三

、推广“光伏+储能”供电方案解决偏远地区用电问题，提升电力系统经济性

由于无电地区大都地处偏远、地形复杂、人口数量少且分散
，大电网的投资
、建设、运行维护成本较高，还有较高的输配电综合线损，实际用电成本（考虑发电成本+电网投资成本+线路损耗）大概每度电3～5元，远高于电网售电价格。相比之下

，“光伏+储能”的供电方案有其优势
。近些年光伏和储能产品的成本在快速下降，“光伏+储能”系统的发电成本目前在每度电0.65元左右（考虑配备40%发电能力的储能，每度电储能成本约为0.75元）
。展望未来
，光伏和储能产品在性能提升和成本下降方面仍有较大的空间，大发集团预计10年内
，“光伏+储能”的发电成本将可与火电成本一致
。因此建议在“十四五”期间推广“光伏+储能”供电方案解决偏远地区用电问题。

四、继续因地制宜发展光伏发电，促进我国可再生能源规模长期有序增长

继续推动“三北”资源富集区“风光互补
、水光互补
、火光互补”电力能源基地建设
，提高集中式光伏发电的利用规模
。建设多能互补能源基地，能够缓解光伏发电随机性
、低惯性的缺点
，降低光伏发电对电网的冲击
，利于向电力负荷中心送电，保障光伏发电的消纳。

推动微电网
、虚拟电厂、虚拟同步机等先进分布式能源利用技术与分布式光伏结合，促进负荷侧分布式光伏发展。特别是，全面推动分布式光伏发电与新一代信息产业数据服务结合，推动绿色数据中心建设，提高分布式光伏等清洁高效供电方式在数据服务业中的渗透比例
。

五
、加快实施电网新建和改造，提升清洁能源消纳保障能力

加快特高压电网建设，提高光伏发电的电力外送能力。电网外送能力不足是目前我国集中式光伏发电高限电率的主要原因之一

，“十四五”期间，我国一方面应加速国内集中式光伏主要外送区域的交流特高压主干网络的建设，增强光伏电力输出区域和输入区域的交流特高压联网能力；另一方面还要加大直流特高压输送通道建设力度，增强清洁能源主要产区向电力负荷中心直接供电的能力

。还要加速中东部主要负荷侧的主干电网由交流超高压电网向交流特高压电网的升级工作，增强受端电网对特高压直流输电通道的支撑能力和对光伏发电的接纳能力
。

此外，加快用电侧的配电网系统对大规模分布式光伏并网的适应性改造，提升配电网对分布式光伏的消纳能力
。随着我国分布式光伏的快速发展和分散并网规模的增多
，配电网仍会是“十四五”期间制约我国分布式光伏发展的瓶颈。因此我国需要持续加大对配电网系统的升级改造。

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