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。
安徽省2018年光伏发电消纳形势分析
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。
