很快，一年的光陰。匆匆忙忙不知不覺中，居然已逼近年終了。應約回顧和評述2012能源電力發展熱點問題，毫不遲疑，一定是光伏——光伏產業，以及光伏發電!

　　對國人而言，“光伏產業”一詞應該不算陌生，尤其是多年以來國內數十家光伏企業在海內外成功上市所制造的造富神話，乃至今天，4家國內企業的太陽能電池產量位居全球前十，產品遠銷海外的出色業績，讓大家感受到了多國政府對太陽能發展的政策推動力，新能源發展的潛力，民營資本的活力，以及資本市場的魅力。相對而言，對“光伏發電”本身卻顯得有點陌生，有點遙遠，尤其是以它每千瓦時1元左右甚至更高的電價水平，讓國人感覺有些金貴，有些難以承受。然而，局勢變化很快，讓大家始料未及。

　　光伏：2012年的話題王

　　2012年，與“光伏”相關的話題和事件異乎尋常的多，而且樁樁件件都是影響行業發展的大事，令業內外的情緒跟著起起落落。甚至連美國大選、奧巴馬是否連任，也牽動著業界的神經。光伏、光伏產業、光伏發電等當仁不讓地成為了本年度能源界和媒體的熱門詞匯。

　　首先，與光伏相關的國家規劃陸續出臺，讓業內外看到了國家發展光伏產業及光伏發電的決心。 2月下旬，工業和信息化部出臺了《太陽能光伏產業“十二五”發展規劃》，明確了我國光伏產業“十二五”發展的經濟目標、技術目標、創新目標，以及到2015年和2020年的光伏發電成本目標;4月下旬，國家科技部印發《太陽能發電科技發展“十二五”專項規劃》，提出了包括光伏在內的我國太陽能發電關鍵技術、材料、設備等的研發方向，“十二五”發展重點、任務以及主要目標等;9月中旬，國家能源局發布《太陽能發電發展“十二五”規劃》，提出了到2015年太陽能發電裝機總容量達到2100萬千瓦以上(其中光伏發電2000萬千瓦)，2020年達到5000萬千瓦的發展目標，超出業內預期。

　　國內光伏制造企業和投資企業遭遇國際市場阻擊，影響巨大。9月初，繼2011年11月美國對中國產晶硅光伏電池產品發起反傾銷稅和反補貼稅調查后，歐盟委員會宣布對原產于中國的晶硅電池、組件、硅片進行反傾銷立案調查，涉及總價值高達210億歐元的光伏產品，約占中國光伏產品出口總額的60%，是我國歷史上涉案金額最大的貿易爭端;9月底，三一重工旗下公司在美國俄勒岡州一軍事基地附近投資興建4座風力發電廠的項目，被美國總統奧巴馬以威脅美國國家安全為由，簽發禁令;當地時間11月7日，美國國際貿易委員會全票批準美國商務部在今后五年對中國向美國出口的晶硅光伏電池及組件產品征收反傾銷稅和反補貼稅，其中反傾銷稅的征收幅度為18.32%~249.96%，反補貼稅的征收幅度為14.78%~15.97%，反補貼關稅從2012年3月20日起征收，反傾銷關稅從2012年5月17日起征收;幾小時后，歐盟宣布正式發起對我國出口歐盟的光伏產品進行反補貼調查，預計最遲將在2013年12月左右作出終裁。

　　相關部門密集出臺政策和措施，力推國內光伏發電應用市場。 6月，國家能源局印發《關于申報新能源示范城市和產業園區的通知》，提出到 2015 年建設 100 座新能源示范城市的目標;8月，財政部、住建部聯合發布《關于完善可再生能源建筑應用政策及調整資金分配管理方式的通知》，積極推進太陽能等新能源產品進入公共設施及家庭;9月，國家能源局發布《關于申報分布式光伏發電規模化應用示范區通知》，要求各省(區、市)提交示范區申報，預計總規模可能達到1500萬千瓦;年內，財政部啟動了兩批“金太陽”示范工程，著力拓展國內光伏發電應用市場。10月26日,國家電網公司突破電力行業的傳統管理模式，發布了《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見(暫行)》，并于11月1日開始實施，該意見從提供優惠并網條件，提高并網服務效率，簡化接入技術標準等方面作出切實承諾，為分布式光伏發電項目開辟綠色通道，使相關項目實施進入了更加順暢的軌道。

　　此外，為解當前國內光伏企業產能過剩且面臨歐美等國“雙反”的困境，各級政府陸續出手救市，三一重工起訴奧巴馬，以及商務部決定自2012年11月26日開始對是否對原產于美國、韓國和歐盟的進口太陽能級多晶硅追溯征收反傾銷稅，以及是否對原產于美國、歐盟的進口太陽能級多晶硅追溯征收反補貼稅進行調查等等，都是本年度里社會各界十分關注和熱議的話題。同時，因為歐美“雙反”，光伏產業一直以來心照不宣的產品同質化且產能嚴重過剩的問題開始得到業內外乃至各級政府的正視。正如業內專家所言，“雙反”猶如一根導火線，提前引爆了行業的深層危機。然而這次引爆，雖然使得當前的光伏產業面臨了嚴重的危機，但更似一次絕地重生的機遇：開啟國內市場，產業大浪淘沙，進入更加可持續發展的軌道。

　　光伏發電：另一個中國式的增長奇跡?

