一、前言

本人自1982年开始从事光伏发电系统工程和相关电子产品开发，至今已经38年。作为一名光伏领域的老兵，一直以来很想就光伏发电消纳问题发表一些个人看法。自2021年始，光伏发电将走入平价时代，成本将不再成为规模化发展的主要障碍，而电网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：只要统一思想，统一行动，在高比例可再生能源情景下，2050实现光伏总装机20亿千瓦，2021-2050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，仅供讨论。

二、光伏发电消纳问题的探讨

讨论光伏发电的消纳问题，也就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。

2.1 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：

2.1.1 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公里的输电线路和修建从石勒苏益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[1]。德国政府和电网专家认为，解决德国境内解决高比例、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。

曾经在讨论国家“十四五”电力规划时碰到一位专家，固执地认为：“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。

IEA PVPS（国际能源署光伏发电委员会）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。

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。

2.1.2 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。

2.1.3 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，当前没有任何经济性。因此，在电网侧建设大规模储能用于平衡高比例、波动性可再生能源电力在10年之内都是不可行的。

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。

2.1.4 只要政策放开，光伏电站就有市场

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/kWh（图2）。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/kWh（见表2），西部省区普遍低于0.35元/kWh。也就是说，进入平价、取消补贴后，集中式光伏电站的赢利空间非常有限。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。如果光伏-逆变器容配比为1.2：1.0， 意味着电站直流侧光伏功率比逆变器功率扩装20%，电站的等效利用小时数将从容配比1.0：1.0的1500小时提高到1800，发电量提高20%，而增加的投入仅仅是直流侧的光伏组件，发电成本大幅度下降。图2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/kWh，与脱硫电价相比较，具有相当大的盈利空间。对于光伏-逆变器容配比的详细分析可以参阅我的另一篇论文。美国一类资源区光伏电站的容配比通常在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。

放开光伏-逆变器的容配比，光伏电站在一类资源区全年至少可以满发1800小时，甚至超过2000小时。然而，国家发改委和能源局发文规定一类资源区光伏电站的“保障性收购小时数”仅为1500小时，“保障性收购小时数”的规定无疑阻碍了技术创新，强行封堵了光伏进一步降低成本的通路。当然，提出保障性收购小时数是为了避免更严重的弃光，本意是好的，但也成为阻碍光伏进一步降低成本的绊脚石。这其实也是中国特色，国际上都是优先全额收购光伏电量。

只要放开光伏-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就有望下降到0.2元/kWh以下，没有补贴情况下也将会有很大的市场。

3.webp.jpg

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，在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，智能运维等等。可以预见，光伏发电的成本在10年内有望下降到0.1元/kWh（实际上，2019年国内光伏电站最低投标电价已经是0.26元/kWh，国际上最低是1.65美分/kWh，相当于0.10元人民币）。超低的光伏电价必将有力推动国民经济的发展，这是我们翘首以待的明天。

2.1.5 当前的问题

2.1.5.1 中国的特点是西部资源丰富（包括常规资源和可再生能源资源），而负荷中心在东部，因此为了平衡东西部资源和负荷不平衡的问题，尤其考虑到未来高比例可再生能源的消纳，建立输电通道是必须的。当前的问题是：①通道不足，规划建设周期长，无法满足需要，将来是否可以考虑地下通道？②通道的利用率太低，据报道[19]，超高压输电通道的实际利用率不足30%，甚至更低！对非水可再生能源电力的输送占比不足15%。③同步电网不同步，跨省通道不畅通。

2.1.5.2 互补电源结构没有统一规划和部署。

2.1.5.3 火电的灵活性改造进展缓慢，现有机组调节性能差，最低负荷能力仅能达到50%；其次是个别省区新能源装机比例高，总调节能力不足。中国电科院张军军曾经给出这样的分析：在西部个别省区中午时段新能源达日最大发电出力时，瞬时新能源功率渗透率高达80%，火电机组的调节能力严重不足。这也是某些省区出现弃光、弃风的原因之一。除了技术原因，对于火电的灵活性改造，也还缺乏相应的电价体系和鼓励机制。

2.1.5.4 网侧储能很有限，10年之内不会有大的改善；跨省电力交易市场尚未建立，配置光伏电站站内储能没有动力，目前站内储能仅有零星示范。

2.1.5.5 与传统电力争夺市场是当前阻碍光伏规模化发展的主要矛盾，很多省区开展并鼓励非水可再生能源电量的发电权交易，说白了就是“你交钱，就让你发；你不交钱，就限制你发”。能够拿钱来买的“消纳能力”绝对不是技术问题，而是利益之争。

2.1.5.6 政策尚未对光伏发电松绑：光伏-逆变器容配比没有放开，光伏“保障性收购小时数”的规定值偏低， 不利于光伏电站进一步降低度电成本。

2.1.6 小结

综上所述，通过同步电网，互补电源结构，火电调节机组，网侧/站内储能等条件和措施， 电网就会有足够的调节能力，完全可以满足高比例（至少70%）非水可再生能源的电源结构要求。按照国家可再生能源中心提出的发展目标[9]，到2050年集中式光伏电站的装机10亿千瓦，从2021年开始，平均每年装机30GW，不应存在任何消纳障碍。关键是需要解决好上述问题。