近日，随着西北能监局对青海、陕西、宁夏光伏电站6月“两个细则”考核结果的公布，西北五省2019半年度罚款额也逐渐清晰，具体结果见下表格。

（备注：甘肃电网未公布6月考核结果）

根据国家能源局所公布的2019上半年中国光伏电站建设情况得知，西北五省在集中式地面电站的装机共计为43.87GW，全国占比为33.6%，逾三分之一的地面电站位于与西北五省。

在数据统计过程中，部分光伏电站单月考核罚款缴纳超50万元，绝大部分光伏电站单月罚款额在3~4万元左右，鲜少有光伏电站能在考核中获得正收益。

2009年4月1日，西北电监局在全国率先实施并网发电厂辅助服务管理及并网运行考核试运行工作。2011年底，西北电监局正式印发《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》和《西北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》。根据西北电监局的公开资料显示，至少2013年5月份，部分光伏电站已经由于“两个细则”考核被罚款。

随着光伏电站装机体量的上升，为维护电网稳定及平衡煤电企业，“两个细则”考核在2018年底迎来更严版本，其考核额度亦是一严再严，根据过往媒体数据及公开资料查询，2017年西北五省罚款额逾2亿元，2018年罚款额度约3亿元，而2019上半年的罚款额度则已经逼近2.7元，全年统计预计将超过5亿元。 

按照《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）和《国家能源局综合司关于2019年户用光伏项目信息公布和报送有关事项的通知》（国能综通新能〔2019〕45号）关于户用光伏项目管理有关要求，全国共有30个省份报送了户用光伏项目信息（西藏无纳入2019年财政补贴规模户用光伏项目，未报送）。

根据各省级能源主管部门、电网企业报送信息，经国家可再生能源信息管理中心梳理统计，2019年8月新纳入国家财政补贴规模户用光伏项目总装机容量为66.28万千瓦。截至2019年8月底，全国累计纳入2019年国家财政补贴规模户用光伏项目装机容量为335.71万千瓦。详细情况见附表。

自从2012年国家能源局发布《太阳能发电发展“十二五”规划》以来，分布式光伏在我国发展已经有7个年头。自从2012年国家能源局发布的《太阳能发电发展“十二五”规划》以来，分布式光伏在我国发展已经有7个年头。

这7年间，分布式光伏发展经历了起步、爆发式增长、政策性调整、再起步四个阶段。随着光伏平价上网时代的来临，分布式光伏已经发展成为不可或缺的「可再生能源主力军」。

未来，分布式光伏将有着怎样的发展趋势？行业将面临怎样的困局？下一步该如何走？本文将窥探一二。

1、趋势

2018年5月31日，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号)。通知明确:其一，对包括户用光伏在内的分布式光伏进行「规模管理」，2018年的上限为10GW；其二，标杆上网电价，分布式全额上网、余电上网补贴统一下降0.05元/度；其三，暂不安排2018年普通光伏电站，视光伏发电规模优化情况，再行研究启动领跑者基地建设。这一纸毫无预先征兆的政策将中国光伏一把从温床推向了「市场化」。

严控增长 注重质量

截止2018年底，中国全口径发电装机1900GW,同比增长6.5%，增速较上年回落1.2个百分点。其中光伏发电装机为174.33GW，同比增加33.7%。光伏的发电量为1769亿千瓦时，同比增长幅度达50.2%。而国家能源局刚刚公布的数据显示，到2019年6月底，全国新增光伏发电装机为11.4GW，装机总量来到了185GW上下，上半年的发电量为1067.3亿千瓦时，同比增长30%。

在185.59GW的光伏装机总量下，集中式光伏装机量为130.58GW，分布式为55.02GW。在2019上半年11.4GW的增量中，集中式6.82GW，分布式4.58GW。

多种形式 协同发展

数字很清楚的显示，2018年全国光伏新增装机为45GW左右，而2019年上半年，新增装机只有11.4GW，按照中国光伏行业协会专家对2019年全国装机的预测，2019年装机构成为：户用光伏3.5GW、竞价项目22.8GW、扶贫项目4.5GW、光伏平价项目4.5GW、特高压等示范项目9GW、领跑者项目4.5GW。2019年下半年将会是一个市场的爆发期，届时会有超过30GW的项目需要在不到6个月的时间完成项目开发、招投标、采购施工、并网等一系列工作。

从2018年531新政影响的急刹车，到2019年4月30日国家发改委才发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》，5月30日国家能源局才迟迟发布《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，整个光伏行业才明确了未来发展的基调，那就是全面摆脱对补贴的依赖，走「高质量发展、平价发展之路」。

浪潮退去，理智初显，2019年上半年11.4GW的新增项目中，分布式占4.58GW，同往年一样，分布式装机主要集中在京津冀、山东、长三角和广东地区，而值得注意的是，陕西、河南与湖北也加入了分布式主流市场的行列。

电能消费依旧保持高增长

现阶段，我国全社会用电量继续保持高速增长。据统计，我国全社会用电量2017年全年为6.36万亿千瓦时，2018年达到6.9万亿千瓦时。而2019年仅上半年就突破了3.40万亿千瓦时，同比增长5.0%。其中，第三产业和居民生活用电占比合计为31%，同比提高1.2个百分点;第二产业用电占比为68%，同比下降1.2个百分点;第一产业用电占比与上年持平。增长点在哪?电量统计数据透露出一个趋势，在2019年上半年，我国电力需求增长集中在第三产业和居民生活用电。这源于「新旧动能转换」使得用电主体的快速变化，高新技术产业用电保持较快增长，信息传输、软件和信息技术服务业用电继续保持快速增长势头，同比增长13.6%；租赁和商务服务业、房地产业、批发和零售业用电量增速均保持在两位数以上。值得注意的是，全国的「电能替代」持续推广，促进了第三产业用电快速增长，其中充换电服务业用电量增长126.9%，港口岸用电量增长316.9%，城市公共交通运输业用电量增长18.6%。第三产业用电的猛增源于我国发展的大趋势，那就是人民生活水平逐年提高，更加追求生活品质。在工业节能和高耗能项目逐步退出的背景下，未来几年全社会用电增量会进一步向三产集中，伴随着互联网和通讯技术的再一次升级换代，大型数据中心与高功率耗电设备、充换电服务与电动交通将成为未来很长一段时间的主要增长点，也将进一步考验「电网的稳定和供电」的质量。而这些用电主体，绝大多数分布在城市中，并且以公共基础设施、商业楼宇、住房相融合，在严控电源增量、追求可持续发展的环境下，分布式清洁能源供电与能源互联网或将成为未来新增电力需求的重要解决方案。

