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朱明的演讲得到了参会嘉宾的广泛好评。

做法深化电网接纳能力研究，及时提出发展规模、布局和建设时序建议。国网青海电力依托自身区位价值和资源优势，电网发展布局重心逐渐由传统高耗能产业向新能源产业倾斜，主动开展新能源外送通道市场研究和协调，全力支持海西、海南两个新能源基地建设，深化电网接纳能力研究，及时提出发展规模、布局和建设时序建议。

积极开展外送受端市场需求分析，全力推进外送协议的落实，促进建立跨区跨省外送消纳市场机制。通过积极开展外送受端市场需求分析，全力推进外送协议的落实，促进建立跨区跨省外送消纳市场机制。2016年上半年，通过短期、实时交易，青海实现新能源外送华东、华中1.74亿千瓦时，实现了新能源消纳由以省内市场为主向省内和省外市场并重方式转变，有力推动了青海新能源健康稳定发展;同时抓住省内增量市场，以科技创新为支撑，拓展省外电力市场，提升新能源消纳能力。截至8月底，青海电网全网光伏发电量已达257.97亿千瓦时，较去年年底增加了68.17亿千瓦时。成效上半年，通过短期、实时交易实现新能源外送华东、华中1.74亿千瓦时。

今年以来，国网青海电力公司继续加强新能源入网检测和管理，完善新能源柔性功率控制等技术，积极服务新能源发展，新能源发电量不断创历史新高。十三五期间，国网青海电力将重点对深化十三五能源供需、网源协调、新能源外送消纳等关键问题开展深入研究，超前开展特高压交直流电网、调相机运行机理分析研究，深度挖掘调峰能力，开展黄河上游水电扩机专题研究根据以往的工程经验，国内企业参与投标竞争对降低投标价格是非常有效的。

那么面对国际市场，我国的专有技术公司因缺少工程业绩，尚无法独立参与国际市场竞争，但一些企业已经作为国外企业分包商不同程度地参与了国际光热发电的工程建设。记者：《国家发展改革委关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》指出，核定全国统一的太阳能热发电(含4小时以上储热功能)标杆上网电价为每千瓦时1.15元(含税)，面对上述要求，针对光热发电的槽式、塔式、菲涅尔式及碟式，您认为哪种技术路线未来更具发展前景?孙锐：碟式光热发电不能储热，因此近期公布的示范项目名单里没有碟式。实际上，具体项目的聚光集热系统和储热系统配置要以发电成本最低为原则。仅在9月，先是国家发展改革委公布光热发电标杆上网电价政策，接着国家能源局也公布了我国首批20个示范项目名单，这两则重磅消息意味着我国光热发电号角已鸣，即将迈入新征程。

随着示范项目建设的真正起航，业界对待光热技术国产化和国外引进上应持怎样的态度?您有何相关建议?孙锐：中国的市场是一个开放的市场，对待国外公司、合资企业和国内公司态度应该是相同的。简单来说，采用熔盐作为吸热介质的聚光集热方式对大容量储热最为有利，但不同的聚光集热方式采用熔盐作为吸热介质，所采取的防止熔盐凝结的解决方案不同，在可靠性和经济性上也有很大差别。

光伏发电不仅是发电成本低，而且系统简单、运行维护方便，可以利用屋顶、墙面、水面、山坡等一切可利用的场地装设光伏发电系统。目前已经有一些国外专有技术公司在我国成立了合资企业，并将在第一批示范项目中占具一定的份额。所有企业在遵守国家法律、法规的前提下，平等竞争，优胜劣汰。光热发电的装机容量越大，对电网接纳风电和光伏发电量的能力就越强。

值此2016年首届德令哈国际光热大会期间，电力规划设计总院副院长孙锐接受了记者的采访，对目前业界关注的一些问题分享了他的看法。这些国际合作对提升我国光热发电的技术水平、相关设备及材料的质量都有很好的促进作用。系统配置要以发电成本最低为原则记者：我国光热产业于近期迎来了期待已久的标杆上网电价。您如何看待这次光热电价的出台?孙锐：国家发展改革委出台了我国第一批光热发电示范项目的上网电价，表明了中央政府主管部门对光热发电这种可再生能源发电方式的认可以及坚定不移地支持发展可再生能源发电的态度和力度。

光伏光热不存在谁替代谁的问题记者：与光伏相比，光热发电的优势在于能够储能。记者：针对同属可再生能源的光伏发电和光热发电，未来应如何平衡二者的发展?孙锐：既然光热发电和光伏发电是互补关系，就不存在谁替代谁。

目前化学储能造价高，尚不具备大规模应用的经济性，在西部地区缺少建设抽水蓄能电站站址资源，即使可以建设抽水蓄能电站，在相同的储能条件下，光伏+储能的总成本要远高于光热发电。有观点认为，未来全球光热发电成本的降低主要靠中国的努力，您如何看待这种说法?孙锐：仅就制造成本而言，这一观点是对的，因为光热发电所用的设备和材料绝大部分属于我国过剩产能行业的产品我国在成本上的优势显著;但在光热发电技术方面，国外公司在研发投入和工程实践方面的优势要强于我国。

