中國儲能網訊：
本文選自中國工程院院刊《中國工程科學》2022年第6期
作者：石文輝，屈姬賢，羅魁，李欽淼，何永君，王偉勝
來源：高比例新能源并網與運行發(fā)展研究[J].中國工程科學,2022,24(6):52-63.
編者按
積極發(fā)展以風電、光伏發(fā)電為代表的新能源，加快能源體系綠色低碳轉型，是世界各國應對氣候變化、加強能源安全的一致選擇。新能源已成為我國的主力電源，部分地區(qū)（送端）形成了高比例新能源并網格局。新能源資源的隨機波動性、間歇性，新能源發(fā)電并網設備的低抗擾性、弱支撐性客觀存在，新能源高比例并網將給電力系統(tǒng)的運行控制帶來極大挑戰(zhàn)。
中國工程院院刊《中國工程科學》2022年第6期刊發(fā)中國電力科學研究院有限公司王偉勝教授級高級工程師研究團隊的《高比例新能源并網與運行發(fā)展研究》一文。文章在調研分析我國新能源發(fā)展現狀和趨勢的基礎上，展望了我國中期（2030年）、遠期（2060年）高比例新能源并網場景；闡述了高比例新能源并網與運行面臨的高效消納與能源保障難題并存、安全穩(wěn)定運行難度劇增、電力市場機制不適應等挑戰(zhàn)；從電源側、電網側、負荷側、儲能及基礎支撐4個方面，全面分析了高比例新能源并網與運行關鍵技術體系。著眼我國高比例新能源并網與運行的長期穩(wěn)健發(fā)展，文章提出了加強協調規(guī)劃、提升靈活平衡能力，強化技術攻關、突破關鍵技術體系，建立銜接機制、支撐新能源參與市場，深化市場設計、適應新能源消納場景等建議，可為電力領域規(guī)劃、電力技術研究提供參考。
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一、前言
積極發(fā)展以風電、光伏發(fā)電為代表的新能源，加快能源體系綠色低碳轉型，是世界各國應對氣候變化、加強能源安全的一致選擇。歐盟、英國、日本相繼頒布了《歐洲綠色協議》《綠色工業(yè)革命十點計劃》《綠色增長戰(zhàn)略》，引導新能源發(fā)展，提高新能源發(fā)電和消費的比例。2017—2021年，可再生能源在全球新增發(fā)電量中的占比達到60%。
近年來，我國新能源發(fā)展迅猛，碳達峰、碳中和（“雙碳”）戰(zhàn)略目標也為風電、光伏發(fā)電的加速發(fā)展賦予了新動能。《2030年前碳達峰行動方案》（2021年）提出開展能源綠色低碳轉型行動、構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)，從而明確了新能源在實現“雙碳”目標過程中的重要地位?！丁笆奈濉笨稍偕茉窗l(fā)展規(guī)劃》（2022年）指出，2025年可再生能源消費總量約為1×109 tce，風電和光伏發(fā)電量實現翻倍；2030年的風電和光伏發(fā)電總裝機容量將達1.2×109 kW。為了實現“雙碳”目標，新能源還需加速發(fā)展，在全國范圍內實現高比例甚至超高比例的并網。
新能源資源的隨機波動性、間歇性，新能源發(fā)電并網設備的低抗擾性、弱支撐性客觀存在，新能源高比例并網將給電力系統(tǒng)的運行控制帶來極大挑戰(zhàn)。相關問題得到了學術界的廣泛關注：從高比例新能源的協調規(guī)劃技術、優(yōu)化調度技術、控制運行技術等具體技術方面開展了系列研究；以新能源高占比的省級電網為例，探討了技術挑戰(zhàn)與發(fā)展路徑；立足電力電量平衡的視角，從實際數據出發(fā)來分析新能源替代面臨的潛在問題，進而提出了高比例新能源的演進路徑。
也要注意到，現有研究或聚焦具體技術，或聚焦省級電網實際運行，或從單一視角出發(fā)，而就高比例新能源并網與運行體系開展的全視角剖析與宏觀探討仍有待加強。針對于此，本文結合我國新能源發(fā)展現狀，展望中期（2030年）、遠期（2060年）高比例新能源并網場景和關鍵技術、市場機制需求；從電力電量平衡、穩(wěn)定運行、市場機制方面分析高比例新能源并網引發(fā)的挑戰(zhàn)并梳理應對挑戰(zhàn)的關鍵技術體系；提出規(guī)劃、技術、機制、市場等發(fā)展建議，以期為行業(yè)規(guī)劃、技術發(fā)展、產業(yè)合作提供基礎參考。
二、我國新能源供給和消納態(tài)勢分析
（一）我國新能源發(fā)展現狀及趨勢
近年來，我國新能源（風電、光伏發(fā)電）發(fā)展迅猛，2017—2021年的風電、光伏發(fā)電年增長率分別為17.3%、32.1%。2021年，全國新能源發(fā)電裝機容量約占全國電源總容量的26.6%，其中風電裝機容量為3.28×108 kW，光伏發(fā)電為3.06×108 kW；全國新能源發(fā)電量為9.785×1011 kW·h，約占總發(fā)電量的11.7%，其中風電發(fā)電量為6.526×1011 kW·h，光伏發(fā)電量為3.259×1011 kW·h；青海、內蒙古、河北等12個省份的新能源裝機占比超過30%，青海、蒙東、寧夏等5個省級電網的新能源發(fā)電量占比超過20%；新能源繼續(xù)保持高利用率水平，風電平均利用率為96.9%，光伏發(fā)電平均利用率為98%。整體來看，新能源已成為我國的主力電源，部分地區(qū)（送端）形成了高比例新能源并網格局。
