一、前言

 

　　本人自1982年開始從事光伏發(fā)電系統(tǒng)工程和相關電子產品開發(fā)，至今已經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)?；l(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)的調節(jié)能力密切相關。電網(wǎng)的調節(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，負荷側調節(jié)以及光伏發(fā)電功率調節(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)?ldquo;調節(jié)電力”，不但是燃氣發(fā)電，燃煤電廠也必須參與調節(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，會主動建設站內儲能系統(tǒng)。一旦站內儲能系統(tǒng)建立起來，電站就有了調節(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。有了站內儲能，還能夠為電網(wǎng)提供一定的調度靈活性，并有效減少特定情況下棄光的損失。因此，站內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。

 

 

　　展望未來，除了制造端光伏產品進一步提高效率，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?？梢灶A見，光伏發(fā)電的成本在10年內有望下降到0.1元/kWh（實際上，2019年國內光伏電站最低投標電價已經是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，總調節(jié)能力不足。中國電科院張軍軍曾經給出這樣的分析：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，配置光伏電站站內儲能沒有動力，目前站內儲能僅有零星示范。

 

　　2.1.5.5 與傳統(tǒng)電力爭奪市場是當前阻礙光伏規(guī)?；l(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，火電調節(jié)機組，網(wǎng)側/站內儲能等條件和措施， 電網(wǎng)就會有足夠的調節(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。

 

　　2.2 分布式光伏發(fā)電

 

　　分布式發(fā)電系統(tǒng)是在用電負荷側安裝的發(fā)電系統(tǒng)。分布式光伏在我國可以表現(xiàn)為如下三種類型：①在單位內網(wǎng)接入的光伏發(fā)電系統(tǒng)（從電網(wǎng)角度看，一個單位的內網(wǎng)，就是一個單位“負荷”），電壓等級可以是低壓電網(wǎng)（220V/380V），也可以是中壓內網(wǎng)電網(wǎng)（10kV/35kV）；②在低壓電網(wǎng)（220V/380V）用戶用電電表負荷側接入的光伏發(fā)電系統(tǒng)，屬于“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”項目；③在用戶用電電表低壓公共配電網(wǎng)側接入的光伏發(fā)電系統(tǒng)，屬于“全額上網(wǎng)”項目。

 

　　分布式光伏不同于集中式光伏電站，它的調整、控制權在分布式發(fā)電系統(tǒng)本身。分布式光伏可以有“全額上網(wǎng)”、“全部自用”和“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”三種運行方式，以及“凈電量計量”和“雙向計量，雙向結算” 2種收費方式，而集中式光伏電站只有全額上網(wǎng)，單向售電一種模式；分布式光伏在高滲透率情況下會發(fā)生“逆功率流”現(xiàn)象，還有主動和被動“孤島”運行，而光伏電站沒有；對于“自發(fā)自用”的光伏項目，為了保證收益，必須進行光伏發(fā)電的日分布曲線與負荷曲線匹配特性的評估，而光伏電站不必做這樣的評估?？傊?，在分析分布式光伏的收益情況、滲透率和消納問題時，要比分析集中式光伏電站更為復雜。

 

　　分析分布式光伏的消納問題，必須弄清楚2件事：第一，進入平價時代后，分布式光伏的盈利點在哪里？是否具備規(guī)?；l(fā)展的商業(yè)基礎？第二，在規(guī)?；l(fā)展具備條件的前提下，配電網(wǎng)能夠接受多高的光伏滲透率？高比例分布式光伏是否會對配電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行構成威脅？

 

　　2.2.1 分布式光伏市場潛力巨大

 

　　2.2.1.1分布式光伏具備商業(yè)競爭優(yōu)勢

 

