今年风电光伏并网装机规模空间有多大？国家能源局在这份文件中明确了！

今天上午，国家能源局综合司下发关于征求《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知(征求意见稿)》。其中提到，2021年，全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，后续逐年提高，到2025年达到16.5%左右。

从整体政策架构来说，这个幅度显然不够，但也足以说明我国新能源战略空间还有较大余地，而新能源更是长远的必然趋势。

根据最新版的文件，个人理解重点内容包括以下几点。

各省年度开发规模指标自行计算，国家不再统一发

1、建立可再生能源电力消纳责任权重引导机制

国家不再统一发年度指标，而是由各省根据：1）国家给的消纳权重、2）本省用电量，自行计算出保障性规模；超出保障性规模的，为市场化规模。

因此，各省未来的规模指标只有下限，即保障性规模，没有上限（市场化规模不限）。

2、保障性规模省间可以置换

考虑到部分地区缺乏发展可再生能源条件，如北京、上海等直辖市，自身完成每年的消纳权重压力大，可在其他省建设，在北京消纳，规模根据长期协议中的交易电量进行规模换算。

3、并网多元保障机制

保障性规模：由电网企业实行保障性并网，保障性并网规模可省际置换；

市场化规模：需要配套抽水蓄能、储热型光热 发电、火电调峰、电化学储能等，已落实市场化并网条件的市场化项目“能并尽并”。

区分两个概念：保障性规模VS保障小时数

这两个没有任何关联性，只是恰好名字里都有“保障”。

1、保障性规模

在项目开发阶段，规模指标分配过程中，依据各省消纳权重和发电量计算出来的规模，在并网时享受优先待遇；是每年各省光伏、风电项目发展规模的下限。投资企业需要通过竞争性配置获得。

因此，保障性规模影响的是项目指标分配，即优先消纳权。2、保障小时数

在项目运营阶段，光伏、风电项目所发电量分为“标杆电价”和“市场化电价”，保障小时数以内享受“固定电价”。

因此，保障性小时数影响的是项目的上网电价。

2021年新增并网以存量项目为主，新政主要影响明年项目

2021年的新并网项目主要来源于之前的各类存量项目，包含竞价、平价等。上网电价为2020年的竞价电价，或者是以“本省煤电基准价”并网。

本建设方案现在挂网公示，正式发布肯定要5月份以后；各省再根据该文件出台本省的项目分配细则，再进行竞争性配置，肯定要到下半年才能完成项目指标分配。

因此，按照新规则分配的项目，即以“低于本省煤电基准价的指导价”竞价的项目，大部分将在明年建成。

从平价直接到竞价上网

第四，无论是初稿还是公开稿都提出，保障性并网项目由各省级能源主管部门通过竞争性配置统一组织，公开稿则进一步明确了这一信息。近年，行业刚迈入平价阶段，该政策一出，地面电站将全面跨进竞价时代！

以下为意见稿原文：

我国储能产业呈现规模化高速发展

累计装机规模35.6吉瓦，新能源发电侧储能装机同比增长438%

4月14日，2021年储能国际峰会暨展览会在北京召开。峰会发布《2021年储能产业研究白皮书》（以下简称《白皮书》）显示，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6吉瓦，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%，涨幅比2019年同期增长6.2个百分点。2020年新增投运项目中，储能在新能源发电侧中的装机规模最大，超过58万千瓦，同比增长438%。

近年来，我国储能技术和产业发展不断取得新进展。在已投运的储能项目中，抽水蓄能累计装机规模最大，为31.79吉瓦，同比增长4.9%；电化学储能累计装机规模位列第二，为326.92万千瓦，同比增长91.2%。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为290.24万千瓦。

从全球范围看，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1吉瓦，同比增长3.4%。其中，抽水蓄能累计装机172.5吉瓦，电化学储能累计装机14.2吉瓦。电化学储能和锂离子电池的累计规模均首次突破10吉瓦大关。值得一提的是，2020年下半年，电化学储能项目装机规模再次刷新单年新增规模纪录，达到4.7吉瓦，超过2019年新增投运规模的1.6倍。当前，中国、美国和欧洲占据2020年全球储能市场主导地位，三者合计占全球新增投运总规模的86%，并且各自新增投运规模均突破吉瓦大关。

《白皮书》显示，储能产业已经吸引了越来越多资本的关注，2020年，国内与储能相关的投融资金额约在74亿元左右。2020年，我国储能产业的发展虽然受到新冠肺炎疫情的影响，但基于产业内生动力、外部政策以及碳中和目标等利好因素多重驱动，储能装机逆势大幅增长，如期步入规模化高速发展的快车道。