新能源在實現高質量躍升發(fā)展的同時，呈現了新的發(fā)展動向和趨勢。
① 大型荒漠風光基地建設再提速。國家鼓勵在荒漠發(fā)展大型風電光伏基地項目，2022年年初主管部門印發(fā)了兩批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電、光伏發(fā)電基地建設項目清單，總裝機規(guī)模超過4.55×108 kW。
② 整縣分布式光伏發(fā)電項目蓬勃發(fā)展。自整縣屋頂分布式光伏發(fā)電開發(fā)試點工作啟動以來，分布式光伏發(fā)電開發(fā)明顯加速，2021年新增光伏發(fā)電裝機中的分布式規(guī)模為2.928×107 kW（占比為55%），歷史上首次超過集中式電站。分布式光伏發(fā)電累計裝機容量突破1×108 kW，約占全部光伏發(fā)電并網裝機容量的1/3。
③ 大規(guī)模海上風電發(fā)展異軍突起。我國2015年的海上風電并網裝機容量僅為3.6×105 kW，而2021年受海上風電退補搶裝的驅動，海上風電新增裝機容量約為1.69×107 kW、累計裝機容量約為2.639×107 kW?！笆奈濉睍r期，全國海上風電規(guī)劃總裝機量約為1×108 kW。
④ 新能源參與電力市場化交易工作穩(wěn)步推進。我國新能源仍以“保量保價”的保障性收購為主，剩余電量參與市場化交易；以大用戶直接交易、省間外送與發(fā)電權交易等中長期交易為主，部分現貨市場試點正逐步引入新能源。2021年，啟動了綠色電力交易，引入區(qū)塊鏈技術以全面記錄新能源電量的生產、交易、傳輸、消費、結算等環(huán)節(jié)信息，實現了綠電交易全流程可信溯源；國家電網有限公司經營區(qū)內的新能源市場化交易電量為2.451×1011 kW·h，占新能源總發(fā)電量的30.1%。
（二）我國新能源發(fā)展展望
新能源的中長期發(fā)展情景，受到管理政策、經濟社會、技術發(fā)展、資源環(huán)境等多重因素影響。目前，多家研究機構對未來我國新能源裝機規(guī)模、發(fā)電量進行了預測，雖然每種預測考慮的邊界條件有所不同，但都認為新能源具有極大的增長空間。值得指出的是，新能源的出力和設備特性相比常規(guī)機組有很大的不同，其裝機和電量比例的量變將逐步引起系統(tǒng)特性的質變；在不同的新能源并網比例下，電力系統(tǒng)的特征也將有所差異。
1. 中期（2030年）
綜合各研究機構預測結果，2030年全國新能源裝機容量約為1.2×109~1.6×109 kW，裝機占比約為30%~40%，新能源發(fā)電量占比約為17%~25%；新能源逐步成為裝機主體，在西北、東北、河北、山西、山東、江蘇等地優(yōu)先形成高比例并網格局。
在裝機布局方面，將呈現“三北”地區(qū)風光大基地、中東部地區(qū)分布式新能源協同發(fā)展的特點。目前，第一批大型風電光伏基地項目陸續(xù)開工，主要分布在內蒙古、青海、甘肅等省份，總規(guī)模為9.705×107 kW；第二批大型風電光伏基地建設方案已明確；2030年規(guī)劃建設的風光基地裝機容量約為4.55×108 kW（含外送容量3.15×108 kW）。與此同時，因靠近負荷中心、便于就近消納的優(yōu)勢，中東部地區(qū)的分布式新能源（尤其是分布式光伏發(fā)電）將繼續(xù)快速發(fā)展；隨著技術進步、成本下降、經驗積累，海上風電將迎來高速發(fā)展期，具備建設條件的海上風電項目將全面開工，成為東部沿海省份的重要電源。
在電力電量平衡方面，隨著新能源裝機容量的增加，2030年全國新能源出力日內最大波動將達4×108 kW，新能源出力的隨機波動性、間歇性必然對電力系統(tǒng)的靈活性資源保障提出需求。在此階段，系統(tǒng)電力電量平衡仍以常規(guī)電源調節(jié)為主，輔以抽水蓄能、化學儲能、負荷側響應等形式。
在安全穩(wěn)定運行方面，2030年全國范圍內的同步機組出力占總負荷之比大于50%的累計時段將達100%，新型電力系統(tǒng)仍以交流同步機制運行為主。隨著新能源及電力電子設備占比的提高，系統(tǒng)運行特性將出現顯著變化：系統(tǒng)轉動慣量及強度不斷下降，系統(tǒng)脆弱性將有所增加。這些因素將加劇連鎖故障風險，導致電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定問題更為突出，進而對新能源、儲能等新型并網設備的調節(jié)與支撐能力提出更高要求。
在電力市場方面，市場環(huán)境逐漸成熟，省內中長期交易機制基本完善，現貨交易逐漸擴展到全國范圍。新能源補貼全面取消，與化石能源電力共同參與現貨市場，以綠色電力交易等市場化手段發(fā)現并傳導綠色環(huán)境價值。為適應分布式新能源、需求側資源、虛擬電廠、電動汽車等新興主體的發(fā)展，基于區(qū)塊鏈技術的個體對個體（P2P）交易等新型電力交易模式開始涌現，零售市場初步形成，電力交易靈活性將進一步提升。
2. 遠期（2060年）