　　根據(jù)能源局的文件，2021年開始，無論是集中式光伏電站還是分布式光伏都不再有政府補貼，進入平價市場。分布式光伏在平價時代是否能夠持續(xù)擴大應用，取決于光伏發(fā)電的成本。對于以全額上網(wǎng)的分布式光伏，其成本必須要低于0.3元/kWh，才能有盈利空間，因為電網(wǎng)的收購電價大約0.3-0.4元/kWh；而對于“自發(fā)自用”光伏電量，成本只要低于0.5元就已經可以贏利了，因為自發(fā)自用電量的參考電價是電網(wǎng)的銷售電價，而銷售電價最低也要0.5元/kWh以上。也就是說，一旦光伏電價低于0.5元/kWh，則對于所有用電戶，用光伏的電都比買電網(wǎng)的電便宜。我國的電網(wǎng)銷售電價列表如下：

 

 

　　中國光伏行業(yè)協(xié)會的路線圖顯示，2021年分布式光伏在年利用小時數(shù)為1000時，成本0.39元/kWh，1200小時的成本為0.33元/kWh，說明，沒有補貼情況下，分布式光伏在中國東部（三類資源區(qū)）具備商業(yè)競爭優(yōu)勢。在未來10年內，分布式光伏在三類資源區(qū)的電價還可以進一步下降到0.2元/kWh以下，這是完全有把握的預期。因此，“十四五”期間，分布式光伏的主要發(fā)展形式是“自發(fā)自用”項目，而5年之后，分布式光伏的全額上網(wǎng)項目也將迎來巨大的市場?？傊?，在2021年以后的平價時代，光伏發(fā)電在成本上很有競爭力，完全具備規(guī)模化發(fā)展的商業(yè)潛力。目前，美國、歐洲各國和日本最大的商業(yè)化光伏市場也都是“自發(fā)自用”（Self-Consumption）的分布式光伏。

 

　　3.2.1.2 凈電量計量（Net Metering）

 

　　凈電量計量是“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”分布式光伏的一種計量和結算方式，被美國、歐洲和日本普遍采用。在“凈電量計量”方式下運行，所有的光伏電量（包括余電上網(wǎng)電量）的價值將等同于電網(wǎng)的銷售電價（目前國內政策對于光伏余電上網(wǎng)電量，只以脫硫電價結算），這將大大提高的分布式光伏項目的收益。另外，“凈電量計量”模式下，也不用考慮光伏發(fā)電是否與負荷匹配的問題。“凈電量計量”模式對于電網(wǎng)企業(yè)也有好處，只需要一年查看一下用戶電表，按照“凈電量”結算即可，大大減輕了工作量，簡單易行。但目前國內并不允許按照“凈電量計量”方式運行。建議2021年開始（平價時代）對戶用光伏項目實施凈電量計量和結算。這樣一方面大大減輕了電網(wǎng)企業(yè)的管理負擔，另一方面則提高了戶用光伏的收益，有利于進一步擴大戶用光伏市場。

 

 

　　2.2.1.3日本的“凈零能耗”建筑（net Zero Energy Building）

 

　　2016年曾經實地考察過日本的凈零能耗建筑（光伏專委會組團），印象深刻。2014年4月日本政府根據(jù)能源政策法制定的《第四次能源基本計劃》，明確了日本實現(xiàn)零能耗建筑的目標和方針，到2020年新建公共建筑和標準居住建筑實現(xiàn)凈零能耗，到2030年所有新建建筑平均實現(xiàn)凈零能耗。在這個計劃的推動下，日本戶用光伏快速發(fā)展，連續(xù)3年裝機接近或超過10GW。

 

　　這些建筑是否達到了“凈零能耗”我并不清楚，但所看到的建筑的確是達到了“凈零電耗”甚至“負電耗”（凈輸出）， 即實現(xiàn)了電力供應的自給自足。日本的凈零能耗建筑采用雙向計量、雙向結算方式，通過智能化管理（類似于德國的“智能家居”），做到用戶收益最大化。凈零能耗建筑基本可以做到零電費支付，甚至做到“負電費”，即全年算下來電量凈輸出，還可以賺錢。因為“凈零能耗”建筑必須與建筑節(jié)能相結合，實施起來比較復雜，建議在國內先開展“凈零電耗”建筑示范。

 

 

　　2.2.1.4 光伏微電網(wǎng)

 

