王斯成：光伏高比例接入电网的问题及解决方案

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本文节选自王斯成老师的《光伏发电消纳问题分析》，原文12181字，为方便读者在微信上阅读、传播，经王老师允许，节选其中部分内容，共 7258字。

根据中电联的预期，2025年我国的电力总装机需求为27.6亿kW。从技术角度看，非水可再生能能源占比40%，达到11亿kW，是完全可行的。其中，风电5.5亿kW，光伏5亿kW，光热0.5亿kW。因此，“十四五”期间，预期光伏平均年新增装机50GW。

在国家发改委能源所、隆基股份、陕煤集团联合发布的《中国2050年光伏发展展望（2019）》中提出，2050年中国光伏装机将达到50亿kW，并给出技术、经济可行性分析，具体的实现路径。（详见：2050年中国光伏装机预期50亿kW）

光伏发电具有不连续、不稳定的特点，如何实现电网的高比例（渗透率）的光伏发电？下文从集中式光伏电站和分布式光伏分别阐述。

集中式光伏电站可以从以下三个途径实现。

途径一：利用同步电网和互补电源

南方梅雨季节，如果连续下雨一周，光伏高渗透率如何满足电力供应？这是个典型的“形而上学”式问题，片面、孤立的看问题，而未全面、联系的看待问题。

同步电网

俗话说，“十里不同天”，“东边日出西边雨”，我国已经建成跨省、跨区域的坚强、智能大电网。即使在区域电网覆盖范围内，也会出现部分地区下雨、部分地区晴天的情况，完全可以通过电网内部的调配，达到统计平均的电力需求。

互补电源

互补电源结构也很重要。光伏占比20%，其他80%的电源会与光伏有一定的互补性。如风电、光伏资源在年际、日间都存在非常好的互补性。火电、气电、水电、生物质发电等，都可以成为光伏发电的互补电源。80%的互补型电源，能够有效的调节光伏电力的波动性和不连续性。

国外案例

以德国为例。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

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。为实现65%的目标，需要新建近3600km的输电线路和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。

2015年3月20日9：30-11：30间，德国发生日全食。彼时，德国光伏渗透率近50%（德国最大负荷为80GW，光伏装机总装机为39GW）。

德国做了采用备用机组、负荷侧调节以及光伏发电功率调节等多种预案。最后，依托北欧强大的电网，德国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。

途径二：火电由“基荷电力”转变为“调节电力”

2013年5月，德国国际合作机构（GIZ）发布《德国能源转型的12个见解》中提出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，调峰深度由现在的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：

表1：德国火电灵活性升级的技术指标 机组功率：百万千瓦

说明：第一个数字是未来调节能力，括号内数字是目前的典型状况。

目前，我国的火电机组占比59.2%。充分利用现有火电机组，通过灵活性改造，对于高比例可再生能源的电源体系，保障电网安全稳定运行上，将起到举足轻重的作用。

途径三：配置网测储能装置

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。按照前文提到的风电、太阳能累计40%的比例，配置网测储能装置必要性不大。

即使一定要配置一定比例的网侧储能装置，相对于每个光伏电站单独配置，由电网在一定区域内配置显然更具经济性。

另一方面，随着电力交易市场的建立，集中式光伏电站投资商基于经济性考虑，会主动建设一定比例的站内储能系统。根据黄河水电的经验，集中光伏电站内配置30%的储能，即可满足电网的调度需求。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。

1、远距离输电通道不畅，且利用率低

中国资源禀赋区域分配不均匀。资源（包括常规资源和可再生能源资源）主要集中在西部地区，但用电负荷中心在东部。

为了解决东西部资源和负荷不平衡的问题，建立输电通道是非常必要的。然而，现状是：

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，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，现有的电力价格机制导致跨省通道不畅通。

2、互补电源结构没有统一规划和部署

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%；除了技术原因，对于火电的灵活性改造，还缺乏相应的电价体系和鼓励机制。

4、 网侧储能很有限，“十四五”期间不会有大的改善

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。

目前，很多省区开展并鼓励非水可再生能源电量的发电权交易，形成“你交钱，就让你发；你不交钱，就限制你发”的局面。可见，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。

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40%非水可再生能源电源结构要求，甚至可以实现70%以上的高比例非水可再生能源接入。