《白皮书》分物理储能、熔融盐储热、电化学储能三类，对“十四五”储能技术的发展做出预测。

物理储能“十四五”将迎来加速发展期。作为电力系统安全稳定经济运行的重要调节工具，抽水蓄能将迎更快发展；具备大容量、长寿命和高安全性等优势的压缩空气储能技术未来应用空间巨大；作为高效储能技术代表的飞轮储能开始更多参与到石油钻井、轨道交通、UPS备用电源等领域，在汽车领域也将有巨大的应用潜力。

熔融盐储热示范项目加紧落地。随着可再生能源大规模发展加速，多种能源高度协同发展的趋势日渐清晰，成本进一步下降且灵活可调的光热发电电源或将在多能互补及综合能源基地项目中迎来新的发展机遇。

电化学储能重启高速增长，将呈规模化发展大势。基于保守场景，化学储能累计规模2021~2025年复合增长率为57.4%，市场将呈现稳步、快速增长的趋势。基于理想场景，2021年市场累计规模将达661.48万千瓦；随着以新能源为主体的新型电力系统建设，如果未来两年能有稳定的赢利模式保驾护航，2024年和2025年将再形成一轮高增长，累计规模分别达到32.7吉瓦和55.9吉瓦。

“园区内负荷稳步增长，增量配网却不能满足日益增长的用电需求，园区内电源建设受到限制，从其他电网企业买电也面临诸多困难。增量配网电源点不够用，发展面临天花板。”江西和惠配售电有限公司（以下简称“和惠配售电”）董事长赵杞直言，配电网建好了却“无电可配”的怪象正在圈内蔓延。

　　增量配网原则上是指新建的110千伏及以下电压等级电网和220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网。作为本轮电改的新生事物，增量配网肩负着提升配电效率、提高一般工商业和大工业用户供电可靠性、降低用电成本等重任。我国于2016年启动增量配电业务试点改革，分五个批次确定了459个试点。和惠配售电是国家发改委、国家能源局批复的第一批增量配电业务试点项目“江西省高安市建筑陶瓷产业基地”的业主单位。

　　记者在采访调研中了解到，和惠配售电正在面临的“缺电”困局并非个别现象。目前除了少数在存量网架基础上开展试点的项目外，能够成功接入电源的新增试点项目屈指可数。更值得注意的是，国家多项文件早已明确指出，允许符合政策且纳入规划的可再生能源、分布式电源以适当电压等级就近接入增量配网，但鲜有新能源、分布式能源接入增量配网的成功案例。

　　政策支持，试点亟需，到底哪里出了问题？

　　增量配网试点普遍存在缺电问题

　　电网接入电源“天经地义”，但对增量配网来说这却成了“老大难”问题。“我们建陶基地已开发面积虽然仅有21平方公里，但去年全年用电量已近19亿千瓦时，负荷重、用电量大。其他增量配网试点情况也跟我们差不多，都普遍面临着电源点单一问题。”赵杞指出。

　　据介绍，现行政策规定，试点项目内不得以常规机组“拉专线”的方式向用户直接供电。增量配网要想获得新电源，只能通过电网企业接入。即使是在增量配网覆盖区域内的发电机组，也需要先并入电网企业，再由电网企业将电卖给增量配网。换言之，配电网没有直接接入电源的权利，只能通过向电网企业购电，来满足试点区域内用电需求。

　　北京鑫诺律师事务所律师展曙光告诉记者：“增量配网与电网企业会签订相关协议，锁定配网用电容量上限。若超出容量，增容部分需要电网企业审核，一般走到这就‘卡’住了。”

　　一位不愿具名的增量配网业主表示：“从项目规划到接入电源，通常要耗费一两年时间，电网企业只要提出周边负荷情况发生了变化，没有可接入的多余容量了，否则会给电网带来运行风险，增量配网就没了电源。增量配网没了电源，用户自然不愿意来，用户不来增量配网就没有负荷，电网企业自然不同意分给增量配网用电容量，没有容量也就意味着增量配网无法开展经营业务。由此陷入‘先有鸡还是先有蛋’的困境，导致增量配网面临严峻的生存问题。”