2060年，預計全國新能源裝機容量為2.7×109~3.4×109 kW，裝機和發(fā)電量占比均將超過60%；新能源將成為主體電源，在全國范圍內形成高比例新能源電量系統(tǒng)。
在裝機布局方面，由于我國“三北”地區(qū)風能資源、土地條件優(yōu)勢明顯，風電仍將以“三北”地區(qū)的集中式開發(fā)為主；光伏發(fā)電的開發(fā)場景將繼續(xù)呈現多元化趨勢，大型地面光伏電站與分布式發(fā)電協同發(fā)展。整體來看，新能源主要分布在“三北”地區(qū)，為實現空間上的供需匹配（負荷中心分布在中東部地區(qū)），需要更大的跨區(qū)域輸電容量來傳輸新能源電力電量。
在電力電量平衡方面，2060年全國新能源出力日內最大波動將超過1×109 kW，與當年常規(guī)電源的總裝機容量相當，所帶來的巨大儲能與負荷側響應需求，甚至無法僅在電力系統(tǒng)內部實現平衡，需要擴展到涵蓋冷、熱、電、氣等多種能源的綜合系統(tǒng)實現平衡。在全國范圍內出現超高比例甚至全部由新能源供電的時刻，新能源穿透率將超過100%，系統(tǒng)電力電量供應總體豐裕，但時空不匹配現象加劇，新能源、常規(guī)電源的利用小時數均將降低。
在安全穩(wěn)定運行方面，2060年電力系統(tǒng)將呈現多類型電源接入、交 / 直流電網混聯、多元負荷響應等特征，同步機組在維持系統(tǒng)構建和穩(wěn)定方面仍發(fā)揮重要作用；根據推算，同步機組出力占總負荷之比大于40%的累計時段將達84%，大于50%的累計時段將達53%。電力系統(tǒng)構建機制將涉及傳統(tǒng)同步機制、新型電力電子運行機制或者兩者相結合的機制，構建的技術邊界條件與技術特征更加多變；新能源發(fā)電并網與組網兩種模式共存，控制切換更加頻繁，穩(wěn)定機理及控制方式更為復雜。需要明確多類型機組的組網運行機制，量化系統(tǒng)構建條件，針對源、網、荷提出相應的技術要求。
在電力市場方面，市場機制將進一步完善，現貨市場、輔助服務市場、容量市場、零售市場相繼成熟；新能源全電量參與電力市場，最終形成包括電能、容量、輔助服務、金融衍生品、輸電權等交易品種，涵蓋源、網、荷側各類主體的完備市場體系；與碳市場形成順暢銜接，市場成為提升電力系統(tǒng)靈活性的重要手段。
三、高比例新能源并網與運行面臨的挑戰(zhàn)
（一）電力電量平衡
由于風、光資源的隨機波動性和不可存儲性，新能源發(fā)電出力具有隨機波動性、間歇性、低可調度性；大量接入電力系統(tǒng)后，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)以確定性發(fā)電跟蹤負荷的平衡機制將不再適用，電力電量平衡面臨極大挑戰(zhàn)。需要源、網、荷、儲等靈活性資源協調運行，共同維持系統(tǒng)電力電量平衡，如靈活性資源不足將導致局部地區(qū)消納困難。因新能源保證出力低，在極端情況下系統(tǒng)面臨供電可靠性不足的風險。
2019年，美國加利福尼亞州的風電、光伏發(fā)電（含屋頂光伏）裝機總量為3.34×107 kW，占比超過34%（接近2030年中國新能源裝機容量占比的預測值），高比例而具有波動性的新能源接入給當地電網的調度運行與可靠供電帶來挑戰(zhàn)。2020年8月中旬，持續(xù)高溫導致加利福尼亞州電力需求劇增；8月14日晚，因光伏發(fā)電出力為零、風電出力受天氣影響明顯下降，新能源出力僅為3.257×106 kW（不及新能源裝機容量的10%）而引發(fā)電力短缺，超過40萬用戶斷電，持續(xù)時間約1 h；8月15日，超過20萬用戶被輪流限電。
在我國，以新能源高占比的西北地區(qū)某省級電網為對象，進行了2030年電力電量平衡仿真分析。為了達到新能源電量目標，該省級電網2030年新能源裝機容量占比將大于50%，新能源滲透率（裝機容量與全年最大負荷的比值）超過200%。在日內運行時，部分時段的新能源大發(fā)，全年有約1000 h全部由新能源供電，有約1800 h新能源電力過剩；全年新能源限電率超過10%，其中約60 h的新能源限電功率超過其裝機容量的30%。部分時段新能源出力偏低，出力小于裝機容量10%的時段超過4200 h，疊加負荷高峰會導致系統(tǒng)緊平衡甚至出現電力缺額。需要常規(guī)電源靈活調節(jié)、西北電網省間互濟、大容量儲能來共同維持電力電量平衡。由此分析可見，在新能源裝機容量占比達到50%的條件下，系統(tǒng)電力電量平衡面臨極大挑戰(zhàn)，將出現能源電力供過于求（棄電）、供不應求（限電）并存的狀況；而且一天內即可面臨棄電、限電狀態(tài)的多次轉換，相應的轉換周期急劇縮短。
未來，隨著新能源接入比例的不斷提高，電力系統(tǒng)的供需失配現象將更為顯著，同時面臨高效消納與能源保障并存的難題。
（二）安全穩(wěn)定運行
電力系統(tǒng)呈現新能源發(fā)電占比高、電力電子化程度高、交 / 直流耦合度高的特征，電網運行特性趨于復雜，調控難度不斷增加，對系統(tǒng)安全運行構成直接影響。
