光伏高歌猛进势头依然未减
记者了解到，近年来光伏产能过剩与市场消纳能力不足之间存在矛盾。国家电网有限公司的数据显示，目前“三北”(东北、华北和西北地区)部分省(区)在运风电装机已超过2020年规划目标。中国光伏协会最新数据显示，我国在多晶硅、硅片、电池、组件领域都呈现产能过剩迹象。2017年全年新增装机量约53GW，同比增长超过53.6%，累计装机量约130GW，2017年，我国光伏发电新增装机规模居可再生能源之首，达到5306万千瓦。截至2017年12月底，全国光伏发电装机量达到1.3亿千瓦。而放眼全球光伏市场，我国53.6%的增长幅度，已连续五年居世界第一，其累计装机量，也连续三年位居全球首位。
数据显示，2017年，我国多晶硅产量24.2万吨，同比增长24.7%;硅片产量87GW，同比增长34.3%;电池片产量68GW，同比增长33.3%;组件产量76GW，同比增长31.7%。光伏产业链各环节生产规模全球占比均超过50%，继续保持全球首位。
从当前看，光伏高歌猛进的势头依然未减，我国在光伏高效产品领域正掀起新一轮产能扩张。如隆基、天合在云南丽江建设年产5GW的单晶硅棒项目，通威50亿元在双流建设高效晶硅电池等。国家“领跑者”计划仍按每年8-10GW的规模对高端光伏产品予以扶持。这些都给市场消纳带来新压力。
3月1日，工信部官网发布的《光伏制造业行业规范条件(2018年本)》要求，严格控制新上单纯扩大产能的光伏制造项目，引导光伏企业加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本。新建和改扩建多晶硅制造项目，最低资本金比例为30%，其他新建和改扩建光伏制造项目，最低资本金比例为20%。
输送和电网负荷安全难题待解
西部电力资源富余和外送能力不足之间存在矛盾。数据显示，2016年，我国西北五省(区)弃光率19.81%，新疆、甘肃光伏发电运行较为困难，弃光率分别为32.23%和30.45%。国家能源局今年年初召开例行新闻发布会发布，2017年弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，同比下降4.3个百分点。“虽然有所好转，但实现2020年弃风弃光率控制在5%以内的目标，面临极大挑战。”国家电网一位业内人士说。
一家光伏上市公司的一位管理人士说，大型地面电站主要建在西北地区，当地消纳能力有限，且远距离输配电设施建设不够完善，导致电力供需在光照资源丰富地区内部及西北内陆和东南沿海地区间的不平衡。一家坐落在江苏太仓的某光伏上市公司基地行政经理说，电站建好未并网致积淀资金量达数十亿元。上不了网就还不了贷，银行就要收贷，他们无奈通过市场机构融资，利率达12%至15%。
新能源发电不稳和电网负荷安全之间也存在矛盾。太阳光时有时无，新能源发电易造成电压不稳定。2017年1月至12月底，全国分布式光伏新增装机量超过19GW，同比超过360%，远超前五年分布式光伏总装机量，在新增装机量占比超过36%。分布式大量涌入，无疑给电网增加了负荷，特别是国家针对分布式可以就地消纳，可随时申请随时并网，没有一个良好的规划，蜂拥而上，无疑加大了其所在区域的负荷预测难度，改变了既有的负荷增长模式，很显然会使配电网的改造和管理变得更为复杂。
国家电网东部某省分公司一位负责人称，尽管特高压电网建设为解决“三弃”问题提供治本之策，但清洁能源具有随机性、间歇性，对电网运行安全提出严峻挑战。高比例光伏发电介入电网后运行控制更加困难，特别是大量分布式电源项目接入配电网后，配电网由单端电源变为多段电源，受目前装备和技术水平限制，难实现实时监控和安全调度，易造成电网安全和人身安全事故。
装备迈向高端化困难重重
国家电网及光伏企业界人士称，光伏发展正面临消纳与升级双重难题，比如，新能源发展规模控制及煤电灵活性改造难，储能、输送及预测能力突破难、电网匹配新能源高速发展难及光伏产业本身向高端化装备突破难。