　　2009年以來，在各種內外部因素和政策措施的推動下，國內光伏發電開始進入翻番級的快速發展軌道。然而由于基數太小，截至2010年底，全國并網光伏的累計裝機容量也還停留在兩位數，大約只有30萬千瓦。但國內光伏發電應用市場，卻由此拉開了序幕。尤其在青海、寧夏等太陽能資源豐富的西部地區，依托大型太陽能發電項目開發帶動地區產業升級，已經成為當地政府明確的地區經濟發展主要推動力。

　　根據國家能源局發布的數據，我國2011年新增太陽能發電裝機容量約220萬千瓦(基本上是光伏發電)，當年新增量僅低于意大利、德國，位居世界第三，占全球太陽能發電新增裝機的7%左右;全國太陽能發電并網項目累計裝機總量已達到300萬千瓦左右，較2010年90萬千瓦增長了兩倍多。除此之外，還有一部分離網項目，估計總規模接近150萬千瓦左右，主要應用在西藏游牧的蒙古包照明、偏遠地區農村的住家照明、城市郊區的清潔能源循環利用示范區等等。初步估計，2012年全國太陽能發電累計裝機將可能達到1000萬千瓦左右，實現超過兩番的增長，其中除較少幾個光熱發電示范項目外，基本上全部是光伏發電。

　　按照今年7月份出臺的發展規劃，2015年，全國太陽能發電累計總裝機將達到2100萬千瓦以上，將比2011年的300萬千瓦提高6倍;2020年達到5000萬千瓦，五年內實現另一個超過一番的增長。

　　由此可以預見，“十二五”期間，中國太陽能發電將繼“十一五”期間風電創造連續五年翻番的發展奇跡之后，掀起新一輪的可再生能源發展高潮。如此態勢，讓人喜憂參半。

　　未來發展：應更科學、客觀和可持續

　　光伏是重要的戰略性新興產業，光伏發電是人類利用太陽能的有效方式之一。無論從推動國家能源變革和提升能源可持續供應能力的戰略發展高度，還是從保護和提升我國在新能源技術和裝備制造領域的發展能力角度，加快光伏產業的健康發展，努力培育和開拓國內太陽能光伏發電市場，都是當年和今后的一條必由之路。正如國家能源局新能源和可再生能源司史立山副司長指出的那樣：“一個產業長期地完全依靠國外市場是非常危險的”，特別于新興產業而言。然而，如何以最好的效果、最低的代價和最可持續發展的方式來發展國內光伏發電市場，卻是我們需要認真思考、深入探討的問題。尤其是在以下幾個方面有必要達成共識：

　　一是要以規模為標尺，保持均衡發展

　　盡管以連續五年實現翻番增長作為我國風電發展引以為傲的奇跡，但由此帶來的一些問題和矛盾也使我們付出了比其他國家更大的發展代價。由于風電、太陽能當前均需依托政策補貼，為保持經濟上的可承受，以及產業發展的可持續，其他國家較為通行的做法，是通過政策措施，盡量使各年度的發展規模保持在一定范圍，尤其是當其總量規模發展到一定水平的時候。

　　按照國家出臺的規劃發展目標，2015年，全國太陽能光伏發電累計總裝機將達到2000萬千瓦以上，2020年達到4700萬千瓦。相當于“十二五”后四年，年均新增規模425萬千瓦以上，“十三五”五年內年均新增規模約540萬千瓦。

　　對于當前面臨嚴重產能過剩且遭遇國外市場阻擊，處于內外交困的國內光伏產業而言，上述發展規模顯然會讓產業界感覺力度小了些。相關資料表明，單就組件類產品而言，2011年底全球實際產能達6000萬千瓦，當年全球實際產量約為3000萬千瓦;中國的實際產能為4000萬千瓦，當年的實際產量約2100萬千瓦。從另一方面來看，到目前為止，多個政府主管部門相繼推出多項示范工程，以及發展規劃中“2100以上”的表述，均給產業界和投資界發出了積極的政策信號，也相應推高了各方對市場發展規模的期待。

