2019年，无疑是以风电、光伏为代表的新能源冲刺平价之年。风电平价大基地开建、光伏平价项目陆续开工。陆上风电、集中式光伏正加速走完平价前的“最后一公里”。

与此同时，光热、储能、氢能等虽短期内仍不具备经济性，但也步入降本的快车道。

放眼未来，平价之后，摆脱补贴依赖的新能源，不仅更清洁，而且更便宜。市场需求的自然释放将为其持续健康发展打开一扇全新的窗。

丢掉补贴“拐杖”，意味着电价政策调整带来的产业波动可以避免，“抢装”从此成为历史。产业发展节奏更有预期，产业成长环境得以改善。

2020年实现风电、光伏平价上网目标近在咫尺。对于新能源而言，平价是起点，不是终点。

风电“抢装潮”来袭产业链全面吃紧

受风电上网电价政策调整影响，“抢装”成了2019年风电行业的热词。

今年5月，国家发改委对风电上网电价政策进行调整，明确2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；自2021年1月1日起，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴，海上风电新核准风电指导价也有所下调。

为获得更高的上网电价，风电开发商开启了一轮风风火火的“抢装潮”，我国风电市场风向也随之发生转变。

经历了2016、2017年两年风电新增装机下滑的“低迷期”，风电整机价格在2018年下半年跌到了谷底，而“抢装潮”的来袭却让整机商业绩出现回暖。风电整机从买方市场迅速转变为卖方市场，风电整机价格触底反弹。2019年下半年风机招标均价超过3900元/千瓦，较2018年同期上涨近三成。

各大整机商积极保供交付，我国风电产业链也因此经受持续考验。风机叶片、轴承、铸件等核心零部件供不应求，价格“水涨船高”。巴沙木作为风机叶片主要原材料，一时间价格翻倍。

供应链紧张引发业内担忧，受限于零部件短缺、施工容量等因素，多省市大量已核准项目预计难以按期完成。如何在保证开发商电价收益的同时，保证风电产业高质量发展，将是未来关注的重点。

伴随补贴政策调整，陆上风电平价上网步入倒计时，我国风电产业是否能顺利摆脱补贴“拐杖”，形成产业发展的内生驱动力，我们拭目以待。

光伏装机现结构性调整集中式分布式两极分化

回望2019年国内光伏的新增装机，有人形容是“断崖式”下跌，有人称其为腰斩。目前公布的统计数据显示，2019年前三季度，全国光伏发电新增装机1599万千瓦，同比大降53.7%。

诚然，迟到的管理政策难辞其咎。一轮轮意见征求，一层层申报评定，2019年7月11日，2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果“千呼万唤始出来”，其中拟纳入国家竞价补贴范围的项目总装机近2300万千瓦。光伏电站建设周期虽不长，但项目建设涉及土地、电网消纳等诸多环节，加之秋冬天气对施工进度的影响，留给企业的时间已然不多。

年初的预期目标显然难以达到，但总体装机下滑的过程中，结构性变化却带给人们新的惊喜——2019年1-9月，全国集中式光伏电站新增装机规模为773万千瓦，占比48.32%；分布式光伏新增装机规模为826万千瓦，占比51.68%。这是近5年来，前三季度分布式光伏新增装机量首次超过集中式光伏电站。曾经，集中式发展的光伏电站，正顺势而变，走进寻常百姓家。中国光伏产业结构优化调整初见成效。

随着平价上网渐行渐近，光伏产业正在从“政策驱动”迈向“需求驱动”，稳定、及时的政策是保证产业健康发展的基石，而对绿色、清洁能源的需求和愿望实乃中国光伏长效发展的源动力。

光伏企业“出海”忙拉动制造端逆势增长

在国内光伏新增装机同比大幅下降的情况下，2019年光伏制造端却出现逆势增长。这受益于光伏“出海”捷报频传。

潮平两岸阔——2019年上半年，全球光伏发电新增装机量达到约47吉瓦。其中，越南、乌克兰、墨西哥等新兴市场加速崛起，西班牙等传统光伏市场恢复性增长。

风正一帆悬——2019年1-9月，我国光伏产品出口总额达162.2亿美元，超2018年全年总额，同比增长32.8%，创历史新高。其中，组件出口额大幅增长41.8%，出口量超过53吉瓦，较2018年全年同比大增80%。

