光伏發(fā)電發(fā)展初期，制約電網(wǎng)消納的因素主要是縣（區(qū)）級電網(wǎng)的負(fù)荷水平以及電網(wǎng)就地和外送消納能力。當(dāng)光伏裝機(jī)比例達(dá)到一定規(guī)模后，制約電網(wǎng)消納的主要因素為春秋季省域用電負(fù)荷水平、負(fù)荷特性和省級電網(wǎng)電源機(jī)組的調(diào)峰容量。目前我省光伏整體消納形勢屬于后者。
一、分析方法
結(jié)合全省負(fù)荷與光伏出力特性及發(fā)展形勢，綜合考慮省內(nèi)電源現(xiàn)狀、調(diào)峰能力及區(qū)外協(xié)議分電情況，以春、夏、秋、冬四季最大負(fù)荷日為典型日，將平衡時段負(fù)荷扣減其他各類電源最小出力后的部分，即為全省光伏發(fā)電接納能力。
圖1 新能源消納空間分析方法示意圖
圖中曲線1代表電網(wǎng)日負(fù)荷曲線，基本構(gòu)成一般是地區(qū)負(fù)荷與區(qū)域間交換負(fù)荷之和；直線2代表本地區(qū)除新能源外，各類機(jī)組理論上能實現(xiàn)的綜合最小出力；曲線3表示新能源機(jī)組出力。可以看到，曲線1和直線2之間的空間是新能源的消納空間，直線2與曲線3（綠色柱）計算疊加后，仍然超過曲線1的部分（藍(lán)色柱）就是棄電量。
二、邊界條件
1、負(fù)荷特性
以2016年負(fù)荷實測數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，分別選取4月、7月、10月、12月作為春、夏、秋、冬季典型月，以各時段負(fù)荷平均值作為整點等效負(fù)荷，特性曲線如圖2所示。可以看出，我省最大負(fù)荷出現(xiàn)在夏季（7月），最小負(fù)荷出現(xiàn)在春季（4月）。據(jù)測算，春季負(fù)荷一般為夏季負(fù)荷的56%左右。
春、秋、冬三季午峰一般出現(xiàn)在每天11時左右，11-13時之間負(fù)荷呈下降態(tài)勢，并于12-13時之間達(dá)到午間負(fù)荷的最低值；夏季午峰一般出現(xiàn)在13時，13-15時負(fù)荷下降趨勢不明顯。
圖2 安徽省各季節(jié)典型日負(fù)荷曲線
預(yù)計2018-2020年我省全社會最大負(fù)荷分別為4345、4710、4950萬千瓦。綜合考慮歷史負(fù)荷曲線、天氣、經(jīng)濟(jì)發(fā)展特征等因素，預(yù)測“十三五”后三年春夏秋冬四季最大負(fù)荷如表1所示。
表1 “十三五”安徽省各季節(jié)全社會最大負(fù)荷 單位：萬千瓦
2、光伏發(fā)電出力特性
通過對我省已投運光伏電站歷史運行數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，光伏發(fā)電在春秋季出力最大，最大出力率約為85%，大發(fā)時段出現(xiàn)在白天11-13時，此時午峰剛過，負(fù)荷處于低谷，系統(tǒng)面臨調(diào)峰壓力最大。
通過對全省負(fù)荷特性與光伏發(fā)電出力特性疊加分析，選取11-13時作為電力調(diào)峰平衡時段。全省光伏發(fā)電綜合出力率取80%。
3、電源調(diào)峰能力
綜合考慮調(diào)度運行方式安排、機(jī)組年度檢修計劃及各類在運機(jī)組比例，全省火電機(jī)組綜合調(diào)峰能力取52%。
常規(guī)水電頂峰容量按豐水期（春、秋季）、枯水期（夏、冬季）分別計算，同時，考慮省內(nèi)抽蓄頂峰容量。
生物質(zhì)發(fā)電不參與調(diào)峰。風(fēng)電容量中午時段出力率取0.2，不參與頂峰。
國家政策分配的省外來電暫按不參與調(diào)峰考慮。
三、調(diào)峰平衡分析
根據(jù)全省已并網(wǎng)和完成接入審查、在建光伏發(fā)電項目情況，預(yù)計2018年全省光伏發(fā)電裝機(jī)容量將達(dá)1100萬千瓦。經(jīng)測算，2018年全省光伏發(fā)電項目棄光率約1.57%。2019年以后，因大規(guī)模受進(jìn)省外（新疆）來電，調(diào)峰平衡邊界條件發(fā)生較大變化，棄光率或?qū)⒊?%，形勢更加嚴(yán)峻。
若不發(fā)生棄光情況，2018年可接納的全省光伏發(fā)電裝機(jī)規(guī)模為822萬千瓦。
若棄光率控制在5%以內(nèi)，2018年可接納的全省光伏發(fā)電裝機(jī)規(guī)模約為1300萬千瓦。但2019年大規(guī)模受進(jìn)新疆來電后，即使2019年不新增光伏發(fā)電裝機(jī)，2019年棄光率有可能超過5%紅線。
附件：2018年分地區(qū)消納形勢預(yù)警表
來源：安徽發(fā)改委
