凉山新闻联播 | “万象耕新 快乐有稻”德昌麻栗开展插秧比赛

显然，李伟认为随着行业不断发展，类似南非同样的发展趋势是肯定可以在中国实现的，而且有可能很快，但他并没有预测出大致需要多长时间。

他们将很多小磷原子放置在碲格栅上，在材料间形成适合的接口，通过不同的原子间距完成太阳能电池。此种创新方法使太阳能电池变得更加高效，更具成本效益。

碲化镉(CdTe)太阳能光伏技术已达到关键里程碑，为太阳能发电与传统发电技术的竞争铺平了道路参会者来自国家发改委国际能源研究所、中国可再生能源学会、水电水利规划设计总院、安徽省能源局、各地设计院及光伏发电上下游企业。中国水资源丰富，湖泊、水库众多，发展水上光伏电站具有不占用土地，避免采煤沉陷区不均匀沉降、减少水量蒸发等优势，可以拓宽光伏应用。针对水面光伏的三大挑战PID、防水防腐蚀、运维，给出了新的解决方案。阳光电源股份有限公司董事长曹仁贤在发言中表示，目前光伏行业面临着限电、土地合规、补贴资金发放周期长、税费等多重风险，利用采煤沉陷区等发展水面光伏，可以避免土地方面的纠纷。

国家处于重要的经济转型期，需要有新的科技创新企业站出来引领行业发展，并发挥更大作用。水面光伏的成本比地面光伏要高15%-20%，郑声安认为，水面光伏发展未来需要关注的重点问题主要包括5方面：设备制造方面，组件抗PID能力，支架和浮筒等部件质量和寿命;运行维护方面，智能化运维方案，故障定位等降低运维成本;发电成本方面，通过产品技术进步降低投资成本，通过智能化运维降低运行成本;生态环境方面，与水质、渔业、水生动植物的协调;应用范围方面，在技术经济可能范围内，要走向更深水区，扩大应用范围。首先，印度需要加大对高压(包括特高压)输、配电线的投入，以坚强智能的电网来吸纳更多的风电、光伏这类间歇性可再生能源。

新闻传出，在包括中国在内的世界各国引发强烈反响。每个邦可能有3个到4个配电公司。以光伏大跃进为标志的印度能源转型，如果最终得以实现，将是历史上最为辉煌的能源转型。2015年3月，各邦配电公司负债总额达到4.3万亿卢比(约合630亿美元)。

截至目前，在30个邦(包括德里)中已经有22个邦实行解捆，分列发电公司、输电公司以及配电(包括售电)公司。2013-2014财政年度，印度电力综合系统损失为22.70%，其中相当部分的损失是非技术性的商业损失(如用户偷电、欠费等)。

印度发电总装机到2022年预计可达4.5亿千瓦，届时如果光伏装机就占到1亿千瓦，再加上水电、风电、地热等清洁电源，印度能源结构一煤独大的局面将开始改变。更何况印度还有近3亿(占印度总人口的25%)的人口本来就没有通电。更重要的是，只有各邦的配电公司的财务状况得到根本改善，才有能力购入更多的可再生能源(印度实施可再生能源购买配额制)，实现政府规划中人人享有能源的目标。最近一次访问印度，去的是中央邦，见到了该邦能源电力口的首席秘书，相当于我们省里的主管厅局长。

回到本文开始印度官员所提出的几个问题，我们可以在农村电气化、电价机制以及企业管理等方面分享中国好经验(当然也包括教训)，为印度能源实现华丽转身助一臂之力。电力短缺说起电力短缺，记得2012年7月来印度时正赶上大面积停电。为此，印度政府2015年底推出了一个名为UDAY的行动计划，由邦政府承担配电公司50%的债务，其余债务通过银行重整。包括首都新德里在内的印度东部、北部、东北部超过20个邦陷入电力瘫痪，印度全国近一半地区停电，停电地区人口超过6亿。

电价扭曲印度电价体系的扭曲主要体现在终端电价低于发电成本问题。体制难题追根溯源，印度电价扭曲下的供应短缺问题与印度电力部门的管理体制有关。

莫迪政府上台以后，显示出了大刀阔斧和雷厉风行的古吉拉特风格，在能源领域提出了到2022年光伏装机达到1亿千瓦(即100吉瓦，其中40吉瓦为分布式光伏)的宏伟目标，是前任政府所提目标的5倍。为此，2015年印度国家电网公司从亚洲开发银行贷款10亿美元建设绿色能源走廊项目，并与各邦电网公司合作扩建中低压电网以及可再生能源调度中心，为未来几年光伏等可再生能源发电装机的迅速扩张提供保障。