采用電力電子變流器接口的設備，缺乏傳統(tǒng)意義上的“慣性”。新能源在大規(guī)模接入后將擠占常規(guī)機組的開機空間，使得系統(tǒng)轉動慣量降低、調頻能力下降，也就導致系統(tǒng)頻率穩(wěn)定問題突出且越限風險增加。新能源并網頻率耐受能力偏低，遇到大的擾動之后更易因頻率異常而大規(guī)模脫網，從而引發(fā)連鎖事故。
新能源發(fā)電與變流器在穩(wěn)態(tài)、暫態(tài)過程中的電壓 ? 無功響應特性，決定了對電壓穩(wěn)定性的影響特征。新能源設備動態(tài)無功支撐能力較常規(guī)發(fā)電機組弱，對短路電流的貢獻不足；新能源設備通常接入電網末端，電網短路比較低，易出現電壓穩(wěn)定問題。隨著新能源占比的快速提高，系統(tǒng)動態(tài)無功儲備及支撐能力急劇下降，系統(tǒng)強度降低，電壓穩(wěn)定及暫態(tài)過電壓問題將更為突出。
新能源發(fā)電的滲透率、機組類型、接入位置、控制參數、運行工況等，均會影響系統(tǒng)功角穩(wěn)定性。新能源大規(guī)模接入將使功角穩(wěn)定特性復雜、不確定性增加，以往“預案”式安全控制策略配置困難，失配風險增大，影響電網安全。變流器的控制特性使其與同步發(fā)電機具備不同的功角同步穩(wěn)定性，將引入新的穩(wěn)定內涵，帶來新能源發(fā)電與系統(tǒng)之間的同步失穩(wěn)風險。
一些寬頻振蕩現象相繼出現。電力電子裝備的控制主導、寬頻帶動態(tài)、交互作用復雜等特性，使得新型電力系統(tǒng)穩(wěn)定不再局限于傳統(tǒng)工頻和機電時間尺度，而是帶來了電磁時間尺度的電力電子裝備涉網穩(wěn)定新問題，相應的頻率范圍擴展至0.1~1000 Hz。近年來，河北、新疆等省份的風電匯集地區(qū)相繼出現振蕩現象，危害了設備安全與電網運行安全。
（三）市場機制
當前，新能源計劃電量仍占較高比例?？紤]到優(yōu)先發(fā)購電的匹配性，未來在高比例新能源接入電力系統(tǒng)后，現有保障性收購政策將無法與市場化交易充分銜接。風電、光伏發(fā)電裝機容量不斷擴大，出力的隨機性與波動性將導致優(yōu)先發(fā)電（保量保價）與優(yōu)先購電在電量、曲線、價格方面都無法匹配，形成大量不平衡資金，影響電力市場運行和新能源消納。
為了適應新能源的間歇性特征，一方面，電力市場發(fā)展需要轉向更精細的時間維度、更精確的空間顆粒度。當前電力市場設計適合以傳統(tǒng)能源為主的電力系統(tǒng)，而在新能源占比大幅提高后，系統(tǒng)對靈活性資源的需求將大幅提升，而與之配套、能夠挖掘靈活性資源價值的市場機制有待形成。另一方面，未來高比例新能源電力市場將呈現低邊際成本、高系統(tǒng)成本的特點，新能源在市場中的責任和權利沒有進行清晰界定，系統(tǒng)成本的市場化疏導機制尚未建立，增加市場設計的難度。
現有電力市場沒有完全反映新能源的綠色屬性，導致市場資源的優(yōu)化配置僅能考慮電價屬性而無法合理體現高比例新能源的綜合價值。當前盡管存在消納量交易市場、自愿綠證交易市場、碳市場，但各類市場與電力市場的協調銜接不夠完善，存在交叉補貼等問題；各類市場對能源電力發(fā)展綜合影響的量化測算尚未開展，各項機制的實際效果難以預估。
四、高比例新能源并網與運行關鍵技術體系分析
（一）電源側
1. 新能源多時間尺度高精度功率預測技術
新能源功率預測分為風電功率預測、光伏發(fā)電功率預測，使用新能源場站基礎信息、功率、氣象信息（風速、太陽輻照度）等數據，建立氣象預報數據與功率數據之間的映射關系（即功率預測模型）；進而根據氣象預報或實測功率等輸入數據，提前預知未來一段時間內（七天、日前、日內、超短期等）逐時刻的新能源功率。
新能源功率預測將隨機波動的風電、光伏發(fā)電功率變?yōu)榛疽阎獏⒘浚山档托履茉垂β实牟淮_定度；在計劃市場中，有助于電網企業(yè)調整機組的組合方案，優(yōu)化常規(guī)電源機組發(fā)電計劃，根據超短期預測結果滾動調整日發(fā)電計劃，優(yōu)化旋轉備用，達到系統(tǒng)安全性約束條件下的最佳經濟性。在電力市場中，調度方可根據預測結果來確定備用市場中所需購買的備用容量并在實時市場中根據超短期預測結果來買進或賣出差額備用電量，發(fā)電企業(yè)可根據預測結果參與市場競價。因此，新能源功率預測精度直接影響市場參與者的經濟收益。
中國氣象局、中國電力科學研究院有限公司、清華大學、華北電力大學等機構開展了較多研究，針對我國新能源特點，在超短期、短期、中長期等時間尺度上建立了相對完善的新能源功率預測系統(tǒng)；預測模型涵蓋基于多數據源的統(tǒng)計方法、基于微尺度氣象與計算流體力學的物理方法、自適應組態(tài)耦合風電功率預測方法等。目前，具有自主知識產權的新能源功率預測系統(tǒng)已覆蓋各網的省級電力公司、新能源場站，預測精度達到國際先進水平。未來可融合數值天氣預報、數據挖掘、人工智能等技術，不斷提高新能源功率預測精度。
2. 新能源主動支撐控制技術
