国光伏发展显然已经进入了成熟发展阶段，简单补贴解决不了发展问题。在电力市场化改革的背景下，推行可再生能源配额制的条件更为成熟。比较远地说，真正能够解决问题的出路在于鼓励分布式发展和就地消纳。有必要将储能设备（特别是电池储能）的技术突破作为一项重点来实施。
太阳的巨大能量给我们以无限幻想，光伏的灵活性（处处可贴）和普遍性（阳光普照）使其成为未来最具前途的可再生能源。2015年中国新增光伏装机容量1513万千瓦，占全球新增装机的四分之一以上，同比增长41%。累计装机容量4318万千瓦，同比增长67.3%，其中光伏电站和分布式分别为3712万千瓦和606万千瓦，成为全球光伏发电装机容量最大的国家。“十二五”期间太阳能发电装机容量年均增长177%。
像其他新能源，中国光伏企业也经历了坎坷的大起大落的发展， 对光伏产业的质疑也不间断， 比如“光伏生产耗能大，污染大，发出来的电还比不上耗电”。该说法十余年前起源，流传甚广，但是不符合中国光伏业当前状况。光伏制造业主要包括晶硅提纯、硅锭硅片、光伏电池和光伏组件四个环节。其中，晶硅提纯耗能占总耗能的56%-72%，同时也是主要的化工生产过程，所谓的“高耗能高污染”主要针对这一环节。
首先讨论耗能问题。中国光伏能耗下降非常迅速，同时，政府非常强调光伏生产节能发展。2006年中国光伏产业链平均综合电耗约为300千瓦时/千克；2012年下降到约160千瓦时/千克；2015年工信部《光伏制造行业规范条件》规定现有项目综合电耗须小于120千瓦时/千克；新建和改扩建项目须小于100千瓦时/千克。以此折算，中国光伏全产业链电耗约为0.7—1.2千瓦时/瓦，即生产一瓦光伏组件需要一度电左右，而即使按中东部发电小时数1200-1400计，一瓦光伏年发电量也有一度多，一年内大致可收回设备生产所耗电量，按25年寿命计，其发电量显然远大于耗电量，这是事实，否则光伏不应该有今天的局面。
其次是污染问题。中国晶硅提纯生产主要使用改良西门子法，过程中形成副产物四氯化硅（高污染剧毒废液）以及氢气、氯气等尾气。四氯化硅如果直接排放，遇潮湿空气即分解产生氯化氢，这也是所谓“光伏高污染”的依据。早在2010年12月，政府发布了《多晶硅行业准入条件》，规定还原尾气中四氯化硅、氯化氢、氢气回收利用率不低于98.5%、99%、99%；同时，对晶硅生产的选址、能耗、环保、规模做出了明确规定和限制。2015年《光伏制造行业规范条件》则进一步提高了光伏各个生产环节的清洁生产标准。中国晶硅生产企业已实现改良西门子法的闭路循环零排放生产，因此应该也算不上“高污染”。
中国的标准对于中国光伏企业来说其实可能是最低标准，因为许多光伏制造企业都是做出口开始的，要走美国UL或者德国TUV标准的。进一步说，中国光伏制造业发展之初或许存在过生产过程的高能耗和高污染，规模发展之后这些问题应该是得到了比较好的解决。
当然，目前中国光伏发展还面临许多困难，最主要的是收益问题，而影响收益的重要因素包括上网电价、补贴发放和弃光等，目前主要问题是弃光，随着电力市场疲弱，2015年弃光率大幅回升。
解决弃光的短期出路只能来自于政策支持。近日国家发改委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，明确加强可再生能源发电全额保障性收购，从以往经验看，更为严格的光伏发电保障政策也可能由于现实中的许多问题而大折扣，更为见效是执行有力的配额制。虽然政府最近的一个指导意见提出了到2020年各省级行政区中非水可再生能源在全社会用电量中所占的比重指标，但是，这个应该还算不上年度制强配额。
中国的光伏发展显然已经超越起步阶段，进入了成熟发展阶段，简单的补贴解决不了发展问题，需要通过市场化改革，把补贴支持由上网电价政策逐步转向有效的年度配额制，在电力市场化改革的背景下，推行可再生能源配额制的条件更为成熟。在电力需求增长低迷的背景下，实行配额制可以提高光伏的竞争力和有效地减少弃光。而且配额制还可以通过市场化手段，使得附加成本能够传导至消费端。
比较远地说，真正能够解决问题的出路在于鼓励分布式发展和就地消纳。光伏发电的固有缺陷（间歇性和不可预测性），使得大规模电网将影响电网稳定性和安全性，导致大幅度提高电网成本，也就是说，光伏发电成本降低的同时，其电网接入成本在增长。所以制约光伏大规模发展的主要因素将不是光伏的发电成本，而是电网对其的接纳能力和电网成本。大规模的集中光伏必然临市场消纳和调峰方式等问题，而且由于中国集中光伏和市场逆向分布，电网配套外送通道建设会相对滞后，因此弃光似乎难以避免。
目前中国光伏分布式积极性不高，据测算2014年中国西部集中式光伏收益率与德国同期光伏发电收益相当，而东部分布式收益则不到一半，这与目前光伏“集中热分布冷”的实际情况相印证。西部集中式光伏日照小时数高，规模成本更低，虽然并网和送出成本高，但是成本基本上由电网承担。中东部分布式光伏还由于成本高、电价低而动力不足。分布式光伏还面临安装的物理限制，国外居民屋顶是分布式主要的安装形式，而中国城市住宅不具备这样的条件。
近年来光伏发电侧成本下降明显，所以电网成本将成为光伏大规模利用的主要限制因素，电池储能技术和分布式电能是解决光伏发电不稳定性的最有效方案。光伏分布式的发展潜力在很大程度上取决于储能技术在量级和成本上的进一步突破。有必要将储能设备（特别是电池储能）的技术突破作为一项重点来实施。
