光伏發電發展初期，制約電網消納的因素主要是縣（區）級電網的負荷水平以及電網就地和外送消納能力。當光伏裝機比例達到一定規模后，制約電網消納的主要因素為春秋季省域用電負荷水平、負荷特性和省級電網電源機組的調峰容量。目前我省光伏整體消納形勢屬于后者。
一、分析方法
結合全省負荷與光伏出力特性及發展形勢，綜合考慮省內電源現狀、調峰能力及區外協議分電情況，以春、夏、秋、冬四季最大負荷日為典型日，將平衡時段負荷扣減其他各類電源最小出力后的部分，即為全省光伏發電接納能力。
圖1 新能源消納空間分析方法示意圖
圖中曲線1代表電網日負荷曲線，基本構成一般是地區負荷與區域間交換負荷之和；直線2代表本地區除新能源外，各類機組理論上能實現的綜合最小出力；曲線3表示新能源機組出力。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（藍色柱）就是棄電量。
二、邊界條件
1、負荷特性
以2016年負荷實測數據為基礎，分別選取4月、7月、10月、12月作為春、夏、秋、冬季典型月，以各時段負荷平均值作為整點等效負荷，特性曲線如圖2所示。可以看出，我省最大負荷出現在夏季（7月），最小負荷出現在春季（4月）。據測算，春季負荷一般為夏季負荷的56%左右。
春、秋、冬三季午峰一般出現在每天11時左右，11-13時之間負荷呈下降態勢，并于12-13時之間達到午間負荷的最低值；夏季午峰一般出現在13時，13-15時負荷下降趨勢不明顯。
圖2 安徽省各季節典型日負荷曲線
預計2018-2020年我省全社會最大負荷分別為4345、4710、4950萬千瓦。綜合考慮歷史負荷曲線、天氣、經濟發展特征等因素，預測“十三五”后三年春夏秋冬四季最大負荷如表1所示。
表1 “十三五”安徽省各季節全社會最大負荷 單位：萬千瓦
2、光伏發電出力特性
通過對我省已投運光伏電站歷史運行數據進行分析，光伏發電在春秋季出力最大，最大出力率約為85%，大發時段出現在白天11-13時，此時午峰剛過，負荷處于低谷，系統面臨調峰壓力最大。
通過對全省負荷特性與光伏發電出力特性疊加分析，選取11-13時作為電力調峰平衡時段。全省光伏發電綜合出力率取80%。
3、電源調峰能力
綜合考慮調度運行方式安排、機組年度檢修計劃及各類在運機組比例，全省火電機組綜合調峰能力取52%。
常規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，考慮省內抽蓄頂峰容量。
生物質發電不參與調峰。風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峰考慮。
三、調峰平衡分析
根據全省已并網和完成接入審查、在建光伏發電項目情況，預計2018年全省光伏發電裝機容量將達1100萬千瓦。經測算，2018年全省光伏發電項目棄光率約1.57%。2019年以后，因大規模受進省外（新疆）來電，調峰平衡邊界條件發生較大變化，棄光率或將超5%，形勢更加嚴峻。
若不發生棄光情況，2018年可接納的全省光伏發電裝機規模為822萬千瓦。
若棄光率控制在5%以內，2018年可接納的全省光伏發電裝機規模約為1300萬千瓦。但2019年大規模受進新疆來電后，即使2019年不新增光伏發電裝機，2019年棄光率有可能超過5%紅線。
附件：2018年分地區消納形勢預警表
來源：安徽發改委
