过去两年，光伏行业景气度颇高，产能、收入、市值大幅增长，千亿市值环绕，气势碾压风电，群星璀璨靓过锂电，其他传统能源更是“不值一提”。
在“碳中和”浪潮的助推下，光伏企业有点“飘”了。
但是，我们也必须客观认识光伏自身局限性以及当前电力系统特点，理解未来新型电力系统结构，光伏等新能源促进的不仅是能源结构简单变化，而是整个电力及能源系统关系和结构的重构。
01
客观认识光伏的局限性
光伏，作为一种独立的能源，具有鲜明的局限性，这也算是无偿使用太阳光资源的一种“代价”。
光伏的局限性，主要体现在三个方面：一是时间局限性，二是稳定性，三是空间局限性。
一是时间局限性。由于取之于太阳光照，而日均可用时间约4小时，仅占每日时间的1/6，作为独立能源无法覆盖其他5/6时间，尤其是晚间用电高峰。
二是稳定性。由于太阳光照的多变，比如雨雪、多云、沙尘等天气均会影响日间发电，作为独立能源无法提供稳定的电力。
三是空间局限性。光伏尤其是大型地面电站，需要占用较大的土地面积，而土地富裕的区域往往用电较少，而用电较多的工业地区或市区又缺少地面资源，光伏作为独立能源存在明显的空间错配，这也是“弃光问题”的本源。
回顾光伏行业发展过程中的磕磕绊绊，一方面是光伏成本问题，而另一方面正是光伏自身局限性造成的。
如今，光伏成本通过技术进步不断下降，敏感性逐渐降低，但光伏局限性问题反而相对明显了，这就迫切需要通过非技术手段来弥补。
02
正视与火电、储能和电网的关系
在弥补光伏先天局限性的过程中，必须正视三大关系：一是与传统火电的关系，二是与新兴储能的关系，三是与电网的关系。
这三大关系如何相处，直接决定了光伏发展的长度、宽度和深度，也就是给光伏行业发展“加杠杆”。
一、与火电的关系
截至2021年12月底，我国发电装机容量约23.8亿KW，同比增长7.9%。其中，火电装机容量13.0亿KW(占比54.6%)，同比增长4.1%;光伏装机容量约3.1亿KW(占比13.0%)，同比增长20.9%。
2021年度，我国发电量总计81122亿KWh，同比增长8.1%。其中，火电发电量57702.7亿KWh(占比71.1%)，同比增长8.4%;光伏发电量3259亿KWh(占比4.0%)，同比增长25.1%。
可见，无论装机量，还是发电量，我国仍然严重依赖于火电，火电以54.6%的装机量贡献了71.1%的发电量，这就不难理解去年火电波动对整个电力系统的冲击了。
目前，我国的电力峰值负荷在12亿KW左右，截至去年底的火电装机量为13亿KW，现有火电装机基本覆盖，如果火电正常出力，不存在“拉闸限电”问题，这也是我国电力总体稳定的根本原因。
但是，随着新能源占比提高，同时电力需求稳定增长，电力需求结构多元化，峰值负荷还会持续提高，调峰压力会越来越明显，火电在很长一段时间都需要发挥不可替代的“压舱石”作用。
换言之，没有火电的支持，现有电力系统难以保持稳定，光伏、风电等新能源就没有发挥价值的基础。火电作为电力系统“压舱石”的核心地位，还将保持相当长一段时间。
二、与电网的关系
2022年1月，高层领导强调，“要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”。
这个表态，鲜明地指出了光伏以及风电，与火电和电网的共生关系，更是首次强调了特高压的战略价值。
在双碳目标的战略指引下，我国新能源蓬勃发展，但空间传输和消纳已经成为瓶颈，构建新型能源基础设施网络迫在眉睫，特高压作为电力传输骨干的战略地位开始凸显。
特高压在承担电力“广域输送”方面的作用，不言而喻。作为远距离电力输送的重要工具，可以解决新能源发电端和用户端的空间错配问题。
光伏发电和传输消纳，互为前提，缺一不可。如今，光伏的新一轮发展需要特高压，特高压的发展又进一步促进光伏。
可喜的是，高层已经认识到发展特高压，对于促进光伏等新能源的积极意义，我国特高压建设开始加速。
截至2020年底，我国已建成投运“14交16直”共30项特高压工程，核准、在建“2交3直”共5项特高压工程，在运在建35项特高压输电工程，线路长度达到4.8万千米。
“十四五”期间，仅国家电网规划建设特高压工程“24交14直”，涉及线路3万余千米，变电换流容量3.4亿千瓦，总投资3800亿元，其中，2022年计划开工“10交3直”共13条特高压线路。
对比“十三五”期末规模，“十四五”期间特高压线路长度增加超过60%，在压抑多年之后，特高压建设终于走上快车道。
三、与储能的关系
储能对于弥补光伏三大局限性，作用直接，意义重大。
近几年，随着锂电池成本的逐渐下降，具有灵活性的锂电储能应用于光伏具有了可行性，同时随着光伏成本趋于降低，使得“光伏+储能”整体能够体现更好的经济性，可以互相促进，进而推动彼此的发展，达到“1+1﹥2”的效果。
可以预料，储能对于具有一定局限性的光伏以及风电装机目标的达成，乃至“碳达峰”和“碳中和”目标的实现，都具有重要意义，这也是我国近年大力倡导储能的底层原因。
去年7月，国家发改委、国家能源局正式发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出了发展新型储能的目标和路径，成为这一轮储能业务发展纲领性指导文件。
目前，各个地方的储能项目尤其是“光伏+储能”项目正在如火如荼的推进，项目规模不断增加，业务模式不断成熟。
去年以来，由于上游成本因素，光伏系统及锂电储能系统的成本居高不小，短期发展受到一定制约。但是，随着光伏及锂电成本可预期的下降，“光伏+储能”预计很快会迎来较大的发展。
03
保持“光伏+”的开放心态
实际上，随着光伏等新能源的占比提高，与火电、电网和储能的关系正在发生变化，重构新型电力系统，更多是协同，而不是竞争，以共同促进双碳目标的实现。
为此，光伏行业需要正视自身的局限性，保持更加开放的态度，通过多重主体共同支撑，才能充分发挥自身价值，其中既有新兴的储能，也有传统的火电，更有沉重的电网系统。
如今，光伏行业不仅要正视与火电、电网及储能的关系，构建新型电力系统，在从1到N的发展过程中，还面临各种“光伏+”的问题，比如户用光伏如何处理与农户的关系，BIPV如何处理与现有建筑行业规则的关系，光伏资产证券化如何处理与金融机构的关系，等等。
在“光伏+”的过程中，利益平衡尤为重要。
既然是盟友关系，各方是利益共享，而不是争夺，因此要形成与火电、电网、储能等合作方的价值形成或价值补偿机制，包括调峰、调频、消纳等交易机制，避免“有人吃肉、有人啃骨头”的畸形机制，这样才能促进整体的进一步发展。
光伏要最大化发挥价值，在可预期时间内都离不开火电、电网和储能的共同支撑，它们是光伏发展的重要盟友，彼此构成了可持续的新型电力系统。
此外，光伏也要形成更加开放的发展思路，让“光伏+”渗透更多的场景、叠加更多的工具、建立更多的朋友，同时完善利益共享或价值补偿机制，这样才能让光伏的发展空间更加广阔。
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