高比例光伏发电对浙江电网电力平衡的影响及应对策略

张 思，杨晓雷，阙凌燕，梁梓杨，郭超

（1.国网浙江省电力有限公司，杭州 310007；2.国网浙江省电力有限公司嘉兴供电公司，浙江 嘉兴 314033；3.浙江大学 电气工程学院，杭州 310027）

0 引言

为应对气候变化，推进全球生态文明建设，中国将提高国家自主共享力度，提出碳排放“3060”目标，力争碳排放2030 年前达到峰值，并努力争取2060 年前实现碳中和［1］。碳达峰、碳中和是一项系统工程，电力行业肩负着重要的历史使命。相比于其他能源行业，电力行业碳排放占全国总量的39%，处于较高水平［2］。因此，为支撑“双碳”目标的实现，减碳将成为电力系统未来发展的主要方向。而具体在能源结构方面，以化石能源为主体的传统电力系统将向以新能源为主体的新型电力系统转变，如到2030 年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、光伏发电总装机容量将达到12亿kW以上［3］。

光伏发电作为最早被开发利用的清洁能源，装机容量在近20 年出现爆炸性增长，截至2019年，中国太阳能光伏发电装机容量已达204 GW，全国光伏发电量达到2 243亿kWh［4］，位居世界第一。且根据估算，在新型电力系统中，光伏装机占比将达到50%，成为第一大电源［5］。然而随着光伏装机容量的增加，电力系统的运行特征也将发生变化，这对电力系统的运行提出了更高要求。文献［6］针对光伏等可再生能源接入后的电网特征进行了总结。文献［7］分析了高比例光伏接入后对电力系统调峰的影响，认为光伏对午间负荷高峰具有一定的电力支撑作用，而对晚间负荷高峰则贡献极低，但高比例的光伏发电则导致午间负荷过低，增大系统峰谷差，给常规机组调峰运行造成巨大的压力，增加系统调峰难度。文献［8］则对高比例光伏接入后的爬坡灵活性进行了评估，得出光伏的接入极大地增加了系统对向上爬坡的灵活性需求。除了上述对平衡调节及灵活性提出了全新的要求外，光伏的大规模接入也使得系统的可靠运行面临巨大挑战。相比于传统的化石能源机组，光伏发电具有不确定性，其有效容量约为10%～20%，即存在电力负荷高峰时无法提供有效电力支撑的可能，因此在一定程度上也可能导致电力缺额的危机，影响到电力系统的可靠性［9-10］。

针对上述高比例光伏接入带来的问题，学者对其解决方法也进行了研究。文献［11］建立了考虑灵活性相关约束的优化模型，结果表明相关处理方法可有效提高新能源的消纳能力。考虑源网荷储资源的协调运行，文献［12］建立了利用源网荷侧综合灵活性的优化调度模型。基于综合能源系统的框架，文献［13-14］通过对多类能源进行协同优化，挖掘了电力系统更多的灵活运行空间。文献［15-16］则从市场角度出发，通过市场机制引导提升电力系统的灵活性。而针对光伏的可用问题，文献［10］对其置信区间进行了相关分析。以上文献为高比例光伏接入下的电力系统运行问题提供了十分宝贵的参考，但是现阶段对高比例光伏接入下的电网实际影响分析相对缺乏，未能从实际出发总结面临的挑战及应对方法。

围绕国家清洁能源示范省建设的要求，浙江省光伏发电发展迅猛，装机容量不断提升，截至2020 年末，浙江全省光伏装机1 497.5 万kW，其中分布式光伏装机总容量已经超过1 000万kW［17］。高比例光伏接入持续提高了电力平衡的不确定性，对浙江电力系统调度运行产生了巨大影响。探讨光伏发电带来的影响，分析电网在近期和未来将面临的挑战，总结相应的解决办法，是浙江电网建设新型电力系统过程中亟待研究解决的重大问题。

为此，本文在已有针对光伏发电接入对电力系统影响研究的基础上，对高比例光伏发电对浙江电网发用电平衡的影响及应对策略进行总结及分析，为浙江省新型电力系统发展提供参考。首先，基于浙江电网的特点，从典型负荷曲线、电力平衡及光伏发电支撑三方面分析高比例光伏接入对浙江电网的影响。然后，在已知影响的基础上，从短期和中长期两个时间尺度阐述了浙江电网面临的相关挑战。最后，结合相关挑战，提出可适应未来高比例光伏接入环境下光伏有效消纳及保证电力平衡的应对策略。