在海外市场爆发式崛起的背景下，我国光伏制造端“火力全开”：2019年1-9月，国内多晶硅、硅片、电池片、组件产量分别为24.2万吨、99.4吉瓦、82.2吉瓦和75吉瓦，同比增长32.1%、44.3%、48.6%、32%。放眼全球光伏市场，我国生产的多晶硅、硅片、电池片、组件、逆变器占比分别为58%、93%、74%、72%、62%，上述各环节产量排名世界前十的企业中，我国企业均占据一半以上席位。“中国制造”走向全球，蹄疾步稳。

在国内光伏发电新增建设规模进行优化调整的过程中，传统海外市场的复苏以及新兴海外市场的不断涌现成为我国光伏产制造业持续、稳定发展的及时雨。

利用海内海外两种资源，发力国内国际两个市场，中国光伏必将行稳致远。

“三北”风电开发回流大基地开发再启航

规模化、基地式开发是风电降低全生命周期度电成本的重要途径。

2019年，风电大基地建设再次在“三北”地区扬帆起航。截至目前，内蒙古乌兰察布、青海海南州等多地区都在积极推进超百万千瓦风电开发项目，大规模风电基地正吹响风电平价上网的前奏。

数年前，风力资源条件优越的“三北”地区苦于“弃电”，多省市大规模开发风电项目几经搁置，随着建设“绿电”外送通道、可再生能源电力交易等措施的完善，“三北”地区风电大基地开发又一次成为热点。

2019年9月，国家电力投资集团有限公司宣布将投资约400亿元，在乌兰察布建设风电基地一期600万千瓦示范项目，这一项目也成为我国首个大规模可再生能源平价上网示范项目。同月，中广核宣布于乌兰察布建设200万千瓦风电平价基地项目。2019年，大型国有企业“大手笔”入局风电的例子不胜枚举，在规模效应的加持下，风电大基地项目度电成有望出现显著下降。

陆上风电大基地已让业内看到了“平价时代”的第一缕光。

新型光伏技术百家争艳带动度电成本一降再降

科学技术是第一生产力。2019年，站在平价上网的关口，面向度电成本降低的需求，中国光伏的生产力革新正逢其时。

着眼电池端，2019年，8种类型的电池刷新了效率纪录。主流晶硅电池中，多晶硅PERC电池效率由22%提升至22.8%，单晶硅PERC电池效率由23.1%提升至24.03%。同时，企业纷纷布局薄膜电池、钙钛矿电池、异质结电池等新型电池技术。2019年，HIT电池效率由23.7%提升至24.85%，TOPCon电池效率由23.1%提升至24.58%，钙钛矿单结电池效率由23.32%提升至23.7%。不可否认，受制于成本、稳定性等因素，新一代电池技术离规模化应用仍有一段距离，相信时间会给出最好的选择。在组件端，叠瓦和半片技术受到市场青睐，组件功率提升的背后，成本、良率等问题也面临新的挑战。

百花齐放，殊途同归。通过提升电池和组件效率以实现最低度电成本成为国内光伏企业的共同选择。光伏企业正在不断刷新电池端、组件端的功率、效率等性能输出，提升自身研发能力，传统扩产降本的竞争模式已转向技术致胜的博弈。

海上风机大型化趋势明朗国产大风机“利刃出鞘”

2019年，各大整机商纷纷下线5兆瓦以上的大风机，6兆瓦、8兆瓦、10兆瓦……国产大机组不断创出容量新高。

从最早的千瓦级小风机到如今的兆瓦级大风机，我国风电技术水平和国外差距不断缩小，风电制造能力跃居世界前列。过去数年间，国内多家制造企业积极布局大兆瓦风电机组，同时，国家相关部门也多次发布政策，大力推进风电产业关键设备国产化进程。国产大兆瓦风机技术的突破，将助力我国海上风电逐步驶向深海、远海。

当前，我国海上风电产业已进入“竞价”阶段，2019年多省市相继发布最新海上风电项目竞争配置结果，在大兆瓦机组的加持下，海上风电是否能够承受补贴退坡的压力甚至走向平价？

