截至2017年12月底，全國光伏發電裝機量達到1.3億千瓦。而放眼全球光伏市場，我國53.6%的增長幅度，已連續五年居世界第一，其累計裝機量，也連續三年位居全球首位。

　　光伏再現產能過剩之憂

　　業內建議，須通過突破光伏關鍵裝備和技術促使產業升級

　　近日，工信部發文要求嚴格控制新上單純擴大產能的光伏制造項目。《經濟參考報》記者調研了解到，國內光伏又現新產能過剩之憂。中國光伏協會最新數據顯示，我國在多晶硅、硅片、電池、組件領域都呈現產能過剩跡象。業內人士表示，要警惕產業過熱，希望2011年左右那一輪過剩局面別再重演。與此同時，光伏發展亟待解決消納與升級等難題，未來不宜再通過大規模補貼來發動國內光伏市場，須通過電網加速升級提高光伏發電消納能力，并加快突破光伏關鍵裝備和技術的步伐，促使產業升級。

　　光伏高歌猛進勢頭依然未減

　　記者了解到，近年來光伏產能過剩與市場消納能力不足之間存在矛盾。國家電網有限公司的數據顯示，目前“三北”(東北、華北和西北地區)部分省(區)在運風電裝機已超過2020年規劃目標。中國光伏協會最新數據顯示，我國在多晶硅、硅片、電池、組件領域都呈現產能過剩跡象。2017年全年新增裝機量約53GW，同比增長超過53.6%，累計裝機量約130GW，2017年，我國光伏發電新增裝機規模居可再生能源之首，達到5306萬千瓦。截至2017年12月底，全國光伏發電裝機量達到1.3億千瓦。而放眼全球光伏市場，我國53.6%的增長幅度，已連續五年居世界第一，其累計裝機量，也連續三年位居全球首位。

　　數據顯示，2017年，我國多晶硅產量24.2萬噸，同比增長24.7%;硅片產量87GW，同比增長34.3%;電池片產量68GW，同比增長33.3%;組件產量76GW，同比增長31.7%。光伏產業鏈各環節生產規模全球占比均超過50%，繼續保持全球首位。

　　從當前看，光伏高歌猛進的勢頭依然未減，我國在光伏高效產品領域正掀起新一輪產能擴張。如隆基、天合在云南麗江建設年產5GW的單晶硅棒項目，通威50億元在雙流建設高效晶硅電池等。國家“領跑者”計劃仍按每年8-10GW的規模對高端光伏產品予以扶持。這些都給市場消納帶來新壓力。

　　3月1日，工信部官網發布的《光伏制造業行業規范條件(2018年本)》要求，嚴格控制新上單純擴大產能的光伏制造項目，引導光伏企業加強技術創新、提高產品質量、降低生產成本。新建和改擴建多晶硅制造項目，最低資本金比例為30%，其他新建和改擴建光伏制造項目，最低資本金比例為20%。

　　輸送和電網負荷安全難題待解

　　西部電力資源富余和外送能力不足之間存在矛盾。數據顯示，2016年，我國西北五省（區）棄光率19.81%，新疆、甘肅光伏發電運行較為困難，棄光率分別為32.23%和30.45%。國家能源局今年年初召開例行新聞發布會發布，2017年棄光電量73億千瓦時，棄光率6%，同比下降4.3個百分點。“雖然有所好轉，但實現2020年棄風棄光率控制在5%以內的目標，面臨極大挑戰。”國家電網一位業內人士說。

　　一家光伏上市公司的一位管理人士說，大型地面電站主要建在西北地區，當地消納能力有限，且遠距離輸配電設施建設不夠完善，導致電力供需在光照資源豐富地區內部及西北內陸和東南沿海地區間的不平衡。一家坐落在江蘇太倉的某光伏上市公司基地行政經理說，電站建好未并網致積淀資金量達數十億元。上不了網就還不了貸，銀行就要收貸，他們無奈通過市場機構融資，利率達12%至15%。

　　新能源發電不穩和電網負荷安全之間也存在矛盾。太陽光時有時無，新能源發電易造成電壓不穩定。2017年1月至12月底，全國分布式光伏新增裝機量超過19GW，同比超過360%，遠超前五年分布式光伏總裝機量，在新增裝機量占比超過36%。分布式大量涌入，無疑給電網增加了負荷，特別是國家針對分布式可以就地消納，可隨時申請隨時并網，沒有一個良好的規劃，蜂擁而上，無疑加大了其所在區域的負荷預測難度，改變了既有的負荷增長模式，很顯然會使配電網的改造和管理變得更為復雜。

