光伏发电技术创新精选(九篇)

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第1篇：光伏发电技术创新范文

【关键词】光伏发电；并网大电网；面临问题；对策

在光伏发电技术不断发展的背景下，推动了我国发电技术的发展以及创新。光伏发电技术是现阶段新兴的一种发电技术，在应用的过程中具有高效性和无污染等方面的特性，然而，该技术所具备的复杂性和稳定性还没有被多数企业了解，导致在分配电能和运输过程中发生很多问题，该问题导致光伏发电技术面临一些阻碍，所以，要有针对性地解决措施做保障，推动我国光伏发电技术的进一步发展。

1现阶段光伏发电并网大电网所面临的问题分析

1.1光伏发电的系统和大电网在运行过程中没有深入地研究

和以往的发电形式进行对比，光伏发电系统具有有所不同的特性，虽然单个并网光伏的发电系统在接入点上并未形成较大的上网功率，然而其接入点数量非常多，并且呈现分散式的布置，如果光伏发电在大电网中进行接入后，其就和大电网间产生比较大的效果，对大电网运行造成影响，这一特点在普通的发电系统并网中不存在。此外，还要对严重影响光伏发电系统运行的相关内容仔细分析，清楚地了解直接连接微网和大电网间的作用情况，只有这样，才能实现共同作用的效果。

1.2对电网控制以及保护设备造成的影响

如果是在光伏发电系统以及并网大电网当中，就会在一定程度上给配网控制与保护设备造成影响，就光伏发电而言，其是一种比较新的发现模式，运行原理和发电过程都和传统发电技术存在比较大的差异，所以，在实施并网大电网后，会出现一些问题，严重影响电网保护装置，对电力系统的运行稳定性造成影响。

1.3配电系统的规划面临新的挑战

当微网形式下的光伏接入到配电系统当中后，以往配电系统会产生很大的变化，不只是单纯性地分配电能，而是发展成为收集和传输与分配电能的交换系统。对于光伏发电系统的进一步运用，会在一定程度上对配网电能的质量产生影响，例如，发生谐波污染的现象，所以，需要在配电系统的规划过程中加强注意。不可以受到传统思路的束缚，而要不断创新，与此同时，分布式光伏发电的接入，还会对配电网短路电流和供电可靠与供电的经济性产生直接影响，因此，也需要在规划环节当中加强重视。

1.4传统监测和保护控制的措施的影响

对于发电系统的运行来说，电网调度是不可替代的，光伏发电系统对中低压配网和大电网连接进行运用，促进了大电网运行过程中监测范围的扩大。身为新型发电方式中一种，对光伏发电进行实时监测和传统的检测存在很大的差别，让保护和控制问题相对复杂化，需要对以往保护控制的措施加强科学化调整。

2光伏发电并网大电网面临问题的解决对策

2.1加强对配电系统当中电能控制的程度

因为光伏发电系统在具体的发电过程中，具有一定的不确定性，如此就造成在实际功率的输出过程中，出现很大的波动，给用户造成极大的影响。例如，逆变器在具体的运行过程当中，会出现谐波，导致配电系统谐波不断增加。所以，要促进对配电系统电能控制力度的提高。

2.2加强对配电系统的电能质量进行控制

对于配电系统的电能质量进行有效控制，有助于对其运行质量的提高。光伏发电的过程中具有很大的不确定性，加之功率在输出时的波动，都会对所接入系统中的用户造成一定的电能质量问题。在逆变器所出现的谐波中，会导致配电系统谐波水平逐渐提高。光伏发电会以单相电源并网，增强了配电系统中的三相不平衡现象。所以，需要加强对含光伏发电配电系统中电能质量有关的独特问题进行研究，并对电能质量的监控技术不断提高。

2.3加强对光伏发电系统和大电网运行的深入研究

对于光伏发电并网大电网来说，要加强对于其发电系统和大电网运行的深入研究，只有这样，才能对其中所出现的问题进行有效解决。如果微网模式的光伏发电和大电网进行连接之后，微网会和大电网就会出现很强的相互作用，严重影响大电网在运行过程中的特性，想要对其进行分析，就要运用新的方法。因为微网的存在，导致配电系统发生很多方面的安全问题，对其的分析方法和高压电力系统之间存在一定的差异。研究的目的在于对微网和大电网间的相互作用进行明确，了解理论和方法，有助于对微网配电系统进行有效地控制和分析。

2.4加强反复性发电系统的电网运行

想要对电力系统进行深入分析，就要对潮流进行计算并实施动态性地仿真，利用监理合理化的模型，对结果进行有效保障。坚强对光伏电池分布式的电源特征的深入分析，并对动态化模型进行建立，明确在不同的运行状态背景下的不确定性。现阶段的光伏发电技术在应用中非常普遍，其大规模的应用可能会导致大系统电压和频率等方面的稳定性不足，所以，需要对具有代表性的和显著的光伏发电系统和运行方式与并网形式以及故障问题，还有控制条件和接入功率之间的对比，与此同时，还要对无功调度和控制电压的方法进行研究。并明确促进光伏发电功率的预测准确性有所提高，让其能够在不确定性因素的影响下还可以对发电的可行性进行保障，让其计划可以顺利运行和开展。

2.5加强对新型光伏的配电系统展开科学化地规划

近年来，我国科学技术得到了迅猛发展，光伏发电系统随之不断创新，在其应用的过程中，要展开合理地、科学化的规划，对于新型光伏配电系统的规划来说，需要用含分布式的电源配电网规划与微网规划研究的理论成果当成基础与前提，与此同时，对光伏发电并网本身的特点进行明确。并对光伏发电的电源配置情况进行设置，例如对于地址的选择和容量的大小，还有对光伏发电在输出过程中的控制方法和并网形式与接入点进行科学地研究，还要对影响电网的谐波和电压波动等情况进行了解。在规划的过程中，首先要对光伏发电的可再生能源进行了解，之所以可以进行发电，其合理性值得是什么，明确光伏发电过程中的可靠，并比较传统电网的升级与分布式的电源供电电网扩充的策略优势和不足，从而对配电网在规划当中的经济性和环保性与安全性进行保障。

3结束语

综上所述，和以往的发电方式进行对比，光伏发电和其并网的特点非常鲜明，因此，给大电网在安全经济的运行和优化控制以及电能质量的保证上提出了新的问题，没有针对性地研究和验证手段，在光伏发电系统对于大电网造成影响的机理上还需要进一步提高，需要不断完善含光伏发电等新能源的新型配电系统规划的理论与方法，现阶段，电网运行的控制理论和技术并未和光伏发电的大规模并网符合，支撑光伏发电在公共电网的运行过程中进行接入，保护和控制，非常需要健全的技术标准和规范做保障。

参考文献

[1]易振坤.浅析光伏发电并网大电网面临的问题与对策[J].低碳世界，2017（27）：91~92.

[2]郭志波.关于光伏发电并网大电网面临的问题分析与对策探讨[J].中国高新区，2017（06）：97+99.

[3]辛乳江，魏勇.光伏发电并网关键技术及对策探究[J].工业技术创新，2017，04（01）：128~130+139.

第2篇：光伏发电技术创新范文

关键词：光伏；电力系统；继电保护

1接入系统一次方案

（1）供电范围。本文以光伏发电项目需接入如某110kV变电站为例，分析分布式电源并网的继电保护相关技术路线。正常运行方式下，光伏发电供电范围为该变电站2#主变的10kV5#母线所带负荷。（2）上网电压等级。本光伏发电项目共1个并网点，采用10kV电压等级接入系统。（3）接入系统方案。光伏电站在使用的过程中，为了保证电力资源的高效传输与科学使用，避免不必要的资源浪费。在进行光伏电站与电网连接的过程中，通常情况下会使用高压配电柜作为媒介，将二者进行有机结合，其接入方式如图1所示。现状正常运行方式下，变电站112、114、116开关闭合，145、245断开，1#、2#主变分列运行，112、114开关分带110kV4#和5#母线，当线路发生N-1故障时，112（114）开关无压掉闸，自投145开关，由非故障线路进行供电；201、202分带10kV4#和5#母线，当主变检修或故障的情况下，201（202）开关断开，自投245开关，由非故障主变进行供电。如果处于正常的运作模式下，电力系统内部用户端的变压器将会由变电站10kV5#母线所属的相关线路进行供电操作；当光伏发电站并入输配电网络之后，传统的输配电模式发生了一定的变化，电力用户将由光伏发电站进行直接供电，从而分担了传统电力网络的供电压力。同时由于光伏发电站的特殊性，一旦发生故障，用户可以从原有配电线路中获得电力支持，为生产生活的正常进行提供了稳定的电力支持。光伏电站在与电网进行并入操作的过程中，为了保证并入效果，光伏电站与10kV的出现进行连接，并借由211开关进入到配电柜之中。这种并入方式使得光伏电站不仅能够为变压器附近的用户提供充足稳定的电力供应，还能够将剩余的电量输入到其他支线之中，将电网的工作效率与质量进行提升。同时这种操作方式也使得电力网络对电力资源得以有效容纳，避免了电力资源的浪费与损耗。当技术人员对线路进行检修的过程中，断开相关线路，就可以完成相关检修工作。

2相关技术要求

（1）电能质量。光伏发电机制与传统的发电系统有所差异，其具有波动性与间歇性等特征，加之光伏发电以太阳能作为主要来源，在实际操的过程中，需要进行转换器的设置，将太阳能产生的电流由直流转化为交流，保证大功率用电器的电力消耗需求。同时在这一过程中，光伏发电机会对原有的电力网络带来一定的影响，因此需要技术人员从谐波、偏差电压、电压分量等几个层面入手，不断进行负荷调整，使得电力资源得到稳定使用。由光伏发电系统公共连接点的电压偏差、电压波动和闪变、谐波、三相电压不平衡、间谐波等电能质量指标应满足GB/T12325、GB/T12326、GB/T14549、GB/T15543、GB/T24337等电能质量国家标准规定。（2）频率异常时的响应特性。光伏发电项目在进行设计与规划的过程中，要努力提升系统耐受异常频率的能力，如表1所示。

