高比例光伏發電對浙江電網電力平衡的影響及應對策略

張 思，楊曉雷，闕凌燕，梁梓楊，郭超

（1.國網浙江省電力有限公司，杭州 310007；2.國網浙江省電力有限公司嘉興供電公司，浙江 嘉興 314033；3.浙江大學 電氣工程學院，杭州 310027）

0 引言

為應對氣候變化，推進全球生態文明建設，中國將提高國家自主共享力度，提出碳排放“3060”目標，力爭碳排放2030 年前達到峰值，并努力爭取2060 年前實現碳中和［1］。碳達峰、碳中和是一項系統工程，電力行業肩負著重要的歷史使命。相比于其他能源行業，電力行業碳排放占全國總量的39%，處于較高水平［2］。因此，為支撐“雙碳”目標的實現，減碳將成為電力系統未來發展的主要方向。而具體在能源結構方面，以化石能源為主體的傳統電力系統將向以新能源為主體的新型電力系統轉變，如到2030 年，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風電、光伏發電總裝機容量將達到12億kW以上［3］。

光伏發電作為最早被開發利用的清潔能源，裝機容量在近20 年出現爆炸性增長，截至2019年，中國太陽能光伏發電裝機容量已達204 GW，全國光伏發電量達到2 243億kWh［4］，位居世界第一。且根據估算，在新型電力系統中，光伏裝機占比將達到50%，成為第一大電源［5］。然而隨著光伏裝機容量的增加，電力系統的運行特征也將發生變化，這對電力系統的運行提出了更高要求。文獻［6］針對光伏等可再生能源接入后的電網特征進行了總結。文獻［7］分析了高比例光伏接入后對電力系統調峰的影響，認為光伏對午間負荷高峰具有一定的電力支撐作用，而對晚間負荷高峰則貢獻極低，但高比例的光伏發電則導致午間負荷過低，增大系統峰谷差，給常規機組調峰運行造成巨大的壓力，增加系統調峰難度。文獻［8］則對高比例光伏接入后的爬坡靈活性進行了評估，得出光伏的接入極大地增加了系統對向上爬坡的靈活性需求。除了上述對平衡調節及靈活性提出了全新的要求外，光伏的大規模接入也使得系統的可靠運行面臨巨大挑戰。相比于傳統的化石能源機組，光伏發電具有不確定性，其有效容量約為10%～20%，即存在電力負荷高峰時無法提供有效電力支撐的可能，因此在一定程度上也可能導致電力缺額的危機，影響到電力系統的可靠性［9-10］。

針對上述高比例光伏接入帶來的問題，學者對其解決方法也進行了研究。文獻［11］建立了考慮靈活性相關約束的優化模型，結果表明相關處理方法可有效提高新能源的消納能力。考慮源網荷儲資源的協調運行，文獻［12］建立了利用源網荷側綜合靈活性的優化調度模型。基于綜合能源系統的框架，文獻［13-14］通過對多類能源進行協同優化，挖掘了電力系統更多的靈活運行空間。文獻［15-16］則從市場角度出發，通過市場機制引導提升電力系統的靈活性。而針對光伏的可用問題，文獻［10］對其置信區間進行了相關分析。以上文獻為高比例光伏接入下的電力系統運行問題提供了十分寶貴的參考，但是現階段對高比例光伏接入下的電網實際影響分析相對缺乏，未能從實際出發總結面臨的挑戰及應對方法。

圍繞國家清潔能源示范省建設的要求，浙江省光伏發電發展迅猛，裝機容量不斷提升，截至2020 年末，浙江全省光伏裝機1 497.5 萬kW，其中分布式光伏裝機總容量已經超過1 000萬kW［17］。高比例光伏接入持續提高了電力平衡的不確定性，對浙江電力系統調度運行產生了巨大影響。探討光伏發電帶來的影響，分析電網在近期和未來將面臨的挑戰，總結相應的解決辦法，是浙江電網建設新型電力系統過程中亟待研究解決的重大問題。

為此，本文在已有針對光伏發電接入對電力系統影響研究的基礎上，對高比例光伏發電對浙江電網發用電平衡的影響及應對策略進行總結及分析，為浙江省新型電力系統發展提供參考。首先，基于浙江電網的特點，從典型負荷曲線、電力平衡及光伏發電支撐三方面分析高比例光伏接入對浙江電網的影響。然后，在已知影響的基礎上，從短期和中長期兩個時間尺度闡述了浙江電網面臨的相關挑戰。最后，結合相關挑戰，提出可適應未來高比例光伏接入環境下光伏有效消納及保證電力平衡的應對策略。