2、瓶颈

我国幅员辽阔，经济总量大，社会发展离不开能源的驱动。巨大的需求和复杂的环境使得供给侧的压力倍增，矛盾也日益突出。发展最主要的问题是环境，以化石能源为支柱的能源结构与日益严峻的生态环境压力存在突出矛盾，极端天气频发，雾霾带来的空气问题已经严重阻碍社会的发展，造成了难以计数的经济损失。火电来到了发展瓶颈，这也是发展光伏等「清洁能源」的底层逻辑，为了获得更好的生活环境和发展的可持续性。

但中国太阳能资源禀赋区域同能源需求区域地理位置倒置，这导致中国光伏装机在理论上更加适合于「三北地区」，在发达国家可以顺利应用的分布式光伏发展路线在中国难以复制。

然而中国没有落后，截止2019年上半年，分布式光伏大省装机量相当可观。据统计，分布式“GW俱乐部”全国现有13个省份，其中浙江、江苏、山东三省发展最为迅速，各省累计分布式光伏装机均超过5GW。而这三个地区在2019年上半年，新增分布式装机更是遥遥领先于全国其他省份，其中山东新增720MW，浙江新增670MW，江苏新增520MW，占据全国分布式增量的41.7%。高集中度开发所带来的问题，是成熟市场已经过度开发，而诸如福建、湖南、山西、宁夏等自身资源条件还算不错，经济也较为发达的地区，开发程度依旧很低。东北三省作为我国光资源非常丰富的地区，2019年上半年开发量加起来仅有110MW，是山东的七分之一，甚至还不及一个上海市120MW的新增装机规模。除市场规模和成熟度之外，另一个最主要的制约因素还是「成本」。分布式电站不同于大型集中式电站，因为容量小，又比较分散的原因，项目一般为企业自投，因此对于价格和收益非常敏感。而分布式光伏电站的造价2019年在4元/W上下，一座1MW的光伏电站的投资需要400万，这对企业来说也是不小的压力，分布式光伏项目说来说去还是「富人的游戏」，只有兼具规模、实力和可持续发展理念的企业才会为之买单。

*（数据来源：中国光伏行业协会）

分布式光伏发电本身还存在一个问题就是难以控制。我国现有分布式发电基本都是以「自发自用、余电上网」和「全额上网」两种模式建设的，由于发电的间歇性和不可预测性，数量众多的分布式电源接入电网对整个电网的稳定带来了巨大挑战，电能质量和供电稳定性问题都使得分布式光伏发电长期以来不受电网的欢迎。而当前光伏行业发展的主要矛盾，已经不是电源建设的问题，而是现有电网和光伏电源之间的矛盾。绝大多数地区电网改造进度和调节能力大幅滞后于电源的接入，使得项目开发受阻。

3、破局

一个行业的发展，不仅仅要靠行业本身的力量和智慧，更需要政策制订者、投资人、专家学者、相关行业群体的充分支持和助力。

主航道变了

中国光伏发展到今天，已经成功实现以规模化生产成本优势为切入点，在政策的大力扶持下积累了足够的人才优势、技术优势，而今在世界站稳脚跟，建立了全球绝对核心的市场优势。在今天，光伏的高地在中国，中国特有的「集中力量办大事」在中国光伏的发展上展现的淋漓尽致。而今天，国家补贴已经逐步退坡至几乎没有，集中式电站会在2019年底在我国的绝大多数地区实现发电侧平价上网，而分布式电站目前仍然在「平价上网的最后一公里」挣扎。政府应当开始考虑，如何将补贴的重点转向分布式、储能、电网改造等项目上，逐步引导分布式走向平价。而与分布式关系紧密的微电网、多能互补等项目，也需要有关部门的优惠和扶持政策，在全国范围内优先形成示范，逐步完成未来智慧电网基础设施的搭建。

对于现有电网，改造已经是「大势所趋」。输配电线路、控制和继电保护器件的升级需要全面展开，现有火电机组的灵活性改造，将企业自备电厂并网，扩大整个大电网的调峰能力也需要同步进行。最终形成高比例分布式可再生能源接入，原有基本火电电源调峰调频，多种能源综合互补的未来智能电网。

更多应用场景被激活

目前来看，我国分布式电站一般为工商业分布式屋顶电站，而优质屋顶、用电需求和高用电电价一直以来是项目开发的基本条件。在经过几年的高强度密集开发后，「优质屋顶资源」和业主已经所剩不多，大量企业在「红海内」拼杀，光伏的应用场景需要进一步的延伸、拓展和发掘。在众多应用场景中，光伏与建筑的结合可以更加深入和多元。除了铺在工业厂房屋顶，直接用光伏建筑一体化构件代替屋顶、商业楼宇幕墙、公共建筑与基础设施都可以结合光伏进行建设，这就是「建筑光伏一体化（BIPV）」的概念。而除了BIPV之外，结合「分布式光伏+储能」的微电网系统也是一项火热的技术，随着储能成本的快速下降，这种更为节能、智能的控制技术将会实现商业化，市场也会进一步打开。另外，光伏+智能家居、光伏+制氢等新的技术与复合解决方案将会使光伏的市场进一步扩大，与社会的连接进一步紧密。朋友圈也要扩大新常态下，经济大环境疲软，在巨大的融资成本和经营压力下，民营光伏电站企业无力支撑，拥有绝对资金成本优势的国企加速入场。在国企中，国电投以16.45GW（数据统计截止2018年底）的光伏装机量笑傲群雄，而华能、华电作为后来者，近期持续动作，收购清洁能源项目，华能甚至将项目审批权限下放至各地二级公司，可见其「调整能源结构」、「发展可再生能源」的决心。而国企一般收购的，都是项目容量较大、管理方便的集中式地面电站。对于分布式项目一般兴趣不大。下一阶段，需要分布式项目开发企业进一步引导国企和地方企业了解分布式的「未来价值」，并且做好项目建设和运营管理，扭转国企对分布式的旧有认知，将高质量项目打包出售至国有发电集团，并建立长期稳定的联系，巩固合作关系。

对于资金问题无法解决的优质项目，分布式光伏企业需要进一步拓宽「金融渠道」，寻找一批信用好、可持续的金融合作方，充分激发资本活力，为分布式项目搭建优质的金融解决方案。金融界也应该加大对新能源行业的了解，创新合作模式，为下一阶段分布式光伏发电的「爆发」提前拓宽道路。打铁还需自身硬作为一个「技术密集型」的行业，中国光伏发展的源动力还是技术的进步，分布式也是如此。在脱离政府补贴、全面导入市场化竞争之后，分布式产品和解决方案要深挖市场需求，研发更加符合需求的产品，不断打磨，体现不同应用场景下产品的可靠性和差异化。产品研发也需要跳出「光伏思维」，更多站在客户和用户角度思考产品细节，同时开动脑筋，进一步开拓更加丰富的「跨界场景」。中国的光伏企业，目前已实现全面领先，现阶段需要聚焦更大的市场需求。通过在「一带一路」沿线国家和地区开拓能源合作项目，在输出中国的光伏建设经验的同时进一步锤炼自身项目开发和工程建设经验。光伏企业也可以充分借助承担一带一路沿线国家基建工作的中资企业平台，将中国制造的「用得起的清洁能源」带到各国和各地区，进一步延伸国家影响力。

