太陽能發(fā)電的主要問題是大型電站多位于電網末端，聯網薄弱，外送消納困難。而分布式光伏預期收益不確定性大，民用光伏市場難以激活。解決的思路有： (1)建立配電網的分布式電源滲透率管理機制，引導分布式光伏合理布局;(2)完善補貼政策，提高國內光伏發(fā)電市場競爭力;(3)加強適應光伏發(fā)電的系統靈活調節(jié)能力建設等。2020年太陽能發(fā)電1億kW的目標中，大型電站和分布式光伏的預計將各占60%和40%。2020年以后，應視資源條件和技術進步情況，繼續(xù)大力推進太陽能集中式發(fā)電與分布式光伏發(fā)電并重發(fā)展。
3.3.2“十三五”煤電裝機增量空間在1.5億kW左右，其中80%布局在西部、北部地區(qū)
“十三五”期間，根據電力供需平衡的結果，預計煤電裝機還將增加1.5億kW左右，到2020年煤電裝機總量10.5億kW左右。受大氣污染防治和碳排放雙重約束，中長期煤電裝機規(guī)模也應嚴格控制。
對煤電布局影響比較大的幾個因素是：《大氣污染防治行動計劃》和新的《火電廠大氣污染物排放標準》執(zhí)行情況，以及煤電“近零排放”等技術應用效果。基于優(yōu)化結果，建議“十三五”煤電增量的80%布局應在西部、北部地區(qū)，20%應在中東部地區(qū)。
3.4新能源補貼政策的調整
政府有關部門提出，到2020年風電價格與煤電上網電價相當，光伏發(fā)電與電網銷售電價相當，即新能源平價上網。根據研究分析判斷，2020年實現該目標的難度很大。(1)新能源的發(fā)電成本下降空間有限。要實現平價上網，光伏和風電的發(fā)電成本年均降幅需要分別達到約5%和4%。預計“十三五”期間實際成本年均僅能下降3%和2%左右。(2)電力調峰、跨區(qū)輸電等系統成本在當前電價中疏導不足。大規(guī)模新能源并網系統需要付出額外的調峰、接網、輸送成本，該成本目前大部分并沒有納入可再生能源基金補貼范圍。初步測算，2020年抽蓄等調峰電源的加價需求在0.01元/(kW˙h)水平，而并網輸送成本隨著跨區(qū)輸送規(guī)模的擴大將大幅提高，應予以充分重視。
可再生能源補貼政策調整應充分借鑒德國的相關經驗。建議：(1)根據補貼總額對各類可再生能源限定年度新增規(guī)模，避免發(fā)展過熱或過冷，做到補貼成本可承受。(2)對可再生能源項目全面引入市場機制。可以在享受國家規(guī)定的固定上網電價或在補貼基礎上參與市場競爭。(3)引入招標機制，通過招標確定補貼額度。采用市場競爭方式確定最低成本的可再生能源項目，促進競爭，降低成本。(4)成本分攤既要考慮個別成本也要體現系統成本。將跨區(qū)輸電、調峰調頻等納入可再生能源補貼范圍，體現公平競爭、有償服務的原則，保障各類電源及電網的協調發(fā)展。
3.5電網發(fā)展的研判
“十三五”期間，預計全國西電東送、北電南送規(guī)模將顯著增長，跨區(qū)輸電通道的建設力度前所未有，全國聯網強度須滿足跨區(qū)域電力資源優(yōu)化配置要求。驅動因素有3點：(1)大氣污染治理;(2)清潔能源的開發(fā)輸送;(3)更大范圍電力市場的建設需要。特高壓交直流發(fā)展面臨重大機遇，將在保障中東部地區(qū)電力供應、促進西部北部新能源消納、治理霧霾等方面發(fā)揮重要作用。
智能電網技術創(chuàng)新取得新進展，應用領域不斷擴大。新能源、分布式能源的靈活接入與高效消納，電動汽車、新型儲能的推廣應用，互動用電、智能用電的蓬勃發(fā)展，是推動智能電網技術及商業(yè)模式創(chuàng)新的動力。可以預見，“十三五”跨區(qū)輸電網和智能配電網都將得到長足發(fā)展，多年來困擾電網發(fā)展的“兩頭薄弱”問題將會明顯改觀。
3.6電力市場化改革對規(guī)劃的影響
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