3系统保护及安全自动装置

（1）分布电源侧10kV线路保护。光伏电站至新建用户配电柜发生线路故障的过程中，线路保护机制应及时工作，在短时间内进行故障的排除。故本项目光伏电站至新建用户配电柜10kV线路配置过流速断（方向）保护。（2）防孤岛检测及安全自动装置。在光伏电站一端进行自动装置的规划，对频率电压进行控制，对断路器以及滑差闭锁功能、判断短路功能和低频、低压解列功能以及高频率、高电压切机功能。光伏电站逆变器必须具备快速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开与电网连接的能力（监测及动作时间在0.2S以内），其防孤岛方案应与继电保护配置、安全自动装置配置和低电压穿越等相配合，时间上互相匹配。（3）新建用户配电柜10kV侧保护。新建用户配电柜至变电站10kV线路架空线路发生短路故障时，线路保护应能快速动作，满足故障时快速可靠切出故障的要求。故用户新建配电柜进线201开关配置过流速断（方向）保护且针对211开关加装闭锁功能，即任何情况下，用户新建配电柜10kV母线故障时，201开关断开联掉211开关。（4）系统侧保护。①变电站10kV线路保护。变电站10kV线路保护装置，应具备三段式定时限过流保护（可经低电压、方向闭锁）、三段式定时限零序过流保护（可经方向闭锁）、小电流接地选线、过负荷保护、合闸加速保护、低周减载保护、低压解列功能、三相一次重合闸等保护功能。②变电站10kV母线保护。应确保当变电站10kV母线发生三相接地故障时，通过光伏电站向变电站10kV母线流入的反向最大短路电流不超母线保护的定值。即该线路区外故障时，不会引起保护误动作。③变电站10kV母联自投。应确保光伏电站接入系统后变电站245开关能够正常投切且通过光伏电站向变电站流入的反向电流较小不会引起245开关后加速保护动作。④变电站110kV母联自投。应确保光伏电站接入后，系统产生的110kV母线剩余电压较小，不会影响变电站进线开关的无压掉闸与145的自投。南口110kV变电站出现故障停电后，在分布式电源孤岛保护动作前，线路及母线侧存在残存电压，在设定孤岛保护动作时间到达后，切开线路，电压归零。⑤变电站主变零压保护。由于10kV线路接地时产生的过电压影响110kV线路和变压器及相关设备的安全，还应在2#变压器中性点加装零序过电压保护，零序过电压保护动作时，可靠跳开分布式电源的并网开关。

4结语

近年来，我国不断进行电力网络的升级优化，在对传统发电方式进行调整的同时，立足于现阶段电力技术的实际，对新的发电技术进行探索。分布式发电作为一项新的发电技术，其有着较大的发展潜力。我国正处于分布式发电技术研究的初级阶段，相关技术仍旧不成熟，需要技术人员立足于发展的实际，不断进行技术创新，提升分布式电源在我国电力网络中的作用。

参考文献：

[1]杨珮鑫,张沛超.分布式电源并网保护研究综述[J].电网技术,2016.

第3篇：光伏发电技术创新范文

在我看来，未来5年光伏产业平均增长会在20%～30%，2015到2020年增幅在百分之十几，基本呈平滑的下降趋势，但总的来看，还是处在一个成长期。至于说政府补贴的持续下降，这是两码事儿。德国自2004年开始，补贴每年都在下降。补贴下降不是去年开始的，而是整个光伏行业必然趋势。

未来发展光伏太阳能有什么危机或者挑战？首先是耗能污染的问题，我希望业界能正确看待这个问题。关于能耗，整个太阳能晶体硅产业链，从石英矿的开采，到太阳能电站安装的完毕，包括材料的生产、运输中间、装完电站所有的能耗加进去都是有限的。像甘肃这样的西部省份，两年半时间就可把太阳能发电在生产过程中产生的，如电站安装等所有能耗全部收回，电站的发电寿命年限是25～30年。

从能源的角度看，是一分的投入10倍的产出，所以说高耗能是种误读。

另外，今年我们已经在公司的屋顶上建立了一个两兆瓦的太阳能电站，希望逐步地使用太阳能发的电来生产我们的产品。我想随着未来条件的许可和技术创新成本的降低，用更多的太阳能发电来生产我们的太阳能，我相信有一天当然包括储能电池技术的成熟，全部用太阳能生产太阳能，这个都可以实现。严格讲，太阳能是高耗能的概念是不存在的。

2008年，因为个别厂家急于求成，在价格很贵的情况下，清洁项目还没上马就开始做，结果被《纽约时报》报道其有一定的污染排放。这是个别厂家的阶段，实际上多晶硅可以做到污染接近于零排放的情况。

多晶硅在中国没有兴起以前，主要在美国、日本、德国生产，这三个国家是一个污染企业容易存在的国家吗？肯定不是。另外，2008年以后，随着多晶硅价格的下调，外国管制的环境以及企业本身的质量要求，我相信绝大多数企业已经能够达到对环境无污染的情况。从硅片到电池组件过程中对环境的保护本身都非常好，所以整体来讲，高耗能污染的概念应该给它重新正名。

我觉得最大的问题是，随着太阳能发电成本的不断下降，储能要是跟不上的话，它的发展将会受阻。所以在发展太阳能发电技术的同时，要非常重视储能技术的发展，这样太阳能发电才能在第一阶段成为能源中重要的组成部分。而储能电池的发展，并不是汽车锂电池的概念，它是更大容量电池的发展，势必将影响太阳能的持续发展。当然，影响时间可能在2020年左右。2020年后首先必须解决储能的问题，如果有储能的话，光伏产业还可以继续往前走。

第4篇：光伏发电技术创新范文

今年7月，中国广核集团（下称中广核）对外宣布，该集团旗下青海德令哈50MW光热发电示范项目正式动工。在新闻稿中，中广核称该项目为“我国首个正式开工建设的大型商业化光热发电项目”。

《财经》记者了解到，国家发改委价格司和国家能源局正在研究推出一批光热发电示范项目，并制定与此相关的电价政策。目前的计划，是在今年10月底以前推出一批示范工程项目，总量大约在1000MW左右。

示范项目推出，电价政策出台，中国光热产业或将就此迎来历史性时刻。业内推测，今明两年，光热市场将集中爆发。

从发展进程上看，中国的光热发电几乎与光伏同时起步。但由于缺乏政策支持，光伏发电在中国一支独大，光热发电则蹒跚前行。光伏与光热的不同，简单讲，前者直接将光能转化为电能，后者先将光能转化为热能，再将热能转化为电能。

目前，中国光伏电站总装机已超过17GW，但光热装机规模却仍在萌芽阶段，多数在运项目仍属于试验性质，在商业上缺乏可操作性。

此轮光热示范项目的推出和光热电价政策的出台，将确保投资者可以合理测算光热电站的投资收益率和风险，投资的不可控性将大大降低。万事俱备，只欠东风，大批业内人士正在等待政策靴子落下。 首个商业项目

中广核青海德令哈项目，位于青海省德令哈市太阳能发电基地内，规划分两期建设装机100MW的槽式光热发电站。

本期新建一座50MW的槽式太阳能热发电站，采用高温槽式导热油聚光集热技术，配套建设七小时熔融盐储能装置，年发电量约为2.25亿度，总投资约20亿元，项目工期约28个月，预计2016年11月建成投产。

事实上，中广核曾计划于2012年开工建设该项目，但显然两年后的今天条件更加成熟。目前，该项目已经申报首批“国家光热示范项目”。

中广核太阳能开发有限公司总经理韩庆浩在接受《财经》记者采访时表示，光热电价政策预计将于近期，国内企业目前已基本具备光热槽式发电全产业链生产能力。

投资者普遍预计，与光热有关的电价政策今年内必定出台，因此资本市场热情高涨，助推了光热的实体投资。此外，中广核在两年内也进行了多项关于光热发电的技术性试验，“此刻是开工德令哈项目的最佳时机”。

在德令哈光热项目总计约20亿元的投资中，资本金占比30%，其余70%来自亚洲开发银行和国内商业银行的贷款。

韩庆浩解释说，之所以称该项目为“首个大型商业化光热发电项目”，是因为该项目资金全部使用资本金和银行贷款，投资方在还本付息后追求商业收益，这一点在此前的国内光热项目中并不具备。

《财经》记者了解到，光热发电已被中广核列为非核清洁能源的主要战略方向之一。2013年2月，经国家能源局批准，中广核就在德令哈组建了“国家能源太阳能热发电技术研发中心”，进行光热发电技术的研发，此外还展开了863塔式光热发电课题研究，并计划涉足海外光热电站投资和EPC项目建设。

中广核太阳能开发有限公司此前在光伏发电领域攻城略地，特别是在大型地面光伏电站投资领域极具竞争力。此番进军光热发电领域，战略意义大于商业意义。韩庆浩坦言，作为一个全面发展的太阳能公司，进入光热领域是必然的选择。 突破政策障碍

多位政府和企业人士告诉《财经》记者，今年10月底前推出光热发展政策的预期非常强，业内已将2014年称为“中国光热发展元年”。

光热发电在中国长期没有起色，最大的制约因素是政策。最直接的参照物，是同为太阳能发电形式的光伏发电。2013年，为了消化过剩产能，国家针对光伏发电出台了包括电价在内的一系列政策，直接刺激了国内光伏市场的开启。这一年，中国光伏新增装机量超过11GW，几乎是美国光伏组件公司全年的产能。

现阶段，风光等新能源能否快速发展，直接取决于政府的政策力度。光热行业由于规模较小，三年来并未受到政府部门太多关注，这是光热与光伏在国内发展态势迥异的最根本原因。

譬如最关键的光热上网电价，国家发改委至今没有给出明确说法。没有上网电价，光热电站投资者无法对项目进行风险和收益评估，也无法做出投资决策。

此前，中广核、首航节能（002665.SZ）、中控太阳能和五大发电集团都有投资光热的意向，但均是小心翼翼地试探，规模化的项目几乎没有。

今年6月，国家能源局了《关于委托开展太阳能热发电设备能力情况调查的函》，委托电力规划设计总院、国家太阳能发电产业技术创新战略联盟（下称光热产业联盟）和水利水电规划设计总院三家单位，对中国光热产业发展情况进行摸底，为最终出台行业政策提供参考。

光热产业联盟称，截至7月15日，他们共发出124份调研表，其中107份已收到回复。同时，专家组还现场调研了12家典型企业，数据分析表明，支撑塔式和槽式太阳能热发电两种技术路线的加工制造产业链雏形已形成，目前国产化率可达90%以上。

应该给光热一个怎样的电价？业界已给出多份提案，建议的价格区间，基本集中在1.3元/度至1.4元/度。今年初的全国工商联政协提案中，建议光热电价为1.38元/度。中广核太阳能光热研发中心主任邱河梅也在今年早些时候建议，光热电价应不低于1.35元/度，并且配以优惠的税收政策。

根据光热产业联盟的测算，目前光热平均发电成本为1.38元/度。

不过，多位受访的权威专家透露，即将推出的一批光热示范项目电价将肯定会低于上述预测区间。“主要是考虑到示范项目的意义，以倒逼投资者压缩成本，同时避免因价格过高，出重蹈光伏过热发展――产能过剩的覆辙。”

现阶段如何确定光热发电的价格，业界有两种看法。其一，所有的光电示范项目应该执行统一电价，然后在示范项目经验的基础上出台光热标杆电价；其二，示范项目条件有别，应该坚持“一事一议”原则，这有利于对产业形成扶植作用。

电力规划设计总院副院长兼总工程师孙锐在接受《财经》记者采访时表示，目前阶段不具备出台光热标杆电价的条件。比较好的办法，是根据具体项目情况，按照还本付息加投资方回报的原则确定上网电价。

孙锐认为，光热发电与光伏发电存在明显的差异，前者要复杂得多，比如技术路线的多样性、储热时间的长短、厂址实际的太阳直接辐射强度、气温、风速等等，都会对光热发电工程投资和运行经济性产生影响。“应该经过示范工程建设和运营，取得经验后，再研究上网电价问题。” 光热优势何在

光热与光伏虽然同属利用太阳能发电，但在技术原理上有很大差异。前者是将太阳辐射直接转换成电能；后者主流的技术路线是通过聚光收集热能转换成蒸汽，推动汽轮机发电，这与传统火电厂和核电厂的发电方式类似。