　　光伏微電網(wǎng)屬于典型的“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”的分布式光伏，是實現(xiàn)光伏高滲透率和電網(wǎng)友好的重要途徑。光伏微電網(wǎng)由光伏組件、逆變裝置、儲能系統(tǒng)、負荷、監(jiān)控和保護裝置等匯集而成的小型發(fā)配電系統(tǒng)，與外電網(wǎng)只有一個交互電量的連接點，是一個能夠實現(xiàn)自我控制和管理的自治系統(tǒng)。按照功能不同光伏微電網(wǎng)可以有如下幾種：

 

　　自用型微電網(wǎng)：由單位或個人投資興建，自建自用，光伏滲透率100%，可以聯(lián)網(wǎng)運行，也可以主動式“孤島”運行，雙向計量，雙向結算，聯(lián)網(wǎng)運行時能夠根據(jù)電網(wǎng)要求和實時電價與電網(wǎng)互動，自動控制從電網(wǎng)購電或向電網(wǎng)賣電，在為電網(wǎng)削峰填谷的同時，實現(xiàn)收益最大化。當電網(wǎng)發(fā)生故障時，微電網(wǎng)能夠自動轉為“孤島運行”，可以做到“黑啟動”和“無縫切換”。自用型光伏微電網(wǎng)的效益明顯，是吸引投資，擴大光伏應用的主要形式。

 

　　服務型微電網(wǎng)：由配電網(wǎng)運營商投資建設，為一個區(qū)域內的多用戶供電，由微電網(wǎng)運營商管理和經營，可以聯(lián)網(wǎng)運行，也可以孤島運行，雙向計量，雙向結算，實現(xiàn)收益最大化。孤島運營時可以保證微網(wǎng)內全部用電戶或主要用電戶的供電，光伏滲透率50%-100%。服務型光伏微電網(wǎng)能夠助力電力體制改革，打破傳統(tǒng)壟斷經營，是實現(xiàn)配電網(wǎng)經營權開放的最好抓手。

 

　　互動型微電網(wǎng)：由電網(wǎng)或配電網(wǎng)企業(yè)投資建設，主要目的不是自用電，而是與電網(wǎng)互動，滿足電網(wǎng)要求，為電網(wǎng)提供輔助服務，是未來虛擬電網(wǎng)的重要組成。聯(lián)網(wǎng)運行，光伏滲透率300%-500%，雙向計量，雙向結算，系統(tǒng)能夠實現(xiàn)“恒功率輸出”和“削峰填谷”，依靠光伏超低成本和響應實時電價，實現(xiàn)盈利。丹麥技術大學（DTU）的微電網(wǎng)和韓國電力公司（KEPCO）實施的智能電網(wǎng)（Smart Grid）項目均屬此類。

 

 

　　2.2.2 儲能在分布式光伏市場的潛力

 

　　潛力巨大。一方面是因為分布式光伏的成本大大低于電網(wǎng)的零售電價，價差足以支持安裝儲能，這與德國和日本的情況類似。另一方面，安裝儲能之后，分布式光伏系統(tǒng)就具備了調節(jié)能力，在電力交易市場和實時電價系統(tǒng)建立起來之后，能夠根據(jù)電價與電網(wǎng)互動，實現(xiàn)了分布式光伏項目的收益最大化。因此，儲能在分布式光伏領域的潛在市場十分巨大。

 

　　2.2.3 高滲透率不會構成對配電網(wǎng)的威脅

 

　　2.2.3.1 不應設置分布式光伏的滲透率上限

 