1、分布式与集中式电站的不同

在分析分布式光伏的收益情况、渗透率和消纳问题时，要比分析集中式光伏电站更为复杂。因为分布式光伏与集中式光伏电站的区别主要在于以下三点：

1）集中式电站必须接受电网调度，而分布式的调整、控制权在系统本身。

2）集中式光伏电站只有全额上网，单向售电一种模式；而分布式可以有“全额上网”、“全部自用”和“自发自用，余电上网”三种运行方式，以及“净电量计量”和“双向计量，双向结算” 2种收费方式；

3）高渗透率情况下，分布式会发生“逆功率流”现象，有主动和被动“孤岛”运行。

2、高渗透率分布式光伏的问题及解决方案

1） “逆功率流”问题及解决方案

目前，尚无充分研究数据表明配电网侧同一供电台区内接受分布式光伏的最大比例是多少，但过高渗透率的分布式光伏会带来“逆功率流”问题，导致供电平台的网压升高。

针对这个问题，技术上有很多手段可以解决，包括：如减功率运行，增加储能，接入备用负荷，以及无功补偿（逆变器有此功能，无须额外增添无功补偿设备）等。可见，尽管电网企业并不对分布式光伏进行调度或控制，然而分布式光伏系统本身完全具备在电网出现异常情况下自行调整的能力。

同时，国家标准GB/T 29319-2012中对于分布式光伏项目的并网特性、电能质量以及调节能力都有明确的规定，且分布式光伏系统并网前都需要通过电网企业的检测。因此，没有必要为分布式光伏限定渗透率，电网企更不能以“消纳能力有限”为由拒绝分布式光伏项目的备案。

2）“鸭子曲线”及其消除办法

尽管每一个单独的分布式光伏系统都能通过自身调节来满足并网特性，使所接入的配电网安全、稳定运行。但如果在无工商业用户的居民区内安装了大量“自发自用”的户用光伏项目，会出现“出力”与“负荷”不匹配问题。

当白天阳光充足、光伏出力大时，当地用电负荷大大下降；但在傍晚太阳落山后，光伏系统停止发电，当地电力需求急剧上升，造成这一区域的电力负荷曲线就像是一只鸭子，因此被称为“鸭子曲线”。这种现象对电网的保障供电能力造成巨大压力。

在美国加州，近几年来随着光伏装机容量的逐年迅速上升，鸭子曲线将越来越明显，如下图所示。

图1： 美国加州电力负荷的“鸭子曲线”

“鸭子曲线”问题，完全可以通过“实时电价+储能”调整来解决。白天阳光充足时，交易电价低，用户分布式光伏的储能系统处于充电状态；当傍晚负荷高峰时，交易电价很高，分布式光伏的储能系统则处于放电状态，实现了错峰运行，消除了“鸭子曲线”。通过电价的经济调节，用户侧储能可以实现很好的经济性，得到广泛的应用。

目前，分布式光伏的成本大大低于电网的零售电价，只要实行“实时电价”，使峰谷时的价差支持用户侧储能的经济性， “鸭子曲线”就不会出现。

3、通过光伏微电网实现分布式高渗透率

光伏微电网属于典型的“自发自用，余电上网”的分布式光伏，是实现光伏高渗透率和电网友好的重要途径。

光伏微电网由光伏组件、逆变装置、储能系统、负荷、监控和保护装置等汇集而成的小型发配电系统，与外电网只有一个交互电量的连接点，是一个能够实现自我控制和管理的自治系统。按照功能不同光伏微电网可以有如下几种：

1）自用型微电网

由单位或个人投资兴建，自建自用，光伏渗透率100%，可以联网运行，也可以主动式“孤岛”运行，双向计量，双向结算，联网运行时能够根据电网要求和实时电价与电网互动，自动控制从电网购电或向电网卖电，在为电网削峰填谷的同时，实现收益最大化。当电网发生故障时，微电网能够自动转为“孤岛运行”，可以做到“黑启动”和“无缝切换”。日本的零能耗建筑便属于此类。

2014年4月日本政府根据能源政策法制定的《第四次能源基本计划》，明确了日本实现零能耗建筑的目标和方针，到2020年新建公共建筑和标准居住建筑实现净零能耗，到2030年所有新建建筑平均实现净零能耗。

能耗测量相对复杂，但根据电表读数，这些建筑的确达到了“净零电耗”甚至“负电耗”（净输出）， 即实现了电力供应的自给自足。因为“净零能耗”建筑必须与建筑节能相结合，实施起来比较复杂，建议在国内先开展“净零电耗”建筑示范。