出于热能收集方式的不同，光热发电还分为塔式、槽式、碟式和线性菲涅尔式四种不同的技术路线。据了解，中国即将推出的一批光热示范项目以塔式和槽式为主。根据光热发电大国美国和西班牙的实践经验，这两种技术路线商业化程度最高，已到可以推广应用的阶段。

而其他两种技术，目前未实现商业化。瑞典科林洁能公司正尝试在中国市场推广碟式光热发电，该公司大中华区总裁欧睿龙告诉《财经》记者，“无论在技术成熟度还是工业化方面，我们都已经做好了大规模商业化的准备”，“鄂尔多斯的110kw的示范项目于2012年9月发电，近两年的实践经验增强了科林洁能在中国市场发展碟式斯特林光热发电的信心。”

欧睿龙强调，与槽式和塔式相比，碟式光热发电成本中人工费用和土建费用比例较少，加之生产标准化和产业化，预计在未来这项技术的成本下降速度将更快。各种技术路线都应该加以应用，最终由市场做出选择。“光热将肯定具备与光伏竞争的实力，我对中国的光热市场和碟式光热发电的未来非常有信心。”

相比光伏发电，光热发电拥有其不可比拟的优势――电网友好性。考虑到光伏的间歇性，大规模接入光伏发电的电网必须采取措施，建设或配备一定规模的储能电站进行调峰；而光热发电项目通过汽轮发电机组发电，通过配置的储热系统，能实现24小时不间断发电，且机组出力完全可满足电力系统调度的正常要求。

业内预计，即将出台的示范项目光热电价将至少比现行光伏标杆电价高出30%，但这并不意味着光热缺乏竞争力。如果示范项目获得成功，产业化发展顺利，光热发电的成本同样将快速下降。

孙锐强调，简单地比较光热与光伏发电成本是不科学的，因为两者的“电力品质”完全不同。如果一定要将两者相比，光伏发电在上网电价的基础上，要叠加与光热发电相同储热时间、相对应容量的储能电站成本，“那样，光热发电具有绝对优势”。

即将开启的中国光热市场规模有多大？业内乐观预计在千亿元以上。此块蛋糕，将由国企、民企、外企多方分享。目前，大部分光伏发电的投资者都有意进入光热发电领域。欧瑞龙称，科林洁能正在和五大发电集团在内的多个潜在合作伙伴洽谈，在中国推广碟式发电技术。

在设备制造领域，真空吸热管等槽式光热发电的关键专用部件，目前为外资企业垄断，国内设备商虽可小批量生产，但设备的长期可靠性有待在工程应用中进行检验。其余光热发电所用的设备和材料，绝大部分已在火电、化工等领域广泛应用，中国产品的质量与国外产品差别不大。

第5篇：光伏发电技术创新范文

【关键词】智能电网 关键技术 现状与发展

智能电网作为一种新兴的电力技术，以其强大的经济性、可靠性和安全性以及可调可控、自愈性、环保节能等特点，在世界电网发展中备受关注。智能电网的应用可以有效地减少输电网的电能损耗，提高能源利用率和保护环境。事实证明，智能电网建设符合未来电网发展的具体要求，因此要重视智能电网关键技术的研究，通过对相关技术运行现状分析来制定合理的发展规划。

1 智能电网的概念及特点

将信息技术、通信技术、计算机技术融入到原有的输配电基础设施中而形成的高度集成的新型电网即为智能电网。智能电网的特殊性在于其具有完全自动化的电力传输网络和能够实现对每个用户和电网节点的监视和控制，从而保证了电厂与用户之间的信息和电能的双向流动。计算机及信息技术的应用使其能实现分布式计算和提供实时信息，通过信息的采集分析，能很好的优化负荷分布、实现供需平衡。

当前智能电网的主要特点主要包括以下几点：

（1）安全性保障。在电网故障状态下保持电网的安全供电。

（2）自愈性。智能电网可以实现对故障的解析、预测、防御及自我修复功能，并迅速恢复供电。

（3）兼容性。集中式发电、分布式发电、可再生能源等多种发电方式均能在智能电网中得到很好的应用。

（4）交互性。智能电网的信息系统建设可以通过用户接口方便与用户的联系，为系统优化设计提供参考。

（5）高效性。智能电网系统的不断优化能促进电网生产管理效率的再次提高。智能电网的应用对于提高能源利用率、保证供电安全性和可靠性和减少电能损耗有着重要意义。

2 智能电网技术分析

2.1 发电与储能技术

电力生产中发电、输电、配电、用电这四个阶段实际上是对能源的转化、传输和使用的过程。由于发电环节中伴随着大量的能量损失，所以在新型智能电网建设中，开发了多种分布式新能源，如风能、水能等。分布式能源包括分布式发电技术和储能装置。其中分布式发电技术主要包括：

（1）风力发电技术。

（2）太阳能光伏发电技术。

（3）潮汐能发电技术。

（4）生物质能发电技术。

（5）地热发电技术。

分布式储能装置包括：

（1）机械蓄能。

（2）电磁蓄能。

（3）蓄电池储能。

（4）超导储能。

这种新型的分布式可再生能源的利用，对于减轻温室效应、降低能耗、促进可持续发展有着重要意义。但目前分布式新能源的开发集中在偏远地区，不均匀的地理分布导致电能供应具有波动性和间歇性，未来可再生能源电源和分布式能源电源的开发需要解决其中的多种不确定因素，以保证电力的大规模远距离传送。

2.2 输配电技术

当前智能电网的输配电技术能够很好地降低传输过程中的电能损耗，包括特高压输电技术和高温超导输电技术。其高压输电技术又包括交流特高压输电技术和直流特高压输电技术，特高压输电技术的研究和发展对于进一步提高输电能力、节省工程投资、保护生态环境、实现大功率远距离输电、建立联合电力系统有重要意义，也是发展智能电网的必然选择。

高温超导技术利用导体在特定温度下零电阻的特性实现低损耗和低污染。新型超导体的研发有着广阔的发展前景，高温超导体电缆已经成为当前超导电缆发展的重心。

2.3 智能变电站技术

智能变电站由各种先进、节能、可靠、集成的设备组合而成，融合了先进的网络通信技术，可以自动完成对信息的采集、测量等一系列处理，在实现不同电压等级转换的基础上有效的降低电能传输中的损耗。智能变电站中主要应用的技术主要有：智能一次技术、智能二次技术、高速可靠的光纤网络技术，是实现变电站高度自动化、提供可靠信息的保障。

当前智能变电站技术还能对电网进行必要的实时控制、通过在线分析决策和协同互动来实现变电站的智能调节，智能变电站技术已然成为智能电网建设的重要基础支撑。

2.4 通信系统建设

智能电网要求实现对系统状态的实时监视和分析，以保证对故障的预测和对故障信号的及时响应。开放、标准、集成的通信系统的建设，可以通过对信息的整合分析，为电网的规划、建设和管理提供系统的信息服务，建立集成企业资产管理和电网生产运行管理平台，更好更快地实现远距离、大规模输电和大范围资源优化配置。

3 智能电网的发展趋势

我国经济的迅猛发展对电力的要求也日益严格，虽然我国智能电网在我国的发展起步不早，但智能电网在我国的发展环境已经相当成熟，智能电网的建设代表着电网发展的深刻变化。在智能电网的输电网发展中，随着特高压电网建设的不断完善，智能电网的安全性和可靠性将得到进一步提高，实现电网发展模式的优化创新。在配电网建设中，要加强对分布电源的接入控制，根据高效环保的思路建设上规模和数量的风电基地，将智能电网建设与绿色能源利用有机的结合起来，全面提高人们的生活水平和生活质量。

此外，我国智能电网建设还应发挥一体化的管理优势，积极开展我国智能电网架构设计，制定全面的试点方案和实施计划，统筹考虑电网规划、建设、改造和技术升级，真正实现发、输、配、用电的协调安全与经济运行。

4 结语

电网是关乎国民经济的重要基础设施，我国智能电网的发展应当重视理论和技术创新的综合应用，加快完整智能电网规范和标准体系建设，建设具有中国特色的智能电网。

参考文献

[1]余贻鑫，栾文鹏.智能电网[J].电网与清洁能源，2009，25（1）：7-11.

[2]于劲松，秦香春.智能电网技术应用与发展[J].科技风，2010.

[3]卢杰.智能电网的现状和发展前景分析[J].中国科技信息，2013（06）.

第6篇：光伏发电技术创新范文

一、我国能源技术面临的挑战和任务

就我国现状看，要实现2020年的经济和社会发展目标，并保持2020年以后的可持续发展，我国的能源技术面临着巨大挑战。

1、要以能源消费增长一倍实现经济增长两倍的发展目标，依靠先进的能源技术提高能源利用效率是重中之重

我国目前能源利用效率低下，1995年能源加工、转换、储运和终端利用的效率为34.3%，比发达国家20世纪90年代初41%的效率水平，低近6个百分点。

我国转换部门的能源效率相对较低，2002年供电效率为32.1%，比日本低7个百分点.国外的超临界发电技术在上世纪七八十年代已基本成熟，而时至2004年3月，我国第一台国产超临界发电机组仍在制造中，尚未投入使用。

工业用能占我国终端能耗的60%左右，但单位产品的能耗显著高于国外先进水平。今后，建筑和交通将是能耗增长的热点，然而，目前我国城市新增建筑物中的节能建筑比例不到5%，各类汽车平均每百公里油耗比发达国家高20%以上，特别是轿车油耗比日本高出20%-25%。如果我国新建的建筑不是节能建筑、新建的汽车制造厂不能生产节能型汽车，长期内实现能耗显著下降则相当困难。

2、在能源消费量快速增长的情况下，要达到人与自然协调发展的目标，必须普遍采用先进的环保技术

未来20年间，我国煤炭在一次能源消费结构中的比例仍会在50%以上，大量煤炭如何清洁利用是控制污染面临的首要问题。2000年，我国投产的装有脱硫装置的燃煤电厂只有500万千瓦，仅占燃煤电厂的2%左右，大部分采用国外的脱硫设备和技术工艺。我国在烟气脱硫设备的制造和脱硫工艺的设计方面刚刚起步，关键设备和技术还依赖国外，脱硫成本也较高。流化床锅炉能够在燃烧中脱硫，而且经济性较好，但我国30万千瓦的大型循环流化床锅炉技术也需依靠国外引进，国产技术尚需在大型化方面做更多工作。近年我国发电装机大规模增长的势头十分强劲，2003年共批准新开工的电站装机3111万千瓦。如果不能发展新技术，尽早降低污染物控制成本，新建的大量燃煤电厂则很难有效控制污染物排放。

3、高效的能源技术是增强我国整体经济效益、提高国际竞争力的最重要手段

在发达国家，技术创新的重点正逐渐转移到高新技术和知识经济领域，其制造业正在向发展中国家转移，这使得目前发达国家工业能耗仅占总能源消耗量的35%左右，而且今后还可能下降。近年来，我国已逐步显现出有可能成为"世界制造业基地"的趋势，这必将增加我国能源供应的负担。通过能源技术进步，降低生产过程的能源消耗，将是缓解我国经济发展需要与能源资源不足矛盾的关键。