1 浙江电网现状

2020年，浙江全社会用电量4 830亿kWh，同比增长2.62%；全社会最大负荷9 268 万kW，同比增长8.82%；尖峰负荷95%以上累计时间51 h，占比0.58%。

电源方面，2020 年底，浙江全口径装机容量10 142 万kW，其中，调度口径装机容量8 323 万kW，统调口径装机容量6 356万kW，调节资源以火电机组（含燃气机组）为主。近年来，浙江光伏发电发展迅速，全社会口径光伏装机容量达到1 517 万kW，成为仅次于火电的第二大电源。浙江省光照条件属于三类资源区，年有效利用小时数约1 000 h，低于全国平均水平。

受电方面，浙江电网通过2 回±800 kV 直流特高压分别与四川电网和宁夏电网相连，通过6回1 000 kV 交流特高压和9 回500 kV 线路与华东电网其他三省一市相连，省际电力交互频繁复杂。浙江是电力受入大省，2020 年，浙江电网最大受电电力3 364万kW，占全社会最大负荷的36.3%。

网架结构方面，浙江电网目前已基本建成以“两交两直”特高压为核心、以“东西互供、南北贯通”的500 kV电网为骨干、以沿海电源群为支撑的坚强主网架。

2 高比例光伏接入对浙江电网的影响

2.1 典型负荷曲线

在高比例光伏发电接入的背景下，浙江省典型负荷曲线出现新的特征。此处定义系统净负荷为统调负荷减去统调光伏出力，表征除去光伏出力后的系统负荷。在天气晴好、光伏大发情况下，大量的光伏资源使得全社会负荷、调度负荷和统调负荷在光伏发电出力时段的差距越来越大，这也导致浙江省系统净负荷曲线逐渐接近于CAISO（加州电力市场）所提出的“鸭子曲线”模型［18-19］。

光伏出力较高日的典型负荷曲线如图1 所示。在该曲线中，浙江电网全社会负荷呈现午、晚双高峰，但系统净负荷曲线出现了较大变化。一是负荷整体特征发生了变化，系统净负荷午间高峰不再出现，全天的负荷高峰出现在晚间，且12：00—16：00的系统净负荷呈现下降趋势，在光伏出力最大时段出现了全天的负荷低谷，且峰谷差也有所增加，最小负荷率下降；二是负荷变化更加快速，全社会负荷较大功率变化出现在4：00—12：00，变化相对缓慢。而对于系统净负荷，功率的最大变化出现在光伏发电出力下降时段（15：00—20：00），此时负荷功率在变化更加快速的同时，变化幅值也有所增加。

图1 浙江电网疫情期间典型负荷曲线

2.2 电力供应变化

高比例光伏的接入对电力供应产生了显著影响，尤其是对其他电源的调节性能提出了更高的要求，其中外来电的有效调节是电力平衡过程中一个重要变化。以典型负荷日的电力供应情况为例描述高比例光伏接入对其影响，全天各电源供应情况如图2所示。

图2 各电源供应情况

如图2所示，在负荷变化和光伏出力变化的过程中，外来电与火电出力需相应地进行调整，以保证光伏的有效消纳以及电力平衡。如在8：00 之后，光伏出力开始增加，为了提供足够的光伏消纳空间，火电和外来电分别先后向下调整3 711 MW和2 625 MW出力；而在15：00之后，光伏出力快速下降，调度负荷快速上升，在晚间出现负荷高峰，此时作为主要调节电源的外来电和火电开始快速调整出力，以弥补光伏出力减少后的功率缺额，外来电和火电最大提供了3 051 MW 和2 377 MW的出力调整。此外，除了外来电与火电两大调节电源，水电也在维持电力平衡中提供了一定的调节能力。但在这一调节过程中，外来电与火电是最主要的平衡调节承担者，其中外来电的调节灵活性极大缓和了浙江电力系统的光伏消纳压力和平衡压力。如果外来电不参与调节，火电将需要承担最大超过5 000 MW的出力调整，需要火电机组拥有更充足的灵活性。

