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隨著煤、石油等化石燃料資源的逐漸枯竭,傳統發電方式需要新的綠色能源來代替。2011年3月日本大地震造成的核電危機,迫使世界各有核電國家不得不重新審視其核電發展戰略;水力發電由于受到資源和季節性限制,一定程度上制約了進一步發展;而風力發電存在并網接入穩定性差等問題,短期內也很難形成一定的規模。在這種情況下,太陽能發電越來越受到重視。中國太陽能資源非常豐富,理論儲量達年1.7×1012t標準煤,太陽能資源開發利用的潛力非常廣闊。南北和東西距離均在5000km以上,大多數地區年平均日輻射量在4(kW•h)/m2以上,西藏日輻射量最高達7(kW•h)/m2,年日照時間大于2000h。與同緯度的其他國家相比,與美國接近,比歐洲、日本優越得多,擁有巨大的開發潛能,具有得天獨厚的自然條件。太陽能發電分為光伏發電和光熱發電。通常太陽能發電多指太陽能光伏發電。   1太陽能發電技術   1.1光伏發電技術   1.1.1基本原理   光伏電池由Si等半導體材料制成。當太陽光照射電池時,有一部分光會被半導體材料吸收,吸收的光能將傳給半導體導致電子逸出并自由流動。同時施加一個或多個電場,可以迫使由光吸收并釋放的電子以一定方向流動形成電流,通過在光伏電池的頂部和底部安放金屬觸點,可以將電流引出以供使用。   1.1.2系統組成   光伏發電系統由太陽能電池方陣、蓄電池組、充放電控制器、逆變器、交流配電柜和太陽跟蹤控制系統等構成。光伏發電系統分為獨立光伏系統和并網光伏系統。獨立光伏電站包括邊遠地區的村莊供電系統,太陽能戶用電源系統,通信信號電源、陰極保護、太陽能路燈等各種帶有蓄電池的可以獨立運行的光伏發電系統。并網光伏發電系統是與電網相連并向電網輸送電力的光伏發電系統。可以分為帶蓄電池和不帶蓄電池的并網發電系統。帶有蓄電池的并網發電系統具有可調度性,可以根據需要并入或退出電網,還具有備用電源的功能,當電網因故停電時可緊急供電。帶有蓄電池的光伏并網發電系統常常安裝在居民建筑;不帶蓄電池的并網發電系統不具備可調度性和備用電源的功能,一般安裝在較大型的系統上。目前,按光電的規模可分:大中型光伏電站、小型光伏發電系統、太陽能建筑一體化和發電瓦等。   光伏發電系統逆變器按運行方式,可分為獨立運行逆變器和并網逆變器。獨立運行逆變器用于獨立運行的光伏發電系統,為獨立負荷供電。并網逆變器用于并網運行的光伏發電系統。逆變器按輸出波型可分為方波逆變器和正弦波逆變器。方波逆變器電路簡單,造價低,但諧波分量大,一般用于幾百瓦以下和對諧波要求不高的系統。正弦波逆變器成本高,但可以適用于各種負荷。接入電力系統的大中型光伏電站對電網規劃、電網運行、配電網都有很大影響,因此要求大中型光伏電站具有輸出有功和無功的調節能力,并在電網異常狀態下起到支撐作用。光伏發電的隨機出力特性是對電網造成不良影響的關鍵,其較小的系統慣量直接影響到電網的穩定性和故障恢復能力,由于電力電子開關器件構建的逆變器既是電能質量的干擾源,同時也可以依靠控制實現無功和諧波補償的作用。大容量光伏發電并網的運行需要借助于凈負荷的概念和準確的發電預測模型,與常規機組協作以保證供電可靠性。   1.2光熱發電系統   1.2.1基本原理   太陽能光熱發電是指利用大規模陣列拋物或蝶形鏡面收集太陽熱能,通過換熱裝置提供蒸汽,結合傳統汽輪發電機的工藝,從而達到發電的目的。采用太陽能光熱發電技術,避免了昂貴的硅晶光電轉換工藝,可以大大降低太陽能發電的成本。而且,這種形式的太陽能利用還有一個其他形式的太陽能轉換所無法比擬的優勢,即太陽能所燒熱的水可以儲存在巨大的容器中,無日照后短時內仍然能夠帶動汽輪機發電。   1.2.2系統組成   一般來說,太陽能光熱發電形式有槽式、塔式,碟式(盤式)3種系統。3種系統目前只有槽式線聚焦系統實現了商業化,其他2種處在示范階段,有實現商業化的可能和前景。3種系統均可單獨使用太陽能運行,安裝成燃料混合(如與天然氣、生物質氣等)互補系統是其突出的優點。太陽能光熱發電與現有電網匹配性好、連續穩定發電和調峰發電能力強,受到業界專家的推崇,光熱的成本比較低。裝機容量越大,發電成本越低,可以實現規模化,適用于大型電站。利用500℃以上熔融鹽作為蓄熱介質,儲存的能量在1×106kW•h以上,成本比蓄電池低一個數量級。   1.2.3國外光熱發電情況   國外太陽能熱發電的蓄能裝置已實現產業化,1個50MW的太陽能熱電站所使用的蓄熱熔融鹽達到3×104t的規模,這為儲能技術的產業化開辟了重要戰略方向。美國早在上世紀80年代就已實現太陽能熱發電的商業運行。實際上,低成本、大容量的儲能技術正是全球新能源產業所面臨的最大技術挑戰,不解決這個難題,可再生能源和智能電網的發展將面臨巨大的困難。   