我国高耗能产品的能源成本占生产成本的比例较高，在一定程度上削弱了我国高耗能产品的竞争力。以钢铁为例，我国钢铁联合企业的能源费用占总生产成本的25%一30%左右，比国外现代化钢铁企业不到20%要低10个百分点左右。我国最先进的钢铁企业--宝钢的能耗占生产成本的20%，而国际先进的钢铁企业，如日本新日铁公司仅为14%。随着今后人们收入水平的逐步提高，我国劳动力成本低的优势将会越来越弱，能耗成本高的弱点将进一步凸现，采用先进技术降低成本的要求会更加紧迫。

4、增加国内能源供应，提高能源资源开采企业效益，需要大幅度提高能源技术水平

我国人均能源可采储量远低于世界平均水平，必须通过技术进步提高能源勘探能力，提高已发现资源的采收率。我国东部地区的大型煤矿开采深度逐年加深，生产成本越来越高，亟待有效的技术措施。发现更多的石油资源可保障国家石油安全，因此必须强化石油勘探技术。我国大庆、胜利和辽河等主力油田已经进入后期开采阶段，采用注水、注气等开采技术虽然可提高石油资源的利用率，但生产成本高，进一步增产难度大。在战略接替区形成规模生产之前，为了维持这些企业的效益，需要在开采难度越来越大的情况下，不断进行技术创新。低渗透油田和稠油油田属于难开发的石油资源，需要科技提供开发手段。

从技术角度看，我国亟待加强研发的先进油气技术包括：基础科学理论(石油地质新理论等)，现代化勘探测量技术(多波段多分量地震勘探、成像测井等)，二次采油、三次采油新技术(老井侧钻水平井、分散凝胶深部调驱技术、微生物采油技术等)，低渗透油田开发技术(全三维大型水力压裂技术等)，稠油油田开发技术(水平井注蒸汽辅助泄油技术、热水驱加化学添加剂开采技术等)等。

5、能源运输网络体系的建设、运行和管理要求提高技术水平

我国能源资源分布不均，西气东输、西电东送、北煤南运是我国能源运输的基本格局。虽然我国在电网建设和运行管理方面已有一定的基础，但要从2000年总装机容量3.2亿千瓦发展到2020年总装机容量9亿千瓦以上，特别是长距离、大容量的西电东送，对我国高电压、大容量输电技术和电网安全控制技术提出了很高的要求。天然气供应主要依靠管道网络，长达4000多公里的天然气长输管道要求技术上必须有高度的可靠性。而我国既缺乏技术也缺乏管理经验，需要以提高技术水平为核心来提高我国天然气管道的建设、运行和管理水平。

6、能源结构的优化和调整要以能源技术作支撑

我国能源结构调整要求降低煤炭的比例，增加天然气、核能、水电和可再生能源的供应量。目前，缺乏技术基础和设备制造能力已成为我国发展天然气发电的最大障碍。在核电方面，我国核能需要大发展已是共识，当前最重要的是尽早选定技术路线。在开发可再生能源方面，技术和装备制造方面已成为大规模发展的障碍。我国大规模发展风电的重要障碍之一是尚未掌握先进大型风电机组的制造技术，没有形成有规模生产能力的风电设备制造企业。因此，要调整能源结构，需要以强化技术研发为先决条件。

综上所述，我国的能源发展面临资源、环境、经济和社会等诸多问题，面对人均能源资源少、资源分布不均、环境污染严重、经济对能源依赖程度高的现实国情，要实现以较少的能源消费增长满足较高的经济增长的需要，从根本上需要依靠能源生产和使用技术水平的提高，提升能源效率，降低能源成本，提高环保水平。今后能源技术发展的主要任务是：采用先进的设计技术提高工业、建筑和交通领域的终端能源利用效率；发展洁净煤技术，掌握烟气脱硫、低氮燃烧和大型循环流化床锅炉技术，建立天然气发电、核电等清洁能源设备的制造能力，提高能源转换过程的效率和环保水平；提高石油勘探和生产的理论及技术水平，增加石油探明储量和可开发利用量；发展常规能源的新一代能源利用技术和新的可再生能源技术，使常规能源的使用时间显著延长，同时扩大耗能和可再生能源的利用量。

二、提高我国能源技术水平的战略设想

要顺利完成上述能源技术发展任务，不仅需要选择正确的技术发展方向，而且要采取切合实际的能源技术发展战略。能源技术发展战略是我国能源战略的重要组成部分，是能源体系实现从"数量"向"质量"转变的重要支撑，须给予高度重视。

从能源生产到消费的全过程看，能源技术创新主要集中在提高终端用能、能源转换和能源生产的效率，减少能源生产和消费对环境的污染；增加常规能源资源的探明储量；以及开发利用新的可再生能源资源三个方面。从能源技术类型看，能源技术创新又可分为渐进式发展的常规能源技术；核能和可再生能源等替代能源技术；新一代能源技术。从能源技术的成熟程度看，有些能源技术已经成熟但应用不够普及；有些能源技术接近成熟近期可望进入实用阶段；还有一些能源技术前景广阔，但尚处在研究开发阶段，进入实用阶段还需较长时间。

从战略上看，我国不但应该解决当前能源发展对科学技术提出的问题，也要瞄准新一代能源技术的研究和开发，充分发挥我国能源科技体系的创新作用，不能在技术上总是跟在发达国家后面。我国能源技术水平的提高战略要统筹兼顾，既要学习和借鉴发达国家已有的先进技术，也要走自我创新的跨越式的发展道路；既要在较短的时间内提高我国的能源利用效率，改善环境保护状况，扩大能源供应能力，又要考虑未来我国需要掌握先进的能源技术，具有较强的国际竞争力。

总结发达国家能源发展的经验，并结合我国的实际情况和发展阶段，为实现我国能源发展的战略目标，现提出提高我国能源技术水平的战略思路。

1、对国内成熟的高效清洁的能源技术采取强有力的推广战略

我国能源效率低、污染严重在某种程度上并不是因为我们不掌握技术，而是由于体制不合理和市场机制不完善造成的，使得大量高效清洁的能源技术得不到普遍采用。

对于国内已成熟的高效清洁能源技术来说，急需在管理体制、信息传播和队伍培养等方面下功夫，克服技术推广中的体制和市场障碍，提高能源规划水平，加强能源科技信息传播，更新技术使用者的知识。通过实行强有力的推广战略，可以使我国能源和环境迅速提高到一个较高的水平。

亟待大规模推广的主要技术有：(1)热电联产技术，基于天然气的先进发电技术；(2)高效清洁燃煤和脱硫技术，包括循环流化床锅炉技术等；(3)工业节能技术，包括电机调速技术、电力电子节能技术、先进节能工艺／设备的推广等；(4)建筑节能技术，包括节能建筑材料、高效空调、绿色照明等技术。

2、对国际上成熟的主流常规能源技术采取"引进技术、消化吸收、立足国内制造"的战略

我国目前急需的主流能源技术，如超临界火力发电技术、燃气轮机技术、联合循环发电技术等在发达国家已经相当成熟，并有大量的应用经验，与当前我国已普遍使用的技术相比，这些技术有更高的能源利用效率，更好的环保效果，更好的经济性，但技术研究、开发到应用的周期较长，往往需要10-20年。对于这类技术，如果我们一味追求自己研究开发的技术发展路线，就会在目前我国能源快速发展时期建设一大批技术较为落后的设备，难以实现建设高效清洁的能源供应和使用体系的目标。而国外许多大公司为了占领我国发电设备的市场，获得商业利益，很可能会同意我国提出的技术转让要求。因此，我国宜采取"以市场换技术"、以"技贸结合"的方式引进国外先进技术，尽快提高国产大型能源动力设备的制造能力，做到"引进技术、消化吸收、立足国内制造"。尽早采用目前国际先进的主流技术和装备武装我国能源工业，使其在较短时期内摆脱整体技术水平落后的状况。

亟待国产化的主流常规能源技术包括：(1)核电技术：两代半或第三代压水堆技术、快堆技术的国产化等；(2)先进火力发电技术：包括超超临界发电技术、大型燃气轮机技术、大型气化炉技术、大型循环流化床锅炉技术、烟气脱硫和脱硝等技术；(3)电网安全性技术；(4)煤炭高效、清洁开采技术：包括煤炭的深层开采技术、高效综合开采技术、绿色矿区技术等；(5)油气的勘探开采技术：包括老油田的强化开采技术、非常规油气田和深海油气田的开采技术、煤层气技术等。

3、对近期可达到成熟阶段的非主流能源技术，采取跨越式发展战略

这类技术主要是一些可再生能源技术，例如风力发电、生物质发电、沼气发电、生物质液体燃料等技术，虽然目前在国际上发展很快，在5-10年时间内可望具备较强的市场竞争力，但在今后20年左右的时间内作用还很微弱，总体应用规模还十分有限，近期内可被视为非主流能源技术。只要我们加强国内的研究开发力量，给予必要的市场需求拉动等政策扶持，就可以缩短与国际水平的差距，从而实现我国在可再生能源和新能源技术领域的跨越式发展。

亟待强化的非主流能源技术包括：(1)风力发电技术；(2)生物质能利用的先进技术：包括生物质制气、生物质发电技术；(3)太阳能利用技术；(4)先进节能技术：包括热电冷三联供技术、绿色建筑技术、混合动力汽车技术、高效柴油机技术、固体照明技术等。

4、对近期不能达到商业化应用阶段的后续能源技术，采取重点突破的发展战略

新的能源技术将对能源发展产生革命性的影响，例如煤炭的多联产技术、氢能和燃料电池技术、光伏发电技术、核聚变能的开发等。虽然2020年前世界能源仍会以化石能源为主，但在2020-2050年期间，技术发展对能源格局的影响将是惊人的，2050年时的能源格局可能会与现在有较大差别。所以，我们在技术研发时不能仅考虑修补解决眼前的问题，而应为跨越式发展做好打算。当前，发达国家在后续能源技术上具有明显优势，我国也很难实现全面超越。但是，由于后续能源技术具有重要的战略意义和前瞻性，我国必须有重点地给予长期支持。应该注意到，国际科学技术合作为我国能源技术实现跨越式发展提供了新的契机。此外，也需要鼓励我国科学家进行科技创新，开发具有我国特色的能源技术和创新性的技术路线。

在后续能源技术的发展战略上，我国首先要选择符合我国国家战略需求的关键能源科学技术内容，制定国家中长期能源科技发展的规划；其次，对重点的战略性能源技术采取自主研究与国际合作相结合的方式予以大力发展，对国家需求比较小的后续能源技术，可以采用以技术跟踪为主的发展方式；在某种技术基本成熟时，需要及时建立科技成果的产品转化和产业发展机制，积极吸引企业参与科研工作，尽早将产品推向全社会。战略目标是：力争尽早缩短我国所选的重点后续能源技术与国外的技术差距，待所选技术可大规模应用时，我国能与发达国家基本处于同一技术水平。

