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光伏的弊端范文1
南京医科大学第二附属医院泌尿外科，江苏南京 210011
[摘要] 目的 比较分析经输尿管镜钬激光碎石术（USL）和后腹腔镜输尿管切开取石术（RLU）治疗输尿管上段结石的临床疗效。方法 2010 年1 月—2013 年7月该院收治的45例输尿管上段结石患者随机分为USL组（25例）和RLU组（20例），USL组患者采取USL治疗，RLU组患者采取RLU治疗，比较分析两组患者手术成功率、手术时间、术中出血量、术后住院时间以及并发症情况。结果 USL组患者手术成功率为84%，RLU组患者手术成功率为95%，组间差异有统计学意义（P<0.05）；USL组患者手术时间、术中出血量、术后住院时间分别为（30.6±13.10）min、（12.21±6.51）mL、（4.36±1.41）d，RLU组患者手术时间、术中出血量、术后住院时间分别为（57.00±17.35）min、（22.19±8.99）mL、（7.7±2.03） d，组间差异有统计学意义（P<0.05）；USL组患者术后并发症发生率为12%，RLU组患者术后并发症发生率为5%，组间差异有统计学意义（P<0.05）。结论 RLU治疗输尿管上段结石手术成功率高、并发症少，而USL具有术中出血少、手术时间短，住院时间少等优点。
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关键词 ] 输尿管镜；钬激光；后腹腔镜；输尿管结石
[中图分类号] R699
[文献标识码] A
[文章编号] 1672-5654（2014）12（b）-0163-02
[作者简介] 薛珺（1978-），江苏镇江人，硕士，主治医师，研究方向：泌尿系结石。
随着手术微创技术的不断进步，在治疗输尿管结石时微创手术已逐步取代开放式手术，目前经输尿管镜钬激光碎石术（ureteroscopic holmium laser lithotripsy, USL）和后腹腔镜输尿管切开取石术（retroperitoneal laparoscopic ureterolithotomy，RLU）是治疗输尿管结石较常见的微创手术方式[1]。但在治疗输尿管上段结石时，因术中结石会上移而降低手术成功率[2]。2010 年1 月—2013 年7 月该院收治的45例输尿管上段结石患者，该研究分别采用USL和RLU进行治疗，比较其临床疗效，现报道如下。
1 资料与方法
1.1一般资料
输尿管上段结石患者共45 例，均为单侧输尿管结石，左侧25例，右侧20例。结石最大直径8~20 mm，病程4~16 周。其中2 例曾行体外冲击波碎石术治疗一次，5 例曾行体外冲击波碎石两次或以上，随机分为USL组（25例）和RLU组（20例）。USL组男性19例，女性6例，平均年龄为（44.80±13.00）岁，结石长径平均为（1.41±0.47）cm，结石横径平均为（0.64±0.18）cm，输尿管直径平均（2.05±0.42）cm；RLU组男性16例，女性4例，平均年龄为（45.90±12.85）岁，结石长径平均为（1.64±0.39）cm，结石横径平均为（0.73±0.22）cm，输尿管直径平均（2.28±0.50）cm。术前全部患者通过泌尿系超声、泌尿系CT平扫或静脉肾盂造影（IVP）等检查，提示输尿管梗阻明显，合并中、重度肾积水，输尿管梗阻段无明显扭曲，同时排除合并高血压、糖尿病、脓肾、肾功能不全等其他疾病，无手术禁忌症。两组患者一般临床资料差异无统计学意义（P＞0.05），具有可比性，详见表1。
1.2手术方法
1.2.1 USL组 腰麻联合硬膜外麻醉下，取截石位，调整至头高脚低位，选用Wolf 8/9.8 F 硬性输尿管镜、爱科ACU-H2C钬激光碎石系统、电视摄像系统等设备。置入硬性输尿管镜至膀胱内，寻找输尿管开口，在50 mL注射器低压冲水辅助下，3F输尿管导管或斑马导丝引导采用“下压、上挑”进入输尿管，缓慢进镜至结石下方，撤出输尿管导管或导丝，置入钬激光光纤，从结石边缘按“蚕食法”将结石打碎。术中将结石碎片碎至1~3 mm，以利于术后结石排出，碎石后留置双J 管一根，出院前复查KUB明确结石残留及双J管位置情况，术后2 周，复查结石排净后拔除。术后视术中尿液混浊程度及有无发热等酌情应用敏感抗生素1~3 d。
1.2.2 RLU组 患者全麻下，健侧卧位，于腋中线髂嵴上2.0 cm腋后线肋缘下（A点）横行切开皮肤2.0 cm，分离肌层，切开腰背筋膜，伸入食指于钝性分离并将腹膜推向内侧。经该切口放入自制气囊，充气700 mL，保持3 min，建立腹膜后腔隙。取出气囊，置入观察镜鞘和观察镜，监视下于腋后线（B点）、腋前线肋缘下1 cm（C点）作穿刺，分别置入5 mm镜鞘和10 mm套管。腹膜后腔充入CO2气体，气压维持10~15 cm H2O柱。B点和C点置入操作器械。于腰大肌前内侧作钝性分离，找到并游离输尿管上段结石部位，于输尿管粗细交界处可触及结石，控制结石上方以防结石上移肾盂，切开结石上方输尿管，钳出结石，自输尿管切口置入输尿管双J管。可吸收线缝合输尿管切口。结石装入标本袋取出。自C点置入伤口引流管。撤除套管，缝合通道筋膜及皮肤。术后留置导尿管1周，双J管2~4周拔除。
1.3 观察指标
比较分析两组患者手术成功率（USL组无直径＞3 mm结石残留及直径＞4 mm结石上移至肾内为治疗成功；RLU组结石一次性取净为治疗成功）、手术时间、术中出血量、术后住院时间以及并发症情况。
1.4 统计方法
采用spss 21.0统计软件进行统计学处理，计量资料的比较采用独立t检验，计数资料构成比采用χ2检验。
2 结果
