编者按：此文于12年左右完成，时隔多年有些技术发展和市场环境已经过时，但是科普意义还在，权当纪念~

国内光伏应用现状

目前光伏主流应用形式有三种：离网、低压侧逆变并网和调度并网。

从规模应用角度出发，离网系统偏向于独立小系统，多用于偏远无电网地区自给自足;低压侧并网是在逆变并网因供电允许上存在困难后提出太阳能光伏采用自发自用的屋顶电站(金太阳工程、光电建筑一体化)，旨在缓解用电负荷高峰期的电力资源紧张;大型荒漠并网发电站是调度并网的主要规模应用方式。

从系统效率出发，一般而言，独立(离网)光伏电站发电效率为60-65%，建筑并网光伏发电效率是70-75%，大型并网光伏电站效率是75-80%。

从技术应用角度出发，离网与并网在系统结构上的最大区别是蓄电池的使用。而由于太阳能的间歇性特征，离网系统只能白天储能夜晚使用，这一特点对于白天用电负荷高峰来说没有积极作用。另一方面，目前光伏离网系统整体寿命瓶颈受制于蓄电池——习惯市电充放电条件下的蓄电池面临长期阴雨天没有足够电力补充电能而过放的挑战——根据实际海岛独立光伏电站使用情况，蓄电池每1.5年时间就必须更换一次。对于并网不馈电系统即低压(用户)侧并网系统，由于其光伏穿透率低(国内电网公司允许“金太阳”项目业主使用不超过10%用电量的情况下可以自发自用)，因此基本不会出现“逆功率”等技术问题。而可以调度并网的大型光伏电站由于具备通过高压侧并网把电力统一分配到各用电单位这一优势，目前和并网不馈电一起构成当下国内光伏发电应用市场的主流方式。

并网模式下的困局

2011年末国家电监会新闻发言人表示，“今冬明春全国用电形势紧张，最大电力缺口约2600万千瓦，其中既缺煤又缺水的南方和华中地区用电形势最为严峻。”而2011年末正是欧债危机愈演愈烈、光伏补贴进一步削减，美国启动双反之时。面对如此巨大的国内用电缺口，产能过剩的国内光伏大厂却形同陌路，依然备战国外电站项目开发，引爆又一轮的抢装热潮。缺乏政策导向么?还是欲壑难填?抑或是舶来品水土不服?

2011年8月姗姗来迟的光伏发电上网电价直接刺激了光伏企业投身大型光伏电站的神经。根据2011年8月份发改委《完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》显示，2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元(含税，下同);2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元执行。

自上述国家光伏上网电价政策出台之后，国内光伏应用市场迅速响应，呈现出爆发式增长态势。各省光伏企业不遗余力地日夜抢建大型光伏电站项目，掀起建设大型光伏电站的高潮。在青海格尔木现场，上百辆装满组件产品的重型货车来回穿梭，往返犹如星盘的工地。有关专家透露，2011年底，仅青海一个省份光伏电站并网已达1.03GW，另有1GW光伏项目在建;宁夏在2011年7月前已完成50万千瓦的光伏电站项目，另有50万千瓦在建，其他各省也使尽浑身解数扩大省内光伏电站规模。Solarbuzz《中国交易追踪报告》(China Deal Tracker)显示，中国非住宅用项目容量2011年10月底已达16GW。统计显示，中国已安装和开发中的非住宅光伏项目共计1104例，分布于中国的29个省。前十位分别是青海、甘肃、宁夏、内蒙古、四川、江苏、山东、陕西、西藏和安徽，这10个省份在项目总量中的占比达86%。