当然，产业的持续发展离不开金融，中国光伏需要引进更多国家的投资方，在「全球化项目」中发挥各自的优势，以更大的智慧进行规划，只有这样才能将更大的愿景落到实处。创新金融合作需要「产业链」所有成员参与，调动资本、装备、市场、人才等各方积极性，以共商、共建、共享、共投为主题，建立起一套融资生态体系，服务于世界各地的能源建设和改造项目。4、后记太阳能产业是一个光明的产业，是人类文明发展不竭的动力。作为「技术驱动型」产业的代表，人类的智慧终将引领太阳能深入人类文明的每一个角落。在下一个五年，中国光伏将会在智能制造、产品、解决方案、成本和应用场景延伸方面继续全面领跑，为经济发展和生态环境保护这个人类课题提供中国探索的解决之道。

光伏项目的进场、检修道路及送出线路是项目整体不可或缺的部分，就进场与检修道路而言，大体可以分为光伏项目场内与场外两部分，场内道路还包含光伏方阵场内道路和其他场内道路。根据现行规定，道路所处的位置不同，用地规则也不同，需要分别进行分析。

一、光伏方阵场内道路属于光伏方阵用地

根据《光伏发电站工程项目用地控制指标》(国土资规〔2015〕11号，以下简称“11号文”)第3.1项的规定，光伏方阵场内道路属于光伏方阵用地。因此，光伏方阵场内道路应适用光伏方阵用地的相关规定。

结合《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》（国土资规〔2017〕8号，以下简称“8号文”）的规定，项目方需要区分光伏项目的具体类型：

（1）对于普通项目而言，普通光伏项目使用未利用地的，光伏方阵用地部分可按原地类认定，用地允许以租赁等方式取得，其他用地部分应当办理建设用地审批手续；使用农用地的，所有用地均应当办理建设用地审批手续。

（2）对于光伏扶贫及复合项目而言，利用农用地布设光伏方阵可不改变原用地性质。

二、光伏方阵外的其他场内道路应按照项目性质区分管理

根据“8号文”的规定，对于普通项目而言，光伏阵列区以外的道路原则上均应当按照建设用地管理并办理相关的手续。而光伏扶贫项目与光伏复合项目场内道路可按农村道路用地管理，根据《土地利用现状分类》（GB/T 21010-2007）的规定，农村道路属于农用地，故无须另行办理建设用地转用手续。

三、进场道路尽量使用原有农村道路，合作共建时需关注道路性质

对外进场道路、运营期检修道路等为永久用地，原则上需要按照建设用地进行管理。不过，实践中较多采用租用、共用农村道路、防火通道等作为进场、检修通道的做法。如前所述，农村道路为农用地，故使用原有农村道路时，仅需支付相对应的使用费，但项目公司应注意核查农村道路手续是否完备，签订道路使用协议的主体是否享有权利等。

如项目进场道路采用新建道路的方式，则首先需要明确道路的性质，一般而言，新建道路可以作为农村道路或农村公路。若为农村道路，其权利主体通常为村集体，项目公司应当与村集体签署合作共建协议，并由其按照《国土资源部关于促进农业稳定发展农民持续增收推动城乡统筹发展的若干意见》的要求办理设施农用地备案；若为农村公路，则权利主体一般为乡级人民政府或县级人民政府交通局等有关部门，项目公司应与其签署合作共建协议，并及时核查农村公路项目的审批文件。此外，建设农村公路可能涉及征地问题，项目公司应确保政府部门已针对公路用地完成征地工作。

在实际使用过程中，项目公司应及时足额支付道路使用费，因项目建设运营等原因导致道路受损的，需按照协议要求进行修复，避免发生争议。

综上所述，光伏项目场内及进场用地的分类管理如下图：

四、场外送出线路用地原则上应当按照建设用地管理，但各地存在“以偿代征”政策

根据《土地管理法》及“11号文”等规定，杆塔基础用地为永久用地，应按照建设用地管理，其面积按基础外轮廓尺寸计算，涉及农用地的，还需办理农用地转用手续。

不过，在实践层面存在“以偿代征”的模式，即一次性给予相应补偿，不再另行组织征地。但是，采用此种模式的前提是项目当地存在明确的规定，或项目地发改委、国土部门明确以书面函件的方式予以确认或批复。例如，2008年5月1日起实施的《江苏省电力保护条例》规定，“架空电力线路走廊（包括杆、塔基础）和地下电缆通道建设不实行征地，电力建设单位应当对杆、塔基础用地的土地承包经营权人或者建设用地使用权人给予一次性经济补偿”。《甘肃省发改委关于加快甘肃电网发展若干意见的通知》（甘政办发〔2009〕86号）规定，“对输电线路走廊（包括杆、塔基础）占地只作一次性经济补偿，不办理征地手续。”《青海省发展改革委等部门关于加快我省电网建设若干政策措施的通知》（青政办〔2010〕145号）规定，“对输电线路杆塔基础占用的点状用地，给予一次性补偿，并不再办理征地手续。”

对于送出线路用地是否可以采取“以偿代征”的模式，项目公司应根据实际情况，对当地的规定进行调研，必要时直接向发改委及国土部门进行咨询。

近年来，随着“光伏+储能”成本的持续下降，使得越来越多的公用事业公司开始将电池储能系统添加到他们的发电组合中。据相关研究报告分析指出，自2012年以来，电池储能成本已下降76%，这使得“可再生能源+储能”，特别是“光伏+储能”成为一个经济上可行的方案。2018年的531新政更是将“光储结合”推向新的高潮。

光伏行业发展迅速

2007年以前，我国光伏市场处于示范阶段，行业整体发展程度低；2012年，欧美对中国光伏行业启动双反政策，国务院于2013年发布《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，正式开启我国光伏补贴时代，2013年实现累计装机16GW；在补贴政策的支持下，我国光伏产业技术快速发展，光伏电站标杆上网电价不断下调，，实现累计装机130GW，当年新增装机53GW。

2018年开始，由于光伏发电成本不断下降以及光伏补贴缺口的出现，度电补贴开始下调，531新政的到来加速了行业洗牌和技术降本进程，2018年我国光伏累计装机容量174GW，新增装机44GW，在全球110GW的新增装机中占比40%，冠居全球。

能源消纳亟待解决

然而，一方面我国新能源装机容量不断提升；另一方面，市场化机制的缺失使得新能源消纳成为新的问题。2018年12月，国家发改委、能源局发布的《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》提出，到2020年基本解决清洁能源消纳问题，并对风电、光伏、水电、核电提出对应的消纳目标。为缓解清洁能源消纳问题，本次通知提出重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购，保障工作视电源类型、区域差异而定。

