1月21日由中國光伏行業協會舉辦的光伏行業2015年回顧與2016年展望研討會在京召開。國家電網能源研究院新能源研究所相關人員與會分享了2015年我國光伏發電發展基本情況，下為《2015年我國光伏電站運行與消納分析及光伏“十三五”展望》。
2015年光伏運行消納分析
近年來，大規模新能源消納一直都是世界性難題，與國外相比，我國的新能源消納問題更為突出。我國風資源集中、規模大，遠離負荷中心，難以就地消納。新能源集中的“三北”地區電源結構單一，抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節電源比重低。加之近兩年經濟增速放緩，電力增速減慢，多種因素共同作用下，今年新能源消納矛盾更加突出。我國面臨如下幾個問題：
一、用電需求增長放緩，消納市場總量不足
2015年，全國全社會用電量同比增長0.5%，增速比上年降低3.6個百分點，其中東北、華北、西北地區分別為-1.9%、-1.7%，2%。在電力需求增長放緩的情況下，包括新能源在內的各類電源裝機保持較快增長。截至2015年底，全國電源總裝機同比增長10.4%，超過用電需求增速9.9個百分點。由于新增的用電市場已無法支撐各類電源的快速增長，導致新能源和火電、核電利用小時數均出現下降。2015年，全國火電、核電、風電、太陽能發電利用小時數同比分別下降410、437、172、35小時。
“十二五”甘肅電力供需形勢
甘肅：“十二五”以來電源裝機快速增長，電力嚴重過剩。2010-2015年，甘肅電源裝機增長111%，比同期負荷增長高出87個百分點；截至2015年底，電源裝機規模4642萬千瓦，風電、光電裝機達到1862萬千瓦，最大負荷1303萬千瓦，電源裝機是最大負荷的3.5倍，新能源裝機是最大負荷的1.4倍。2015年甘肅發電設備利用小時數2776小時，低于全國平均水平1163小時，其中火電3778小時，比2010年下降895小時，風電1253小時，下降603小時。
“十二五”新疆電力供需形勢
新疆：“十二五”以來電力裝機呈現高速增長，2010-2015年增長3.4倍。2014年以來，用電負荷增速明顯放緩，由2013年的31%下降到2015年的11%，電源裝機是最大負荷的2.6倍。2015年新疆發電設備利用小時數3791小時，低于全國平均水平216小時，其中火電4730小時，比2010年下降929小時，風電1571小時，下降1102小時。
2015年部分地區大用戶直購電規模
2013-2015年寧夏逐月棄風比例
寧夏：在市場總量不足的情況下，部分地區增加大用戶直購火電電量，進一步擠占新能源市場空間。2015年初，寧夏自治區安排區內公用火電廠與大用戶直接交易電量120億千瓦時，9月又補充安排50億千瓦時的四季度火電大用戶直接交易電量，大幅抬升冬季大風期火電機組利用率，造成寧夏10月棄風激增，棄風比例達到32.7%，同比增長32.5個百分點。
二、電源結構不合理，系統調峰能力嚴重不足
我國電源結構以火電為主，占比達到67%，特別是“三北”地區，占比達到70%；全國抽水蓄能、燃氣等靈活調節電源比重僅為6%，“三北”地區不足4%。其中，東北、西北地區抽水蓄能等靈活調節電源比重只有1.5%、0.8%。
“三北”地區及部分發達國家電源結構
影響系統調峰的一個重要因素是供熱機組比重。由于供熱機組生產電能的同時又要滿足熱負荷需求，冬季采暖季，供熱機組為保證供熱，不能深度調峰，調峰能力下降較大，一般僅為20%左右。目前，“三北”地區火電機組中，供熱機組占有很大比重，7個省區超過40%，電網調峰更加困難。
供熱機組占火電裝機比例超過40%的省區
影響系統調峰的一個重要因素是自備電廠。自備電廠多隸屬高耗能企業，負荷相對固定，不參與系統調峰，在電力需求放緩的情況下，自備電廠發電量的增長造成公用電廠和新能源被迫進一步壓出力參與調峰。部分地區近兩年來自備電廠快速增長。2015年，“三北”地區自備電廠裝機容量4231萬千瓦，占火電裝機比例達到13%。其中自備電廠裝機占本省火電裝機比例超過10%的省區有6個。
“三北”主要省區自備電廠裝機
目前，新疆自備電廠裝機容量1630萬千瓦，占總裝機的29%，占火電裝機的45%。累計發電量已超過公用火電機組，累計發電利用小時數4886小時，遠高于公用火電廠利用小時數2874小時。
新疆地區公用火電和自備電廠發電量
新疆地區公用火電和自備電廠利用小時數