2.3 光伏发电支撑

浙江光伏发电装机容量不断提升，已成为第二大电源，其有效的发电支撑能力对电力平衡也将产生显著影响。光伏发电出力严重依赖光照强度等天气因素，出力具有不确定性，难以按照计划给定出力纳入到平衡计划中。尤其是在时间跨度较长的电力平衡计划制定中，较长时间的天气预测准确率较低，无法准确获取光伏发电出力，导致光伏发电对电力平衡的实际支撑情况难以确定，对其他电源的计划安排造成了一定的难度。

目前，常规做法是将对光伏发电参与平衡支撑的可用容量设置为20%（有效容量），即认为有80%的装机容量为因光照资源不足的受阻容量。但浙江历史光伏出力数据表明，光伏在不同时间对电力平衡的支撑影响有所差异。

图3展示了浙江省光伏两个典型时间段（10：00和16：00）的支撑能力，其中采用光伏发电平均容发比（平均出力/装机）、容发比波动率（容发比标准差）两个指标来量化和描述光伏对电力平衡支撑的影响。平均容发比越高，表示光伏发电对电力平衡的支撑程度越高；光伏容发比波动率越低，表示历史出力较为相近，变化不大，光伏发电对发用电平衡的支撑越稳定。

图3 各时段光伏平均容发比及容发比波动率

从时间上看，不同月份10：00的平均容发比都比16：00高，这与10：00的光照强度更高有关。此外，平均容发比呈现双峰的特性，4 月、5 月、8月的容发比较其他月份要高，其中8月光伏对电力平衡的支撑程度最高，可达到48%，且该月的容发比波动率较小，能够较为稳定地提供功率支撑。此外，冬季光伏对电力平衡的支撑程度较差，如1月、11 月、12 月的平均容发比低于其他月份，部分时间甚至处于10%左右。冬季的容发比波动率也相对较大，有较大可能出现容发比更小的情况，难以稳定地为电力平衡提供支撑。

3 高比例光伏背景下发用电平衡面临的挑战

3.1 短期平衡方面

首先，天气晴好时，传统的午间用电高峰电力平衡相对宽松，而晚间平衡更为紧张。阴雨天气时，光伏发电能力下降，全天将出现较长时间的电力平衡紧张。日前电力平衡和电网调峰形势变得越来越复杂，给日前电力电量平衡和检修计划安排带来巨大挑战。

其次，高比例的光伏接入对备用安排也提出了更高要求。在运行过程中，备用作为维持电力平衡的辅助手段，电力系统需要留有足够的旋转备用，以应对发电不确定性和波动性带来的功率变化，但是高比例的光伏接入使得传统仅由发电机组提供的备用面临不足的危机。为此，电力系统需要在确保电力平衡的同时，合理制定备用容量，挖掘备用供应资源，维持合理的备用水平。

3.2 中长期平衡方面

在“双碳”目标下，传统电力系统将向以新能源为主体的新型电力系统转变。光伏发电将成为未来电源结构中的重要主体，其对电力系统运行的影响将更为显著，在灵活性和容量可用性方面的要求将对电力平衡构成重大挑战。

首先，负荷“鸭子曲线”特征显著，对系统的灵活性供应提出巨大挑战。高比例光伏的接入意味着午间、下午时段的净负荷变得更低，且持续时间变得更长（曲线腹部变深、变长），而在傍晚时段光伏出力快速下降，在短时间内净负荷将会快速爬升，直至出现净负荷高峰。这一过程中，电力系统需要拥有足够的向下调节灵活性，以在午间提供充足的光伏消纳空间；同时也亟需向上调节灵活性，以确保在光伏出力减少后可以快速填补光伏出力的空间，保证傍晚时段的电力平衡。

此外，光伏发电的不确定性，以及其他传统电源装机比例的下降，使得电力系统的有效容量有所减少，电力平衡的压力日渐增大。光伏发电对系统净负荷产生巨大影响，以2025 年预测数据为例，晴天和阴雨天条件下的系统净负荷曲线如图4所示。晴好天气光伏出力较高，系统净最高负荷仅为8 600 万kW；阴雨天气下光伏出力较低，系统净最高负荷达到9 450 万kW。两种天气下光伏发电的不同导致系统净负荷最大变化空间达到1 290 万kW。随着光伏容量的增加，这一变化空间将会持续拉大，若无法利用其他方法填补容量缺额将导致电力缺供，造成电能断供的局面。因此，电力系统有效容量供应能力将会是未来高比例光伏背景下电力平衡所面对的巨大挑战。

