一个绿色、稳定、灵活的新型电网，何时才能实现?一个完全依赖可再生能源的新时代，何时才会到来?

瓶 颈

可再生能源的从业者们寄希望于大规模开发风电、光伏，以实现这一人类共同愿景，但事实是，即便风电光伏开始全面平价，甚至在看得见的未来低于燃煤发电的成本，如果没有灵活的可调电源予以支撑，新能源全面取代化石能源仍将远不可及。

当前，我国的能源“十四五”发展规划正在前期编制中，在风电光伏全面平价的后补贴时代，并不意味着其将因此迎来无上限的增长，风电光伏的波动性决定了，其必须依靠可调机组才能为用户提供稳定的电能，敞口发展将带来极大的电力系统风险。

国家发改委能源研究所研究员时璟丽认为，在后补贴时代，新建项目需要具备并网消纳条件，或者说，电网的消纳能力是光伏新增项目的前置条件。如何提升电网消纳可再生能源的能力?从技术层面来讲，需要依赖特高压输电等电网技术以及发展电网友好型的可再生能源。

再进一步，在“十四五”期间，电力体制改革将快速走向深水区，风电光伏将逐步开始参与电力市场化交易。整个电力市场的形态将发生极大变化，对于风电光伏这类波动性电源如何参与电力市场，如何适应新时代的要求，是当前风电和光伏行业从业者必须开始考虑的现实问题。

这在很大程度上意味着，电网友好型可再生能源的时代将同步来临。通过智能电网、储能技术、可调电源等形成互补性的、可持续性的综合能源系统，在未来的电力市场才真正具备市场化交易的竞争力。这是解决未来可再生能源高比例发展面临的瓶颈问题的可行方案。

实 践

多能互补正是这种综合性能源系统的一个很好例证。已经建成的鲁能海西格尔木多能互补集成优化示范工程即是一个集成了200MW光伏项目、400MW风电项目、50MW光热项目及50MW电池储能系统的混合电站，2019年9月19日，其中的50MW塔式光热发电项目一次并网成功，标志着这一多能互补集成优化示范工程全部建成并网。

该电站的示范效益对未来新能源的开发规划具有很大的现实指导意义。

2016年7月，国家发改委和国家能源局联合下发的《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》就指出，建设多能互补集成优化示范工程对于建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系具有重要的现实意义和深远的战略意义。

2017年，国家能源局公布了首批23个多能互补集成优化示范工程名单，其中鲁能海西格尔木多能互补集成优化示范工程是其中集合能源种类最丰富的工程之一，在电价不明的不利条件下，这也是目前唯一一个建成的集合了风、光、热、储的多能互补示范工程。

该项目将风电、光伏、光热和储能结合起来，形成风、光、热、储多种能源的优化组合，以有效解决用电高峰期和低谷期电力输出的不平衡问题，提高能源利用效率，优化新能源电力品质，增强电力输出功率的稳定性，提升电力系统消纳风电、光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益。通过采用联合调度技术，可有效减轻电网调峰压力，大幅提高上网比例。

虽然多能互补当前仍面临诸多问题亟待解决，亟需建立配套的电力调度及市场交易机制，提高风光水火储多能互补系统的运行水平，以及明确多能互补项目的电价政策等。但这些都是机制上的问题，从技术和经济角度来看，推动多能互补的综合性可再生能源项目开发仍是未来的一大趋势。

合 作

一个综合性能源系统的开发，相较于开发一个单独的风电场、光伏电站，在未来的电力市场中都更具竞争优势。

在认同了这一理念的基础上，传统的光伏项目开发商，需要考虑将何种能源品类进行多能互补开发，才更具经济性和竞争力。

鲁能海西多能互补示范项目集合了风电、光伏、电池储能、光热发电四种技术路线，其实际运行效果将为此提供重要参考。

光热发电电力输出稳定、可靠、调节灵活的特点在当前尚未引起国内光伏行业的关注和重视，而在海外的迪拜、摩洛哥、智利等国，光伏和光热配套规划开发已经成为一种普遍的开发模式。

那么，问题来了。

同样的10亿元投资，是建设光伏电站+一定比例的电池储能系统?还是建设光伏电站+光热电站的混合电站?抑或是建设光伏+光热+电池储能的多元系统?

哪种配比能够实现最佳的综合能源系统效益?实现更大比例的上网、更稳定可靠的电能输出、更经济的成本?

