太阳能发电的主要问题是大型电站多位于电网末端，联网薄弱，外送消纳困难。而分布式光伏预期收益不确定性大，民用光伏市场难以激活。解决的思路有： (1)建立配电网的分布式电源渗透率管理机制，引导分布式光伏合理布局;(2)完善补贴政策，提高国内光伏发电市场竞争力;(3)加强适应光伏发电的系统灵活调节能力建设等。2020年太阳能发电1亿kW的目标中，大型电站和分布式光伏的预计将各占60%和40%。2020年以后，应视资源条件和技术进步情况，继续大力推进太阳能集中式发电与分布式光伏发电并重发展。
3.3.2“十三五”煤电装机增量空间在1.5亿kW左右，其中80%布局在西部、北部地区
“十三五”期间，根据电力供需平衡的结果，预计煤电装机还将增加1.5亿kW左右，到2020年煤电装机总量10.5亿kW左右。受大气污染防治和碳排放双重约束，中长期煤电装机规模也应严格控制。
对煤电布局影响比较大的几个因素是：《大气污染防治行动计划》和新的《火电厂大气污染物排放标准》执行情况，以及煤电“近零排放”等技术应用效果。基于优化结果，建议“十三五”煤电增量的80%布局应在西部、北部地区，20%应在中东部地区。
3.4新能源补贴政策的调整
政府有关部门提出，到2020年风电价格与煤电上网电价相当，光伏发电与电网销售电价相当，即新能源平价上网。根据研究分析判断，2020年实现该目标的难度很大。(1)新能源的发电成本下降空间有限。要实现平价上网，光伏和风电的发电成本年均降幅需要分别达到约5%和4%。预计“十三五”期间实际成本年均仅能下降3%和2%左右。(2)电力调峰、跨区输电等系统成本在当前电价中疏导不足。大规模新能源并网系统需要付出额外的调峰、接网、输送成本，该成本目前大部分并没有纳入可再生能源基金补贴范围。初步测算，2020年抽蓄等调峰电源的加价需求在0.01元/(kW˙h)水平，而并网输送成本随着跨区输送规模的扩大将大幅提高，应予以充分重视。
可再生能源补贴政策调整应充分借鉴德国的相关经验。建议：(1)根据补贴总额对各类可再生能源限定年度新增规模，避免发展过热或过冷，做到补贴成本可承受。(2)对可再生能源项目全面引入市场机制。可以在享受国家规定的固定上网电价或在补贴基础上参与市场竞争。(3)引入招标机制，通过招标确定补贴额度。采用市场竞争方式确定最低成本的可再生能源项目，促进竞争，降低成本。(4)成本分摊既要考虑个别成本也要体现系统成本。将跨区输电、调峰调频等纳入可再生能源补贴范围，体现公平竞争、有偿服务的原则，保障各类电源及电网的协调发展。
3.5电网发展的研判
“十三五”期间，预计全国西电东送、北电南送规模将显著增长，跨区输电通道的建设力度前所未有，全国联网强度须满足跨区域电力资源优化配置要求。驱动因素有3点：(1)大气污染治理;(2)清洁能源的开发输送;(3)更大范围电力市场的建设需要。特高压交直流发展面临重大机遇，将在保障中东部地区电力供应、促进西部北部新能源消纳、治理雾霾等方面发挥重要作用。
智能电网技术创新取得新进展，应用领域不断扩大。新能源、分布式能源的灵活接入与高效消纳，电动汽车、新型储能的推广应用，互动用电、智能用电的蓬勃发展，是推动智能电网技术及商业模式创新的动力。可以预见，“十三五”跨区输电网和智能配电网都将得到长足发展，多年来困扰电网发展的“两头薄弱”问题将会明显改观。
3.6电力市场化改革对规划的影响
手机浏览网
