| 全球范围内，受政策激励和利益的驱动，光伏市场呈现逐年的倍增。在中国，短时间内光伏成绩傲人，举世瞩目！据统计，中国在2010年完成装机530MW，累计装机830MW；2011年当年完成装机2.6GW，累计3.43GW；2012年有望达到5GW，累计8.4GW。有专家预测：2013~2015年中国每年装机量将保持在5GW，2015年累计达到23.4GW。 据专家透漏，目前大型地面电站方面青海省对外宣布今年光伏装机量为1GW，内蒙古也有大的动作，不小于700MW，其他省区不会少于2个GW。所以，今年中国的光伏装机完全可能达到5GW，甚至有可能更多。 中国正开始走向完全商业化的光伏市场，用户侧平价上网时代趋近，行业发展热情高涨。但是在建设热情的背后，往往潜伏着危机。正如我们驾驶着高速发展的经济列车，得时刻警惕泡沫的风险，以其保持持续发展。中国的光伏发展不过十年，不能只看完成装机的装机量，完成装机当然是没有问题，重点是质量需要严格把控，品质需要经得起检验，节奏需要控制。如若不然，建一批发电量低下、甚至不发电的电站，节能绿色事业最后搞成形式主义，只能是对国家人力、物力、财力的一种浪费，是对纳税人税金的不负责任。 光伏电站质量存在哪些问题？如何才能做到监管有力？怎样控制电站节奏，做到不过分刺激，同时又不过分打击投资者建设热情？国外普遍的分布式电站，在中国有何借鉴意义？本文将作一番探讨。 话说中国光伏政策的是与非 光伏电站，其安装量完全受控于政府的政策。中国的光伏发展，在发展节奏上受到总量目标的控制，深层次上受到规划的限制。如果政策收紧，现阶段光伏规模会小很多，发展会慢很多。从宏观上来看，目前缺乏到位的扶持政策和验收标准、法规。 1.分布式光伏电站并网政策存缺陷 电价结算政策。欧盟、美国和日本等国家均制订了分布式电源价格机制，并充分考虑了包括电网企业和分布式能源用户在内的各方利益。而中国尚未出台电价机制。 备用费政策。美国，10kW以上分布式电源需交纳备用费，由发电企业向电网企业交纳。德国：分布式电源需交纳系统备用费，由可再生能源基金补贴电网企业。中国国内同样尚无专门针对用户侧分布式电源的系统备用服务收费政策。 运营模式。现在分布式电源主要有三种模式：统购统销模式——共用电厂、自法自用模式——自备电厂、合同能源管理模式。但合同能源管理模式里面存在法律问题和安全责任问题。 2.《可再生能源法》威力不足 《可再生能源法》，虽制定了十几条细则，却是框架法。2006年1月1日，实施可再生能源法，其核心内容是“强制网络全额收购，分类电价，全网分摊”。原可再生能源法实施以后，2008年才正式有实际的扶持政策。2009年，对《可再生能源法》进行了修订，把光伏所发电力强制上网中的“全额收购”改成“全额保障性收购”，分类电价、全网分摊，明确了电网企业、发电企业和政府三方面的责任。 发电企业按照规划，取得许可或备案，来供应符合标准的电能并配合电网保障安全。作为电网企业按照规划及许可全额收购RE电力，并且加强电网建设。中国可再生能源学会光伏委员会副主任兼秘书长吴达成在前段时间的一次发电研讨会上表示，政府将可能在近期出台一系列激励政策：如实行《可再生能源配额制》、分布式发电管理办法、《并网管理办法》等，鼓励引导民间投资新能源领域。这些比较实际的政策，如果能出台的话，光伏面临的上网难的问题，将在今年有望得到大幅度改善。 3．补贴机制欠完善 目前太阳能光伏电站的发电成本，仍高于石化能源发电、水电、核电及风电。但多数国家通过政府补贴、协议上网等方式，都对太阳能光伏发电给予了政策扶持。在中国国内目前实施两种补贴：初始投资补贴和上网电价补贴。两次特许经营权招标，还有全国统一上网标杆电价，另外还有地方附加在标杆电价以上部分。补贴机制使政府可以轻松控制发展节奏。 第二项主要的政策措施，就是财政专项资金和可再生能源发展基金。一方面是征收可再生能源电价附加，除农电外在电费中附加收取。目前电价已经经过两次上调，从原先的0.2分/度调至0.4分/度，再调至0.8分/度。 