一、行业热点

国务院：健全多层次统一电力市场体系，适时组建全国电力交易中心

国家发改委：今年一季度太阳能发电增长10.3%

2022年Q1光伏新增装机13.21GW

新疆首创：顺价均摊，保障新能源交易电价以0.262元/度结算！

央企收紧光伏项目并购力度，项目合规性、收益率要求趋紧

 

 

二、政策法规

《“十四五”能源领域科技创新规划》发布

《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》

《北京市“十四五”时期能源发展规划》

 

三、他山之石

全国首张“绿色电力交易凭证”诞生！

广西企业绿电交易细则出炉！

37家光伏上市公司业绩大汇总！

事关新老光伏电站，5月1日起新国标执行！

全国首个N型TOPCon组件工商业屋顶电站

新型储能，大型“充电宝”怎么建？

 

 

行业热点

 

看点01. 国务院：有序健全多层次统一电力市场体系，适时组建全国电力交易中心

4月10日，《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》发布。

《意见》明确，建设全国统一的能源市场。在有效保障能源安全供应的前提下，结合实现碳达峰碳中和目标任务，有序推进全国能源市场建设。在统筹规划、优化布局基础上，健全油气期货产品体系，规范油气交易中心建设，优化交易场所、交割库等重点基础设施布局。推动油气管网设施互联互通并向各类市场主体公平开放。稳妥推进天然气市场化改革，加快建立统一的天然气能量计量计价体系。健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心。进一步发挥全国煤炭交易中心作用，推动完善全国统一的煤炭交易市场。

《意见》提出，建设现代流通网络。加强应急物流体系建设，提升灾害高风险区域交通运输设施、物流站点等设防水平和承灾能力，积极防范粮食、能源等重要产品供应短缺风险。完善国家综合立体交通网，推进多层次一体化综合交通枢纽建设，推动交通运输设施跨区域一体化发展。建立健全城乡融合、区域联通、安全高效的电信、能源等基础设施网络。

培育发展全国统一的生态环境市场。依托公共资源交易平台，建设全国统一的碳排放权、用水权交易市场，实行统一规范的行业标准、交易监管机制。

 

看点02. 国家发改委：今年一季度太阳能发电增长10.3%

4月19日，国家发改委召开4月份新闻发布会

国家发改委政研室副主任、委新闻发言人孟玮表示，从发电看，今年一季度全国规模以上工业发电19922亿千瓦时，同比增长3.1%。其中，火电同比增长1.3%、水电增长12.7%、核电增长6.9%、风电增长3.3%、太阳能发电增长10.3%。从用电看，一季度全国全社会用电量同比增长5.0%。其中，一产、二产、三产和居民生活用电量同比分别增长12.6%、3.0%、6.2%和11.8%。分地区看，全国17个省（区、市）用电增速超过5%，其中西藏、江西、安徽、湖北、海南5个省（区）增速超过10%。

据孟玮介绍，国家发改委联合外交部、生态环境部、商务部近日共同印发《关于推进共建“一带一路”绿色发展的意见》，部署了推进共建“一带一路”绿色发展3方面15项重点任务，概括为“三个统筹”。

一是统筹推进绿色发展重点领域合作。包括加强绿色基础设施互联互通、绿色能源合作、绿色交通合作、绿色产业合作、绿色贸易合作、绿色金融合作、绿色科技合作、绿色标准合作、应对气候变化合作等9项重点任务。

二是统筹推进境外项目绿色发展。包括规范企业境外环境行为、促进煤电等“两高”项目绿色发展等举措。

三是统筹完善绿色发展支撑保障体系。包括资金、绿色发展合作平台、绿色发展能力建设、境外项目环境风险防控等支撑保障。

孟玮表示，下一步，国家发改委将会同有关部门和单位，统筹协调和系统推进共建“一带一路”绿色发展工作，加强宣传引导，适时组织开展评估，确保相关重点任务及时落地见效。4月份，国家发改委将与国开行、UNDP（联合国开发计划署）举行三方协调委员会会议，深化“一带一路”绿色发展方面的合作。

为保障化肥等农资供应和价格稳定，孟玮表示，国家发改委将密切监测研判化肥供需及价格形势，充分发挥化肥保供稳价工作机制作用，推动各有关方面切实做好已出台政策措施的贯彻落实。生产方面，切实增强国内化肥生产供应能力，推动停产企业尽快复产、达产，督促煤炭企业履行与化肥生产企业签订的煤炭供应中长期合同，能源企业要保障化肥生产企业天然气、硫磺稳定供应并合理确定价格，组织电力市场交易时，对化肥企业用电价格给予倾斜。

