，其中国家电网经营区年均新增5180万千瓦。国家电网有限公司坚决贯彻落实党中央、国务院对新能源发展和消纳工作的重要部署，落实新发展理念，发挥“大国重器”的责任担当，始终把促进新能源发展和消纳作为重要的政治责任、社会责任和经济责任，立足电网本职，在电网建设、调度运行、市场交易、技术创新等方面开展了大量工作，多措并举、综合施策，不断提升新能源利用水平。

新能源发展和消纳成就

新能源装机持续快速增长。截至2019年底，国家电网公司经营区新能源发电装机容量超过3.46亿千瓦，“十三五”年均增长26%，占电源总装机的比例由2015年的12.0%提升至22.3%。其中，风电、太阳能发电迅猛发展，装机容量分别达到1.7亿千瓦和1.9亿千瓦，分别是2015年底的1.7倍、5.2倍。21个省区新能源已成为第一、第二大电源，国家电网是全球接入新能源增速最快、规模最大的电网。

布局得到进一步优化。截至2019年底，“三北”地区新能源装机占国家电网经营区全部新能源装机的比例为67%，较2015年降低16.4个百分点。新增装机持续向消纳条件较好的省区转移，华东、华中“十三五”新增新能源装机容量占全网的42%，较“十二五”提高26个百分点。新疆、冀北、山东、山西等8个省区风电装机超过1000万千瓦，山东、江苏、浙江、安徽等8个省区太阳能发电装机超过1000万千瓦。

发电量和占比持续“双升”。2019年，国家电网经营区新能源发电量5102亿千瓦时，“十三五”年均增长31%；占总发电量的比例由2015年的4.0%提升至9.2%。其中，风电、太阳能发电量分别为3152亿千瓦时、1950亿千瓦时，年均分别增长22%、57%。13个省区新能源发电量占总发电量比例超过10%，其中冀北、青海、蒙东新能源发电量占比分别达到31.5%、27.7%、26.7%，与德国（33.8%）、西班牙（23.6%）等国家水平相当。

新能源消纳矛盾持续缓解。2019年，国家电网经营区新能源发电累计利用率96.8%，较2015年提升12.2个百分点，累计弃电量168.6亿千瓦时，较2015年降低47%。在各方的共同努力下，新能源提前一年实现国家《清洁能源消纳行动计划（2018～2020年）》利用率95%以上工作目标。

工作举措

一是突出规划引领，服务有序发展。持续研究制定年度工作方案，立足电网本职，组织实施6大方面重点工作。逐年滚动开展消纳能力测算，分省优化新能源时空布局，向国家和地方主管部门报送新增规模和布局建议，2020年5月对外公开发布2020年风电、光伏新增消纳能力，稳定各方预期，引导有序发展。落实可再生能源消纳保障机制，印发实施《省级电网企业可再生能源电力消纳责任权重实施组织工作大纲》。积极配合国家能源局开展电力、可再生能源发展“十四五”规划研究和编制工作。优化工作流程，建立“绿色通道”，加快送出工程建设，保障新能源项目及时接入电网。“十三五”以来，累计投资750千伏及以下新能源并网及输送工程超过400亿元，保证了2.2亿千瓦新增新能源项目的并网和输送。为分布式项目业主提供“一条龙”服务，满足了分布式光伏爆发式增长的需要。连续五年发布《国家电网有限公司服务新能源发展报告》，营造有利于新能源健康发展的良好环境和氛围。

二是加快电网建设，扩大资源配置范围。累计建成“十三交十一直”特高压输电工程，跨区直流输电能力达到9560万千瓦，进一步提高新能源电力大范围配置能力。2020年上半年，张北柔性直流电网试验示范工程建成投运，创造12项世界第一，输电容量450万千瓦，保障了张家口新能源送出消纳；世界首个以送出新能源为主的青海—河南±800千伏特高压直流工程启动带电调试。通过推动加快配套电源建设、加强送受端电网结构等措施，持续提高在运特高压直流利用效率。“十三五”以来，建成投运西北750千伏第三通道、新疆哈密—三塘湖、蒙东兴安—扎鲁特等一批省内重点输电工程，合计提升新能源送出能力2000万千瓦以上。