印度零售电价是由各邦的电力监管委员会(State Electricity Regulatory Commission)制定的。其余的邦和地区还基本停留在发、输、配一体化垄断管理的阶段。相当一些印度燃煤电厂依然面临煤炭供应超临界问题，不是因为市场供应不足，而是因为没有及时向煤炭企业拨付货款;发电厂未能付款的原因是各邦配售电公司账款未能足额收取;而各邦配售电公司无法向发电厂及时足额付费的原因是消费者终端电价低于购电成本。目前煤电占印度发电总装机的61%，但煤电厂的运行长期面临着煤炭供应紧张的问题。但无论是否已实行市场化改革，各地方邦电力公司的运营深受邦政府的影响，而邦政府是由当地选民所选出，他们的政策必定要为赢得选票服务，而不会顾及国家的整体利益。而且，由于售电价格(尤其是农业用电)长期低于成本，企业财务完全依赖于政府的补贴，所以更听命于邦政府的授意。

电力供应短缺首先是发电厂建设投资长期低于预期水平。2003年印度电力法生效后，各邦逐步建立了邦一级的电力监管委员会(State Electricity Regulatory Commission，简称SERC)，理论上有消费电价的定价权。

这样，印度电价体系的扭曲导致输电配电系统损失居高不下，使得电力供应短缺问题更加严重。许多印度人实际上没有意识到那次的停电与平时的停电有什么不同。

也就是说，每售出一度电，配电公司就亏损1.15卢比(2美分)。每次飞抵德里，都有某种莫名的宾至如归感觉，因为这里空气中经常弥漫的煤电烟气与汽车尾气的混合物与国内许多大城市气味相投。

如此高额的亏损和债务负担使得各邦配电公司的财政状况不断恶化，难以进行正常的设备维护、升级和扩容，导致高额的综合输电配电损失。能源结构的转型也意味着印度碳排放增长速度的放缓，并为应对印度城市中的严重空气污染问题打下基础。相应地，印度的煤炭进口大幅度下降。在这个过程中，中国作为过来人，可以为印度提供许多有益的建言。

以光伏发展为契机，印度政府要求在2017年实现村村通电，2019年实现全民享有247(即每周24小时不断电)的供电服务。按照2003年印度电力法的要求，各邦逐步开始实行改革。

同时逐步提高电价水平，力争到2018财政年度各配电公司销售收入覆盖购电成本实现扭亏为盈，并从此走向良性发展的道路。到底光伏能否成为能源转型的一个有效抓手?其实，成与不成，功夫在光伏外。

以2013-2014财政年度数据为例(这是现有的最新数据)，全国各邦58个配电公司购电成本为5.15卢比/千瓦时(约合每度电8美分)，但平均零售电价为4.0卢比/千瓦时(约合每度电6美分)。古吉拉特邦的电力供应充足稳定，线路系统损失明显低于全国平均水平，邦内四个配电公司税后有所盈利。

在这种情况下，印度电价低于成本的问题长期得不到解决。而价格的扭曲(特别是对农业灌溉的用电补贴，有些邦甚至实行零电价)又导致了用电无节制的消耗甚至浪费。更糟的是未富先污染的严峻局面，印度面临着比其他国家更艰巨的能源转型。多年来，印度各邦配电公司大面积持续亏损，2013-2014财政年度总计亏损额占总售电收入的17.53%;账面亏损额(税前，未考虑政府的补贴)高达6664亿卢比(约合95亿美元)。

十一五计划(2007年-2012年)要求增加电力装机容量7800万千瓦，在执行过程中将目标下调为6200万千瓦，五年的实际装机约为5500万千瓦。以光伏大跃进为标志的印度能源转型，由于底子薄而且涉及人口众多，同时应对纠结的体制羁绊和沉重的财务负担，无疑是史上最艰难的能源转型;正是因为其艰难，如果最终得以实现，也将是历史上最为辉煌的转型。

煤炭供应能力改善，电力价格体系的问题就显得更为突出了。从这个数字来看，印度大概落后中国20年左右(中国2011年底实现10亿千瓦装机)。

近年来每年到夏季负荷高峰期，大约有一半的燃煤电厂存煤不足7天的用量，其中一半存煤不足4天(印度业内戏称超临界电站)。国家的巨额补贴实际上也只能大致覆盖各电力公司的应缴税款，所以补贴后的税后亏损依然在6400亿卢比的量级。

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