中國能源革命之二：再現陽光

王豫剛　姚堯

光伏產業在經歷一輪波峰波谷之后，走上新途

新能源的投資熱度，與傳統能源的價格密切相關。2005到2008年的一波煤炭石油價格暴漲，催生了全球范圍內以光伏發電為主的第一次新能源投資熱潮，也催生了天威保變、超日太陽、無錫尚德等一批明星企業。然而時至2012年中，隨著投資收縮和市場飽和，美國頁巖油氣熱潮的沖擊，再加上頻頻遭遇“雙反”打擊，這些依靠外需一度風光無限的巨頭紛紛倒地。時至今日，在A股上市的超日太陽、天威保變已經“披星戴帽”，成為*ST股，股價均較最高點跌去七成以上；超日太陽深陷債務違約泥潭，無錫尚德更是被迫重組。

“產能過剩”的陰云籠罩在光伏企業上空，行業預期一度極為悲觀。但時至今日，這一切并沒有想象的那么糟。中國電力建設企業協會對外發布的《2013 年電力建設施工行業年度報告》中顯示：截至2013 年底，全國發電裝機容量達到12.47 億千瓦，躍居世界第一位。其中，火電8.62 億千瓦，占全部裝機容量的69.13%，35 年來首次降至70%以下。同時，清潔能源占比也首次突破30%。

分布式電站成光伏新路

為了應對行業局面，啟動新能源內需，國家政策體現出了新的思路。2012年10月，國家電網允許將分布式光伏發電分散接入低壓配電網，并接納富余電力上網，電網企業按國家政策全額收購富余電力，由接入引起的公共電網改造以及接入公共電網的接網工程全部由電網企業投資。2013年8月末，國家發改委又宣布，對光伏電站實行分區域的標桿上網電價政策。根據各地太陽能資源條件和建設成本，將全國分為三類資源區，分別執行每千瓦時0.9元、0.95元、1元的電價標準。對分布式光伏發電項目，實行按照發電量進行電價補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元。

經過近2年的政策促進，光伏發電在我國再現陽光。2014 年上半年全國新增光伏發電并網容量330 萬千瓦，比2013年同期增長約100%，其中，新增光伏電站并網容量230 萬千瓦，新增分布式光伏并網容量100萬千瓦。光伏發電累計上網電量約110 億千瓦時，同比增長超過200%。甘肅、新疆和青海累計光伏電站并網容量最多，分別達到445 萬千瓦、367 萬千瓦和365 萬千瓦。新疆新增并網光伏電站容量最大，達到90 萬千瓦。浙江、江蘇和廣東累計分布式并網容量最多，分別達到70萬千瓦、53 萬千瓦和42 萬千瓦，其中，江蘇新增分布式光伏并網容量最大，為27 萬千瓦。

8月14日，商務部、海關總署發布公告稱，鑒于此前對于韓美以及歐盟太陽能級多晶硅采取貿易救濟措施后，我國加工貿易項下多晶硅進口出現激增，決定自9月1日起暫停多晶硅加工貿易進口業務。與此同時，地方政府進一步加強對分布式光伏的補貼力度，并有望形成示范效應。如合肥市2014 年7 月1 日以后建成并網的家庭式光伏電站，按裝機容量給予一次性補貼標準由2 元/瓦提高到3 元/瓦，單個電站最高補貼不超過1.5 萬元； 對7 月1 日后在該市建成并網、且全部使用推廣目錄中的建筑用光伏構件及逆變器產品的分布式電站項目，在享受市級補貼基礎上，再按照裝機容量一次性給予電站投資商2 元/瓦的工程補貼，單個項目補貼上限為100 萬元。2014 年1 月1 日以后在該市建成并網的屋頂光伏電站項目，裝機規模超過0.1兆瓦的，按照裝機容量一次性給與屋頂產權人10 萬元/兆瓦的獎勵，單個項目獎勵上限為60 萬元，同一屋頂產權人獎勵上限為100 萬元。

華創證券認為，我國暫停多晶硅加工貿易進口業務為了有效堵上相關受貿易制裁對象繼續向我國傾銷的漏洞，更加有利于國內多晶硅產業的發展。由于我國對海外多晶硅雙反中美國稅率較高，此次暫停業務對美國多晶硅影響較大，一定程度上也是對美國對我國光伏產品雙反的反制。此次暫停多晶硅加工貿易進口業務利好我國主流多晶硅企業，隨著下半年我國西部電站的陸續開工以及分布式光伏的建設加速，多晶硅料需求有望出現明顯恢復，我國多晶硅新增產能多數于明年上半年釋放，及時叫停多晶硅加工貿易進口業務申請將有助于緩解供給壓力。而分布式光伏行業目前已進入政策密集出臺時期，8 月后將進入加速建設時期，行業熱度將進一步提升。