“531”新政发布，光储结合成为新的热点

2018年5月31日，国家发展改革委下发了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》。该通知不仅收紧了光伏的补贴标准和指标，还明确了未来光伏产业发展的两大基调，即评价上网和无补贴。

该项通知的出台，是环节光伏产业当前面临的补贴缺口和弃光限电等突出矛盾的重要举措，有利于推动光伏产业从规模增长向高质量发展转变，但无疑也给光伏产业带来了不小的冲击和重创。在这样的大背景下，光伏企业纷纷把目光投向储能，并将光储结合作为未来光伏走向市场化的出路之一。

2018年光储累计装机规模达259.6MV

光储结合是光伏走向市场化的出路之一，目前，协鑫新能源、华能集团、鲁能集团、黄河水电等不少市场参与者已经在积极部署光储项目。截至2018年底，中国已投运的、与光伏相配套的储能项目的累计装机规模达到了259.6MW，占中国储能投运项目总规模的25.7%。2018年的光储项目规模相比2017年增长了41.4%，其原因在于黄河水电、鲁能集团、协合新能源等新能源企业对储能的理解和认识逐步加深，同时对储能为光伏电站带来的价值进一步认同，进而在集中式光伏电站中部署储能项目的力度增大。

弃光现象得到改善

政府一系列政策相继出台，弃光现象得到有效改善。根据国家能源局数据显示，自2015年以来，我国弃光率呈波动下降的趋势。弃光率从2016第一季度的13.84%高位，波动下降，至2018年第三季度，弃光率已经降至的2.87%。

以上数据来源参考前瞻产业研究院发布的《中国储能电站行业市场前瞻与投资规划分析报告》。

卖！卖！卖！买！买！买！

　　近期中国光伏动作频频，华能收购协鑫新能源（其持有7.3GW光伏电站）51%股权，浙能集团收购爱康集团持有600MW光伏电站，水发集团收购兴业太阳能（其持有500MW光伏电站）66.92%股份......

　　本次电站交易收购方多数为国资背景，出售方主要为民营光伏企业。中国光伏发电，由民营光伏企业易主国资能源集团，趋势明显。

　　那么问题来了，这次中国光伏电站市场的“国进民退”，到底是利大于弊，还是弊大于利呢？

　　用一个简单比喻来描述这个事情，“光伏电站”好比一个妙龄少女，过去有一个青梅竹马的民营光伏男友，最近因为种种原因，纷纷改嫁“国”姓能源豪门。

　　女孩的选择到底是否正确呢？首先恋爱自由（按照市场规律办事）。在此基础上，我们纠结为什么移情别恋以及原因并没有什么意义。对于评价女孩的选择（这次光伏电站市场的国进民退），是否正确？归根到底，还是要看是否对女孩未来发展有利，嫁给谁，能让她更加幸福？

　　一，三位主角的角色剖析

　　要想搞清楚这些？首先，我们必须搞清楚三位主角的身家特点：“光”姓少女——光伏发电，“国”姓豪门——国资能源集团，“民”姓小伙——民营企业、民间资本、甚至民间百姓。

　　1，“光”姓少女——光伏发电

　　中国光伏发电具有：丰富广泛，形式多样，环保经济，政策性四大特点。

　　丰富广泛：光伏有别与其它能源形式的最大特点就是资源分布上的极大丰富，只要阳光照到的地方，都可以发电，但是相应的弊端就是能源密度偏低且分散。结合未来土地资源的稀缺，未来光伏发电的大趋势一定是分散化、地方化的。

　　形式多样：光伏发电显著区别于其它主流能源形式的特点，就是其应用形式的多样化，比如：光伏建筑、光伏交通工具、移动离网光伏、家庭光伏、光伏家电......光伏无处不在。

　　环保经济：光伏发电能将环保特性与经济性完美结合。它不仅仅能减少化石能源的污染排放，而且又能通过发电获取很好的经济利益。

　　政策性：政策性是目前全球光伏的共同特点，中国由于体制特点更加显著。补贴、政策项目、电力消纳、土地使用等，都是中国光伏政策制约的主要因素。中国光伏发电目前正从过去的政策性为主，逐步转变为市场化为主，但是真正实现完成市场化，还有很长一段路程要走。

　　2，“国”姓豪门——国资能源集团

　　国资能源集团，毋庸置疑拥有三大属性：国、能、大。

　　国——国资属性，拥有低廉的资金成本、对于政策和地方政府的强大影响力、对于利润要求相对较低（不差钱）、还有一定垄断优势。这些属性在资金、政策影响力巨大的光伏行业给国有能源集团带来极大的先天优势。当然，国姓也有国姓的负担，更多义务（任务）、保障就业要求、更长的决策链等。这些优势与缺陷，直接决定了国资能源集团往往无法成为更好的先驱者、创新者（天生优势，让企业缺乏开拓创新的原动力；顾虑任务，又让他无法全身心去开拓冒险）。

　　能——能源属性，国资能源集团，拥有庞大的传统能源比重和人才、体制基础，也享受着传统能源带来的高额利益，并形成了一个庞大的传统能源利益体。

　　大——规模属性，国资能源集团各个都是庞然大物。大，带来其雄厚的实力和丰富的资源。大，也带来了企业灵活性不足，决策的缓慢，运营效率偏低等弊端。

　　3，“民”姓小伙——民营企业、民间资本、民间百姓。

　　目前而言，“民”更多指民营企业，但民间资本、百姓，加入其中的趋势也越发明显，发挥着越发重要的作用。

　　既然都说是“小伙”了，肯定就少不了，小、快、灵的特点，但其实还有一个更重要的特点——原动力（欲望）。

　　“民”的小快灵特点这里是众所周知的，我这里就不做赘述了。也正是民营企业的小快灵，让中国光伏制造，如星星之火燎原之势，迅速成为了全球的绝对领先者。光伏发电领域，前几年中国光伏发电市场的快速发展，也是与“民”密不可分的。未来光伏发电（多元、分散、灵活）大趋势下，这个优势就更加明显。

　　但我更觉得，真正让民营企业高速发展的是它的原动力——欲望与压力。“人类进步的最根本原因就是“欲望””，的确对于财富、成功、甚至生存的追求，企业、人们无不绞尽脑汁，去研究市场研究客户，通过不断满足客户需求，以保证弱小的自己，在到这场残酷的市场竞争中活下去、高速发展。

　　二，总结“国”姓豪门不适合迎娶“光伏发电”的三大理由

　　经三者角色剖析，我认为，国资能源集团不适合大量持有、发展光电发电及其相关应用，不是中国“光伏发电”的最佳伴侣。理由有三：

　　1. 不利于光伏发电的长期快速发展。

　　(1) 不匹配，光伏发电未来的多元化、分散化、灵活化趋势，国资大型能源集团的大、慢、僵，已不能适应光伏发电的这些特点。

　　(2) 不专注，传统能源为主国资能源集团，新能源这个新生儿，很难在传统能源的这个参天大树的荫蔽下茁壮成长？特别是光伏发电解决就业能力不足、利润相对也较低的情况下，加上新能源的波动性特点，需要传统能源牺牲利益进行调峰保障，这样的背景下，矛盾冲突时，企业如何能一直坚持放弃短期利益，而选择未来（新能源）？