　　无法接入配网的不仅仅是常规机组，新能源和分布式电源也不能幸免。“我国提出碳达峰、碳中和目标，需要大量新能源接入配电网。国家也明确鼓励增量配网合规接入分布式能源和可再生能源，依托增量配网建设源网荷储综合能源试点，没想到这些电源类型也接不上。”上述增量配网业主说，“以分布式光伏接入增量配网为例，除自发自用电量外，可能会有多余电量送入大电网，这种情况需要电网企业提出认证意见，但对方通常以容量不足、危及运行安全为由拒绝出具评审意见。”

　　问题出在“合乎文件但不合法” 

　　“国家多份文件规定，增量配网与省级电网拥有平等的市场主体地位，那为什么增量配网不能接入电源？试问，哪一个省级电网不能接入电源呢？”展曙光指出。

　　在中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟看来，这是改革博弈的结果。“从技术层面看，增量配网接入电源，与传统配电网接入电源没有任何差异，差别只是网与网的投资方不同。可再生能源接入增量配网，其实是对传统利益格局的调整，可再生能源接入增量配网主要是自发自用，这会减少增量配网经营区内大用户对电网企业的电量依赖。换言之，增量配网从电网企业购买的电量减少了，分走了电网企业‘一杯羹’，进而影响了电网企业的‘过路费’收入。”

　　展曙光告诉记者，增量配网是个新兴的市场主体，相关顶层制度建设仍是空白状态，成为绝“源”体不足为奇。“以《电力法》为代表的电力行业法律法规中，并未明确配电网的法律地位，更没有明确其具有与电网企业网网互联、接入电源、参与交易等基本权利。也就是说，当前增量配网企业处于‘合乎文件但不合法’的尴尬境地，这是增量配网接入电源受阻的根本原因。”

　　同时，很多政策缺乏落地细则，影响增量配网接入电源。重庆市配售电行业协会秘书长陈曦表示：“增量配网接入分布式电源的政策不清晰。国家虽然允许分布式电源接入增量配电网，但只有纳入国家分布式发电市场化交易试点的项目才能接入。全国纳入试点的项目本就不多，若增量配网企业自建分布式电源，大概率不属于分布式市场化交易试点，由于分布式电源通常为风电、光伏和天然气等高成本小容量的机组，园区自己消纳也需向上级电网缴纳高昂的‘过路费’和‘座机费’，如此一来，接入分布式电源就没什么价值了。”

　　亟需打破“玻璃门”“旋转门”

　　多位受访人士认为，明确增量配网的法律地位、破除行业信息壁垒，是破解增量配网“缺电”难题的关键。

　　贵州盘北大秦电网首席信息官王显龙告诉记者：“这就好比你正行驶在高速公路上，司机说前面堵车了无法通行，因所有路况信息都在司机手里，你不知道具体情况，就只能干等着，设备跟着一起‘晒太阳’。如果没有科学的监管、开放的电网关键数据作支撑，各种怪诞现象还会陆续发生，建议政府出台相关的信息公开和上报法规制度，破除行业信息壁垒。” 

　　展曙光表示：“当前亟需打破‘玻璃门’‘旋转门’，以更大力度破除新能源并入配电网的一切体制机制障碍，对于其中涉及的具体问题，建议借鉴负面清单的做法，明确不得接入、不得并入配电网的具体条件。”

　　一位不愿具名的业内人士指出：“增量配网与其他电网的连接，既不是作为用户接入，也不是下级电网与上级电网相连，严格意义上讲是‘不同电网之间的互联’。目前国家有关部门尚未出台相关规定，界定增量配网与其他电网连接模式。当前迫切需要国家出台相关技术规范，明确双方的权利和义务，提高谈判效率，避免出现以技术壁垒为借口的接入障碍。” 

　　中国能源研究会中小配电企业发展战略研究中心副秘书长贾豫认为，鉴于网间互联属于公用电网间的互联互通，有别于电力用户接入电力系统，建议网间互联方案的审批权交由当地能源主管部门，尽快修订相关文件规定，进一步明确增量配网的网间互联、公平调度等权利。

根据风电行业上下游约30家企业发布的年报，2020年，受陆上风电补贴最后一年“窗口期”影响，风电上市公司延续了2019年的火爆态势，业绩大幅上涨。尽管陆上风电“抢装潮”已经落幕，但业内普遍认为，今年海上风电的高需求以及“十四五”期间陆上风电大基地的规划，预计仍将有力支撑风电行业全产业链的强劲需求。

　　截至4月上旬，风电行业上市公司已陆续发布2020年财报。记者查阅了近30家风电企业年报了解到，整体来看，2020年风电上市公司延续了2019年的火爆态势，陆上风电“抢装潮”持续带动企业业绩大幅上涨，其中多家风电整机商、零部件制造商净利至少倍增。