 

看点03. 2022年Q1光伏新增装机13.21GW

4月20日，国家能源局发布1-3月份全国电力工业统计数据。截至3月底，全国发电装机容量约24.0亿千瓦，同比增长7.8%。其中，风电装机容量约3.4亿千瓦，同比增长17.4%；太阳能发电装机容量约3.2亿千瓦，同比增长22.9%。

1-3月，太阳能发电新增装机13.21GW，与去年同比增长147.8%  ；1-3月，风电新增装机7.9GW。

1-3月份，全国发电设备累计平均利用899小时，比上年同期减少18小时。其中，核电1847小时，比上年同期增加30小时；风电555小时，比上年同期减少65小时。

1-3月份，全国主要发电企业电源工程完成投资814亿元，同比增长2.5%。其中，太阳能发电188亿元，同比增长181%。电网工程完成投资621亿元，同比增长15.1%。

 

看点04. 新疆首创：顺价均摊，保障新能源交易电价以0.262元/度结算！

4月8日，新疆自治区发改委官方微信发布了“自治区发展改革委负责同志就《完善我区新能源价格机制的方案》相关问题答记者问”。根据有关负责同志介绍：

2021年以前年度建成的项目：上网电价政策保持不变。

2021年起投产的新能源平价项目：发电量全部纳入电力市场，目标上网电价0.262元/千瓦时。

高于市场交易电价部分，通过市场交易、大工业用电顺价均摊！

具体执行办法如下：

以市场均价（年度直接交易均价）为基础，

当新能源项目疆内实际交易电价低于市场均价，按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持；

疆内实际交易电价高于市场均价，按照实际交易电价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持；价差部分由大工业用电顺价均摊。

今后，当市场均价达到或超过0.262元/千瓦时，不再给予差额电价支持，新能源项目上网电价执行实际交易电价。

电网企业、交易机构按月测算新建新能源项目差额电费需求，根据同期大工业用电量测算分摊标准，按照“交易电价+分摊标准”向直接参与交易的大工业用户实际结算，并及时支付新能源企业，确保新能源企业电价足额到位。  

 

看点05. 央企收紧光伏项目并购力度，项目合规性、收益率要求趋紧

伴随双碳目标的持续推进，电力央企俨然已经成为新能源投资的主要参与者，在新能源装机目标的激励下，一方面是加快对新能源项目的开发速度，另一方面则是加大对新能源资产的收购力度。尽管央国企在新能源项目的开发、建设方面拥有显著优势，但受限于体制原因，仍有一部分项目需要从民营企业收购或与通过与民营企业合作来获得。据光伏們了解，项目并购往往会占到大部分央企新能源投资总规模的一半甚至更高的比例。

近日光伏們了解到，随着国资委相关考核的收紧以及央企对于新能源投资市场的愈发了解，在其新能源项目合作开发以及并购方面，央企的推进力度有收紧趋势，个中问题主要体现在合规性方面。

“近期央国企的新能源项目收购更严谨了，主要体现在项目合规性，包括土地性质以及老项目的补贴申报手续等”，一位深入光伏电站开发、交易市场的行业资深人士告诉光伏們，“之前，如果项目存在一定瑕疵，在出售方承诺兜底解决土地问题的前提下也能过会，可以先收购再解决问题。但现在此类问题必须解决了才能上会，基本就是‘一票否决’制，新老项目都以此为准。加之最近土地、林地三调数据正在融合，部分项目的土地性质可能发生变化需要重新确认等等。土地性质的合规性已经成为央国企上会立项的一个基本条件。”

另一方面，在合规性方面，目前央国企在合作开发与并购方面也尤为关注“倒卖路条”的相关风险。

此前，国家能源局官方网站就“项目并网前进行股权转让是否涉及倒卖路条”这一问题进行答复，根据《国家能源局关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》（国能新能〔2014〕477号）规定：“出于正当理由进行项目合作开发和转让项目资产，不能将政府备案文件及相关权益有偿转让。已办理备案手续的项目的投资主体在项目投产之前，未经备案机关同意，不得擅自将项目转让给其他投资主体。项目实施中，投资主体发生重大变化以及建设地点、建设内容等发生改变，应向项目备案机关提出申请，重新办理备案手续”。

而针对这一问题，央企在开发并购新能源项目时也从法务方面进行了针对性的研究，收紧了部分开发合作模式。

根据光伏們获得的一份央企法务建议资料显示，央企开发并购新能源项目主要涉及4种模式，即：取得备案机关同意后的股权转让、合资开发模式、预收购模式以及收购项目公司股东的股权（夹层收购模式），但这四种模式均存在一定的法律风险。

