光伏发电消纳问题探讨及建议：加快进行电力交易市场和实时电价体系的建设-北极星售电网

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自2021年始，光伏发电将进入平价时代，成本将不再成为规模化发展的主要障碍，而消纳或将成为最主要的制约因素。本文针对集中式光伏电站和分布式光伏发电在电网中的占比、消纳条件和主要问题分别进行了分析，得出的结论是：在高比例可再生能源情景下，2050年实现光伏总装机20亿千瓦，2021～2050年每年平均装机60GW是可行的，并不存在消纳不了的技术障碍。本文仅从光伏发电的角度对消纳问题进行分析，偏颇之处在所难免，仅供参考。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部” ID:nyqbyj 作者：国家发展改革委能源研究所王斯成）

一、光伏发电消纳问题探讨

光伏发电的消纳问题，重点是光伏发电在电网中的渗透率问题。众所周知，光伏发电具有不连续、不稳定的特点，白天发电晚上不发电，阴雨天也不能发电，云层的干扰还会造成不稳定输出。那么，电网能够接受多高比例（渗透率）的光伏发电呢？这个问题需要对集中式光伏电站和分布式光伏分别阐述。

（一）集中式光伏电站

凡接入10kV及以上公共电网，所发电量全部卖给电网的均属于集中式光伏电站。集中式光伏电站的控制、调度权在电网企业。光伏发电在电网中的渗透率与电网的调节能力密切相关。电网的调节能力通常通过如下几种方式实现：

1.同步电网和互补电源

2019年12月20日，德国联邦电网署（BNetzA）通过了《2019—2030年电网发展计划》，基于2030年将可再生能源发电提高到65%的目标，需要新建近3600公里的输电线路，修建从石勒苏益格-荷尔斯泰因州到北威州的高压直流输电通道，这些线路甚至考虑铺设地下电缆实现。德国政府和电网专家认为，解决德国境内高比例、波动性可再生能源情景下电力平衡的主要出路仍是扩建电网，电力系统覆盖范围越大，越可以实现区域间的电力平衡。

有一种看法认为：“光伏发电的比例一定高不了，因为如果连续下雨一周（这在南方是常有的事），就会无法满足电力供应”。中国有一句老话，叫做“十里不同天”，或“东边日出西边雨”，如果同步电网的覆盖范围足够大，虽然局部地区在下雨，但晴天地方的光伏仍在发电，便能够达到统计平均的电力需求。对此，还可以看一看德国高比例光伏电源结构下如何度过了日全食。2015年3月20日，德国遭遇日全食的考验，日全食发生在当日9:30～11:30间，彼时德国光伏总装机为39GW，而最大负荷为80GW（光伏的功率渗透率接近50%）。为了度过日全食，德国做了充分的准备，包括备用机组、负荷侧调节以及光伏发电功率调节等。最后依托北欧强大的电网，仅仅是减少了部分负荷和光伏出力，甚至没有启动备用电源，就安全度过了日全食。

国际能源署光伏发电委员会（IEA PVPS）曾经提出建设东北亚（中国、蒙古、日本、韩国、朝鲜）同步电网的设想，欧洲也曾提出覆盖地中海、北非和欧洲大陆的EUMENA（Europe，Mediterranean Region and North Africa）计划。

此外，互补电源结构也很重要，在一个供电区域内的互补型电源越多，对于抑制光伏电力的波动性和不连续性越有效。与光伏相对应的互补电源包括：火电、气电、水电、风电、生物质发电等。

总之，同步电网和互补电源将会对高比例、波动性可再生能源电力结构下电网的稳定运行发挥重要的支撑作用。

2.火电调节机组

2013年5月，德国国际合作机构（GIZ）发布了一份报告，题目是《德国能源转型的12个见解》。这份报告中提出了德国的能源转型目标：到2050年，实现以风能和太阳能为主的可再生能源在电力消费中的比重达到80%以上，在一次能源消费中的比重达到60%以上。为了实现这一目标，常规火电机组将由现在的“基荷电力”转变为“调节电力”，不但是燃气发电，燃煤电厂也必须参与调节。现有的电厂需要改进，最低负荷率由现在的40%下降到20%；燃煤电厂5分钟内的爬坡和退坡能力由现在的5%～10%，提高到20%～40%；燃煤电厂的冷启动时间由现在的10小时，降低到4～6小时。报告给出的技术指标如下：