三是加强统一调度，提升消纳能力。完善适应高比例新能源运行的技术和管理体系，深化大电网实时平衡能力建设，完善区域内和跨区域旋转备用共享机制；实施清洁能源“日分析、旬总结、月报告”工作机制，滚动评估和测算新能源消纳情况；充分发挥抽水蓄能电站作用，继续组织跨区域抽水蓄能电站富余容量参与省间低谷新能源消纳；持续推动火电机组灵活性改造，深度挖掘火电调峰潜力。提升新能源功率预测精度，量化分析设备检修对新能源消纳的影响，持续发布西北新能源受限预警，提高新能源消纳能力。在青海创新开展“绿电7日”“绿电9日”“绿电15日”“绿电一月”全清洁能源供电实践，创造新的世界纪录。

四是建设统一电力市场，扩大消纳空间。发挥市场在资源配置中的决定性作用，全面推进国家电网经营区内四川等6个试点省份现货市场和区域、省市辅助服务市场建设。创新交易品种，积极开展风火打捆外送交易、发电权交易，创新组织冬奥会场馆和大兴国际机场绿电交易，开展电力援疆，不断加大新能源省间外送力度；推进虚拟电厂交易试点，推动实施电力需求响应。扩大省间交易规模，2019年新能源省间交易电量880亿千瓦时，是2015年的3倍，其中新能源跨区现货交易电量50亿千瓦时，实现新能源电量应送尽送、能送尽送。配合政府主管部门，推广东北经验，推动“三北”辅助服务市场建设，深入挖掘系统调节潜力。大力推进电能替代，“十三五”以来累计完成替代电量5335亿千瓦时。

五是加强技术创新，支撑系统稳定运行。将新能源发电并网与运行控制技术等列为重点攻关方向，累计开展科研项目800余项，获得国家科学技术奖项12项，其中一等奖2项，二等奖10项。建成国家能源大型风电并网系统研发（实验）中心、国家能源太阳能发电研发（实验）中心等一批国家级重点科技研发机构。建成世界上规模最大的张北风光储输联合示范工程，以及海西多能互补集成优化、镇江电网侧储能电站等多项重大示范工程，不断提升促进新能源发展和消纳的技术水平。

建设新能源数字经济平台

为更好地服务党和国家工作大局，落实建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业战略，充分发挥电网在能源汇集、传输和转换利用中的枢纽作用，推动电网加快向能源互联网转型，国家电网践行央企“六个力量”，立足国家能源转型战略和新能源产业发展，顺应能源革命和数字革命相容并进的大趋势，创新建设国网新能源云，构建“横向协同，纵向贯通”和“全环节、全贯通、全覆盖、全生态、全场景”的新能源开放服务体系，打造状态全面感知、信息高效处理、应用便捷灵活的新能源数字经济平台，为我国新能源的高质量发展提供坚强保障。

一是创新建设新能源云平台。以建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业战略为指引，聚焦市场化、透明度、高效率，凝聚各方共识，按照PDCA全面质量管理理念研究设计了环境承载、资源分布、规划计划、厂商用户、电源企业、电网服务、用电客户、电价补贴、供需预测、储能服务、消纳计算、技术咨询、法规政策、辅助决策、大数据服务15 个功能子平台，完成新能源云PC端、手机APP一期应用功能开发和应用部署，努力打造中国特色国际领先的新能源数字经济平台，服务和推动我国新能源行业高质量发展。目前，完成新能源云在27家省公司的应用部署，组建完成总部层级新能源运营服务公司和首家省级新能源云运营服务公司，接入新能源场站180万余座、3.8亿千瓦，服务各类企业9000余家，带动产业链上下游共同发展。

