【2017PVCEC】截至2017年6月底分布式光伏发电并网户数41.56万户——国家电网张正陵

:2017年10月17日-19日，2017中国光伏大会暨展览会(PVCEC2017)在北京隆重召开。国家电网公司发展策划部副主任张正陵出席PVCEC2017时表示，2016年底，国家电网公司经营区分布式光伏发电并网户数是超过了20万户，在2015年只有1万多户，所以一年之内就增长了9倍，截至2017年6月底，分布式光伏发电并网户数41.56万户，较2016年底翻番，累计并网容量1615万千瓦时，是2016年底的1.8倍。

以下为演讲实录：

张正陵：大家上午好，我报告的题目是《新能源并购形势及前景》。主要有三个方面的内容。第一，并网消纳的基本情况。截止到2017年6月底风电、太阳能发电累计装机达到了1.54亿和1.02亿千瓦都突破了1亿千瓦。其中甘肃在今年新能源已经成为了第一大电源，宁夏、青海、新疆、内蒙古、河北一共18个省份，新能源已经成为了第二大电源。风电装机主要集中在陕北地区，我们有9个省区的装机超过了600万千瓦。太阳能发电装机主要集中在西北、华北，我们有10个省区的太阳能发电装机超过了五百万千瓦。2016年，我国的风电、太阳能发电量分别是2410和662亿千瓦时，同比增长是30%和72%。

有七个省区新能源的发电量占用电量比例超过了10%，在蒙东、宁夏、吉林，甘肃风电瞬时出力占同一时点负荷比例的最大值超过40%，其中蒙东超过了91%。2016年，国家电网公司经营区16个省区基本不弃风，22个省区基本不弃光，但是受多种因素影响，局部地区弃风弃光问题突出，弃风主要集中在西北东北，占全网90%，弃光主要集中在西北占全网的99%。

2017年新能源发展有这么几个特点。第一个是风电装机增速趋缓。大家看这个图，黄色的是太阳能，绿色的是风电，大家看到进入到2016年我们的太阳能发电就大大地超过了风电的装机，今年上半年太阳能发电的装机是风电装机的4倍，这张图从2014年的1月到2017年9月，逐月的太阳能发电装机一个时序的图，几个突出来的高点就是电价的时点，6月、7月装机是比较快的。

装机布局持续向东中部转移，刚才有几位专家已经谈到这个问题，中部是光伏爆发式增长，2016年底，国家电网公司经营区分布式光伏发电并网户数超过了20万户，在2015年只有1万多户，所以一年之内就增长了9倍，截至2017年6月底，分布式光伏发电并网户数41.56万户，较2016年底翻番，累计并网容量1615万千瓦时，另外大家可以看到今年上半年又是去年一年的1.8倍，半年就是去年全年1.8倍，分布式光伏的增长势头是非常猛的。

弃风弃光在今年得到有效遏制，上半年弃风电量和弃风率实现双降，弃风电量同比减少91亿千瓦时，弃光率实现单降，弃风率下降7.6个百分点，弃光率同比下降4.5个百分点。

新能源的消纳及到电力系统发、输、配用多个环节，与发展方式、技术进步，体制改革，市场机制政策措施密切相关，所以我们认为既要源网荷技术驱动，也需要政策机制的配合。

我们把源网荷方面的技术措施比作硬件系统，这个硬件系统它决定了新能源能够消耗多少技术的潜力，政策和市场机制是软件系统，这个软件系统决定了我们这个技术潜力，硬件的技术潜力能够发挥到什么程度。

从技术措施看，我们现在着力采取的一些基础措施，包括十三五规划，一个是煤电机组调峰改造的技术，按照十三五的电力规划，三北地区要改造1.33亿，但是截至9月我们一共改造了620万千瓦，所以煤电改造的力度还需要再提升。

第二是抽水蓄能技术，十三五后四年还要开工24座，还有就是太阳能热发电技术，在国家十三五规划期间到2020年要达到500万，目前在建是30万，发展空间还是很大的，再有就是储能技术。储能技术目前应当还处于示范阶段，现在已经在三北地区部署了数个百兆瓦级的储能示范功能。

新能源功率预测技术，现在我们国家由于地形复杂，气侯类型多样，现在我们预测的误差率比国外还要大一些，我们现在是4%到18%，我们预计到十三五末可以将这个误差缩小至3%到13%。

再一个就是提高跨区的输电能力，按照国家的规划，十三五期间新增的输电能力是1.3亿。

这是2017年，国家电网建设跨区工程的情况，其中我们投运的几个工程在这个图上都有标识出来。

再一个就是电能替代，这个是扩大电力市场，终端市场的，我们按照20个大类，53个细分类，规划十三五我们总的替代规模是五千亿千瓦时的电量，今年1到9月已经完成了894亿千瓦时。

另一个方面，就是我刚才说的软件系统的建设，也就是市场机制的建设，近期我们建立中长期的省间交易机制，完善省间辅助服务补偿交易机制，包括新能源增量跨省区现货市场交易，中远期要过度到中长期市场+现货市场这样一种模式。

在供给侧方面，主要包括省间新能源直接交易，省间新能源与火电发电权交易。新能源与抽水蓄电站和电采暖用户直接交易。还有东北地区已经展开了调峰辅助服务市场，还有就是现货市场。在需求机制方面，主要有两个，一个是配额及绿证交易机制，还有需求侧响应价格机制，最后给大家介绍一下2020年运行模拟的展望，我们采用新能源时序生产模拟方法，把全年分成8760多个小时，把它作为一个时间轴上来展开，我们将每一个小时作为一个时间断面来进行系统的平衡，这个系统平衡它的目标函数每一个小时我们都希望新能源能够最大限度的被消纳，就是这么一个虚拟的模型。

我们把国家明确的十三五的规划安排、电源安排、电网项目、电能替代规模，包括跨区输电能力作为敏感性参数。

我们设计了三种情景，把刚才讲到所有的技术措施和市场措施中的每一个措施都要量化，放到这个模型里面去进行测算，共有三种情景。第一种是理想情景。就是各项措施都达到比较理想的状态，比如说煤电机组改造达到4个亿，自备电厂全部参与调峰，全国电能替代规模全部建成，跨区输电通道都没有约束。第二个情景基本情景，在理想情景基础上，煤电机组改造就按照十三五规划的目标，进一步扩大规模，改善自备电厂的调峰维持现状。电力市场还没有完成建成，维持2017年我们现在采取的这些措施。第三个情景就是保守情景，进一步做减法，比如说煤电机组深度改造，只能完成10%，受电网安全因素的影响，向西北外送特高压的通道还不能运行。

理想情况下，弃风弃光可以得到明显结果，三北地区弃点率达到4%到5%。基本情况下，弃风弃光得到有效缓解。保守情景下，弃风弃光有所改善。我们分析各种措施的贡献度之后，从全局看，各种情景下，打破省间壁垒、放开省间电量约束措施对提升新能源消纳水平影响最大，放开省间电量约束措施贡献度达到40%，调峰能力措施贡献度是30%。

从我们这个研究展望来看，弃风弃光问题要解决，必须各项措施都要发挥作用，现在我们判断有几项措施还是有一些困难的，一个是灵活性改造的规模难以达到预期，第二就是电网安全与新能源消纳方面。还有十三五全面建成统一的挑战。所以我们认为在未来新能源还要持续快速发展的这么一个形势下，新能源高效利用在我国依然面临很大的压力，要确保各项重点措施执行到位，我们呼吁政府部门，发电企业、电网企业，包括用户各方共同努力，提高新能源运行消纳的水平，我的报告完了，谢谢大家。