2國內光伏發電現狀   20世紀80年代末,國內先后引進了多條太陽能電池生產線,年生產能力達4.5MW。投資主要來自中央和地方政府以及國有大型企業,實現了光伏產業的第一次跳躍性發展。21世紀初,在國際大環境、政府項目的啟動和市場拉動等共同作用下,光伏產業進入快速發展階段。2002年由國家發改委實施的“光明工程”先導項目和“送電到鄉”工程以及2006年實施的送電到村工程均采用了太陽能光伏發電技術。在這些措施的引導下,中國光伏發電產業快速發展。2010年末,國內光伏電力裝機容量達到893MW,同比增長139.4%,占世界光伏電力裝機容量的2.2%。根據“十二五”規劃,2015年光伏發電裝機容量將達1×104MW,2020年將達5×104MW。值得注意的是,截至2010年,屋頂光伏電站的裝機規模約0.03×104MW,2015年,預計達0.3×104MW,到2020年則達2.5×104MW。分析指出,近年來國內屋頂光伏市場已逐步打開,隨著政策支持力度的進一步加大,建設屋頂光伏電站,推廣中小型光伏系統應用將逐漸成為產業發展的主流。#p#分頁標題#e#   3國內太陽能發電最新政策與法規   2009年國家財政部、科技部、國家能源局聯合印發了《關于實施金太陽示范工程的通知》,以及具體的《金太陽示范工程財政補助資金管理暫行辦法》。采取財政補助、科技支持和市場拉動方式,加快國內光伏發電的產業化和規模化發展,并計劃在2～3年內,采取財政補助方式支持不低于500MW的光伏發電示范項目,這些政策都給光伏發電產業注入了活力。2009年,國家電網公司頒發了《光伏電站接入電網技術規定(試行)》,規定了并網光伏電站接入電網應遵循的一般原則和技術要求,并擬通過相關企業的運行,積極完善推升為行業標準。2011年,國家發改委頒布的《產業結構調整指導目錄》正式實施,在指導目錄鼓勵類新增的新能源門類中,太陽能光熱發電被放在突出位置。同年國家發改委了《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》,明確規定2011年7月1日之前和之后核準光伏發電項目的上網電價分別為1.15元/(kW•h)和1元/(kW•h)。   4國內太陽能發電行業存在問題與對策   4.1對國內光伏發電應用市場缺乏理性認識   隨著國家政策的明朗化和政策性扶植力度的加大,大量資本進入國內光伏發電應用市場。事實上投資回報與這一領域技術發展水平密切相關,必須有先進、成熟、可靠的技術作為后盾,否則極可能造成投資無法收回,而且投資規模越大,損失越高。因此應加強光伏發電應用市場投資風險的警示,以促進光伏發電應用市場的可持續發展。   4.2應加強宏觀引導   目前太陽能發電產業尤其是光伏產業的非正常競爭主要集中在產業鏈的低端,低附加值再加上惡性競爭,利潤迅速減少。多晶硅環節作為整個產業鏈中的高端環節,在其利潤率30%的情況下,光伏組件利潤不足10%,而且還在持續走低。2005年多晶硅的價格為50美元/kg,2008年達到500美元/kg。2008年金融危機之后,多晶硅價格開始下跌,但目前國內多晶硅現貨市場的價格仍然高于國際市場。隨著國內眾多多晶硅項目的投產,產能過剩將加劇光伏產業的非正常競爭。   4.3加強環境污染和高能耗監管   太陽能發電本身是一種清潔能源,但是我國光伏產業的最大特點就是95%的原材料需要進口,95%的太陽能電池出口,也就是說制造環節在國內,使用環節在國外。原材料在加工的過程中,存在四氯化硅等污染物的回收和再利用問題以及高能耗問題。特別是多晶硅生產過程中產生大量的廢水、廢液,環境污染極為嚴重。國內一些地方政府和環保部門為了上項目保發展而有意放松環境監管,有關部門又沒有及時出臺環保標準,企業為壓低成本而減少污染控制投入,其結果是在國外沒有產生污染的光伏產業,在國內卻成為重要污染源。因此,加強政府監管,填補監管空白,是解決環境污染和高能耗問題的關鍵所在。   4.4加強自主創新和長期的政策支持   目前,國內光伏企業最缺乏的就是核心技術,因此注重人才培養,循序漸進地加強自我創新是實現這一行業可持續發展的關鍵。國內多晶硅項目已建、在建、擬建的項目超過50個,投資規模達1300億元,產能超過23×104t,如果國際市場出現萎縮,將出現大量產能過剩。因此,國際市場的不確定性需要國家出臺長遠和明確的規劃以及長期的政策支持。   5結束語   近十年來,我國光伏發電和光熱發電技術迅速發展,太陽能利用在全球已占有舉足輕重的地位。隨著光伏發電產業的快速發展,及其產業鏈的復雜化和多元化,面臨的挑戰和機遇也將更多。根據中國的實際國情和智能電網發展的契機,制定好長期的、科學的規劃,以及長期的政策支持,才能實現這一產業持續、健康、快速地發展。