李永 康巍

    一、光伏发电的现状及问题

    我国光伏产业在2004年之后飞速发展，连续5年的年增长率超过100％，2007、2008、2009连续三年太阳电池产量居世界第一，目前，国内已经有海外上市的光伏公司12家，国内上市的光伏公司13家，行业年产值超过2000亿元，就业人数30万人。

    自主创新和集成创新相结合，形成了我国光伏产业具有自主知识产权的核心技术体系。主要表现为千吨级多晶硅规模化技术取得突破，2010年将基本可以自给，不再依赖进口；晶体硅太阳电池已经占有技术和成本的绝对优势，2009年产量占全世界产量的40％；主要光伏生产设备的国产化率不断提升；薄膜电池等新型技术水平不断进步。但光伏发电目前也面临～些问题，主要表现在以下几方面。

    1.成本高

    2020年以前，光伏产业仍应以降低生产成本为主要努力方向。太阳电池占光伏发电系统成本的60％以上，降低太阳电池的成本是降低太阳电池发电成本的主要途径。

    我国无论是太阳电池还是光伏系统的成本一般比国际平均水平要低10％～15％，目前国内太阳电池的价格大约在12～13元/Wp，系统投资在2.0～2.5万元/kWp左右。

    按照火力发电建设投资6000元/千瓦，风力发电1万元/千瓦来看，光伏发电的建设成本是火电的4～5倍，是风力发电的2～3倍。

    2.技术有待提升

    我国多晶硅产业技术在国家引导以及光伏市场的推动下，产业技术已经实现了由百吨级向千吨级的提升，初步实现了闭路循环、环保节能生产。但同国际先进水平相比，还有一定差距，如综合能耗国外先进水平为130～170kWh/kg，国内普遍为200～270kWh/kg，综合成本也比国外先进水平高20％～30％。多晶硅材料从产量的角度有望在1～2年内达到自给，但多晶硅关键生产技术与先进水平仍有差距。

    晶硅电池用高档设备仍需进口，如大尺寸(450kg以上)铸锭炉、多线切割机、PECVD镀膜设备、自动丝网印刷机、全光动焊接机等；特别是薄膜太阳能电池技术水平(包括制造设备)与国外差距很大，产业化步伐缓慢。

    除了上述问题外，太阳能电池用配套材料也是制约因素，如电子浆料、石墨制品、石英制品、EVA材料等，国内已经开展了一定的初步研究，但主要以仿制进口产品为主，大部分产品档次较低，如电子浆料、石墨材料产品等还依赖进口。薄膜太阳能电池用高纯硅烷气体、TCO玻璃基板、金属背电极等材料主要依赖进口。

    3.政策亟待落实、市场尚未打开

    国内光伏市场至今还没有全面启动，虽然“金太阳示范工程”已经在全国范围内开始实施，但3年的总量只有大约700MW，平均每年的安装量不到250MW，这同国内每年5000MW的产能相比，仍然是相差甚大，因此，有95％的产量需要出口。2009年，我国太阳电池的产量大约40000MW，而国内安装量还不到200MW，仍然有95％以上出口国外。因此，国内市场的全面启动需要政策的有力拉动。

    “金太阳示范工程”实行初投资补贴的激励政策。这虽然对于国内光伏市场的拉动起到了积极的作用，但也有不足之处。由于是在初投资上给以补贴，对于建成后的运行效果和发电量没有约束力，不利于保证系统长期运行的可靠性。上网电价的政策则有利于保证光伏工程的质量和长期可靠的运行，初投资是业主自己支付，资金的回收和利润的获得是靠光伏发电量来获得的，如果发不出电就拿不到电价补贴。目前，国家还没有公布普遍适用的光伏发电的上网电价，仍然处于“一事一议”阶段。

    除了上网电价，国家对于光伏发电的发展规划还没有明确，尽管2007年国家发改委已经公布了直到2020年的可再生能源中长期发展规划，但是对于光伏发电的规划目标明显偏低，不利于整个产业的发展，修正后的“新能源振兴计划”还没有出台。

    4.需转变观念，为规模化应用创造条件

    并网光伏发电占世界光伏市场的90%，包括光伏建筑和大型光伏电站。并网光伏发电市场的推广与电网公司紧密相关。从光伏市场发展比较快的几个国家看，并网光伏发电项目从项目的申报到项目的验收，电网公司都起到了主导作用，主要有以下方面。

    由电力部门负责项目的审批、测试和购售电；必须符合相应的电力标准；系统的电能质量和安全性必须通过电力部门的检测和验收；电力部门负责电网接口和计量装置的安装。

    对于并网光伏发电，从管理的角度讲分为“双价制”和“净电量计量”。

    双价制是德国和其他欧洲国家普遍采用的激励政策，无论是在配电侧(或用户侧)并网，还是在输电侧并网，均给光伏系统合理的“上网电价”，电力公司按照这样的价格支付给项目开发商，价格超出常规上网电价的部分在全国电网分摊，用电户用电则按照常规电价支付电费，卖电和用电是分开的。我国的可再生能源法就是按照这样的原则制定的。在我国，“上网电价”的管理办法目前仅在输电侧并网的大型光伏电站上采用。

