分布式光伏装机量高增，电网承载与消纳问题显现。
随分布式光伏大规模接入，配电网承载压力巨大。并网消纳是近期户用光伏进一 步发展面临的越来越严峻的挑战，尤其是在渗透率较高地区。一方面配电侧可接入容 量有限，特别是农村电网普遍薄弱，随着户用光伏大量接入，很多区域出现配变、线 路、主变上送重过载问题，近一年来在冀鲁豫的部分市县，配电网台区与线路的承载 能力已达到饱和，户用光伏在 380 伏侧接入已无容量可用，暂停了 380 伏侧的并网 申请，待扩容后再开放，这也是 2023 年户用光伏市场南移的主要原因。另一方面户 用光伏基本全部采用全额上网模式，在渗透率较高地区存在部分时段户用光伏所发 电量从 380 伏逐级升压甚至向 110 千伏以上高电压等级电网反送电情况，与就近就 地消纳初衷不符，从系统角度也降低了经济性。
分布式光伏并网对配电网的损耗、电能质量、安全和潮流控制都带来挑战。并网 会增加配电网的网络损耗，尤其是当光伏系统接入靠近线路尾端的位置时，损耗更为 显著；并网后若逆变器采用高频率调制，可能产生谐波，影响电能质量；若发生孤岛 效应，可能导致资源浪费和对电网工作人员安全的威胁；外界因素如自然条件和阳光 强度会影响低压配电网的潮流大小而导致功率波动，进而影响电网的电压稳定性。
目前农村地区户用分布式光伏“反送电”成主要问题。分布式光伏规模化开发 的农村地区，网架结构较为薄弱、设备水平相对落后，光伏并网增加了低压配电网 中电源的数量, 使得低压配电网的潮流变得更加繁琐。正午分布式光伏大发，不仅 出现低压侧发电向上级电网反送电情况，其反送功率甚至超过 220kV 变压器额定容 量以及接入线路额定能力，造成过载和热稳定问题。清晨与傍晚光伏出力微弱，配 电网易出现低电压，引起电压波动。同时，局部供需不平衡还造成电压抬升、谐波 和损耗问题，部分户用分布式发展较快的农村地区已经触及电网安全稳定运行的边 界。
分布式光伏规模化接入，会改变所在区域电网的净负荷曲线。分布式光伏渗透 率较低的情况下，净负荷曲线接近原始负荷曲线，整体较为平稳。随着分布式光伏 渗透率的逐步提升，表现为每日 8 时至 16 时期间，净负荷曲线与原始负荷曲线的 差异急剧增大，呈现 U 字型特征，引起功率向上级电网倒送。
分布式低压配电网承载压力已有显现。为应对分布式低压接入容量不足问题， 2023 年 6 月，国家能源局发布《开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试 点工作的通知》，要求山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建 6 个试点省份各选取 5-10 个试点县（市）开展试点工作，将低压配电网承载能力按照良好、一般、受限划 分接网预警等级。从预警等级结果来看，山东省、黑龙江省、河南省等分布式光伏渗 透率较高的试点省份已经呈现较大区域低压配电网承载能力不足的问题。2024 年 5 月，湖南省能源局公布的一季度各区县分布式光伏接入可开放容量结果显示，全市 123 个区县中，15 个区县被划定为红色区域。并网制约问题初现端倪，亟待解决。
风光出力不稳定且与用电负荷不匹配，可控电源调节难度增加。电力系统平稳 安全运行要求发电厂产生的电力与负荷端消耗的电力保持实时平衡。与火电、水电等 人为可控、出力稳定的能源相比，光伏系统出力具有随机性、波动性、间歇性的特点， 且出力时段与用电负荷匹配度较低，装机大比例提高会导致电力供给与电力需求时 间错配，局部时段存在弃光的问题。时间错配主要体现在两个方面：一是光伏发电存 在日内不同时间段的电力供需错配，如光伏出力主要集中在 10 点-15 点，但用电负 荷高峰集中在 8 点-10 点和 18 点-22 点，午间光伏发电大于用电导致供大于求；二是 光伏发电存在不同季度上的电力供需错配，如光伏在冬季发电能力不足，但因为制冷 和供暖需求，居民和三产在夏季和冬季用电需求较高，二产则在年底因赶工而出现用 电旺季。调节问题是分布式、集中式新能源共同的瓶颈。
新能源弃电量高增，“鸭子曲线”变“峡谷曲线”。反映加州电力系统净负荷的 “鸭子曲线”（duck curve）正转变为更加陡峭的“峡谷曲线”（（canyon curve）。“鸭子曲 线”源自美国加州电力系统模型，本质上是一天内发电所满足的电力负荷的变化图表 （净负荷=实际负荷-可再生能源发电出力），曲线因形似一只鸭子而得名。2008 年， 美国国家可再生能源实验室 （NREL）首次发现，随着光伏和其他可再生能源的增 加，该曲线呈现出独特的形状。美国加利福尼亚州屋顶分布式光伏大规模接入和电力 市场发展时出现净负荷（尖峰负载与可再生能源发电量之间落差）的“鸭子曲线”， 净负荷在上午逐步走低，14 点出现深谷，16 点后急速增长，至 18 时出现尖峰。同 时“鸭子曲线”也在目前山东、山西等地区的电力现货市场的电价中出现。