电力规划设计总院的研究表明，光热发电与光伏发电相比，在同容量装机规模下，光热发电的年发电量约是光伏发电的2.5倍;光伏发电要提供可靠的电力，必须配置储能6小时以上的储能电站;在年发电量相同的情况下，光伏发电+电池储能电站的上网电价是光热上网电价的1.18倍。

但这只是证明光热发电价值的一个基础数据。

要回答这个问题，需要光伏和光热发电的业内人士，坐在一起认真地聊聊这个话题了。

可以确定的是，在未来的电力市场竞争中，光伏与光热的合作是极为值得探讨的一个高价值话题。而当前，首先需要实现第一步的跨界融合。

长期以来，光伏和光热两个行业彼此的交集甚少，打通两个行业之间的沟通屏障，更深入地了解对方的所思所想，探寻融合发展的可能性，极为必要。

“十四五”规划不能只关注分布式光伏，西部还有大量的集中电站。分布、集中一定是并举的，不能因为分布式忽略了集中式发展。另外，“十四五”还要进一步研究如何更快地融入电力市场。

“十三五”临近收官，我国光伏产业也在最后关头走出了政策调整的低迷期，逐渐迈入平价上网时代。不过，随之而来的却是国内装机规模进一步下降，截至10月份国内装机规模只有17.5吉瓦。

与需求端的萎靡不振形成鲜明对比的是，光伏产业在制造端上不断取得质和量的双重突破。2019年光伏产品对外出口呈井喷之势，达到近6年来的新高，在弥补了国内装机规模下降之余，也把光伏产业带向新的高度。

大规模出口的背后，是全球光伏市场的迅速增长。国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶预计，“十四五”期间光伏发电经济性有望实现突破，到“十四五”末期，光伏有望成为生产成本最低的可再生能源电力技术。

在平价上网的主旋律下，“十四五”期间，我国光伏产业如何进一步挖掘潜力，迸发出新的生机与活力?

“十三五”自我蜕变

经历了2017年的高速发展，以及2018年的政策刹车，我国光伏产业在2019年不可避免地进入了转型调整阶段。

今年，光伏新增装机就出现了“断崖式”下滑。今年第三季度，光伏发电新增装机仅为459万千瓦，不及第一、二季度520万千瓦、620万千瓦的装机水平。不仅如此，与2018年和2017年同期的1024万千瓦和1860万千瓦相比，分别下滑55.2%和75.3%。

从“快速扩大”到“稳步增长”再到如今的“同比腰斩”，光伏装机虽然出现了过山车式的波动，但从国家能源局最新统计数据来看，我国光伏产业已经提前实现“十三五”规划的目标。

数据显示，截至今年9月底，全国光伏发电累计装机1.9019亿千瓦，其中分布式光伏发电装机5870万千瓦。这一数据相比《可再生能源发展“十三五”规划》中明确提到的“到 2020 年底，全国太阳能发电并网装机确保实现1.1亿千瓦以上”的目标，整整提高了72.9%。

而从地方层面来讲，据不完全统计，山东、江苏、浙江、安徽等十余省份也已经在今年9月底完成了“十三五”相关能源规划中明确的到2020年光伏装机量规模目标。

与此同时，今年最大的特点是，海外市场的加速崛起为中国光伏企业提供了市场，光伏产品出海成为企业的一条“哥伦布航线”。

据统计，2019年前三季度我国光伏产品出口量创历史新高，出口总额为162.2亿美元，同比增长32.8%，超过2018年全年出口总额。同时，光伏组件出口额大幅增长，增幅达到41.8%，出口量达到53吉瓦，同比增长80%。

“光伏产业链分为制造端和应用端，今年这两端形势截然不同。应用端今年前三季度出现了超过50%的下降;反观制造端，多晶硅料、硅片、电池片、组件，最低的增长幅度超过了30%。”近日，中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华在第四届中国光伏产业论坛上指出，今年我国光伏组件出口预计在60吉瓦左右，对应出口额近200亿美元。通过科技创新大幅降低成本，我国光伏产品的国际竞争力和国际市场占有率大增。

“目前，中国光伏行业已经成长为具有国际竞争力的、拖不垮、打不烂的产业。”国务院原参事石定寰说。

“十四五”将多场景互补应用

进入“十四五”，光伏、风电都将进入全面平价时代，实现真正的无补贴发展。隆基绿能科技股份有限公司创始人兼总裁李振国表示，未来，光伏产品价格和成本依然会继续下降，但降价速度不会再像过去一样飞速“腰斩”。