首先，新能源发展规模控制及煤电灵活性改造难。国家电网公司相关负责人称，我国电力市场建设尚处起步阶段，“十三五”建成全国统一电力市场存很大挑战。从生产端来说，新能源发展规模控制在国家规划目标内难度大，煤电灵活性改造规模和进展难达预期，西北、华北地区推进缓慢。从消费端来说，鼓励新能源使用的绿政制度效果尚未显现。
随着新能源大规模并网，增加了常规火电机组调峰启停次数以及调峰频度和深度。目前，单台容量60万千瓦火电机组启停一次的成本近100万元。江苏省电力有限公司调控计划处副处长汪志成说，实践中还缺乏完善的新能源调峰辅助服务补偿机制，常规火电机组缺乏调峰的意愿。
其次，储能、输送及预测能力突破难。国网泰州供电公司副总经理姚军说，通过调研十多家市场主体的储能技术发现，由于前期投资大，商业化运行主靠峰谷价差，内部收益率低，回收周期长，运营不划算。
汪志成说，国家电网2017年8月通过从西北转到西南，再到浙江绍兴点对点向江苏输送光电。但这条通道主供西部水电输送，丰水期基本被占满。西部对新能源发电预测能力也不足，东部常措手不及，送端和受端曲线不匹配问题严重。此外，跨省送电还挤占受端省发电空间，如果价格上没优势，很难大规模消化。
其三、电网匹配新能源高速发展难。国网公司相关负责人称，关系电网安全和新能源消纳的一些关键电网工程，尚未明确方案，若不能在2019年建成投运，部分特高压直流工程不能满功率运行。
国网沭阳县供电公司副总经理何新玉说，目前光伏、风电等项目数量众多，且分属不同建设业主，地方政府层面缺乏统一的整体布局规划和进度协调，有的利用光伏扶贫政策集中建设村级和户用光伏电站，建设周期短，给配套电网工程建设带来较大难度。
其四,光伏业迈向高端化困难重重瓶颈依然存在，迈向高端化困难重重。据一位光伏界资深技术人士透露，整套太阳能电池生产线设备中，现已有80%以上的设备实现了国产化，中国太阳能光伏设备取得了飞速的发展，但同国际先进水平相比，我们国产太阳能光伏电池生产中的一些高端关键设备与国际先进水平还存在较大差距。目前一些高端及关键性装备的国产化，尚未取得实质性突破，仍依赖进口。
高端装备进口推高成本，这样在某种程度上就会制约产业的成长。硅片加工设备中，部分具有国际先进水平的高档全自动单晶炉，但因价格较高，在光伏产业的应用数量有限，获得大量应用的反而是价格低廉适用的、自动化程度较低的中低端单晶炉。组件生产设备中的层压机等，国际先进水平的高端自动化产品，有明显的技术特色，但占据市场大部分份额的也是中低端产品。
据一位光伏企业管理人士称，我国光伏装备行业目前存在一些突出短板，缺乏自主创新能力，自主知识产权少。企业研发能力与国外比差距较大，高端装备专业技术人才缺乏，技术力量不足，因而导致前瞻性和深度不够，不具备核心竞争力。设备的设计制造脱节,大多数设备制造商只注重设备的生产制造，而忽视了与设备使用单位的交流与沟通，不能提供最适应生产需要的产品。
升级网能和优化布局宜统筹并进
业内人士指出，我国宜加速与欧美等发达国家之间开展技术交流，开展新一轮的技术合作，消纳光伏发电，要实施“电从远方来”和“电从身边取”并进，在实施电网升级、畅通交易、发展储能，逐步解决消纳问题的同时，开展新一轮的光伏产业装备制造转型升级，突破产业发展瓶颈。
记者采访了解到，欧洲新能源发展起步早、基础好，各国电网实现了互联互通，系统平衡调节能力比较强，依托欧洲统一电力市场，建立了较为完善的市场机制，新能源在各国之间能够自由流通。丹麦新能源发电占总发电量的50%以上，西班牙瞬时风电出力占负荷的比例达到54%，葡萄牙连续107小时全部由可再生能源供电。他山之石，可以攻玉，欧洲的市场机制和先进技术值得我国借鉴。
我国在光伏突破瓶颈方面也同样面临诸多机遇。上述光伏界管理人士称，我国光伏行业的巨大产能和市场、充沛的资本，是产业化技术实现规模生产的首选市场，引起不少国际知名企业的广泛关注。这种形势为中国光伏企业利用国际高端技术资源创造了众多机会，并有多种实现路径。通过合作的方式，国内企业可以用比较小的代价获得关键技术上的发展，也有效地弥补目前国内光伏装备行业存在的突出短板。