　　同一供電平臺到底能夠安裝多大比例的光伏，目前尚沒有定論，可以肯定的是，高滲透率分布式光伏會帶來“逆功率流”問題，此時供電平臺的具體表現(xiàn)就是網(wǎng)壓升高。針對這個問題，分布式光伏有多種方法抑制網(wǎng)壓升高，如減功率運行，增加儲能，接入備用負荷，以及無功補償（逆變器有此功能，無須額外增添無功補償設備）[15]等。對于分布式光伏并網(wǎng)的要求，已經有國家標準[16]（GB/T 29319-2012），該標準對于并網(wǎng)特性、電能質量以及調節(jié)能力都有明確的規(guī)定，且分布式光伏系統(tǒng)并網(wǎng)前都需要通過電網(wǎng)企業(yè)的檢測。盡管電網(wǎng)企業(yè)并不對分布式光伏進行調度或控制，然而分布式光伏系統(tǒng)本身完全具備在電網(wǎng)出現(xiàn)異常情況下自行調整的能力。因此，沒有必要為分布式光伏限定滲透率，電網(wǎng)企更不能以“消納能力有限”為由拒絕分布式光伏項目的備案。

 

　　2.2.3.2 “鴨子曲線”及其消除辦法

 

　　盡管每一個單獨的分布式光伏系統(tǒng)都能通過自身調節(jié)來滿足并網(wǎng)特性，使所接入的配電網(wǎng)安全、穩(wěn)定運行。但如果在一個居民區(qū)內（工商業(yè)用戶沒有負荷晚高峰）安裝了大量“自發(fā)自用”的光伏項目，當白天陽光充足時，從電網(wǎng)管理的角度看，表現(xiàn)為負荷大大下降，但在傍晚太陽落山后，所有光伏系統(tǒng)停止發(fā)電，電力需求卻急劇上升。這種負荷曲線就像是一只鴨子，因此被稱為“鴨子曲線”。這種現(xiàn)象對電網(wǎng)的保障供電能力造成巨大壓力。

 

　　下圖是美國加州近幾年來“鴨子曲線”的演變，隨著光伏裝機容量的逐年迅速上升，鴨子曲線將越來越明顯。

 

 

　　解決供電區(qū)域“鴨子曲線”問題是電網(wǎng)企業(yè)的職責范圍，但電網(wǎng)企業(yè)又無法直接對分布式光伏進行調度控制。“鴨子曲線”問題的解決可以通過實時電價調整來實現(xiàn)。白天陽光充足時，交易電價很低，分布式光伏的儲能系統(tǒng)處于充電狀態(tài)；當傍晚負荷高峰時，交易電價很高，分布式光伏的儲能系統(tǒng)則處于放電狀態(tài)，實現(xiàn)了錯峰運行，消除了“鴨子曲線”，分布式光伏也實現(xiàn)了收益最大化，兩全其美。由此還得出一個結論，就是隨著分布式光伏的規(guī)?；l(fā)展，分布式儲能市場也會隨之興起。

 

　　2.2.4 存在問題

 

　　1)分布式光伏具備商業(yè)化競爭優(yōu)勢，但國家尚未對分布式光伏項目的建設規(guī)模全面放開；

 

　　2)自發(fā)自用的分布式光伏直接影響到電網(wǎng)企業(yè)的效益和業(yè)績，自發(fā)自用多了，電網(wǎng)賣電自然就少了，而且分布式光伏項目分散、規(guī)模小，且發(fā)電商多而雜，電網(wǎng)企業(yè)管理負擔加重，又沒有任何補償，因此電網(wǎng)企業(yè)對于分布式光伏項目的開展沒有任何積極性，2019年更是出現(xiàn)了以“消納能力有限”而不予立項的情況發(fā)生；

 

　　3)中國還不允許采用分布式光伏項目采用“凈電量計量”模式運行，中國也還沒有像日本“凈零能耗建筑”和德國“智能家居”那樣類似的政府計劃；

 

　　4)電力體制改革進展緩慢，配電網(wǎng)經營權尚未開放，電力交易市場和實時電價體系尚未建立，不利于光伏微電網(wǎng)項目的開展，也不利于分布式儲能市場的啟動。

 

　　2.2.5 小結

 

　　分布式光伏進入平價時代后，具有商業(yè)化競爭優(yōu)勢，市場潛力巨大。分布式光伏自身具備的調解能力完全可以保障高滲透率情況下配電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行，不存在消納受限的問題。高比例分布式光伏的發(fā)展和分布式儲能市場的啟動有賴于電力交易市場和實時電價體系的建立。

 