太陽能新技術應用在望

太陽能電池的基本構造是運用P型與N型半導體接合而成的。對其而言，最重要的參數是光電轉換效率。在單晶電池中，目前所研發的N型單晶電池的產業化水平大概在21%-24%左右，P型單晶電池的國內產業化水平在18.7%-19.2%左右，海外在19.2%-20%左右。多晶電池的產業化水平則在17%-17.5%左右。

不久前，美國光伏巨頭First Solar 宣布已在俄亥俄州研發中心中研發出轉換效率21.0%的薄膜太陽能電池，刷新薄膜光伏技術轉換效率的世界記錄，該公司還計劃將于2015 年推出轉換效率高達22%的光伏電池。 而目前國內技術先進企業，所生產的太陽能電池轉換效率也已超過20%。此外，中、德、美、日等多家研究機構均已通過透鏡聚光技術，將多結光伏電池的轉換效率提升至40%以上。這意味著，光伏單位時間發電效率仍有提升空間。

而國內新興的光熱發電模式，其示范項目上網電價，最終有可能鎖定在1.2 元-1.25 元/千瓦時之間，相關文件有望于近期發布。據了解，這一價格是針對國內首個商業化運營的青海德令哈50 兆瓦光熱發電電站的融資成本核定的。由于目前政策層面尚未全盤掌握國內光伏發電項目的平均發電成本，因此將對后續的示范項目上網電價采用“一事一議”原則核定。據國家太陽能光熱產業技術創新聯盟秘書長劉曉冰介紹，在正式的示范項目上網電價出臺之后，預計從2015 年開始，國家將陸續啟動一系列光熱發電示范項目的招投標，總規模將達1 吉瓦。這意味著未來國內光熱發電規模化發展將在政策強力推進下進入“快馬加鞭”階段。

智能化消除電網制約

8月初，國家能源局局長吳新雄在全國“十三五”能源規劃工作會議上指出，要堅持集中式與分布式并重、集中送出與就地消納相結合，在資源豐富地區規劃建設大型風電基地和光伏基地，在其他地區加快風能分散開發和分布式光伏發電，到2020 年，風電和光伏發電裝機分別達到2億和1億千瓦以上，風電價格與煤電上網電價相當，光伏發電與電網銷售電價相當。同時，加強電源與電網統籌規劃，積極發展智能電網，科學安排調峰、調頻、儲能配套能力，切實解決棄風、棄水、棄光問題。endprint

“要改善環境，促進能源結構轉型就要大力發展新能源，而要發展以風電和光伏為代表的新能源，就需要電網能夠適應這些間歇式電源對電網帶來的沖擊，改變自身服務電源接入的管理模式。”華泰證券電力設備與新能源行業分析師鄭丹丹告訴《中國經濟信息》記者。

過去十幾年間，中國風光等可再生能源發展迅速，這給電網帶來了一系列挑戰。這其中最突出的問題就是“三北”地區大型風光電站嚴重的限電問題。

究其原因，據鄭丹丹分析，是因為風電和光伏屬于間歇式能源，其實際發電情況受不同時點的風力和光照強度等波動性因素影響。間歇式能源發電并入電網后，會對電網瞬時平衡造成一定程度的沖擊。當然也有新能源建設速度超出規劃，“三北”地區消納能力也有限，電網入網和遠距離輸電發展跟不上等問題。

在分布式電源方面，問題更為突出。據國家電網公司（下稱，國網）發展策劃部副主任張正陵介紹，之前地市一級的電網公司工作人員極少處置電源問題。以分布式光伏的審批流程為例，企業首先要向省級電網公司提出申請，同時還要取得省發改委出具的“通行證”，獲得開通許可后，才能開工建設，最后并網發電。但分布式光伏業主又以個人或小企業為主，上述手續對他們來講難度過高。

中國電科院新能源所儲能變流技術研究室主任楊波此前表示，預計2015 年光伏發電裝機目標5吉瓦中，分布式光伏發電裝機占19吉瓦；2020 年光伏總裝機超過50吉瓦，分布式光伏裝機27吉瓦。楊波表示，2013 年分布式光伏新增容量80 萬千瓦，累計裝機約310 萬千瓦，2014 上半年新增50 萬千瓦，分布式發電大規模并網將面臨一系列問題，將對配電網規劃、配電網繼電保護、電能質量、電網調度運行產生影響。

此外，國家還規定，自發自用的分布式光伏屬于自備電廠，這就要征收系統自備費，不但需要接受電網的日常調度，還要向電網調度中心實時上傳數據。這些復雜的手續，技術和管理上的復雜性，阻礙了分布式光伏的發展。

通過對配電網和智能電網加大投入力度，國網正逐步實現分布式電源“可測、可視、可控”的目標。據國網內部人士介紹，國網正在建立一個自動化配電系統，能夠實現對整個網絡的實時監測和調度。國網的目標是，打造一種類似互聯網智能互動平臺，通過用戶智能電表采集的數據，實現用戶、分布式電源和電網的徹底互動。在儲能等前沿技術方面，國網也在發力，如果這一技術獲得突破將解決新能源難題。endprint