隨著社會的進步，科技的發展，人們對能源的需求越來越大，而現有的能源有限，需要人們不斷發展新能源，而太陽能就是一個不錯的選擇，人們開始大力發展太陽能能發電。2019年，無疑是以風電、光伏為代表的新能源沖刺平價之年。風電平價大基地開建、光伏平價項目陸續開工。陸上風電、集中式光伏正加速走完平價前的“最后一公里”。
與此同時，光熱、儲能、氫能等雖短期內仍不具備經濟性，但也步入降本的快車道。放眼未來，平價之后，擺脫補貼依賴的新能源，不僅更清潔，而且更便宜。市場需求的自然釋放將為其持續健康發展打開一扇全新的窗。丟掉補貼“拐杖”，意味著電價政策調整帶來的產業波動可以避免，“搶裝”從此成為歷史。產業發展節奏更有預期，產業成長環境得以改善。2020年實現風電、光伏平價上網目標近在咫尺。對于新能源而言，平價是起點，不是終點。
風電“搶裝潮”來襲 產業鏈全面吃緊
受風電上網電價政策調整影響，“搶裝”成了2019年風電行業的熱詞。今年5月，國家發改委對風電上網電價政策進行調整，明確2018年底之前核準的陸上風電項目，2020年底前仍未完成并網的，國家不再補貼;自2021年1月1日起，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼，海上風電新核準風電指導價也有所下調。
為獲得更高的上網電價，風電開發商開啟了一輪風風火火的“搶裝潮”，我國風電市場風向也隨之發生轉變。經歷了2016、2017年兩年風電新增裝機下滑的“低迷期”，風電整機價格在2018年下半年跌到了谷底，而“搶裝潮”的來襲卻讓整機商業績出現回暖。風電整機從買方市場迅速轉變為賣方市場，風電整機價格觸底反彈。2019年下半年風機招標均價超過3900元/千瓦，較2018年同期上漲近三成。
各大整機商積極保供交付，我國風電產業鏈也因此經受持續考驗。風機葉片、軸承、鑄件等核心零部件供不應求，價格“水漲船高”。巴沙木作為風機葉片主要原材料，一時間價格翻倍。供應鏈緊張引發業內擔憂，受限于零部件短缺、施工容量等因素，多省市大量已核準項目預計難以按期完成。如何在保證開發商電價收益的同時，保證風電產業高質量發展，將是未來關注的重點。
伴隨補貼政策調整，陸上風電平價上網步入倒計時，我國風電產業是否能順利擺脫補貼“拐杖”，形成產業發展的內生驅動力，我們拭目以待。
光伏裝機現結構性調整 集中式分布式兩極分化
回望2019年國內光伏的新增裝機，有人形容是“斷崖式”下跌，有人稱其為腰斬。目前公布的統計數據顯示，前三季度，全國光伏發電新增裝機1599萬千瓦，同比大降53.7%。
誠然，遲到的管理政策難辭其咎。一輪輪意見征求，一層層申報評定，7月11日，2019年光伏發電項目國家補貼競價結果“千呼萬喚始出來”，其中擬納入國家競價補貼范圍的項目總裝機近2300萬千瓦。光伏電站建設周期雖不長，但項目建設涉及土地、電網消納等諸多環節，加之秋冬天氣對施工進度的影響，留給企業的時間已然不多。
年初的預期目標顯然難以達到，但總體裝機下滑的過程中，結構性變化卻帶給人們新的驚喜——1-9月，全國集中式光伏電站新增裝機規模為773萬千瓦，占比48.32%;分布式光伏新增裝機規模為826萬千瓦，占比51.68%。這是近5年來，前三季度分布式光伏新增裝機量首次超過集中式光伏電站。曾經，集中式發展的光伏電站，正順勢而變，走進尋常百姓家。中國光伏產業結構優化調整初見成效。
隨著平價上網漸行漸近，光伏產業正在從“政策驅動”邁向“需求驅動”，穩定、及時的政策是保證產業健康發展的基石，而對綠色、清潔能源的需求和愿望實乃中國光伏長效發展的源動力。
光伏企業“出?！泵?拉動制造端逆勢增長
在國內光伏新增裝機同比大幅下降的情況下，2019年光伏制造端卻出現逆勢增長。這受益于光伏“出?！苯輬箢l傳。