USL组患者手术成功19例，一次成功率为76%，RLU组患者手术成功20例，一次成功率为100%，RLU组患者手术成功率高于USL组，组间差异有统计学意义（P<0.05）；USL组患者手术时间、术中出血量、术后住院时间分别为（30.6±13.10）min、（12.21±6.51）mL、（4.36±1.41）d，RLU组患者手术时间、术中出血量、术后住院时间分别为（57.00±17.35）min、（22.19±8.99）mL、7.7±2.03 d，USL组患者手术时间、术中出血量、住院时间均少于RLU组，组间差异有统计学意义（P<0.05）；USL组患者术后并发高热4例，给予抗生素素治疗好转，1例出现肾绞痛，对症治疗症状缓解，并发症发生率为20%，RLU组患者术后无一列并发症出现，发生率为0%，组间差异有统计学意义（P<0.05）。详见表2、表3。
3 讨论
治疗输尿管上段结石的方法较多，例如开放式手术、体外冲击波碎石术（extracorporeal shock wave lithotripsy，ESWL）、经皮肾镜碎石取石术（percutaneous nephrolithotomy lithotripsy，PCNL）、经输尿管镜钬激光碎石术、后腹腔镜输尿管切开取石术等，在诸多的治疗方法中，哪种方法为首选方法尚存争议[3]。目前经输尿管镜钬激光碎石术和后腹腔镜输尿管切开取石术是治疗输尿管上段结石较常见的微创手术方式[1]。该文对两种方法进行了比较研究。
近年来，随着腹腔镜技术的发展，后腹腔镜输尿管切开取石术成为治疗输尿管上段结石的一种有效治疗方法，该方法有术野放大作用，能够很好辨认术中血管及周边脏器的情况从而避免损伤引起的并发症，且术后患者疼痛少，近年得到广泛应用[4]，该研究中经后腹腔镜输尿管切开取石术一次性手术成功率为100%。但后腹腔镜输尿管切开取石术不是利用人体自然腔道，手术创伤仍较大[5]，该研究经后腹腔镜输尿管切开取石术治疗的患者，手术时间、术中出血量、术后住院时间分别为（57.00±17.35）min、（22.19±8.99）mL、（7.7±2.03）d，多于经输尿管镜钬激光碎石术组，这与施华娟等[4]学者研究结果基本一致。对于此方法，我们认为如何准确找到输尿管是手术成功的关键，必须比较熟悉腹腔镜下腹膜后间隙的解剖学特点，术中以腰大肌、肾下极及腹膜腹壁交界线作为标志，将输尿管于肾下极平面分离出，同时须注意分离过程中防止结石上移。另外成功留置双J管也是该术的一个关键操作步骤之一。
随着输尿管镜技术的发展，目前已成为治疗输尿管结石常用方法之一，其具有创伤小、出血少、术后恢复快、住院时间短等特点，是输尿管中下段结石治疗的首选，但位于上段结石容易发生上移或因输尿管迂曲、狭窄致上镜困难，成功率不高[6]，钬激光具有组织损伤小、出血少、一次性碎石率高、痛苦小、恢复快等优点而被广泛应用[7]，该研究经输尿管镜钬激光碎石术组患者，手术时间、术中出血量、术后住院时间分别为（30.6±13.10）min、（12.21±6.51）mL、（4.36±1.41）d，均少于后腹腔镜输尿管切开取石术组，但该方法一次性手术成功率为76%，低于经后腹腔镜输尿管切开取石术组，主要原因为结石上移以及进镜困难，这与田丰等[5]学者研究结果基本一致。有效防止结石的移位及提高进镜技术，可能会有效地提高碎石效率，对此，应进一步进行相关研究。
总之，在输尿管上段结石的治疗上，后腹膜输尿管切开取石术和经输尿管镜钬激光碎石术均是治疗输尿管上段结石的有效手术方法，两者各有优缺点，后腹膜输尿管切开取石术治疗输尿管上段结石手术成功率高、并发症少，而经输尿管镜钬激光碎石术具有术中出血少、手术时间短，住院时间少等优点。
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参考文献]
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[3] 曹志彬,郑贯忠,陈建国,等.后腹腔镜下取石与输尿管镜下钬激光碎石治疗输尿管上段结石的比较[J].现代泌尿外科杂志, 2009,14(1):65-66.
[4] 施华娟,耿和,张涛,等.输尿管镜钬激光碎石术和后腹腔镜输尿管切开取石术治疗输尿管上段结石的临床疗效比较[J].现代生物医学进展,2013,13(10):1941-1943.
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[6] Cui Y, Cao W, Shen H,et al. Comparison of ESWL and ureteroscopic holmium laser lithotripsy in management of ureteral stones[J].PLoS One,2014,9(2).
光伏的弊端范文2
这是纯粹的贸易或投资问题吗？是简单的遵守规则和公平竞争问题吗？可以是，但似乎也不完全是。
10多年的WTO“接轨”期过去了，中国在融入世界经济过程中仍然被一些国家另眼相待，在国际贸易和跨国投资中，意识形态和制度因素已经不是若隐若现，而是直接摆到了桌面上。而正是这些制度性因素，成为了中国企业国际化中的根本性制约。
体制性之因
对于一系列的“威胁国家安全”事件，各种解读和评析已经足够多了，但基本集中于抨击对方如何以规则之名行壁垒之实、如何以安全之名行阻击之实、如何以市场公平之名行制度歧视之实，而对于中国企业自身的反思，却甚少提及。
仅仅是意气用事地指责对方是不够的，不但不能解决问题反而恰恰掩盖了问题。
笔者在多年的对外贸易和国际投资研究中，做过很多案例调研，发现几乎所有涉及国家层面的贸易和投资纠纷，背后都有着或多或少、或直接或间接的体制性制约因素。
这种制约因素，从国际角度来说，就是国家间的制度冲突问题。美欧之间、美日之间，也有贸易或投资纠纷，也会在世贸组织里打官司，但不会影响到这些国家之间的政治甚至盟友关系，他们的纠纷也仅止于贸易、投资层面。
但是，在中国与这些国家发生的纠纷中，就不是那么纯粹的贸易或投资问题了，往往涉及体制层面。所以，中国处理此类纠纷的难度也就大得多，中国的对外贸易和对外投资面临的国际环境也就困难和复杂得多。
在诸多中国企业受挫的背后，一些国家可能存在压制中国发展的企图。但与此同时，我们也应该思考，中国在对外贸易和跨国投资中，是不是存在某些体制性因素造成的弊端，这些弊端也制约了中国的贸易和投资收益，乃至直接导致亏损和失败？