图4 2025年浙江电网不同条件下的系统净负荷预测

4 应对策略

4.1 短期应对方法

4.1.1 提升新型电力系统的电力平衡能力

在高比例的光伏接入环境下，系统净负荷特性发生变化，尤其是系统净负荷高峰时刻与传统认为的负荷高峰时刻有所不同，调度机构需识别系统净负荷高峰，优化外来电、气电和储能等灵活调节资源，制定合理的调度计划，提高新型电力系统平衡能力。开展风光水气储短期协同联合优化，实现风光水气储一体化互补调节，保障多时间尺度电力供需平衡。

4.1.2 提升预测技术

精准的负荷和新能源功率预测是电力平衡的基础和关键。功率预测在丹麦、德国、美国等新能源发达国家有着广泛应用，为新能源调度、消纳提供了重要技术支撑。以风电预测为例，丹麦早在上世纪90年代便开发出一套风功率预测系统，历经Prediktor、WPPT 等多代预测系统的发展，当前最新的预测系统Zephry 已被丹麦大多数系统运营商使用。德国使用自己开发的WPMS系统预测风电出力，预测精度较高，其8 h预测均方根误差最低可达7%，使得电网调度部门可制定相对准确的日前调度计划，2014 年德国全年弃风量仅1%［20］。随着各种算法在负荷、风光预测上研究的深入，预测方法越来越多，如神经网络等对数据敏感的方法有效提高了预测的准确性［21-22］。

4.1.3 提高机组灵活调节能力

燃煤、燃气等发电机组作为维持电力系统平衡的重要基石，其灵活调节能力将极大影响到光伏的消纳以及电力系统的安全。浙江省统调燃煤发电机组装机容量占比达到68%，而灵活性电源如燃气、水电和抽蓄等机组仅占有22%的装机容量，在高比例光伏接入的背景下，已有资源将面临灵活性不足的压力。在“双碳”目标下，对占比较高的燃煤机组进行灵活性改造，推动现有机组向高灵活、高承载转型将会是解决系统灵活性需求的重要手段［23］。德国还对其传统燃煤机组进行了灵活性改造，允许其向下调节到最高出力的40%，从而为系统提供了更充足的灵活性［24］。同时，核电作为零碳排放的发电资源，在浙江省未来建设新型电力系统过程中扮演着重要角色，大量核电仅承担基荷将会给电力系统带来巨大的调节压力，为此，需要进一步挖掘核电的灵活调节能力，使得核电能够有效跟随负荷变化，为电力系统提供其调节灵活性［25］。

4.1.4 充分运用需求侧资源

随着电力需求侧管理技术的不断发展，对负荷侧进行管理是维持电力系统平衡的重要手段，通过采取各种措施引导用户优化用电方式，不仅可以平抑用电负荷的波动性，减小负荷的峰谷差，提高电网利用效率，还可以通过调动负荷侧的响应资源来满足系统灵活性需求，保障系统的安全、可靠运行，促进更多可再生能源的利用。德国“降低负荷”需求响应的资源潜力约占德国最高负荷的17%，“提升负荷”需求响应的资源潜力约占最高负荷的40%，这为德国高比例新能源电力系统的平衡问题提供了解决手段，并提高了电力系统的灵活性［24］。为应对夏季负荷高峰，浙江电网计划全省储备用户侧削峰响应能力1 000万kW以上，即时响应能力200～300万kW，有效应对电力平衡紧张问题［26］。充分挖掘负荷侧调节资源，对其进行常态化应用管理，将有效缓解电源端调节及平衡压力，提高应对高比例光伏接入下电力平衡问题的能力。

4.1.5 推动资源市场化交易

浙江省作为电力现货市场首批试点地区之一，在电力市场建设的机遇下，推动相关资源进行市场化交易可更好地应对目前的电力平衡压力、灵活性供需紧张等问题。在交易品种方面，引入如调峰和备用等面向多主体参与的平衡调节、灵活性调节交易产品；在交易方式方面，组织开展方式多样化的电力交易，确保市场主体可通过多种方式有效参与到系统的平衡调节过程中；在价格机制方面，确立合适的价格形成机制、资金分配结算方法，形成有效的价格信号及经济鼓励可促进市场主体的参与，为系统提供更多的可用资源来应对电力平衡上的问题。