二是组织开展新能源云深化应用。研究提出促进新能源云深化应用重点工作举措，通过线上办理新能源接网等业务，加快推进新能源领域的新基建，助力新能源产业链上下游共同发展。依托新能源云组织可再生能源发电企业开展可再生能源补贴项目申报，实现补贴项目清单线上申报、审核、公示、公布全流程一站式服务，便捷、高效、透明开展补贴目录申报和审核，目前已公布七批纳入补贴项目清单。依托新能源云开展线上消纳能力计算，经国家能源局复核，向社会公布2020年公司经营区风电、光伏发电新增消纳空间6850万千瓦，科学引导新能源开发布局。新能源企业通过新能源云外网PC、APP在线办理接网申请、在线查询业务办理进度，实现接网申请“一次也不跑”，2020年累计在线办理新能源接网申请262项，其中国网新疆、甘肃、黑龙江电力公司在疫情期间“不见面”完成了接入申请受理、接入方案评审和接入方案印发。

三是不断提升新能源云品牌影响力。新能源云作为国家电网数字新基建的重要建设内容，与华为、航天云网签署战略合作协议，参展第四届世界智能大会、十四届国际太阳能光伏智慧能源论坛。新能源云（新能源数字经济平台）获计算机软件著作权全部权利，依托新能源云申报的“工业互联网标识资源搜索系统”“工业互联网仿真验证平台”研究课题获批工信部2020年发展创新工程项目，为打造新能源工业互联网平台奠定重要基础。

未来展望

大力开发新能源是顺应时代发展和能源电力加速转型的需要，“十四五”期间新能源将进入平价上网和高质量发展的新阶段，作为促进新能源发展和消纳的关键环节，国家电网将认真贯彻党中央的精神和决策部署，与各方共同努力，采取更加有力的措施，推动新能源更大规模、更高质量发展，为实现二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和的目标贡献力量。

一是以“十四五”规划编制为契机，推动国家规划与地方规划、新能源规划与电网规划、常规电源规划、灵活性调节电源规划等的衔接，引导新能源有序发展。

二是落实可再生能源消纳保障机制，引导各类市场主体公平承担消纳可再生能源电力的责任，提升各省区优先消纳可再生能源积极性，推动完善可再生能源电力消费引领的长效发展机制。

三是推动完善促进新能源消纳市场机制，建立健全新能源参与市场交易和火电调峰等补偿机制，做好优先发电保障和市场化消纳的衔接，加快推动各省级电力现货市场建设，鼓励新能源发电参与现货市场，完善电力需求响应政策，提高负荷资源的灵活性和响应规模。

四是加快推进“新能源云”向“能源云”迭代升级，汇聚能源全产业链信息，在可再生能源信息监测基础上，以电力系统碳排放为抓手，实现各类能源信息监测，助力国家能源低碳转型，建成支撑服务“碳中和”的能源数字经济平台。

本文由天恩能源转载于《中国电力企业管理》2020年12期

现阶段，要降低新能源和储能的成本，一方面需要新能源和储能自身技术的进步，另一方面还依赖于数字化技术构建能源工业互联网，以促进新能源更多的应用，提高能源效率，并改善能源用户体验。

　　近日，在各地陆续发布的“十四五”规划中，清洁能源、可再生能源、光伏、风电、氢能、新能源汽车均成为“高频词”。记者通过梳理发现，在“碳中和”背景下，新能源行业开始通过数字化、智能化技术，加速推进数字化转型进程，全力保障能源安全，提升能源利用效率。

　　在业内人士看来，对于新能源企业来说，数字化转型需要在设备制造和运营维护两侧共同建设。在互联网时代，只有整合新能源全产业链，并与数字平台深度融合，利用大数据、云计算等数字技术，才能构筑全新的能源生态系统，优化管理流程、降低生产成本、打造完整业务链。

　　疫情之后数字化转型将成“必选项”

　　为顺应新一轮科技革命和产业变革趋势，护航新能源行业高质量发展，助力智慧能源的构建，不仅需要针对既有业务痛点的数字化升级方案，更需要针对能源企业业务数字化转型与发展需求，综合提供安全合规、云化转型、大数据分析、AI应用的整体解决方案和一站式服务。