对于高比例可再生能源的电源体系，火电调节和备用机组在保障电网安全稳定运行上，将起到举足轻重的作用。

3.储能

有了同步电网、互补电源结构和火电的灵活性升级，网侧配置大规模储能的必要性就不那么重要了。《德国能源转型的12个见解》还给出这样的结论：只有当可再生能源（主要指风电和光伏）占比超过70%时，新的储能技术（化学电源、压缩空气、电转气等）才有必要。从中国的情况分析，集中式光伏电站绝大部分安装在中、西部，而中、西部水资源匮乏，即使对于有水资源的地方，传统的抽水蓄能电站存在渗漏、挥发、效率低等严重问题，认真用好这些珍贵如油的水资源，比用来建造抽水蓄能电站要合算得多。对于化学电源，受成本和寿命的双重限制。

网侧储能装置的配置是电网企业需要考虑的，并不是集中式光伏电站的职责范围。但集中式光伏电站在电力交易市场建立起来之后，会主动建设站内储能系统。一旦站内储能系统建立起来，电站就有了调节能力，可以根据电力市场的电价择机出售，使得收益最大化。有了站内储能，还能够为电网提供一定的调度灵活性，并有效减少特定情况下弃光的损失。因此，站内储能对于集中式光伏电站来讲，也会有不错的潜在市场。

4.光伏电站仍具较大创新空间

中国光伏行业协会2018年发布的光伏路线图预测：2021年，光伏发电年满发1500小时，成本可以降到0.30元/千瓦时（图1）。对于集中式光伏电站，是否盈利的参考电价是脱硫燃煤上网电价，全国平均值为0.3608元/千瓦时（见表2），西部省区普遍低于0.35元/千瓦时。也就是说，进入平价、取消补贴后，集中式光伏电站的盈利空间非常有限。但如果能够在政策上放开，情况就会大不一样。

目前，国际上普遍采用提高“光伏-逆变器容配比”（PVIR）的创新手段来降低度电成本。比如对于一座并网交流额定功率为10MW的集中式光伏电站，光伏-逆变器容配比为1.2:1.0，意味着如果直流侧光伏功率扩装20%，电站的等效利用小时数将从1500提高到1800，发电量提高20%，而投入仅仅是直流侧的光伏组件，成本大幅度下降。图1显示，当发电小时数达到1800时，2021年光伏发电成本将下降到0.18元/千瓦时，与脱硫电价相比较，具有相当大的盈利空间。美国一类资源区光伏电站的容配比都在1.4:1.0，欧洲电站普遍在1.5～1.6:1.0，日本的光伏电站甚至高达2.0:1.0。中国目前并不支持提高容配比，有些省份甚至严查直流侧光伏扩装，如发现会责令限期拆除。

如果放开光伏-逆变器容配比，同时取消光伏电站保障性收购小时数的限制，保证光伏“先发、满发”，集中式光伏电站的发电成本有望下降到0.2元/千瓦时以下，没有补贴的情况下也会有很大的市场。

展望未来，除了制造端光伏产品进一步提高效率，降低成本外，应用端的创新空间还非常大，如：提高容配比、1500V系统、太阳跟踪器、提高能效比（PR）、采用双面组件、智能运维等。可以预见，光伏发电的成本在10年内有望下降到0.1元/千瓦时（实际上，2019年国内光伏电站最低投标电价已经是0.26元/千瓦时，国际上最低是1.65美分/千瓦时，相当于0.10元人民币/千瓦时）。

原标题：王斯成:光伏发电消纳问题探讨及建议

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