建议收藏！光伏运维四大难点分析！

时间：2024-07-01 13:38:59    点击量：

一直以来，光伏发电存在着重建设、轻运维的现象。截至2019年3月份，我国光伏并网装机量已接近180GW，总体看，光伏电站的运维存在着标准缺失、技术和管理水平不高、专业和集约化程度不够、效率低下等方面的问题。运维问题，已成为制约产业健康发展的瓶颈之一。光伏产业要实现高质量发展，除了要有较高的工程建设质量，还需要有高水平的运维服务，本文将针对提升光伏发电站运维质量的重点和难点，谈一些认识和看法。

光伏发电站运维的重点和难点

重点和难点1：完善流程、规范运做，不断提高运维的基础保证能力和流程管控水平

图1.光伏电站运维流程示例

图1为光伏发电站运维的基本业务流程示例。总体而言▼

1）我国光伏发电运维的专业化水平不高，集约化程度还不够。少部分电站的运维人员属于“草台班子”，只从事一些简单的检修工作，还谈不上流程管控和系统管理。

2）在图中所示的流程中，存在以下难点和需要重点解决的问题：

·在接手或准备接手电站的运维时，对电站现状了解不够，导致后续工作中责任不清，重点不突出。

·对运维要求缺乏全面、系统的理解，包括适用的法规和标准要求、监管和调度部门及业主的要求；对电站的合标及合规性缺乏必要的评审，导致后续的运维中，指标不合理，运维方案针对性和可操作性不强，争议不断。

·运维技术跟不上行业发展的需要，效能低下。

·运维实施过程的受程程度低，难于实现预期的运维效果

对电站效能水平的监测不系统，缺少“第三只眼”

如前所述，我国光伏电站整体的运维水平不高，由此导致的损失不容忽视。一个高性能的电站，不但要“生得好“，还要养得好。光伏行业要实现高质量发展，需要着力提升整个链条的管控水平。

重点和难点2：对接需求，注重运维基础标准的制定和完善,并着力提高标准的适用性

图2. 光伏电站运行与维护标准需求示例

图2为运维过程标准需求图示（技术标准，部分）。总体看▼

1）虽然部分省（区）和大型企业已发布用于光伏电站运行和维护的地方或企业标准，但从行业角度，尚缺少适用于不同电站类型，科学、完整、适用的系统性标准。

2）由于与传统发电形式差异较小，可以等同或等效地采用传统发电形式即有的标准，光伏发电并网和交流侧运维所需的标准，包括国标、能源和电力行业标准、监管和调度部门发布的规范性文件，相对完整，比较系统，可操作性也较强，需要重点解决的是合规或合标方面的问题。

3）需要重点解决的是直流侧运维标准需求问题，这部分存在标准缺失、不系统、不适用的问题，特别是系统及其关键设备维护、性能和质量检测及合格或正常状态判定、故障诊断和修复等方面的标准。要解决这一问题，除运维本身，还需要从系统设计和设备选型、设备选购及工程施工角度考虑，特别是系统和设备的可维护性和互换性。

需要特别提醒的是：与整个行业整体发展环境有关，光伏行业的标准制定也局部地存在浮躁现象。有的标准制定过程“萝卜快了不洗泥”、缺乏深入研究，不接地气。我国已是光伏大国，标准制定方面与现有的光伏体量还不相称。另外，要想实现行业的高质量发展，需要有高质量的标准做先导。

重点和难点3：主动作为，提升电站运行过程的调控能力

图3. 光伏电站运行考核指标示例

图3为电力监管部门对纳入电力调度管理的光伏电站运行考核指标示例（部分）。总体看▼

1）随着非水可再生能源接入比例的提高，电力监管和调度部门对光伏电站的考核趋于严格。以西北地区为例，2015版“发电厂并网运行管理实施细则”，对风电和光伏为代表的新能源场站未提出明确的考核要求；而新发布的“细则”中对图3所列指标均明确了单独的考核要求。

2）按照各地近两年发布的“发电厂并网运行管理实施细则”，多数光伏电站无法全面达到细则中的考核指标要求。特别在AGC和AVC控制及无功补偿方面。

任何情况下，保证供电和用电安全都排在第一位。光伏发电具有间歇性、波动大的特点，按照现有的系统配置及电站自身的调控能力，渗透率达到一定程度后，确实会对供用电安全造成威胁。