　　在這種形勢下，國家主管部門宜盡早推出以發展規模為標尺的均衡發展政策導向，及早明確年度發展規模目標預期是十分必要的。這種做法，不僅有利于國家主管部門安排補貼預算，而且有利于發出清晰的市場信號，引導光伏產業的重新整合，促進優勝劣汰，避免出現發展無序。盡管當前遭遇了歐美“雙反”的困境，但我國光伏產業立足全球的發展優勢和發展定位應該繼續保持。參照當前業界專家對我國風電發展的分析，以及2020年前宜保持1800~2000萬千瓦年均發展規模的建議，結合國家節能減排目標，發電成本水平，以及引導產業可持續發展等方面的因素綜合考慮，我國光伏發電發展的年均增長規模宜控制在600~700萬千瓦左右。在當前需要協助國內光伏企業應對歐美“雙反”等壓力，以平穩度過眼前的危機這一現實需求下，近期或許可適度調大一些規模，但也不宜超過1000萬千瓦。同時，應有嚴格的產品質量監測措施跟進，以確保高質量的企業和產品能夠獲得寶貴的市場機會。事實上，政府的有關示范工程也并不是相互獨立的，而是在實施過程中有一定交叉和滲透的。

　　二是要全面認識發展成本

　　國際可再生能源署(the International Renewable Energy Agency，IRENA )11月中旬發布的最新研究成果，過去兩年里，全球太陽能光伏的發電成本下降很快，逐步逼近與居民用電電價相當的水平，典型價格水平大致在0.16~0.36美元每千瓦時之間，同期，OECD國家的化石燃料發電成本在0.06至 0.12美元/千瓦時之間。我國政府主管部門期望的目標是，到2015年我國太陽能發電實現用戶側“平價上網”，到2020年太陽能發電的價格與傳統化石能源基本持平。由于產業技術進步，也由于產能過剩的影響，近兩年國內光伏生產成本下降很快，組件價格連續6年下降了86.6%，目前成本也已降到了1元左右，逼近國家主管部門的預期。

　　但需要提醒注意的是，由于光伏發電具有波動性、隨機性和不可調度等特點，大量光伏發電項目接入電力系統后，會加大系統調峰需求、備用容量需求以及電網改造，從而引起相應的系統成本增加。初步分析，一個配電站臺區內的分布式光伏發電接入容量與臺區內最大負荷的比例不宜超過20%。以占比達到30%為例，可能引起的上述系統成本增加大約為0.058元每千瓦時~0.072元每千瓦時。

　　另外，國家對可再生能源發展的政策補貼總額度也是需要正視的一個經濟因素。結合國家的“十二五”可再生能源發展規劃目標對2015年可再生能源發電補貼需求進行粗略測算，2015年全國對可再生能源發電的差價補貼資金需求總量至少為470億元。按照當前每千瓦時8厘的可再生能源電價附加征收標準和2015年全社會用電量達到6.5萬億千瓦時計算，當年僅能征收附加資金約320億元，因此，屆時將存在約1/3的資金缺口。或者說，到2015年，至少需要將可再生能源電價附加的征收標準再提高4厘，才能基本滿足“十二五”政府可再生能源發展目標框架下對各類可再生能源的補貼資金需求。上述估算中，尚未計及風電、太陽能大規模并入電力系統后帶來的系統備用成本增加、調峰調頻等輔助服務費用增加等其它系統成本上升的影響。

　　三是要高度重視標準體系和管理規范建設

　　與風電一樣，光伏發電具有出力不可調、波動性大、穩定性不好等特點，當其接入比例達到一定程度后，對電力系統的安全穩定運行和電能供應質量會帶來較大的負面影響，因此，在設備技術標準和并網管理規范等方面，必須要有明確的規定和要求。我國在風電發展方面的經驗和教訓，值得借鑒和反思。對于項目規模小、分布分散且業主數量十分巨大的光伏發電而言，提前做好技術要求和管理上的規定，盡早明確要求更為重要，否則，發展過程中一旦出現偏差，“糾偏”的成本和代價將會更大。我們看到，國家電網公司在發布《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見(暫行)》的同時，也發布了《分布式光伏發電接入配電網相關規定(暫行)》，從明確技術要求和簡化技術要求兩個方面，均提出了明確的意見。

