据统计，截至目前，青海电网全网总装机容量2077.9万千瓦，其中，火电装机306.7万千瓦，占全网总装机容量的14.76%;新能源总装机容量625万千瓦，占全网总装机容量的30.08%。新能源装机中光伏总装机容量571.4万千瓦，占全网总装机容量的27.49%，占新能源装机的91.4%。
新能源已成为青海电源结构中的重要组成部分，总装机容量超过火电次于水电，已成为青海省第二大电源类型。午间时段新能源最大出力已占全网用电负荷的60%以上。
消纳能力不足，新能源受阻
受经济持续低迷影响，1月青海电网负荷持续萎缩，电网日最大负荷跌至650万千瓦，同比减少16.8%，由此导致1月青海电网午间时段出现对光伏电站连续限电情况。经统计，1月青海全网新能源出力最大受限73万千瓦。节日期间，新能源最大理论出力达到446万千瓦，新能源最大受限达到166万千瓦。
除无消纳能力引起的出力受阻以外，还存在为保障全网用电量需求而发生的新能源受阻情况，原因包括火电机组挤占光伏发电空间，受花丁双回断面潮流控制的影响，中午光伏大发期间北部火电不能参与调峰，挤占光伏发电空间;用电需求平衡影响新能源消纳，2月青海电网午间平均负荷最低已降至592万千瓦，考虑到保证电网安全稳定运行条件下的常规电源午间最小出力272万千瓦，理想情况下午间新能源最大消纳348万千瓦。目前全网新能源最大出力可以达到457万千瓦。因此即使在理想情况下新能源受限将达到近109万千瓦。
受限于电网用电需求，压缩消纳空间
为增加青海新能源午间消纳，青海公司与西北分部、陕西公司开展调峰互济，进行电量置换，按照《青海、陕西电网调峰互济框架协议》，调峰电力最大值可达120万千瓦，但受制于陕西电网用电需求变化，发用电计划调整难度较大，120万千瓦调峰电力很难执行到位，从而影响新能源更大范围消纳。
另一方面，为解决网内早晚时段电量缺额，积极协调甘肃公司进行购电。甘肃电网午间电源过剩情况更加严重，如果青海电网购电曲线峰谷差为150万甚至更高，作为甘肃电网就必须大量弃风、弃光，调整控制难度更大。所以外购电只能减小青海购电曲线峰谷差，午间也需要购入电力，否则就没有购电来源，这无疑进一步压缩了新能源的消纳空间，1、2月午间多次出现新能源富裕出力无法消纳进行了限电，这种情况后期还将持续。
2016年午间时段光伏限电将成为常态
2016年青海经济下行压力依然较大，全社会用电负增长。尤其在春节期间，青海用电负荷还会进一步降低，午间消纳能力也会进一步等量缩减。2016年青海电网新能源仍将持续发展，新能源并网装机也将进一步增加。可以预见，若年青海电网负荷没有大的增长，青海电网对新能源的消纳能力早已达到极限，后期青海电网新能源受限形势将逐渐变成常态。
此外，2016年开始按照电改9号文件的指导，青海省政府组织开展了大用户直购电，部分非电网安全约束要求开机电站大量参与直购电，挤压新能源消纳空间，火电厂直购电交易计划执行的刚性势必与新能源最大化消纳之间产生矛盾。
1.电网调频调峰需求影响新能源更大消纳
青海境内黄河流域大型水电站作为西北电网主力调频电厂，为保证电网频率稳定安全运行，最小运行出力须在100至150万千瓦之间。若黄河大型水电站出力小于100万千瓦，将使得调频电厂下备用不足，网内发生大用户突甩负荷极有可能造成频率失稳，严重威胁到电网安全稳定运行。所以在实现新能源最大化消纳的同时，必须保证电网发电最小备用容量。同时，受北部电网网架结构制约，火电机组参与调峰的能力有限，进一步加剧了青海电网调峰难度，所以后续新能源参与调峰将成常态。随着2016年末青海电网新能源总装机不断增大，午间光伏大发、负荷低谷时段，光伏配合调峰量会不断增加，后续新增光伏全部受限。
