2009年至2019年光伏度电成本下降达89%。2019年平均度电成本40美分/kWh ，已经是各类电源中成本最低的电源之一。葡萄牙、阿联酋2019年招标项目最低电价已低于2美分/kWh，已经低于中国燃煤标杆电价最低的省份新疆的3.7美分/kWh。
2019年地面电站平均成本为4.55元/W，预计2020年可降至3.80元/W甚至更低。未来光伏成本仍将以年均5-10%的速度下降，至2025年将进一步下降至2.62元/W。光伏将成为全球最廉价的能源。
全球光伏发电占比仍然较低，目前预计占比不到5%。在平价上网的驱动下，预计未来30年全球光伏装机将增长近13倍，累计装机高达8440GW，年复合增速在9%左右。
中国非化石能源发展目标：2020年非化石能源占比15%，2030年实现不低于20%，2050年不低于50%。据悉，“十四五”规划可能做重大调整，可再生能源比例大幅提高。
光伏平价，搭配储能以后，将为行业带来长期、可持续的发展动力，预计2025年全球光伏新增装机368GW。
2020年平价项目规模达33GW（预计今年国内装机规模40-50GW），同比+124%。全国共有19省申报平价项目，总规模约33GW，同比增长124%，其中广东高达10.89GW。
相较于2019年，2020年湖南、青海等8省实现平价光伏项目“零突破”。对2020年光伏平均成本及各地燃煤标杆电价测算，我国近80%的地区能够实现平价经济性，收益率达到8%以上。其中，光伏项目经济性较好的地区包括：黑龙江、海南、吉林、四川等。除重庆外，全国各地区光伏平价项目度电成本（LCOE）已低于当地燃煤电价。
此前压制光伏估值的因素主要有补贴政策退坡影响装机量，新技术迭代影响行业格局，在平价大趋势下，政策补贴的边际影响已降至零水平，技术迭代带来的成本下降已成为推动行业发展的核心驱动力。行业政策扰动与技术迭代的不确定性正在逐步消除，未来行业格局将更加清晰稳定。
至2019年底，中国光伏产业链各环节产能在全球占比均绝对领先，硅片环节占比最高达94%左右。毫无疑问，光伏最核心的技术在中国，最优秀的公司在中国。
根据公开信息统计，从2020年至今的光伏产业链，国内共有49家光伏企业宣布了扩产计划，涉及投资总额近3000亿元，各环节产能规模约664GW。
从产业链环节来看，电池、组件仍是扩产主力军，尤其是电池无论的产能规模容量还是投资额度都要远高于其他环节。除了通威、爱旭两家专业电池企业之外，以隆基、晶科、晶澳、天合、东方日升为首的头部组件企业在电池的扩产力度也称得上“大手笔”。从数据看，上述几家的电池扩产规划都超过了10GW。
实际上，平价到来逼迫企业不断创新，快速更新迭代技术，新产能快速更替旧产能也是当下的常态。光伏行业在经历一轮又一轮的洗牌之后，头部企业通过不断加码产能使得“强者恒强”，而二三线企业仍在不断追随中，各环节的竞争只能愈发激烈。产能与技术将成为这场“厮杀”中的主抓手，从目前来看，未来行业集中度持续提高将成为大概率情况，头部企业市占率随之提升，光伏产业终究也难逃“马太效应”的行业定律。
新型电力系统的五大特征、三个问题
“我国现有的电力系统碳排量很高，不能适应‘碳中和’的发展目标，必须进行重构和再造。当新能源发展为主体能源的时候，需要换一种思维方式，更多考虑让新能源在保障系统安全、保电力供应方面发挥更大的作用。目前的电网调度方式仍主要面向常规电源为主的计划调度方式，较为僵化。”
以新能源为主体的新型电力系统之路如何走？