首先，全面升级电网能力，加快煤电灵活性改造。近年来，针对保障电网安全、消纳清洁能源的瓶颈，国家电网江苏省电力公司探索新型管理方式，创建了“大规模源网荷友好互动系统”(以下简称“新系统”)。
国网江苏省电力有限公司董事长尹积军说，新系统将分散的海量可中断用电负荷集中起来进行精准实时控制，支撑能源生产革命，适应大规模区外来电，支撑分布式电源发展。到2020年，江苏通过特高压电网引入的区外来电将超过3700万千瓦，约占江苏总负荷31.36%。新的系统将提升电网应对特高压线路故障的能力。到2020年，江苏省将实现1000万千瓦可中断负荷精准实时控制，能有效应对短暂尖峰负荷而增加发电容量，相当于减少10台百万千瓦级发电机组建设，节约或延缓电网配套投资近750亿元，减少二氧化硫排放9.7万吨、二氧化碳排放3500万吨。
国家能源研究院新能源研究所所长李琼慧建议，在全匹配特高压电网全面升级的同时，宜按照国家“十三五”规划确定的改造目标加快推进，将自备电厂全部纳入电网统一调度。
其次，加快建设全国统一电力市场，出台可再生能源配额制，明确地方主体责任，加快建设现货市场，通过市场保障优先消纳。尹积军说，新能源使用需纳入地方政府绩效考核，宜将煤电机组灵活性改造规划分解到逐年、逐省。华北电力大学校长助理、现代电力研究院常务副院长张粒子建议，逐步放开发用电计划，将发电权交易、直接交易等交易机制纳入电力市场体系，建立新建电源项目招标制，促进长期电力交易。
江苏今年以来已参与中标电量11.3亿千瓦时，名列可再生能源电力现货市场前列。江苏省电力有限公司调控计划处副处长汪志成建议，东部和西部宜联动，需从负荷及省内新能源发电预测着手，努力提高预测精准度，确保省内发用电平衡，提高区外新能源消纳能力。
第三，有序发展光伏，发展储能业务，逐步提高新能源电能在终端能源消费中的比重，逐步开发“电从身边取”。国网沭阳县供电公司副总经理何新玉建议，在新能源项目规模化开发的较为集中区，建议建立政府、电源和电网三方联合工作机制，由所在地政府主管部门牵头不同项目业主的前期接入工作，协助电网公司统一考虑接入及送出方案。
解决光伏发电上网除了通过特高压实现“电从远方来”，还需要破解“电从身边取”的储能技术瓶颈。国网泰州供电公司副总经理姚军建议，储能是支撑新能源电力大规模发展的重要技术，也是未来智能电网框架内的关键支撑技术。发展储能业，需从顶层设计阶段就纳入总体发展规划，融入新能源和智能电网发展规划。出台利于储能技术产业化的峰谷电价、投资补贴等激励政策与机制，引导社会资金向储能产业倾斜，构建储能产业链。
第四，不宜再通过大规模补贴来发动国内光伏市场，须通过突破光伏关键装备和技术促使产业升级。上述光伏界管理人士称，相关部门对光伏产业发展的支持政策，需着眼于引导技术创新和产业升级，加快实现光伏平价上网。而不是在现有的技术水平和产业格局下，通过大规模补贴来发动国内光伏市场。
因此，相关部门需首先严格执行产品准入政策，坚决淘汰落后产能，支持优势企业技术创新。对光伏装备行业，具体而言，要激励设备厂家眼光更远大、交流更广泛、力量更集中，加大研发和技术投入，奠定坚实基础，提高自主创新能力。创造一个良好的氛围，使得企业可以对国际高端技术资源加以利用，用比较小的代价获得关键技术上的突破，并在光伏行业关键性共性问题上合作攻关，快速提升中国企业的高端装备技术水平。可优先选取一些有一定技术基础、已成为产业发展瓶颈的关键设备，打破常规，集中国内外优势力量，上下游配合，以高强度投入联合攻关，进行突破，尤其重点支持符合光伏行业特点的低成本关键技术和设备的项目设立，并对其设备的推广和开发，给予一定税收和资金支持。只有这样，才能使中国从光伏产品市场大国，走向光伏产品和光伏装备并举的强国。