2.汛期水库综合应用水电大发挤占新能源接纳空间
青海电网水电装机占全网总装机容量的55.16%，尤其夏季汛期，考虑防洪灌溉等因素，黄河、格尔木河、大通河流域水电大发，将会进一步挤占网内新能源消纳空间，预计2016年年初新能源最大出力480万千瓦，午间时段青海电网电力富余情况更加突出。考虑水电为新能源调峰同时兼顾水库综合应用，在能力用尽的情况下，光伏必须配合参与调峰，将造成更大范围内的新能源限电。
[pagebreak]3.网架结构薄弱通道输送能力不足引起出力受限
目前由于青海电网用电需求下降，新能源消纳能力严重不足，调峰受限已成为影响新能源消纳主要因素，通道受限问题不突出。随着电网负荷增长新能源消纳能力增加，通道输送能力不足转而成为影响新能源消纳主要因素。
电网建设、储能系统及特高压或成解决青海光伏电量消纳问题的关键
我国太阳能光伏发电按照“大规模集中开发、中高压输送”与“分散开发、低电压就地消纳”并举的思路发展。但由于太阳能光伏发电具有分散性、间歇性、波动性、输入不可控性等问题，使得青海省光伏发电发展面临着电网接纳、并网安全与市场消纳等突出问题。
首先，受青海省电力消纳市场规模限制，“十三五”中后期新能源消纳只能依靠特高压电网在更大范围内消纳，从根本上解决青海新能源送出问题。根据国家能源局《太阳能发电“十二五”规划》，太阳能发电产业发展应“立足就地消纳，优先分散利用”，且青海省光伏发电基地尚未纳入国家能源电力发展规划，新能源外送通道难以纳入国家规划;
其次，风电、太阳能光伏发电具有间歇性、波动性、随机性等问题，大规模的间歇式新能源发电容量并网接入，会对电网的电压稳定和调频调峰等带来影响;
再次是青海地区电网较为薄弱，电网建设难度远远大于新能源项目，导致青海电网结构难以在短时间内跟上新能源项目的发展进度，电网系统调峰能力有限;用电负荷少，光伏电站距离负荷中心远，就地消纳困难。伴随西北区域各省风电、光伏新能源迅猛发展，电网的调频调峰和外送通道压力问题突出，需在更大范围内研究市场消纳问题。
1.加快青海750千伏主网建设，提高电网接纳光伏能力。一是加快塔拉750千伏输变电工程建设，目前项目已开工建设，计划2016年底建成，届时可提高地区光伏接纳能力;二是及早开工建设海西与青海主网通道输电能力提升工程，并加快推进柴达木变电站加装调相机工程前期工作，争取2016年取得核准后开工建设。上述工程建成后，可增加海南地区输送能力约100万千瓦、海西地区输送能力近150万千瓦，可阶段性解决海南、海西地区新增光伏发电受阻问题。
2.力争加快特高压工程建设。为提高青海东西通道输送能力，满足“十三五”后期青海海西清洁能源基地盈余电力送电需求，争取提前开展柴达木-塔拉特高压交流工程前期工作，适时开工建设;为满足青海省两个清洁能源基地外送需求，青海省“十三五”电力规划已将塔拉-南阳、柴达木-福州特高压直流外送工程纳入“十三五”期间建设。
3.争取规划在清洁能源基地建设抽水蓄能电站。随着新能源的快速发展，对电力系统调峰容量需求越来越大。有必要因地制宜、合理布局一些抽水蓄能电站，满足清洁能源大规模开发要求。
4.建议引导光伏企业，大量发展网内光储、光热电站，尤其在目前形势下电网调峰难度大，出现大量弃风、弃光，建设光储、光热电站可以更充分利用青海丰富的光资源，同时也有利于电网的错峰调度运行。