1 浙江電網現狀

2020年，浙江全社會用電量4 830億kWh，同比增長2.62%；全社會最大負荷9 268 萬kW，同比增長8.82%；尖峰負荷95%以上累計時間51 h，占比0.58%。

電源方面，2020 年底，浙江全口徑裝機容量10 142 萬kW，其中，調度口徑裝機容量8 323 萬kW，統調口徑裝機容量6 356萬kW，調節資源以火電機組（含燃氣機組）為主。近年來，浙江光伏發電發展迅速，全社會口徑光伏裝機容量達到1 517 萬kW，成為僅次于火電的第二大電源。浙江省光照條件屬于三類資源區，年有效利用小時數約1 000 h，低于全國平均水平。

受電方面，浙江電網通過2 回±800 kV 直流特高壓分別與四川電網和寧夏電網相連，通過6回1 000 kV 交流特高壓和9 回500 kV 線路與華東電網其他三省一市相連，省際電力交互頻繁復雜。浙江是電力受入大省，2020 年，浙江電網最大受電電力3 364萬kW，占全社會最大負荷的36.3%。

網架結構方面，浙江電網目前已基本建成以“兩交兩直”特高壓為核心、以“東西互供、南北貫通”的500 kV電網為骨干、以沿海電源群為支撐的堅強主網架。

2 高比例光伏接入對浙江電網的影響

2.1 典型負荷曲線

在高比例光伏發電接入的背景下，浙江省典型負荷曲線出現新的特征。此處定義系統凈負荷為統調負荷減去統調光伏出力，表征除去光伏出力后的系統負荷。在天氣晴好、光伏大發情況下，大量的光伏資源使得全社會負荷、調度負荷和統調負荷在光伏發電出力時段的差距越來越大，這也導致浙江省系統凈負荷曲線逐漸接近于CAISO（加州電力市場）所提出的“鴨子曲線”模型［18-19］。

光伏出力較高日的典型負荷曲線如圖1 所示。在該曲線中，浙江電網全社會負荷呈現午、晚雙高峰，但系統凈負荷曲線出現了較大變化。一是負荷整體特征發生了變化，系統凈負荷午間高峰不再出現，全天的負荷高峰出現在晚間，且12：00—16：00的系統凈負荷呈現下降趨勢，在光伏出力最大時段出現了全天的負荷低谷，且峰谷差也有所增加，最小負荷率下降；二是負荷變化更加快速，全社會負荷較大功率變化出現在4：00—12：00，變化相對緩慢。而對于系統凈負荷，功率的最大變化出現在光伏發電出力下降時段（15：00—20：00），此時負荷功率在變化更加快速的同時，變化幅值也有所增加。

圖1 浙江電網疫情期間典型負荷曲線

2.2 電力供應變化

高比例光伏的接入對電力供應產生了顯著影響，尤其是對其他電源的調節性能提出了更高的要求，其中外來電的有效調節是電力平衡過程中一個重要變化。以典型負荷日的電力供應情況為例描述高比例光伏接入對其影響，全天各電源供應情況如圖2所示。

圖2 各電源供應情況

如圖2所示，在負荷變化和光伏出力變化的過程中，外來電與火電出力需相應地進行調整，以保證光伏的有效消納以及電力平衡。如在8：00 之后，光伏出力開始增加，為了提供足夠的光伏消納空間，火電和外來電分別先后向下調整3 711 MW和2 625 MW出力；而在15：00之后，光伏出力快速下降，調度負荷快速上升，在晚間出現負荷高峰，此時作為主要調節電源的外來電和火電開始快速調整出力，以彌補光伏出力減少后的功率缺額，外來電和火電最大提供了3 051 MW 和2 377 MW的出力調整。此外，除了外來電與火電兩大調節電源，水電也在維持電力平衡中提供了一定的調節能力。但在這一調節過程中，外來電與火電是最主要的平衡調節承擔者，其中外來電的調節靈活性極大緩和了浙江電力系統的光伏消納壓力和平衡壓力。如果外來電不參與調節，火電將需要承擔最大超過5 000 MW的出力調整，需要火電機組擁有更充足的靈活性。

