一、前言

本人自1982年開始從事光伏發(fā)電系統(tǒng)工程和相關電子產(chǎn)品開發(fā)，至今已經(jīng)38年。作為一名光伏領域的老兵，一直以來很想就光伏發(fā)電消納問題發(fā)表一些個人看法。自2021年始，光伏發(fā)電將走入平價時代，成本將不再成為規(guī)�；�發(fā)展的主要障礙，而電網(wǎng)消納或將成為最主要的制約因素。本文針對集中式光伏電站和分布式光伏發(fā)電在電網(wǎng)中的占比、消納條件和主要問題分別進行了分析，得出的結論是：只要統(tǒng)一思想，統(tǒng)一行動，在高比例可再生能源情景下，2050實現(xiàn)光伏總裝機20億千瓦，2021-2050每年平均裝機60GW是可行的，并不存在消納不了的技術障礙。本文僅從光伏發(fā)電的角度對消納問題進行分析，偏頗之處在所難免，僅供討論。

二、光伏發(fā)電消納問題的探討

討論光伏發(fā)電的消納問題，也就是光伏發(fā)電在電網(wǎng)中的滲透率問題。眾所周知，光伏發(fā)電具有不連續(xù)、不穩(wěn)定的特點，白天發(fā)電晚上不發(fā)電，陰雨天也不能發(fā)電，云層的干擾還會造成不穩(wěn)定輸出。那么，電網(wǎng)能夠接受多高比例（滲透率）的光伏發(fā)電呢？這個問題需要對集中式光伏電站和分布式光伏分別闡述。

2.1 集中式光伏電站：

凡接入10kV及以上公共電網(wǎng)，所發(fā)電量全部賣給電網(wǎng)的均屬于集中式光伏電站。集中式光伏電站的控制、調(diào)度權在電網(wǎng)企業(yè)。光伏發(fā)電在電網(wǎng)中的滲透率與電網(wǎng)的調(diào)節(jié)能力密切相關。電網(wǎng)的調(diào)節(jié)能力通常通過如下幾種方式實現(xiàn)：

2.1.1 同步電網(wǎng)和互補電源：

2019年12月20日，德國聯(lián)邦電網(wǎng)署（BNetzA）通過了《2019—2030年電網(wǎng)發(fā)展計劃》，基于2030年將可再生能源發(fā)電提高到65%的目標，需要新建近3600公里的輸電線路和修建從石勒蘇益荷爾斯泰因州到北威州的高壓直流輸電通道，這些線路甚至考慮鋪設地下電纜實現(xiàn)[1]。德國政府和電網(wǎng)專家認為，解決德國境內(nèi)解決高比例、波動性可再生能源情景下電力平衡的主要出路仍是擴建電網(wǎng)，電力系統(tǒng)覆蓋范圍越大，越可以實現(xiàn)區(qū)域間的電力平衡。

曾經(jīng)在討論國家“十四五”電力規(guī)劃時碰到一位專家，固執(zhí)地認為：“光伏發(fā)電的比例一定高不了，因為如果連續(xù)下雨一周（這在南方是常有的事），就會無法滿足電力供應”。中國有一句老話，叫做“十里不同天”，或“東邊日出西邊雨”，如果同步電網(wǎng)的覆蓋范圍足夠大，雖然局部地區(qū)在下雨，但晴天地方的光伏仍在發(fā)電，便能夠達到統(tǒng)計平均的電力需求。對此，還可以看一看德國高比例光伏電源結構下如何度過了日全食：2015年3月20日，德國遭遇日全食的考驗。日全食發(fā)生在當日9：30-11：30間，彼時德國光伏總裝機為39GW，而最大負荷為80GW（光伏的功率滲透率接近50%）。為了度過日全食，德國做了充分的準備，包括備用機組，負荷側調(diào)節(jié)以及光伏發(fā)電功率調(diào)節(jié)等。最后依托北歐強大的電網(wǎng)，僅僅是減少了部分負荷和光伏出力，甚至沒有啟動備用電源，就安全度過了日全食。

IEA PVPS（國際能源署光伏發(fā)電委員會）曾經(jīng)提出建設東北亞（中國、蒙古、日本、韓國，朝鮮）同步電網(wǎng)的設想，歐洲也曾提出覆蓋地中海、北非和歐洲大陸的EUMENA（Europe，Mediterranean Region and North Africa）計劃。

互補電源結構也很重要，在一個供電區(qū)域內(nèi)的互補型電源越多，對于抑制光伏電力的波動性和不連續(xù)性越有效。與光伏相對應的互補電源包括：火電、氣電、水電、風電、生物質發(fā)電等。