今年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议提出，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，构建以新能源为主体的新型电力系统。新型电力系统有何特征？又将遇到哪些难题？
如果用一个词描述新型电力系统的特点，一定是“多元化”。“技术、设施、参与主体，以及主体之间的关系等都将是多元化的，主体之间关系的建立或是通过政策性要求，或是通过市场行为。市场模式里有中长期、现货甚至期货等，用户需求方面也是多元化的，除传统意义上的供电外，还会有诉求绿色电力的，有诉求更高供电可靠性的。”
巅峰农业认为，新型电力系统具备五大特征：
第一，绿色低碳，新能源成为电量供应的主体；
第二，多能互补，实现风光水火储一体化发展，冷热电气水多能联供，开展综合能源服务；
第三，源网荷储高度融合；
第四，建立起一个有效竞争的市场体系；
第五，建立一个智慧高效的电力系统。
“今年推出的深化电力改革的举措，如取消目录电价，让工商用户全部入市，放宽煤电电价涨跌幅限制，推行分时尖峰电价，都具有积极意义。”从发电侧的角度，未来需要通过技术进步和管理提升，来解决新能源随机性、经济性的问题，“电源侧想单打独斗已经不行了，必须要多能联供、源网荷储融合。”
构建以新能源为主体的新型电力系统，还将面临一系列新问题、新挑战。从国际上看，丹麦作为实现高比例新能源电力系统的“先行者”，实现了将近60%的发电量来自风电和光伏。德国、英国、葡萄牙、西班牙、意大利、希腊都实现了新能源发电量超过20%。尽管我国风电、光伏并网装机容量位居世界首位，但从发电量来看，风电、光伏年发电量占总发电量的比重分别为5.5%和3.1%，还处于中低比例新能源发展阶段。
当前的电力市场机制面对构建以新能源为主体的电力系统，主要存在三个方面的问题：
1、新能源几乎是零边际成本，难以形成分时价格来引导储能行为、与新能源互动的用电行为；
2、新能源容量定价困难，新能源发电取决于当时的气象条件，其有效容量与用户需求最大负荷是不匹配的；
3、缺少激励新能源主动降低自身波动性的价格信号，只有价格的激励才能促进源网荷储高效、精准的互动。
“在这样的机制下，用户或新能源企业将自主决策储能的投资行为，而不是发改委直接的微观管制，要求新能源企业直接配比储能。所以当前的现货市场需要与时俱进，适应新能源主体新型电力系统的颠覆性变革。
11月30日，国家发展改革委等部门关于印发《“十四五”支持老工业城市和资源型城市产业转型升级示范区高质量发展实施方案》的通知（简称《老工业城市方案》）和国家发展改革委等部门关于印发《“十四五”支持革命老区巩固拓展脱贫攻坚成果衔接推进乡村振兴实施方案》（简称《革命老区乡村振兴方案》）的通知接连下发。
《老工业城市方案》由国家发展改革委、科技部、工业和信息化部、自然资源部和国家开发银行联合制发，《革命老区乡村振兴方案》由国家发展改革委、农业农村部、国家乡村振兴局、教育部、科技部、工信部、财政部、住房和城乡建设部、水利部、商务部、文化和旅游部、国家卫生健康委、人民银行、国家粮食和物资储备局和国家能源局，共计15个国务院部委机关联合制发。
据“草根光伏”查询了解，光伏发电同时写入两则国家最高行动纲领。
《革命老区乡村振兴方案》表示，支持革命老区积极推进整县分布式光伏开发试点。在保护好生态的基础上，支持陕甘宁等革命老区因地制宜利用沙漠、戈壁、荒漠以及采煤沉陷区、露天矿排土场、关停矿区建设风电和太阳能发电基地。
《老工业城市方案》表示，加快发展清洁能源产业，坚持集中式与分布式并举，加快建设新能源发电和装备制造基地，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局，支持包头、鄂尔多斯、石嘴山等城市以及宁东能源化工基地等地区因地制宜利用沙漠、戈壁、荒漠以及采煤沉陷区、露天矿排土场、关停矿区建设风电光伏发电基地。