图2：日本典型的净零能耗建筑

2）服务型微电网

由配电网运营商投资建设，为一个区域内的多用户供电，由微电网运营商管理和经营，可以联网运行，也可以孤岛运行，双向计量，双向结算。孤岛运营时可以保证微网内全部用电户或主要用电户的供电，光伏渗透率50%-100%。服务型光伏微电网能够助力电力体制改革，打破传统垄断经营，是实现配电网经营权开放的最好抓手。

3）互动型微电网

由电网或配电网企业投资建设，主要目的不是自用电，而是与电网互动，满足电网要求，为电网提供辅助服务，是未来虚拟电网的重要组成。联网运行，光伏渗透率300%-500%，双向计量，双向结算，系统能够实现“恒功率输出”和“削峰填谷”，依靠光伏超低成本和响应实时电价，实现盈利。

丹麦技术大学（DTU）的微电网和韩国电力公司（KEPCO）实施的智能电网（Smart Grid）项目均属此类，如下图所示。

图3：丹麦DTU微电网受控后实现恒功率输出（蓝色线）

图4：韩国KEPCO的智能电网，主要目标：调峰5%，节能10%，减排5%。

1、政策管制

分布式光伏具备商业化竞争优势，但国家尚未对分布式光伏项目的建设规模全面放开；

2、与电网公司的利益冲突

自发自用的分布式光伏的安装，直接减少了电网公司的销售电量，从而影响到当地电网企业的效益和业绩，与电网企业形成利益冲突；

按照目前的政策，电网企业要免费给分布式项目提供安装、并网服务；同时，分布式光伏项目规模小、数量多，电网企业管理难度大、负担重，并且没有任何补偿。

综上所述，分布式光伏项目的建设，与电网公司的利益形成直接冲突，但分布式光伏项目的接入需要电网公司批准，电网公司以“消纳能力有限”不予立项的情况是有发生发生。

3、电力市场体制制约

电力体制改革进展缓慢，配电网经营权尚未开放，电力交易市场和实时电价体系尚未建立，不利于光伏微电网项目的开展，也不利于分布式储能市场的启动。

分布式光伏进入平价时代后，具有商业化竞争优势，市场潜力巨大。分布式光伏自身具备的调解能力完全可以保障高渗透率情况下配电网的安全稳定运行，不存在消纳受限的问题。高比例分布式光伏的发展和分布式储能市场的启动有赖于电力交易市场和实时电价体系的建立。

光伏要高比例接入电网，除了技术可行之外，还要具有经济可行性。

目前，在用户侧，光伏的成本已经大幅低于用户的用电价格，具有良好的经济性。

在发电侧，参考目前的火电价格，全国平均值为0.3608元/kWh，考虑电网调度成本，认为全国集中式光伏电站平均度电成本降至0.25元/kWh以内，才具有较好的经济性。

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，折合人民币0.1元/kWh。可以预见，国内光伏发电平均的度电成本在10年内有望下降到0.1元/kWh 。

然而，政策的管制，限制了光伏行业的技术进步、度电成本进一步下降。

1、政策对容配比的限制

目前，国际上普遍采用提高“光伏-逆变器容配比” 的创新手段来降低度电成本。

以Ⅰ类资源区某光伏电站为例，若“容配比=1.0：1.0”，该电站的等效利用小时数为1500小时。

当“容配比=1.2：1.0”时，直流侧组件功率比逆变器功率高20%，发电量提高20%，等效利用小时数从1500小时提高到1800小时；而仅增加了直流侧的投资，度电成本大幅度下降。

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。

由于中国采用发电量补贴的方式，如果对现有享受补贴的电站进行技术改进，以少量投资实现大幅提高发电量，可能涉及“骗补”问题。因此，目前政策并不支持提高容配比，省份甚至严查直流侧光伏扩装，如发现会责令限期拆除。

然而，对于新项目，尤其是无补贴的光伏项目，不存在上述“骗补”问题，政策不应再限制提高容配比！目前，新的《光伏电站设计规范》已经将容配比放宽到1.8：1.0，相关的管理政策也应该对此问题予以明确，以正式文件的形式，放开对容配比的管制。