有行业知情人士透露，“去年审计署对央企的新能源并购事项进行了审查，针对项目并购提出了若干的问题，他们认为并购的方式抬高了新能源项目的开发成本，并且无助于新能源装机的新增规模，而且助长了市场倒卖路条的风气。在这一风声下，今年部分电力投资央企的收购政策均有所收紧。今年市场上的并购业主开始向地方国企转变，相比于央企在开发投资上的先天优势，地方国企对于新能源项目的需求一直未得到满足。”

除了合规性的要求愈发严格之外，央企在项目管控以及收益率的要求上也逐步强化。

根据光伏們获得的一份某央企新能源发展文件要求显示，该央企二三级单位在开发并购新能源项目时，要强化合作开发及收购项目的质效，明确负面清单，严格执行相关制度、标准和规范，确保项目合作方式依法合规；统一相关参数，对风电和光伏发电项目经济性测算的边界条件和各项经济参数的选取以及项目评价指标计算方法进行进一步的修订统一；合作开发项目应努力争取利益最大化，严禁采用按照收益率反推造价的方式向合作方让渡利益。

以上措施均表明央企对目标光伏项目的收益率仍保持较高要求，除规模外更强调经济性，同时进一步约束新能源开发的自主权，提升新能源开发的规范化程度，不能忽略项目的质量和经济性。

随着各大投资企业进一步熟悉新能源电力投资市场的规则与实际情况，央企的新能源投资正逐步进入更为理性与规范的状态。3 月 5 日，在今年“两会”的首场“部长通道”上，国家发改委主任何立峰亦表示，中国不搞碳冲锋，也不搞运动式减碳，将有力有序有效地推进双碳工作。

中伦律师事务所曾就新能源并购项目如何成功落地以及谈新能源项目并购中的典型法律问题表示，部分电站由于其稳定的收益和优先调度的特权，往往受到并购方的青睐，但这些电站伴随着对项目公司投资者的限制。建议收购方在接触并购标的初期，要求卖方披露其电站交易所需取得的政府或其他第三方同意事项或在相关限制性约定仅仅约束项目公司自身股权转让的情形下，通过收购项目公司上层持股平台公司的方式解决需要获得第三方同意的问题。

此外，还有项目合规手续在短期内无法获得导致项目交割节点的问题。建议对该等项目的重要手续情况进行梳理，确保不存在大量占用基本农田、违反生态红线建设等重大颠覆性问题。同时，针对项目土地，以及环保、水保、防洪等严重情形下可能造成项目停产或拆除风险的合规手续，在交易文件中设置相应特别承诺条款，并约定在发生相关停产或拆除等极端风险的情形下，可以要求转让方或其担保方承担回购义务等方式，作为保底的风控措施。

 

政策法规

看点01. 《“十四五”能源领域科技创新规划》

4月2日，国家能源局、科学技术部联合印发《“十四五”能源领域科技创新规划》，《规划》提出了2025年前能源科技创新的总体目标，围绕先进可再生能源、新型电力系统、安全高效核能、绿色高效化石能源开发利用、能源数字化智能化等方面，确定了相关集中攻关、示范试验和应用推广任务，制定了技术路线图，结合 “十四五”能源发展和项目布局，部署了相关示范工程，有效承接示范应用任务，并明确了支持技术创新、示范试验和应用推广的政策措施。

《规划》明确重点任务之一是发展“先进可再生能源发电及综合利用技术”。聚焦大规模高比例可再生能源开发利用，研发更高效、更经济、更可靠的水能、风能、太阳能、生物质能、地热能以及海洋能等可再生能源先进发电及综合利用技术，支撑可再生能源产业高质量开发利用；攻克高效氢气制备、储运、加注和燃料电池关键技术，推动氢能与可再生能源融合发展。

在太阳能发电及利用技术方面，研究新型光伏系统及关键部件技术、高效钙钛矿电池制备与产业化生产技术、高效低成本光伏电池技术、光伏组件回收处理与再利用技术、太阳能热发电与综合利用技术5项光伏技术。

 

看点02. 《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》

4月8日，国家发改委价格司下发《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》，明确：

2022年，对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行;

新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以充分体现新能源的绿色电力价值。

鼓动各地出台针对性扶持政策，支持风电、光伏发电产业高质量发展。

截止目前，已有超过30个地级市、县级单位出台了风电、光伏的支持政策。

同时，需要注意的是，对于光伏项目，文件中并未提及“户用光伏项目”，如果“户用光伏项目”项目不执行脱硫煤，或仍然有补贴！

 