《通知》称，积极发展储能产业，因地制宜建设抽水蓄能电站等，推动“新能源+储能”深度融合，实现一体规划、同步建设、联合运行。
荒坡荒滩、沉陷区发展光伏，探索板上发电、板间养殖等模式！
11月26日，国家发改委发布《“十四五”特殊类型地区振兴发展规划》。《规划》提出，协同推进可再生能源发展和生态保护修复。支持地方因地制宜利用沙漠、戈壁、石漠化以及荒坡荒滩等地区发展光伏、风电等可再生能源，探索可再生能源发展与流域治理、生态修复、特色产业发展有机融合的新模式。
优化可再生能源项目的空间利用，积极探索“板上发电、板间养殖、板下种草（药）”的立体发展模式，恢复生态脆弱地区的生态环境，加快发展畜牧业、中草药种植等特色产业，探索形成可再生能源、生态修复和特色产业多位一体、治用并行的发展体系。
探索碳汇权益交易。积极推进大规模国土绿化行动，推行森林、草原、河流、湖泊休养生息，有效发挥自然生态系统固碳作用，提升生态系统碳汇增量。健全碳排放权交易制度，搭建森林、草原、湿地等生态修复工程参与碳汇交易的途径，鼓励纳入碳排放权交易市场的重点排放单位购买生态退化地区碳汇。
深入推进采煤沉陷区综合治理。创新治理模式和投入机制，建立完善国家—省—市县三级采煤沉陷区综合治理规划和组织实施体系。推进沉陷区居民避险安置，加快推进采煤沉陷区生态修复和矿山环境治理。统筹推进土地综合整治利用，盘活沉陷区土地资源，按规定将采煤沉陷区复垦土地的节余指标纳入跨省域调剂政策范围。探索开展采煤沉陷区综合治理信息化监测评估工作。总结典型经验，因地制宜推广利用沉陷区受损土地发展光伏、风电。
积极探索光伏立体发展模式！
延伸资源型产业链条。加快发展资源精深加工和配套装备设备制造产业，打造若干特色鲜明、主业突出的产业基地。稳步推进煤制油、煤制气、煤制烯烃等升级示范。推动石油炼化一体化发展，提高钢铁、有色金属深加工水平。鼓励大小兴安岭和长白山林区在强化生态保护基础上，适度发展木本油料、森林食品、木本饲料、森林药材等产业，提升林业经济发展水平。实施多元化产业培育升级行动，因地制宜培育发展若干特色新兴产业集群。在有条件的采煤沉陷区加快光伏发电基地建设。支持资源型地区传统产业与大数据、云计算、互联网、人工智能等信息技术深度融合，切实提升产业基础能力。充分挖掘自然山水和人文资源优势，培育壮大休闲旅游、健康养老等特色服务业。
尽快明确“过网费”标准！支持风电光伏项目与电力用户开展直接交易！
大力推进“风光倍增工程”
稳步推动海上风电平价上网。2022-2025年通过竞争性配置确定需要扶持的项目，分年度装机总容量分别不超过50万千瓦、100万千瓦、150万千瓦、100万千瓦。
加强规划计划和项目推进。加快建设浙江海上风电基地，积极推进在建项目。
深挖分布式光伏潜力。允许分布式光伏电站在原电站容量不增加的基础上，通过改造升级腾退屋顶资源新上项目。
鼓励集中式复合光伏。鼓励使用废弃矿山、低丘缓坡等非耕地和园地资源，结合现代农业、渔业养殖等功能建设集中式复合光伏项目。
强化接入消纳保障
建立可再生能源电力消纳保障机制。将风电、光伏及沼气、秸秆等生物质能发展和消纳情况列入设区市“十四五”能耗双控考核，新增可再生能源消纳在三年内不纳入各地能源消费总量。
全面推行升级绿色电力积分。建立基于市场需求、反映发电储能成本、鼓励先进技术的价格机制，降低认购成本。构建绿电积分与非水可再生能源电力消纳两个、碳排放量、能耗的抵扣机制，积极开拓绿电积分在绿色生产、绿色消费、绿色贸易领域的应用场景。