　　三、高比例可再生能源結構是能源轉型的天下大勢

 

　　孫中山先生講：“天下大勢，浩浩湯湯，順之者昌，逆之者亡”。從常規(guī)能源為主的電力結構向高比例可再生能源結構轉型就是天下大勢，已經成為世界共識。國際能源署（IEA PVPS），國際可再生能源署（IRENA），歐盟委員會，德國，日本以及很多國際研究機構研究報告的結論都不約而同地指出，未來世界的能源和電力結構是高比例可再生能源，甚至是100%可再生能源結構。尤其值得注意的是，高比例可再生能源結構中，光伏的占比是最高的（沒有之一）！IRENA預測，2050年光伏全球裝機8519GW，風電裝機6014GW，光伏和風電占全球電力裝機的72.5%，可再生能源發(fā)電量將占全球發(fā)電量的86%！DNV.GL預測，到2050年全球光伏累計裝機將達到18000GW，占到全球總電力裝機的50%以上；由德國環(huán)境基金（DBU）支持的LUT “全球100%可再生能源電力結構”的研究報告預測，2050年，光伏發(fā)電在全球電力供應的占比將達到69%，全球光伏裝機將達到22000GW！一浪高過一浪！伴隨著光伏高比例發(fā)展，化學儲能也將迎來前所未有的蓬勃商機。LUT報告指出：2015年，國際上93%的儲能為抽水蓄能（Pump Hydro Storage），蓄電池儲能僅占到7%；到2050年，儲能總量將是2015年的458倍！蓄電池化學儲能將占到95%，抽水蓄能僅占到1%（占比倒過來了）。總之，高比例可再生能源是世界能源轉型的方向，而光伏將成為未來世界最主要的電力來源。

 

 

　　就中國而言，迫于能源供給和溫室氣體減排的壓力，能源轉型更是迫在眉睫。中國從2007年始成為溫室氣體排放世界第一大國，目前是世界能源消費第一大國，是世界最大的電力裝機和電力消費國，是世界最大的煤炭和石油進口國，中國石油對外依存度超過70%，天然氣對外依存度達到45%。然而，中國常規(guī)能源的儲采比還不到世界平均值的50%，中國如果保持現(xiàn)狀不做任何改變，30年之后中國的石油、天然氣，甚至煤炭，都將消耗殆盡，中國如果不能在今后20-30年內完成向高比例可再生能源結構的轉型，則勢必面臨巨大的能源安全問題。

 

 

　　國家可再生能源中心依據(jù)國家能源轉型要求，2018年發(fā)布了研究報告“中國可再生能源展望2018”，提出到2050年，中國可再生能源在一次能源消費中的占比達到60%以上，在電力消費的比重達到90%以上的中國能源轉型目標。僅以電力、光伏和化石能源電力的發(fā)展目標為例：

 

　　

　　火電裝機需要從現(xiàn)在的60.2%下降到2050年的11.1%，發(fā)電量需要從現(xiàn)在的70.4%下降到14.0%；而光伏裝機需要從現(xiàn)在的9.2%上升到2050年的38.3%，發(fā)電量從現(xiàn)在的2.5%上升到19.3%。光伏裝機到2050年將超過20億千瓦（2000GW）。

　

　　中國的光伏制造業(yè)十分強大，光伏產品占全球總產量的70%以上，無論從制造、應用還是裝備和研發(fā)，都處于世界領先，沒有制約因素，具備支持光伏規(guī)模化發(fā)展的產業(yè)基礎。

 

 

　　然而，最為重要的是：高比例可再生能源的能源/電力轉型方向必須在政府、電網(wǎng)和發(fā)電集團之間達成共識，而且必須要有統(tǒng)一的行動。“十四五”是光伏和風電全面進入平價時代的開局5年，是承前啟后、繼往開來的5年，非常關鍵。如果達成共識，則“十四五”所有新增電力裝機都應該是清潔能源，包括水電、光伏、太陽能熱發(fā)電、風電、生物質發(fā)電和天然氣發(fā)電，燃煤電廠的存量裝機亦應讓出發(fā)電量，以保證清潔電力的“先發(fā)、滿發(fā)”。