要想解决，一是电网企业要积极应对新能源发电高比例接入后所带来的挑战，特别对分布式电源接入密度较高的区域，在供电网络重构、电力调度方式及其他方面要打破即有束缚、用发展眼光，运用现代化技术手段，进一步提高电网的柔性和韧性，包括通过经济手段动态调节弹性用电负荷。

二是发电企业要主动作为，在系统设计和二次系统的配置方面要考虑电网安全稳定地运行的需要，并考虑利用储能及其他手段，对出力曲线进行自我调节（见图4例），使光伏发电由“紊”逐步向“稳”过渡。

图4. 光伏电站出力曲线示例

需要特别强调的是：去补贴和平价前期，降本将是光伏电站建设的主旋律，需要注意的是，该省的省，不该少的一样不能少，特别在满足电力调度要求方面。另外，光伏发电要逐步打消“特权”思想，充分利用政策的窗口期，全方位地提高行业的竞争优势，以确保在未来的市场中立于不败之地。

重点和难点4：充分利用现代技术手段，提高系统事故预防及故障诊断和修复能力

图5. 电站巡检、维护、故障处理的一般流程

图5为光伏发电站日常巡检、故障诊断和修复的一般流程。总体看▼

1）近几年建成投运的多数电站，运行监控系统比较完善，包括组串、方阵、发电单元、电站等各层级的性能及并网特性的监测，但部分地存在“重性能和主体、轻安全和辅助”的情况；另外，有些电站的监测系统存在可靠性不够，监测仪表和通讯设备的抗干扰能力差、故障及接入数据的断点和漏点多、界面不友好等方面的问题。

2）除纳入调度管理的继保及其他安全自动化装置外，其他用于安全防范的自动控制系统，部分地存在整定值或阀值的设定考虑不周，运行中存在随意改动的情况；另外，实际运行中，部分地存在安全预警系统精度和可靠性不够，漏报或误报情况较多的问题。

3）旨在发现和解决问题的线上巡检，部分地存在形同虚设的情况，一是由于专业能力不够，缺少对系统及其设备故障做出判断的必要知识；二是系统及其设备的故障或异常状态的判定标准不系统、与实际不符，容易造成漏判或误判。

4）由于专业能力不足并缺少指导，加之管理不规范，有些运维的线下巡检，只能做一些简单的结构性缺损或站场条件的检查，发现和解决问题的能力不足，导致一致影响发电性能，包括危及系统安全的故障或隐患长期存在。

5）在故障诊断和处置方面，借鉴其他形式发电的经验和做法，交流侧已积累了比较丰富的经验，包括必要的标准支撑；在直流侧，对性能有影响的缺陷或故障的诊断和处理，经验积累还不够，还谈不上标准。

6）在故障的修复，特别是备件更换方面，还存在较多问题，特别是出质保后的电站。

需要特别提醒的是：

1）智能化运维、站场少人或无人值守是大势所趋，华为及其他少数开展监控系统开发和应用的单位，借助其多年深耕光伏系统的经验和其他方面的优势，在这方面已做了许多有益的工作。值得注意的是，有些单位打着人工智能、大数据、云计算的招牌，在缺少公认的基础模型和算法，包括数据积累的情况下，即推出所谓的智能系统，并不可取。

2）可以用日新月异来形容光伏发电的技术发展，但同时也给后期运维来一些问题，最突出的就是系统的可维护性、备件的兼容性和可互换性，需要从标准和设计层面解决这一问题。

鉴衡

《光伏发电系统运行与维护能力认证技术规范》

及评价模式概要介绍

鉴衡认证中心于2014年发布了第1版《光伏发电系统运行与维护能力认证技术规范》，并开展电站运维能力的评价工作。近几年，光伏发电出现了许多新的业态形式及技术类型，对电站运维也提出了新的要求。适应产业发展的需要，鉴衡对第1版规范进行了彻底修改，并于2019年3月发布第2版《光伏发电系统运行与维护能力认证技术规范》。