三、電網發展滯后，新能源送出和跨省跨區消納受限
國家先后頒布“十二五”風電、太陽能發電等專項規劃，但“十二五”電網規劃至今沒有出臺，新能源基地送出通道得不到落實。國家規劃了9個千萬千瓦風電基地，其中7個在“三北”地區，目前僅安排了哈密、酒泉、蒙西等3個基地的跨區輸電項目。
電網項目核準滯后于新能源項目，新能源富集地區不同程度都存在跨省跨區通道能力不足問題，已成為制約新能源消納的剛性約束。甘肅酒泉風電基地裝機規模已超過1200萬千瓦、太陽能發電近600萬千瓦，但酒泉～湖南特高壓直流工程2015年5月核準建設，預計2017年才能投產，外送通道建設滯后2-3年。
四、市場機制缺失影響新能源消納
電力系統由包括新能源在內的各類電源、電網和用戶等多個主體構成，政府主導電力行業的規劃制訂、運行規則、電價核定等。電網是能源電力資源的配置平臺，電網公司按照政府要求負責電網的建設、運行和調度管理，組織交易并結算電費，接受能源監管機構行業監管。
由于各類電源發電計劃年初政府已經明確，電網調度爭取多接納新能源，只能在計劃框架下局部優化，調整的空間很小。
與國外相比，我國促進新能源消納的市場化機制已經嚴重滯后，僅局部地區開展了風火發電權交易、輔助服務交易等試點。由于缺乏常規電源提供輔助服務補償機制，火電企業普遍沒有為新能源調峰的積極性。
十三五光伏發展面臨的形勢
一、經濟增長進入新常態
電力需求增長趨緩。從宏觀層面來看，在經濟增長需要新引擎的轉型期，新能源產業作為戰略性新興產業將迎來新的發展機遇；但從微觀層面來看，在電力需求增長乏力的大背景下，實現伏發電裝機規模達到1.5億千瓦的目標，面臨的新能源市場消納形勢十分嚴峻。
二、電力體制改革全面推進
新的電力體制機制正在建設之中，新能源發展如何適應電改新形勢尚未取得共識。“十三五”是落實國務院9號文的關鍵時期，在計劃與市場交易雙軌制情況下，落實新能源優先發電權仍面臨諸多不確定性。從歐美國家新能源發展的經驗來看，在競爭性電力市場中，風電、光伏發電憑借其發電邊際成本低，通過參與市場競爭的方式自然實現優先上網消納，更易于實現新能源消納。
三、光伏上網電價進入下調通道
受棄風、補貼拖欠影響，我國新能源上網電價調整不及時，新能源發展陷入“高補貼、高增速、高限電、高拖欠”的怪圈，嚴重制約了新能源的健康發展。
（一）受資源條件約束，我國新能源基地化開發格局難以改變，解決我國新能源消納問題需要電源、負荷、電網三管齊下。“十三五”風電仍將以大規模基地式開發為主，光伏基地開發規模仍將占到光伏開發規模的一半左右。電源、負荷、電網是影響新能源消納的三個方面因素。國內外經驗表明，在電網環節擴大電網范圍，在電源環節提高電源靈活性，在負荷環節實施需求側響應、增加用電需求，是實現新能源高比例消納的三大重要途徑。初步測算，“十三五”期間，西北地區電源側、負荷側、電網側對新增新能源裝機消納的貢獻度分別為6%、33%和61%；華北地區電源側、負荷側、電網側對新增新能源裝機消納的貢獻度分別為32%、35%和33%；東北地區電源側、負荷側、電網側對新增新能源裝機消納的貢獻度分別為27%、21%和52%。
（二）在全面推進電力市場化改革的新形勢下，必須以市場化的思維破解新能源發展中遇到的困難。市場機制將是解決我國棄風、棄光等新能源發展難題的最終選擇。隨著世界范圍內可再生能源的大規模快速發展，探索以市場化的方式推動新能源的發展是德國、美國等世界新能源發展大國的共同選擇。從歐美國家新能源發展的經驗來看，在競爭性的電力市場中，采取固定或相對固定補貼、風電參與市場的方式有利于風電的可持續發展。隨著中國新能源進入規模化發展新階段，“十三五”新能源消納機制的設計思路上應堅持市場化導向。
（三）隨著開發規模的增大以及接入比例的提高，新能源在電力系統中地位和影響顯著提升。隨著裝機規模步入億千瓦級時代，對系統電力電量平衡的影響以及電網穩定運行的影響顯現。一方面，隨著新能源規模擴大，風電、太陽能發電等將逐步上升為主力電源，將成為系統電量主要提供者，煤電等常規電源的角色將由主要提供電量轉變為主要提供容量。另一方面，隨著電網接入新能源比例的增加，電網控制特性發生變化，主要表現之一是電網頻率穩定水平下降，使得電網安全穩定運行風險加大。迫切需要加強網源協調，配套建設抽蓄電站等快速響應電源，確保大功率缺失情況下的頻率穩定和頻率恢復能力。
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