“乘风破浪”的光伏产业：消纳条件为什么如此重要？

又一度SNEC展即将盛装来袭，各大光伏企业正在积极“备战”，准备用琳琅满目的新技术、新模式，在这次“组团摆摊”中“各显神通”，硬核展示走向平价上网时代的实力。

今年以来，随着技术的进一步提升，全球光伏最低发电成本纪录继续突破，出现1.35美分/千瓦时的历史性报价，低于人民币0.1元/度。在全世界诸多地区，由于受“非技术成本”制约较小，光伏发电“1毛钱一度电”已成为现实。

（来源：微信公众号“能源发展与政策”作者：吴昊）

然而，随着国内平价时代的来临，光伏产业想要“乘风破浪”，除了技术本身的进步，更需要消纳条件的保障。进入平价阶段，消纳条件将成为光伏新增装机规模的最大制约因素。

光伏发电利用率“逆势上升”

消纳压力仍然存在

今年以来，新冠肺炎疫情对电力需求造成一定冲击，但在此情况下，根据中国光伏行业协会日前发布的数据，上半年我国光伏发电装机规模同比增长0.88%。与此同时，光伏等新能源发电的利用率也在逆市上升。两大电网公司近日发布的统计数据显示，上半年，国家电网经营区内的风电、太阳能发电利用率为96.9%，南方电网可再生能源发电利用率达99.87%，较去年同期都有提升。

据电力规划设计总院高级工程师程晨璐介绍，尽管受疫情影响，全社会用电量同比下降，但各方齐心协力加强新能源消纳。上半年，全国光伏发电量1278亿千瓦，同比增长20%，光伏发电量占全部发电量的3.8%，较2019年增长约0.8个百分点。

程晨璐预计，下半年光伏新增装机将有所回升，一方面下半年依然有约3700万千瓦光伏消纳空间，另一方面2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果已发布，约2597万千瓦光伏竞价项目计划在2020年并网。他表示，由于已复工及新开工一批电网输变电工程，相关新能源送出受阻情况将逐步好转，下半年全国整体光伏消纳形势稳步向好。

2020年，国家积极支持、优先推进无补贴平价上网光伏发电项目建设，推进光伏向平价上网阶段平稳过渡。据水电水利规划设计总院新能源部太阳能处处长秦潇介绍，2020年度，全国共申报竞价项目3350.911万千瓦，其中434个项目纳入2020年国家竞价补贴范围，总装机容量2596.7208万千瓦，预计2020年全国新增消纳能力将达到4845万千瓦。

不过，由于新能源发电成本逐步下降，竞争力进一步提升，清洁能源并网规模将继续增长，意味着消纳能力也将面对更大的挑战。根据国网能源研究院日前发布的《中国新能源发电分析报告2020》，2020年，我国光伏度电成本预计为0.245-0.512元/（kWh），到2025年，我国光伏发电度电成本将在0.220-0.462元/（kWh）之间。

国网能源研究院预计，2020年全国新能源利用率整体可以保持95%以上，但个别省区面临较大压力。预计甘肃、新疆新能源利用率仍低于95%，但均较2019年有所提升，冀北、山西、青海受新增装机规模较大等因素影响，新能源利用率可能低于95%，华东、华中地区在春节等负荷低谷时段首次出现限电情况，但新能源整体利用率仍保持较高水平。

国网能源研究院指出，随着新能源装机比重的不断提升，受新能源资源、装机容量增长、电力需求增长等边界条件共同影响，新能源消纳情况可能存在一定的不确定性。例如，系统调节能力提升可能有限、新增装机存在不确定性、跨省跨区交易组织难度可能增加，都将对光伏等新能源消纳造成影响。

平价光伏欲“乘风破浪”

保障消纳是关键

据了解，随着后补贴时代的来临，国家层面或将不再对可再生能源装机做定量规划，而落实消纳将成为光伏“乘风破浪”的核心。国家发改委能源研究所研究员时璟丽表示，光伏发电正迈向全面平价，进入后补贴时代，需要发挥可再生能源电力消纳保障机制的长效和重要作用。她强调，可再生能源高质量发展的要求和方向不会变，而消纳条件是决定新增规模的因素之一。

时璟丽认为，需要强化可再生能源电力消纳保障机制，保障持续稳定的增长空间，同时发挥绿证及交易机制的作用、延续光伏发电市场环境监测评价机制，通过开发项目开发市场、实施竞争配置项目等手段探索和逐步实施项目建设管理，让可再生能源项目尽可能多地参与电力市场，最终推动光伏发电技术和经济竞争力的提升。

对于建立健全适应新能源消纳市场机制，程晨璐建议，健全电力辅助服务市场机制，向新型灵活性资源提供市场准入，纳入响应速度、调节精度等质量因素，发挥灵活调节资源对系统的真实价值；深化电力现货市场建设，通过反映电能真实市场价值，激发各类电源、负荷和储能调节能力，加强现货市场运行与中长期市场有效衔接；同时探索建立容量补偿机制或容量市场。

结合我国电力市场建设进程，以及不同交易机制对促进新能源消纳成效的评估，国网能源研究院认为，下一步应重点完善我国调峰辅助服务市场机制与新能源跨省区交易机制，进一步发挥市场机制对于提升新能源消纳能力的作用。

国网能源研究院建议，首先要完善调峰辅助服务市场机制，并做好与现货市场设计衔接，激励各类资源为系统提供灵活调节能力；其次，需要完善新能源跨省区交易机制，逐步建立相互开放的、跨省区的统一市场机制，促进新能源在更大范围消纳。