看点03.《北京市“十四五”时期能源发展规划》 :纵深推进电价改革有序推动工商业用户参与电力市场化交易

4月1日，北京市人民政府印发《北京市“十四五”时期能源发展规划》，规划提出，深化能源价格机制改革。纵深推进电力价格改革。按照国家“管住中间、放开两头”的总体思路，逐步理顺输配电价结构，强化垄断环节价格监管。落实国家电价改革部署，平稳推进销售电价改革，有序推动工商业用户参与电力市场化交易，完善居民阶梯电价制度。

稳妥推进天然气价格改革。坚持科学规范、激励与约束并重原则，加强管道天然气配气价格监管。结合国家天然气行业体制改革进程，完善终端销售价格与采购成本联动机制。

完善供热价格机制。结合碳中和目标下供热系统重构和低碳供热技术应用，研究建立有利于促进节能低耗、绿色高效的供热价格管理机制。按照同热同价的原则，稳妥推进居民供热价格改革。

完善绿色电价政策。强化产业和环保政策协同，落实完善高耗能、高排放行业阶梯电价等绿色电价政策。落实国家新型储能价格机制，鼓励市场主体利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制促进储能发展。

 

 

他山之石

看点01. 全国首张“绿色电力交易凭证”诞生！

湖北省内首场绿电交易签约仪式在武汉举行

4月26日，湖北省内首场绿色电力交易签约仪式在武汉举行，来自省内的7家发电企业、8家电力用户代表签署绿色电力交易协议，并获颁由湖北电力交易中心、湖北碳排放权交易中心共同认证的“绿色电力交易凭证”，标志着电碳协同迈出实质性的关键一步。

本次绿色电力交易以全国首份“电-碳市场协同发展合作框架协议”在鄂签署为契机，湖北电力交易中心、湖北碳排放权交易中心全面深化合作，加快推动“电”“碳”两个市场协同联动。双方着力打破电-碳市场交易壁垒，联合组织开展绿电交易，创新应用区块链技术研究出具适用于欧盟“碳关税”“碳足迹”政策要求的绿电交易凭证，确保用户信息、交易电量、电量类型、来源电厂、等效二氧化碳减排量等绿电绿色属性所有权的清晰和唯一，做到可记录、可追溯、可存证。

湖北省内首场绿电交易签约仪式上颁发的湖北绿色电力交易凭证

为顺利组织本场绿色电力交易，湖北电力交易中心联合湖北碳排放权交易中心召开绿电交易培训暨供需洽谈会，帮助市场主体全面了解绿电交易机制，为购售双方提供供需洽谈平台，积极争取政策支持，扩大新能源参与电力市场化交易比例以满足市场主体对绿电交易的需求。在多方努力支持下，湖北省内首场绿色电力交易成交电量 4.62亿千瓦时，等效二氧化碳减排量33万吨，71家参与交易的电力用户获颁“绿色电力交易凭证”。

 

看点02. 广西企业绿电交易细则出炉！

4月1日，广西工业和信息化厅印发《2022年广西绿色电力市场化交易实施方案》，明确了广西自治区绿色电力交易的相关细节问题。关键点如下。

1、参与交易各方的准入条件

1）卖方：发电企业

现阶段为广西电网电力调度控制中心及地市级电力调度机构调管的集中式风电、光伏发电企业。因此，分布式光伏暂时没办法参与。

2）买方：电力用户

10千伏及以上工商业电力用户(两部制用电)、现代服务业集聚区生产性服务业用户；电力用户可选择自行参与交易,也可由售电公司代理交易。

3）其他参与方

输电方（主电网企业、地方电网企业）、售电公司具体参考下图

2、交易方式

2022年暂采用：双边协商方式并按月组织。

绿色电力交易的标的为附带绿证的风电、光伏等绿色电力发电企业的次年、次月上网电量。绿色电力交易电量进入市场，按照"月结月清"原则开展市场化结算。批发交易用户月度结算时，优先结算绿色电力交易月度分解电量，其次结算常规电能量交易月度分解电量。

3、交易电量

1）未享受国家政策性补贴的风电、光伏等电量；

2）自愿承诺退出国家政策性补贴的电量，可视同为未享受国家政策性补贴。

3）已享受国家政策性补贴，在全生命周期合理利用小时数之外的风电、光伏等电量。其中,在未达到全生命周期合理利用小时前参与交易的风电、光伏等电量,不计入项目合理利用小时数,暂不领取补贴。

