编者按：据国家能源局公布的数据显示，2019年1月至4月，我国可再生能源发电量已达3885亿千瓦时，其中光伏发电440亿千瓦时。国家能源局发布的2019年参与光伏竞价项目总规模未达30吉瓦，主要原因是电网消纳受限，是由于电源规划和用电量负荷之间存在着“僧多粥少”的情况，用电量负荷决定了消纳空间。

根据国家能源局公布的数据显示，2019年一季度，我国可再生能源发电量达到3885亿千瓦时，占全部发电量的23.2%;其中光伏发电440亿千瓦时。简单计算可以得知，光伏发电量占可再生能源发电量的11.34%，占全部发电量的2.63%。

每年都在增长的新增装机容量和发电量，蓬勃发展的光伏发电行业，为何却只有如此低的占比？

7月1日，是国家能源局给予2019年参与光伏竞价项目业主最后的电价填报时间，这也就意味着，随后，国家能源局将开启全国大排序，补贴目录也即将出炉。

从竞价项目申报区域来看，共有24个省份的光伏电站参与了此次竞价。从各省主管部门公开数据及部分企业提供的数据来看，2019年光伏竞价规模TOP3分别为贵州、山西、浙江，规模均超过2吉瓦。其中，贵州以超过3吉瓦的规模位列第一。另外，竞价规模超过或者接近1吉瓦的省份共有11个，包括河北、江苏、江西、广东、陕西、宁夏等。

从目前的信息看，2019年光伏竞价总规模并未达到30吉瓦，主要原因是电网消纳受限。日前，内蒙古、陕西、河北、天津、上海、山西等地的拟参与竞价规模都已相继出炉，粗略估计上述6个地区的总规模在6.5吉瓦左右。而贵州、江西成为今年光伏竞价大省，其中贵州的规模约为3.8吉瓦，是今年申报的黑马。贵州的价格申报，对今年全国竞价结果的影响将在1分钱以上。而江西拟参与竞价的规模接近4吉瓦，最终因消纳受限只有约1.89吉瓦参与全国竞价。被寄予厚望的安徽、河南则远不如预期，两省共计约为1吉瓦。据了解，河南的消纳空间更偏重于给风电，因此其上报规模远低于预期，这一规模主要给了分布式项目申报的空间;同为分布式大省的江苏、浙江，申报的竞价规模均为2吉瓦左右，其中江苏的项目申报显得尤为曲折。

此前，有业内人士分析认为，申报电价将成为影响今年新增装机规模主要因素。但从实际申报的情况看，电网的消纳能力已经成为影响各省参与竞价规模的重要门槛。据了解，山西省内上报项目7吉瓦、江西省内上报项目4吉瓦，河北省内上报项目3吉瓦，但最终都因为电网消纳被砍掉了一半以上的额度。

据了解，大同一期光伏发电应用领跑基地在今年3月首次出现弃光限电，华电、正泰、英利、晶科、阳光电源、晶澳、中节能、招商新能源、中广核、国电投等10个项目均有一定程度的弃光限电，累计限电损失电量预估超过400万千瓦时。

众所周知，领跑者项目一直是国家重点推进的项目。从各地区竞争选址到企业竞争优选再到产品选型，地方政府必须出台政策保证领跑者项目的用地、电网接入、电力消纳等。尽管如此，领跑者项目还是出现了弃光限电，可以发现，补贴的问题只是暂时的，成本降下来，补贴也不必依赖，而真正的“伤痛”是电网接纳程度，这才是限制光伏行业发展空间的首要因素。消纳之殇

全国新能源消纳监测预警中心微信号发布的信息显示，一季度，在国家加快推进平价上网且电价调整等政策尚未明确的情况下，全国光伏新增并网装机520万千瓦，同比下降46%。截至3月底，全国光伏累计并网装机1.8亿千瓦，其中分布式光伏约5340万千瓦，占比提升至29.8%，山东、江苏、河北、浙江、安徽、河南6省装机均超过1000万千瓦。

据报告，一季度，中东部和南方地区新增并网光伏装机283万千瓦，占全国新增总量的57%。截至3月底，中东部和南方地区合计并网光伏装机8046万千瓦，占比与上年底相比提升0.6个百分点至44.9%，发展布局持续向中东部和南方地区转移。

2018年12月，为更加有效地解决清洁能源消纳问题，建立促进消纳的长效机制，国家发改委、国家能源局联合印发了《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》(以下简称《行动计划》)，制定了清洁能源消纳的工作目标，提出了七类共28条针对性的工作举措，引起了社会强烈反响。

