2021年国家发改委和能源局为落实“双碳”承诺，下发了《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022-2030年预期目标建议的函》《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》《光伏发电消纳监测统计管理办法（征求意见稿）》《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》4个主要文件，提出：2021年一次能源消费总量51.2亿吨标准煤、非化石能源占比16.6%，全社会用电量8万亿度，非水电可再生能源电力消纳12.7%。2030年一次能源消费总量60亿吨标准煤、非化石能源占比26%，全社会用电量11万亿千万时，非水电可再生能源电力消纳25.9%。

国家发改委公布2021年新建风电、光伏指导价在30个省市已降至燃煤基准价之下。根据电力规划院数据，“十四五”期间，风电系统受自然风力分布影响，装机增速年均为50GW。光伏系统储备的技术实施路径基本明晰，主要通过降低原材料成本和提高光电转化效率两方面提升竞争力，装机年均约60GW。

此外，我国光伏产业链完整，制造能力和市场占比均位居全球第一，具有全面领先优势，已成为同步参与国际竞争、实现端到端可控的战略性新兴产业。按照国家能源署预测，“十四五”期间全球新增光伏装机850GW，其中80%市场由我国企业供应。

2.储能政策出台和技术进步，提升光伏产业竞争力

随着双碳政策和生态文明战略落地实施，电力在终端能源结构比重越来越大，主要增量一是按照2030年50%的车辆转换成电动汽车，增加电力需求8%，需要新增电力负荷约75GW。二是5G基站建设新增电力负荷20GW以上。用电不规律性和突发性越来越突出，通过化学储能系统解决光伏间歇性和波动性，实现发电端输出与用电端负载匹配需求较大。

储能系统是电力生产过程“采-发-输-配-用-储”六大环节中一个重要组成部分，在能量搬移、建立微电网、调峰调频，提高电力系统运行稳定性等方面发挥重要作用。截止2020年底，全球累计投运电力储能189.8GW,其中抽水蓄能90.9%，电化学储能6.9%。我国共有149个储能项目，累计装机规模35.6GW，其中电化学储能3.28GW，占比9.2％。主要分布在广东、内蒙古、江苏、山东、安徽五个地区。

国家发展改革委在《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》中提出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。新能源和储能融合发展成为大趋势，2021年上半年，对新能源配套储能比例提出具体量化要求的省份已超过十个，大多数储能配置比例在10%-20%之间。

按照2020年储能变流器3元/W，光伏系统3.5元/W建造成本计，配套10%储能容量+1小时，10MW光伏电站度电成本从0.36元/KWh提高到0.40元/KWh。如按20%容量+1小时计，度电成本约增加0.07元/KWh。行业预计2022年储能成本下降到1.5元/W，配套储能的光伏发电综合成本低于火电，光伏经济性成为核心发展动力。以平均配套15%储能测算，预计到2025年新增化学储能规模约27GW，新增投资约405亿元。

3.电网输送体系建设和智能化水平升级

截至2020年底，我国正常运行22条特高压线路，年输送电量5318亿度，其中可再生能源2441亿度，占总输送电量的45.9％。可再生能源电量主要为水电，受制于风光电力不稳定性，输送电量占比仅约10%。电网消纳将成为影响光伏“十四五”新增规模的关键因素。

电力系统拟通过各种途径提升电网稳定性，一是提升煤电系统的灵活性改造，根据中电联统计，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约500~1500元。按照25%火电装机机组灵活性改造测算，将新增43GW调峰容量，“十四五”期间投资约500亿元。二是电网智能化改造，有效的改善配电网接纳空间，提高分布式及户用光伏利用率。预计将新增投资约550亿元。三是建设输送线路，“十四五”期间，电网系统规划建成7回路特高压直流，新增输电能力56GW。到2025年，跨省跨区输电能力300GW，输送清洁能源占比50%。预计投资1500亿元。

4.产业链对GDP增长贡献率

光伏产业链对全社会的贡献主要表现在对GDP的拉动、解决就业、上缴税收和增加外汇。按“十四五”期间我国每年新增装机60GW，并满足海外每年新增装机110GW中80%市场，以2020年GDP100万亿元计，全产业链年均经济增加值约1万亿元，贡献GDP年增长率6%约1个百分点。

按照产业链现有用工人数80%计，到2025年可解决就业约2000万个，增加外汇320亿美元，减少二氧化碳排放2.45亿吨，经济性和社会性均比较显著。

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