考虑到地区的差异，比如西部地区和东部地区的光照资源、土地资源的差异，电价政策也许还有许多可改进细化的地方。上网标杆电价针对西部是1元，对东部来讲，无法保证投资者收益，成为投资回报的障碍，阻碍东部部分光照资源较好地区的正常发展。毕竟，东部是密集的电力消耗地区。对于电力可就近消耗，避免远距离输送产生的很多问题。关于光伏电价幅度，中国制定的政策一定要保证企业合理的回报，保证企业正常运营。有一定的合理回报，方能调动各方面积极性。 4.光伏政策“迷茫中”日益完善 据了解，目前已经发布的加上即将发布的光伏规划主要有三项： A工信部《太阳能光伏产业“十二五”发展规划》（已发布），这个主要偏重于制造业。 B科技部《光伏发电科技发展“十二五”专项规划》（已发布），主要是针对光伏发电技术创新。 C国家能源局《光伏发电“十二五”发展规划》（即将发布），这个规划内容也被外界所熟知。光伏发电装机规模已两次上调目标至15GW，当然，在出台时不排除有新的变化。 简化光伏电站程序，实质性程序严格把关 我国太阳能电站建设的具体职能管理部门，主要是国家能源局及相关的环保部、住建部、财政部等。如果是去国外建设电站，还需经我国商务部批准。所以，一个太阳能光伏电站的建设申请，首先需要获得建站当地省区发改委的批复，并且还有土地、环保、水保、消防、地质灾害、压覆矿产、发电资质、并网手续等诸多环节需要疏通，对于无操作经验的企业来说，难度极大。按照我国现阶段所鼓励的大型电站建设思路，对资本金的集中度要求很高，其短期发展将不可避免取决于政府各环节补贴及高价强制上网政策。但要获得这些政策扶持，通过一道道关口并不容易。 复杂事情简单化，关键环节只有几步，走稳了，走踏实了，问题自然会少很多。相反，步骤繁冗，却没有认真严格把关，章再多也是徒劳，主要的还是核心步骤落到实处。 5.政策关注面需拓宽 光伏电站的投资，一直都比较谨慎。政策及资金门槛较高的光伏电站建设，已成为许多企业谋取短期利益的法宝。只管利润，不顾建设质量，赚到钱就抽身。现下，项目的融资成为大家讨论和关注的热点。在光伏电站投资链条中，越来越多的互联网、金融、房地产类企业，有风头公司介入，有个人资本，不管主营业务是否与电力或光伏相关，都疯狂涌入到光伏电站建设的队伍中来。据知情人士透漏，只要能拿到“路条”，仅建站后转手卖出，就可获得10%左右的净利润。而走完全部流程，一般不会超过半年时间。 资金来源问题需要部门间的协调，兼顾地方政府和投资企业的积极性，各方均希望实现光伏市场的平稳增长而不是停滞或下降。光伏电力成本的下降，也会增强政府继续支持行业发展的信心，作为投资者也更容易接受。然而，现在的金融界看到光伏大环境，总体上感觉不利。因为整个光伏行业不景气，很多上市公司的估值也大幅度下滑，出于银行方面的风险控制，很多金融公司不愿意贷款给光伏企业。那么会不会有专项资金给予大型具有示范效益的企业，这在将来也是政策应当关注的。 光伏电站发展存在需多障碍 1.设备运行的安全有待完善 电站设备运行是否安全，主要考虑三方面：逆变器散热、汇流箱和组件的二极管。三者是电站发生火灾的主要威胁因素。短路造成火灾，这也是国际上的电站运营商首要关注的问题。据一位专家介绍，国外某一个电站在着火后，等到浓烟滚滚基本上将太阳光遮挡住了，消防人员才开始处理。如果出现类似故障，中国企业同样没办法立刻着手解决，因为这个时候上面是有电的。至今未找到行之有效的灭火方案，水灭火会导电；固体泡沫在有倾斜角度的组件上面无法停留；气体灭火，所以，在建设电站的时候，应该充分完善电站安全措施，考虑防火、防震等的应急快速反应预案。例如国外的电站设有标识，据了解，目前我国所建电站还没有在类似标识的东西出现。这是中国相关部门和相关企业应该深入思考的。 2.电站质量能承受几轮“压力”测试？ 业界资深人士总结到，2010年，买设备卖产品；2011年谈电站；2012年谈投资谈项目，是一个电站买卖年。不知道是不是所有的光伏电站都在发电，是不是当价格下降到一定程度，利润被严重压缩后，该执行的标准往往就没有那么严格了。A类电池片在市场受冷遇，B类、C类电池片相对走俏，用来做组件，再卖给国内电站。