太阳的巨大能量给我们以无限幻想，光伏的灵活性（处处可贴）和普遍性（阳光普照）使其成为未来最具前途的可再生能源。2015年中国新增光伏装机容量1513万千瓦，占全球新增装机的四分之一以上，同比增长41%。累计装机容量4318万千瓦，同比增长67.3%，其中光伏电站和分布式分别为3712万千瓦和606万千瓦，成为全球光伏发电装机容量最大的国家。“十二五”期间太阳能发电装机容量年均增长177%。
像其他新能源，中国光伏企业也经历了坎坷的大起大落的发展， 对光伏产业的质疑也不间断， 比如“光伏生产耗能大，污染大，发出来的电还比不上耗电”。该说法十余年前起源，流传甚广，但是不符合中国光伏业当前状况。光伏制造业主要包括晶硅提纯、硅锭硅片、光伏电池和光伏组件四个环节。其中，晶硅提纯耗能占总耗能的56%-72%，同时也是主要的化工生产过程，所谓的“高耗能高污染”主要针对这一环节。
首先讨论耗能问题。中国光伏能耗下降非常迅速，同时，政府非常强调光伏生产节能发展。2006年中国光伏产业链平均综合电耗约为300千瓦时/千克；2012年下降到约160千瓦时/千克；2015年工信部《光伏制造行业规范条件》规定现有项目综合电耗须小于120千瓦时/千克；新建和改扩建项目须小于100千瓦时/千克。以此折算，中国光伏全产业链电耗约为0.7—1.2千瓦时/瓦，即生产一瓦光伏组件需要一度电左右，而即使按中东部发电小时数1200-1400计，一瓦光伏年发电量也有一度多，一年内大致可收回设备生产所耗电量，按25年寿命计，其发电量显然远大于耗电量，这是事实，否则光伏不应该有今天的局面。
其次是污染问题。中国晶硅提纯生产主要使用改良西门子法，过程中形成副产物四氯化硅（高污染剧毒废液）以及氢气、氯气等尾气。四氯化硅如果直接排放，遇潮湿空气即分解产生氯化氢，这也是所谓“光伏高污染”的依据。早在2010年12月，政府发布了《多晶硅行业准入条件》，规定还原尾气中四氯化硅、氯化氢、氢气回收利用率不低于98.5%、99%、99%；同时，对晶硅生产的选址、能耗、环保、规模做出了明确规定和限制。2015年《光伏制造行业规范条件》则进一步提高了光伏各个生产环节的清洁生产标准。中国晶硅生产企业已实现改良西门子法的闭路循环零排放生产，因此应该也算不上“高污染”。
中国的标准对于中国光伏企业来说其实可能是最低标准，因为许多光伏制造企业都是做出口开始的，要走美国UL或者德国TUV标准的。进一步说，中国光伏制造业发展之初或许存在过生产过程的高能耗和高污染，规模发展之后这些问题应该是得到了比较好的解决。
当然，目前中国光伏发展还面临许多困难，最主要的是收益问题，而影响收益的重要因素包括上网电价、补贴发放和弃光等，目前主要问题是弃光，随着电力市场疲弱，2015年弃光率大幅回升。
解决弃光的短期出路只能来自于政策支持。近日国家发改委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，明确加强可再生能源发电全额保障性收购，从以往经验看，更为严格的光伏发电保障政策也可能由于现实中的许多问题而大折扣，更为见效是执行有力的配额制。虽然政府最近的一个指导意见提出了到2020年各省级行政区中非水可再生能源在全社会用电量中所占的比重指标，但是，这个应该还算不上年度制强配额。
中国的光伏发展显然已经超越起步阶段，进入了成熟发展阶段，简单的补贴解决不了发展问题，需要通过市场化改革，把补贴支持由上网电价政策逐步转向有效的年度配额制，在电力市场化改革的背景下，推行可再生能源配额制的条件更为成熟。在电力需求增长低迷的背景下，实行配额制可以提高光伏的竞争力和有效地减少弃光。而且配额制还可以通过市场化手段，使得附加成本能够传导至消费端。
比较远地说，真正能够解决问题的出路在于鼓励分布式发展和就地消纳。光伏发电的固有缺陷（间歇性和不可预测性），使得大规模电网将影响电网稳定性和安全性，导致大幅度提高电网成本，也就是说，光伏发电成本降低的同时，其电网接入成本在增长。所以制约光伏大规模发展的主要因素将不是光伏的发电成本，而是电网对其的接纳能力和电网成本。大规模的集中光伏必然临市场消纳和调峰方式等问题，而且由于中国集中光伏和市场逆向分布，电网配套外送通道建设会相对滞后，因此弃光似乎难以避免。
目前中国光伏分布式积极性不高，据测算2014年中国西部集中式光伏收益率与德国同期光伏发电收益相当，而东部分布式收益则不到一半，这与目前光伏“集中热分布冷”的实际情况相印证。西部集中式光伏日照小时数高，规模成本更低，虽然并网和送出成本高，但是成本基本上由电网承担。中东部分布式光伏还由于成本高、电价低而动力不足。分布式光伏还面临安装的物理限制，国外居民屋顶是分布式主要的安装形式，而中国城市住宅不具备这样的条件。
近年来光伏发电侧成本下降明显，所以电网成本将成为光伏大规模利用的主要限制因素，电池储能技术和分布式电能是解决光伏发电不稳定性的最有效方案。光伏分布式的发展潜力在很大程度上取决于储能技术在量级和成本上的进一步突破。有必要将储能设备（特别是电池储能）的技术突破作为一项重点来实施。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201604/27/170049.html