　　2009年以來，我國分布式光伏發電開始起步，其中出現了一系列并網方面的矛盾，很大程度上就是因為缺乏明確的標準和管理規范指導行業發展，其中，有經濟方面的問題，也有技術方面的問題。由于光伏發電輻照強度的波動性和隨機性，其大規模應用對電網穩定運行控制和供電質量等會產生明顯的負面影響是客觀存在的。德國是世界上發展分布式光伏最好的國家。隨著光伏等分布式電源接入低壓配電網運行管理經驗的不斷積累，德國加深了對分布式電源和配電網協調運行的理解，因此，2011年8月，德國頒布了最新的國家強制性標準《低壓配電網并網技術標準》(VDE-AR-N 4105)，并于2012年1月開始實施。該標準對包括光伏在內的接入低壓配電網的分布式電源提出了嚴格的并網管理要求，包括必須符合的監管規定、電站接入系統申請文件、電站首次并網程序、電站首次并網檢測程序等管理流程，制定了電能質量、頻率和電壓響應、有功功率控制和無功功率調節等技術標準。即便如此，由于近年來風電和光伏發電的快速增長，以及近期800萬千瓦核電等基荷裝機容量退出運行，德國電網運營商的日子變得很艱難。為了保證電網的安全穩定運行，只能采取對可再生能源發電出力進行限制的方式。據不完全統計，2012年第1季度，EON電網公司經營范圍內，大約23%的小時數都受到了限電措施的影響。

　　2009年年底，我國國家標準化管理委員會發布《關于成立光伏發電及產業化標準推進組的通知》，決定成立光伏發電及產業化標準推進組，總體推進國家、行業和聯盟光伏標準化工作。目前看，多項標準尚在編制起草過程中，需要進一步加快推進。

　　另外，對一個地區配網而言，由于負荷需求有限，分布式光伏及其他分布式電源接入系統的總規模應該有一個合理限度，否則，除進一步增加系統運行難度之外，還會引起“棄光”等矛盾，并帶來巨大的配網系統改造投資。從根本上來講，這是一個系統性的成本效益技術經濟問題。對于此問題的系統研究和認識，國內還有待加強。

　　四是要進一步完善政策措施

　　國家可再生能源法框架下的政策措施，基本上框架性地涵蓋了光伏發電所需要的政策措施，但在一些具體操作上，還有進一步細化和完善的空間。

　　總體看，光伏發電可分為兩大類項目，一類是社會投資者以售電為目的而興建的電源項目，另一類是電力用戶以自發自用為主開發的用戶發電項目。前者屬于公共電站性質，對于此類項目，應當執行國家出臺的光伏標桿電價政策，其中，當地燃煤標桿電價部分的費用由電網公司支付，高于當地燃煤標桿電價部分由國家從可再生能源發展基金中進行補貼。后者類似于用戶自備電源性質，原則上以自發自用為主，此類項目的收益分為兩大部分，一部分是間接收益，即自發自用電可抵消從電網購買相應電量的電費支出;另一部分是直接收益，這部分收益又分兩塊，一是余電上網的電量部分，可獲得由電網公司按照當地燃煤標桿電價支付的電費，二是國家對其全部發電量(即自發自用的電量+上網的余電電量)提供的政策性補貼，但目前而言，這部分補貼單價尚未出臺。

　　個人認為，由于自發自用的用戶側光伏發電項目的規模通常比較小，對于規模很小的此類項目而言，更適宜采取一次性投資補貼的政策模式，其作用和經濟性測算原則，與節能補貼項目十分類似。從2009年以來開始推行的“金太陽”工程，本是一項很好的此類政策措施的示范。然而，我們很遺憾地看到，該項目的政策思路十分模糊，至少在兩個方面出現了政策偏差：一是其政策適用對象，未明確限定于自發自用的用戶，而是習慣性地面向了社會投資者(甚至針對“集中型電站”);二是對單個電站裝機容量的要求不是提出規模上限，而是提出規模下限且其下限要求還在逐年上調(見下表)，最新規定居然達到了1萬千瓦。

　　五是要高度重視信息統計制度及相關工作體系的建設

　　由于總量小，項目分散，國內對光伏發電項目統計十分欠缺。按照電力行業長期以來的統計口徑，中電聯的統計體系只關注單機容量在6000千瓦及以上的項目。隨著國家鼓勵分布式光伏發電項目的措施陸續出臺，以及電網企業對分布式光伏項目的積極支持，預計會有大量投資者和用戶參與到光伏發電項目開發之中，屆時，每年將會新增上百個項目及項目業主。國外的經驗表明，在分布式電源達到一定規模后，電力調度必須實現對所有分布式電源“可視”和“一定程度的可調度”，因此，盡快建立光伏發電項目及發電量的統計管理制度和工作體系已是迫在眉睫。

　　國網能源研究院副院長，中國能源研究會能源系統工程專業委員會委員，中國電力企業聯合會環保與資源節約專家庫專家。 長期從事能源及電力技術經濟領域研究工作。

　　應中電聯《中國電力企業管理》雜志約稿，發表在近期出版的年終特刊上。