　　(3) 无动力，这一轮光伏新能源的收购潮，国有能源集团的动力是什么？目前而言我觉得更多还是国家对于新能源配比任务的要求，其实是平衡能源构成、分散业务布局的目的。这和民营企业，立志以发展新能源为核心目标（实际上也没有加入传统能源市场的选项），为了寻求生存、发展的原动力所能比？

　　(4) 难融合，光伏作为一种环保能源，只有环保性与经济性的良好融合，才能保证光伏的良性发展。历史的教训深刻，凡是单单依靠行政、政策的力量推动公益发展，都是很难有所成效的。只有让更多的民间力量的加入，通过商业模式创新，更多引入市场化金融化手段，让千家万户（百姓）加入进来，才能充分发挥光伏的经济性，达到环保与经济的完美融合。

　　2. 不利于国家能源（电力）体制改革的大方向

　　中国能源的高度集中，实际上已经制约了中国能源改革的发展。新能源作为新生事物，总体体量很小，且在较长一段时间上看还无法撼动传统能源的主导地位。新能源实际上更适合成为中国能源体制改革的先头兵去打破传统能源的高度集中局面，且不会影响国家对于国家能源命脉控制力。光伏发电未来将更多的是以分散、中小规模的形式出现，特别需要电力交易作为支撑，光电发电更多由民营企业、民间资本、百姓控制，也有利于加速电力交易体系的发展。

　　3. 不利于更多社会优质企业加入光伏行业

　　国资能源集团的先天优势（资金成本、收益率、政策优势），很容易让市场出现一个不公平竞争的环境，并不自觉的排斥民间资本，外来资本的继续加入。

　　光伏发电市场是一个政策性比较强的市场，就算未来补贴取消了，消纳、土地、各自行政审批、银行贷款等，仍然是重要的制约因素，国资能源集团很难做到不因此而获利。

　　在这样的背景和疑虑下，势必会影响外部优秀企业加入光伏发电领域的决心。

　　三，既已娶，国资如何担负“光伏发电”的发展重任？

　　既然是自由恋爱，国资迎娶“光伏发电”也一定有其深层次的背景与客观缘由，短期来看，这个事实与大趋势是很难改变。

　　既然已经娶进门了，那国资该如何担负起，中国光伏发电发展的重任呢？

　　我的建议：

　　1，战略高度、独立性：不搞新能源则已，要搞就要把新能源提升到企业战略高度，把新能源业务单独出来成为集团级的独立业务，并给予充分资源与政策支持，以保证其在传统能源为主的集团中的独立性，并获得茁壮成长。

　　2，敢于尝试、敢于牺牲：我们要充分认识到“光伏发电”未来的多样性、灵活性、以及其未来的广阔前景，要敢于牺牲短期的既得利益（就业、利润），要敢于尝试、不怕犯错，并且从体制上去创造企业内部良好创新环境。

　　3，勇于承担，勇于放弃：所谓“能力越大，责任越大”，国资企业要勇于承担行业发展重任，在前沿领域多多投入，真正引领行业前行。另一方，要尽量少利用国资背景带来的政策优势，让市场化成为行业发展的主要驱动力。

　　文章说了很多“国”姓豪门不适合迎娶“光伏发电”的理由，不是为了贬低国企、或者阻止目前中国光伏发电领域的“国进”趋势。而是希望通过这篇文章，让政府明白民营经济对于中国光伏发电的重要性，能给予更多的政策支持、创造良好环境帮助民营经济重新成为“光伏发电”顶梁支柱。同时，民营经济和民间资本也应坚定对于“光伏发电”的信心，男儿当自强，充分利用自身优势，勇于创新、敢于竞争，去抱得美人归！

531新政就像一针催化剂，显著加速了光伏行业的风云跌宕，特别是对于中国的下游光伏发电市场。据统计，2018年531之前，全国重大电站交易，仅0.05GW。2018年531之后，全国重点电站交易11项，1.29GW。2019年一季度，也达到了0.516GW，前后交易量激增达到20倍、10倍。仔细观察卖家多数是民营光伏企业，那买家都是谁呢？2018年7成电站的买家都有国资央企背景，2019年一季度，除一项海外电站出售给国外资产公司外，也全部都是国资背景。

　　回顾这几年的电站交易历史，也可以看到很明显的趋势（如下图），下游光伏发电行业，集中度正在加速，主角也逐步开始了变化。

　　乍一看，怎么有点像春秋战国的剧情啊？这里就有一个疑问了，光伏电站到底应该谁来玩呢？谁会成为真正的霸主呢？华夏能源网前几日的一篇文章（“国”姓豪门是否适合迎娶“光伏发电”？）就曾经提出，国资集团不应该成为中国光伏电站市场的主体。虽然作者也提出了很多的依据和理由，但我认为还是有些牵强，特别是全文没有对电站交易的现实大背景进行剖析分析，脱离现实谈发展毫无意义。

　　要研究这些问题，我们还是要从回顾中国光伏电站的历史开始：

　　一、 回顾历史——中国光伏的理想与现实

　　一中国光伏发电历史

　　我国的光伏制造业，作为一个全球瞩目的战略行业，最早完全依托于海外市场，获得了非常快速的增长，但随着海外的双反与萎缩，行业逐步遇到困难。结合中国在国际上做出的减排承诺，中国逐步开启了自己的光伏发电市场。

　　中国光伏电站市场的正式启动，是从2010年的“金太阳工程”开始的，但真正爆发是2013年光伏标杆电价补贴政策出台后，中国光伏发电一跃位居世界首位，持续至今。2017年新增装机甚至达到了全球的54.7%。就算去年531新政下“光伏寒冬”，仍然达到了40%。

　　作者是2013年加入的光伏行业的，说到当时我对中国光伏发电市场的感受，可以用一个字来形容——“抢”。抢项目（路条）、抢屋顶、抢并网（630）、抢人才（开发人员、项目管理人员、技术人员）。

　　当时中国光伏电站开发投资的主力就是民营光伏制造集团，大家普遍的思路就是：我懂光伏我专业——我有产品和供应链优势——抢先开发投资电站——抢市场占有率、形成规模优势——电站资产上市证卷化——获取高额回报。

　　这样做的好处也是很明显的：1，按照测算投资光伏电站（加上国家补贴）可以获得长期稳定高额收益，优质项目甚至可以达到20%以上收益，如果利用金融杠杆，收益甚至可以更高。2，可以显著带动自身的组件、逆变器等的销售。3，可以做大自身资产和营业额。4，拓展业务领域、摆脱单一的制造业局限。