　　國家電網東部某省分公司一位負責人稱，盡管特高壓電網建設為解決“三棄”問題提供治本之策，但清潔能源具有隨機性、間歇性，對電網運行安全提出嚴峻挑戰。高比例光伏發電介入電網后運行控制更加困難，特別是大量分布式電源項目接入配電網后，配電網由單端電源變為多段電源，受目前裝備和技術水平限制，難實現實時監控和安全調度，易造成電網安全和人身安全事故。

　　裝備邁向高端化困難重重

　　國家電網及光伏企業界人士稱，光伏發展正面臨消納與升級雙重難題，比如，新能源發展規模控制及煤電靈活性改造難，儲能、輸送及預測能力突破難、電網匹配新能源高速發展難及光伏產業本身向高端化裝備突破難。

　　首先，新能源發展規模控制及煤電靈活性改造難。國家電網公司相關負責人稱，我國電力市場建設尚處起步階段，“十三五”建成全國統一電力市場存很大挑戰。從生產端來說，新能源發展規模控制在國家規劃目標內難度大，煤電靈活性改造規模和進展難達預期，西北、華北地區推進緩慢。從消費端來說，鼓勵新能源使用的綠政制度效果尚未顯現。

　　隨著新能源大規模并網，增加了常規火電機組調峰啟停次數以及調峰頻度和深度。目前，單臺容量60萬千瓦火電機組啟停一次的成本近100萬元。江蘇省電力有限公司調控計劃處副處長汪志成說，實踐中還缺乏完善的新能源調峰輔助服務補償機制，常規火電機組缺乏調峰的意愿。

　　其次，儲能、輸送及預測能力突破難。國網泰州供電公司副總經理姚軍說，通過調研十多家市場主體的儲能技術發現，由于前期投資大，商業化運行主靠峰谷價差，內部收益率低，回收周期長，運營不劃算。

　　汪志成說，國家電網2017年8月通過從西北轉到西南，再到浙江紹興點對點向江蘇輸送光電。但這條通道主供西部水電輸送，豐水期基本被占滿。西部對新能源發電預測能力也不足，東部常措手不及，送端和受端曲線不匹配問題嚴重。此外，跨省送電還擠占受端省發電空間，如果價格上沒優勢，很難大規模消化。

　　其三、電網匹配新能源高速發展難。國網公司相關負責人稱，關系電網安全和新能源消納的一些關鍵電網工程，尚未明確方案，若不能在2019年建成投運，部分特高壓直流工程不能滿功率運行。

　　國網沭陽縣供電公司副總經理何新玉說，目前光伏、風電等項目數量眾多，且分屬不同建設業主，地方政府層面缺乏統一的整體布局規劃和進度協調，有的利用光伏扶貧政策集中建設村級和戶用光伏電站，建設周期短，給配套電網工程建設帶來較大難度。

　　其四，光伏業邁向高端化困難重重瓶頸依然存在，邁向高端化困難重重。據一位光伏界資深技術人士透露，整套太陽能電池生產線設備中，現已有80%以上的設備實現了國產化，中國太陽能光伏設備取得了飛速的發展，但同國際先進水平相比，我們國產太陽能光伏電池生產中的一些高端關鍵設備與國際先進水平還存在較大差距。目前一些高端及關鍵性裝備的國產化，尚未取得實質性突破，仍依賴進口。

　　高端裝備進口推高成本，這樣在某種程度上就會制約產業的成長。硅片加工設備中，部分具有國際先進水平的高檔全自動單晶爐，但因價格較高，在光伏產業的應用數量有限，獲得大量應用的反而是價格低廉適用的、自動化程度較低的中低端單晶爐。組件生產設備中的層壓機等，國際先進水平的高端自動化產品，有明顯的技術特色，但占據市場大部分份額的也是中低端產品。

　　據一位光伏企業管理人士稱，我國光伏裝備行業目前存在一些突出短板，缺乏自主創新能力，自主知識產權少。企業研發能力與國外比差距較大，高端裝備專業技術人才缺乏，技術力量不足，因而導致前瞻性和深度不夠，不具備核心競爭力。設備的設計制造脫節，大多數設備制造商只注重設備的生產制造，而忽視了與設備使用單位的交流與溝通，不能提供最適應生產需要的產品。