在各方共同努力下，“十三五”以来，安徽省光伏发电实现了快速规模化发展。截至2017年10月，全省并网装机容量822万千瓦，是2016年底的2.4倍，提前实现了安徽省能源发展“十三五”规划确定的建成800万千瓦光伏发电目标。光伏发电的规模化发展对全省电网消纳能力提出了挑战，各地政府主管部门、电网企业和广大投资企业应高度重视、未雨绸缪，提前制定应对措施。现将国网安徽省电力公司、安徽省能源研究院共同完成的《安徽省2018年光伏发电消纳形势分析报告》印发给大家，供参考。
光伏发电发展初期，制约电网消纳的因素主要是县（区）级电网的负荷水平以及电网就地和外送消纳能力。当光伏装机比例达到一定规模后，制约电网消纳的主要因素为春秋季省域用电负荷水平、负荷特性和省级电网电源机组的调峰容量。目前我省光伏整体消纳形势属于后者。
一、分析方法
结合全省负荷与光伏出力特性及发展形势，综合考虑省内电源现状、调峰能力及区外协议分电情况，以春、夏、秋、冬四季最大负荷日为典型日，将平衡时段负荷扣减其他各类电源最小出力后的部分，即为全省光伏发电接纳能力。
图1 新能源消纳空间分析方法示意图
图中曲线1代表电网日负荷曲线，基本构成一般是地区负荷与区域间交换负荷之和；直线2代表本地区除新能源外，各类机组理论上能实现的综合最小出力；曲线3表示新能源机组出力。可以看到，曲线1和直线2之间的空间是新能源的消纳空间，直线2与曲线3（绿色柱）计算叠加后，仍然超过曲线1的部分（蓝色柱）就是弃电量。
二、边界条件
1、负荷特性
以2016年负荷实测数据为基础，分别选取4月、7月、10月、12月作为春、夏、秋、冬季典型月，以各时段负荷平均值作为整点等效负荷，特性曲线如图2所示。可以看出，我省最大负荷出现在夏季（7月），最小负荷出现在春季（4月）。据测算，春季负荷一般为夏季负荷的56%左右。
春、秋、冬三季午峰一般出现在每天11时左右，11-13时之间负荷呈下降态势，并于12-13时之间达到午间负荷的最低值；夏季午峰一般出现在13时，13-15时负荷下降趋势不明显。
图2 安徽省各季节典型日负荷曲线
预计2018-2020年我省全社会最大负荷分别为4345、4710、4950万千瓦。综合考虑历史负荷曲线、天气、经济发展特征等因素，预测“十三五”后三年春夏秋冬四季最大负荷如表1所示。
表1 “十三五”安徽省各季节全社会最大负荷 单位：万千瓦
2、光伏发电出力特性
通过对我省已投运光伏电站历史运行数据进行分析，光伏发电在春秋季出力最大，最大出力率约为85%，大发时段出现在白天11-13时，此时午峰刚过，负荷处于低谷，系统面临调峰压力最大。
通过对全省负荷特性与光伏发电出力特性叠加分析，选取11-13时作为电力调峰平衡时段。全省光伏发电综合出力率取80%。
3、电源调峰能力
综合考虑调度运行方式安排、机组年度检修计划及各类在运机组比例，全省火电机组综合调峰能力取52%。
常规水电顶峰容量按丰水期（春、秋季）、枯水期（夏、冬季）分别计算，同时，考虑省内抽蓄顶峰容量。
生物质发电不参与调峰。风电容量中午时段出力率取0.2，不参与顶峰。
国家政策分配的省外来电暂按不参与调峰考虑。
三、调峰平衡分析
根据全省已并网和完成接入审查、在建光伏发电项目情况，预计2018年全省光伏发电装机容量将达1100万千瓦。经测算，2018年全省光伏发电项目弃光率约1.57%。2019年以后，因大规模受进省外（新疆）来电，调峰平衡边界条件发生较大变化，弃光率或将超5%，形势更加严峻。
若不发生弃光情况，2018年可接纳的全省光伏发电装机规模为822万千瓦。
若弃光率控制在5%以内，2018年可接纳的全省光伏发电装机规模约为1300万千瓦。但2019年大规模受进新疆来电后，即使2019年不新增光伏发电装机，2019年弃光率有可能超过5%红线。