这说明了一个问题，国内也有不少电站其实采用的是转化率不那么的组件，这也许是造成电站设计初始发电量和实际运行发电量数字差距的原因之一。电缆，用铁芯代替铜芯，成本降了，质量也降了，还有可能危及电站的安全运行。 的确，器件的安全等级和质量等级都可能会降低。据了解，电站建设过程中，零部件的重要性用“千里之堤，毁于蚁穴”来形容真是毫不夸张。参与电站建设的企业，为降低成本，有的人会想是不是减少几个保险丝，是不是可以减少几个接地点。据某企业CTO透漏，目前光伏所用熔断器在国际上合格的没几家。盈利固然重要，但是企业要有责任心，以次充好要不得。也许明年后年，随着验收标准的逐步成熟，就到了电站淘汰年了，不合格的，发电量过低的就被淘汰、关闭掉了。所以，追逐利润不应该成为唯一的终极目的，短视行为是要付出代价的。企业需踏踏实实，靠技术降低成本，在竞争中获胜，真正做到问心无愧，价格、质量双优先。 据了解，并不是选用每一个零部件，每一台最有设备建设的电站，就能够得到发电量最高的电站。而要综合考虑与各方面客观因素，方案和器件和客观调件需最佳匹配，才能保证发电量和电站的持续稳定运营。 3．电站是否可靠是个未知数 光伏发电是大的系统工程，涉及的因素很多，从原材料到电池组件、设备、逆变器、升压变压设备，还有一些辅助的材料包括光伏电缆等。可以从四方面控制电站可行性：第一，从电站设计上，做到科学合理设计；第二，采购方，要严格按照实际需求采购，如电缆方面不得用铁芯电缆代替铜芯电缆；第三，施工方，按照设计要求，严格施工，精确化操作。第四，监理方，认真把关，现在还没有出台光伏电站验收监控标准。据了解，监理方也只是按照工程的标准，大体上去监督管理，即便是这样，仍然不能够不折不扣地按照标准执行。这就不难理解为何电站会出现意外的功率衰减，或出现因击穿、断路造成功率大幅度降低等现象。 在中国西部气候环境很恶劣，高温、高湿、高海拔，在艰苦的情况下工作，所有的部件都需做到因地制宜，都需随着外部环境的改变密切监测。有很多地方如果考虑不到，可能会出现很大的问题。随着温度的上升，组件电压是下降的，所以夏天不见得是发电量最高的时候，可能往往发电量最高是在冬天的晴天。比如逆变器设计要考虑到这些因素，考虑到温度和组件的匹配性。 4．电站后期运营维护面临诚信危机 现在光伏电站在建设数量上不断扩张的同时，更应该强调电站建设的质量。质量包括主设备的质量和系统集成的质量。一个公司生存最关键莫过于信任或者信誉，一个项目，如何能够让各方相信，在五年、十年、二十五年的生命周期里，让人觉得你的公司还会存在，这是很难的。业内一些人士这样表示，有时候出了问题，往往连人都找不到，或是因为公司倒闭，或是因为负责人跳槽离职，打官司都问题一大堆，这无疑增加了光伏电站的运营风险。如果没有稳定的维修保障，部分项目将会后患无穷。 这里不妨借鉴一下美国光伏发电的经验，企业如果能与有良好信誉记录的大公司，或者已经成熟的公司结成合作伙伴关系，可以降低风险。选择第三方的保险公司，电站投资人也可以在一定程度上规避风险。在国内尚无电站和保险公司合作的案例，倒是有不少的电站负责人表示已经和保险公司频频接触，正在商量一种可行的合作模式，预计在不久的将来，保险公司会介入电站，保障业主和电站相关受益方的权益。 5.电网配套问题重重 光伏现在最大的问题是上网，电网配套也有很多问题存在。一位资深电站人士对本报记者表示，现在最担心限电，不是拉闸限电，而是，在夏日正午11点到下午2~3点，限制光伏发电。追问原因，还是电网问题，因为正午发电高峰期，若电压过大，会导致电网无法承受，导致断网。面临的第二个问题是，五大电力集团肯不肯要光伏的电能，肯花多少钱买一度电，这直接关系到电站很多环节的投资运营的利润。这个现状的出现有光伏所发电力自身的原因，也有外部的因素。光伏发电自身电力不稳定，时有时无。没有电网的协助，前期的盲目扩大于事无补，因为电网公司没有那么大的吸纳量。所以，有些企业为了实现光伏电站并网，在输电线路和变电站方面投资不小。