總之，同步電網(wǎng)和互補電源將會對高比例波動性可再生能源電力結構下電網(wǎng)的穩(wěn)定運行發(fā)揮重要的支撐作用。

2.1.2 火電調(diào)節(jié)機組

2013年5月，德國國際合作機構（GIZ）發(fā)布了一份報告，題目是：德國能源轉型的12個見解。這份報告中提出了德國的能源轉型目標：到2050年，實現(xiàn)以風能和太陽能為主的可再生能源在電力消費中的比重達到80%以上，在一次能源消費中的比重達到60%以上。為了實現(xiàn)這一目標，常規(guī)火電機組將由現(xiàn)在的“基荷電力”轉變?yōu)椤罢{(diào)節(jié)電力”，不但是燃氣發(fā)電，燃煤電廠也必須參與調(diào)節(jié)�，F(xiàn)有的電廠需要改進，最低負荷率由現(xiàn)在的40%下降到20%；燃煤電廠5分鐘內(nèi)的爬坡和退坡能力由現(xiàn)在的5-10%，提高到20-40%；燃煤電廠的冷啟動時間由現(xiàn)在的10小時，降低到4-6小時。報告給出的技術指標如下：

對于高比例可再生能源的電源體系，火電調(diào)節(jié)和備用機組在保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行上，將起到舉足輕重的作用。

2.1.3 儲能

有了同步電網(wǎng)、互補電源結構和火電的靈活性升級，網(wǎng)側配置大規(guī)模儲能的必要性就不那么重要了。“德國能源轉型的12個見解”還給出這樣的結論：只有當可再生能源（主要指風電和光伏）占比超過70%時，新的儲能技術（化學電源、壓縮空氣、電轉氣等）才有必要。從中國的情況分析，集中式光伏電站絕大部分安裝在中、西部，而中西部水資源匱乏，即使對于有水資源的地方，傳統(tǒng)的抽水蓄能電站存在滲漏，揮發(fā)，效率低等嚴重問題，認真用好這些珍貴如油的水資源，比用來建造抽水蓄能電站要合算得多。對于化學電源，受成本和壽命的雙重限制，當前沒有任何經(jīng)濟性。因此，在電網(wǎng)側建設大規(guī)模儲能用于平衡高比例、波動性可再生能源電力在10年之內(nèi)都是不可行的。

網(wǎng)側儲能裝置的配置是電網(wǎng)企業(yè)需要考慮的，并不是集中式光伏電站的職責范圍。但集中式光伏電站在電力交易市場建立起來之后，會主動建設站內(nèi)儲能系統(tǒng)。一旦站內(nèi)儲能系統(tǒng)建立起來，電站就有了調(diào)節(jié)能力，可以根據(jù)電力市場的電價擇機出售，使得收益最大化。有了站內(nèi)儲能，還能夠為電網(wǎng)提供一定的調(diào)度靈活性，并有效減少特定情況下棄光的損失。因此，站內(nèi)儲能對于集中式光伏電站來講，也會有不錯的潛在市場。

2.1.4 只要政策放開，光伏電站就有市場

中國光伏行業(yè)協(xié)會2018年發(fā)布的光伏路線圖預測：2021年，光伏發(fā)電年滿發(fā)1500小時，成本可以降到0.30元/kWh（圖2）。對于集中式光伏電站，是否盈利的參考電價是脫硫燃煤上網(wǎng)電價，全國平均值為0.3608元/kWh（見表2），西部省區(qū)普遍低于0.35元/kWh。也就是說，進入平價、取消補貼后，集中式光伏電站的贏利空間非常有限。但如果能夠在政策上放開，情況就會大不一樣。

目前，國際上普遍采用提高“光伏-逆變器容配比” （PVIR）的創(chuàng)新手段來降低度電成本。如果光伏-逆變器容配比為1.2：1.0， 意味著電站直流側光伏功率比逆變器功率擴裝20%，電站的等效利用小時數(shù)將從容配比1.0：1.0的1500小時提高到1800，發(fā)電量提高20%，而增加的投入僅僅是直流側的光伏組件，發(fā)電成本大幅度下降。圖2顯示，當發(fā)電小時數(shù)達到1800時，2021年光伏發(fā)電成本將下降到0.18元/kWh，與脫硫電價相比較，具有相當大的盈利空間。對于光伏-逆變器容配比的詳細分析可以參閱我的另一篇論文。美國一類資源區(qū)光伏電站的容配比通常在1.4：1.0， 歐洲電站普遍在1.5-1.6：1.0， 日本的光伏電站甚至高達2.0：1.0。中國目前并不支持提高容配比，有些省份甚至嚴查直流側光伏擴裝，如發(fā)現(xiàn)會責令限期拆除。

