郭剑波院士：新型电力系统面临的挑战以及有关机制思考

新能源利用小时数低。截至2020年底，我国新能源发电装机达到5.43亿千瓦，发电量7270亿千瓦时，利用小时数1340小时，每1亿千瓦新能源装机的发电量仅占当年电量的1.8%。新能源利用小时数远低于负荷利用小时数，新能源要获得高电量占比，其装机容量需大于负荷。预计2060年，我国电源装机将超过70亿千瓦，远大于当年26~28亿千瓦的最大负荷。电力电量时空分布的极度不均衡必将催生商业模式、以及物质链、信息链和价值链重塑。

新能源保证出力低。我国新能源最小日平均出力处于较低水平，各省、各区域、国网经营区的新能源1天最小日平均出力水平分别为3.6%、8.0%和10.7%；3天最小日平均出力水平分别为5.9%、9.1%、11.6%。新能源最小保证出力水平低，供电保障难度大，需要与大电网、兜底电源和其他类型灵活调节资源等配合实现供电保障，需要额外的成本和投资。

新能源出力分布大。新能源出力波动持续时间长、分布大。2018年新疆风电大波动最长持续时间超过2天，风电低于装机容量20%的低出力最长持续时间超过8天。据预测，2030年新能源出力占系统总负荷之比为5%~61%，2060年新能源出力占系统总负荷之比为11%~187%(需要考虑储能技术和弃风弃光)。新能源低出力时段，电力系统需要常规电源等非新能源机组实现功率平衡；新能源长时间高出力则给系统消纳、安全和储能技术带来巨大挑战。

新能源日内功率波动大。2019年，国家电网公司经营区新能源日最大功率波动达1.07亿千瓦，占其装机的31%。据预测，2060年全国范围内新能源日内最大功率波动将超过16亿干瓦，超过当年常规电源(火电、水电、核电)总装机容量，约占日峰荷的60%~75%；新能源15分钟最大功率波动可达峰荷的10%左右，1小时可达25%左右。常规电源调节能力难以应对新能源功率波动，需要大规模储能技术加以应对。

新能源出力存在季节性偏差。风、光资源的间歇性、不确定性大，影响新能源可信容量的确定，增大系统规划难度。风电发电量主要集中在春冬两季（约占60%），光伏发电量主要集中在夏秋两季（约占60%）；大小风年的风电利用小时数相差超过20%，光伏利用小时数相差约10%。

新能源日前功率预测绝对误差大。我国地形复杂，气候类型多样，随机波动性强，高精度功率预测更难；风电省级出力15分钟波动变化率大于3%的比例超过10%，较欧美国家高7个百分点以上；新能源日前功率预测相对误差已由2011年的约14%降至2019年的10%以下，但绝对误差由约677万干瓦增长到约4147万干瓦。预计2060年新能源预测绝对误差将达2亿干瓦以上，占日峰荷的10%左右，大大增加发电计划制定的难度或储能容量的需求(需求侧管理用于电力装机平衡要适度)。

以新能源最大消纳为目标进行生产模拟测算，2030年同步机组出力占总负荷之比大于50%、80%的累计时段将分别达到全年时长的100%和约61%；2060年同步机组出力占总负荷之比大于40%、50%的累计时段仍达全年时长的84%和53%。新型电力系统仍主要以交流同步机制运行。安全稳定问题会更加突出、市场机制设计难度增大。

系统惯量降低，调频能力下降，频率越限风险增加。新能源大规模接入，挤占常规机组开机空间，系统转动惯量降低、调频能力下降，导致频率变化加快、波动幅度增大、稳态频率偏差增大，越限风险增加。

新能源参与一次调频可改善频率响应特性。新能源参与一次调频可降低稳态频率偏差和暂态最大频率偏差，但因未改善系统惯量，频率变化率未能改善，低惯量系统越限风险仍然存在。通过采用虚拟惯量控制等可使新能源提供一定惯量支撑，但由于一次能源输入的可控性差，可能导致频率二次跌落等次生事故。

无功支撑不足，电压稳定问题突出。新能源机组动态无功支撑能力较常规电源弱，且新能源发电逐级升压接入电网，与主网的电气距离是常规机组的2~3倍。随着新能源占比快速提高，系统动态无功储备及支撑能力急剧下降，系统电压稳定问题突出。

新能源高占比地区暂态过电压严重。新能源大规模接入导致系统短路容量下降，电压支撑能力降低，使暂态过电压问题突出，可能超过设备耐受水平，造成新能源大规模脱网或设备损坏。

功角稳定特性复杂，不确定性增加。新能源的控制方式、故障穿越策略、接入位置等都会影响系统功角稳定，耦合关系复杂，且可能引入新的稳定内涵；惯量下降导致稳定问题时间尺度缩短，暂态过程加快。新能源大规模接入使功角稳定特性复杂、不确定性增加，“预案”式安全调控策略配置困难，失配风险增大，影响电网稳定。

宽频振荡现象相继出现。基于电力电子装置的新能源发电设备具有快速响应特性，在传统同步电网以工频为基础的稳定问题之外(功角稳定、低频振荡等问题)，出现了中频带、高频带的电力电子装置涉网稳定性问题。近年来，我国河北和新疆等风电汇集地区相继出现振荡现象。宽频振荡问题严重危害设备安全和电网运行安全。

新能源发电边际成本低、辅助服务需求高。新能源与常规机组的成本构成、设备特性及支撑作用差异大。新能源场站运行时无需燃料，运行成本只包括人员成本、维护成本和材料费等，相比火电，运行成本很低，导致新能源边际成本极低，新能源大发时段，在电力市场交易中甚至会出现负电价。新能源清洁绿色、低边际成本、高辅助服务需求对市场机制设计带来挑战。

利益主体庞杂交织。随着新能源装机比例的提高，参与市场的利益主体快速增长(可达数十亿计)、平均体量快速下降(骨干企业主导地位降低)。产销者(prosumer)、虚拟电厂、电动车以及源—网—荷—储互动技术等使得利益主体同时具有“供方/需方”属性特征。各主体间的利益平衡发生变化且交织耦合，对市场交易和管理机制、政策引导机制的设计提出了更高要求。

多目标协同难度大。在能源转型过程中，环境—安全—经济协同难度大。目标的多样性、基础能源稳定性需求与新能源不确定性的矛盾，以及利益主体庞杂和多属性特征，增大了制度设计对目标可控性的难度(行政力向市场力转换)，体制机制设计难度大。

基础理论和技术支撑体系仍需完善。电力系统构建条件随新能源出力时空分布变化，辅助服务需求多样性、难量化；多种能源参与市场交易和竞争的建模、算法和出清技术尚不成熟；市场模式设计与新型电力系统建设运营之间的交互影响缺乏有效评价机制。当前技术尚无法为市场模式设计和运营机制设计提供全面支持，给机制体制的长远规划和统一设计带来挑战。