王斯成：光伏发电消纳问题分析

　　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。

 

 

　　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。

 

　　2.2 分布式光伏发电

 

　　分布式发电系统是在用电负荷侧安装的发电系统。分布式光伏在我国可以表现为如下三种类型：①在单位内网接入的光伏发电系统（从电网角度看，一个单位的内网，就是一个单位“负荷”），电压等级可以是低压电网（220V/380V），也可以是中压内网电网（10kV/35kV）；②在低压电网（220V/380V）用户用电电表负荷侧接入的光伏发电系统，属于“自发自用，余电上网”项目；③在用户用电电表低压公共配电网侧接入的光伏发电系统，属于“全额上网”项目。

 

　　分布式光伏不同于集中式光伏电站，它的调整、控制权在分布式发电系统本身。分布式光伏可以有“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，而集中式光伏电站只有全额上网，单向售电一种模式；分布式光伏在高渗透率情况下会发生“逆功率流”现象，还有主动和被动“孤岛”运行，而光伏电站没有；对于“自发自用”的光伏项目，为了保证收益，必须进行光伏发电的日分布曲线与负荷曲线匹配特性的评估，而光伏电站不必做这样的评估。总之，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。

 

　　分析分布式光伏的消纳问题，必须弄清楚2件事：第一，进入平价时代后，分布式光伏的盈利点在哪里？是否具备规模化发展的商业基础？第二，在规模化发展具备条件的前提下，配电网能够接受多高的光伏渗透率？高比例分布式光伏是否会对配电网的安全稳定运行构成威胁？

 

　　2.2.1 分布式光伏市场潜力巨大

 

　　2.2.1.1分布式光伏具备商业竞争优势

 

　　根据能源局的文件，2021年开始，无论是集中式光伏电站还是分布式光伏都不再有政府补贴，进入平价市场。分布式光伏在平价时代是否能够持续扩大应用，取决于光伏发电的成本。对于以全额上网的分布式光伏，其成本必须要低于0.3元/kWh，才能有盈利空间，因为电网的收购电价大约0.3-0.4元/kWh；而对于“自发自用”光伏电量，成本只要低于0.5元就已经可以赢利了，因为自发自用电量的参考电价是电网的销售电价，而销售电价最低也要0.5元/kWh以上。也就是说，一旦光伏电价低于0.5元/kWh，则对于所有用电户，用光伏的电都比买电网的电便宜。我国的电网销售电价列表如下：

 

 

　　中国光伏行业协会的路线图显示，2021年分布式光伏在年利用小时数为1000时，成本0.39元/kWh，1200小时的成本为0.33元/kWh，说明，没有补贴情况下，分布式光伏在中国东部（三类资源区）具备商业竞争优势。在未来10年内，分布式光伏在三类资源区的电价还可以进一步下降到0.2元/kWh以下，这是完全有把握的预期。因此，“十四五”期间，分布式光伏的主要发展形式是“自发自用”项目，而5年之后，分布式光伏的全额上网项目也将迎来巨大的市场。总之，在2021年以后的平价时代，光伏发电在成本上很有竞争力，完全具备规模化发展的商业潜力。目前，美国、欧洲各国和日本最大的商业化光伏市场也都是“自发自用”（Self-Consumption）的分布式光伏。

 

　　3.2.1.2 净电量计量（Net Metering）

 

　　净电量计量是“自发自用，余电上网”分布式光伏的一种计量和结算方式，被美国、欧洲和日本普遍采用。在“净电量计量”方式下运行，所有的光伏电量（包括余电上网电量）的价值将等同于电网的销售电价（目前国内政策对于光伏余电上网电量，只以脱硫电价结算），这将大大提高的分布式光伏项目的收益。另外，“净电量计量”模式下，也不用考虑光伏发电是否与负荷匹配的问题。“净电量计量”模式对于电网企业也有好处，只需要一年查看一下用户电表，按照“净电量”结算即可，大大减轻了工作量，简单易行。但目前国内并不允许按照“净电量计量”方式运行。建议2021年开始（平价时代）对户用光伏项目实施净电量计量和结算。这样一方面大大减轻了电网企业的管理负担，另一方面则提高了户用光伏的收益，有利于进一步扩大户用光伏市场。

 

 

　　2.2.1.3日本的“净零能耗”建筑（net Zero Energy Building）

 

