1月21日由中国光伏行业协会举办的光伏行业2015年回顾与2016年展望研讨会在京召开。国家电网能源研究院新能源研究所相关人员与会分享了2015年我国光伏发电发展基本情况，下为《2015年我国光伏电站运行与消纳分析及光伏“十三五”展望》。
2015年光伏运行消纳分析
近年来，大规模新能源消纳一直都是世界性难题，与国外相比，我国的新能源消纳问题更为突出。我国风资源集中、规模大，远离负荷中心，难以就地消纳。新能源集中的“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低。加之近两年经济增速放缓，电力增速减慢，多种因素共同作用下，今年新能源消纳矛盾更加突出。我国面临如下几个问题：
一、用电需求增长放缓，消纳市场总量不足
2015年，全国全社会用电量同比增长0.5%，增速比上年降低3.6个百分点，其中东北、华北、西北地区分别为-1.9%、-1.7%，2%。在电力需求增长放缓的情况下，包括新能源在内的各类电源装机保持较快增长。截至2015年底，全国电源总装机同比增长10.4%，超过用电需求增速9.9个百分点。由于新增的用电市场已无法支撑各类电源的快速增长，导致新能源和火电、核电利用小时数均出现下降。2015年，全国火电、核电、风电、太阳能发电利用小时数同比分别下降410、437、172、35小时。
甘肃：“十二五”以来电源装机快速增长，电力严重过剩。2010-2015年，甘肃电源装机增长111%，比同期负荷增长高出87个百分点;截至2015年底，电源装机规模4642万千瓦，风电、光电装机达到1862万千瓦，最大负荷1303万千瓦，电源装机是最大负荷的3.5倍，新能源装机是最大负荷的1.4倍。2015年甘肃发电设备利用小时数2776小时，低于全国平均水平1163小时，其中火电3778小时，比2010年下降895小时，风电1253小时，下降603小时。
新疆：“十二五”以来电力装机呈现高速增长，2010-2015年增长3.4倍。2014年以来，用电负荷增速明显放缓，由2013年的31%下降到2015年的11%，电源装机是最大负荷的2.6倍。2015年新疆发电设备利用小时数3791小时，低于全国平均水平216小时，其中火电4730小时，比2010年下降929小时，风电1571小时，下降1102小时。
宁夏：在市场总量不足的情况下，部分地区增加大用户直购火电电量，进一步挤占新能源市场空间。2015年初，宁夏自治区安排区内公用火电厂与大用户直接交易电量120亿千瓦时，9月又补充安排50亿千瓦时的四季度火电大用户直接交易电量，大幅抬升冬季大风期火电机组利用率，造成宁夏10月弃风激增，弃风比例达到32.7%，同比增长32.5个百分点。
二、电源结构不合理，系统调峰能力严重不足
我国电源结构以火电为主，占比达到67%，特别是“三北”地区，占比达到70%;全国抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%，“三北”地区不足4%。其中，东北、西北地区抽水蓄能等灵活调节电源比重只有1.5%、0.8%。
影响系统调峰的一个重要因素是供热机组比重。由于供热机组生产电能的同时又要满足热负荷需求，冬季采暖季，供热机组为保证供热，不能深度调峰，调峰能力下降较大，一般仅为20%左右。目前，“三北”地区火电机组中，供热机组占有很大比重，7个省区超过40%，电网调峰更加困难。
影响系统调峰的一个重要因素是自备电厂。自备电厂多隶属高耗能企业，负荷相对固定，不参与系统调峰，在电力需求放缓的情况下，自备电厂发电量的增长造成公用电厂和新能源被迫进一步压出力参与调峰。部分地区近两年来自备电厂快速增长。2015年，“三北”地区自备电厂装机容量4231万千瓦，占火电装机比例达到13%。其中自备电厂装机占本省火电装机比例超过10%的省区有6个。
目前，新疆自备电厂装机容量1630万千瓦，占总装机的29%，占火电装机的45%。累计发电量已超过公用火电机组，累计发电利用小时数4886小时，远高于公用火电厂利用小时数2874小时。
三、电网发展滞后，新能源送出和跨省跨区消纳受限
国家先后颁布“十二五”风电、太阳能发电等专项规划，但“十二五”电网规划至今没有出台，新能源基地送出通道得不到落实。国家规划了9个千万千瓦风电基地，其中7个在“三北”地区，目前仅安排了哈密、酒泉、蒙西等3个基地的跨区输电项目。