很明确：参与交易的电量，没有补贴！前不久三部委下发的补贴自查通知，自查表格里明确要求写明参与交易的电量。

年度交易电量上限  风电项目：2325.7小时、光伏项目1118小时

月度交易电量上限  风电项目：193.81小时、光伏项目93.17小时

4、交易价格

绿色电力交易价格=绿色电力电能量价格+环境溢价

绿色电力电能量价格原则上为：核定的风电、光伏发电企业上网电价交易价格上限：0.50724元/千瓦时（煤电基准价0.4227元/千瓦时上浮20%）

交易价格下限：0.4207元/千瓦时（煤电基准价）

5、结算模式

按照绿色电力的交易价格，电费的流向如下：

电力用户→→（售电公司）→→电网企业→→发电企业

6、绿证划拨

广西电力交易中心以绿色电力发电企业为单位、按发电项目汇总 ,申请办理绿证的核发、划转手续。绿证由国家可再生能源信息管理中心核发。国家可再生能源信息管理中心通过广州电力交易中心将绿证批量核发至有关发电企业，广州电力交易中心根据绿色电力交易结算结果将绿证划转至对应的电力用户，按照发电企业、电网企业、售电公司、电力用户的总体流向进行交易，不允许逆向交易。

 

 

看点03. 37家光伏上市公司业绩大汇总！

2021年的光伏产业日新月异，对于企业经营到底产生了怎样的影响？又将对光伏行业未来的发展有怎样的预兆？平台通过对国内A股光伏企业的核心经营数据进行梳理分析，以期发现我国光伏行业正在经历或即将迎来的机遇和挑战。

 

目前，国内光伏行业形成了以硅为主的产业链模式，涵盖硅料、电池、组件、电站等上中下游23个环节，数百家企业，其中，也不乏许多光伏上市公司。

截至发稿，国内光伏企业中，共有37家A股上市公司公布2021年年报。营收总体保持增长，部分企业营收爆发式增长。净利润方面表现不一，但上游硅料、铝材持续性涨价明显产生了一定影响，亏损多集中在中游金刚线、电池片、边框生产制造企业。

上游

上游原材料由于成本承压较小，加之行业需求上行，净利润普遍出现大幅增长情况。从目前的业绩状况来看，上游企业依然是光伏产业的重中之重。

 
中游

中游涵盖产业众多，但企业净利润普遍较低，细分领域明显呈现“寡头化”。2021年至今，各路巨头动作频频，伴随产业链持续波动，巨头们均采取各种战略措施及市场手段巩固自身的竞争地位。各企业盈利能力差距较大，利润较为集中，双星新材、福莱特、福斯特、阳光电源、比亚迪、中国能建等细分龙头企业经营状况依然游刃有余。

下游

下游电站直面客户，受整县推进等红利政策推动影响，2021年新增光伏装机量54.88GW，安装体量激增使得下游企业成本承压有所缓解。尤其是口碑信誉较好的龙头企业，仍有较大发展空间。

（注：业务涵盖广的企业不做重复统计）

总体来看，我国光伏产业呈现出明显质变，正逐步转入市场化、规模化，各细分领域头部企业竞争优势明显。加之今年以来各大企业“连横合纵”之策频出，没有核心竞争力的小微企业恐难有出头之日，我国光伏行业“新竞合时代”到来。未来，产业链互补、跨界合作或将成为行业发展常态。

营业收入排名情况如下：

 

看点04. 事关新老光伏电站，5月1日起新国标执行！

2021年10月11日，国家标准《并网电源一次调频技术规定及试验导则》（GB/T40595-2021）正式发布，该文件将于今年的5月1日开始实施，文件明确：接入35kV及以上电压等级的储能电站、风电、光伏等并网电源要按照该文件执行。其中光伏电站一次调频动态性能应满足下列规定：

l  一次调频有功功率的滞后时间应不大于1s

l  一次调频有功功率的上升时间应不大于5s

l  一次调频有功功率的调节时间应不大于15s

l  一次调频达到稳定时的有功功率调节偏差不超过士1%额定有功功率

关于“一次调频”，想必各位光伏人并不会觉得陌生。近年来，从西北五省（陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆）到南网辖区五省（云南、贵州、海南、广东、广西）。包括湖北、湖南在内的多个地方，都曾下发专门文件，要求存量风电场、光伏电站进行一次调频改造，新投产电站要具备一次调频功能。事到如今，即便还有省份仍未下发单独文件，但也都严格遵照《两个细则》里的规定，对一次调频安装有所要求。

2020年，国网山西公司下发《关于开展新能源场站一次调频改造工作的通知》，其中明确指出：新投产的新能源电站具备“一次调频”能力方可并网，并网后要进行“一次调频”试验，试验不合格需解网整改！