亟待重点发展的、具有战略性地位的后续能源技术有：(1)煤炭的多联产技术：应作为我国新一代洁净煤技术中的核心技术，很可能在2020年后形成中国特色的煤炭清洁、高效利用体系；(2)燃料电池技术：是一系列后续能源技术中的关键部件，可将车用的质子交换膜燃料电池(PEMFC)和固定式发电用的固体氧化物燃料电池(SOFC)作为发展重点；(3)先进核能技术：第四代核电技术，核燃料循环和核废料后处理技术等。力争经过多年的重点突破，在上述三项关键技术领域能达到世界领先地位。

此外，需要给予长期关注和支持的重要后续能源技术有：(1)光伏电池技术；(2)氢能经济体系的相关技术：氢能的高效储运技术应是攻关的重点；(3)天然气水合物的相关技术；(4)可控核聚变技术：应并行发展磁约束核聚变和惯性核聚变两种技术途径；(5)CO2埋存技术等。

第7篇：光伏发电技术创新范文

关键词：分布式光伏；发展现状；发展前景

中图分类号：TE08 文献标识码： A

一、光伏行业发展的有利和不利因素

（一）有利因素

1.国家政策大力扶持

近年来国家各部委陆续推出了《分布式光伏发电项目管理暂行办法》、《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》、《关于光伏发电增值税政策的通知》等多项有利政策，并批准了“金太阳”、“光电建筑应用示范项目”、等多个分布式光伏示范项目，以大力支持国内光伏产业的建设。这对于指导行业发展方向、引导市场资源倾斜、提升行业关注水平起到了重要作用。

2.国内对清洁能源的需求快速增长

随着国内工业化、城镇化程度的不断提高，国民生产对能源需求也随之不断增长，伴随而来的环境问题也越来越严峻。如何解决经济快速发展与环境污染之间的矛盾已成为政府工作的头等大事。具有清洁、安全和可靠等特点的太阳能给以上问题的解决带来了希望，且近年来太阳能发电成本逐年降低，给太阳能发电的普及提供了有利的市场条件。未来低价的太阳能发电将会成为电力来源中的主流，太阳能行业必将迎来巨大的发展机遇。

（二）对行业发展的不利因素

1.宏观经济波动对光伏行业的影响

2012年以来，我国光伏行业主要面临的宏观经济波动风险：“欧债”危机升级及美国经济复苏放缓可能恶化外部宏观市场需求；国内经济增长速度放缓导致内需下降；国内光伏行业主要原材料多晶硅的价格一直为欧美多晶硅供应商掌控，价格的上涨将可能对整个行业造成冲击。此外，行业供需结构不平衡、人民币汇率继续上升、整体技术水平落后等问题也将会对光伏行业的整体发展前景造成不利影响。

2.转型升级时间紧迫，行业结构亟待优化

目前，我国光伏行业急需以技术创新为主导，加强设计业发展，发挥现有优势，向产业链高端延伸，实现生产和贸易的转型升级。市场转型升级的宏观趋势将在短期内对行业中的初创期、中小规模企业带来较大的转型成本与技术压力。

二、分布式光伏发展的现状

工业化带来的生态问题、能源问题和环境压力日趋严峻，大力发展新能源迫在眉睫。近年来，随着国内支持政策的发展、应用市场的扩大、地方补贴对分布式光伏的刺激，光伏市场被逐渐打开。

2009年7月21日，中国财政部、科技部、国家能源局联合了《关于实施金太阳示范工程的通知》（以下简称“金太阳”），决定综合采取财政补助、科技支持和市场拉动方式，加快国内光伏发电的产业化和规模化发展，这被看做是中国支持光伏产业的首部政策。

不过在推出“金太阳”之时，中国光伏市场还未形成，成本尚未摸清，政策采取的是按装机容量进行补贴，这个方案简单易操作，但是弊端在于这种事前补贴方式，项目通过评审后就给补贴，“骗补、先建后拆、报大建小”的现象难以监管，而且电站建设“采用次级组件，质量缩水，难以管控”的问题也难以监控。

光伏产业经过几年迅猛发展之后，恶性竞争不断产生，当大家清醒之后才发现光伏的发展现状存在很多的问题。首先，国家上层的政策制定得很好，但是到下面执行和落实就会遇到很多问题，需要时间慢慢改善，很难一步到位。很多地区根本没有落实国家政策，优惠的政策没有分享给用户。2013年8月30日国家发改委下发的《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》明确了对光伏电站发电实行上网电价制，按不同光照资源地区，上网电价划分为0.9元/千瓦时、0.95元/千瓦时和1元/千瓦时，分布式光伏发电项目实行按电量补贴，补贴标准为0.42元/千瓦时。尽管国家明确了补贴标准，但是下到地方部门落实上还存在很多问题。目前国内用户安装分布式光伏电站仍面临“并网难、审批难、结算难”的问题。整个并网申请流程时间过长，手续复杂。相关文件制定的是45个工作日并网，可是实际流程一般会超过60天。

其次，光伏下游产业发展瓶颈还体现在国内公众对太阳能发电的认可程度上。欧美国家公众对可再生能源的认可度比较高，因为，其有很长的发展过程，而我国真正鼓励公众投资分布式太阳能电站从2013年才真正开始。光伏太阳能的电池板需要很大的空间面积进行安装，目前大多数的楼房小区不支持安装或者不具备安装条件。别墅区的住户不愿意投资这笔钱进行安装，他们觉得国家电网的电用着更省事省空间。农村的住户空间倒是没有问题，但是资金有问题，一套太阳能发电设备少则几千元，多则几万元，大部分住户很难一下子拿出这么多钱。

再次，目前太阳能电池板吸收太阳光转化为电能的效率还比较低，主要有3种商品化的硅光伏电池：单晶硅光伏电池、多晶硅光伏电池和非晶硅光伏电池。单晶硅光伏电池所使用的单晶硅材料与半导体行业所使用的材料有相同的品质，单晶硅光伏电池的成本比较贵，光电转换效率为13%～15%。多晶硅光伏电池的制造成本比单晶硅光伏电池低，光电转换效率比单晶硅太阳能电池要低，一般为10%～12%。非晶硅光伏电池属于薄膜电池，造价低廉，光电转换率比较低，一般为5%～8%。最后，太阳能电池对环境造成污染严重。太阳能电池生产过程的污染问题没有得到很好解决，特别是数量众多的部分中型及小型企业生产过程的污染问题严重。生产厂家繁多、规模小，污染较严重、品质参差不齐，一些不具备环保条件的作坊式工厂一哄而上，约四分之一的企业未经环保审批擅自选址建设，污染防治设施不配套，生产没有在严格的环保措施和工业安全卫生条件下进行，对操作者和生态环境造成了危害。生产许可证制度没有严把清洁生产、环保设施达标这一关口。虽然我国自2005年实行了生产许可证制度，但由于在审批和执行中存在一些问题，并没有真正促使生产企业实现清洁生产，许多不达标厂家都转为合法化，造成了严重的环境问题。

三、分布式光伏市场潜力及发展趋势

据中国可再生能源学会光伏专委会“中国光伏发展路线图（2020/2030/2050）”研究推算，2020年我国建筑总面积将达到700亿m2，其中可利用的南墙和屋面面积为300亿m2，按照可利用面积的20%用于安装光伏系统计算，则届时可安装光伏的建筑面积约为60亿m2。

根据每20m2安装1kW光伏系统进行计算，2020年建筑光伏最大装机容量可高达3亿kW（300GW），由于80%的屋面面积位于我国中东部地区，因此建筑光伏的主要建设区域在中东部省份。按照中东部地区年平均等效年日照小时数1300h计，2020年建筑光伏年发电量约为3亿kW×1300h=3900亿kWh，约相当于5个三峡电站的全年发电量（按照三峡电站2013年全年发电量828.27亿kWh电估算）。

分布式光伏发电量易于消纳，盈利模式看好。我国目前建成的太阳能光伏发电项目主要位于西北地区，这些地区具有地域优势，宽阔的地理空间便于大型地面太阳能发电站的建设；但另一方面，西部地区电网容量不足，并且地广人稀、不能大量消纳光伏电量，造成一定程度的“弃光”现象，形成光伏发电阶段性产能过剩。相比于西部地区的光伏电站发展，分布式太阳能发电项目主要位于中东部地区，该地区用电量大，光伏发电高峰时段与用电高峰重合，无论自发自用还是余电上网都可全部消纳，不存在产能消纳问题；而且分布式太阳能发电项目可以建在屋顶、厂房等闲置空间，不占用土地。因此，分布式光伏发电项目在商业盈利模式上具有优势，国内光伏项目向分布式转移是合理布局的必然选择。

从国外太阳能发电项目建设经验来看，分布式光伏发电项目已成为光伏项目的主体。以德国为例，其太阳能发电占全部能源的5%，分布式光伏发电项目占全部光伏项目的70%；欧盟、澳大利亚、日本等地区和国家，合理使用工业厂房、居民住宅等空间资源，大力发展分布式太阳能发电，使得分布式太阳能光伏发电逐步成为光伏项目的主体。

结束语

分布式光伏产业是前景广阔的可持续发展行业。首先，它是绿色环保行业，将太阳能合理利用，不破坏生态环境；另外，它使用方便，无噪声，适于工商业和家庭使用。但现在的分布式光伏发展仍存在部分问题，因此我们不能盲目的进行开发，我们需要进行合理的规划与分析，对分布式光伏进行稳中有序的发展。

参考文献：

[1]谢知寒.杭州地区分布式光伏电源接入方式及其保护与控制研究[D].华北电力大学，2013.

[2]贾志强.分布式光伏发电系统无功控制策略及算法的研究[D].武汉纺织大学，2012.

第8篇：光伏发电技术创新范文

关键词 光伏发电成本；燃煤发电成本；环境成本

中图分类号 F206 文献标识码 A 文章编号 1002-2104（2015）11-0088-07

当前，化石能源大规模开发利用带来的环境污染、生态破坏、气候变化等问题引起了全社会的关注。作为一种清洁、无污染的可再生能源，光伏发电，具有优化能源结构、保护生态环境、减缓气候变化的作用，已经被人们所认识[1]。但中国光伏发电还存在诸多问题，包括缺乏有效的激励政策、技术尚不成熟、成本竞争力低等，其中成本居高不下是影响其快速发展的重要原因[2-3]。在新能源发电成本预测方面，学习曲线模型被逐渐完善并推广使用，尤其是双因素学习曲线模型的使用最为广泛，它能很好刻画新能源发电过程中技术创新和经验累积对降低成本的作用[1-4]。随着国家的一系列新能源电力发展政策[5-6]，越来越多的文献开始讨论新能源发电和燃煤发电之间的成本影响因素以及彼此之间的协同关系[7-9]。已有文献预测，中国光伏并网价格将于2015年和火电价格达一致，光伏发电成本与火力发电成本将在2020年交汇[10-11]。但是，这些文献普遍没有考虑燃煤发电的环境成本。本文主要针对这一问题，分析加入环境影响因素后的燃煤发电成本和光伏发电成本之间的变化情况，并进行成本函数拟合，预测其成本的变化规律和趋势，目的是确定二者发电成本相同的时间点，为未来中国光伏发电规划和电力政策制定提供借鉴。