毋庸置疑，中国的市场经济还没能与世界经济实现完全的无缝对接。在国内，还可以用“中国特色”予以解释，但到了国际市场上，则往往被严苛对待。这迫使我们思考，在国内大张旗鼓、名正言顺做的很多事情，放到国际贸易或对外投资中去，是否就是正确的、合乎规则的？
比如光伏产业，美国、欧盟指责中国作为重点发展的新能源产业，各级政府从一开始就采取了大量优惠、鼓励政策，包括融资、税收、土地等等方面，结果导致光伏产业投资急剧增加，产能严重供过于求，不得不在国际市场上靠低价争夺份额。造成的直接后果是，国内光伏企业债务高企，开工率严重不足，许多企业都濒于倒闭或已经处于破产境地；在国外则遭遇了多个国家的反倾销、反补贴调查，国际市场也岌岌可危。
光伏产业的情况并不是孤例，而是普遍现象。多少年来，在国内，许多地方要发展经济，政府主导、政策扶持就成为必然的、核心的内涵。新能源汽车、生物制药、电子信息乃至动漫等等国家鼓励发展产业，固然可能快速催生、养大一个产业，但如果企业过度依赖政府的扶持政策，首先将很难形成真正的市场竞争力，国际竞争就难；其次是必然引发贸易争端。光伏产业如此，其他产业也如此。
企业的意识
跨国投资亦是如此。在目前的市场环境中，中国企业养成了很多不好的习惯和意识。而这些习惯和意识，在国外的投资中极可能形成致命隐患。
比如，中国的很多对外投资项目栽在了劳工问题上，并且是前仆后继，从1980年代一直到目前，企业包括一些国企和上市公司。难道这些企业对外投资都不做可行性研究，不知道外国的劳工法有多厉害？即使公司的高管们不知道，律师肯定也会告诉他们，但依然没有引起足够重视。在许多中国企业家长期养成的潜意识里，问题不大：员工工资？老板说了算；员工解雇？太简单了，发几个月工资就打发走了……
中国对投资审批的严格在全世界都是有名的。成立企业要审批，投资项目也要审批，极端的例子是投资一个项目要盖上百个公章。但这并没有提高投资的可行性和企业成活率，恰恰相反，严格审批的结果除了寻租泛滥外就是把可行性变成了可批性。别说国企是拍脑袋决策，连民营企业，也把主要精力放在争取政府审批上。这种投资和决策模式到了市场和制度环境迥异的国外，就很容易碰壁。
美国一年外国投资可达3000多亿美元，并非对所有的外国投资项目都要进行审批，否则资金根本进不来；但美国也要求某些并购项目要向美国政府报备，经过美国政府批准。实际操作时，美国只有联邦层面的外国投资委员会、司法部（反垄断）和证券委员会（上市公司并购）几个部门负责监管和审批。
光伏的弊端范文3
近两年，在欧美“双反”调查和产品价格大跌的双重打击下，我国光伏企业陷入重重困境，多家企业濒临破产。今年下半年，多项利好光伏产业的政策陆续出台，光伏企业终于迎来转机。
7月4日，国务院《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，计划到2015年光伏发电总装机容量达到3500万千瓦以上，2013至2015年，年均新增光伏发电装机容量1000万千瓦左右。
光伏发电产业发展潜力巨大，一时间，很多企业又开始跑马圈地。
英利：计划两年后进入国内下游发电前两名
目前，我国的光伏电站主要分为两类，大型地面电站和分布式光伏电站。大型地面电站又叫集中式光伏电站，主要建在西部的戈壁荒漠地区，充分利用其土地资源和太阳能资源，通过接入电网向外输出电量；分布式光伏电站是依附建筑物的表面（如墙壁，屋顶等）建设的小型光伏电站，一般为自发自用，用不完的电量也可以通过并网实现外送。
8月30日，国家发改委《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，对大型地面电站实行分区域的上网电价政策，根据光照条件的不同，全国三类资源区分别执行每度0.9元、0.95元、1元的上网电价标准；对分布式光伏发电项目每度补贴0.42元。
英利集团是2012年全球光伏组件出货量最多的企业。目前，英利以光伏组件生产制造业为基础，正在积极向下游拓展，大力发展光伏发电产业。8 月5 日，英利集团召开誓师大会，公布了进军光伏发电市场的新举措，计划要在两年后进入国内下游发电前两名。
英利集团副总裁赵志恒表示，在光伏产业的整个价值链中，上游的光伏组件制造业的增加值较低，下游光伏发电产业的增加值较高。进入下游产业，对英利来说，一方面可以消耗自有产能，提高产业增加值；另一方面也是跟着国家的政策导向走，能获得更多的信贷支持。
英利集团设定的目标是，到2017年完成1500万千瓦至1700万千瓦装机容量，届时，布局地面电站所需要的土地资源将超过15万亩，总投资额也将超过千亿元。从2013年4月6日开始，英利集团董事长苗连生带领英利团队已经开赴云南、广西等地进行考察及电站选址。
国家：力推分布式光伏电站
赛迪智库电子信息产业研究所工程师江华告诉《中国经济周刊》，相比大型地面电站，国家更希望推广分布式光伏电站。
江华分析指出，首先，分布式发电的主要特点是就地消纳，能减少远距离输电的损耗。大型地面电站主要分布在西部地区，工业比较落后，所发的电量不能就地消纳，只能远距离输送，需要增加输变电投资。其次，分布式发电是在零售电价基础上进行补贴，对国家而言，可以实现补贴资金利用效率最大化。最后，随着电力体制改革的深化，电力市场主体更为多元化，而分布式发电为多样化的电力市场主体提供了自由选择的空间。
为了鼓励分布式光伏发电建设，8月9日，国家能源局《关于开展分布式光伏发电应用示范区建设的通知》，公布第一批分布式光伏发电示范区名单。该批名单涉及7省5市、总共18个示范区项目，横跨2013—2015年、装机容量共计1823兆瓦（1兆瓦等于1000千瓦）。
英利集团看准分布式光伏发电是国内的主要发展方向，于2013年3月成立分布式电力投资管理公司，开启分布式光伏电站建设进程。在国家能源局公布的第一批分布式光伏发电示范区名单中，英利集团投资的河北保定英利新技术开发区榜上有名。
苏州保利协鑫光伏电力投资有限公司是保利协鑫（03800.HK）旗下从事大中型光伏电站开发、投资、建设和运营的业务板块，目前也正在积极申请分布式光伏示范区项目。苏州保利协鑫光伏电力投资有限公司副总裁顾华敏告诉《中国经济周刊》，“第一批分布式光伏示范区的名单中只有18个项目，我们没有申请。目前，我们在申报苏州和南京的高新区的项目，争取进入示范区的第二批名单中。”