足以见得，“一次调频”正逐渐成为全国范围内对新能源项目的要求，而伴随着今年5月强制新国标的实施，当调频能力成为新能源场站的必备“技能”，届时，加装储能系统也将成为光伏电站的重要选项之一。

什么是一次调频？

“一次调频”也称快速频率响应，与二次调频（AGC）一同被认为是电网频率控制或频率调整的主要手段，近几年，随着新能源装机规模不断增多，单一地依靠二次调频渐渐不能满足电网安全稳定的运行要求，一次调频的重要性也凸显了出来。

前不久，全国新能源消纳监测预警中心发布了2021年的最新数据：

 

从图中不难看出：截止2021年底，国内已经有多个省份的风电、光伏累计装机占到本省总装机的30%以上，青海甚至超过60%！

众所周知，风电、光伏项目出力受天气瞬时波动影响很大，如果占比过高，传统的调频电站很有可能无法及时修补这种频繁、大负荷的频率波动。因直流闭锁或功率骤降引发的系统频率稳定风险也就越来越大。

正因如此，新能源占比最大的西北电网，也是最早提出“一次调频”要求的地区。

那么要如何实现“一次调频”的指标要求呢？

通过查阅政策文件和一次调频相关资料可知，目前，新能源场站（光伏发电站、风电场）一次调频功能的实现主要可通过以下几种方式实现：

（一）新能源场站保留有功备用

 

保留有功备用，就需要各场站业主在上报容量规模中预留一部分专门进行一次调频，这部分实际上不包含在并网容量内，也就是业主需要增加装机规模或者在原规模的基础上减少发电量来实现。

（二）配置储能

配置储能，即通过配置电池系统等管理系统实现调度控制要求，电池储能电源经由断路器和变压器进入电网。山西省电网要求“保留有功备用或配置储能”实现一次调频功能，其实目前只能通过增配储能实现，因为相比备用有功，配置储能相对更经济。

（三）增加一次调频装置

增加一次调频装置，通过一次调频装置与AGC控制系统的配合，一次调频装置将一次调频调节量与AGC系统电网下发的有功功率调节值进行代数叠加通过快速通道直接下发到通讯调装置，控制发电机组进行有功功率调节。

（四）改造风力发电机或逆变器

这种方法提出只是作为一种愿景，因为风电和光伏不能持续发电这一现实摆在眼前，目前的技术水平是无法做到像火电机组和水电机组那样进行平滑调频的。但目前无法实现不代表将来做不到，这种方式只能寄托与未来技术发展。

以上四种方式都需要投入大笔费用，从效果来看增加一次调频装置不能在根本上解决问题，从造价来看保留有功比配置储能投资更大，所以业界都主推配置储能，而且有些省份已经有了示范性项目。

上文中提到的国网山西公司，就在文件的第二条中给出了具体的解决方案：

1、保留有功备用或配置储能设备

2、加装有功控制系统，或者独立控制装置

保留有功备用，对于电站的电量损失非常大，多数时候不做考虑；配置储能设备，算是一个经济性相对较好的方案。

新国标对新能源场站一次调频要求的内容截图如下：

 

看点05. 全国首个N型TOPCon组件工商业屋顶电站

在国家大力发展清洁能源的当下，如何实现光伏产品降本增效的技术迭代，成为企业共同努力的热点方向之一。纵观整个光伏产业链，目前最具潜力的仍然是电池环节，因为电池效率每增加一个百分点，光伏系统成本降低6%左右。

站在新旧技术更迭关键节点上，电池正承载着时代的重任。而PERC时代红利的逐步消失，也使得电池面临着从P型到N型的转型之痛。 

据全球知名的德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）在2019年的报告显示，以Topcon和HIT为代表的N型电池理论极限效率远高于P型PERC电池，随着时间的推移和技术的逐渐成熟，N型电池也有望实现更高的量产电池效率。

预计到2031年，N型电池技术的市场份额会突破50%，有望产生超过150GW的市场需求，相较于2021年N型电池约5GW的年产量水平有30倍以上的提升，未来一段时间会是N型电池技术相关配套产业的投资热潮。

众所周知，N型光伏电池技术的优点大致可以概括为：转换效率高、温度系数低、光衰减小、更优的弱光响应、更高的双面率等。这些综合优势使得N型电池在全生命周期内的发电量，普遍高于市面上主流的P型电池。

因此，在建造同等规模的光伏电站时，使用N型组件可以减少组件、土地、立柱、支架、线缆和逆变器等辅件的使用量，节约光伏发电系统BOS成本，提高电站收益率。

 