　　这样一举多得的事情当然要做了，一时间一个新的中国奇迹产生了，除了2014、2015年几乎每年都是100%左右的高速增长。多数传统光伏制造集团，包括地方新能源企业，都加入了这场竞赛。

　　二理想与现实的差距

　　人们常说，理想很丰满现实很骨感。“补贴拖欠”、“弃光限电”、“居高不下的非技术成本”成为光伏现实中的三座大山。

　　补贴拖欠

　　经过16、17年的电站建设高潮过后，出乎政府的预期的高速增长，导致补贴无法及时到位，据业内人士统计，国家累计拖欠光伏补贴超600亿元，其中光协鑫一家就拖欠总计高达62亿。补贴平均拖欠时间在1.5年-2年左右。

　　弃光限电

　　光伏由于其发电量的波动性，对于电网有较高的消纳调节峰谷的要求，但过去几年光伏电站集中区域，往往是我国电力基础薄弱区域，消纳调峰能力本来就弱，再加上地方对于火电的相应保护，就造成了西北五省弃光率居高不下，据统计2017年新疆、甘肃两省的弃光率分别达到21.6%和20.8%。弃光的部分，可都是电站的纯利啊！

　　居高不下的非技术成本

　　目前非技术成本已经占到总投资成本的20%以上，算到电价上面至少1毛钱。其中包括了土地成本，电网接入成本，财务成本等等。

　　土地成本，近年由于消纳、限电等因素，近年来光伏电站普遍转移到土地相对紧张的中东部地区，土地租金普遍达到1000元/亩以上。有的地方甚至还要一次性缴纳10年、甚至20年的土地租金，加上部分地区需要缴纳的2-10元/平米不等的土地税费。折算下来，一个占地300亩的10MW电站，每年土地相关支出就达到80 - 300万，20年下来就是1600万-6亿元。而10MW电站的年发电收益也仅仅是600万 - 800万，这将极大减少电站的收益水平。

　　电网接入费用，包括了接入审查及批复相关费用、送出线路建设成本、送出线路征地费用、汇集站升压站建设成本、改造扩容费用等，投资大约为0.1~0.5元/W，大型电站往往动辄上千万甚至上亿，而这些很多本该是由当地电网企业承担建设的，虽然电网也承诺将进行回购，但是从近年来实际情况上看，目前为止实际回购的比例是很低的。

　　资金成本，这个其实中国民营企业的普遍困难，相对国外2-3%的平均融资成本，国内的政策性贷款利率也可以达到3-5%，但实际上看大部分民营企业是很难享受到的，往往融资成本要达到10%左右。这对于资金密集型的行业，影响是十分巨大的。

　　虽然，国家对于降低非技术成本上，已经做出了巨大的努力，但是距离真正解决还有很长的路要走。

　　三座大山的存在，不仅直接降低了光伏电站收益水平和现金流，“补贴拖欠”、“弃光限电”、“土地税费”的不确定性，更是直接削弱了金融机构对于光伏的信心和电站资产化能力。不仅让企业融资变得更加困难，而且更是直接破灭了众多下游光伏企业战略构想中最重要的一环“电站资产上市、证券化”的战略设想。直接导致了众多涉足光伏下游业务的光伏制造企业，纷纷陷入现金流短缺的泥潭。

　　531新政，对于制造业的压力骤增，面对生存的压力，以及面对现实的冷静战略反思后，造就了531之后的电站易主频频。

　　二、 剖析解读——中国光伏发电的玩家角色定位与分析

　　通过历史的来龙去脉分析，我们终于了解，中国光伏电站历史变化的原因与背景，以及近年交易的现实背景，可以说中国光伏发电霸王易主的实乃现实之举。那么从理性的分析和未来展望看，未来光伏电站到底应该谁来玩呢？在这场游戏中，大家应该分饰什么角色呢？就让我们通过分析光电发电的本质来，推导答案吧。

　　一玩家定位与分析

　　参与玩家：大型光伏制造集团，地方新能源企业，国资能源集团，大型金融机构，地方投资者

　　业务领域：电站开发，电站投资，EPC建设，运营运维

　　二分析结论与未来展望

　　(1) 电站开发领域——随着电站由地面集中式为主，转为分布式为主，地方新能源企业将逐步崛起。

　　大型光伏制造集团：优势在于全国性开发网络，专业的光伏解决方案能力，对于开发利润要求不高，更希望借此拉动其产品销售。

　　地方新能源企业：优势在于区域开发网络，地方关系优势（业主、电网等），但未来去补贴化后，较低的开发利润空间，将限制其发展空间。

　　(2) 电站投资领域——从单一投资主体（民营光伏—→国资能源集团），逐步转换为多元化投资构成（国资、基金、企业自投等）

　　国资能源集团：拥有很低的资金成本、优势的电网关系、补贴获取能力、对于新能源持有的需求（任务），天然的电站投资者。

　　金融投资机构：随着去补贴化的进程加速，拥有大量低成本资金的大型金融投资机构，随着光伏电站收益稳定清晰、保障体系的完善，在未来将逐步成为电站投资持有的另一位重要主角，但现在由于电站还有很多不稳定的因素，金融基金方面仍然还有一定顾虑。

　　地方投资者：对于中小型电站、特别是工商业分布式电站，地方资本、屋顶业主的参与，将成为非常重要的补充。随着电站资产化、证券化进程，将逐步加大比重。

　　(3) EPC建设领域——专业！成本！实力！

　　EPC的利润会越来越薄，只有更专业、成本控制更好、更具实力的EPC企业才能生存，大型电建企业在国内具有天然优势，光伏制造出身EPC公司出路是走出去。

　　电力建设工程公司：拥有专业的建设施工队伍，专业电力建设经验，对于电力系统的熟悉，较好的供应链能力，随着未来光伏的普及化和专业化分工，将会成为光伏EPC的主角。

　　大型光伏制造集团：下属的EPC企业，拥有专业的光伏经验与光伏主要设备的供应链优势，加上主观意愿较强（拉动产品销售），也将在很长一段时间能成为该领域的主角。在海外优势将更加明显。

　　(4) 运营运维——规模化、专业化，将成为未来运营运维核心能力

　　大型光伏制造集团：拥有光伏专业优势和大规模存量电站运营经验优势的大型光伏制造集团下属运营运维公司，将成为未来电站运营主要力量，并会有很高的行业集中度。

　　地方新能源企业：通过在区域上的规模效应，占据一席之地。

　　通过上面的分析，我们可以很明显地看到，未来下游光伏电站市场的游戏角色将发生很大的变化。光伏制造集团将逐步退出电站投资领域，更多承担起电站服务的角色，特别是电站开发和运营运维领域。电站投资领域，将朝着国资能源集团和金融投资机构为主、地方企业、游资投资为补充的多元化发展。