潮平兩岸闊——2019年上半年，全球光伏發電新增裝機量達到約47吉瓦。其中，越南、烏克蘭、墨西哥等新興市場加速崛起，西班牙等傳統光伏市場恢復性增長。風正一帆懸——1-9月，我國光伏產品出口總額達162.2億美元，超2018年全年總額，同比增長32.8%，創歷史新高。其中，組件出口額大幅增長41.8%，出口量超過53吉瓦，較2018年全年同比大增80%。
在海外市場爆發式崛起的背景下，我國光伏制造端“火力全開”：今年1-9月，國內多晶硅、硅片、電池片、組件產量分別為24.2萬噸、99.4吉瓦、82.2吉瓦和75吉瓦，同比增長32.1%、44.3%、48.6%、32%。放眼全球光伏市場，我國生產的多晶硅、硅片、電池片、組件、逆變器占比分別為58%、93%、74%、72%、62%，上述各環節產量排名世界前十的企業中，我國企業均占據一半以上席位?！爸袊圃臁弊呦蛉?，蹄疾步穩。
在國內光伏發電新增建設規模進行優化調整的過程中，傳統海外市場的復蘇以及新興海外市場的不斷涌現成為我國光伏產制造業持續、穩定發展的及時雨。利用海內海外兩種資源，發力國內國際兩個市場，中國光伏必將行穩致遠。
“三北”風電開發回流 大基地開發再啟航
規?；?、基地式開發是風電降低全生命周期度電成本的重要途徑。2019年，風電大基地建設再次在“三北”地區揚帆起航。截至目前，內蒙古烏蘭察布、青海海南州等多地區都在積極推進超百萬千瓦風電開發項目，大規模風電基地正吹響風電平價上網的前奏。數年前，風力資源條件優越的“三北”地區苦于“棄電”，多省市大規模開發風電項目幾經擱置，隨著建設“綠電”外送通道、可再生能源電力交易等措施的完善，“三北”地區風電大基地開發又一次成為熱點。
今年9月，國家電力投資集團有限公司宣布將投資約400億元，在烏蘭察布建設風電基地一期600萬千瓦示范項目，這一項目也成為我國首個大規?？稍偕茉雌絻r上網示范項目。同月，中廣核宣布于烏蘭察布建設200萬千瓦風電平價基地項目。2019年，大型國有企業“大手筆”入局風電的例子不勝枚舉，在規模效應的加持下，風電大基地項目度電成有望出現顯著下降。
陸上風電大基地已讓業內看到了“平價時代”的第一縷光。
新型光伏技術百家爭艷 帶動度電成本一降再降
科學技術是第一生產力。2019年，站在平價上網的關口，面向度電成本降低的需求，中國光伏的生產力革新正逢其時。
著眼電池端，2019年，8種類型的電池刷新了效率紀錄。主流晶硅電池中，多晶硅PERC電池效率由22%提升至22.8%，單晶硅PERC電池效率由23.1%提升至24.03%。同時，企業紛紛布局薄膜電池、鈣鈦礦電池、異質結電池等新型電池技術。2019年，HIT電池效率由23.7%提升至24.85%，TOPCon電池效率由23.1%提升至24.58%，鈣鈦礦單結電池效率由23.32%提升至23.7%。不可否認，受制于成本、穩定性等因素，新一代電池技術離規模化應用仍有一段距離，相信時間會給出最好的選擇。在組件端，疊瓦和半片技術受到市場青睞，組件功率提升的背后，成本、良率等問題也面臨新的挑戰。
百花齊放，殊途同歸。通過提升電池和組件效率以實現最低度電成本成為國內光伏企業的共同選擇。光伏企業正在不斷刷新電池端、組件端的功率、效率等性能輸出，提升自身研發能力，傳統擴產降本的競爭模式已轉向技術致勝的博弈。
海上風機大型化趨勢明朗 國產大風機“利刃出鞘”
2019年，各大整機商紛紛下線5兆瓦以上的大風機，6兆瓦、8兆瓦、10兆瓦……國產大機組不斷創出容量新高。
從最早的千瓦級小風機到如今的兆瓦級大風機，我國風電技術水平和國外差距不斷縮小，風電制造能力躍居世界前列。過去數年間，國內多家制造企業積極布局大兆瓦風電機組，同時，國家相關部門也多次發布政策，大力推進風電產業關鍵設備國產化進程。國產大兆瓦風機技術的突破，將助力我國海上風電逐步駛向深海、遠海。
當前，我國海上風電產業已進入“競價”階段，2019年多省市相繼發布最新海上風電項目競爭配置結果，在大兆瓦機組的加持下，海上風電是否能夠承受補貼退坡的壓力甚至走向平價?