2.3 光伏發電支撐

浙江光伏發電裝機容量不斷提升，已成為第二大電源，其有效的發電支撐能力對電力平衡也將產生顯著影響。光伏發電出力嚴重依賴光照強度等天氣因素，出力具有不確定性，難以按照計劃給定出力納入到平衡計劃中。尤其是在時間跨度較長的電力平衡計劃制定中，較長時間的天氣預測準確率較低，無法準確獲取光伏發電出力，導致光伏發電對電力平衡的實際支撐情況難以確定，對其他電源的計劃安排造成了一定的難度。

目前，常規做法是將對光伏發電參與平衡支撐的可用容量設置為20%（有效容量），即認為有80%的裝機容量為因光照資源不足的受阻容量。但浙江歷史光伏出力數據表明，光伏在不同時間對電力平衡的支撐影響有所差異。

圖3展示了浙江省光伏兩個典型時間段（10：00和16：00）的支撐能力，其中采用光伏發電平均容發比（平均出力/裝機）、容發比波動率（容發比標準差）兩個指標來量化和描述光伏對電力平衡支撐的影響。平均容發比越高，表示光伏發電對電力平衡的支撐程度越高；光伏容發比波動率越低，表示歷史出力較為相近，變化不大，光伏發電對發用電平衡的支撐越穩定。

圖3 各時段光伏平均容發比及容發比波動率

從時間上看，不同月份10：00的平均容發比都比16：00高，這與10：00的光照強度更高有關。此外，平均容發比呈現雙峰的特性，4 月、5 月、8月的容發比較其他月份要高，其中8月光伏對電力平衡的支撐程度最高，可達到48%，且該月的容發比波動率較小，能夠較為穩定地提供功率支撐。此外，冬季光伏對電力平衡的支撐程度較差，如1月、11 月、12 月的平均容發比低于其他月份，部分時間甚至處于10%左右。冬季的容發比波動率也相對較大，有較大可能出現容發比更小的情況，難以穩定地為電力平衡提供支撐。

3 高比例光伏背景下發用電平衡面臨的挑戰

3.1 短期平衡方面

首先，天氣晴好時，傳統的午間用電高峰電力平衡相對寬松，而晚間平衡更為緊張。陰雨天氣時，光伏發電能力下降，全天將出現較長時間的電力平衡緊張。日前電力平衡和電網調峰形勢變得越來越復雜，給日前電力電量平衡和檢修計劃安排帶來巨大挑戰。

其次，高比例的光伏接入對備用安排也提出了更高要求。在運行過程中，備用作為維持電力平衡的輔助手段，電力系統需要留有足夠的旋轉備用，以應對發電不確定性和波動性帶來的功率變化，但是高比例的光伏接入使得傳統僅由發電機組提供的備用面臨不足的危機。為此，電力系統需要在確保電力平衡的同時，合理制定備用容量，挖掘備用供應資源，維持合理的備用水平。

3.2 中長期平衡方面

在“雙碳”目標下，傳統電力系統將向以新能源為主體的新型電力系統轉變。光伏發電將成為未來電源結構中的重要主體，其對電力系統運行的影響將更為顯著，在靈活性和容量可用性方面的要求將對電力平衡構成重大挑戰。

首先，負荷“鴨子曲線”特征顯著，對系統的靈活性供應提出巨大挑戰。高比例光伏的接入意味著午間、下午時段的凈負荷變得更低，且持續時間變得更長（曲線腹部變深、變長），而在傍晚時段光伏出力快速下降，在短時間內凈負荷將會快速爬升，直至出現凈負荷高峰。這一過程中，電力系統需要擁有足夠的向下調節靈活性，以在午間提供充足的光伏消納空間；同時也亟需向上調節靈活性，以確保在光伏出力減少后可以快速填補光伏出力的空間，保證傍晚時段的電力平衡。

此外，光伏發電的不確定性，以及其他傳統電源裝機比例的下降，使得電力系統的有效容量有所減少，電力平衡的壓力日漸增大。光伏發電對系統凈負荷產生巨大影響，以2025 年預測數據為例，晴天和陰雨天條件下的系統凈負荷曲線如圖4所示。晴好天氣光伏出力較高，系統凈最高負荷僅為8 600 萬kW；陰雨天氣下光伏出力較低，系統凈最高負荷達到9 450 萬kW。兩種天氣下光伏發電的不同導致系統凈負荷最大變化空間達到1 290 萬kW。隨著光伏容量的增加，這一變化空間將會持續拉大，若無法利用其他方法填補容量缺額將導致電力缺供，造成電能斷供的局面。因此，電力系統有效容量供應能力將會是未來高比例光伏背景下電力平衡所面對的巨大挑戰。