2、保障小时数的限制为了减少“弃光”，保障光伏项目投资者的基本收益，国家能源局在2016年出台了风电、光伏项目的保障小时数，保障小时数以内必须“保量保价”，保障小时数以外按照“市场交易价格”收购。然而，部分地区电网存在按“保障小时数”收购，高出部分不予收购的情况。

放开容配比，光伏电站的利用小时数会大幅提升，远远高于“保障小时数”。除此之外，随着技术进步，系统端有许多技术改进方案，如：采用双面组件、太阳跟踪器、1500V系统，实施智能运维，提高能效比。

上述技术均能大幅提升光伏电站的利用小时数，使之，远远高于“保障小时数”。然而，如果“保障小时数”以外的电量不予收购，即发生弃电量，则上述能大幅降低度电成本的技术改进则无意义。

可见，电网“仅按保障小时数收购、以外的不予收购”的做法，无疑严重打击了投资企业技术创新的积极性，强行封堵了光伏进一步降低成本的通路。

建议“保障小时数”以外实行“以当地电力市场平均交易价格”实行全额收购，当5%以上的弃光量，电网应严格予以赔偿。

只要放开光伏-逆变器容配比，同时保证光伏“先发、满发”，实现“保障性收购小时数”以外也收购，即全额收购，则集中式光伏电站的发电成本就有望下降到0.25元/kWh以下，没有补贴情况下也将会有很大的市场。

1、光伏高比例接入电网不存在技术障碍

1）对于集中式光伏电站，通过同步电网、互补电源结构、火电调节机组、网侧/站内储能等措施，使电网具备足够的调节能力，在风光等波动性可再生能源渗透率达到70%时，也不会有电网安全和消纳问题；

2）对于分布式光伏，在平价时代具备较强商业竞争力，市场潜力巨大。依靠分布式光伏自身调节能力，渗透率可以做到100%。对于分布式光伏不应设置渗透率上限；

3）在向高比例可再生能源转型过程和大规模发展光伏发电的进程中，电化学储能将会发挥重要作用，具有巨大的潜在市场，必将带来新的商机；

综上所述，电网高比例接入光伏项目，虽然会产生一些问题，但都可以从技术上解决，并不存在技术障碍，且国外发达国家已经有一定经验。

2、光伏高比例接入电网不存在经济障碍

目前，中国光伏项目的最低中标电价为0.26元/kWh，已经低于当地煤电价格；国际上最低中标电价为1.65美分/kWh，折合人民币0.1元/kWh。

只要放开光伏-逆变器容配比，同时保证光伏“先发、满发”，实现“保障性收购小时数”以外也收购，即全额收购，则集中式光伏电站的发电成本就有望下降到0.25元/kWh以下，没有补贴情况下也将会有很大的市场。

随着光伏产业自身的技术进步，光伏电力的度电成本会进一步下降，无疑将成为最便宜的电力形式。

因此，但从光伏产业的技术、经济角度，“十四五”期间，预期光伏平均年新增装机50GW，2025年实现累计5亿kW的装机是完全可行的。远期，到2050年实现更高的比例，总装机达到50亿kW也并不是不可能。

3、思想不统一是关键

制约上述目标实现的最大问题是：由于利益的冲突，“要不要实现高比例可再生能源、实现能源转型”还未在全社会形成统一思想。

关键是政府、电网、发电企业必须统一思想，坚定高比例可再生能源的能源转型的大方向，而且要统一行动。只要统一思想，统一行动，上述目标一定可以实现。

4、高比例可再生能源是世界共识

国际能源署（IEA PVPS），国际可再生能源署（IRENA），欧盟委员会，德国，日本以及很多国际研究机构研究报告的结论都不约而同地指出，未来世界的能源和电力结构是高比例可再生能源，甚至是100%可再生能源结构。尤其值得注意的是，高比例可再生能源结构中，光伏的占比是最高的（没有之一）！

IRENA预测，2050年光伏全球装机8519GW，风电装机6014GW，光伏和风电占全球电力装机的72.5%，可再生能源发电量将占全球发电量的86%！

DNV.GL预测，到2050年全球光伏累计装机将达到18000GW，占到全球总电力装机的50%以上；

德国环境基金（DBU）支持的LUT “全球100%可再生能源电力结构”的研究报告预测：2050年，光伏发电在全球电力供应的占比将达到69%，全球光伏装机将达到22000GW！

可见，从常规能源为主的电力结构向高比例可再生能源结构转型就是天下大势，已经成为世界共识；而光伏将成为未来世界最主要的电力来源。

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