必須看到，我國海上風電產業仍處于起步期，不可避免的是，與大功率海上風機相匹配的齒輪箱、發電機、鑄件、主軸承等核心零部件仍是行業掣肘因素。與陸上風電相比，海上風電運維成本高，在順應大機組發展趨勢的同時，如何降低海上風電平準化度電成本、提高海上風電場規模開發利用的整體經濟性，將是行業未來持續關注的話題。
電化學儲能“踩剎車” 商業模式仍待探尋
這是電化學儲能踩下剎車的一年。
2019年，我國電化學儲能未能延續2018年的發展盛況。今年1-9月，我國新增投運電化學儲能裝機規模為207.6兆瓦，同比下降37.4%。這與年初“今年我國電化學儲能累計投運規模達到1.92吉瓦，年增速約為89%”的預測相差甚遠。在各地儲能政策層出不窮的情況下，儲能市場需求卻依舊疲軟。“沒有可行的商業模式”成為業內對今年市場發展的歸納總結。2018年，以國家電網為代表的大型央企注資儲能示范項目，儲能風頭盛極一時。但在產業發展初期沒有清晰的盈利模式下，想一直保持高速發展無疑是無源之水。
雪上加霜的是，今年4月，國家發改委發布了《輸配電定價成本監審辦法(修訂征求意見稿)》，明確充電樁、三產、售電、抽水蓄能、電儲能設施乃至綜合能源服務等與輸配電業務無關的費用，不得計入輸配電定價成本，這意味著此前市場期待的輸配電價還不能成為儲能行業新的可行商業模式。年底，國家電網一紙《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》更是將電網側電化學儲能投資打入“嚴禁”之列。
困難中找方向，迷茫中謀出路。在可再生能源快速發展的背景下，儲能的未來仍被業內看好。對于一個新興產業而言，一味過熱的市場反而不利于企業靜心反思。被潑了一盆冷水也許更有助于企業苦練內功。畢竟，從產品上提升競爭力，謀求適合自己的商業模式才是王道。
光熱發電示范項目陷困境 電價政策有待進一步明確
相對于風電、光伏等其他新能源，光熱發電的平價之路更為遙遠和艱辛。
截至目前，2019年僅有中電青海共和50兆瓦熔鹽塔式光熱發電項目成功并網。玉門鑫能50兆瓦熔鹽塔式光熱項目、烏拉特中旗中核龍騰100兆瓦槽式導熱油光熱項目等4個首批光熱發電示范項目仍在建設中。2016年，國家能源局批準建設第一批20個光熱示范項目。3年來，并網投運的項目不足一半。資金成為光熱發電示范項目發展的瓶頸。由于我國光熱發電項目起步較晚，遠沒有達到經濟規模，項目成本較高。同時，光熱發電項目都集中在西部地區，當地燃煤發電標桿上網電價較低，因此目前光熱發電對電價補貼的依賴程度仍然較高。
據《國家發展改革委關于太陽能熱發電標桿上網電價政策的通知》，2018年12月31日前全部建成投產的首批示范項目執行每千瓦時1.15元的標桿上網電價。首批示范項目建設期限可放寬至2020年12月31日，建立逾期投運項目電價退坡機制。若在2019年內并網投運，其電價將降低0.01元/千瓦時，且隨著并網時間的延遲，電價將進一步降低。
在未來上網電價尚不明確的情況下，企業無法計算收益率，因此有部分企業已經暫停了光熱發電示范項目建設工作。在此情況下，如何盤活資金，尋找適應的融資方式成為光熱發電示范項目建設的關鍵。借助首批示范項目，積極探索新型技術、運營模式和融資方式，為后續項目提供重要借鑒和參考，才能走出適合光熱發電自身特色的降本增效之路。
氫能產業持續大熱 去虛夯實方能長遠
2019年對于氫能產業而言是大熱的一年。自今年3月氫能首次被寫進《政府工作報告》，要求“推進充電、加氫等設施建設”以來，各地政府相繼出臺政策規劃，希望搶占產業風口，尋求經濟增長新動能。據粗略統計，氫能相關市場規模達萬億元。在這一巨大市場的引力之下，全國多地相繼宣布打造氫都、氫谷、氫能小鎮，與此同時，氫能概念股在資本市場大行其道。這也引來了氫能產業是否存在“虛火”的質疑。
熱產業更需要冷思考。合理的質疑、審慎的態度對產業發展并非壞事。正如所有新興產業一樣，一擁而上是產業發展初期常常出現的狀況。必須看到，氫能發展仍缺乏戰略性頂層設計，相關標準制定不完善、技術短板仍需補齊。只有去虛夯實，產業發展才能持續、穩健。相信再過幾年到幾十年，當人類利用太陽能的技術很成熟的時候，這樣就有了無窮盡的能源供給社會的使用，再當下就需要研究者更加努力研究新技術。