企业：更青睐大型地面电站
虽然国家希望推广分布式光伏电站，但对于企业来说，他们更看重大型地面电站。
根据英利集团的规划，到2017年完成1500万千瓦至1700万千瓦光伏电站装机容量，其中1300万千瓦至1500万千瓦是大型地面电站，只有200万千瓦是分布式光伏电站，分布式光伏电站的规模占比不到15%。英利集团宣传部副部长王志新告诉《中国经济周刊》，大型地面电站的规模都比较大，投资收益稳定，综合经营效率高，更容易受到企业的青睐。
保利协鑫也存在类似的情况。顾华敏坦言，虽然保利协鑫也在积极布局分布式电站建设，但还是更重视大型地面电站的建设，公司大型地面电站的规模是分布式光伏电站规模的10倍左右。分布式光伏示范区的建设难度较大，首先要找到合适的屋顶资源，之后要跟用电企业协商，还要去能源局申报材料审批，这个过程很复杂。
除了项目实施难度大，在经济效益方面，分布式光伏电站也存在较大的不确定性。例如，在江苏，工业企业的电价在每度0.8元～1元左右，加上每度0.42元的补贴，分布式光伏电站的效益能达到每度1.2元以上，比大型地面电站的上网电价0.9～1元要高很多。但是如果用电企业不能持续稳定地生产，用不了那么多的电，分布式光伏电站发电就只能上网，每度电才0.8元左右，效益远不如大型地面电站。
光伏的弊端范文4
摘要：
分布式光伏发电在当前新能源发电中占有重要地位。由于分布式光伏用户的源、荷双重属性，使得现行供电成本分摊方法面临困难。特别在光伏渗透率不断提高前提下，原有激励力度较大的定价方式与补贴政策中存在的弊端日益显现。对此，在介绍分布式光伏发展的基础上，对国内外分布式光伏发电定价方法进行归纳总结，并分析了各方法的优缺点，进一步分别从用户与电网角度阐述了当前光伏定价中存在的问题。在综述上述问题解决方法基础上，对其提出相应的改进与建议，为分布式光伏的持续健康发展提供支持。
关键词：
分布式光伏；定价机制；成本分摊
1分布式光伏的发展概况
面对传统化石能源无法再生、环境污染加剧、世界能源日益紧张的格局，可再生能源利用成为社会的关注焦点。作为取之不尽、用之不竭的可再生能源，太阳能发电以其充分的清洁性、绝对的安全性、供应的可靠性、资源的充足性、巨大的经济性以及稳定的使用寿命与免维护性等优点，在长期的能源战略中具有重要地位。光伏发电技术利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能，已成为世界上发展最快的新能源发电技术之一。虽然高成本目前仍是制约光伏发电发展的主要障碍［1］，但技术进步带来成本下降的趋势较为明显，光伏发电正在日益普及。分布式光伏通常是指利用太阳能发电，发电功率在几千瓦至数十兆瓦的小型模块化、分散式，布置在用户附近的、就地消纳、非外送型的发电单元。国家电网公司的《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》［2］中定义分布式光伏为位于用户附近、所发电能就地利用、以10kV及以下电压等级接入配电网且单个并网点总装机容量不超过6MW的光伏发电项目。根据测算，该范围能涵盖所有的屋顶和光电建筑一体化项目。全球光伏发电项目发展迅速。2011年底全球光伏装机容量约为70GW，截至2015年末则达到227GW，预计2016年全球新增光伏装机可达48～52GW；2011—2015年平均年增长率56.1%，预计2016年年增长率为22.0%［3］。根据24个国际能源署光伏技术工作组参加国的统计数据，全球分布式光伏发电装机量前五的国家分别为德国、日本、美国、意大利、法国。到2010年底，分布式系统的累计装机容量约有23.4GW，占光伏累计装机容量的66.8%。其中，德国分布式光伏发电系统在光伏系统中的占有率为86.6%，日本为97%，美国为68.2%［4］。预计到2020年全球分布式光伏装机容量将达到60GW［5］。我国是全球光伏发电安装量增长最快的国家，目前已成为世界上光伏装机容量最大的国家。《太阳能发电发展“十二五”规划》［6］指明了我国光伏发展的方向，其中明确提出将分布式光伏作为未来国内光伏市场应用的重要领域。截至2015年，我国光伏装机容量及分布式光伏占比的发展情况见图1，可见分布式光伏占比有上升趋势。配合积极稳定的政策扶持，预计到2020年我国光伏安装量有望达150GW，年发电量可达1700亿kWh；分布式光伏装机达70GW，约占太阳能发电总装机量的46%［7］。
2分布式光伏定价及补贴政策
2.1定价方法
一般而言，综合成本法是电价制定的常用方法，它采用以一定规则对未来给定电价计算期内供电总成本进行分摊的方式来定价。例如：美国大部分居民、商业和工业终端用户的零售电价通常采用三部制进行成本计算与分摊：基本用户费用（美元/户）、电量费用（美元/kWh）、容量费用（美元/kW）。其中，基本用户费用包含测量、计费和其他行政工作的成本，它通常采用每户每月缴纳固定费用的形式；电量费用体现供电企业向发电企业购电的成本，有时也会考虑其他成本，如：辅助服务或者传输电能的成本；确定容量费用的基本原则为回收电力系统在发电容量、输电、配电基础设施上的投资。这样的定价方式准确、全面地反映了发电、输电、配电、用电的成本，并进行了合理的分摊。边际成本法是另一种电力市场中常用的定价方法，它是通过生产的微增所产生的成本微增来定价。在竞争的市场中，采用边际成本法可获得最大的社会效益，并能正确反映电能的未来价值，给予用户正确的用电信号。以此为基础，为引导用户改变电力消费的固有模式，提高电力系统运行的效率和可靠性，电力市场中常采用峰谷分时电价（TOU）、实时电价（RTP）、阶梯电价（LEP）、尖峰电价（CPP）［8］等，激励用户参与需求侧响应。上述定价的基本原理在分布式光伏定价中同样适用。
2.1.1光伏净能量计量法
净能量计量法是分布式光伏发电最常见的补偿形式。电网以光伏用户在用电终端节点流入和流出的净功率为依据给予光伏发电补偿。目前美国46个州以及哥伦比亚特区均采取或曾经采用过净能量计量法。这种“能够简单理解和实现”的方法允许具有分布式发电资源的用户以零售电价被补偿［9］。同时，根据不同地区的具体情况，监管者还提供了电价政策的不同选择。例如：在净计量的补偿机制下，结合实际情况，制定不同分级模式的平稳阶梯电价、分时阶梯电价以及实时电价等。