截至目前，鉴衡已向青岛萨纳斯光电能源科技有限公司、合肥阳光新能源科技有限公司、浙江同景新能源集团有限公司、张家口绿都新能源科技有限公司、六安博阳太阳能发电工程有限公司等十多家运维单位颁发了光伏发电站运维能力等级评定证书。

第2版《光伏发电系统运行与维护能力认证技术规范》及评价工作有以下特点▼

1）“规范”从运维基础信息收集及电站现状评审，运维要求确定，运维过程策划，资源保障，运维过程实施，运维绩效监测、分析与改进等6个方面，以确保电站高效、安全、可靠地运行为主线，按照“全系统管护，全过程、全要素控制”的总体思路及“P-D-C-A”模式 ，规定了电站运维过程的评价要求。

2）按照结果和问题导向原则，评价过程充分吸收了各类服务认证的成功经验，并嫁接了体系认证和产品认证各自的优势，绩效为先导，管理和技术并重（详见表1给出的示例）。并采用“文件评审+现场审核+样本电站检测+证后绩效持续监督”的评价基本模式及量化评价的方式。同时，为保证评价过程的客观性和公正性，“规范”及评价规则中给出了电站分子系统、关键设备运行状态的判定准则，资源配置及关键过程绩效指标方面的底线要求，以及绩效评价指标的核定方法，既为第三方提供了保证评价一致性的准则，也可为运维企业建立运维标准提供指引。

3）充分考虑了认证或评定结果的采信。在满足基本要求的基础上，将评定结果分为5个等级，便于采信方更合理地利用评定结果。以电站业主为例，根据需要，可参考运维单位达到的运维能力等级、电站的复杂程度以及可承受的价格水平来选择合适的运维单位。

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光伏发电需要着力解决的技术质量问题

在第二届中国光伏产业发展与创新应用论坛上，北京鉴衡认证中心副主任 纪振双曾围绕“光伏发电需要着力解决的技术质量问题”这一主题进行了主旨演讲，意在提醒广大光伏企业坚持“问题导向，创新趋动，夯实光伏可持续发展的质量基础”。

纪振双首先就电站质量的评价问题进行探讨，“高效、安全、可靠”是对电站的基本要求，也是光伏产业技术进步的落脚点。

根据鉴衡认证中心对将近2千个电站的检测，70%以上的电站到具备基本保障能力。但光伏产业发展至今，复合性质量有必要向复合+经济+实用的质量标准转变。而这就牵扯到平价上网问题，“如果光伏按照30年寿命设计，并且以某型的标准作为参照，首年衰减不超过1%，之后每年的不超过0.4%、0.45%，那么光伏发电的经济性将不再成为问题。但要想达到这一目标，产业需要静下心来做事，完善行业规范、设计标准和设备选型等。”

另一个是效率问题，鉴衡中心曾经对条件相似的30多个300—500KW村级电站，进行日均发电比对比，低于3.0的电站约占20%(合理的水平应该为3.4—3.5)，综合分析后发现这些电站低效的原因在于工程质量问题、选址问题、升压接入问题以及运维问题。因此纪振双认为，发电量损失的分析应该更加理性，并预先评估，“不回避问题，也不要盲目扩大问题”。

因此，纪振双认为，光伏行业的系统集成技术研究水平，远远滞后于设备制造技术水平，未来，行业需要做好两方面的问题：第一，目前行业存在制造端拉动的单边倾向，尚未实现系统应用于设备需求双向驱动、共同提高的格局;第二，系统端尚未形成“结果导向、全程控制、预防为主”的质量管控模式。

对于安全问题，纪振双认为应该“宽严适度”，即完善各类安全标准，守住安全底线，谨防各类可能造成财产损失人身伤害的安全事故的发生。但从目前行业的发展情况来看，光伏行业还存在两点问题需要解决：第一，与电站安全有关的标准尚不够完善和系统，存在照搬、不接地气的情况，标准的整体水平有待提高;第二，少量电站为降低成本，设计和施工过程存在安全缩水的情况，“我们甚至见过，工程用砂浆原本为1：5的比例，为了省点钱比例提升到1：10，质量非常差。”纪振双表示，“因此，我们要坚持‘安全为天，标准先行，加强监管，确保安全’，特别是我们的扶贫电站和户用系统。”