必须看到，我国海上风电产业仍处于起步期，不可避免的是，与大功率海上风机相匹配的齿轮箱、发电机、铸件、主轴承等核心零部件仍是行业掣肘因素。与陆上风电相比，海上风电运维成本高，在顺应大机组发展趋势的同时，如何降低海上风电平准化度电成本、提高海上风电场规模开发利用的整体经济性，将是行业未来持续关注的话题。

电化学储能“踩刹车”商业模式仍待探寻

这是电化学储能踩下刹车的一年。

2019年，我国电化学储能未能延续2018年的发展盛况。2019年1-9月，我国新增投运电化学储能装机规模为207.6兆瓦，同比下降37.4%。这与年初“今年我国电化学储能累计投运规模达到1.92吉瓦，年增速约为89%”的预测相差甚远。

在各地储能政策层出不穷的情况下，储能市场需求却依旧疲软。“没有可行的商业模式”成为业内对今年市场发展的归纳总结。2018年，以国家电网为代表的大型央企注资储能示范项目，储能风头盛极一时。但在产业发展初期没有清晰的盈利模式下，想一直保持高速发展无疑是无源之水。

雪上加霜的是，2019年4月，国家发改委发布了《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》，明确充电桩、三产、售电、抽水蓄能、电储能设施乃至综合能源服务等与输配电业务无关的费用，不得计入输配电定价成本，这意味着此前市场期待的输配电价还不能成为储能行业新的可行商业模式。年底，国家电网一纸《关于进一步严格控制电网投资的通知》更是将电网侧电化学储能投资打入“严禁”之列。

困难中找方向，迷茫中谋出路。在可再生能源快速发展的背景下，储能的未来仍被业内看好。对于一个新兴产业而言，一味过热的市场反而不利于企业静心反思。被泼了一盆冷水也许更有助于企业苦练内功。毕竟，从产品上提升竞争力，谋求适合自己的商业模式才是王道。

光热发电示范项目陷困境电价政策有待进一步明确

相对于风电、光伏等其他新能源，光热发电的平价之路更为遥远和艰辛。

2016年，国家能源局批准建设第一批20个光热示范项目。3年来，并网投运的项目不足一半。资金成为光热发电示范项目发展的瓶颈。

由于我国光热发电项目起步较晚，远没有达到经济规模，项目成本较高。同时，光热发电项目都集中在西部地区，当地燃煤发电标杆上网电价较低，因此目前光热发电对电价补贴的依赖程度仍然较高。

据《国家发展改革委关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，2018年12月31日前全部建成投产的首批示范项目执行每千瓦时1.15元的标杆上网电价。首批示范项目建设期限可放宽至2020年12月31日，建立逾期投运项目电价退坡机制。若在2019年内并网投运，其电价将降低0.01元/千瓦时，且随着并网时间的延迟，电价将进一步降低。

在未来上网电价尚不明确的情况下，企业无法计算收益率，因此有部分企业已经暂停了光热发电示范项目建设工作。在此情况下，如何盘活资金，寻找适应的融资方式成为光热发电示范项目建设的关键。

借助首批示范项目，积极探索新型技术、运营模式和融资方式，为后续项目提供重要借鉴和参考，才能走出适合光热发电自身特色的降本增效之路。

氢能产业持续大热去虚夯实方能长远

2019年对于氢能产业而言是大热的一年。自2019年3月氢能首次被写进《政府工作报告》，要求“推进充电、加氢等设施建设”以来，各地政府相继出台政策规划，希望抢占产业风口，寻求经济增长新动能。

据粗略统计，氢能相关市场规模达万亿元。在这一巨大市场的引力之下，全国多地相继宣布打造氢都、氢谷、氢能小镇，与此同时，氢能概念股在资本市场大行其道。这也引来了氢能产业是否存在“虚火”的质疑。

热产业更需要冷思考。合理的质疑、审慎的态度对产业发展并非坏事。正如所有新兴产业一样，一拥而上是产业发展初期常常出现的状况。必须看到，氢能发展仍缺乏战略性顶层设计，相关标准制定不完善、技术短板仍需补齐。只有去虚夯实，产业发展才能持续、稳健。