1 燃煤发电成本预测

1.1 测算方法

燃煤发电的总成本由固定成本和可变成本两部分组成，本文主要考虑可变成本中的燃料费用，燃料费用主要受煤炭价格的影响。因为燃煤成本是煤炭发电中重要的成本组成部分，约占可变成本的85%[12]。

借鉴文献关于燃煤发电成本的计算公式[13]，设第t年每度电的供电标准煤耗为gt（g/kWh），若第t年标准煤的价格为pt（元/t），则燃煤发电第t年的可变成本公式为：cv=pt×gt×（7000/w）×10-61+17%×185%，其中w是天然煤发热量，17%是购买电煤的进项税率。燃煤发电的总成本公式为：c=cf+cv，其中cf是固定成本，cv是可变成本。

1.2 数据来源

选取具有代表性的煤炭发电企业“华能”，通过《华能国际电力股份有限公司2014年度报告》[14]，设大型煤炭发电企业的固定成本为cf=9.62×109元/年，一年的发电量为1.52×1011kWh，计算出成本公式中固定成本部分为9.62×109/1.52×1011=0.063元/kWh。

根据秦皇岛5500大卡动力煤的每月价格加和所求的平均值计算得pt（元/t），取w=5500。计算出2000年到2013年的中国动力煤价格，以2000年为基期，进行换算，得到统一基期的动力煤价格和固定成本值，具体数据由表1所示。

1.3 不考虑环境成本的测算结果

通过上述数据拟合出以煤炭价格为主导变量的燃煤发电成本曲线和表达函数：十字形和圆点分别表示燃煤发电成本的实际数据和经过光滑处理后的数据，曲线代表拟合的二次函数图形。分析结果，对于燃煤发电成本函数的二次曲线拟合度达到87%，得到燃煤发电的成本是以时间为自变量x的函数： f（x）=-0.001 4x2+0.029x+0.103 2。

通过上述拟合图像可知：在95%的置信水平下，拟合方程为二次函数，确定系数超过86%，拟合出的方程可以较好的反映燃煤发电成本的变化情况；适合度参数中，拟合误差为0.016 23，远小于1，说明选择拟合的方程很适合，曲线预测出的数据会更加准确。

1.4 考虑环境成本的预测结果

燃煤发电的全过程，尤其是排放的各类污染物对环境承载力产生了一定的影响[9]。现阶段中国燃煤发电的成本中并没有计算环境成本，所以燃煤发电的成本一直都比可再生能源发电成本低。但在燃煤发电的整个生命周期中产生的环境附加成本，已经严重制约中国社会可持续发展，只有把环境成本计算在发电成本中，各种能源形式的发电成本相比较才有意义。

1.4.1 燃煤发电的环境污染现状

根据《2013年环境统计年报》[15]：纳入重点调查统计范围的火电厂共3 102家，占重点调查工业企业数量的2.1%。其中，独立火电厂1 853家，独立火电厂SO2排放量为634.1万t，NOX排放量为861.8万t，烟（粉）尘排放量为183.9万t。2013年，中国SO2排放量为2 043.9万t、NOX排放量为2 227.4万t、烟（粉）尘排放量为1 278.1万t[15]，燃煤发电排放的废气占全国排放量的具体比例如图2。

1.4.2 环境成本的计算

（1）中国燃煤发电行业SO2和NOX的环境成本。由中国环境统计年报2012年统计数据可知，电力行业排放SO2 797万t，排放NOX 1 018.7万t，带来的经济损失分别为3 517.8亿元和1 240亿元。2012年中国火力发电总量为38 928.1亿kWh，由燃煤发电排放SO2和NOX引起的环境成本分别为Ce（SO2）=0.090 3元/kWh，Ce（NOX）=0.031 9元/kWh。

（2）中国燃煤发电排放CO2的环境成本。根据国家发改委能源研究所的数据得到：CO2 的排放量为0.67（t/t标准煤），2012年排放CO2 11.7亿t，按国际碳交易机制计算出2012年CO2 的排放单价为586.7元/t[9]，由燃煤发电排放CO2带来的环境成本为 Ce（CO2）= （11.7×586.7）/38 928.1=0.176 35 元/kWh。

（3）粉尘颗粒物。环境保护部研究表明：2012年中国燃煤发电行业排放的一次细颗粒物粉尘为 223 万t，排放的SO2、SO3和NOX都可以转化为二次细颗粒物[9]，共计350万t，合计占全国PM2.5排放总量的40%。根据《2013年全球疾病负担评估》[16]报告显示：统计出2012年我国因PM2.5 导致的死亡人数估计为143.47万人，PM2.5污染对每位死亡患者造成的经济损失为79.5万元[9]，共计损失11 405.933 3亿元。2012年由粉尘造成的燃煤发电环境成本为 Ce（粉尘）=（11 405.933 3×40%）/38 928.1=0.117 2 元/kWh。

综合上述四个方面的因素，加入环境成本的燃煤发电成本表达式应该是ct=ptgt（7000/w）×10-61+17%×185%+cf+ce（so2）+ce（NOx）+ce（粉尘）+ce（co2）。将计算出的燃煤发电单位成本数据带入公式，对环境成本进行基期处理，得到各年相对应的环境成本值，计算加入环境成本的燃煤发电的成本值，如表2所示。

1.4.3 燃煤发电完全成本计算

计算燃煤发电完全成本，得到下列数据分析内容和图形（见图3）：十字形表示原始数据，曲线表示拟合函数曲线，曲线的拟合程度达到85%，拟合出以时间为自变量的对数函数f（x）=0.24log10（x）+0.54，可作为燃煤发电的完全成本函数。

通过上述拟合图像可知：在95%的置信水平下，拟合方程的确定系数超过84%，拟合出的方程可以较好的反映加入环境成本的燃煤发电成本的变化情况；适合度参数中，拟合误差为0.035 33，说明选择拟合的方程较适合，预测出的数据会更加准确。

2 光伏发电成本预测

2.1 测算方法

基于传统Wright学习曲线，结合光伏发电构建了双因素测度模型，对从经验中学习和从研究开发中学习两个方面进行综合测度[17]。有如下双因素学习曲线模型：c=c0Q-αR-β，c为太阳能光伏发电成本，以光伏组件的单位价格计算单位（元/瓦）。c0为初始成本，Q为太阳能光伏发电的累积生产量，R为太阳能光伏发电的累积研发量。累积生产量Q的学习率指数为0

上述双因素学习曲线模型虽然可以表示光伏发电成本的变化情况，但是不够符合实际情况，按照双因素学习曲线模型得出的光伏发电成本较低。目前，对于大型地面光伏电站的建设，基本都要采用银行贷款投资形式[17]。而且，银行贷款占总投资的比例很高，这部分贷款的利息对于光伏电站的成本电价影响十分巨大。所以，给模型中加入偿还贷款的费用，成本公式ct=c0Q-αR-β+c1，c1表示添加的偿还贷款的费用，修改后的模型能更好的表现光伏发电成本。

2.2 数据来源

根据双因素学习曲线模型中数据的需求，查找我国历年光伏发电组件的单位价格，作为太阳能光伏发电的部分成本。光伏发电的累计生产量作为经验学习数据，光伏发电的积累研发量作为研究开发学习数据，数据已经过基期处理，具体如表3所示。

2.2.1 显著性检验

采用2000年至2010年间的数据，运用最小二乘法，检验参数的显著性，进而证明模型c=c0Q-αR-β的可行性。

为消除数据的异方差性，对光伏发电成本C、累积生产量Q及累积研发量R取自然对数，变换原始公式c=c0Q-αR-β的形式为：lnc=lnc0-αlnQ-βlnR，并使用最小二乘法对三者关系进行了拟合。结果得到lnQ的系数为0.187 899，lnR的系数为0.169 480，方程拟合优度R约为0.63，整体拟合效果良好；lnQ及lnR均在5%的显著性水平下通过t检验，说明累计产量和研发量对光伏发电成本存在显著影响，从影响方向来看，二者对成本均存在负向影响，其中累计生产量的影响更大。

2.2.2 数据计算

在我国，光伏发电的可行性分析计算时，按照20年或者25年的投资回收期计算是较为合理的[17]。本文所用数据为10MW的光伏电站，现阶段总投入大约为12 000万元，贷款比例为70%，年利率为7%[17]，则每年偿还贷款的费用为：12 000×70%×7%=588万元。按照投资回收期为20年，光伏电厂年等效满负荷发电时间按照1 500小时计算[11]，可以得到表4。

2.3 测算结果

将最终数据经过光滑处理后，得到以下分析结果和图4，在图4中十字形表示原始成本数据，曲线是拟合后的函数图像，通过分析数据知函数拟合程度达到85%，根据分析数据中的多项式系数，获得成本函数为：f（x）=-0.003 365x2+0.047 71x+1.543。

通过上述拟合图像可知：在95%的置信区间内，拟合方程符合二次函数，且拟合方程的确定系数达到85%，可以较好的表现光伏发电的成本变化情况；适合度参数中，拟合误差为0.133 9，均方根为0.086 24，这些指标都说明选择进行拟合的方程较适合，预测出的成本数据会更准确。

3 对比分析

对比没有加入环境成本和加入环境成本下的燃煤发电成本函数与光伏发电成本函数，分析两者的不同之处，结合中国实际政策，预测未来十年里的燃煤发电和光伏发电的成本走势。

3.1 没有加入环境成本下燃煤发电与光伏发电成本对比

图5为不包括煤电环境成本时两者的成本变化趋势：虚线代表光伏发电成本随着时间的变化情况，实线代表燃煤发电成本随着时间的变化情况，两条曲线相交于x点，x点的纵坐标表示当两种发电方式达到发电单位成本一致时的具体时间，横坐标则表示具体成本单价。

如图5，中国光伏发电成本与燃煤发电成本达到一致的时间大概在2021-2022年间，燃煤发电成本有一个小幅度上升之后，开始缓慢下降，基本保持稳定，根据数据知光伏发电成本在2006-2008年达到峰值之后就保持持续下降状态，下降速率明显超过火力发电成本单价，光伏发电成本与燃煤发电成本一致后，依然存在下降趋势。

3.2 加入环境成本下燃煤发电与光伏发电的成本对比

含环境成本的燃煤发电完全成本函数为f（x）=0.24log10（x）+0.54，其中时间x为自变量，成本f（x）为因变量，联立同样以时间x为自变量的光伏发电成本函数f（x）=-0.003 365x2+0.047 71x+1.543求解，再次预测未来十年里的燃煤发电和光伏发电的成本走势。如图6所示，虚线代表光伏发电成本的变化情况，实线代表加入环境成本的燃煤发电成本的变化情况，两条曲线相交于y点。

较前一次对比结果而言，中国燃煤发电成本和光伏发电成本一致的时间大概提前到2019-2020年间，光伏发电成本由原来的1元左右（由表4可知）一直持续下降到0.4元左右，燃煤发电成本加入环境成本后，基本是在原基础上单位成本逐渐提升，没有太大的浮动变化，在光伏发电和燃煤发电达到成本一致后，光伏发电成本继续下降，逐渐低于燃煤发电成本，随后燃煤发电成本基本处于稳定状态。