2.1.2太阳能价值定价
太阳能价值电价以分布式光伏发电提供给电力公司的实际价值为原则定价。2012年，美国奥斯汀能源成为第一个用太阳能价值电价法替代净能量计量法的电力公司［10］。2014年，明尼苏达州第一个实现全州推行VOST政策［11］。奥斯汀和明尼苏达州都采用了一种25年期的平均成本电价，其中包括环境影响、对电网及社会的影响等价值因素，而不再基于零售电价计算。换句话说，与NEM不同，VOST考虑并评估光伏发电对电力公司的全生命周期经济价值。VOST是一种新出现的概念，基于价值的分布式发电定价原理的研究正在兴起。文献［12］提出了一种考虑系统成本、金融问题、生命周期和贷款期限等假设的平准化发电成本法（levelizedcostofelectricity,LCOE），评估了光伏技术、融资利率、太阳能资源等不同条件下的全生命周期内的光伏发电度电成本，并进行了技术和经济上的灵敏度分析。这为准确计算光伏发电成本提供了思路，可以为确定太阳能发电的实际价值提供参考，有利于更好地制定分布式光伏定价政策，促进其健康发展。
2.2国外光伏发电补贴政策
各国补贴政策多与本国的具体情况相结合，各有不同特点［13］。德国的光资源条件较差，光伏发电的年利用小时数不超过900h，光伏发电还受土地使用、电网结构等各方面的限制，然而通过补贴政策的实施，德国成为全世界光伏发电应用最成功的国家之一。截至2011年底，德国光伏发电总装机容量达到2470万kW，其中分布式光伏发电系统容量占比近80%，主要应用形式为屋顶光伏发电系统，单个发电系统平均容量仅为20kW。德国光伏发电补贴政策采用差异性、逐年递减的固定上网电价。日本鼓励小容量的光伏发电系统，而不鼓励大容量的光伏发电系统。2009年1月重新启动的住宅光伏补贴政策为7万日元/kW，预算额达209.5亿日元，但同时要求装机容量需小于10kW。而且，如果要享受政策必须达到一定的效率水平，需要获得JET证书和质量保证书，且安装成本需低于70万日元/kW。日本将10kW以上的太阳能发电电价定为42日元/kWh，收购期为20年。美国的补贴政策主要有2种：一种是税收抵免政策，还有一种是直接的现金奖励。居民或企业法人在住宅和商用建筑屋顶安装光伏系统发电所获收益，可享受投资税减免，减免额相当于系统安装成本的30%。消费者购买或安装特定光伏发电产品，每户家庭可获得最高500美元的抵税额。而直接现金奖励则包括部分退款、津贴和系统性能奖励。
2.3我国光伏定价方式及补贴政策
我国居民零售电价是考虑综合成本均摊的一部制电价。对于分布式光伏，倡导就近发电、就近并网、就近转换、就近使用，因此常采用“自发自用、余量上网”的运营模式。我国的分布式光伏系统以工商业设施和公共设施上的并网系统为主，截至2012年底,我国累计光伏装机容量为7GW，其中分布式光伏系统累计装机容量为2.5GW，占比36.4%（主要为“金太阳”补贴项目）［14］。在分布式光伏系统补贴政策方面，主要有“金太阳示范工程”和“光伏建筑一体化示范工程”［15］。这2种政策的补贴方式是国家对于分布式光伏项目进行初始投资补贴，这种补贴方式有效的推动了分布式光伏系统的发展，但是这种补贴方式导致了企业为补贴而建设，大量分布式光伏系统质量和发电量均不能达到基本的设计要求。为引导分布式光伏系统健康发展,国家发展改革委于2013年8月30日出台了《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格［2013］1638号）［16］。通知明确，对分布式光伏发电项目，实行按照发电量进行电价补贴的政策，补贴标准为0.42元/kWh，而分布式光伏的反送电量按照当地脱硫电价收购，价格补贴期限原则上为20年。通过补贴方式的变化，运用价格杠杆来促进分布式光伏发电的健康发展。
3当前分布式光伏定价中存在的问题
3.1对分布式光伏用户的影响
一些研究评估了不同电价机制下安装太阳能发电设备用户的经济效益变化。文献［17］以加利福尼亚州PG&G和SCE电网公司的实际数据为案例进行评估，在结合零售电价的净计量政策下，讨论用户分别选择分时电价与统售电价的总电费节约，这些电费节约包括太阳能发电对同时期电量消费的抵消以及每小时富余光伏发电以零售电价所获的补偿。同时，对其他有潜在补偿作用的电价结构的影响也做了分析，包括基于市场电价分时修正的固定电价、小时市场电价、月平均市场电价等。其中，市场电价（MarketPriceReferent，MPR）采用基于联合循环燃气轮机，考虑运行和固定成本的长期市场批发电价。研究显示，净计量电价制度下用户电费节约最大，而3种替代电价制度中月平均市场电价法的用户收益相对最高，且随光伏出力占峰荷的比重变化而变化。文献［18］在相同案例基础上计算了针对光伏用户的强制性分时电价是否会导致其电费变化。该研究表明，在一定定价水平上，强制性的分时电价比统售电价可为光伏用户节约更多电费，并可能对高消费水平的用户更为有利。类似地，有研究指出分时的净计量电价或者实时电价可以提高光伏发电给用户带来的价值［19—20］。从以上研究可以看出，短期内通过多样的高收益的补贴政策可以带来用户的电费节约，在初期为培育分布式光伏市场发展提供有效帮助；而从长远角度看，分布式光伏用户的PV规模、用电量等都会影响补贴效果的实现，因此用户电费节约存在不确定性，这为评估电价机制的实施效果带来了复杂性，也对光伏电价制定造成不利影响。
3.2对电网及负荷服务公司的影响