李振国认为，未来不应该再过分要求电价的降价速度，而是应该在能源消纳、电力上网以及光伏与其他能源匹配、互补等方面下功夫。为迎接“十四五”的到来，诸多专家也在论坛上对光伏“十四五”给予了诸多畅想，其中多能互补、多场景协作成为大家的共识。

在石定寰看来，虽然我国光伏行业取得了巨大进步，但在中国能源革命的路程中，仍旧缺少足够的声音和贡献。目前，相当多的人还没有把光伏和可再生能源作为能源革命的主力军去弘扬、发展和壮大。

对此，石定寰表示，“十四五”期间除了大型电站的规划，也应该加大光伏在各种应用场景的规划。“国家应该组织重大应用工程项目，比如高速公路建设，将光伏建设统筹规划进去，还有污水处理光伏应用系统，可以全面降低发电成本。”

石定寰还指出，“光伏+储能”的未来规划，在港口、铁路、公路等基建领域，也都将大有可为。水电水利规划设计总院新能源处研究员王烁也表示，进入平价时代，当补贴不再是制约因素时，光伏规模目标将很大程度取决于消纳空间。除了跨区外送通道，就地消纳，利用“光伏+储能”“光伏+制氢”“光伏+微电网”等新模式，都可以进行深入探索。

实际上，我国“光伏+储能”已经从示范走向实战，目前以黄河水电、鲁能集团、协合新能源为首的新能源企业已经开始进入“光伏+储能”的领域进行探索。国家发展改革委能源研究所研究员刘坚表示，发电侧的光储模式能否持续下去还要打一个问号，相反的是，在用户侧分布式光伏+储能商业模式会比较清晰，未来或将成为主流。

国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧认为，未来光伏不论是在边远地区、负荷密度高地区还是一般居民用电，都有非常大的潜力。“由于光伏基本在任何地方都可安装，且如今多能互补、新农村新城镇建设都需要能源解决方案，在边远地区、农村地区等能源短缺的地区，光伏利用空间巨大。”李琼慧说。

不过，她同时指出，“十四五”规划不能只关注分布式光伏，西部还有大量的集中电站。分布、集中一定是并举的，不能因为分布式忽略了集中式发展。另外，“十四五”还要进一步研究如何更快地融入电力市场。

降本增效仍需技术发力

谈到对光伏的预期，陶冶表示，整个“十四五”期间光伏装机增长在280~300吉瓦左右，但这并不意味着光伏装机可以按平均每年50~60吉瓦装机计算，光伏装机一定是一个逐步增加的过程。

也有业内人士指出：“期望总是美好的，但现实很骨感，未来技术仍然是竞争的关键。谁能最大程度降低度电成本，才能在平价市场环境中获得最大收益。”

“只有最大程度实现平价上网，才能在市场竞争中占据优势地位。只有打破‘不可能三角’，才能进一步推广光伏发电。”在北京鉴衡认证中心副主任纪振双看来，目前是光伏行业自我蜕变、自我调整的绝佳机会。下一步光伏产业技术研发的重点就是“高效、智能、可靠、可控”。

纪振双认为，应当优先考虑光伏系统提效和长效技术，站在网络和系统高度考虑光伏发电的智能化建设，而关键设备、发电单元及整个系统运营期内性能和受控程度，以及验证和预测能力，都是提高技术“可控性”的基础。

纪振双还认为，光伏行业未来必然向着智能化、科技化的方向发展，少人值守、无人值守是光伏电站的大趋势。未来，光伏行业应当充分利用大数据、互联网、人工智能、区块链、5G等智能技术，提高行业智能化水平及质量透明度，最大程度提高用户体验。

中国可再生能源学会光伏专委会秘书长吕芳表示，在成本继续下探时，可能需要看封装技术、系统技术上有没有更多的空间。她希望源头技术能够标准化，让整个产业在装配、配套材料方面减少浪费。

陶冶认为未来2~3年，PERC(钝化发射极和背面)技术仍是光伏的主流技术，HJT(异质结)、IBC(高效交叉背接触)等技术扩产还需要一定时间，降低成本对于新技术来说仍是挑战。

陶冶告诉记者，在全面“平价”实现之前，经济激励政策仍要持续完善。财政主管部门要完善补贴机制，价格主管部门要确定好价格机制，能源主管部门要针对补贴项目进行管理，提出消费侧约束性指标。

据他透露，明年的政策已经在研究中，会尽快出台。未来，消纳责任权重指标作用将在平价时代更为突出，并做循序渐进式调整，增加地方建设和使用、消费绿色清洁能源的动力。