最后是可扩性问题，他认为光伏行业需要加强系统和设备各类缺陷的表现形式、影响类型和程度的研究，基于风险确定系统和设备的验收标准，宽严适度，既有利于性价比，又能满足运营期内的可靠性要求。他认为目前没有或者存在轻微缺陷的组件，剔除测量不确定的影响，是可以兑现功率保证承诺的。“用一句比较通俗的话说，如果这个组件使用三年以上的，我们进行检测，如果它不黑、不暗、不裂、不断，我们可以基本判断它具备二线水平的;功率衰减超过保证值主要源自缺陷;针对一线、二线的问题，我认为一线组件总体性能，总体要好一些。”纪振双表示。

用“领跑者”标准，建光伏扶贫“良心”工程

在用“领跑者”标准，建光伏扶贫“良心”工程，鉴衡认证中心副主任纪振双做了题为用“领跑者”标准，建光伏扶贫“良心”工程的主题演讲。在演讲中，纪振双强调，光伏扶贫工程不是试验场，应把性能稳定性和可靠性放在第一位，优先选用达到领跑者标准的高效组件。

光伏扶贫电站性能差，站址因素占六成

近年来，光伏扶贫在我国成效显著。截至2017年底，已纳入国家光伏扶贫补助目录项目553.8万千瓦，覆盖贫困户96.5万户。截至2018年初，全国已有17个省份将光伏新增建设指标部分或全部用于光伏扶贫，累计装机规模达962.6万千瓦。借助光伏扶贫，未来25年，将有超过150万贫困户能够每年获得3000元以上的稳定收入。

光伏扶贫已取得了显著的阶段性成果，在肯定成绩的同时，也可看到，随着光伏扶贫的范围不断扩大，项目规模不断增长，一些问题和矛盾开始无可避免的出现，主要表现为缺乏明确标准，电站质量存在风险，发电收益难以保障，导致扶贫效益得不到保证。早期光伏扶贫模式的多样化也导致了扶贫电站整体情况不稳定，建设和运营管理问题突出。无法保障，扶贫实效无法在真正意义上最大发挥，贫困户权益也无法真正得到保障。

在演讲中，纪振双介绍了鉴衡在光伏扶贫电站检测方面开展的工作和体会。截至2018年9月底，鉴衡已从安徽、河北、河南、山西、山东、湖北、陕西、青海等8个省共计41个县(区)合计抽取466座电站进行了检测。其中，户用172座，1MW以下村级及村级联建电站277座，1MW及以上联建或集中式电站17座。

在鉴衡抽检的村级电站中，从等价发电时标杆指数看，初步估算，如运维得当，19%的电站(A级)可实现超预期收益;73%的电站(A级+B级)具备实现预期收益的能力。水平较差的电站(C级和D级)，部分为站址条件不适合所致;少部分为承建单位专业能力不足所致。

光伏扶贫工程应首要考虑稳定性和可靠性

大江南北，一大批扶贫光伏电站建成发电，既增加了贫困群众的收入，又对整个光伏产业产生了明显的品牌带动效应。可以说，光伏扶贫在推进产业扶贫和打赢脱贫攻坚战的同时，也对光伏企业品牌知名度的提升产生了明显的效果。

2018年4月，国家能源局发布了《光伏扶贫电站管理办法》，明确了在光伏扶贫电站建设方面，应符合国家相关规程规范和技术要求，主要设备应采用国家资质检测认证机构认证的产品。光伏扶贫工程无论是产品质量还是设计施工都应体现光伏行业的领先水平。当前不少扶贫项目中还大量使用着260W甚至更低功率的组件。这些低功率产品质量堪忧，发电能力难以保障，远低于地面电站和领跑者项目80%以上的水平。