　　三、 展望未来——中国光伏发电的和谐共赢之路

　　在竞争日益激烈的时代背景下，大而全、大而不精、通吃产业链，已经不适合时代的要求。只有充分做专、做精、贴近市场、做好差异化、细分化，才能为客户提供最好的服务，同时获得高额回报。

　　随着光伏暴利、粗犷发展时代的结束，中国光伏企业全产业链通吃的时代即将结束。爱康集团2006年从光伏制造起家获得斐然成绩，在2011年成功上市后，迅速进军光伏电站投资开发、EPC运维，光伏金融、智慧能源等领域，并取得骄人成绩，成为中国光伏行业全产业链布局的代表企业之一。但早上在2017年中国光伏发电最辉煌的时候，爱康就开始反思，发现全产业链扩张并不适合中国光伏的未来，特别是民营光伏企业。于是早在2017年就开始针对转型进行了一些列准备与布局，开始接触各大国资能源集团，协商电站出售与转型事宜，明确了“低负债、高流通、轻资产”的阶段性目标，并在此基础上形成并发布了聚焦“智造高效新能源”——专注高效智造、价值化服务、海外平台布局的企业新战略。

　　2018年531新政前20天，爱康先见性的与浙能签署了电站资产出售的战略框架协议，531之后不到3个月，行业还在一片恐慌之时，就率先与浙能签署正式的电站资产出售相关协议。这一切正是爱康提前布局，主动进行战略转型的结果。

　　目前中国下游光伏的风云变化，不仅是光伏企业的无奈求生之举，而更多的是理性、科学的主动战略转型。

　　国资能源集团，作为国家能源基石力量，无论从资本市场、还是能源管理调配的角度，中国光伏发电这个新生之树，在长成参天大树、遍布千家万户之前，都还需要他的悉心呵护。所谓能力越大、责任越大，希望国资能源集团能够勇敢担负起中国光伏发电、低碳中国的历史重任！

　　展望中国光伏未来，国资大型能源集团、民营光伏制造企业、全国与地方性系统集成与运营服务商、中小型经销商、民间资本等，将充分发挥各自优势、弥补弱点，携手共迎中国光伏新辉煌！

光伏技术推动着安装成本越来越低，到2019年底，中国预计将建成220GW光伏发电装置，不只是地面光伏电站，分布式光伏电站，还有越来越多的户用、工商业屋顶也将安装太阳能电池板。

当光伏发电已经不再是遥不可及的高科技产品，也不再是想象中的能源，越来越多的人开始近距离接触光伏产品，拥有、管理、运营，或是在光伏电站工作，最次的，隔壁老王家可能装了光伏系统。这确实令人振奋，因为我们需要更多的绿色能源。

但是，你可知道这种新型的发电形式对于消防安全是一个严峻的考验，对于消防员（或是见义勇为的灭火者）来说更是闻所未闻的挑战吗？

行业专家普遍认为：光伏电站的消防安全或许和他们平时受到的训练完全不同，必须以不同的方式对待带有光伏系统的建筑或电站。

1.光伏消防安全不容忽视

自光伏系统出现以来，光伏相关的火灾就接二连三。看上去都是玻璃、金属边框的光伏系统，其实存在着各种安全隐患。

a.光伏系统的材料

貌似都是金属部件、玻璃等无机物，但事实上光伏发电的关键部件 - 组件（电池板），传统的单玻组件只有Class-C的消防等级。光伏产品中可以燃烧的材料包括组件封装材料、背板、接线盒、硅胶、电池片、导电胶、电缆绝缘层、电气箱和逆变器中的各种元器件、线缆等。在起火时，这些材料都是可燃物。

b. 光伏所有的部件都是电气系统的一部分

只要是电气系统，就有因为电流而起火的风险。随着光伏技术的进步，光伏产品的功率等级和电流电压不断提高，光伏系统从最初的600V设计提高至1000V，现在又在向1500V转型，更高的电压更容易导致起火；高效电池的出现，让电池片产生的电流更高，经过汇流等措施，更高的电流会导致系统温度上升，导致起火；安装的普及导致组件运行发电的环境不受控，因为阴影或电池质量问题带来的热斑效应，或是环境本身起火而导致起火；电站设计安装的不规范，如未做好有效接地、使用不合格产品等导致的起火等。

2.光伏消防与普通消防不一样

最大的不同：带电

光伏电站着火与普通的工厂或民用建筑、普通电站、或仓库等其它火灾最大的不同之一在于前者一直处于带电状态。

普通的房屋失火时可以很方便地做好断电等电气隔离，即便是电站起火，只要把发电机组停掉就可以。而光伏电站着火时，电站本身一直处于发电状态，只要有阳光照射，无论是否与外部电路隔绝，整个系统依旧是带电的，而带电又会助长火势，并对现场人员如消防员产生威胁。

所以，我们经常看到的屋顶光伏电站灭火情景是：消防员远远地用水龙将火势控制住，不让火势蔓延到其它地方。而已着火的区域就只能让它烧光了。

第二点不同：火势

光伏电站着火与其它火灾第二点不同之处在于，它可能不是由外在火源引起的，而是自身运营过程导致。由于光伏产品的材料尽管阻燃等级较低，但毕竟不是易燃物，没有外在火源时有的时候火势并不是很大，而且范围有限。而正是这样，会让很多人误以为凭借自己的能力就足以灭火，而最习惯的灭火方法就是用水。这恰恰是比光伏电站火灾更大的风险。

3.光伏消防已经无处不在

随着光伏的普及，人们对光伏的存在已经不再好奇，更多人在关心自己是否也能拥有一套光伏发电设施，并为自己带来效益。因此，现在的光伏设施，可以说是随处可见。

而在技术成熟之前的普及，必然会有行业快速扩张带来的质量风险，业主盲目投资带来的性价比风险，非专业安装运维带来的系统风险，等等。

因此当全球户用光伏和工商业光伏普及之时，光伏消防已经无处不在。

4.光伏消防的基本原则建议

光伏电池板需要消防人员采取一些额外的预防措施。

a. 尽可能做到断电隔离

断电隔离最主要的原因就是这些光伏组件系统中的高电压。组件本身可能是完全无害的，但组件内部有电池，只要有光，不只是明媚的阳光，哪怕是如阴天的弱光，电池都在产生电流。这意味着消防员将冒着巨大的风险靠近这样的建筑，并向他们喷水。

因此，断电隔离最根本的做法是让这些组件不要发电。对于小规模的电站，如户用光伏，可以准备一些能阻隔光照的防火毯，或者不透明的不燃物盖在组件表面。但这对于稍大一点的电站，就很难实现了。

那么如果不能做到让光伏阵列停止发电，也务必让光伏组件发的电不能传输出来。

让组件发的电不能传输出来，就需要在输电线路中尽可能靠近组件的位置断开线路，这样才能给消防员更大的安全活动空间。

这就需要在设计规范中要求必须有一个紧急开关，在那里消防人员和技术人员可以很容易地到达。这种设计就有点类似于电动汽车，电动汽车也有一根切断电缆或某种紧急开关来断开电池。