現有的新能源發(fā)電并網設備缺乏對系統(tǒng)頻率、電壓的快速響應與主動支撐能力。隨著電力系統(tǒng)中新能源占比的不斷提高，系統(tǒng)頻率和電壓穩(wěn)定問題突出，應發(fā)展具有主動支撐能力的電網友好型新能源發(fā)電控制技術，主要包括兩方面：有功頻率動態(tài)支撐技術，通過留有備用容量、轉子動能控制、配置儲能等方式，實現頻率主動支撐能力；慣量支撐技術，通過附加虛擬慣量控制，利用儲存在旋轉質量中的動能來響應系統(tǒng)頻率的變化，提供快速慣量支撐。
我國開展了新能源發(fā)電機組、場站接入電網的主動支撐控制技術理論研究，涵蓋無功電壓、有功頻率、慣量支撐，在多個新能源場站進行了工程應用。在頻率主動支撐方面，已對新能源場站涉網標準進行了修訂，如《風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定 第1部分：陸上風電》（GB/T 19963.1—2021）提出，風電場應在一定條件下具備參與電力系統(tǒng)一次調頻的能力。為新能源發(fā)電提供的慣量支撐主要分為基于旋轉并網裝備、電力電子裝備的慣量支撐技術：前者指同步旋轉并網裝備與電網直接耦合，當系統(tǒng)出現功率擾動時，旋轉裝備釋放出轉子存儲動能用于抵抗系統(tǒng)頻率偏移并向電網提供轉動慣量支撐；后者指通過電力電子裝置的柔性調控，模擬同步發(fā)電機的機電搖擺過程，抵抗電網頻率變化并實現新能源發(fā)電的虛擬慣性支撐。
風電機組慣量控制主要針對變速風電機組，利用靈活可變的變流器控制策略來實現慣量響應并抑制電網頻率的深度跌落。光伏發(fā)電的備用功率、逆變器側直流電容儲存的能量，也可在動態(tài)過程中為系統(tǒng)提供慣量支撐。未來可重點發(fā)展大規(guī)模新能源集群通過直流送出系統(tǒng)的新能源主動支撐關鍵技術、新能源場站暫態(tài)主動支撐協調控制技術等。
3. 電網構建型新能源發(fā)電技術
當前的新能源發(fā)電主要采用電流源控制模式，依賴鎖相環(huán)同步，跟隨電網頻率和電壓運行，幾乎沒有轉動慣量；即使通過附加控制環(huán)節(jié)以具備一定的頻率支撐和故障電壓支撐能力，但在遠期新能源比例不斷提升、電網無法提供穩(wěn)定參考電壓的情況下，電流源型新能源的穩(wěn)定運行仍將受到挑戰(zhàn)。新能源亟待突破目前依賴鎖相同步的電流源控制模式，盡快實現從“電網跟隨型”到“電網構建型”任務角色的轉變，成為維持電網頻率和電壓的主要載體。
電網構建型新能源發(fā)電技術采用適當的控制算法，自生并網內電勢，使得采用電力電子變換裝置的新能源發(fā)電具有慣量、阻尼、一次調頻、無功調壓等特性，進而具備自主建立電網頻率和電壓的能力。目前，國內在電網構建型新能源發(fā)電技術方面的研究主要分為電壓源型虛擬同步機技術、自同步電壓源型新能源發(fā)電技術。雖然相關技術起源自國外，但國外尚處于理論研究與樣機研制階段，未有工程應用。我國企業(yè)開展了電網構建型新能源發(fā)電技術的工程化應用，如2013年開發(fā)了50 kW虛擬同步發(fā)電機，2016年新建了容量為1.4×105 kW的集中式虛擬同步機。未來可重點關注電網構建型新能源集群寬頻帶穩(wěn)定特性與振蕩抑制、電網構建型新能源集群故障穿越等技術。
（二）電網側
1. 新能源消納能力評估及預警技術
基于時序生產模擬，綜合考慮碳排放、棄電成本、綜合效益等因素，分析目標電網的新能源消納能力，為電網的新能源新增裝機規(guī)劃、新能源合理利用率提升等提供建議。
新能源電力系統(tǒng)時序生產模擬（見圖1），以新能源發(fā)電量最大或系統(tǒng)綜合成本最小為目標，綜合考慮系統(tǒng)平衡、電網安全、備用、電量、機組運行，聯絡線交換計劃、檢修計劃、新能源功率預測曲線、系統(tǒng)負荷預測曲線、母線負荷預測曲線、網絡拓撲、機組發(fā)電能力、電廠運行等約束條件，建立數學模型；通過優(yōu)化求解模型，得到常規(guī)機組和新能源的出力計劃，特別是新能源消納能力的評估結果。
圖1 新能源電力系統(tǒng)時序生產模擬示意圖
時序生產模擬在電力系統(tǒng)的應用可追溯到20世紀70年代，美國西屋電氣公司實現了以成本最小為目標、用于光伏發(fā)電廠運行的經濟性優(yōu)化計算；20世紀90年代末，波羅的海地區(qū)的電力企業(yè)及研究機構聯合開發(fā)了基于混合整數線性規(guī)劃的數學模型，可進行小時級的電力系統(tǒng)生產模擬，隨后在歐洲獲得廣泛應用。在我國，20世紀80年代起開展了互聯電力系統(tǒng)的生產模擬研究。針對我國新能源消納評估面臨的迫切問題，中國電力科學研究院有限公司提出了基于時序生產模擬的新能源年度消納能力評估方法，建立了考慮電力系統(tǒng)運行相關約束條件的新能源電力系統(tǒng)時序生產模擬模型，采用混合整數線性規(guī)劃方法對模型進行求解；開發(fā)了新能源生產模擬系統(tǒng)，滾動開展年度、季度消納能力評估及預警，據此優(yōu)化裝機時序和重大檢修安排，已應用于27個省級以上電網。