纪振双说，鉴衡中心对光伏扶贫电站设备的品牌使用情况和性能进行了两次大范围抽检，第一次抽检结果表明，品牌知名度与设备性能直接相关。

他说，对四个品牌设备进行的EL抽检结果表明，三个品牌设备不良率为0.00%，四个欠品牌设备EL抽检结果表明，不良率在20%到54.55%之间，一个冒牌设备EL抽检的不良率为100%，一个无铭牌设备EL抽检的不良率为56.25%。从外观质量抽检不良率看，四类品牌设备和四类欠品牌设备的不良率基本为0.00%，冒牌设备不良率为100%，无铭牌设备不良率为88.57%。第二次大范围抽检时，整体效率大大提高。第二次是对7种知名品牌设备和4种欠知名品牌、6种不知名品牌进行了外观不良率和EL不良率抽检，结果表明，从工程比例看，使用品牌设备的工程占比为68%。

纪振双说，对33个样本电站组件检测表明，组件功率比大于98%，性能一致性偏差小于2%，达标率70%，总体看，品牌设备的功率比(PI)较高，一致性较好。

对光伏扶贫电站所用逆变器性能和质量抽检表明，品牌、非品牌逆变器细分性能差异也较为明显，比如，低负载点转换效率差5%以上。服务质量方面，品牌机总体质量好于非品牌机。故障率方面，品牌机平均故障损失在0.5%以下，较平均水平低1.5%左右。

纪振双表示，“逆变器是光伏发电的中枢设备，对村级扶贫电站，大多无现场监控，逆变器还承担着故障预警和处理、远程监控‘中继’职能。宜选择故障源点少、可靠性高、智能化程度高的设备。”

综上分析，纪振双认为，光伏扶贫工程不是试验场，应把性能稳定性和可靠性放在第一位，优先选用达到领跑者标准的高效组件。用高效率、高可靠、高收益的理念做好光伏扶贫，直接向扶贫市场供应最好的产品。在光伏扶贫领域使用符合国家领跑者先进技术指标的产品，设置更高的质量技术门槛，将对我国的扶贫事业起到强大的助推作用，同时也可以促进光伏行业高效优质产品的研发创新和升级换代。

4 月 12 日~13 日，纪振双在中国投资协会举办的“2019 年中国清洁能源发电前景与市场风险研讨会上，”就“弱补贴及去补贴后，光伏产业的发展趋势及风险防控”做了深度解析。

弱补贴及去补贴后，对光伏产业发展前景的分析和判断

目前，光伏处于由“补贴拖欠”引发、平价上网前的阶段性调整期。 基于以下理由，中长期看，产业发展长期向好的趋势并未改变，仍处于发展的“牛市”。

大力发展以光伏和风电为代表的可再生能源的理由并未改变， 且更为充分。

国家大力发展清洁和可再生能源的能源战略并未改变， 近期发布的一系列政策的针对性更强，更适合光伏产业长远发展的战略需要。

技术进步为产业下一更大规模地发展打下了基础。

度电成本快速下降， 为光伏与其他发电形式同台竞技创造了条件。

1、 产业发展的政策环境

1） 减少化石能源，特别是煤炭在一次能源中的消费比重，已是大趋所趋。电力行业是煤炭消费的大户，我国的资源禀赋为“多煤、缺水、贫油、少气”，但具有丰富的太阳能和风能资源， 要实现“两个” 替代，大力发展非水可再生能源已是不二的选择。

2010 年后，煤炭在我国一次能源中的消费比例以年均 1%左右的速度递减；另外，在电力消费结构中，近 3 年，火电占比在以年均 1%左右的速度递减；而光伏和风电占比在以年均 0.6%左右的速度增加。

总之， 要用战略眼光，看待以光伏、风电为代表的非水可再生能源，包括发展中出现的问题和阶段性调整。

2）按照中央“四个革命、一个合作”的总体要求，国家大力促进可再生能源发展的政策定位并未改变，但政策取向已由“补贴”为主，向针对性地“清障”为主转变，并开始注重促进可再生能源发展长效机制的建设。

近两年，针对弃光、非技术成本过高等行业发展中存在的突出问题，以及电力市场存在的体制和机制性障碍，国家出台了一系列针对性政策，例如： 2017 年 11 月，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》 (发改能源【2017】 1901 号)；2017 年 12 月，国家能源局发布了《关于建立市场环境监测评价机制引导光伏产业健康有序发展的通知》（国能发新能〔2017〕 79 号）；2018 年 9 月，国家发展改革委办公厅发布《可再生能源电力配额及考核办法》（第二次征求意见稿）（发改办能源〔2018〕 1109 号）； 2019 年 1 月，国家发展改革委 、国家能源局发布了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕 19号）。