电网配套问题是制约光伏发展的一个根本性问题，如不解决，将严重制约中国大型地面光伏电站的发展速度。 光伏电站如何运营 今年预计国内整个光伏市场可能达到5.8GW，甚至更大的安装量，那这么大的安装量，接下来的问题便是如何很好地运营和维护。现在越来越多的企业和行业都在关注电站的设计和EPC，从设计到安装一切都是为了运营。 1严格控制运营成本 在开发电站的时候要充分预估电站的运营成本。开发项目前期，如何预算运营成本，如何获得收益，尤其是风险的平衡型，光伏的造价，电力结算的周期，也有潜在的成本，比如土地折税，都是每个提供商、电站投资商特别关心的问题。电站项目申报中有一个重要前提就是请专业的设计院，做可行性研究报告。 2 影响发电因素 提高光伏电站的系统运行效率，增加发电量。关注的问题首先是电站所在地点年太阳能辐射强度。光伏电池组件角度，如果面向南，角度基本与当地维度相当，但是具体角度需要计算。光伏组件效率（主要由使用年限决定，时间越长效率越低）。电气系统与控制系统效率（影响不大）电站运行不稳定，波动很大。案例一，由于组件接头部分松动，接触不良，发电量受到影响。发生跳闸和烧断现象。组件质量和其他配件的质量以及匹配等因素。电站最基本的是组件的质量，需要和当地条件匹配吻合的组件。 定期做好电站的清洗和维修工作。在光照资源、组件质量等差别不大的情况下，电站是否定期进行清洗，所得的发电率差别是比较大的。清洗周期，清洗在西部多风沙之地，清洗工作更多的是如何处理污染沙面，避免降低效率，清洗的方式。如果用水洗，西北很多电站没有水，那么有些电站就配消防车。在电站运营的时候，和逆变器厂家配合也很重要。 3电站的实际发电量有疑点 设计院方在电站设计之初，就会核算出发电量，电站投入运行以后的实际发电量，这两个比较下来以后有很大的差别。决定一个光伏电站赢不赢利，除了光照资源、电价政策、组件价格等因素外，还与电站本身的建设质量有关系。在同一个地方，可能a公司建的电站每年能发1000万度电，b公司只能发800万度电。比如在意大利建一个光伏电站，同样的光照资源下，他们能比我们目前已经建成的电站发电量高出30%，这就是因为电站工程的质量和系统集成的运行能力不同导致的。这里还涉及到电站效能的核算问题。在设计院设计时充分考虑系统效率因素，不能按照每一环节的最高效率,即100%去核算，这样算出来的数据和实际的效率有非常大的出入。此外，重要的还需结合当地气象部门的数据。电站的相关部件，其效率是在满负荷的情况下的数据，而很多时候，其都是低负荷运转，效率是否能够达到出厂标准就得打个问号了。系统效能问题还是集成问题？如何能够使得效率一目了然，或者有据可查；若没能达到预定效率，是组件还是连接的问题？问题环节是否很容易找出？相关的标准或者政策什么时候能够出台？ 4光伏电站建设运营标准 相关部门一定要尽快制定出台光伏电站工程建设、运营、维护等方面的标准和规则，确保电站的整体质量和运行能力。如果没有统一标准的话，光照资源再好，投入产出比也很难得到保证。因为上网电价只是一个外部因素，更重要的还是从电站的内部条件、质量、可持续发电量以及电站建设的标准规范上努力。 运营电站目前主要有三种模式：统购统销模式-共用电厂，自发自用模式-自备电厂，合同能源管理模式。但合同能源管理模式里面存在法律问题和安全责任问题。但是，运行管理方面缺乏实际电站的专业人员。光伏电站的运作，首先技术上要符合技术标准。电站如果可以无人看守，就不存在这个问题。但现在一个10兆瓦的电站得有两到三个人，屋顶电站大部分是电工简单培训一下就在运营。在光伏产业目前缺两种人。第一种是对整个电站很熟悉的电气工程师。今年投资300亿打造智能电网，在电气上又出了很多新的要求，出了新的验收规范，如无功补偿要达到25%，需要显示配合电网的在线采集数据等，可能接下来在山东做项目会遇到这些问题。参与电气过程中，如果在电气上面没有很好把握的话，在整个设计过程中，比如逆变器的串联方式都需要结合自己的条件去考虑的。第二就是缺实际电站的运营人员。现在在招聘的时候，可能找一些在火力发电站做过的，或者作过电工的，有电网许可证、操作证就可以了。