由于今年经历了6月30日光伏度电补贴下调之前的抢装潮，上半年光伏装机量就达到22吉瓦，超过今年全年规划目标18.1吉瓦。这也是自2013年以来，我国连续四年摘得全球光伏装机总量第一名的桂冠。近日，本报记者就今年光伏产业发展的原动力以及明年的发展趋势等问题专访了甘肃省科学院自然能源研究所副所长李世民。
度电成本得到进一步下降
记者今年我国光伏产业发展取得了哪些成绩？具体原因是什么？
李世民2016年，在国内光伏上网电价调整带来的抢装效应以及国际新兴市场快速崛起的带动下，我国光伏产业规模稳步增长，技术水平得到明显提升，成本下降显著，企业产能利用率得到有效提高，企业利润率有所提升，在“一带一路”战略引导及国际贸易摩擦的影响下，我国光伏企业的“走出去”步伐也在不断加快。
一是光伏市场蓬勃发展，我国装机量保持全球首位。今年我国在电价调整带来的“抢装效应”影响下，光伏新增装机量有望达到32吉瓦，同比增长超过100%，继续位居全球首位，累计装机预计超过75吉瓦，位居全球首位。
二是产业规模稳步增长，企业盈利能力提升。今年我国多晶硅产量约为19.5万吨，同比增幅达到18.2%，在产16家企业绝大多数处于满产状态，在多晶硅价格高企的情况下，企业盈利状况良好。太阳能组件产量约为52吉瓦，同比增幅达到13.3%，前10家组件企业平均毛利率超10%。通过对工业和信 息化部《光伏制造企业规范条件》的部分合规企业经营情况统计，2016年上半年38家光伏组件企业平均利润率达到5%，比去年同期增加3个百分点；三季度后，由于“6·30”抢装结束，市场出现真空，光伏产品价格下滑，企业利润率下降；四季度产品价格普遍回稳。
三是技术水平不断提升，生产成本逐步降低。今年，我国骨干光伏企业多晶硅生产能耗继续下降，综合成本已降至8万元/吨，行业平均综合电耗已降至80千瓦时/千克，硅烷法流化床法等产业化进程加快；P型单晶及多晶电池技术持续改进，常规产线平均转换效率分别达到19.8%和18.6%，采用PERC和黑硅技术的先进生产线则分别达到20.5%和19.1%，异质结（HIT）、背电极、高倍聚光等技术路线加快发展；领先企业组件生产成本降至2.5元/瓦，光伏发电系统投资成本降至6.5元/瓦以下，度电成本降至0.5~0.8元/千瓦时。
统筹光伏基地与电网通道建设规划
记者目前西部地区大型地面光伏电站弃光限电的主要原因有哪些？您认为该如何破解弃光难题？
李世民西部地区弃光限电的原因是多方面的，主要有电力需求下降，电网通道建设滞后，我国电力供需调控方式和能力需进一步完善和提高等原因。我国西部目前限电形势严峻，东部发达地区目前也在可再生能源发展规划与电网建设规划的统筹衔接上出现问题，由于区域电网结构限制及外送通道建设滞后，光伏电站集中开发地区面临的限电形势愈发严峻，导致资源丰富地区的优势难以实现。同时，很多地区尚未建立完善的保障可再生能源优先调度的电力运行机制，仍然采取平均分配的发电量年度计划安 排电力调度运行，《可再生能源法》的保障性收购要求得不到切实落实，个别地区可再生能源发电系统被限制出力的现象严重。
破解弃光难题，需要统筹光伏基地与电网通道建设规划。国务院能源管理和电力监管部门要求各省、区、市补充或修正区域可再生能源发展规划，将国家重点项目（如千万千瓦级光伏发电基地等）纳入地方发展规划重点，使地方规划与全国规划相统一；要求国家电网和南方电网完善电网发展规划，使电网发展规划与可再生能源发展规划相协调，打通东西和南北电力输送通道，尤其是安排好国家千万千瓦光伏发电基地的外送通道建设，实现优势地区资源有效利用，并对规划的落实情况予以监督。
另外，还应保障光伏并网和全额收购，建议有关监管机构依照 《可再生能源法》中可再生能源发电全额保障性收购的条例对可再生能源发电并网和收购实际执行情况展开调查，并对未能按照规定完成收购可再生能源电量，造成可再生能源发电企业经济损失的违法行为追究赔偿责任，依法保证可再生能源电力的全额保障性收购。