4 结论与建议

4.1 结论

本文首先分析了影响燃煤发电成本和光伏发电成本的主要因素，构造出不包含环境成本的燃煤发电成本函数和光伏发电的成本函数，拟合出两者根据时间变化的成本函数图像，通过两条成本函数图像的相交点坐标向量，预测二者成本会在2021-2022年间达到一致。但是，如今燃煤发电带来的环境污染问题日益突出，燃煤发电蕴含巨大的环境成本这一事实已经不容忽视。

针对此，本文进一步修改完善了燃煤发电的成本函数，修改后的燃煤发电成本函数模型中加入了CO2、SO2、NOX和粉尘的环境成本数值，整体燃煤发电成本函数图像呈现上升趋势，原有的燃煤发电低成本优势开始降低。再次联立两个成本函数，通过图像交点纵坐标得：燃煤发电和光伏发电达到成本一致的时间较原来的2021-2022年出现明显前移，应当在2019-2020年间就可以达到一致。

加入环境成本后，燃煤发电成本逐年上升，2019年后基本达到稳定，而光伏发电成本曲线出现较快速的下降后，先与燃煤发电成本图像相交，后一直处于燃煤发电成本函数图像下方，占据一定电力市场成本优势。

4.2 建议

分析光伏发电的成本函数，发现其成本下降速率很快，将在较短的时间内与燃煤发电成本达到一致，说明光伏发电未来将有很强的市场竞争力。但是，按照中国电力产业现状而言，由于基础设施、电力体制、光伏发电商业模式等问题，光伏发电不会很快取代燃煤发电占主导地位。结合以上研究，提出以下三点建议：

（1）现阶段中国光伏发电产业主要依赖国家政策补助，才得以与燃煤发电相抗衡。未来的光伏发电必须打破这种局势，用技术创新引领光伏产业发展，从根本上降低光伏发电成本。

（2）中国电力体制依然以煤炭发电为主，电网结构、电力运输和用户消费都以火电为核心。这一点无形之中制约了光伏发电的发展，中国必须逐渐改变现有的电力体制，通过智能电网等形式，促进包括光伏发电在内的可再生能源发电的发展[18]，才能完善电力市场结构，为光伏发电提供发展平台。

（3）消纳率是光伏发电的重要制约因素，光伏发电有多少可以上网使用全由消纳率决定[19-20]。纵观中国近年光伏消纳率的数据，有大部分电力因低消纳而白白浪费，所以增加光伏消纳率是未来发展的必要阶段，也是提高光伏发电竞争力的必要手段。

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第9篇：光伏发电技术创新范文

一、我国低碳技术现状综述

技术的价值需要通过产业的发展体现，技术质量是产业持续发展的生命力。作为现代技术的一种类型，低碳技术的创新也遵循一般技术生命周期规律，要经历从基础研究、技术研发、项目示范到市场推广等几个阶段。在我国现有的低碳技术中，有的处于产品推广阶段，已初具产业规模；有的尚处于技术研发阶段，需要资金和政策支持；有的技术处于国际领先地位，正进入示范阶段，可以建立专利池予以保护；有的已经具备一定技术基础但还不掌握核心技术，处在国际低碳技术转移的中低端。总体上看，缺乏核心技术和研发力量不足是大部分低碳技术的共同特点和发展瓶颈。

(一)处于研发示范阶段的低碳技术——二氧化碳捕集和封存(CCS)技术现状

二氧化碳捕集与封存技术(Carbon Dioxide Capture and Storage，CCS)是一项集成了捕集、运输和地质埋存三个环节的系统低碳技术，整体并不成熟。其中捕集和运输技术发展较快，目前已有数座采用氨洗法从烟气中脱除大量的设备；纯氧燃烧在钢铁企业已有250MW级示范，相关的纯氧燃煤方法也正处于示范阶段(IPCC，2005；Henderson et al.，2009)；运输技术在北美已经使用了30多年，每年有超过30Mt通过美国和加拿大境内的6200公里的高压管道网络进行运输；封存方面，将注入地下盐水层是首先方式，但是由于盐水层的勘探和封存潜力尚处于探索阶段，目前的封存项目大部分是将注入油气层，以提高原油采收率(EOR)，项目主要集中在美国和加拿大[4]。

虽然CCS单元技术是现成的，但CCS全流程技术集成和规模化的问题却必须通过建设和运行不同配置的商业规模CCS装置来解决。由于集成技术和系统项目示范经验的缺乏，大多数项目还处于规划研究阶段，按照澳大利亚全球GCCSI研究所的统计，目前世界上有270个CCS项目，其中有70个达到每年封存超过100万t的商业级规模[5]，但是真正在运行的商业化项目不超过10个，并且主要集中在油气生产领域。

我国对CCS技术研究起步较晚，但发展较快。目前，国内正在实施或即将开工的CCS示范工程项目有十个(表1)，部分环节已经形成了独立的技术力量，CCS技术集成创新研发力量正在逐渐形成。有分析认为[6]，国内CCS研发存量的全要素生产率(TFP)是逐年递增的，并且增速越来越快，这种进步主要来源于两方面：第一，国内外的资金支持；第二，国内研发创新的作用，并且国内研发创新的作用略大于国外FDI的作用。

我国早期的CCS工程以国外合作示范项目为主，在FDI的支持下主要针对二氧化碳捕集技术进行示范性研究。如山东的烟台IGCC项目示范工程自从1995年启动以来，欧盟和日本陆续向中国投资了8400万美元，美国和世界环境基金会投资1500万-1800万美元；中国与欧盟签署的合作项目COACH，从2006年开始在中国计划实施CCS工程，获得了包括壳牌、BP、挪威国家石油公司等12家欧盟大型企业160万欧元的资金支持[7]；日本—中国合作强化采油CCS项目，获得了日本经济贸易工业部(Ministry of Economy，Trade，and Industry，METI)200亿-300亿日元的资金支持。上述这些与国外合作的CCS项目从国外吸收了大量的国外直接投资(FDI)，对我国的CCS技术研究和示范起到了积极的促进作用。

随着我国本土研发力量的形成，对CCS的研究与示范逐渐从单元技术扩展到全流程技术集成。与欧盟合作的COACH项目中，中国方面有清华大学、浙江大学、热物理研究所、热电力研究所、地理地质研究所和华能集团等单位参与了该项目的策划和执行过程；NZEC项目、日本—中国EOR项目和SPF项目等，中方参与了研发和项目的运作。国内第一个IGCC示范工程项目“绿色煤电计划”于2005年12月正式启动，它是由中国华能集团等9家大型国内公司共同投资组建，目的是研发和示范整体煤气化、氢生产和氢能发电以及的捕集和封存系统。2008年和2009年，中国华能集团在北京和上海的两个热电厂安装了二氧化碳捕集装置并且投产，捕集的二氧化碳主要用于食品(可乐)灌装。2010年10月神华集团“二氧化碳捕获与封存(CCS)工业化示范项目”在鄂尔多斯开工建设。这是全国第一个，也是亚洲最大规模把二氧化碳封存在盐水层的全流程CCS项目[8]。目前，这种技术只有少数国家有小规模的工业利用。这说明我国的CCS技术已经走在世界前列，如果神华集团的CCS工程顺利建成投产，那么就意味着中国将在这个领域内，跨越大半个世纪的技术积淀走到美国的前面。

(二)产业规模大，缺乏核心技术支撑——风电和太阳能光伏发电技术

我国已经成为全球领先的风机和太阳能光伏电池板的制造大国。目前六个国家①包揽了世界上几乎所有的风机制造，我国是其中之一。2010年我国风电机组34485台，装机容量44733.29MW，风电装机容量全球第一[9]，仅华锐风电科技(集团)有限公司在2010年的新增风电装机容量就位列全球第二[10]。目前我国已经形成国内风电装备制造能力，整机生产能力达到年产500万千瓦，零部件配套生产能力达到年产800万千瓦，是世界最大的风力发电机塔架出口商，2009年我国已经超越美国成为全球最大的风电市场[11]。尽管如此，中国在世界风电技术领域还未能占据领先位置。从20世纪70年代晚期开始，风电就已经成为一个全球性的产业，我国并网风电起步晚了近10年，丹麦、德国、西班牙和美国等国家的风机制造商，由于其进入行业较早而具有“先发优势”，且具备雄厚的技术实力，因此一直走在全球风电技术发展的前列。OECD欧洲国家和美国掌握着风机制造的核心技术，美国的GE等公司在新的风能技术专利上占有绝对优势，全球超过三分之一的风机由丹麦公司生产[12]。

尽管我国具 有较强的风机制造能力，产业规模大，但是技术研发和设备制造能力较弱，关键技术与主要设备仍然依靠进口。主要风机专利仍掌握在外国企业及其在华子公司手中，即，中国企业生产了大量的风电设备，但真正的技术拥有方却是外国公司(主要是OECD欧洲国家)。如，GE(申请专利为155项)，Vestas(51)，Wobben(40)等。

与风电技术类似，根据WTO(2009)报告，我国是世界最大的将太阳能转换为电能的静态变频器出口商、最大的离网光伏系统太阳能电池出口商和最大的太阳能发电系统聚光器出口商。2008年我国光伏电池产量2GW，占据了世界光伏电池的主要市场。但是，由于我国太阳能利用基础材料、关键生产设备和测试仪器长期依赖进口，生产的光伏产品95%用于出口(IEA 2010)，这种“两头在外”特征充分说明我国光伏发电产业缺乏核心技术和持续的市场支撑力，产业发展后劲不足。2003年至2006年间，我国太阳能发明专利数量增长了3倍，但我国太阳能利用技术专利仅占世界太阳能专利的8%，而且专利主要集中于太阳能热利用技术领域，企业并没有成为发明专利的真正创新主体，在世界太阳能光伏产业链中处于加工组装环节，缺乏自主创新，与世界先进水平尚有一定差距。

在培育国内光伏产品市场方面，由于源头核心技术受制于人导致的生产成本高扬，光电转换效率低下，国内对太阳能光伏技术的应用也主要集中在农村电气化和离网型太阳能光伏产品，我国并网型太阳能光伏应用市场目前还远未形成。太阳能非晶硅技术方面，我国在基础研究上和国外是同步的，但是配套技术的缺乏，使我国光伏技术的产业化发展受限。

(三)有望掌握核心技术，占据国际市场——绿色照明技术(LED)

我国LED产业发展迅速，目前我国LED产业的产量为全球第一，产值位居全球第二。有关专家预计，2011年中国LED产业产值将达到1800亿元[14]。但是产值高不代表利润大。LED产业链主要包括芯片研发生产、外延片生产、LED封装及LED应用等，前两者属于上游产业，利润约占整个LED产业的70%；后两者分别属于中游产业和下游产业，利润很低，国内LED产业集中于封装、散热器等下游应用环节，对上游的外延片、芯片两大关键领域尚没有掌握核心技术。

美国、日本、德国和中国台湾已经成为世界半导体照明产业技术水平最高的国家和地区，大部分专利技术掌握在少数大公司手中，对核心技术、技术研发/示范有很强的保护措施[13]。目前，国外LED芯片企业的产品在国内市场占有率接近100%。2010年广东省知识产权局和广东省信息产业厅联合的一份报告显示，美国、日本和欧洲的LED企业，拥有80%以上的LED芯片核心技术专利，而国内企业拥有的同类专利不足10%。正是由于上游产业的被垄断，外延片、芯片、封装等技术环节受到专利保护，国内LED产品生产成本一直居高不下，难以开拓国内市场，对政策扶持的依赖大，而产品市场需求不旺又使企业难以获得大量资金用于芯片研发和创新，循环往复，始终处于产业链低端。