　　抢滩陆上风电补贴最后“窗口期”

　    头部整机商营收持续上扬

　　2020年第一季度，多家企业受到新冠肺炎疫情影响，业绩出现一定波动，但随着全国经济快速复苏，我国风电行业在2020年陆上风电行业电价补贴最后的“窗口期”，创下新增吊装容量历史最高纪录。

　　根据彭博新能源财经（BNEF）发布的数据，2020年我国风电新增吊装容量高达57.86吉瓦，较2019年出现了翻倍增长，其中陆上风电新增53.8吉瓦，同比增长幅度达105%，海上风电新增约4吉瓦，同比增长47%。在行业发展的推动下，2020年风电整机制造商也迎来了业绩高速上涨的一年。

　　3月下旬至今，金风科技、明阳智慧能源、上海电气、东方电气等国内市场占有率靠前的整机制造企业陆续发布了2020年年报。

　　作为我国风电整机制造的龙头企业，金风科技2020年全年营收高达562.6亿元，同比上涨幅度为47.2%，归属于上市公司股东的净利润高达29亿元，同比上涨34.1%。金风科技年报也显示，该公司2020年风机制造与销售业务收入达466.59 亿元，占比为82.9%，同时风电服务为该公司成为了营业收入的第二大来源，占比达到了7.88%。

　　明阳智慧能源涨势则更为迅猛。2020年明阳智慧能源总体营收达224.5亿元，同比上涨幅度高达114.02%，归属于上市公司股东的净利润也达到了13亿元，同比上涨92.84%。另外，上海电气、东方电气等风机制造商公司的营收以及净利润也迎来了明显上涨。

　　延续暴涨态势

　　配套零部件制造商业绩持续向好

　　与此同时，在2020年的“抢装潮”中，叶片、主轴轴承等核心配套零部件供应紧张的现象多有出现，卖方市场的推动也进一步带动了风电配套零部件制造商延续了自2019年来的业绩暴涨。

　　国内风机叶片市场占有率排名第一的中材科技发布的年报数据显示，该公司去年全年营收187亿，同比上涨37.68%，其中风电叶片销售收入总计90.2亿元，净利润达到10亿元，叶片销售总量达到了12.3吉瓦。

　　天顺风能、泰胜风能等风塔企业也保持了自2019年的高速上涨态势，天顺风能去年净利润超过10亿元，同比增长44.99%，而泰胜风能提供的数据则显示，该公司净利润上涨幅度可达到110%以上。

　　在“抢装潮”高峰期间，主轴轴承供应尤为紧俏，作为我国主轴轴承的主要生产商，新强联去年营收则达到了20亿元，同比激增两倍以上，而该公司净利润同比增长比例甚至达到了325.44%。该公司在年报中指出，当前国产高端轴承的精度保持性、性能稳定性，尤其是寿命和可靠性与国际先进水平仍存在一定差距，未来将推动相关核心零部件的国产化进程。

　　值得一提的是，受到海上风电行业带动，包括中天科技、东方海缆等电缆龙头企业也在2020年迎来了业绩的大幅提升，其中，东方海缆去年净利同比增长接近100%。

　　平价时代仍有望持续增长

　　大基地、海上风电或成持续支撑点

　　陆上风电“抢装潮”已经落幕，但业内普遍认为，今年海上风电的高需求以及“十四五”期间陆上风电大基地的规划预计仍将对风电行业全产业链带来有力支撑。

　　根据华泰证券发布的数据，目前国内陆上风电大基地规划已超过100吉瓦，同时自去年底相关部门发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》后，全生命周期补贴小时数的落地将有利于解决存量项目补贴拖欠的问题，平价时代风电行业仍有望将持续增长。

　　与此同时，在海上风电“国补”退坡后，根据广东、江苏、浙江等沿海省份目前已发布的海上风电装机规划，“十四五”期间我国海上风电装机将有望突破30吉瓦。在此情况下，业内普遍分析认为，包括海缆、叶片、大功率风机等制造商都将有所受益。

　　另外，记者注意到，包括金风科技在内的多家整机商年报中，风电运维服务环节收入出现提升，后市场业务或成未来风电企业的一大增长点。业内有分析指出，随着未来新能源发电规模不断扩大，包括老旧风机改造、风机设备优化更新、风电场运维等领域的重要性将愈加凸显，风电场服务相关业务在为相关企业带来新机遇的同时，也有望成为风电可持续发展的重要助力。