4.2 中长期应对方法

4.2.1 合理考虑将光伏发电纳入平衡的比例

针对中长期平衡问题，合理地按季节考虑将光伏发电纳入平衡的比例尤为重要。根据浙江电网实测数据，光伏发电有较强的季节性特性，简单地采用单一固定常数将光伏纳入平衡有失妥当。采用过高的系数将光伏纳入平衡中可能导致计划过于乐观，实际运行时可能出现电力缺供的情况；而过低的系数可能导致光伏发电无法被完全消纳，出现弃光的现象，因此需要充分考虑光伏发电的季节性特性。同时，为应对系统净负荷高峰和用电负荷高峰非同期问题，需要增加16：00和19：00等系统净负荷高峰时刻的电力平衡分析。

4.2.2 构建容量补偿机制和灵活资源补偿机制

大量零边际成本电源参与市场，现货价格将进一步降低，致使传统电源的投资收益大幅下降，未来投资意愿将持续降低。在光伏等新能源高速发展的情况下，长期发电容量、灵活资源充裕性问题变得更加突出。选择合适的容量、灵活资源补偿机制可确保相关资源投资的合理回报，保护容量、灵活性供应方面投资的积极性。在容量保障方面，目前国外电力市场常用的容量补偿机制主要有稀缺电价机制、容量补贴机制、容量市场机制［27］。在灵活性资源保障方面，CAISO 等地区电力市场皆设计了针对灵活性交易的FRP（灵活性爬坡产品），通过市场化交易保证灵活性资源供应主体的收益［15-16，28］。针对不同的市场特点需设计相应的补偿机制，此外还需要完善相应的配套措施，包括充裕度评估机制、信息披露机制、成本监审机制、市场力监控机制及风险规避机制等，以更好地配合补偿机制的构建。

4.2.3 推动省际间电力互补支撑

在全国开展省际间电力市场协同运行的契机下，充分利用各省“能源结构互补、高峰错时互济”的特点，积极开展省际间电力交易，发挥大电网资源配置，打破省际间壁垒，通过加强、完善省际间战略合作和建立健全中长期省际间交易机制，充分利用浙江“两交两直”的特高压联网架构，将可为高比例光伏接入的电力系统提供充足的电力电量支撑。尤其是在短期电力负荷较高、光伏发电不足、省内常规电源供应不足的情况下，通过省际间交易机制，开展应急调度交易，可有效填补电力平衡时遇到的功率缺额，保证浙江电力系统的安全稳定。

4.2.4 充分利用综合智慧能源系统

综合能源系统可对多类能源进行协同优化，使不同能源之间能够相互替代，从而为元件、能源系统产生更大的可行域和弹性空间，是解决高比例光伏消纳问题的有效途径［29］。在电-热综合能源系统中，通过电能和热能的相互转换，可“解放”以热定电运行的CHP（热电联供系统）机组，使之能够更灵活地应对可再生能源的波动性和不确定性。在电-气综合能源系统中，通过电能和天然气的相互转换，且利用天然气可存储的特点，能够实现负荷和燃气机组的灵活调节，为高比例光伏接入的消纳创造更多的空间［29］。在需求侧，传统的电力需求响应将变化至综合能源系统的综合需求响应［30］，用户侧可根据市场价格或者激励调整自身的用能行为，增加自身用能弹性，为系统提供更充足的灵活调节能力来消纳光伏等可再生能源。

5 结语

在国家多项政策的扶持下，浙江省光伏装机容量快速增长，目前已成为仅次于火电的第二大装机电源，在碳排放“3060”目标下，光伏装机比例将会进一步增加，而其所具有的随机性和波动性将极大增加系统运行的难度，增大发用电平衡工作的不确定性。

针对现阶段高比例光伏接入对电网的实际影响，探讨了浙江电网面临的挑战及解决策略上存在的问题。在分析高比例光伏接入对负荷特性和电力供应带来一定变化的基础上，从短期和中长期两个时间维度阐述了浙江电网现时和未来所面临的发用电平衡及灵活性挑战。最后，给出针对性的应对策略，为目前浙江电网有效消纳高比例光伏及未来建成新型电力系统提供解决思路。