近日，媒体实地探访了一座400kW的工商业光伏电站——风行电力苏州星派克项目。

该电站已经稳定运行近两年的时间，采用1320块一道新能335W的N型双面双玻组件产品，这也是一道新能的首个N型组件屋顶项目。

据风行电力提供的数据显示，相较于普通电站，全N型组件电站的发电量增加了20%，等效小时利用数位于江苏地区前1%，基于N型组件优异的低辐照表现，从风行电力一年半的监控结果来看，即使在阴天也能产生更好的发电效益。

电站一年的发电量高达52万kWh，足以满足厂房用电需求，并能够减少二氧化碳排放至少518吨，在践行低碳环保的同时，节省约12万电费，按照25年的基本运行时长计算，能够节省的电费总额将在200万-300万元之间。

风行电力张总表示：“对于分布式电站来说，投资收益率是最重要的权衡指标。”

从实际运行来看，相较于P型组件，N型组件功率增加了10-15W，组件效率大于21.7%，双面率也大于80%，可以将光伏电站背面增益提高30%。其次，一道新能这款N型组件采用的是多主栅、半片技术，具有双面全黑的优雅外观，安装在屋顶也非常漂亮。

此外，从质保角度来看，一道新能N型组件首年功率衰减在1%以下，30年功率质保期后组件功率也不低于额定功率的87.4%。在电站的整个生命周期中，通过对电站的智能实时监控系统，及时发现异常，进行维修改善，也是让客户更放心的一个重要保障。

鉴于N型组件在发电性、稳定性、上的优异表现，风行电力陈总表示：“未来计划将在公司开发的工商业屋顶项目，更多的采用一道新能的N型产品。”

随着“双碳”目标的确立和“整县推进”政策的落实，分布式光伏电站也迎来了重大发展机遇，凭借自身优势，N型组件在不断迭代的光伏产品中，有望成为主流光伏产品。

 

看点06. 新型储能，大型“充电宝”怎么建？

用电低谷时，利用电能将空气压缩到盐穴中；用电高峰时，再释放空气，推动空气透平发电。在江苏金坛盐穴压缩空气储能项目，地下千米的盐穴化身大型“充电宝”，一个储能周期可存储电量30万度，相当于6万居民一天的用电量。

这种压缩空气储能是新型储能“家族”中的一员。日前，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《实施方案》）提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。

新型储能究竟是什么？“十四五”时期要如何发展？记者进行了采访。

既能平滑不稳定的风电光伏，也能配合常规火电等参与电力系统调峰调频

通常来说，新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等。

为什么要高质量、规模化发展新型储能？这是当前新能源开发规模快速增加、负荷峰谷差持续拉大背景下，提升电力系统调节能力、保障电力系统安全运行的必然需求。

要知道，风电、光伏都是“看天吃饭”，其发电具有波动性、间歇性，“极热无风”“极寒无光”。随着未来大规模、高比例应用，再加上煤电面临转型、新增装机规模趋缓，如果遇到无风无光、阴冷冰冻的极端天气，风电光伏发电出力大减，电力供应由谁来保障？

储能的作用可以通俗理解为“充电宝”， 风电、光伏大发时或者用电低谷时充电，风光出力小或者用电高峰时放电。既能平滑不稳定的光伏发电和风电，提高可再生能源占比，也能配合常规火电、核电等电源，为电力系统运行提供调峰调频等辅助服务，提高电力系统的灵活性。

3月20日，位于浙江绍兴的35千伏红星变电站内，最后4台集装箱式电池组被吊装至预定位置。至此，浙江首个35千伏电网侧直挂式储能电站进入并网投运倒计时。“储能电站的最大功率为6兆瓦，可支持约3000台家用2匹空调同时工作2小时。”国网绍兴市上虞区供电公司副总工程师陈岳峰介绍，根据测算，储能电站建成后，上虞220千伏道墟变电站的峰谷差率将从现在的43.5%降至35.4%，有助于削峰填谷、平滑负荷曲线。

建设周期短，选址简单灵活，调节能力强

“新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性较好，优势逐渐凸显，加快推进先进储能技术规模化应用势在必行。”国家能源局有关负责人介绍。

看建设周期，抽水蓄能电站建设周期通常为6至8年，新型储能中的电化学储能项目建设周期为3至6个月，新型压缩空气储能项目建设周期一般为1.5至2年。

看选址和应用场景，“抽水蓄能电站选址往往需要找地势落差较大的地方，但容量效益强、单站规模大，适宜电网侧大规模、系统级应用；新型储能单站体量可大可小，环境适应性强，能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景，可以作为抽水蓄能的增量补充。”国网能源研究院新能源与统计研究所副所长黄碧斌介绍。