未來，隨著多種儲能形式在電力系統(tǒng)中的應用，電動汽車、可調負荷、可中斷負荷等帶來的負荷特性將出現顛覆性的改變；電力系統(tǒng)規(guī)模更大、復雜程度更高，需要更為完善、精細化程度更高的電源模型、負荷模型、儲能模型、電網模型等。隨著電力市場化改革的推進，電力交易結果成為發(fā)電計劃的重要組成部分，電網的結構和調度運行思路也會隨之發(fā)生變化，因而需重視電力市場、電力交易結果的模擬與應用。
2. 新型電力系統(tǒng)穩(wěn)定機理及構建條件量化分析技術
新型電力系統(tǒng)具有高比例新能源、高比例電力電子設備的“雙高”特征，其安全穩(wěn)定機理及特性較傳統(tǒng)電力系統(tǒng)均有較大變化。分析“雙高”系統(tǒng)的穩(wěn)定機理，提取量化評估指標，提出未來系統(tǒng)構建的最低邊界條件，從而量化新能源的頻率支撐、電壓支撐等技術需求，對保障新型電力系統(tǒng)構建及安全穩(wěn)定運行具有關鍵作用。
當前，已經形成了針對傳統(tǒng)電力系統(tǒng)功角穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定、頻率穩(wěn)定等不同穩(wěn)定形態(tài)的認知，涵蓋穩(wěn)定機理、失穩(wěn)表現、關鍵影響因素等方面。然而，有關新型電力系統(tǒng)失穩(wěn)形態(tài)、關鍵影響因素等穩(wěn)定機理的認知不夠充分，針對主導失穩(wěn)形態(tài)的判別方法尚未建立；新型電力系統(tǒng)的構建條件及其量化分析方法還未明確，以高比例新能源及變流器為主的系統(tǒng)對新能源頻率電壓支撐的需求量化不足，相應系統(tǒng)構建及運行的邊界條件缺乏。雖有機構針對“雙高”電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性問題提出了短路比、系統(tǒng)慣量等評價指標，但尚未形成統(tǒng)一的穩(wěn)定機理、頻率支撐、電壓支撐量化分析體系。
在新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定機理分析及判別方法方面，基于電力電子裝備與系統(tǒng)之間、多裝備之間、裝備與發(fā)電機之間的動態(tài)交互機理，研究大 / 小擾動后失穩(wěn)的主導動態(tài)過程，發(fā)現新型電力系統(tǒng)的大 / 小擾動失穩(wěn)形態(tài)；開展新型電力系統(tǒng)穩(wěn)定域估計、穩(wěn)定邊界特性研究成為發(fā)展趨勢。
在新型電力系統(tǒng)頻率支撐分析及量化評估技術方面，綜合考慮水電、火電機組特性的系統(tǒng)頻率響應模型建立及完善是轉動慣量在線監(jiān)測和評估技術的發(fā)展方向；隨著新能源占比的不斷提高，轉動慣量需求與新能源滲透率的定量關系研究有待展開。
在新型電力系統(tǒng)電壓支撐分析及量化評估技術方面，新能源多場站短路比計算過程需引入新能源機組電壓控制模型、靜止無功補償器模型、靜止無功發(fā)生裝置模型，由此體現不同類型電力電子設備對短路電流貢獻的影響；新能源多場站短路比和其他電壓支撐評價指標之間的關系以及多維度電網電壓強度評估指標等研究也顯迫切。
3. 新型電力系統(tǒng)全頻段振蕩分析與抑制技術
新型電力系統(tǒng)中多種電力電子設備與傳統(tǒng)發(fā)輸電設備間存在復雜的交互作用，隨著新能源、電力電子設備比例不斷提高，電力電子設備、傳統(tǒng)裝備、交流網絡三者之間可能產生超低頻、低頻、次 / 超同步、高頻等多頻段振蕩現象，存在振蕩分析和抑制方面的技術需求。
目前，低頻 / 超低頻振蕩、汽輪機組次同步振蕩方面的分析抑制技術相對成熟，而新能源及柔性直流等引發(fā)的次 / 超同步振蕩、高頻振蕩仍處于研究階段；提出了狀態(tài)空間法、阻抗法等并用于振蕩機理研究，但振蕩風險量化評估技術尚不成熟；提出了參數優(yōu)化、附加阻尼控制等振蕩抑制方法，但工程應用不足。國內部分地區(qū)因大規(guī)模風電接入引發(fā)了次 / 超同步振蕩，導致近區(qū)汽輪機組軸系扭振；基于狀態(tài)空間法及阻抗法等明確了振蕩機理，采取的風機參數優(yōu)化等措施有效緩解了振蕩。未來，基于精細化仿真及在線分析預警的量化分析、基于寬頻帶阻尼控制的抑制等技術將是應對全頻段振蕩問題的主攻方向。
（三）負荷側
1. 負荷側響應技術
高比例新能源的可靠并網，需要大量的靈活調節(jié)資源參與電力電量平衡及調頻 / 調峰。隨著電源側靈活資源比例的不斷下將，負荷側靈活調節(jié)資源的重要性趨于提升。負荷側響應技術指電力用戶根據價格信號或激勵措施，暫時改變其習慣的用電模式，能夠減少或推移某時段的用電負荷以保證電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性。
感知、預測、聚合大量的可調節(jié)負荷并評估其可調節(jié)潛力，有助于支持提高可調節(jié)負荷的響應規(guī)模與速率，充分發(fā)揮需求響應的調節(jié)作用，但針對典型行業(yè)可調節(jié)負荷資源潛力分析技術和研究方法有待驗證。截至2021年9月，國家電網有限公司的經營區(qū)內共有14個省份（覆蓋15個省級公司）發(fā)布了需求響應支持政策，建立了可調節(jié)負荷資源庫；共簽約削峰負荷約5.85×107 kW，遠程控制負荷約占削峰負荷的20%；共簽約填谷負荷約1.49×107 kW，遠程控制負荷約占填谷負荷的6%?？烧{節(jié)負荷資源參與電網互動，構建了“云、管、邊、端”技術支撐體系，研發(fā)了主站、終端等設備并成功應用于示范項目。也要注意到，這些設備依然欠缺檢驗測試規(guī)范、負荷資源互聯互通方面的試驗驗證環(huán)境。