　　全球能源互联网发展合作组织技术处副处长侯金鸣表示，随着能源转型的不断深入和全球能源互联网的构建，未来电力行业将呈现出完全不同的形态：低碳化、数字化、智能化将成为新特点。“这些趋势意味着电力行业的管理、运营、服务、交易模式将发生巨大改变，电力企业需要重新思考用户在哪里，谁是竞争对手，谁是新一轮的利益相关方和参与者，以及能源生态系统如何运作等问题。随之而来的是新的用户参与方式、新的商业模式、新的竞争对手、更多的利益相关者。”

　　中国信息通信研究院政策与经济研究所副总工程师韦柳融认为，如果说疫情前“数字化转型”还是很多单位和企业的选择之一的话，疫情之后“数字化转型”就成了必选项，单位和企业只有早做和晚做的区别，没有做和不做的区别。但从目前供给侧来看，支撑这种全面数字化发展的技术、产业和基础设施都不成熟，未来十到二十年，数字化需求和供给之间的互动、升级将成为数字化发展的主旋律。

　　数字化技术助力新能源利用前景

　　数字化手段能否赋能能源转型？上海电气集团股份有限公司总裁黄瓯判断，作为能源装备制造业，如果把数字化转型做好，机遇大于挑战。“一方面，可再生能源装备会迎来商机﹔另一方面，大量的可再生能源接入电网，需要综合能源的解决方案，这也是一个机遇。伴随新能源大规模并网，同样需要用数字化手段，帮助用户保证电网稳定性、经济性及可靠性。”

　　围绕新型基础设施和数字经济发展，韦柳融表示，数据中心仍是投资热点。投资主体不仅包括电信运营商，传统的第三方数据中心运营商，一些传统行业的龙头企业、地产商、建筑商、政府都会参与其中。数据中心集聚区会加快发展，数据中心的技术架构也逐渐从简单的虚拟化走向云架构，大型超大型数据中心也会继续增加。

　　此外，国家电力投资集团公司科技创新总监范霁红认为，现阶段，要降低新能源和储能的成本，一方面需要新能源和储能自身技术的进步，另一方面还依赖于数字化技术构建能源工业互联网，以促进新能源更多的应用，提高能源效率，并改善能源用户体验。“我相信，在数字化技术助力下，“新能源+储能”是未来能源的主导方向。随着技术的进步，很快就会实现“新能源+储能”发电成本低于火电、核电发电成本的目标。届时，新能源会出现爆发式增长。”

　　开启新能源数字化转型新征程

　　“‘光储并济、数字互联’可以打破空间、时间、平台桎梏，光伏等清洁能源的发展潜力将被充分激发出来。未来，能源架构中将会最大限度吸纳清洁能源。”阳光电源相关负责人曾公开表示，在能源数字化和智能化发展过程中，提高新能源的渗透率，需要从技术路径和顶层设计上努力。

　　在技术路径方面，需要通过技术进步提升产品品质。新能源渗透率的提升，光伏与储能的深度融合成为发展趋势，能源数字化和智能化发展在这种趋势中发挥了积极作用。

　　在顶层设计方面，清洁能源数字化和智能化的发展，需要国家层面来统筹产业发展方向，建立健全技术应用标准体系和价值评价体系、制定合理的电价政策等。“光储并济、数字互联”下的经济和能源利用，才能构建出更高效、更可持续发展的清洁能源数字化体系。

　　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表示，未来五年是新能源技术从辅助能源到成长为支柱性能源的重要发展期，因此应加强产业数字化工作的顶层设计，将新能源数字化平台建设从企业行动上升到国家方案，在全国范围打造和部署应用统一的数字化运行平台，汇集行业数据信息，服务国家能源清洁转型和新能源数字经济高质量发展，加快推动新能源产业数字化应用，全面支撑“十四五”规划研究和“新基建”，更好地服务实现国家碳达峰碳中和目标。

2020年，受新冠肺炎疫情的影响，我国光伏产业经历了诸多跌宕起伏，但是总体上呈现恢复性增长。伴随着“碳达峰”和“碳中和”目标的提出，光伏市场被引爆。业内预计，“十四五”期间，我国光伏行业将进入新发展阶段。以“光伏+储能”为代表的新业态、新模式加速发展，将有望助力加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统。　