再看调节能力，新型电化学储能的反应速度快，可以做到毫秒至秒级的响应。

国家能源局有关负责人介绍，“十三五”以来，我国新型储能实现由研发示范向商业化初期过渡，实现了实质性进步。锂离子电池、压缩空气储能等技术已达到世界领先水平，2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦。

以电化学储能技术为例，近年来，电池安全性、循环寿命和能量密度等关键技术指标得到大幅提升，应用成本快速下降。“近5年，锂电池能量密度提高了1倍以上、循环寿命提高了2至3倍、应用成本下降超过60%。”黄碧斌举例。

未来，新型储能的发展空间广阔。中科院电工研究所储能技术研究组组长陈永翀说，尽管我国的储能装机规模世界第一，但储能与风电光伏新能源装机规模的比例（简称“储新比”）不到7%；相对而言，其他国家和地区的平均储新比已达15.8%。随着新能源发电规模的快速增加，我国储新比还有很大的增长空间。

鼓励不同技术路线，“高安全、低成本、可持续”是共同目标

《实施方案》提出“市场主导、有序发展”的基本原则，明确新型储能独立市场地位，并提出充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。“过去，新型储能更多是作为火电厂的辅助参与调频，明确独立市场地位后，未来结合电价政策的出台，新型储能可以独立参与并网调度、交易结算等，有利于加快新型储能的市场化步伐。”陈永翀说。

新型储能优势颇多、迎来发展机遇，但在业内看来，未来规模化、产业化、市场化发展，至少有安全和成本“两道坎”要跨过。

安全是新型储能发展的底线。“目前锂电储能系统还没有达到本质安全的目标，管控不当的话有燃烧爆炸风险。”陈永翀认为，未来需要发展本质安全技术，即在电池热失控之前就要做到内部安全可控，不能依赖热失控后的外部消防措施。黄碧斌认为，新型储能模块、电池柜等方面的安全标准、安全风险评估流程尚需完善和规范。

对此，《实施方案》提出，加强新型储能安全风险防范，明确新型储能产业链各环节安全责任主体，建立健全新型储能技术标准、管理、监测、评估体系，保障新型储能项目建设运行的全过程安全。

成本方面，以目前占据主流的电化学储能为例，黄碧斌介绍，按照现在普遍的成本计算，即使日均两充两放，全寿命周期单次充放度电成本超过0.5元/千瓦时。不仅如此，加大安全投入也会增加储能项目成本。他建议，面向电力系统应用场景需求，加快推动长寿命、低成本、高安全、高效率的先进电化学储能材料，以及大容量、长时间的新型储能技术研发。

同时，还要加快建立新型储能价格等成本疏导机制。“当前有关部门已出台加快推动新型储能发展的指导意见、‘十四五’实施方案等，鼓励储能项目通过电力市场疏导成本、获取收益。但目前参与市场的准入条件、交易机制等细则尚未明确，各侧储能缺乏成熟的商业模式，企业安装储能的积极性并不高。”黄碧斌建议，进一步细化电网侧独立储能参与市场机制，完善电网侧替代性储能价格疏导机制，完善峰谷电价、尖峰电价政策，优化峰谷电价价差，为用户侧储能发展创造空间。

除了安全和成本问题，陈永翀认为，当前新型储能发展还面临一些问题，例如一些地方要求新能源强制配套储能，但新能源配储比例不科学；新型储能调用少、利用率低，需要进一步明确新型储能系统的并网接入和调度标准等。

新型储能的技术路线呈现多元化，国家能源局有关负责人介绍，《实施方案》对新型储能技术创新加强战略性布局和系统性谋划，提出研发储备技术方向，鼓励不同技术路线“百花齐放”，同时兼顾创新资源的优化配置，“此外，还要坚持示范先行的原则，积极开展技术创新、健全市场体系和政策机制方面的试点示范，通过示范应用带动技术进步和产业升级。”

“目前建设的新型储能项目80%以上都是锂离子电池，占比最高；其他类型，例如液流电池、铅酸电池、储热蓄冷等占比较小。锂电储能综合性能较好，但仍需进一步解决安全问题和资源回收问题；液流电池安全，也方便回收再生，但系统成本较高。”陈永翀认为，储能应用场景很丰富，每种场景的性能要求各不相同，有的对功率要求高、有的对容量需求大，储能技术各有特点，未来多种储能路线将并行发展。

“尽管如此，‘高安全、低成本、可持续’是所有储能技术发展的共同目标。要加快建立以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的绿色储能技术创新体系。”陈永翀说。