太阳能电池板的紧急开关通常在主断路器盒内，通过物理方式断开系统，可让人员安全接近。但目前的设计规范，并未强制要求在光伏电站设计中的组件发电端加装断路保护开关，相反，为了尽可能减少串联电阻，从光伏组件到汇流箱到逆变器往往需要尽可能减少接头或开关。

这个时候，组件级关断的优势就显现出来了。通常对于采用微型逆变器的户用光伏系统，在发生火灾的同时微型逆变器可以在组件发电源头实现输电线路切断。

b.谨慎靠近起火的光伏电站

靠近起火的光伏电站，不仅是前述的触电风险，尤其是在没有断路设备并已经大量洒水的情况下的触电风险，还需要考虑一些物理性的因素，包括：

-建筑物的承重问题：屋顶太阳能电池板及其安装支架可能相当重，建筑物加装光伏后的承重能力就会降低，本来是经过设计院计算还能承受，但问题是，火灾可能进一步削弱建筑物的结构和承重能力。此时消防员在评估爬上屋顶是否安全时必须考虑到这一点，即使结构本身看起来仍然足够坚固。

-在光伏建筑一体化的设计中，光伏电池板本身可能成为一种屋顶结构。在彩钢瓦结构的屋顶光伏，电池板的固定可能不如平屋顶光伏支架结构那么牢固。人员接近的过程中更需要考虑建筑物及光伏系统的牢固性，不能轻易攀爬或在组件下方行走。

-平屋顶上装的光伏系统还可能有绊倒的危险。光伏系统的支架、线缆、桥架等可能地面（或屋顶地面），火灾产生的浓烟或许由于女儿墙的遮挡不易飘散，让人看不清地面的线缆等光伏部件。

安装的光伏组件可能紧贴表面，但实际上会有一定的向南倾斜度，并不是平的。在电池板边缘或电池板上面行走就会有滑到、绊倒的风险。很多时候为了尽可能多安装，光伏系统间留下的行走空间可能有限，在正常维护运营的时候这个空间可能足够了，但在发生紧急情况时这个空间可能会成为很大的问题。

【结语】

互联网上有这样一个说法：如果是屋顶光伏电站着火，因为对光伏的不了解，消防员会远远地用水灭火，直到完全烧干净。

事实上，光伏火灾只要措施得当，火灾的损失是很容易控制在最小范围内的，除非有外部极其危险的火源。

这就需要开始建立一套完整的光伏消防安全管理和培训体系，并对光伏系统设计中的消防要求作出具体的规定。而目前只能参照《建筑灭火器配置设计规范》、《火力发电规范》、《家庭屋顶光伏电源接入电网技术标准》、《家庭屋顶并网光伏系统》的有关规定的要求来设置消防设施和设计电站。

据了解，只有安徽省出台了地方标准《建筑光伏系统防火技术规范》，要求设计快速关闭装置能控制断开建筑光伏系统直流和交流电路。在平价上网即将到来之际，在更大规模的电站投资到来之前，光伏消防安全技术、法规体系建设必须未雨绸缪。

光伏电站着火后，需要注意哪些问题？

1.使用化学干粉灭火剂(磷酸铵盐干粉灭火剂、磷酸铵盐干粉灭火器)不使用泡沫灭火剂或水对光伏发电设备进行灭火。

2.用化学干粉灭火器灭火时，电压为10kV及以下者机体、喷嘴及带电体的最小距离不应小于0.4m，电压为35kV及以上者不应小于0.6m。

光伏电站高压电气设备或线路发生接地时，室内扑救人员不得进入距故障点4m以内;室外扑救人员不得接近距故障点8m以内，进入上述范围时，必须穿绝缘鞋(耐压等级10KV以上)，接触设备外壳和构架时，应戴绝缘手套。

3.如果请求消防人员支援扑救，应对消防人员做出提醒，屋顶光伏设备仍带电，暂时无法切断直流侧电源。

日前，国家能源局发布2019年上半年光伏发电建设运行情况，截至2019年6月底，全国光伏发电累计装机同比增长20%，全国光伏发电量1067.3亿千瓦时，同比增长30%。在补贴新政落定后，我国光伏依然发展迅猛，今后的发展市场化导向更明显。

　　今年3921个项目取得补贴资格

　　今年5月，国家能源局启动了2019年光伏发电国家补贴竞价项目申报工作，并于7月份公布了2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果。截至7月1日，全国共有23个省份（吉林、黑龙江、福建、海南、云南、甘肃、新疆、西藏和新疆建设兵团未申报）组织4338个项目申报光伏发电国家补贴竞价。

　　2019年拟纳入国家竞价补贴范围的项目覆盖22个省份，共3921个项目。根据国家对光伏发电项目国家补贴竞价的规定，纳入国家补贴竞价范围项目名单只是取得了补贴资格，项目最终能否享受国家补贴，还要以是否按《通知》要求按期全容量建成并网为准。国家将根据项目条件落实和建设实施等实际情况，做好名单动态跟踪管理。对于逾期未全容量建成并网的，每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时；在申报投产所在季度后两个季度内仍未建成并网的，取消项目补贴资格。

　　光伏产业仍有巨大发展空间

　　自2009年第一个光伏特许权项目获批，距今整整十年。国家发改委能源研究所研究员王斯成在今年上半年的一次研讨会上表示，十年来，中国光伏仍取得了值得骄傲的成绩。从制造业来看，2018年中国光伏全产业链产品在全球市占率分别为：多晶硅占57.8%，硅片占89.6%，光伏电池占72.6%，组件占72%。从市场看，2018年国内市场新增装机44.3吉瓦(GW)，占全球市场的38.5%。从成本看，过去10年光伏组件、系统、和上网平均电价下降了90%以上。从产业规模看，年产值5000亿人民币，就业人口250万，2018年光伏装机占比9.2%，发电量占比全国发电量2.5%。

　　记者通过查阅资料发现，近年来光伏发展日趋理性，补贴逐年退坡，行业市场化导向明显。2013年，中国正式实行光伏电站分区域的标杆上网电价政策，并对分布式光伏发电项目实行电价补贴政策。同年规定，为尽早实现光伏平价上网，自2013年以后开始逐年下调标杆上网电价。经历四年的电价调整，2018年的标杆电价已分别下降38.89%、31.58%、25%（光伏扶贫项目并不在电价、补贴下调的范围内）。

　　工业和信息化部电子信息司副司长吴胜武在参加今年7月的研讨会时表示，在最终确定光伏政策后，预计国内需求将在下半年反弹， 2019年光伏新增装机容量可能超过40吉瓦(GW)。

　　业内人士分析，未来30年，全球太阳能光伏行业都将会有巨大的发展空间，各国可再生能源发展都将在能源总消费的占比中日益重要。降本增效成为光伏行业趋势，未来中国光伏产业全球竞争力将不断增强。