　　2016年曾经实地考察过日本的净零能耗建筑（光伏专委会组团），印象深刻。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。在这个计划的推动下，日本户用光伏快速发展，连续3年装机接近或超过10GW。

 

　　这些建筑是否达到了“净零能耗”我并不清楚，但所看到的建筑的确是达到了“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。日本的净零能耗建筑采用双向计量、双向结算方式，通过智能化管理（类似于德国的“智能家居”），做到用户收益最大化。净零能耗建筑基本可以做到零电费支付，甚至做到“负电费”，即全年算下来电量净输出，还可以赚钱。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。

 

 

　　2.2.1.4 光伏微电网

 

　　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：

 

　　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”。自用型光伏微电网的效益明显，是吸引投资，扩大光伏应用的主要形式。

 

　　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，实现收益最大化。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。

 

　　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。

 

 

　　2.2.2 储能在分布式光伏市场的潜力

 

　　潜力巨大。一方面是因为分布式光伏的成本大大低于电网的零售电价，价差足以支持安装储能，这与德国和日本的情况类似。另一方面，安装储能之后，分布式光伏系统就具备了调节能力，在电力交易市场和实时电价系统建立起来之后，能够根据电价与电网互动，实现了分布式光伏项目的收益最大化。因此，储能在分布式光伏领域的潜在市场十分巨大。

 

　　2.2.3 高渗透率不会构成对配电网的威胁

 

　　2.2.3.1 不应设置分布式光伏的渗透率上限

 

　　同一供电平台到底能够安装多大比例的光伏，目前尚没有定论，可以肯定的是，高渗透率分布式光伏会带来“逆功率流”问题，此时供电平台的具体表现就是网压升高。针对这个问题，分布式光伏有多种方法抑制网压升高，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）[15]等。对于分布式光伏并网的要求，已经有国家标准[16]（GB/T 29319-2012），该标准对于并网特性、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。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。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。

 

　　2.2.3.2 “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。但如果在一个居民区内（工商业用户没有负荷晚高峰）安装了大量“自发自用”的光伏项目，当白天阳光充足时，从电网管理的角度看，表现为负荷大大下降，但在傍晚太阳落山后，所有光伏系统停止发电，电力需求却急剧上升。这种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。

 

　　下图是美国加州近几年来“鸭子曲线”的演变，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。

 

 

　　解决供电区域“鸭子曲线”问题是电网企业的职责范围，但电网企业又无法直接对分布式光伏进行调度控制。“鸭子曲线”问题的解决可以通过实时电价调整来实现。白天阳光充足时，交易电价很低，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”，分布式光伏也实现了收益最大化，两全其美。由此还得出一个结论，就是随着分布式光伏的规模化发展，分布式储能市场也会随之兴起。

 

　　2.2.4 存在问题

 

　　1)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)自发自用的分布式光伏直接影响到电网企业的效益和业绩，自发自用多了，电网卖电自然就少了，而且分布式光伏项目分散、规模小，且发电商多而杂，电网企业管理负担加重，又没有任何补偿，因此电网企业对于分布式光伏项目的开展没有任何积极性，2019年更是出现了以“消纳能力有限”而不予立项的情况发生；

 

　　3)中国还不允许采用分布式光伏项目采用“净电量计量”模式运行，中国也还没有像日本“净零能耗建筑”和德国“智能家居”那样类似的政府计划；

 

　　4)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。

 

　　2.2.5 小结

 

　　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。

 

　　三、高比例可再生能源结构是能源转型的天下大势

 

　　孙中山先生讲：“天下大势，浩浩汤汤，顺之者昌，逆之者亡”。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。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；由德国环境基金（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！一浪高过一浪！伴随着光伏高比例发展，化学储能也将迎来前所未有的蓬勃商机。LUT报告指出：2015年，国际上93%的储能为抽水蓄能（Pump Hydro Storage），蓄电池储能仅占到7%；到2050年，储能总量将是2015年的458倍！蓄电池化学储能将占到95%，抽水蓄能仅占到1%（占比倒过来了）。总之，高比例可再生能源是世界能源转型的方向，而光伏将成为未来世界最主要的电力来源。

 

 

　　就中国而言，迫于能源供给和温室气体减排的压力，能源转型更是迫在眉睫。中国从2007年始成为温室气体排放世界第一大国，目前是世界能源消费第一大国，是世界最大的电力装机和电力消费国，是世界最大的煤炭和石油进口国，中国石油对外依存度超过70%，天然气对外依存度达到45%。然而，中国常规能源的储采比还不到世界平均值的50%，中国如果保持现状不做任何改变，30年之后中国的石油、天然气，甚至煤炭，都将消耗殆尽，中国如果不能在今后20-30年内完成向高比例可再生能源结构的转型，则势必面临巨大的能源安全问题。