总体看，政策的实施效果已开展显现，例如：与 2017 年相比， 2018 年全国平均弃光率下降 2.8%；电力市场化交易的比例已接近 40%，并有效地降低了用电价格； 虽有波折， 部分地区或依靠一些创新、变通性做法， 分布式光伏“隔墙售电” 已开始突围。

2. 产业发展的技术支撑

1）经过 10 多年的发展，光伏设备制造技术和系统应用技术已有了质的飞跃，为光伏平价上网及产业可持续发展打下了较好的技术基础。

我国的光伏产业已形成完整的产业链， 自主创新能力在持续增强，并初步形成具有中国特色的标准和技术管理体系。

设备制造端，近几年，在降本需求、光伏领跑者制度及其他政策的协同作用下，电池和组件制造技术日新月异，组件效率在按年均 1%左右的幅度逐年提高；适合于不同类型和规模发电系统的光伏逆变器已形成系列，智能化水平也在不断提高，包括集中式、组串式和集散式逆变器，低压和中压逆变器。

系统应用端，目前，分布式（含户用）和集中式光伏电站，地面（含山地）、屋面、水面及其他应用场景的电站，各种光伏+形式的电站，均得到了不同程度的应用；双面发电、 1500V、跟踪系统的应用比例也在逐步提高；光伏支边和扶贫更是展现出独特的优势。 可以说， 光伏发电更大范围的应用空间已打开。

2）“531”新政后，国内市场出现萎缩，国际市场开始复苏， 部分地弥补了国内需求放缓造成的设备供需缺口，业内担心“需求放缓会迟滞产业技术进步”的情况并未发生。另外，国际市场准入门槛较高，助推了国内设备制造端产业集中度的提高，技术和综合实力强的企业已占得先机。可以预见，短期调整后，国内光伏新一波“行情”的技术水平会有明显提升。

中国有 9 个组件企业位列 2017 年、 2018 全球组件出货量前十名。 2017 年，前 10 企业全球市场占有率在 55%左右， 2018 年接近 70%。

过去几年，光伏在我国的快速扩张部分地挤占了本该更低成本、更高质量的发展空间，但世界范围内已开始享受我国光伏产业技术进步带来的红利，许多国家开始调高可再生能源的发展预期。

3. 光伏发电的度电成本

综合分析投资水平、利用小时数、预期 LCOE，目前， 我国部分地区已具备平价上网的条件，特别是分布式光伏。

弱补贴或去补贴后，对产业发展热点及路径的思考和判断

光伏平价或无补贴上网后，产业政策的发力点将转向降低非技术成本和改善营商环境方面，市场在项目资源配置方面的作用会突显，需求为导向的多样化发展趋势会愈发明显，以度电成本、售电价差为导向的产业发展路径会更加清晰。行业会实质性地进入更集约、更高质量的发展阶段。

1. 项目选址

1） 以国家发展改革委和国家能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源（2019〕 19 号）为标志，光伏平价上网时代已到来。

“19 号文” 从试点项目建设、优化投资环境、全额保障性收购、合理收益补偿、接网工程建设、市场化交易、输配电价及收费、上网项目建设、跨省跨区输电通道建设、金融支持、预警管理、能源消费总量考核支持机制等 12 个方面，全面地规定了促进平价上网的政策措施， 针对性较强，政策的实施效果还有待观察。

弱补贴期内， 光伏发电价格将实行“双轨制”。“双轨制”的实施， 部分地影响了企业和地方无补贴项目建设的积极性， 许多开发企业尚处于无所适从的“观望期”及“断奶”后的适应期。

2） 参照“燃煤标杆电价”的平价或低价项目，主要针对集中式光伏电站。文件中确定了此类项目的优选条件，即“资源优良、建设成本低、投资和市场条件好”，投资企业可参照上述条件及以往经验，确定可量化评估、具体的项目筛选条件。