    目前国外80％以上的光伏市场是在配电侧并网的分布式发电系统，这样的系统对于电网来讲属于“不可控单元”，电网也不去监测和控制这些分布式发电系统，仅仅是作为负荷管理并在总量上加以限制。国际上对于光伏发电有限发展与建筑结合的分布式发电，我国的电网企业也应当及时转变观念，大力推广不受电网送出能力限制的分布式光伏发电系统。

    二、规模化应用的必要性

    1.规模化应用能够推动成本的下降

    规模化的市场是降低成本所必须的，欧洲光伏产业协会(EPIA)在“set for 2020”发展路线图中给出了从20世纪70年代直到2006年的光伏组件价格和累计光伏产量的“学习曲线”，认为它们之间呈现双对数曲线的关系，累计光伏产量翻倍，价格下降22％。当太阳电池的累计产量达到30GW时，太阳电池组件价格将达到1美元/Wp。到2009年底，全世界太阳电池的累计装机已经超过20GW，全球预计到2011年，太阳电池的累计装机将超过30GW。

    任何一个产业，只有规模化的生产才能够有效降低成本，我国目前是世界上的第一大太阳电池生产国，因此成本也比国外低30%左右。从目前的情况看，为了保证成本持续下降的产业规模，今后外销和国内应用市场的比例以1:1为宜，即50%外销，50％内销。

    2.规模化应用能够推动技术进步

    只有规模化的市场才能有效促进技术进步，企业做大了之后必然向做强发展。目前我国领军光伏企业每年的研发投入大约占其总营业额的5％，例如无锡尚德，每年有不少于5亿元人民币的研发投入，保定英利的研发投入每年也不少于两亿元，这比科技部在光伏发电方面的研发投入要大得多。规模化的生产在太阳电池制造方面将有助于：效率的提高、工艺的改进、设备的国产化、材料的优化、生产的自动化、稳定性和成品率的提高、薄片工艺的实现、物流管理等。

    规模化的应用带动大型光伏电站技术的提高：与大电网的关系、有功／无功调节、低电压穿越、自动向日跟踪、聚光光伏发电等；规模化的应用还将带动未来微电网技术的发展。

    三、我国光伏发电前景

    光伏发电虽然也像风力发电一样存在“不连续、不稳定，在没有储能的情况下不可调度”等问题，但由于其静态发电特性使得它可以方便地与建筑结合，直接安装在负荷中心，作为分布式发电具有得天独厚的优势。风力发电则由于其噪声和震动，不能够安装在负荷中心；太阳光几乎随处可得，而风力资源却不是到处都有的；太阳光资源刚好与城市中的负荷高峰相重叠，可以起到电网削峰的作用，发出的是“黄金电力”，是电力公司需要的调峰电力；而风力却不一定与负荷高峰相重叠。

    2020年以前，借助于光伏发电自身的特点和优势，应当优先发展与建筑结合的分布式光伏发电，这种应用方式不受电网送出能力的限制，位于负荷中心，就地发电，就地消纳。分布式发电对于电网来讲属于“不可控单元”(也没有必要受控)，国际上普遍采取总量控制。

    在近期也需要适度发展输电侧或发电端并网的大型光伏电站，这对产业拉动的作用很大(分布式发电单站容量小)，但是受电网送出能力和就地消纳能力的限制，在现有电网条件下，2020年以前的市场空间也应当不小于100GW。

    近期还应当充分开发离网光伏发电和光伏发电分散利用市场，除了无电地区电力建设外，太阳能通信电源、石油气象、太阳能路灯、草坪灯、交通信号电源、城市景观、电动汽车充电站等分散利用方式也应当大力推广。

    我国目前尚有270万户、1200万人口居住在边远无电地区，其中至少有150万户需要采用光伏发电来解决他们的用电问题(其他居民则依靠电网延伸和小水电来解决)。如果每户按照200Wp计算(脱贫基本用电水平)，则潜在市场有300MW；若按照10OOWp计算(小康用电水平)，则潜在市场为1.5GW。

    通信、石油、气象等工业领域目前每年的市场需求大约在5～10MW，到2020年以前的市场空间大约在100MW左右。

    总之，在不受电网送出能力制约的范围内，2020年以前中国光伏市场发展空间不少于350GW。

    四、质量认证是保证光伏市场健康发展的前提

    光伏产业的兴起，促进了光伏产品认证的发展。光伏产品的认证包括安全认证和性能认证。我国的光伏产品认证标准主要依据国家标准和IEC标准，采用国际上通用的第五种认证模式，即型式试验+工厂检查+获证后监督的方式。不仅在我国，国际上对光伏产品均提出了认证要求，欧洲有TUV认证，美国市场有UL认证，在韩国光伏产品是强制性要求。认证已经成为光伏产品市场准入的门槛。

(文章来源:认证技术)