随着光伏发电在大电网中的渗透率越来越高，当前分布式光伏定价模式的弊端愈加明显。具体表现为，常用的净能量计量法是一种将电网发电、输电、配电成本捆绑到一起的“每千瓦时”电价，而光伏用户提供电能，但避免了发电、输电和配电成本，太阳能用户这种从用电到发电身份的改变，就造成了一定的成本转移，对电网企业和其他电力用户造成了不公平的对待，从长远来看，不利于电力企业的发展和电力能源结构的改良。以江苏省电力公司为例的一项测算，发现电网公司在分布式光伏并网接入、系统改造、系统备用、电量销售等费用方面损失巨大［21］。文献［22］分析了结合分时电价和尖峰电价的净计量法作用下分布式光伏对负荷服务公司效益的影响。研究表明，在分布式光伏达年峰荷10%的规模下，负荷服务公司在电量电价部分基本收支相抵，而在容量电价和输电部分分别有63%和42%的收入损失，从而造成巨大财务困难。爱迪生电力2013年的一项报告中着重指出了逐步提升的光伏发电渗透率对企业带来的破坏性的经济挑战，即下滑的收入、不断增长的成本以及越来越低的盈利［23］。因此，随着分布式光伏渗透率的不断提高，原有定价模式中的交叉补贴难以实现，新的定价模式有待重新探讨。
4光伏发电定价方法研究及相关建议
4.1光伏发电定价方法
为促进光伏发展，维护光伏用户的利益，可以采用鼓励用户主动参与需求侧响应的方式，从而减少用户电费，增加收益。文献［24］通过鲁棒优化技术建模电价的不确定性变化，描述了一个给定用户以每小时负荷水平响应每小时电价变化的优化模型，从而最小化用户电费。文献［25］提出了一项基于马尔可夫决策理论的优化控制策略来使用户电费最小化。文献［26］使用随机规划和鲁棒优化最小化居民电费。这些方法从用户角度出发，运用自主的需求侧响应策略，均能够增加光伏用户的收益。与此同时，为保证负荷服务公司的利益不受损害，文献［22］呼吁容量电价不应该仅仅基于用户每月用电峰值功率，还应该考虑每小时用户需求与负荷服务公司供电特性的一致性。在光伏渗透率越来越高的状况下，分布式光伏定价方式的改变成为必然。2013年，美国亚利桑那州开始执行每月向太阳能用户增收0.7美元/kW额外费用的政策［27］；在俄克拉荷马州，《参议院法案1456》允许电力公司通过州委员会的管制制定一种部分解耦的价格，向有分布式发电的用户收取更高的容量电价，并且指导电力公司创建新的用户（和电价）分级用于对安装分布式发电的用户更好地分配固定费用［28］。明尼苏达州虽然保持零售价格不变，但允许电力公司实施州内支持的太阳能电价VOST来认可光伏发电生产的价值。在明尼苏达方法下，用户以零售电价从电力公司购买他们所有的电力消费，同时以25年保持不变的VOST价格售卖他们所有的光伏发电。这样可以有效地解耦消费和生产的价格。这种方法的益处在于：如果VOST是基于光伏发电提供给电力公司的实际经济价值确定的，那么电力公司就不会有供电成本无法回收的危险并且可以中立地向用户或其他渠道购买光伏发电能源。然而，因为明尼苏达州VOST是一种均化的价值，在求取这一价值时所做的经济假设如果不正确，则可能导致错误结果。因此，文献［9］中提出一种体现分布式光伏发电对电网实际价值的加权太阳能电价。该模型引入反映光伏实际价值的权重系数矩阵，在一定的渗透率下，以对应零售电价中电量、容量、用户3部分价格的恢复权重矩阵为决策变量，在用户电费变化幅度限制、政策要求等约束条件下最小化光伏引入后电网的损失，从而得到能够随光伏渗透率变化进行调整的太阳能电价。优化后发现，随着光伏渗透率增大，为保证电网效益不受损失，需要提高太阳能电价中容量部分的比重，进而逐步降低“每千瓦时”的太阳能电价。该加权的太阳能电价方法能有效缓解光伏渗透率增大给电网带来的经济压力，然而其在确定分布式光伏实际价值权重时，考虑的是固定的全年平均价值权重，而分布式光伏的波动性使得均化的权重指标不能准确反映分布式光伏的实际价值。因此，该方法有待进一步改进。
4.2改进与建议
加权的太阳能电价在原有电价基础上引入分布式光伏价值权重。该方法通过优化三部制价格系数改变了现有的成本分摊模式，不失为一种有效解决方法。但由于引入的光伏价值权重系数为固定的年均值，因此较为粗略，可以利用微分等数学方法将系数计算的时间尺度精细化，以更准确地反映光伏发电的实际价值。分布式光伏对电网运行的影响与电网运行状况密切相关。为更精确地确定分布式光伏的成本与效益，应对光伏出力与电网负荷的共同作用所造成的电网实时潮流变化予以分析。图2为光伏发电出力与用电负荷关系。其中，第①部分为光伏发电上网电量，第②部分为用户的用电量，光伏发电作为电源，第③部分为用户的用电量，公共配电网作为电源。结合光伏出力与负荷曲线的匹配关系，为了提高整个电网的调度效率，建议采用就地消纳的形式，富余上网电量的定价应以光伏发电对电网的实际价值为标准，采用VOST方法，准确的VOST应由分布式光伏给电网、社会、环境带来的实际价值决定；而以公共配电网作为电源的用电量定价应在零售电价的基础上考虑光伏加入后配电网调度成本的变化。
5结语
随着技术的发展，分布式光伏的预测愈加准确，配电侧调度和监测交互技术愈加成熟，通过分析电网运行成本的变化，准确确定光伏电价构成的基本要素及其所占比重，使实时定价成为可能，在此基础上形成公平合理的新定价方式。目前的需求响应研究主要针对普通用户，而光伏用户具有电源和负荷的功率双向性，对其合理利用可形成更加有效的需求响应策略。创新电价政策、透明化电网信息等，都有助于引导光伏用户科学地参与需求响应，提高能源利用效率，节约电网运行成本，实现电网与光伏用户的互利共赢。
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光伏的弊端范文5
关键词：光伏；企业发展；对策研究
中图分类号：F270 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2014）04-0-02
自上世纪70，80年代石油危机爆发至今，太阳能光伏发电技术受到了更多的关注。我们国家光伏行业虽起步较晚，但在21世纪初不少优秀光伏企业犹如雨后春笋般拔地而起，并蓬勃发展，由于其门槛低，作为国家新兴行业，更有政策的扶持，不论大小规模，人们纷纷投资建厂，扩大产能，只为能分得这一块大蛋糕。
可是好景不长，从2012年起，自美国对我光伏产品启动“反补贴反倾销”调查后，我国对美国光伏产品的出口总额从2012年1月的3.87亿美元减少到8月的0.85亿美元，下降八成，加上欧盟甚至后来的印度也启动“双反”调查，而以欧盟为主的欧美市场是我国光伏产品出口的主要目的地，我国光伏产品出口形势不容乐观，曾今是光伏界的“大哥大”尚德不得不宣布破产，江西赛维LDK正寻求自保之路。这样的大环境下，我国光伏企业发展的问题就全都暴露了出来，这些问题严重影响着光伏行业的发展，并且亟待解决。