光伏电站装机大省均为光照资源非常丰富但人口相对稀少的二类区，由于需求量低，电站发出的电力无法当地消化，“窝电”现象严重，这对于用电紧张的南方和华中地区可谓是远水救不了近火，那么远距离传输呢?据了解，远距离输送光电，需要通过电网层层升高电压，更需投入巨资配套新建从10千伏至750千伏之间各个电压等级全套输变电设施。以青海为例，青海最大的光伏基地格尔木光伏电站所发电力需要通过升压变压器，以中压或高压接入电网，输送目的地是800～1000公里之外的西宁，但电力到达西宁后，本身水电丰富的西宁却无消纳能力，光伏所发电力只好选择继续向东部输送，传输距离甚至达几千公里以上，所发有限电力在传输过程中消耗殆尽，电站经济效益无从谈起。

那么并网不馈电自发自用的屋顶电站呢?靠近电力负荷区是“金太阳”示范工程的最大优势，而让其具有的重要积极意义还在于，电网公司允许“金太阳”项目业主使用不超过10%用电量的情况下可以自发自用，如同撕开电网一个口子。如客户原来用电网的100千瓦时电，现在电网原则上允许用户使用不高于10千瓦时的电自发自用，剩余90千瓦时仍将由电网购买。尽管10%的电量规模占比依然很能少，自发自用的电顶掉了销售电价的电。如销售电价是0.8元/千瓦时，那么使用自发自用1千瓦时电，就相当于节省了0.8元的成本，对用户建设项目还是很具有吸引力的。但“金太阳”示范工程项目局限于上网占比的限制以及自发自用的规模总量不大，其效果并未完全发挥出来。根据相关统计数据，与2009年1.09元/千瓦时中标的“10兆瓦敦煌”项目相比，截至2011年底，敦煌集中项目累计发电小时数已经超过了2400小时;而花费32亿人民币的“金太阳”示范工程项目发电利用小时数仅为300个小时，发电效率仅是敦煌项目的八分之一(而实际上该项目年设计发电量达3341.57万千瓦时，上网电价为 1.0928元/kwh，目前仅有20%能够上网，每年直接损失就高达2920万元)。

并网难，有技术原因如低电压穿越能力、谐波干扰、孤岛效应等尚未得到合理解决，光伏并网对电网运行安全的冲击存在隐患;也有匹配原因即我国电网建设及调度现状不能满足光伏电力这类分布式能源的发展要求。我国电网的建设一直侧重发展高压侧输送端，而光伏发电并网需要从用电端回流;我国一直以火电为主的传统能源占优势地位，其特性是稳定、长期，目前仍采用类似于简化的POOL模式进行调度，此模式是基于围绕主体是可预测性强、但启动预热期较长的电力而打造的传统能源调度思维，所以才会出现水电、风电、光伏能源等清洁资源充足，却可能因为在上个月定时间段的时候，水、风、光都无法确认这个时间段可以产生足够的电力，从而安排的是火电时间，所以一边风机空转、光伏板“被晒太阳”，一边还要加大火力烧煤来满足日益增加的电力需求，产生大量排放。

小结

当前由于政府大力支持新能源产业的发展使得产业过热导致很多投机性行为，破坏了原本应该逐渐形成的市场秩序。同时短期逐利成为众多资本流入的主因，而金融危机和欧债危机条件下逆势扩张导致的产能过剩实际上是光伏暴利终结的开始。有人说国内并网难是因为电网利益垄断和补贴力度不够，技术已经完全成熟。国外开发了那么多成功项目，国内完全可以一样上网。其实要看国内借鉴国外新能源的并网应用，风力发电已是前车之鉴。 面对如今事故频发的风力并网电站，弃风现象屡见不鲜，新能源应用的舶来之路并不好走。怎样从无序的市场竞争中走出一条持久有序的发展之路才是当前国内光伏应用值得思考的问题，而不是在国外扎堆聚集新兴市场，国内开展“圈地运动”。绿色能源的应用是一种长期的可持续的发展应用，节能环保的价值只有在时间的洗礼中才能具现化。任何短期的纯粹的资本导向性只会阻碍光伏应用的发展之路。

部分数据摘自《电气中国》