　　光伏行业发展加速上行　

　　受新冠肺炎疫情的影响，在刚刚过去的2020年，上半年不少光伏企业面临推迟交付和没有订单的压力，然而下半年光伏行业就迫不及待上演了“疯狂戏码”。新老订单交付需求如井喷爆发，玻璃、EVA等材料价格暴涨、运费飙升。光伏行业成为新冠肺炎疫情影响下产业恢复和发展的亮点。

　　例如，单晶硅龙头隆基股份预计2020年净利润为82亿元到86亿元，同比增长55.3%到62.88%；逆变器龙头阳光电源预计2020年净利润为18.5亿元到20.5亿元，同比增长107%到130%；天合光能预计2020年实现净利润为12亿元到13.27亿元，同比增长87.55%至107.29%等。

　　中国经济时报记者从北京理工大学能源与环境政策研究中心获得的能源经济指数显示，2014年至2020年，除核电和水电行业高质量发展放缓以外，其余行业均波动上升，其中，光伏和新能源车行业质量提升最大。在能源行业综合排名方面，不同时期的行业投资机会不同。2020年第二季度，光伏电池组件和光伏原材料表现突出。

　　以光伏电池组件为例，光伏行业发展在能源行业排名靠前的原因主要是，自2015年起，光伏行业长期受到政策高度支持，2017年第三季度行业供需、财务绩效等多项指标达到高峰；而新冠肺炎疫情期间，该行业供需受影响较小，恢复较快，获得股票市场的投资信心，此外，创新潜力和绩效表现也比较突出。　

　　阿特斯阳光电力集团董事长兼首席执行官瞿晓铧认为，从2021年起，全球光伏市场将全面启动平价上网。未来，光伏需求呈现快速有序增长，行业将进入透明、可预测、有序的发展阶段，技术、成本、品牌和渠道终将成为企业的核心竞争力。　

　　光伏和储能融合发展有望加码

　　光伏发电已经成为我国可再生能源发展中的一个亮点。国家能源局近日发布的数据显示，2020年，全国光伏新增装机4820万千瓦，其中集中式光伏电站3268万千瓦、分布式光伏1552万千瓦。从新增装机布局看，中东部和南方地区占比约36%，“三北”地区占64%。而截至2020年底，我国光伏发电装机已达2.53亿千瓦。

　　“在加快实现‘碳达峰’和‘碳中和’的背景下，我国正在加速能源转型、经济结构调整，围绕储能的深度融合和灵活应用，将成为清洁能源数字经济体系的重要组成部分。以光伏、风力、氢能等为代表的清洁能源，必将在我国能源转型的道路上实现新跨越。”谈及行业未来的发展，一位光伏行业资深人士对中国经济时报记者说。　

　　储能系统被认为是解决可再生能源波动性的有效途径，融合储能是解决光伏大规模发展的关键手段。数据显示，阿特斯的大型储能业务在2020年取得长足发展，已签合同和订单预计1.2GWh，项目储备约5GWh，已成为全球领先的大型储能系统开发商和集成商。　

　　瞿晓铧表示，在确保电站组件市场领先地位的前提下，阿特斯将发挥品牌、渠道、国际化经营优势，深挖分布式市场潜力，创新商业模式，通过提供储能系统、光伏成套解决方案和交钥匙工程，改善分布式用户体验。以储能项目开发和系统集成为切入点，营造大型储能项目业务生态，奠定永续发展基础。　

　　光伏和储能的融合也被天合光能视为未来的重点领域。天合光能董事长高纪凡表示，新的一年，天合光能将大力发展光伏与储能相结合的新模式，加强推进光伏系统与物联网协同发展，将通过科技创新把光伏发电、储能、氢能、智能输配电和智慧用能等方面的新技术、新应用相互融合，为全球低碳转型积极探索切实可行的“中国方案”。

　　阳光电源董事长曹仁贤公开表示，随着成本的大幅度降低，光伏、风电必然将被大规模复制，加上建设周期短、布局方便、容易分布式上网等优点，预计我国西北地区将集中建设大规模风光储基地；中东部地区将以分布式、分散式风光发电为主；东部沿海地区则以海上风电和屋顶、幕墙光伏发电为主。