一、我国光伏企业目前发展存在的主要问题
1.企业自主研发创新能力欠缺
光伏产业中技术要求最高、难度最大的就是产业链上游部分，而我国在上游领域发展的企业只是少数，发展与国外同类企业相比，生产规模小、相关技术落后而且缺乏竞争力。我国光伏企业普遍呈现产能过剩、规模扩张的特点，但是如果没有相应的先进技术加以辅助，企业依旧难以长久发展。
我国光伏企业同国外同行业竞争者相比，自主研发创新能力较为缺乏，国内创新企业较少，可是技术或者设备更多的是先从国外购买再进行模仿、复制，而模仿、复制的先进技术或设备只能暂时提高企业的经营业绩，一旦国外企业不再提供技术服务或设备，都会对我国光伏企业发展造成严重制约。
2.企业产能普遍过剩
我国光伏行业尚处在成长初期，进入门槛不高，自2008年起我国光伏企业如雨后春笋般迅速增加，生产规模也是不断扩张，但是2012年之后，据相关数据显示，我国光伏企业数量大幅度下降，尤其是小规模企业，可就算大量的小企业退出后，2012年我国的光伏组件产能依旧达到4500万千瓦，而2009年的7倍之多。我国光伏产业产能严重过剩，据相关部门统计，目前全国产业已建立产能合计超过了全世界总装机量。
3.融资环境困难
鉴于目前光伏行业发展前景短期内不容乐观，商业银行将更少可能贷款给企业。不得不说，光伏行业自身的“三高”特点和银行贷款时所考虑的资金安全系数高，盈利效果好等因素相违背，光伏行业风险高，技术高同时收入也高，现阶段想从商业银行获得贷款恐怕很难，就目前而言，都是国家政策性的银行对光伏企业给予帮助，商业银行充其量就是少部分的流动贷款。所以光伏企业目前融资环境困难，亟需解决融资难的问题。
4.过度依赖海外市场
我国光伏企业主要依赖于出口经济，也就是国外市场，而对国内市场近年来才稍加关注。举例来说，以前的产业巨头无锡尚德的光伏组件出货量曾经连续五个季度拔得世界头筹，按理来说，继续发展下去应该更加辉煌，可是国外贸易保护主义一抬头，面对“双反政策”，巨头尚德也无奈选择了破产重组。这种依赖国外市场的发展模式弊端尽显无余，这样的发展终归只能看别人的脸色。
太阳能产业的发展其实还没有到来，我国目前太阳能电力市场还未开发或者说刚刚起步，一旦在国家相关政策支持下建立了电价和上网机制，迎来光伏发电的春天是迟早的事。因此，光伏产业想要健康成长，就得不断发现并解决眼前的问题，这样我们的光伏产业才会走上正轨，稳定发展并成熟起来。
二、我国光伏企业发展困境的相关建议和对策
（一）转变贸易战略，合理充分利用产能
1.转变贸易战略，开拓国内市场
在对外贸易方面，光伏企业应该减少对欧美国家的产品出口，采用并购或新建等方式，将生产基地建立在其他国家，在当地进行生产与销售，或在第三国生产，然后再出口到其他市场，这样可以有效地规避部分国家如“双反”等贸易保护政策，而不是之前那种直接自己生产销售、出口海外的模式。同时，企业还通过对外投资，收购、兼并欧美技术型中小企业等方式，弥补国内在研发和创新上的不足。
目前，开拓国内市场是企业的首要考虑。国内光伏产品的应用领域主要是光伏发电市场，尤其是光伏并网发电，大都集中在西部及边远地区无电或少电的地区，而用电量大的东部地区光伏发电市场很小，应加大宣传，让消费者充分认识、了解光伏产品，培育东部地区光伏发电市场，以缓解用电紧张的局面；同时运用营销策略，扩大国内光伏产品的应用领域与范围。当前民企与国企之间在成本上明显显示出不对称性，这间接地对民营企业进入光伏并网发电领域形成了挤出效应。诸多民营企业应加强与下游电力企业的合作，努力扩大国内市场份额，同时政府也应该予以相关政策支持配合。
2.停止过热发展，重组淘汰过剩产能
在产能过剩没有根本改变的大背景下，中国光伏产业盲目扩张、爆炸式膨胀的时代已结束，将在较长一定时期内处于加速洗牌和行业调整阶段。需要强调的是，目前所面临的企业过剩是相对过剩而非绝对过剩，只要光伏企业调整思路，光伏业仍然是未来的朝阳产业。
近年来以单晶硅为首等产品价格的急剧下降，国外成本费用比较高的大型光伏产品企业破产倒闭，我国诸多企业处于待重组状态，企业破产、兼并重组也成为当今行业发展的一个重要现象。大规模的兼并重组可促成光伏市场结构由完全竞争向垄断竞争的范式过渡，使市场上消失一批恶意拼价格、没有竞争力的品牌和企业，进而改善如今产能过剩的局面。
（二）拓展融资渠道，政府政策支持
1.拓宽融资渠道、创新融资方式
目前，企业提高融资效率的根本途径就是不断改善企业融资方式，开拓并拓宽新的融资渠道。企业应进一步采取审慎的财务管理措施，保持健康的现金流状态。而只有保留足够的现金流，才能吸引更多的贷款及投资。对此，企业应该针对市场需求状况，适当调整对新增产能项目的投入，避免原料和库存积压，尝试用股权置换的形式来合并中小企业，从而努力提高售款的回流速度。同时企业内部财管部门和结算中心也要发挥积极作用，优化企业资本结构，及时调剂资金余缺，进而提高资金运作效率，降低资金使用成本，这样做将会使企业的财务风险有效降低，向金融机构贷款也会有更多成功的可能性。
2.金融机构放宽限制，政府出台相应政策
金融机构可以考虑在保持客户授信基本稳定的情况下，有可能的话进一步提高授信效率，持续保持对光伏产业支持力度的稳定增长。与此同时，地方政府应做好配套的政策出台，协调光伏企业的发展，可以考虑以产业基金的行式，为光伏企业提供以“过桥”资金和风险补偿等支持，同时政府也对大力支持光伏企业的金融机构实施奖励等。
（三）加大核心生产技术研究和掌握
1.加大研发资金投入，掌握核心制造技术
目前，我国企业对光伏技术专利的申请较少，国内光伏企业所掌握的核心领域和关键环节的重要技术也是比较缺乏的。企业应加大研发资金的投入力度，提高自主研发创新能力，掌握核心先进技术。加紧光伏电池与组件封装的专利布局，开发拥有自主知识产权的核心技术和产品，在未来的技术竞争和经济竞争中占据主导地位。
一旦新产品的技术过硬，其产品的质量和附加值随之增加，进而加强品牌建设，提高品牌知名度，提高售前售后服务质量，提高企业核心竞争力。再加上利用规模效应和品牌优势加强对中小企业生产线的兼并整合，进一步降低行业成本，减少光伏产品在生产过程中的材料损耗，提高企业的整体竞争力。