这都是电站运营过程总存在的问题。 5电站建设门槛多多 电站建设，从整个光伏行业来看，整个光伏的增长点向下一步转移。对于光伏电站建设有四个方面的门槛。第一在于技术；第二在于市场资源门槛；第三在于资金；第四可能是目前来说有很多进入这个行业的企业或者投资人，所不一定具备的就是产业链的资源。具备光伏全产业链的企业在光伏电站投资当中会更加有优势。大功率逆变器和分布式逆变器的选用。大功率在中国电站普遍的原因：政绩。在政策包括技术指标、法规等都没有完善的情况下，最快的速度产生最大规模的电站可能会凸显政府的政绩。收费补贴都非常方便，而且，好管理，而且国家第一时间补贴大型电站。在某种程度上，收益更多。 现在EPC不是完全的EPC，由设计院设计好，采购方也可能是业主，EPC是施工方。某种程度上二者可相互监督互为约束的，这是好的；弊端是双方的沟通似乎比较差，不是很清晰。EPC三位一体要沟通一下，三个如果不完全配合的话，施工做的电站也很难维护和运营。既然谈到电站运营，维护是基础条件，如果一个电站维护不好的话，设计再好、施工再好都是没有任何意义的。整个运营就缺国家的标准和技术规范来维护。 分布式发电方式在现阶段更有意义 分布式电源主要指：位于用户附近、装机规模小，电能就地消纳，接入低压配电网的可再生能源。分布式发电分散投资、补贴少、更接近平价上网。也就是所谓上网不并网，不向电网企业出售电力，所谓自发自用。 2012年1月，国家能源局召开全国能源工作会议，将“积极推进分布式能源发展”列为2012年一项重点工作，提出尽快出台《分布式发电管理办法》。2012年3月，国务院批准发改委《关于2012年深化经济体制改革重点工作意见》，提出深化电力体制改革，稳步开展输配分开试点，促进形成分布式能源发电无歧视、无障碍上网新机制，制定出台农村电力体制改革指导意见。国家发改委和国家能源局正在制定新能源发展规划，“十二五”时期，中国将大幅度提高风力发电和光伏发电的分布式发展比例，例如，到2015年，光伏发电装机容量，仅分布式一项就超过10GW。2015年之后，光伏发电每年或超20GW，其中一大部分是分布式光伏发电。 1.分布式电源的主要问题 a经济性问题。考虑到分布式电源设备、电网建设及运营成本，同时考虑节能减排效益等因素对分布式电源成本效益进行核算，间歇式的新能源发电目前经济性均较差，能源综合利用项目在实现高效运行情况下经济性较好。 b技术水平相对落后。中国分布式电源核心技术研究滞后，关键设备如燃气轮机、风电机组的核心技术和关键零部件等基本依赖进口，自主设计和制造能力不足。 c管理问题。缺少统一的规划管理；并网技术标准缺失；并网管理办法有待完善。 d配套政策不完善。目前，分布式电源的电价政策不到位，一是缺乏鼓励分布式电源的电价机制，二是缺乏鼓励电网促进分布式电源发展的电价政策。 2．分布式光伏发电并网标准 为解决分布式电源对系统带来的影响，规范分布式电源的并网和运行，欧盟、美国和日本等国家都制定或明确了分布式电源的并网要求，制定了详细技术标准，这方面国外相对比较成熟。中国2011年正式颁布的分布式电源接入电网技术规定，让电厂和电站统一协调，规范发展。 总之，中国的光伏发电，需要从国家层面来制定光伏相关的发展规划，从资金、贷款、税收、地价等方面制定相关的优惠政策和进行重点的扶持。要采用自主研发和技术引进并举的发展路线，实行自主创新的技术竞争体系，把中国光伏发电产业进一步做大做强。加快和完善行业标准，形成公平的竞争环境，加强中国光伏发电产业的未来市场竞争能力。尽快培育国内光伏发电市场，创造良好的发电市场环境。 据专家预测，未来中国国内光伏市场发展速度将在政策扶持下快速发展，但会保持一定节奏，直至实现用户侧平价上网。2015年国内累计装机量目标如定在15GW，实际装机有可能超过该目标。如果国内安装量保持在年平均增长50%左右，2020年完全可以实现50GW的目标。 |
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