装机冲向28亿千瓦，光伏要更加可靠。
撰文|宏海
出品|光伏Time
7月23日，国家发展改革委、国家能源局发布《可再生能源发展“十五五”规划》，为未来五年的风电、光伏发展划出了新的蓝图。
其中最直观的变化仍然是规模。
规划提出，到2030年，全国可再生能源发电总装机达到35亿千瓦左右，总发电量达到6万亿千瓦时。
其中，风电和太阳能发电装机达到28亿千瓦以上，占全国电力装机的比重超过50%；风光年发电量达到4万亿千瓦时以上，占全国发电量的30%。
根据国家能源局数据显示，2025年我国风电和太阳能发电装机为18.4亿千瓦。按照规划目标计算，未来五年至少还要增加9.6亿千瓦，平均每年新增超过1.9亿千瓦。
这部分增长由风电和光伏共同完成，而光伏仍将是主要力量之一。
对于光伏行业而言，28亿千瓦意味着国内市场增长仍有巨大上限。规划明确了大型基地和分布式新能源两条主要增长路径。“沙戈荒”新能源基地、分布式光伏、工业园区、公共建筑、交通设施和农村能源等场景，仍将释放大量项目需求。
其中，“十五五”期间“三北”风光基地新增装机3.7亿千瓦以上，分布式新能源新增装机3亿千瓦以上，构成未来五年最主要的增量市场。
除了规模外，这份规划更值得看的是给光伏的“新考题”。
要顶得上，要靠得住
过去观察光伏发展，最常见的指标是新增装机、累计装机和年发电量。
这次规划专门设置了“可靠替代目标”：到2030年，全国风电光伏平均置信出力达到8%，其中光伏约为6%；迎峰度夏、迎峰度冬晚高峰期间，风电光伏电量占比达到20%以上，比当前提高约10个百分点。
规划还提出，到2030年，新建集中式风光电站的置信出力原则上应不低于10%，鼓励具备条件的项目超过20%。
这些指标指向同一个变化：光伏项目未来既要多发电，还要在电力系统最需要的时候提供更稳定的电力。装机规模依然重要，消纳能力、晚高峰贡献和电网友好性能也被摆到了更加突出的位置。
问题随之而来：光伏装机已经以亿千瓦计，为什么在关键时段能够保证的出力只有约6%？这要从光伏发电曲线与用电需求之间的时间差说起。
光伏发电与用电需求之间存在明显的时间差。
一天之中，光伏通常在中午前后达到发电高峰。此时大量电站同时发电，部分地区可能出现电力供应宽松、现货价格走低甚至负电价。
到了傍晚，居民照明、做饭和空调负荷增加，光伏出力却随着太阳落山迅速下降，煤电、水电、气电和储能需要在短时间内补上缺口，这也是业内常说的光伏发电“鸭子曲线”。
光伏装机越多，这种情况就越突出，但是电力系统需要的也不只是全年累计发了多少电，还要知道在迎峰度夏、迎峰度冬等保供时段，光伏能够稳定提供多少电力。
规划提出的“置信出力”，衡量的正是这种能力。置信出力是指在用电保供的关键时段，某类电源有较高把握能够稳定提供的功率，占其装机容量的比例。
如光伏置信出力约为6%，可以大致理解为在规定的保供时段和95%的置信水平下，每100千瓦光伏及其源侧配建储能，需要能够保证约6千瓦的稳定出力。这与组件转换效率没有关系，考察的是关键时刻能否供得上电。
这样的规划将真实地影响光伏项目的开发逻辑。
对于大型光伏基地来说，其需要更加重视系统友好性能。
除了组件价格和年发电量，项目还要考虑储能、光热发电、多能互补、功率预测、构网控制以及外送通道。
逆变器能否提供电压、频率和惯量支撑，风光储能否协同调度，将影响电站的并网和运行价值。
对于分布式光伏来说，要更加重视就地消纳。
找到屋顶只是项目开发的第一步，屋顶下面的用户什么时候用电、自用比例有多高、当地电网还能接入多少光伏，都会影响项目收益。
光储充、工业微电网和虚拟电厂等模式，可以将光伏、储能、充电设施和可调节负荷连接起来，提高自发自用比例。
值得一提的是，新能源全面参与电力市场后，发电时间也会直接影响电站收入。
同样是100兆瓦光伏项目，年发电量即使接近，也可能因为所在地区的现货电价、消纳空间和晚高峰贡献不同，出现明显的收益差距。能够把中午的低价电转移到晚高峰，或者找到稳定负荷和长期购电方的项目，将拥有更强的抗风险能力。
要值得注意的是，28亿千瓦、基地新增3.7亿千瓦和分布式新增3亿千瓦，也都是风电与光伏或分布式新能源的合计目标，不能直接当作光伏独享的市场规模。
按照规划的内容，提高可靠出力可以依靠储能，也可以通过风光互补、光热发电、水电、灵活负荷和跨区域输电实现。
过去几年，光伏行业依靠技术进步和成本下降迅速扩大装机，“十五五”规划明显继续为其发展提供了广阔空间，但未来项目竞争会更加关注发电质量、消纳能力和市场收益。
28亿千瓦描绘了未来市场的规模，6%的光伏置信出力和20%的晚高峰电量占比则提出了更难的要求。
目前，光伏已经证明了自己可以成为中国规模最大的电源之一，未来五年，它还要证明自己能够在电力系统需要的时候，提供更多可以兑现的电力。