加快建立绿色能源消费认证、标识和公示制度。
加强电网配套设施建设。对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程，在充分论证完全自愿前提下，允许发电企业投资建设。
加快改革创新
推进风电光伏项目与用户直接交易或使用。按照有关规定尽快明确分布式发电市场化交易“过网费”标准，大力推进分布式新能源就近开发利用。大
力支持风电光伏项目与电力用户开展直接交易，鼓励双手签署长期购售电协议。
积极支持在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区因地制宜开展新能源电力专线供电试点。
浙江省发改委发布关于促进浙江省新能源高质量发展的实施意见（修改稿），其中指出：
深挖分布式光伏潜力。开展整县（市、区）推进屋顶分布式光伏规模化开发试点，推广光伏建筑融合发展，支持党政机关、学校、医院等新建公共建筑安装分布式光伏，鼓励现有公共建筑安装分布式光伏。深化可再生能源建筑应用，开展建筑屋顶光伏行动。允许分布式光伏电站在原电站容量不增加的基础上，通过改造升级腾退屋顶资源新上项目。
鼓励集中式复合光伏。在符合国土空间总体规划的基础上组织编制全省集中式光伏专项规划，并做好与其他相关专项规划的衔接。鼓励使用废弃矿山、低丘缓坡等非耕地和园地资源，结合现代农业、渔业养殖等功能建设集中式复合光伏项目。探索光伏风电用海立体分层设权，拓展海域立体利用空间，鼓励利用围海养殖区、近海滩涂区、围而未填海域等海域空间建设滩涂光伏项目。鼓励光伏与生态修复、污染治理相结合。
建立可再生能源电力消纳保障机制。制订《浙江省可再生能源电力消纳保障实施方案》，科学确定全社会、责任主体的消纳责任，建立消纳责任权重的监测、统计、考核和奖惩机制。将风电、光伏及沼气、秸秆等生物质能发展和消纳情况列入设区市“十四五”能耗双控考核，新增可再生能源消费在三年内不纳入各地能源消费总量。有效挖掘需求侧响应资源，引导全社会树立节能低碳生活理念，建立需求响应资源池，实现“荷随源动”的时空精准响应，有效保障新能源消纳。
全面推行省级绿色电力积分。连接国家绿证制度和国际绿证体系，适度扩大核发范围，简化核发流程，并做好与可再生能源消纳责任权重管理的衔接。建立基于市场需求、反映发电储能成本、鼓励先进技术的价格机制，降低认购成本。构建绿电积分与非水可再生能源电力消纳量、碳排放量、能耗的抵扣机制，积极开拓绿电积分在绿色生产、绿色消费、绿色贸易领域的应用场景。
推进风电光伏项目与用户直接交易或使用。按照有关规定尽快明确分布式发电市场化交易“过网费”标准，大力推进分布式新能源就近开发利用。编制并发布适用于风电光伏项目与用户直接交易的市场规则与标准合同范本，大力支持风电光伏项目与电力用户开展直接交易，鼓励双方签署长期购售电协议。积极支持在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区因地制宜开展新能源电力专线供电试点。做好与燃煤发电上网电价市场化改革的衔接工作。
近日，国家能源局综合司就《关于加强分布式光伏发电安全工作的通知（征求意见稿）》向社会公开征求意见。
该文件并未按照分布式光伏项目的规模或电压等级，提出不同的标准，大多数条款适用于所有分布式光伏项目，包含户用光伏、工商业光伏。
该文件中对分布式光伏项目的选址、设计、设备、参与单位资质等方面都提出了严格的要求，远高于现有的户用光伏实际执行情况。因此，若按此标准执行，户用光伏项目的成本将大幅提高。
