当实现我国光伏高质量发展还需多面发力

实现我国光伏高质量发展还需多面发力

“稳步发展太阳能发电。强化光伏发电投资监测预警机制，控制弃光严重地区新建规模，确保光伏发电弃电量和弃电率实现‘双降’。健全市场机制，继续实施和优化完善光伏领跑者计划，启动光伏发电平价上示范和实证平台建设工作。”这是《2018年能源工作指导意见》（以下简称《意见》）对今年光伏发展提出的要求。放眼未来，光伏产业究竟该如何破除发展瓶颈，实现高质量发展呢？日前，本报我们的实验机全国各地都有就这个问题专访了国能源研究院高级研究员闫湖。

：近几年来，弃光问题一直是阻碍光伏产业发展的一大瓶颈，结合《意见》，请您谈一谈究竟该如何破解弃光限电难题呢？

闫湖：2017年我国光伏发电取得显著成就，光伏发电成为电源增长的主力，新增装机容量首次超过火电，累计装机容量1．3亿千瓦，分布式光伏爆发式增长，弃光电量同比下降6％，弃光率同比下降5．3％，弃光增长势头得到遏制。光伏发电投资监测预警机制对引导光伏产业布局具有重要作用，破解弃光限电难题需从技术进步、电力市场、发展方式等多方面发力，形成组合拳。

一是加强电力跨省跨区输电通道建设。我国光照资源和用电负荷呈逆向分布，2017年“三北”地区太阳能发电装机容量占全国58％，但当地电力需求小、供热机组多，跨省跨区通道规划建设滞后，外送能力不足，导致电力供需在地域上的不平衡。因此，解决弃光限电问题首先要补齐跨省输电通道这一硬件短板但是也存在着1些不足。

二是打破省际间壁垒，建立全国电力市场体系。我国电力长期以来按省域平衡，光伏等新能源以就地消纳为主，缺乏跨省跨区消纳政策和电价机制。特别是近期电力供大于求，常规电源电力跨省消纳尚存在壁垒，新能源由于没有配套的国家计划，加之出力具有随机性，带来辅助服务问题，跨省消纳的壁垒更加突出。完善省际间辅助服务补偿和交易机制，放开用户和售电企业的省外购电权，建立“中长期市场＋现货市场”模式的全国电力市场体系，通过市场竞争促进光伏消纳。

三是尽快启动可再生能源发电配额制。2017年我国光伏在全年发电量中的占比仅1．8％，建立可再生能源发电配额制，将绿色电力交易强制到电企业、售电企业等主体，有利于提升光伏及其他可再生能源发电份额。此外，政府在配额实施中要发挥关键作用，确保配额严格执行。

四是加强大容量储能技术攻关，推进商业化应用。目前我国尚未突破百兆瓦／吉瓦时级储能电站的运行控制技术和大规模广域布局分布式储能的协调控制技术，未来应加强技术攻关，降低成本，推进光储一体化。

五是发展分布式能源综合系统，推进光伏的本地消纳。建设以光伏为主的多能互补、微电、综合能源系统等，积极推进分布式发电市场化交易，实现光伏与其它形式清洁能源的多能互补、梯级利用、区域平衡。

：近日，已有部分第三批光伏领跑者基地启动招标工作，有的企业报出了0．32元／千瓦时的超低价，有人说这是不正当竞争，您是怎么看的？今后应该如何通过发挥市场机制作用，优化完善光伏领跑者计划呢？

闫照实际用户所做的材料实验的种类较多湖：在内蒙古达拉特领跑者项目上，有企业报出了0．32元／千瓦时的低价，最后中标价是0．34元／千瓦时，我个人认为光照资源、技术发展、投资环境改善等是低价的主要原因：该项目位于昭君镇库布其沙漠，属于I类资源地区，光照条件好；技术发展快速，企业注重新技术应用，过去一年光伏成本下降近30％；投资环境大幅改善，国家能源局对第三批领跑者基地各种可能出现的非技术成本、外部成本做了严格控制。此外，一些企业报价不完全局限于利润，也有市场占有率、现金流等其它因素的考虑。

随着光伏领跑者基地建设模式不断成熟，政府应聚焦于市场规则完善和实施，由市场发挥资源配置能力：一是完善评分指标体系，提高技术分比重，科学确定中标价格，避免出现“低价中标”现象，压缩技术创新空间；二是大力应用大数据等新技术完善技术支撑体系，推进监测平台应用，在基地竞选、后期监测中通过“数据证明领跑”；三是建立激励奖惩机制，对实施效果好的基地所属政府进行鼓励奖励，对建设运行中失信企业和地方政府依法依规予以惩戒，促进市场良性发展。

：根据《太阳能发展“十三五”规划》，到2020年，光伏要在用电侧实现平价上。您认为通过启动光伏发电平价上示范和实证平台建设工作，会使光伏平价上目标提前实现吗？

闫湖：目前我国光伏的用户侧、发电侧平价上进程正在迅速加快。在用电侧，2018年光伏Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上电价分别调整为每千瓦时0．55元、0．65元、0．75元（含税）。按照全国居民生活用电电价大约0．5元／千瓦时，工商业用电电价0．8元／千瓦时，则光伏在工商业用户侧已经实现了平价上，Ⅰ类资源区的居民生活用电侧也接近实现平价上。在发电侧，根据第三期光伏领跑者基地报价，以白城为例，5个项目中有4个报出0．39元／千瓦时，仅比白城0．3731元／千瓦时的标杆燃煤上电价高0．0169元／千瓦时，可见发电侧平价上也近在咫尺。

根据《意见》3. 全钒液流电池商业化本钱面临重大挑战，国家能源局在2018年启动光伏发电平价上示范和实证平台建设工作，可以看出，随着光伏的系统成本不断下降，政策正积极降低非系统成本，示范和实证平台将全面验证技术和非技术成本，相当于“临门一脚”，对推进光伏发电的平价上具有重要作用。

：众所周知，近年来，光伏扶贫已成为光伏产业发展的一个重要推动力。根据《意见》，今年内计划下达村级光伏扶贫电站规模约1500万千瓦，惠及约200万建档立卡贫困户。今后，您觉得光伏扶贫要想实现可持续健康发展，还有哪些发展瓶颈待破除？

闫湖：光伏扶贫具有见效快、稳定性高、贫困户投入少等特点，是十大扶贫工程之一，但在不断推进过程中暴露出种种问题，亟需破解一些瓶颈：一是光伏电站质量有待提升。市场上可供选择的光伏设备品牌多，质量参差不齐，村级电站建成后移交给村集体，投资建设主体和产权主体不一致，易出现设备假冒伪劣、以次充好等现象，影响了电站收益。未来应从源头上把控电站质量，严格光伏扶贫项目检测和验收工作。

二是重视后期运维，加强运维智能化水平。运维是确保光伏扶贫项目“善始善终”的关键。目前一些光伏扶贫项目还存在“重前端建设，轻后期运维”的问题。建设一体化智能管理和可视化服务平台，一方面能提高光伏电站的运行监测水平，实现全过程监管，有利于电站长期稳定运行；另一方面也有利于增强信息的透明度和村民的获得感。

三是细化收益分配方式，丰富收益渠道。村级电站和集中式电站按照贫困户每年收益不低于3000元的标准分配，未考虑每户人口差异，人均收益悬殊。此外，目前扶贫收益主要靠电量收入，未来应积极探索光伏与农村产业相结合模式，因地制宜规划建设一批太阳能光伏养殖场、光伏农业等项目，激发贫困群众内生动力，建立收益长效机制。