 

　　對于核電，坦率地講，我是一位旁觀者，從旁觀者的角度看，核電有2個致命的問題沒有解決，一個是核廢料的處理，據(jù)說關閉一座核電站周期比建一座核電站還要長，成本比建一座核電站還要高。核廢料目前處理辦法只有深埋，然而它的半衰期長達幾萬到幾十萬年，始終都在地下釋放并積累能量，是一顆定時炸彈，威脅著子孫后代的生存環(huán)境；另一個是核事故，一旦發(fā)生核事故就將是滅頂之災（俄羅斯的切爾諾貝利和日本福島就是先例）。我想問的是：如果光伏+儲能能夠滿足中國的電力需求，為什么要冒如此高的風險去建核電站？如果拿核電站和燃煤電廠相比較，從安全角度出發(fā)，我寧肯支持上燃煤電廠。

 

　　四、結論和建議

 

　　結論：

 

　　1)從技術角度講并不存在高滲透率光伏情景下的消納問題，關鍵是政府、電網(wǎng)、發(fā)電企業(yè)必須統(tǒng)一思想，堅定高比例可再生能源的能源轉型的大方向，而且要統(tǒng)一行動。否則，再美好的藍圖也會成為一紙空文；

 

　　2)對于集中式光伏電站，通過同步電網(wǎng)、互補電源結構、火電調節(jié)機組、網(wǎng)側/站內儲能等措施，使電網(wǎng)具備足夠的調節(jié)能力，在風光等波動性可再生能源滲透率達到70%時，也不會有電網(wǎng)安全和消納問題；

 

　　3)對于分布式光伏，在平價時代具備較強商業(yè)競爭力，市場潛力巨大。依靠分布式光伏自身調節(jié)能力，滲透率可以做到100%。對于分布式光伏不應設置滲透率上限；

 

　　4)在向高比例可再生能源轉型過程和大規(guī)模發(fā)展光伏發(fā)電的進程中，電化學儲能將會發(fā)揮重要作用，具有巨大的潛在市場，必將帶來新的商機；

 

　　建議：

 

　　1)“十四五”是我國能源轉型的關鍵之年，建議新增電力裝機均為清潔電力，包括水電、風電、光伏、太陽能熱發(fā)電、生物質發(fā)電和氣電，燃煤電廠的存量裝機需要讓出電量，以保證清潔能源電力的先發(fā)、滿發(fā)；

 

　　2)對于集中式光伏電站，放開光伏-逆變器容配比，取消“保障性收購小時數(shù)”的限制，給予“先發(fā)、滿發(fā)”的優(yōu)先權；

 

　　3)對于分布式光伏放開年度規(guī)模限制，對“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”的戶用光伏系統(tǒng)按照“凈電量計量”模式計量和結算；適時啟動 “凈零電耗建筑”計劃和示范；鼓勵投資光伏微電網(wǎng)項目；

 

　　4)努力推進電力體制改革，放開配電網(wǎng)的經營權；加快進行電力交易市場和實時電價體系的建設；

 

　　5)出臺針對性的政策和價格體系，激勵光伏系統(tǒng)提高自身調節(jié)能力，加速儲能市場的規(guī)?；l(fā)展；

 

　　6)“他山之石，可以攻玉”建議決策部門和電網(wǎng)企業(yè)考察調研國際相關技術和政策，確保中國能源/電力發(fā)展方向正確無誤?？疾煺{研項目包括但不限于：高比例可再生能源的發(fā)展路線和政策措施（美國加州、歐盟、德國、丹麥、日本、澳大利亞），電力交易市場和實時價格體系（美國、北歐電網(wǎng)、日本），光伏-逆變器容配比（美國、德國、日本、印度），凈電量計量（美國、歐洲、日本），凈零能耗建筑和智能家居（日本、德國、荷蘭），微電網(wǎng)（美國、德國、丹麥、希臘、日本、韓國），分布式光伏造成的“鴨子曲線”及其解決辦法（美國加州、德國、日本）。