然而，尽管欧美企业掌握了LED的一些关键技术，但是，这些核心技术目前并不成熟，如果我国政府能够对LED核心技术和装备的研发给予积极的政策和资金支持，我国完全有可能占据这一产业的科技制高点，从而摆脱“组装车间”的地位。从这个角度看，我国与发达国家在引领世界LED技术发展上面临着同样的机会。目前，一些研究机构正在积极研发相关技术，如清华同方已经形成了LED外延片、芯片制造及封装、终端产品的生产和应用，到商业及城市景观照明完整的产业链和规模化生产，并拥有LED外延及芯片制造专利近百项。根据正在编制的“十二五”半导体照明产业规划，政府计划到2015年实现LED产值翻两番的目标，在“十二五”期间，政府将对LED产业的支持力度将继续加大，除了财政补贴外，从研发到财税的一揽子政策上都会有所涉及[15]。由于我国已经在LED封装和散热器技术等方面积累了较丰富的经验，一旦掌握上游核心技术，就有可能建立系统的技术专利池，避免跨国巨头如美国Semi LEDs Corporation、荷兰Lemnis公司等庞大的专利封锁网，通过技术领先占据国际LED市场价值链的高端位置。

二、我国低碳技术发展面临的问题

整体上看，我国低碳技术的发展具有起步晚、发展快、涉及面广、关键技术少、低碳技术研发成果产业化不足等特点。作为一种新型的环境友好技术，低碳技术的研发投资规模大、技术生命周期长，具有较高的投资收益不确定性。IEA确定了62种关键低碳技术，在研究力量和资金的限制下，一个国家不可能同时对62种低碳技术进行完全的自主研发；同时，考虑到国家的产业和经济安全，也不能够全盘依赖技术转让，因此，低碳技术的发展面临着自主创新和吸收国外先进技术两条路径。我国的低碳技术发展在自主创新和技术转让方面，面临着一定的问题。

(一)产业发展超前压缩了技术创新空间

从技术/产业发展生命周期看，应该遵循由科学创新、技术攻关逐渐过渡到产品市场推广的道路，技术革新催生出新的产业，产业的发展推动科学进步，各阶段依次渐进的过程促使了科技、产业和市场的良性循环(图1)。随着产业链布局的全球化倾向以及国际分工的细化，一项技术从诞生到出现新的替代技术，很难在一个国家或地区完成其全部生命周期过程，往往是一部分科技强国主导技术创新，获取高额利润；一部分国家在缺乏核心技术或者技术尚不成熟时，参与国际新兴产业链，造成产业与技术错位发展，不得不长期处于加工制造环节。

图1　技术/产业生命周期图

资料来源：王守觉院士在2011年第三届中国科学院博士后学术年会暨新兴产业前沿与发展学术会议上的报告，2011年4月，苏州。

在这种大背景下，在有些领域，我国科学技术的发展滞后于产业的发展。在加快部署战略性新兴产业的大背景下，面对产业发展对核心技术和 装备的迫切需求，从国外引入技术和设备就成为企业家的必然选择。虽然先进技术的引入推动了我国新兴产业的快速发展，但也压缩了我国自主技术创新空间，从长远来看，这种局面不利于我国在国际低碳产业链中占据领先位置，如果没有核心技术的支撑，新兴产业仍然会成为新的低端产业。

(二)我国技术基础薄弱，缺乏配套技术和装备，不利于低碳技术系统性发展

在世界57个主要国家和地区中，2007年我国科学基础设施竞争力为世界第15位，居世界中上游行列；技术基础设施竞争力位居27位，处于世界中间水平[16]。但是，由于我国基础科学发展失衡，在材料、控制、系统集成等基础技术方面差距显著，导致在某些领域中即便出现了高端技术创新，但是由于缺乏共生技术支持，仍然不能形成系统技术，高科技成果转化困难。如，由于我国太阳能利用基础理论特别是光伏物理学科发展薄弱，使大部分光伏材料长期依赖进口，没有自主技术。从产业发展看，我国已经成为全球领先的风机和太阳能光伏电池板的制造大国，在国际低碳产品市场上占有一席之地，但是缺乏核心技术支持；目前我国部分低碳技术在世界处于领先地位。如，系列化光伏并网发电逆变器及控制系统、智能电网规划与可靠性技术、分布式储能技术等。但是，由于国内低碳技术的研发成果比较零碎，缺乏系统化和工程化，这些先进技术成果转化为现实生产力水平较低。在核心技术或相关配套技术不到位的情况下，低碳产业的发展必然受制于他国，不仅压缩了企业利润空间，也削弱了我国低碳技术自主创新的动力。

(三)成本和信息障碍

低碳技术的研发和示范需要高额的投资；同时，由于技术尚不成熟，生产成本较高，即便引进先进的低碳技术，在短时间内也难以实现商业化应用。根据IEA预测，要实现蓝图情景下的减排目标，到2050年我国在风电技术上的投资总额高达1.1万亿美元(表2)。2008年，欧洲陆上风电项目风力发电投资费用(包括风机、并网、基座、基础设施等)在145万-260万美元/兆瓦之间。在北美，投资费用的范围在140万-190万美元/兆瓦之间；中国在100万美元/兆瓦左右(全球风能理事会，2009)。根据吴昌华(2010)的研究，风电、太阳能、CCS和LED技术的商业推广都存在不同程度的成本障碍[17]。在低碳技术应用方面，以CCS技术为例，目前国内CO[,2]捕集成本最低的IGCC电厂即使能够通过强化采油(EOR)和清洁发展机制(CDM)取得收益，也不能获得净利润，常规煤粉电厂(PC)和NGCC更是入不敷出。

在技术引进过程中，由于发达国家的先进技术往往受到严格的知识产权保护，转让费用较高，即便引进也失去了商业化的意义，更何况，掌握着最先进技术的发达国家企业并没有转让新技术的动力。即使知识产权保护的问题和国内技术本地化问题得到解决，发展中国家企业获得专利许可，也不一定就能开始使用这些技术，缺乏技术开发阶段的实际经验也可能成为技术推广的障碍。隐性知识和其他相关知识(如商业秘密)往往没有申请专利，但却可能是技术有效实施必不可少的(Ockwell et al.，2009)。

三、低碳技术发展模式建议

低碳技术的创新和应用是实现社会低碳化发展的重要手段，自主创新与技术转让的完美结合能够在保持低碳产业快速发展的同时促进国内科技创新，使自主技术逐渐取代进口技术，继而占据国际领先地位，在这种情况下，国内企业才有可能从加工制造环节上升到国际低碳产业的价值链高端位置，实现产业与技术的良性循环。这就要求在设计低碳技术发展模式时，综合考虑我国自主创新和技术转让面临的有利和不利条件，提出有利于低碳技术发展的政策建议。

(一)调整扶持政策，扩大技术创新空间

在国内加快部署战略性新兴产业的大背景下，对低碳产业进行财政补贴是主要的政策扶持手段。从目前的政策对象看，大多以项目为单位进行补贴，如为快速启动国内光伏发电市场，财政部对13个城市使用节能与新能源汽车提供补贴[18]。又如，我国推出的“节能产品惠民工程”中，向购买节能产品的消费者提供每台300-850元人民币的补贴[19]。还有以行政区域为单位进行补贴的，如，国家将对100个绿色能源示范县投入46亿元的财政补贴；对纳入建筑节能试点的城市，每平方米将享受20元的政府补贴[20]。在这种情况下，财政补贴的直接受益者是地区和产业，固然对低碳经济的发展起到了推动作用，但是对科研机构和企业进行低碳技术创新没有形成直接激励。对关键核心技术的研发需要假以时日，一些地区为了快速发展低碳产业，将资金主要用于从国外引入设备和技术，对关键技术研发的投入不足。因此，建议政府对低碳经济的扶持政策重心从产业向技术转移，侧重对具有原创性的技术创新或者技术改良进行补贴，弥补我国科技研发总经费不足，激发科研机构和企业的技术创新动力，防止低碳产业发展陷入“技术空心化”的局面，只有强化企业的技术实力，才能使我国的低碳产业逐渐走出低端的“国际加工”环节。

(二)加强配套和共生技术的发展，提高低碳技术的系统性

配套技术和产业化共生技术平台对一项新技术从实验室成功过渡到市场至关重要。我国风电、太阳能光伏发电等难以真正市场化的障碍之一，就是缺乏多学科、跨领域的系统性支持，如电网建设滞后导致风电并网困难、材料科学的薄弱制约了光伏产业的发展。建议针对我国的关键低碳技术和产业制定详尽的发展路线图，对该项技术以及产业在其生命周期重要阶段所需的材料技术、配套技术和其他设备进行综合分析和前瞻性研究，有针对性地进行系统研发或国际技术合作，避免在技术形成或者成果转化过程中因为一个局部环节的不足限制了整个产业的发展。在这个过程中，要高度注意专利池的构建，从对配套技术的专利保护入手，将产业发展所需的相关专利纳入专利池，围绕核心技术形成产业技术保护环，为我国低碳技术和产业发展争取最大的空间。

(三)多角度辨识低碳技术，科学设计发展路径，解决技术、成本和信息问题

建议多角度区分低碳技术类型，根据不同类型特征和发展需求，提出相应的发展战略，解决技术、成本和信息等问题。如从国内外技术差距入手，将低碳技术分为追赶型和引领型技术。对于中国尚无完整研发支撑体系或自主研发在时间上已经无法满足产业需求的技术，而国外在这方面已经较为成熟，国内外技术成熟度差距较大的低碳技术，主 要以引进—消化—吸收为主，辅以本土化应用研究；对那些和国外先进技术几乎处于同一起跑线的技术，或者国外将来可能实行技术封锁的技术，集中力量进行核心技术的创新和研发工作，加强相关技术的专利池建设，以利于该产业的形成和发展，占据国际有利位置；对那些我国已经比较成熟，具有特色的低碳产业，如生物质发电、太阳能热发电等，未来主要侧重于技术的商业化推广；在中国与合作方都有巨大潜在市场时，科研投资过大的战略储备技术或中国有一定研究基础的技术，可将联合开发作为主要途径。

从成本和信息问题入手，可以将低碳技术分为独立技术与合作技术。对那些研发成本较低和技术转化时存在较少隐形知识和商业秘密的低碳技术，以我国独立研发为主；对那些成本高昂，或者我国在引进时存在信息障碍的技术，可以通过联合研发、鼓励这些先进技术在我国建立示范工程项目的方式，解决成本问题，突破信息障碍。目前低碳技术大部分都处于不成熟阶段，即便引进相关的技术和设备，也难以在短期内商业化，因此，争取更多的高新低碳技术的示范工程在我国执行，比引进一项技术或一台设备更具有经济和技术效益。而且，通过这种方式，我国能够可以获得项目的早期市场经验，有利于在技术扩散过程中快速消化、吸收和本土化运作。