光伏消纳问题逐渐显露，24 年 Q1 光伏利用率同比下降明显。根据全国新能源 消纳监测预警中心发布的《2024 年 3 月全国新能源并网消纳情况》，2024 年 1-3 月， 全国光伏的利用率为 96%，2023 年同期为 98%；光伏利用率为 100%的省份共 6 个， 分别为上海、浙江、福建、重庆、四川、广西；光伏利用率低于 95%的省份（地区） 共 7 个，分别为湖北、陕西、河北、蒙西、甘肃、青海、西藏。午间低谷电价政策正 蔓延至全国各个省份，部分地区甚至出现零电价或负电价。山东、山西等具备电力现 货市场的新能源大省在现货电价方面多次因市场规则的不同出现“零电价”（山西） 和“负电价”（山东）。2023 年“五一”假期期间，山东实时现货交易连续 22 小时为负 电价，“十一”假期期间，山东再次出现连续 7 个小时的负电价。
我们进行了 2023-2025 年新能源剩余调峰容量的测算，测算逻辑如下：我们将 2020 年各省工作日及节假日平均用电负荷加总得到 2020 全年全国 24h 平均用电负 荷，以用电量为比例，近似得到 2023 年全年全国 24h 平均用电负荷，假设 24-25 年 逐年用电负荷增加 5%，且将火电、核电、水电、新型储能划分为可调峰电源，其中 火电划分为煤电（又分为灵活性改造后煤电及常规煤电）和气电，由于要同时考虑电 源保供和新能源消纳，其中电力保供需考虑在净负荷（净负荷=用电负荷-风光出力） 最大时：可控电源最大出力+对应时点风光出力≥此时用电负荷*（（1+备用率），由于 常规煤电、灵活性改造后煤电碳排放为上述所有电源中最大的，因此我们假设优先其 他电源开机，后优先灵活性改造后煤电开机，最后考虑常规煤电开机，由此可得出满 足保供要求的常规煤电开机容量；对于消纳方面，若假设无弃风弃光，需考虑净负荷 最小时（即消纳压力最大时）:可控电源最小出力+对应时点风光出力≤此时用电负 荷，若假设风光利用率满足 95%消纳红线，我们简化为煤电（常规煤电及灵活性煤 电）开机容量即使降低到当时最低水平，仍无法满足全部风光消纳，则我们将不等式 简化为：可控电源最小出力+对应时点风光出力*95%≤此时用电负荷，据此可算出最大调峰空间，减去当年累计风光装机量，可得到新能源剩余调峰空间。
按照可控电源十四五规划目标，23-25 年新能源剩余调峰空间逐年下降。我们按 照十四五规划（其中储能取自其中 24 省十四五规划），即 2025 年常规煤电/灵活性改 造后煤电 / 气 电 / 常规水电 / 抽水储能 / 核 电 / 储 能 累 计 装 机 分 别 为 840/410/150/380/62/70/65.85GW，2024 年按照 2023 和 2025 年的平均值，同时假设 2024 年中国光伏/风电新增装机分别为 250/90GW，2025 年分别新增 275/105GW， 2024/2025 年逐年用电量上升 5%。按照上述测算逻辑，我们测算得出风光可完全消 纳下的 2023-2025 年新能源剩余调峰空间分别为 214.2/135.4/14.1GW，将在 2025 年 左右消耗殆尽；若按照 95%的消纳率，则消纳压力最大时刻仅有 95%风光电力能被 消纳，测算得出 2023-2025 年新能源剩余调峰空间分别提升为 251.8/178.2/60.9GW， 即剩余可新增的新能源装机容量。可看出随风光装机不断提升，新能源调峰能力将持 续下降，且以上测算均为理想条件，实际考虑可控电源启停调峰时序可能错配、及电 网阻塞等问题后，实际调峰空间将小于我们的测算结果。
若考虑储能增长可能远超十四五目标，25 年新能源剩余调峰空间将提升 114.4GW。实际上按照我们的预测，2024-2025 年新型储能有望远超十四五目标，假 设 2024-2025 年新型储能新增装机量分别为 82.1/131.5GWh，假设为一充一放模式， 即调峰等效装机规模分别为 41.05/65.73GW，保持其他条件不变，可测算出风光可完 全消纳下的 2024-2025 年新能源剩余调峰空间分别为 185.6/130.5GW；若按照 95%的 消纳率，则 2024-2025 年新能源剩余调峰空间分别为 231.1/174.3GW，相比各省十四 五新型储能装机目标，2024 年 100%消纳率/95%消纳率下调峰能力分别提升 50.2/52.8GW，2025 年分别提升 116.4/113.4GW，有较大提升空间。