放開光伏-逆變器的容配比，光伏電站在一類資源區(qū)全年至少可以滿發(fā)1800小時，甚至超過2000小時。然而，國家發(fā)改委和能源局發(fā)文規(guī)定一類資源區(qū)光伏電站的“保障性收購小時數(shù)”僅為1500小時，“保障性收購小時數(shù)”的規(guī)定無疑阻礙了技術創(chuàng)新，強行封堵了光伏進一步降低成本的通路。當然，提出保障性收購小時數(shù)是為了避免更嚴重的棄光，本意是好的，但也成為阻礙光伏進一步降低成本的絆腳石。這其實也是中國特色，國際上都是優(yōu)先全額收購光伏電量。

只要放開光伏-逆變器容配比，同時取消光伏電站“保障性收購小時數(shù)”的限制，保證光伏“先發(fā)、滿發(fā)”，集中式光伏電站的發(fā)電成本就有望下降到0.2元/kWh以下，沒有補貼情況下也將會有很大的市場。

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展望未來，除了制造端光伏產(chǎn)品進一步提高效率，降低成本外，在應用端的創(chuàng)新空間還非常大，如：提高容配比，1500V系統(tǒng)，太陽跟蹤器，提高能效比（PR），采用雙面組件，智能運維等等。可以預見，光伏發(fā)電的成本在10年內(nèi)有望下降到0.1元/kWh（實際上，2019年國內(nèi)光伏電站最低投標電價已經(jīng)是0.26元/kWh，國際上最低是1.65美分/kWh，相當于0.10元人民幣）。超低的光伏電價必將有力推動國民經(jīng)濟的發(fā)展，這是我們翹首以待的明天。

2.1.5 當前的問題

2.1.5.1 中國的特點是西部資源豐富（包括常規(guī)資源和可再生能源資源），而負荷中心在東部，因此為了平衡東西部資源和負荷不平衡的問題，尤其考慮到未來高比例可再生能源的消納，建立輸電通道是必須的。當前的問題是：①通道不足，規(guī)劃建設周期長，無法滿足需要，將來是否可以考慮地下通道？②通道的利用率太低，據(jù)報道[19]，超高壓輸電通道的實際利用率不足30%，甚至更低！對非水可再生能源電力的輸送占比不足15%。③同步電網(wǎng)不同步，跨省通道不暢通。

2.1.5.2 互補電源結構沒有統(tǒng)一規(guī)劃和部署。

2.1.5.3 火電的靈活性改造進展緩慢，現(xiàn)有機組調(diào)節(jié)性能差，最低負荷能力僅能達到50%；其次是個別省區(qū)新能源裝機比例高，總調(diào)節(jié)能力不足。中國電科院張軍軍曾經(jīng)給出這樣的分析：在西部個別省區(qū)中午時段新能源達日最大發(fā)電出力時，瞬時新能源功率滲透率高達80%，火電機組的調(diào)節(jié)能力嚴重不足。這也是某些省區(qū)出現(xiàn)棄光、棄風的原因之一。除了技術原因，對于火電的靈活性改造，也還缺乏相應的電價體系和鼓勵機制。

2.1.5.4 網(wǎng)側儲能很有限，10年之內(nèi)不會有大的改善；跨省電力交易市場尚未建立，配置光伏電站站內(nèi)儲能沒有動力，目前站內(nèi)儲能僅有零星示范。

2.1.5.5 與傳統(tǒng)電力爭奪市場是當前阻礙光伏規(guī)�；�發(fā)展的主要矛盾，很多省區(qū)開展并鼓勵非水可再生能源電量的發(fā)電權交易，說白了就是“你交錢，就讓你發(fā)；你不交錢，就限制你發(fā)”。能夠拿錢來買的“消納能力”絕對不是技術問題，而是利益之爭。

2.1.5.6 政策尚未對光伏發(fā)電松綁：光伏-逆變器容配比沒有放開，光伏“保障性收購小時數(shù)”的規(guī)定值偏低， 不利于光伏電站進一步降低度電成本。

2.1.6 小結

綜上所述，通過同步電網(wǎng)，互補電源結構，火電調(diào)節(jié)機組，網(wǎng)側/站內(nèi)儲能等條件和措施， 電網(wǎng)就會有足夠的調(diào)節(jié)能力，完全可以滿足高比例（至少70%）非水可再生能源的電源結構要求。按照國家可再生能源中心提出的發(fā)展目標[9]，到2050年集中式光伏電站的裝機10億千瓦，從2021年開始，平均每年裝機30GW，不應存在任何消納障礙。關鍵是需要解決好上述問題。