《行动计划》按照“2018年清洁能源消纳取得显著成效，2020年基本解决清洁能源消纳问题”的总体工作目标，科学测算并细化分解了风电、光伏、水电、核电等各能源品种逐年的具体目标。为建立清洁能源消纳长效机制，确保实现消纳目标，《行动计划》从电源开发布局优化、市场改革调控、宏观政策引导、电网基础设施完善、电力系统调节能力提升、电力消费方式变革、考核与监管等7个方面，提出了28项具体措施：一是从清洁能源发展规划、投产进度、煤电有序清洁发展等方面进一步优化电源布局，合理控制电源开发节奏；二是从电力中长期交易、清洁能源跨省区市场交易、现货交易、辅助服务补偿机制等方面加快电力市场化改革，发挥市场调节功能；三是从可再生能源电力配额制度、非水可再生能源电价政策、清洁能源优先发电制度、可再生能源法修订等方面加强宏观政策引导，形成有利于清洁能源消纳的体制机制；四是从火电灵活性改造、火电最小出力与开机方式核定、自备电厂调峰、可再生能源功率预测等方面深挖电源侧调峰潜力，全面提升电力系统调节能力；五是从电网汇集和外送清洁能源能力、跨省区通道可再生能源输送比例、城乡配电网建设、多种能源联合调度、电网运行管理等角度完善电网基础设施，充分发挥电网资源配置平台作用；六是从清洁能源的绿色消费模式、可再生能源就近高效利用、储能技术发展、北方地区清洁取暖、需求侧响应等角度促进源网荷储互动，积极推进电力消费方式变革；七是从清洁能源消纳的目标考核、信息公开和报送、监管督查等角度落实责任主体，提高消纳考核及监管水平。

为确保各项措施有效落地取得实效，《行动计划》将强化清洁能源消纳目标的考核工作，重点包括：科学测算清洁能源消纳年度总体目标和分区域目标；弃水、弃风、弃光情况严重和核电机组利用率低的省(区、市)，要制定本地区解决清洁能源消纳问题的专项方案；组织具备接受外送清洁能源消纳条件的省(区、市)，明确本区域消纳目标；明确新能源与煤电联合外送通道中，非水可再生能源占总电量的运行比重目标，并实施年度考核。

关于限电量统计的问题，涉及两方面内容。一方面，目前部分媒体比较关注清洁能源限电率和限电量的“双降”，但限电绝对量与清洁能源的装机规模和利用水平均相关，随着我国清洁能源发展规模持续扩大，绝对限电量的横向对比意义减弱，限电量增大也不一定意味着利用水平降低，因此不宜使用限发电量的绝对数值作为评价指标，必须要从利用率的角度来考虑；另一方面，《行动计划》参考国际先进水平(风电利用率90%，光伏发电利用率95%)，提出2020年全国平均风电利用率、光伏利用率、水能利用率指标分别为95%左右、高于95%和高于95%，达到了国际先进水平。同时，由于我国清洁能源发展规模逐步扩大，特别是集中连片清洁能源开发地区，即使清洁能源利用水平控制在合理范围内，限发电量的绝对量也较大，容易引发炒作和误解。为此，参考国际经验对全网统计口径进行优化，对于风电、光伏以及水能利用率高于95%的区域和主要流域，其限发电量在合理范围内，不再计入全国限电量的统计范围。解决觅径

中国电科院新能源中心室主任张军军表示，目前光伏在并网层面主要面临三个问题：并网特性、送出以及消纳。

第一，光伏的并网特性是个纯技术问题，在2007~2009年间，风电接连发生大规模脱网事故，给光伏的接入并网敲响了警钟。随着2012年国家电网制定《光伏电站接入电网技术规定》出台，光伏没有发生过类似风电的脱网事故，那么也证明在光伏并网特性上已经有可以解决的技术手段。

第二，送出的问题根本上是规划的问题，一方面电网的规划在时间制定上滞后于电源的规划；另一方面电网在建设时间上也滞后于电源的建设，从而在时间和空间上造成电网和电源的规划不同步。随着近几年新能源送出的问题凸显，国家电网近3年在西北密集建设了6条特高压线路，解决电力送出问题。至于为什么可再生能源电量输送比例较低，这是因为新能源自身有波动性，从经济层面上来看，如果只输送新能源，特高压线路的可利用小时数将非常低。尽管是为解决新能源送出而建设的“高速公路”，但绝不会只跑新能源的“车”。

第三，消纳是目前制约光伏发展的一道难题，消纳不只是规划的问题，还是全社会用电量和网源协调的问题。目前电源规划和用电量负荷之间存在着“僧多粥少”的情况，用电量负荷决定了消纳空间。这就涉及到新能源与传统火电甚至水电、核电如何“分蛋糕”的问题了。

国家发改委能源研究所研究员王斯成指出，“消纳能力受限如果是技术问题，应当电网提出来，行业一起解决；如果是同火电‘分蛋糕’的问题，就应当‘对症下药’。”

原标题：光伏消纳之困