我國需求側靈活負荷資源規(guī)模龐大（2030年的測算值為1.08×108 kW），但每年實際利用負荷資源參與源、網、荷、儲互動的容量較少。面對能源電力發(fā)展的新形勢，亟需推動需求側可調節(jié)負荷資源應對電網高峰電力缺口、需求側資源參與電力市場交易、基于峰谷分時電價的負荷調節(jié)等場景下的靈活高效應用，促進需求響應業(yè)務的市場化、常態(tài)化、規(guī)?；_展。在技術研究方面，可調節(jié)負荷潛力分析、負荷控制、檢驗測試等是重點攻關方向。
2. 虛擬電廠參與系統(tǒng)調頻及能力評估技術
虛擬電廠能夠聚合各類分布式電源、需求側響應資源，也是高比例新能源發(fā)電并網狀態(tài)下補充靈活調節(jié)資源、解決系統(tǒng)調頻問題的新思路。虛擬電廠將電網中的分布式資源、可控負荷、儲能裝置聚合為虛擬的可控集合體，共同參與電網的調度和運行，因聚合了分布式電源、多種需求側響應資源（如儲能、電動汽車、居民 / 商用暖通空調負荷等）而具有快速精確的動態(tài)響應能力以及良好的調頻效果。應用需求側響應技術對虛擬電廠進行控制，在提高系統(tǒng)調峰調頻能力、保證系統(tǒng)頻率穩(wěn)定、提升電網運行可靠性及安全性等方面將發(fā)揮顯著作用。
近年來，利用虛擬電廠參與電網調頻的相關技術受到電力行業(yè)的廣泛關注，國外已投建多個虛擬電廠參與電網調頻示范項目，如德國中北部的RegModHarz可再生能源項目，英國Limejump公司開展的平衡計劃虛擬電廠項目、Anesco公司開發(fā)的10兆瓦級電池儲能系統(tǒng)項目，日本東京電力公司推廣與虛擬電廠系統(tǒng)連接的電動車應用等。在我國，代表性的大容量儲能電池示范工程有張北風光儲示范基地、深圳寶清儲能電站、上海漕溪能源轉換綜合展示基地、上海黃浦區(qū)商業(yè)建筑虛擬電廠項目等，初步測試了參與系統(tǒng)調頻功能，但尚處起步階段。未來，聚合虛擬電廠內的調頻資源并對調頻能力進行量化評估，發(fā)展虛擬電廠靈活性刻畫與聚合方法、參與市場方法，充分挖掘內部需求側資源的調度潛力，是技術發(fā)展的重要方面。
（四）儲能及基礎支撐
1. 儲能技術及應用
電網中的儲能技術主要指電能的存儲，在高比例新能源電力系統(tǒng)中起到靈活調節(jié)作用。我國應用廣泛的儲能技術有抽水蓄能、化學儲能、壓縮空氣儲能等形式，但除了抽水蓄能，目前沒有一種技術在效率、規(guī)模化、成本、安全性、穩(wěn)定性等指標上均占有明顯優(yōu)勢。隨著儲能技術的提升，儲能將在電力系統(tǒng)發(fā)電、輸電、配電、用電等環(huán)節(jié)中得到應用。例如，在發(fā)電側，鋰離子電池、液流電池具有可短時大功率輸出、快速響應等優(yōu)點，可有效平抑新能源發(fā)電出力波動、靈活跟蹤發(fā)電計劃出力曲線；在電網側，抽水蓄能、壓縮空氣儲能具有循環(huán)壽命長、容量大、安全性高等優(yōu)點，可為電網提供調峰、調頻、調壓等多種輔助服務。
截至2020年年底，我國抽水蓄能裝機容量約為3.2×107 kW，在建約為5.2×107 kW。新一輪抽水蓄能中長期規(guī)劃資源站點普查（2020年12月啟動）共篩選出站點1529個，潛在總裝機容量可達1.6×109 kW，分布范圍較廣。預計2030年抽水蓄能裝機容量約為1.2×108~2×108 kW。我國具有完備的抽水蓄能全產業(yè)鏈體系，國產600 m及以下水頭段、大容量、高轉速抽蓄機組達到國際先進水平，710 m水頭段、3.5×105 kW機組在浙江長龍山抽水蓄能電站獲得裝機應用。目前，抽水蓄能的綜合效率一般為70%~85%，度電成本為0.21~0.25元，相對于其他儲能形式具有成本優(yōu)勢。截至2020年年底，我國電化學儲能裝機容量為3.27×106 kW，預計2060年的非抽蓄儲能容量在5×108 kW以上。鋰離子儲能是最有競爭力的化學儲能形式之一，目前的能量密度為150~250 W·h/kg，循環(huán)次數為4000~5000次，度電成本為1.9~2.5元；未來的成本下降是重點突破方向。
為了應對高比例新能源接入伴生的挑戰(zhàn)，應推進抽水儲能技術的規(guī)?；瘧?，研究適用于電網儲能的長壽命、低成本、大容量儲能用鋰離子電池，開展非鋰基化學電池的研究與示范應用。
2. 電力氣象技術及應用
電力氣象技術指電力系統(tǒng)在發(fā)電、輸電、配電、變電、用電以及前期規(guī)劃設計等環(huán)節(jié)中應對外部氣象環(huán)境影響的方法及手段，分為能源開發(fā)與氣候變化影響分析、跨區(qū)大電網氣象災害預報預警、電力關鍵氣象要素精準預報等。