为了鼓励项目法人采用国内企业的创新技术和产品，国家应对项目法人实行税收减免政策。光热发电适合在太阳直接辐射量高、拥有广阔的未利用土地资源的西部地区，它可以作为电力系统的可靠电源来承担电网的基本负荷，也可作为调峰机组承担电网的高峰负荷。因此，光热发电的发展对所在地区解决弃风、弃光问题是大有帮助的。记者：时至今日，我国部分企业在光热技术上小有成就，这也为国产化涨了几分志气，但这毕竟只是星星之火，尚未形成燎原之势。但是在光伏发电成本不断下降以及储能技术快速发展的形势下，光伏+储能的模式也越来越受到重视，那么未来光热发电的竞争优势还能维持多久?孙锐：我认为光热发电和光伏发电更多的是互补关系。通常情况下，绝大多数项目最经济的聚光集热系统和储热系统配置支撑机组无光照运行时间要超过4小时。

这一举措必将对光热发电产业发展起到重大的推动作用，标志着我国光热发电的工程应用和产业都进入了规模化发展的新阶段。光热发电发展不能忽视国际合作记者：刚刚您也提到了经济性，的确，成本高是目前全球光热面临的一个实质性问题。

国内企业自主开发的技术，经过了试验和工程的成功验证，是完全可以信赖的。记者：纵观全球的光热情况，技术、市场、人才等方面将会出现怎样的合作与竞争前景?孙锐：对于我国的光热发电市场，国际合作是多方位的，如外资独立在我国建立生产制造企业、建立合资企业、提供工程咨询服务等。

近期，光热发电领域捷报频传。而光伏发电更适合于分布式发展，在太阳直接辐射资源丰富的西部地区也可以与光热发电结合发展光伏，但要尽可能地利用山坡等光热发电无法利用的土地。

它们都具有各自的优越性，应用的环境条件也有很大的区别，因此，二者都有很好的发展前景经检验，有6批次产品不合格，不合格项目涉及交流输出侧过/欠压保护、谐波和波形畸变。与去年光伏并网逆变器首次国抽相比，产品抽样合格率提高了14个百分点;产品不合格项次有所减少，不合格项目由去年的5个减少为2个，额定输入输出、功率因数和直流分量项目本次抽查全部合格。近日，国家质检总局公布了2016年第3批光伏并网逆变器产品质量国家监督抽查结果，共抽查了13个省(市)52家企业生产的52批次产品

近日，国家质检总局公布了2016年第3批光伏并网逆变器产品质量国家监督抽查结果，共抽查了13个省(市)52家企业生产的52批次产品。经检验，有6批次产品不合格，不合格项目涉及交流输出侧过/欠压保护、谐波和波形畸变。

与去年光伏并网逆变器首次国抽相比，产品抽样合格率提高了14个百分点;产品不合格项次有所减少，不合格项目由去年的5个减少为2个，额定输入输出、功率因数和直流分量项目本次抽查全部合格容易导致逆变器设定的过欠压保护值超过国家标准的195.5V-253V。

相比之前国家质检总局披露的数据光伏并网逆变器合格率不足80%要好很多，但行业鱼龙混杂，对于厂家来说，僧多粥少及市场竞争残酷是如今光伏市场环境的真实写照，短短一年，逆变器价格就从0.5元/W左右下滑至目前的0.2/元W左右。引用上述说明的表述，这是逆变器行业的普遍做法，难道又是潜规则?笔者费解且担忧。

此前，国家发改委能源研究所研究员、中国可再生能源学会理事王斯成就曾称逆变器部件质量问题占到整个故障率的50%。更有意思的是，在这份说明的最后，该企业表示其产品就此已做出调整，逆变器过欠压保护参数修改到国家标准范围。于国家有关部门而言，应当严格督查，于企业及个人而言，均应按照国家规定标准严格执行，从根本上真正认识到提高逆变器产品质量的必要性。2016年9月27日，国家质检总局公布了2016年第3批光伏并网逆变器产品质量国家监督抽查结果，依据NB/T32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》等标准的要求，对光伏并网逆变器产品的保护连接、接触电流、固体绝缘的工频耐受电压、额定输入输出、转换效率、谐波和波形畸变、功率因数、直流分量、交流输出侧过/欠压保护等9个项目进行了检验。

光伏逆变器作为光伏电站的核心设备，其质量关系到整个电站的收益甚至运行安全问题。可是为什么国内这么多家逆变器企业偏偏只有这几家被题名呢?难道不存在问题的逆变器企业只将产品销往电网质量好的地区?当然不是，最关键的也是行业内老生常谈的技术问题。

就有人问那这怎么办?笔者想说两个字根治。不合格企业包括上海岩芯电子科技有限公司、上海英孚特电子技术有限公司、苏州欧姆尼克新能源科技有限公司、昆兰新能源技术常州有限公司、山亿新能源股份有限公司、浙江海得新能源有限公司、深圳晶福源科技股份有限公司7家。

说到这里，笔者也从多方了解到，国内电网质量参差不齐，在我国的部分地区，确实存在配电变压器容量不足、线路距离较长或负载太大/小等原因，导致电网电压范围较宽，低则达到185V，高则超过270V。但根本上，还是因为行业标准执行力度不够。