I、Ⅱ类区中， 目前， 局部有限的区域已具备平价上网的条件。可优先选择“绿或橙色”、 年实际利用小时数在 1500h 以上的区域， 并通过比较不同区域内利用时数的差异及售电价差确定项目区域选择的优选顺序（注： 例如， 以 2017 年为例，蒙西较大同利用小时数高 4.6%，电价较大同低 13.5%， 比较而言， 优先选择大同；再如，大同较吉林利用小时数高 1.4%，电价低 16%， 优先选吉林）。

3） 以配售电价为参照的无国补项目，主要针对分布电源。文件中将此类项目的范围限于国家确定的市场化交易的试点项目，过于局限。 参照“19 号文”确定的条件，以售电价格的 0.9 为比较基准，加上部分地区适当的地补，按目前的建设成本测算，许多地区可实现无国补、用电侧平价上网。 全国范围看，此类项目更具备无补贴建设的条件，国家应鼓励此类项目的大范围建设。另外，对投资企业，文件中列出的“增量配电网、清洁能源消纳产业园区、局域网、新能源微电网”等可作为此类项目建设的优选区域。

2. 技术方向

太阳能资源无处不在，随着组件效率的持续提升和系统建设成本的不断下降，可经济地应用光伏发电的场景会不断增加。供电端和用电端应用场景的多样化，决定了多样化为光伏产业发展的必由之路。

3. 发展路径

平价或去补贴后的光伏，企业将有更大的自主权，“度电成本”与“销售电价”间的价差将成为企业选择项目建设地点和建设方案的主要依据。企业会在综合考虑各种影响因素后，按照价差由高到低的次序选择项目的建设地点和方案。

总体判断：如果“19 号文”真能落地，在试点基础上，能够推而广之，全国范围内，短中期内，分布式光伏更具优势。

光伏发电的风险防控

风险是指某种不幸或不利事件发生的可能性及其后果的组合。按上述解释，例如补贴拖欠、区域性弃光、非技术成本过高、融资贵等可预知、确定性较高的不利因素，无所谓风险，在投资决策时，就应该考虑到。从风险的角度，重点应考虑那些有一定不确定性的不利或不幸事件的防控。

过去十多年，光伏已遇到形形色色、各类表象形式的风险，为企业的风险防控积累了一定的经验。平价或无补贴后，还会出现一些新的风险表象形式，需要企业提前识别并做好预案。

1. 合规性风险

光伏发电的劣势在于占地面积大，且为波动、间歇性电源，受控程度低。光伏还是个新兴的产业，在土地利用方面，还存在一些法律方面的灰色地带或盲区，加之一些企业存在侥幸心理，打“擦边球”，带来一些土地利用方面的合规性风险，这方面风险规避不够， 对项目而言，会带来“毁灭”性打击。 无补贴后的光伏，多元化发展的趋势会更明显，这方面的风险会加大，特别是各类“光伏+”形式的发电项目。另外，随着光伏装机比例的提高，电力部门对光伏发电的要求和监管力度会加大，也会带来了新的风险和挑战。

2. 技术质量风险

过去十多年，产业快速扩张、粗放式发展，包括标准及检测技术跟不上产业发展的需要，导致为数不少、已投运电站出现这样或那样的问题，并成为产业健康发展的瓶颈问题之一。“531”新政后，电站交易进入活跃期，质量不透明或存在较大风险已成为光伏电站交易的“拌脚石”。

弱补贴或去补贴后，“抢装、抢建”引发的质量风险会逐步减少，出于降本目的引发的风险将提高，需注意防控，特别在以下两个方面，一是未经充分验证或确认的技术应用带来的风险，包括设备制造、集统集成、跨界整合技术；二是选用低成本、可靠性差的材料或器件所带来的风险。

3.其他风险

离不开大的市场环境，光伏行业同样面临“契约精神”不够的问题，由此导致项目建设中途夭折、“三角债”高起，包括“关门打狗”的现象已屡见不鲜。去补贴后，市场将起主导作用，产业多样化发展格局会更加明显，也会带来一些新的或加剧原有的风险，如：站址问题造成的短命电站， 税费优惠“中途变卦”等。