“随着碳中和目标的提出，新能源行业迎来新的发展机遇。几何数量增长新能源必将无限放大其先天不足劣势，“风、光+储能”的解决方案应运而生。随着化学储能技术的不断更新迭代，相信会有广阔的发展空间。”天恩能源某负责人表示。

截至2020年12月底，全省已建成加氢站11座，日供氢能力达到6700千克，可满足500辆燃料电池公交车运行使用，加氢站建设规模位居全国第二。

氢能来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富，近年来，我省坚持把发展氢能作为调优能源结构重要引擎，依托得天独厚的资源优势、技术优势和产业基础，加快推进制氢、储氢、加氢等全产业链发展。

2020年，我省出台《山东省氢能产业中长期发展规划(2020-2030年)》，《规划》提出力争通过10年左右的努力，实现氢能产业从小到大、由弱变强的突破性发展，全力打造“中国氢谷”“东方氢岛”两大品牌，培育壮大以济南、青岛等地区为重点的“鲁氢经济带”，建成集氢能创新研发、装备制造、产品应用、商业运营于一体的国家氢能与燃料电池示范区，为推动山东新旧动能转换、实现高质量发展提供坚强保障。

“目前，我省制、储、运、用等氢能产业链条基本完备，产业发展已具规模。”省能源局负责人说，“截至2020年12月底，全省发展氢能产业的企业、研究机构超过120家，已明确具体项目的产业链重点企业近80家，成为全国氢能产业链最完整的地区之一。”

加速布局带来硕果满枝，山东氢能即将在冬奥会上绽放光彩。2020年12月，张家口市公共交通集团2020年第二批公交车项目购置中标公告发布，山东中通客车成功中标40台氢燃料客车订单。

“2021年，我省将加力推进40余个新建、续建、技改等氢能产业项目落地，总投资规模超过300亿元。”省能源局负责人表示，“‘十四五’期间，我省将累计建成加氢站100座，推广燃料电池汽车10000辆，氢能产业总产值规模力争突破1000亿元。” 

天恩能源作为新能源综合服务提供商，一直密切关注“氢能”等绿色能源发展趋势。山东是氢能大省，全省氢气总产量占全国的1/8左右，仅在合成氨驰放气和甲醇驰放气等渠道，每年可回收氢气约96万吨，可支撑10万台以上氢燃料电池商用车的规模化运行。同时，山东氢能产业链完整，省内物流发达，公路客运和货运规模巨大，氢燃料电池汽车应用场景多、范围广。依托得天独厚的优势，近年来，山东省将发展氢能产业作为加快新旧动能转换、抢占新能源技术制高点的重要战略举措，在多个城市陆续启动“绿色动力 氢能城市”示范建设。

“绿水青山就是金山银山”。山东能源人正在用实际行动诠释这一新发展理念。最新数据显示，2020年，山东省新能源和可再生能源发电装机达到4791万千瓦，占电力总装机的比重突破30%；全年新能源和可再生能源发电量824亿千瓦时，同比增长10.6%；全年新增新能源发电装机首破千万千瓦，达到1167万千瓦；核能、氢能以及储能综合利用取得重大突破，“绿色”成为能源结构调整优化的最亮底色。

“针对能源结构偏煤、偏重的实际，我们坚持把‘发展绿色能源、助力动能转换’作为核心任务，积极实施‘四增两减一提升’工程，即聚焦可再生能源、核电、外电入鲁、天然气‘四大板块’做加法；突出煤炭、煤电‘两大行业’做减法，加大改革创新力度，培育发展能源新产业、新业态、新模式，大力提升新型能源发展水平，全面为能源结构降压减负。”山东省能源局主要负责人介绍说，截至2020年底，全省续建和新建重点新能源项目125个、已投运项目86个，年内累计完成投资335.9亿元，新能源和可再生能源发展实现强势上扬，能源绿色低碳转型迸发澎湃新动能。

