中国光伏产业长远发展的主要障碍

伴随着分布式光伏装机市场的持续增长，分布式光伏发电已逐渐成为主要发电形式，受到人们越来越多的关注。

分布式具有多样化的市场形式，如分布式工商业屋顶、分布式居民屋顶（户用）、分布式／地面互补模式、分布式村级扶贫、微电网等，为其构建了广阔的市场开拓空间。

到2019年底，中国光伏累计装机达到205GW，占到全国电力装机的10.2%，发电量达到2240亿千瓦时，占全国总发电量的3.1%。尽管取得的成就卓越，但产业长远发展仍存障碍。

国际能源署，国际可再生能源署，美国风能/太阳能行业协会，欧盟委员会等国际研究机构研究报告的结论都不约而同地指出：未来世界的能源和电力结构是高比例可再生能源，甚至是100%可再生能源结构。高比例可再生能源结构中，光伏的占比是最高的，普遍认为光伏装机将超过全球总装机的50%。

我国光伏发电新增装机自2013年开始，连续7年全球第一，累计装机规模自2015年开始，连续5年位居世界首位，2019年当年装机30.1GW，占全球装机的四分之一；到2019年底，中国光伏累计装机达到205GW，占到全国电力装机的10.2%，发电量达到2240亿千瓦时，占全国总发电量的3.1%，在我国能源转型的道路上迈出了坚实的一步。

就中国而言，迫于能源供给和温室气体减排的压力，能源转型势在必行。如何推动中国能源和电力转型是中国电力改革最终要解决的问题。其中：

2020年中国非化石能源占一次能源消费比重达到15%，2030年达到20%；到2030年，中国将于2030年左右，使二氧化碳排放达到峰值，并争取尽早实现。

国家可再生能源中心依据国家能源转型要求，2018年发布了研究报告“中国可再生能源展望2018”，提出：到2050年，中国可再生能源在一次能源消费中的占比达到60%以上，在电力消费的比重达到90%；电力在一次能源消费中的比例从现在的不到30%提高到60%以上。

报告中提出的保守目标为：

光伏装机需要从现在的9.2%上升到2050年的38.3%，发电量从现在的2.5%上升到19.3%。光伏装机到2050年将超过20亿千瓦，即2021-2050平均每年光伏装机6000万千瓦。

光伏发电2021年在中国西部一类资源区可以做到0.25元/kWh以下，东部三类资源区可以做到0.35元/kWh以下，与常规火电相比较，具有很强的竞争优势；

未来10年之内，一类资源区光伏成本将降到0.1元/kWh，三类资源区降到0.2元/kWh，2030年之后光伏将成为世界上最便宜的电力。

然而，光伏也具有不连续、不稳定的特点，可以用集中式光伏电站方式、分布式光伏两种解决方案。

凡接入10kV及以上公共电网，所发电量全部卖给电网的均属于集中式光伏电站。当电网接入高比例集中式光伏电站时，要求电网具有很强的调节能力，用于应对光伏的波动性和间歇性。

当前存在的问题有：

中国具有世界上最强大的电网，电网架构远远优于北欧和美国，但是却没有利用好，未能实现像美国和北欧那样顺畅的功率传输；

火电的灵活性改造进展缓慢，现有机组调节性能差，最低负荷能力仅能达到50%；个别省区新能源装机比例高，调节能力不足。

对于火电机组由基荷电力向调节电力的转变，还缺乏相应的电价体系和鼓励机制；

国内对于互补电源结构还没有统一规划和部署；

电网侧储能和光伏电站站内储能目前仅有零星示范。

分布式发电系统是在负荷侧安装的发电系统。从2021年开始，对于全国所有用电户，用光伏的电都要比用电网的电便宜，分布式光伏的规模化发展具有显而易见的商业驱动力。

与分布式光伏相结合的分布式储能市场潜力巨大。一方面是因为分布式光伏的成本大大低于电网的零售电价，价差足以支持安装储能。另一方面，安装储能之后，分布式光伏系统不但具备了很强的调节能力，可以实现100%渗透率，而且通过与电网互动，削峰填谷，还能够实现收益最大化。

目前的问题是：

国家尚未对分布式光伏项目的建设规模全面放开，也还没有像日本“净零能耗建筑”和德国“智能家居”那样类似的政府计划；

配电网经营权尚未开放，电力交易市场和实时电价体系尚未建立，不利于光伏微电网项目的开展，也不利于分布式储能市场的启动。

总之，分布式光伏的规模化发展不存在技术障碍，更多的是管理和利益平衡的问题。

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