圖4 2025年浙江電網不同條件下的系統凈負荷預測

4 應對策略

4.1 短期應對方法

4.1.1 提升新型電力系統的電力平衡能力

在高比例的光伏接入環境下，系統凈負荷特性發生變化，尤其是系統凈負荷高峰時刻與傳統認為的負荷高峰時刻有所不同，調度機構需識別系統凈負荷高峰，優化外來電、氣電和儲能等靈活調節資源，制定合理的調度計劃，提高新型電力系統平衡能力。開展風光水氣儲短期協同聯合優化，實現風光水氣儲一體化互補調節，保障多時間尺度電力供需平衡。

4.1.2 提升預測技術

精準的負荷和新能源功率預測是電力平衡的基礎和關鍵。功率預測在丹麥、德國、美國等新能源發達國家有著廣泛應用，為新能源調度、消納提供了重要技術支撐。以風電預測為例，丹麥早在上世紀90年代便開發出一套風功率預測系統，歷經Prediktor、WPPT 等多代預測系統的發展，當前最新的預測系統Zephry 已被丹麥大多數系統運營商使用。德國使用自己開發的WPMS系統預測風電出力，預測精度較高，其8 h預測均方根誤差最低可達7%，使得電網調度部門可制定相對準確的日前調度計劃，2014 年德國全年棄風量僅1%［20］。隨著各種算法在負荷、風光預測上研究的深入，預測方法越來越多，如神經網絡等對數據敏感的方法有效提高了預測的準確性［21-22］。

4.1.3 提高機組靈活調節能力

燃煤、燃氣等發電機組作為維持電力系統平衡的重要基石，其靈活調節能力將極大影響到光伏的消納以及電力系統的安全。浙江省統調燃煤發電機組裝機容量占比達到68%，而靈活性電源如燃氣、水電和抽蓄等機組僅占有22%的裝機容量，在高比例光伏接入的背景下，已有資源將面臨靈活性不足的壓力。在“雙碳”目標下，對占比較高的燃煤機組進行靈活性改造，推動現有機組向高靈活、高承載轉型將會是解決系統靈活性需求的重要手段［23］。德國還對其傳統燃煤機組進行了靈活性改造，允許其向下調節到最高出力的40%，從而為系統提供了更充足的靈活性［24］。同時，核電作為零碳排放的發電資源，在浙江省未來建設新型電力系統過程中扮演著重要角色，大量核電僅承擔基荷將會給電力系統帶來巨大的調節壓力，為此，需要進一步挖掘核電的靈活調節能力，使得核電能夠有效跟隨負荷變化，為電力系統提供其調節靈活性［25］。

4.1.4 充分運用需求側資源

隨著電力需求側管理技術的不斷發展，對負荷側進行管理是維持電力系統平衡的重要手段，通過采取各種措施引導用戶優化用電方式，不僅可以平抑用電負荷的波動性，減小負荷的峰谷差，提高電網利用效率，還可以通過調動負荷側的響應資源來滿足系統靈活性需求，保障系統的安全、可靠運行，促進更多可再生能源的利用。德國“降低負荷”需求響應的資源潛力約占德國最高負荷的17%，“提升負荷”需求響應的資源潛力約占最高負荷的40%，這為德國高比例新能源電力系統的平衡問題提供了解決手段，并提高了電力系統的靈活性［24］。為應對夏季負荷高峰，浙江電網計劃全省儲備用戶側削峰響應能力1 000萬kW以上，即時響應能力200～300萬kW，有效應對電力平衡緊張問題［26］。充分挖掘負荷側調節資源，對其進行常態化應用管理，將有效緩解電源端調節及平衡壓力，提高應對高比例光伏接入下電力平衡問題的能力。

4.1.5 推動資源市場化交易

浙江省作為電力現貨市場首批試點地區之一，在電力市場建設的機遇下，推動相關資源進行市場化交易可更好地應對目前的電力平衡壓力、靈活性供需緊張等問題。在交易品種方面，引入如調峰和備用等面向多主體參與的平衡調節、靈活性調節交易產品；在交易方式方面，組織開展方式多樣化的電力交易，確保市場主體可通過多種方式有效參與到系統的平衡調節過程中；在價格機制方面，確立合適的價格形成機制、資金分配結算方法，形成有效的價格信號及經濟鼓勵可促進市場主體的參與，為系統提供更多的可用資源來應對電力平衡上的問題。