 

 

　　国家可再生能源中心依据国家能源转型要求，2018年发布了研究报告“中国可再生能源展望2018”，提出到2050年，中国可再生能源在一次能源消费中的占比达到60%以上，在电力消费的比重达到90%以上的中国能源转型目标。仅以电力、光伏和化石能源电力的发展目标为例：

 

　　

　　火电装机需要从现在的60.2%下降到2050年的11.1%，发电量需要从现在的70.4%下降到14.0%；而光伏装机需要从现在的9.2%上升到2050年的38.3%，发电量从现在的2.5%上升到19.3%。光伏装机到2050年将超过20亿千瓦（2000GW）。

　

　　中国的光伏制造业十分强大，光伏产品占全球总产量的70%以上，无论从制造、应用还是装备和研发，都处于世界领先，没有制约因素，具备支持光伏规模化发展的产业基础。

 

 

　　然而，最为重要的是：高比例可再生能源的能源/电力转型方向必须在政府、电网和发电集团之间达成共识，而且必须要有统一的行动。“十四五”是光伏和风电全面进入平价时代的开局5年，是承前启后、继往开来的5年，非常关键。如果达成共识，则“十四五”所有新增电力装机都应该是清洁能源，包括水电、光伏、太阳能热发电、风电、生物质发电和天然气发电，燃煤电厂的存量装机亦应让出发电量，以保证清洁电力的“先发、满发”。

 

　　对于核电，坦率地讲，我是一位旁观者，从旁观者的角度看，核电有2个致命的问题没有解决，一个是核废料的处理，据说关闭一座核电站周期比建一座核电站还要长，成本比建一座核电站还要高。核废料目前处理办法只有深埋，然而它的半衰期长达几万到几十万年，始终都在地下释放并积累能量，是一颗定时炸弹，威胁着子孙后代的生存环境；另一个是核事故，一旦发生核事故就将是灭顶之灾（俄罗斯的切尔诺贝利和日本福岛就是先例）。我想问的是：如果光伏+储能能够满足中国的电力需求，为什么要冒如此高的风险去建核电站？如果拿核电站和燃煤电厂相比较，从安全角度出发，我宁肯支持上燃煤电厂。

 

　　四、结论和建议

 

　　结论：

 

　　1)从技术角度讲并不存在高渗透率光伏情景下的消纳问题，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。否则，再美好的蓝图也会成为一纸空文；

 

　　2)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；

 

　　3)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；

 

　　4)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；

 

　　建议：

 

　　1)“十四五”是我国能源转型的关键之年，建议新增电力装机均为清洁电力，包括水电、风电、光伏、太阳能热发电、生物质发电和气电，燃煤电厂的存量装机需要让出电量，以保证清洁能源电力的先发、满发；

 

　　2)对于集中式光伏电站，放开光伏-逆变器容配比，取消“保障性收购小时数”的限制，给予“先发、满发”的优先权；

 

　　3)对于分布式光伏放开年度规模限制，对“自发自用，余电上网”的户用光伏系统按照“净电量计量”模式计量和结算；适时启动 “净零电耗建筑”计划和示范；鼓励投资光伏微电网项目；

 

　　4)努力推进电力体制改革，放开配电网的经营权；加快进行电力交易市场和实时电价体系的建设；

 

　　5)出台针对性的政策和价格体系，激励光伏系统提高自身调节能力，加速储能市场的规模化发展；

 

　　6)“他山之石，可以攻玉”建议决策部门和电网企业考察调研国际相关技术和政策，确保中国能源/电力发展方向正确无误。考察调研项目包括但不限于：高比例可再生能源的发展路线和政策措施（美国加州、欧盟、德国、丹麦、日本、澳大利亚），电力交易市场和实时价格体系（美国、北欧电网、日本），光伏-逆变器容配比（美国、德国、日本、印度），净电量计量（美国、欧洲、日本），净零能耗建筑和智能家居（日本、德国、荷兰），微电网（美国、德国、丹麦、希腊、日本、韩国），分布式光伏造成的“鸭子曲线”及其解决办法（美国加州、德国、日本）。