氣象條件是高比例新能源電力系統(tǒng)最為關鍵的外部影響因素。風、光、降水是新能源發(fā)電和水電的一次資源，影響新能源發(fā)電和水電出力；氣象災害會損壞輸變電設備，氣象條件影響輸電能力，溫度、濕度、降水等影響負荷行為。然而，公共氣象服務提供的氣象信息與電力實際需求差距明顯，主要反映在觀測站點遠離電力設備、預報數據定制化程度及精度不足、電力氣象關鍵要素欠缺等方面。針對電力需求開展的定制化氣象研究，可為電力生產、設備運維、新能源消納等提供必要的技術服務支撐（見圖2）。隨著新能源并網比例的提高、電網規(guī)模的增長，具有波動特性的氣象風光資源、頻發(fā)的氣象災害將對電網產生更為明顯的影響，使得電力氣象技術的重要性進一步顯現。
圖2 電力氣象災害精細化預報預警技術框架
美國的一些公司具有面向新能源功率預測、覆冰災害預警等提供商業(yè)化服務的能力。歐洲、加拿大、日本等地的企業(yè)也不同程度地開展了電力氣象相關的災害預警、新能源功率預測業(yè)務。在我國，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司正在逐步建設和完善輸電線路通道的氣象災害監(jiān)測技術能力，啟動了電網氣象災害主動防御系統(tǒng)研制，將為重要輸電線路通道的氣象災害防御提供科學手段。未來，可著重解決氣候變化及新能源大規(guī)模開發(fā)影響下的資源稟賦演變問題，降低雷電、大風、強降雨等電力氣象災害的不利影響，提升新能源消納水平并支撐電網安全運行。
五、高比例新能源并網與運行體系發(fā)展建議
（一）加強協調規(guī)劃，提升靈活平衡能力
在新能源高比例并網的場景下，新能源因自身平衡能力嚴重不足而帶來龐大的靈活調節(jié)需求，可著重從兩方面進行解決。一是加強新能源與靈活性資源的協調規(guī)劃。合理規(guī)劃、充分協調廣泛接入的新能源與具有深度調峰能力的火電機組、負荷側響應資源、不同時間尺度的儲能等靈活性資源；根據新能源資源的波動性與互補性，優(yōu)化新能源裝機配比和布局，優(yōu)化靈活性資源配置類型及容量，合理安排并網時序，突破新能源與靈活性資源集群協調控制難題。二是加強網、源協調發(fā)展，提升新能源跨區(qū)輸送能力。科學規(guī)劃直流輸送容量、新增直流落點，完善送受端的交流網架，提升新能源大范圍優(yōu)化配置、承受擾動等能力；維持系統(tǒng)的靈活平衡能力，保證新能源高效消納和能源供應的充裕度及安全性。
（二）強化技術攻關，突破關鍵技術體系
為了應對高比例新能源并網引發(fā)的電力平衡、安全穩(wěn)定等挑戰(zhàn)，需從源、網、荷、儲能及基礎支撐方面綜合發(fā)力，突破高比例新能源并網運行關鍵技術體系?？紤]技術發(fā)展的階段性特征，需根據技術的有效性、發(fā)展?jié)摿?、經濟性、與其他技術的互補性、市場發(fā)展階段等因素綜合考慮技術攻關布局。加強自主創(chuàng)新，集聚優(yōu)勢力量，重點攻關包括電網構建型新能源發(fā)電、新型電力系統(tǒng)全頻段振蕩分析與抑制、新能源資源精細化數值模擬與預報預警、新型電力系統(tǒng)穩(wěn)定機理分析、新能源與多元儲能協同規(guī)劃與運行控制在內的一批關鍵核心技術。注重前沿技術的儲備和培育，如新能源規(guī)模化開發(fā) / 氣候變化的交互影響機理及變化趨勢分析、非鋰基離子電池等技術。
（三）建立銜接機制，支撐新能源參與市場
我國正處于保障性收購轉向市場化交易的過渡期，應建立健全新能源政策與市場銜接機制。一是按照新能源項目類型，分類建立高比例新能源發(fā)展政策和電力市場的銜接機制。對于存量的補貼項目，在保障小時數以內確保收購，超出部分則進入市場；對于新增項目，保障性收購小時隨可再生能源消納責任而動態(tài)調整，逐步縮減。二是建立可再生能源電力消納責任權重機制與市場化交易的銜接機制。合理確定不同地區(qū)可再生能源的消納責任權重，可再生能源消納責任承擔范圍由發(fā)電側向售電公司、大用戶等用戶側主體延伸，實現可再生能源消納責任權重與新能源發(fā)電在電力市場中價格優(yōu)勢的有效關聯。
（四）深化市場設計，適應新能源消納場景
深化電力市場頂層設計，建立適應高比例新能源的電力市場體系。一是近、中期繼續(xù)加強全國統(tǒng)一電力市場頂層設計，探索“雙軌制”條件下以新能源為主體的電力市場模式設計；遠期建成高比例新能源“統(tǒng)一市場、兩級運作”的市場模式和運作機制。二是適時開展容量市場機制探索，逐步建立容量成本回收機制；激勵各類資源提供系統(tǒng)調節(jié)能力，構建兼顧電力可靠供應和新能源發(fā)展的市場體系。三是完善輔助服務市場機制，逐步豐富和細化各類輔助服務交易品種，建立調頻、備用等市場，適時引入爬坡、慣量等交易品種；進一步豐富調節(jié)資源，除傳統(tǒng)電源以外，鼓勵需求側響應、虛擬電廠等新興市場主體以及具有靈活調節(jié)能力的新能源參與輔助服務市場；合理疏導系統(tǒng)調節(jié)成本，保障系統(tǒng)調節(jié)資源的積極性。
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