同时，电网处的手续更加繁琐，多个环节需要电网的审批。
光伏组件：要安装电弧故障断路器、“反孤岛装置”，并具有安全关断保护功能，能实现电弧智能检测和快速切断功能和反孤岛效应；
分布式光伏发电项目建设单位在开展项目选址时，要综合分析区域内气象地质条件及所利用建筑物的建成年限、结构类型、承重荷载、风荷载、雪荷载、使用功能、周边环境、安全距离、消防救援能力等因素，有效规避自然灾害、火灾、爆炸、坍塌等安全风险。
严禁利用危险性鉴定等级为C级、D级的建筑物建设分布式光伏发电项目；利用B级建筑物建设分布式光伏发电项目的，要经过严格论证评估，并避让处于危险状态的结构构件。
严禁利用火灾危险性类别为甲类、乙类的建筑物建设分布式光伏发电项目，利用此类建筑物附近的其他建筑物或场地建设分布式光伏发电项目的，要严格执行《建筑设计防火规范》（GB50016），保证防火间距不小于30米，必要时加大防火间距。要充分考虑工商业建筑物生产形式、经营业务变化，以及业主、使用方变更等因素对分布式光伏发电项目安全的影响。
安装电弧故障断路器或采用具有相应功能的组件，实现电弧智能检测和快速切断功能；
安装“反孤岛装置”或采用具有相应功能的组件，且装置应符合《光伏发电系统接入配电网技术规定》（GB/T 29319），具备快速准确监测孤岛并将发电设施断开与电网连接的能力；
反孤岛逻辑判据及保护定值应设置合理，不应影响分布式光伏的频率电压耐受能力和低电压、高电压穿越能力，并与电网安全稳定控制要求配合；串联回路布置的项目，在组件方阵输出端安装总断路器；
安装或利用建筑已有防雷装置，防范雷击造成设备损坏；根据项目周边人口分布、屋顶材质等情况，安装火灾智能报警系统，按照《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140）规定配备消防器材和设施；防火阻断和隔离措施，必要的消防通道；便于使用的检修通道及必要的安全绳挂点；基础安装维护的防风防坠措施；应对大风、暴雨等极端天气的措施。
并网逆变器应具备《光伏发电并网逆变器技术要求》（GB/T 37408）规定的电网异常频率电压耐受能力和低电压、高电压穿越能力，并与电网安全稳定控制要求配合。
光伏组件应具有安全关断保护功能，保证逆变器关机，交流断电后，系统子阵外直流电压低于安全电压。
其中承揽设计业务的，要具备电力行业（新能源发电）专业的工程设计资质；承揽施工业务的，要具备电力工程施工总承包、机电工程施工总承包、建筑机电安装工程专业承包、输变工程电专业承包等资质（具备其中之一即可）以及安全生产许可证；
电网企业同意项目并网的，项目建设单位和电网企业要签订并网协议或发用电合同，并在协议或合同中明确双方的安全生产责任。
山西：下发首批780MW“新能源+储能”试点项目！
11月26日，山西省发改委、山西省能源局、国家能源局山西监管办公室联合发布了《关于首批“新能源+储能”试点示范项目的公示》，拟将15个项目列为首批 “新能源+储能”试点示范项目。
首批试点总规模为78.07万千瓦。储能技术类型包括，飞轮储能、磷酸铁锂、磷酸铁锂+全钒液流电池、磷酸铁锂+飞轮储能、锂离子电池+超级电容、钠离子+飞轮储能、压缩空气等。
此次首批“新能源+储能”中，国家电网以15万千瓦规模领先第一。金风科技、晋能、华朔能源、清华大学、陕西永恒钒业集团、山西展源储能科技、盛弘玖方、北京道威储能技术、山西福光新能源、晶能智慧新能源、山西襄矿集团、宏迅福源等，均为5万千瓦。
免责声明：本文所用视频、图片、文字如涉及作品版权问题，请第一时间告知，我们将立即删除，本文只供光伏领域学习讨论之用，无任何商业用途！