2.人才培养形成机制，加强国外技术合作
最近几年不少高校有了与光伏相关的专业和学院，为企业发展进行“订单式”培养，为光伏企业的发展，培养和积蓄了大批人才，还可每年拿出部分资金建立技术研发中心，高薪聘请国内外光伏产业专家和技术研发人才。
政府应加大资金投入，建立国家级光伏研究中心或研究所，大力培养和引进光伏产业高技术人才，加强与诸如欧洲美国一些光伏产业发展已较为成熟的国家进行技术交流，学习和借鉴别的国家先进生产技术，提高自身技术水平，为我国光伏业发展做出贡献。
三、结束语
2013年8月6日，欧盟委员会批准的中欧光伏贸易争端的“价格承诺”协议正式开始实施，这意味着中欧通过谈判阶段性地解决了因光伏产品而起的贸易摩擦，欧盟暂时不会向中国输欧光伏产品征收“反补贴”税，且对做出承诺的企业不再征收高额反倾销关税。但企业自身必须意识到，如果不进行贸易战略转变，这样的噩梦将再次发生。
总体来说，我国光伏产业依旧在不断发展，遇到的各类问题已经严重影响到产业的成长，无论是企业、政府或者其他相关社会各界，都必须重视起来，只有社会各界相互配合和帮助，我国光伏企业才能够逐步真正做大做强，稳步成长。
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光伏的弊端范文6
核电具有排放低、经济性高、与现行电网兼容性强等优点，备受世人青睐。自苏联1954年建设了全球首座核电站以来，核电开始作为新的能源系统为人类提供电力能源，得到蓬勃发展。特别是20世纪70年代爆发石油危机以来，核电更是得到大规模的发展。
目前核电已提供了全球发电总量的16％，在很多国家，核电占据了相当重要的地位。有16个国家的核发电量占国内总发电量的25％以上，其中法国、立陶宛、比利时等国家的核电占比超过50％，法国甚至达到80％。而日本、德国和美国的核电也分别占据本国电力供应的33％、30％和20％。核电已成为继火电和水电之后，人类主要的电力来源。如今，亚洲和东欧的一些国家也正加速发展核能产业，如我国明确提出将大力发展核电，计划到2020年使核电装机量达到40GW；印度规划到2020年，核发电量要占全印度总发电量的5％-7％；东欧地区的部分国家也纷纷宣布将修建核电站，如波兰、捷克、罗马尼亚等多个国家目前都在考虑或者已经启动了修建核电站的计划。
但核电在带来清洁能源的同时，也存在一些负面因素。核电站的潜在威胁主要在于其核废弃物的放射性，如发电过程中产生的废液和废弃物属于中低放射性物质，其处理方法主要是将其密封好，然后掩埋到地下10-20米的壕沟中。而从核电站反应堆芯中换出来的燃烧后的堆芯则属于高放射性物质，由于含有高放射性元素，其半衰期长达数万年到10万年不等，因此掩埋时需确保其地质条件能够保障处置库至少能在10万年内安全。从技术层面来看，核电的安全系数非常高，但我们也应该看到，核电站事故发生是小概率事件不等于不会发生，而一旦发生，这种危害将会是毁灭性的。人为因素、自然灾害等将使之成为可能，如这次日本爆发的里氏9级地震所造成的多座核机组爆炸事件。苏联切尔诺贝利核电站的核泄漏至今仍令人心有余悸，核泄漏的严重性、持久性威胁，将危及人类几千年文明。
核电令人喜悲交加，一方面核电作为清洁能源，在取代化石能源以缓解气候危机方面将扮演着重要的角色；而另―方面核能所带来的负面作用，切尔诺贝利所带来的灾难成为人们永远摆脱不掉的阴霾。在生存环境和生活质量面前，历史的天平似乎更多的是选择了后者，德国绿色和平组织自20世纪80年代以来一直致力于反对核电的发展，迫使政府作出承诺，将于2020年关闭所有的核电站。美国1979年发生了三里岛核泄漏事件，虽然该次事件没有人员伤亡，但自此核电在美国也进入了冰冻期；瑞典也由于遭受苏联切尔诺贝利电站的影响，于20世纪80年代举行全民公投，准备于2010年陆续关闭所有核电站。除此之外，在主要的工业化国家，核电发展均受到不同程度的阻碍，也使得近些年来，核电在西欧和北美国家的发展停滞甚至衰退。这里面存在生产力过剩和经济衰退的原因，有核废料处理的难题，也有核电厂事故造成核泄露引发民众不满的因素等。
可是，摒弃核电，我们又有什么清洁能源可以选择呢?或许我们需要将目光转向太阳能发电，太阳能以其储量的“无限性”、存在的普遍性、开发利用的清洁性和安全性等优势，已经成为解决能源短缺、环境污染和温室效应等问题的有效途径，是人类社会理想的替代能源。近些年来，随着光伏产业技术的进步和产业化程度的提高，其发电成本不断逼价上网水平。光伏发电已在德国、意大利、美国等欧美发达国家得到大规模应用，有待在电力供应系统中占据更大的份额。在此次日本大地震之后，瑞士、韩国、意大利等多个国家纷纷表示将重审各自的核电站计划，相信太阳能发电将会受到更多的关注与支持。
此次地震使得日本多个核电站关闭，导致日本东北部地区大面积缺电，部分地区电力供应已经停止，这给救援、灾民的生活保障、灾后重建等带来一系列问题。这也暴露出了核电集中供电的弊端――一旦发生大灾难，将导致电力瘫痪。而光伏发电刚好相反，由于光伏发电具有分布式发电的特点，可以安装在居民的屋顶等系统上，自发自用，即使发生灾难，只要屋顶墙壁不倒，且有阳光，电池板就能够提供我们所需的电力。在大电网发生事故时，分布式发电将发挥它应有的作用。因此在此次日本地震之后，人们将会更加注重光伏分布式发电，它在未来光伏市场将会得到更多的发展机遇。
此次大地震导致福岛核电站部分机组发生核泄漏以及化学爆炸，在经过注水冷却处理后，核电站已经报废。面对核电停机导致的上千万千瓦的电力缺口，日本在灾后重建过程中，需重点考虑解决电力供应问题。考虑到传统电源建设周期在2-3年，核电站建设周期更是长达5-8年，且在此次核泄漏后，日本对于建设核电站也将更加谨慎。因此，选择建设周期更短的清洁能源电站以及满足短期停电需求的备用电源，将可能成为日本解决目前能源危机的选择。在可能的替代能源中，水电和风电对选址均有一定的要求，而光伏电站建设灵活性高，建设周期短，只需6个月甚至更短时间，且日本作为全球重要的光伏组件生产和系统安装国，具备快速启动光伏市场的条件。因此，光伏装机将会在日本得到进一步的发展，全球光伏市场也有可能在日本市场的带动下’水涨船高。