4.2 中長期應對方法

4.2.1 合理考慮將光伏發電納入平衡的比例

針對中長期平衡問題，合理地按季節考慮將光伏發電納入平衡的比例尤為重要。根據浙江電網實測數據，光伏發電有較強的季節性特性，簡單地采用單一固定常數將光伏納入平衡有失妥當。采用過高的系數將光伏納入平衡中可能導致計劃過于樂觀，實際運行時可能出現電力缺供的情況；而過低的系數可能導致光伏發電無法被完全消納，出現棄光的現象，因此需要充分考慮光伏發電的季節性特性。同時，為應對系統凈負荷高峰和用電負荷高峰非同期問題，需要增加16：00和19：00等系統凈負荷高峰時刻的電力平衡分析。

4.2.2 構建容量補償機制和靈活資源補償機制

大量零邊際成本電源參與市場，現貨價格將進一步降低，致使傳統電源的投資收益大幅下降，未來投資意愿將持續降低。在光伏等新能源高速發展的情況下，長期發電容量、靈活資源充裕性問題變得更加突出。選擇合適的容量、靈活資源補償機制可確保相關資源投資的合理回報，保護容量、靈活性供應方面投資的積極性。在容量保障方面，目前國外電力市場常用的容量補償機制主要有稀缺電價機制、容量補貼機制、容量市場機制［27］。在靈活性資源保障方面，CAISO 等地區電力市場皆設計了針對靈活性交易的FRP（靈活性爬坡產品），通過市場化交易保證靈活性資源供應主體的收益［15-16，28］。針對不同的市場特點需設計相應的補償機制，此外還需要完善相應的配套措施，包括充裕度評估機制、信息披露機制、成本監審機制、市場力監控機制及風險規避機制等，以更好地配合補償機制的構建。

4.2.3 推動省際間電力互補支撐

在全國開展省際間電力市場協同運行的契機下，充分利用各省“能源結構互補、高峰錯時互濟”的特點，積極開展省際間電力交易，發揮大電網資源配置，打破省際間壁壘，通過加強、完善省際間戰略合作和建立健全中長期省際間交易機制，充分利用浙江“兩交兩直”的特高壓聯網架構，將可為高比例光伏接入的電力系統提供充足的電力電量支撐。尤其是在短期電力負荷較高、光伏發電不足、省內常規電源供應不足的情況下，通過省際間交易機制，開展應急調度交易，可有效填補電力平衡時遇到的功率缺額，保證浙江電力系統的安全穩定。

4.2.4 充分利用綜合智慧能源系統

綜合能源系統可對多類能源進行協同優化，使不同能源之間能夠相互替代，從而為元件、能源系統產生更大的可行域和彈性空間，是解決高比例光伏消納問題的有效途徑［29］。在電-熱綜合能源系統中，通過電能和熱能的相互轉換，可“解放”以熱定電運行的CHP（熱電聯供系統）機組，使之能夠更靈活地應對可再生能源的波動性和不確定性。在電-氣綜合能源系統中，通過電能和天然氣的相互轉換，且利用天然氣可存儲的特點，能夠實現負荷和燃氣機組的靈活調節，為高比例光伏接入的消納創造更多的空間［29］。在需求側，傳統的電力需求響應將變化至綜合能源系統的綜合需求響應［30］，用戶側可根據市場價格或者激勵調整自身的用能行為，增加自身用能彈性，為系統提供更充足的靈活調節能力來消納光伏等可再生能源。

5 結語

在國家多項政策的扶持下，浙江省光伏裝機容量快速增長，目前已成為僅次于火電的第二大裝機電源，在碳排放“3060”目標下，光伏裝機比例將會進一步增加，而其所具有的隨機性和波動性將極大增加系統運行的難度，增大發用電平衡工作的不確定性。

針對現階段高比例光伏接入對電網的實際影響，探討了浙江電網面臨的挑戰及解決策略上存在的問題。在分析高比例光伏接入對負荷特性和電力供應帶來一定變化的基礎上，從短期和中長期兩個時間維度闡述了浙江電網現時和未來所面臨的發用電平衡及靈活性挑戰。最后，給出針對性的應對策略，為目前浙江電網有效消納高比例光伏及未來建成新型電力系統提供解決思路。