2020年，山东省能源局围绕全面开创、走在前列的目标要求，统筹谋划、科学布局，坚持集中式与分布式、陆上与海上并举，因地制宜推进新能源和可再生能源发展，精心梳理涵盖光伏、风电、生物质和垃圾发电、地热能利用、多能互补及抽水蓄能等领域，投资规模大、带动能力强、夯基础利长远的一批重大项目，全力推进新能源项目建设，新能源产业发展后劲进一步夯实。

光伏发电遥遥领先。位于滨州市沾化区滨海镇的30万千瓦平价上网光伏发电项目，占地9431亩，总装机容量300兆瓦，总投资10亿元，年平均上网电量约4亿千瓦时，是目前国内单体规模最大的“渔光一体”项目，自2020年6月并网以来，累计发电2亿千瓦时，节约标煤6万吨，减排二氧化碳18万吨。此外，莱州盛阳新能源有限公司120兆瓦光伏发电项目、新泰采煤塌陷地10万千瓦竞价光伏项目等11个集中式光伏项目均建成并网，加上各市的户用光伏和分布式光伏，全省光伏发电装机达到2273万千瓦，同比增长40.4%，居全国第一位。

生物质发电一枝独秀。2020年，山东有13个项目成功纳入2020年生物质发电中央补贴项目名单，数量居全国首位，生物质发电持续健康发展得到有力支撑。日照凯迪生物质能热电联产项目一期、淄博绿能新能源有限公司临淄生活垃圾焚烧发电项目等41个生物质项目均已建成并网，全省生物质发电装机达到365万千瓦，同比增长24.6%，也居全国第一位。

风电发展名列前茅。近年来，山东有序推进国家财政补贴的风电项目和无补贴平价上网风电项目建设，成效显著。随着国电投庆云100兆瓦风电场工程、华电德州陵城义渡口一期风电项目等77个项目建成投运，山东风电装机达到1795万千瓦，同比增长32.6%，居全国第4位。

抽水蓄能建设蓄势待发。2020年12月，泰安二期抽水蓄能电站正式开工，这个总投资101.86亿元的重大工程,成为该省去年开工的125个新能源重大项目中体量最大的一个。目前，山东已建成投产泰安抽水蓄能电站1座，装机容量100万千瓦；核准在建沂蒙、文登、潍坊以及泰安二期抽水蓄能电站4座，全部建成后，抽水蓄能电站装机容量将达到700万千瓦，成为新能源和可再生能源领域参与全省能源结构调优的重要力量。

同时，山东积极抢占能源领域发展高地，推动核能、氢能以及储能综合利用。海阳核电一期两台机组实现“双投”，现已累计发电420亿千瓦时；荣成高温气冷堆示范工程进入调试阶段，国核示范工程两台机组建设稳步推进，全省在运在建核电装机达到570万千瓦；2020年11月，海阳核电二期工程开工建设，预计2021年建成投运，实现海阳城区450万平方米核能供热“全覆盖”，打造全国首个“零碳”供暖城市。2020年以来，山东推动实施青岛中德氢能产业园、潍柴氢燃料发动机及整车制造、东营可再生能源电解水制氢等一批重大产业和示范项目，建成全省第11座加氢站——淄博新区公交枢纽加氢站，超额完成2020年累计建成10座加氢站工作目标，全省加氢站日供氢能力达到6700千克，可满足500辆燃料电池公交车运行使用。山东还积极探索“新能源+储能”一体化发展新模式，2020年9月底在济南莱芜建成投用全国首个利用退运电池建设的独立储能电站，随后德州、泰安、滨州、烟台等市相继建成4个电化学储能项目，装机规模达到2.3万千瓦，为全省乃至全国加强资源循环利用、探索储能建设新模式开辟了新路径。

据悉，山东将以重大项目建设为支撑，在加快沂蒙、文登、潍坊抽水蓄能电站及2019年和2020年风电、光伏发电平价项目建设基础上，积极推动鲁西南采煤沉陷区、鲁北盐碱滩涂地等大型可再生能源基地规划布局建设，引领大型基地与储能、制氢等融合发展示范，不断提升新能源和可再生能源装机总量，促进能源结构持续调优，全面建设绿色高效能源体系。