电网项目核准滞后于新能源项目，新能源富集地区不同程度都存在跨省跨区通道能力不足问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。甘肃酒泉风电基地装机规模已超过1200万千瓦、太阳能发电近600万千瓦，但酒泉～湖南特高压直流工程2015年5月核准建设，预计2017年才能投产，外送通道建设滞后2-3年。
四、市场机制缺失影响新能源消纳
电力系统由包括新能源在内的各类电源、电网和用户等多个主体构成，政府主导电力行业的规划制订、运行规则、电价核定等。电网是能源电力资源的配置平台，电网公司按照政府要求负责电网的建设、运行和调度管理，组织交易并结算电费，接受能源监管机构行业监管。
由于各类电源发电计划年初政府已经明确，电网调度争取多接纳新能源，只能在计划框架下局部优化，调整的空间很小。
与国外相比，我国促进新能源消纳的市场化机制已经严重滞后，仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点。由于缺乏常规电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性。
十三五光伏发展面临的形势
一、经济增长进入新常态
电力需求增长趋缓。从宏观层面来看，在经济增长需要新引擎的转型期，新能源产业作为战略性新兴产业将迎来新的发展机遇;但从微观层面来看，在电力需求增长乏力的大背景下，实现伏发电装机规模达到1.5亿千瓦的目标，面临的新能源市场消纳形势十分严峻。
二、电力体制改革全面推进
新的电力体制机制正在建设之中，新能源发展如何适应电改新形势尚未取得共识。“十三五”是落实国务院9号文的关键时期，在计划与市场交易双轨制情况下，落实新能源优先发电权仍面临诸多不确定性。从欧美国家新能源发展的经验来看，在竞争性电力市场中，风电、光伏发电凭借其发电边际成本低，通过参与市场竞争的方式自然实现优先上网消纳，更易于实现新能源消纳。
三、光伏上网电价进入下调通道
受弃风、补贴拖欠影响，我国新能源上网电价调整不及时，新能源发展陷入“高补贴、高增速、高限电、高拖欠”的怪圈，严重制约了新能源的健康发展。
(一)受资源条件约束，我国新能源基地化开发格局难以改变，解决我国新能源消纳问题需要电源、负荷、电网三管齐下。“十三五”风电仍将以大规模基地式开发为主，光伏基地开发规模仍将占到光伏开发规模的一半左右。电源、负荷、电网是影响新能源消纳的三个方面因素。国内外经验表明，在电网环节扩大电网范围，在电源环节提高电源灵活性，在负荷环节实施需求侧响应、增加用电需求，是实现新能源高比例消纳的三大重要途径。初步测算，“十三五”期间，西北地区电源侧、负荷侧、电网侧对新增新能源装机消纳的贡献度分别为6%、33%和61%;华北地区电源侧、负荷侧、电网侧对新增新能源装机消纳的贡献度分别为32%、35%和33%;东北地区电源侧、负荷侧、电网侧对新增新能源装机消纳的贡献度分别为27%、21%和52%。
(二)在全面推进电力市场化改革的新形势下，必须以市场化的思维破解新能源发展中遇到的困难。市场机制将是解决我国弃风、弃光等新能源发展难题的最终选择。随着世界范围内可再生能源的大规模快速发展，探索以市场化的方式推动新能源的发展是德国、美国等世界新能源发展大国的共同选择。从欧美国家新能源发展的经验来看，在竞争性的电力市场中，采取固定或相对固定补贴、风电参与市场的方式有利于风电的可持续发展。随着中国新能源进入规模化发展新阶段，“十三五”新能源消纳机制的设计思路上应坚持市场化导向。
(三)随着开发规模的增大以及接入比例的提高，新能源在电力系统中地位和影响显著提升。随着装机规模步入亿千瓦级时代，对系统电力电量平衡的影响以及电网稳定运行的影响显现。一方面，随着新能源规模扩大，风电、太阳能发电等将逐步上升为主力电源，将成为系统电量主要提供者，煤电等常规电源的角色将由主要提供电量转变为主要提供容量。另一方面，随着电网接入新能源比例的增加，电网控制特性发生变化，主要表现之一是电网频率稳定水平下降，使得电网安全稳定运行风险加大。迫切需要加强网源协调，配套建设抽蓄电站等快速响应电源，确保大功率缺失情况下的频率稳定和频率恢复能力。
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