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全文2502字，阅读大约需要6分钟 刘显茁 谢平平 王皓怀 李崇浩 邓韦斯 何祥兴2017年以来，广东风电和光伏发电装机容量持续增长，年发电量增幅明显，近两年发电量增长率在20%-40%之间。但在电力系统供应紧张时，新能源往往处于较低的出力水平，难以提供可靠的支撑。 从统计概率来看，广东风电出力有90%概率小于装机容量的60%，大部分时间的出力低于装机容量的30%。光伏在夜间无法提供电力支撑，大部分时间的出力在装机容量的10%-40%。这是典型的“有装机无出力”。 截至2021年10月，广东风电、光伏发电装机容量1642万千瓦，其中风电装机720万千瓦，光伏发电装机922万千瓦。风电年发电量93亿千瓦时，同比增长40%。光伏年发电量50亿千瓦时，同比增长75%。 年利用小时数方面，广东风电利用小时数在1700-2300小时，受气候因素影响较大；由于装机规划布局的优化，光伏利用小时数在逐步提升，目前年利用小时数稳定在900-1000小时。 “十四五”期间，随着广东风电、光伏发电装机容量的快速增长，新能源发电量将出现明显增长，“有装机无出力”的特征将更加明显。  在不同的时间尺度下，风电和光伏发电的波动程度有所不同。 月度电量方面，广东风电在每年1-9月波动性相对较小，且呈现逐月下降的趋势，月利用小时数在120-220小时之间。受天气变化影响，10月-12月，风电发电量和利用小时数波动明显。2020年10月，广东风电发电量14.7亿千瓦时，较9月增长了10.8亿千瓦时，变化幅度达到277%。 光伏的月间电量波动同样突出，每年1月-7月逐月增加，8月-9月电量和利用小时数达到峰值，10月-12月开始下降。4月-5月，受强对流天气影响，阴雨天气较多，电量和利用小时数波动最为明显。 周间电量方面，广东风电、光伏的波动规律与月度基本类似，但风电周间波动程度明显高于光伏。例如2021年10月4-7日，受“狮子山”台风影响，广东风电发电量5.4亿千瓦时，较上一周的7000万千瓦时增长近6倍；而光伏的最大波动则在5000万千瓦时左右。
从日间电量来看，风电出力具有随机性、波动性和间歇性。“狮子山”台风登陆后一日内，广东风电发电能力出现“腰斩”，日发电量从1.05亿千瓦时降低至6500万千瓦时，最大电力也从370万千瓦降低至190万千瓦。
相对风电，光伏的日间电力电量变化平稳，但受台风、冷空气、强对流等天气影响，也会在短时间内大幅波动。同样受“狮子山”台风影响，10月初广东天气从连续晴热转为多云，光伏日电量从1900万千瓦时跌至600万千瓦时，日内最大电力则300万千瓦减至90万千瓦。
从日内波动来看，光伏具有较为规律的“典型曲线”。而风电在各种不确定因素影响下，日内出力波动幅度较大且在特殊天气下规律性差。例如在10月21日夜间，受南下冷空气影响，风电出力在2个小时内从100万千瓦提升至400万千瓦（变动幅度高达300%）。由于冷空气具体到达时间和强度难以预测，这种日内的大幅波动给电网调控带来巨大压力。
 仅依靠新能源难以解决未来年度电量增长需求。据初步测算，如果只依靠新能源，要满足2000亿千瓦时的电量增长需求，则需要新增约1.4亿千瓦的新能源装机；当电量需求达到3000亿千瓦时，则需新增2.1亿千瓦的新能源装机。而受合理可开发资源限制和上游供应链制约，开发建设会越来越困难，新能源开发成本也会越来越高，电价对此部分成本的承载压力增大。 新能源的季节性波动使月度电量平衡变得困难。新能源装机容量占比较小时，只要满足年度电量需求，各月之间的电量分配相对比较明确，能够比较容易地保持月度的电量平衡。当新能源装机占比不断提升，由于新能源的季节性波动大，即使年度的电量需求满足，月度仍可能存在电量不平衡的问题。 新能源日间波动幅度大且频繁，导致电网日方式安排调整难度增大。新能源日间波动大，存在连续多日低出力和极端天气影响出力受限等情形，即使满足年度、月度电量需求，仍可能存在日度电量不平衡现象。如在南方五省，在枯汛交替期水电发电能力不足，当出现持续干燥或因为低温凝冻天气导致风电小发或大面积停运时，极端情况下日内可能造成2亿千瓦时的不平衡电量。 新能源日内短时波动加大电力调峰困难。新能源日内波动大，负荷高峰时段电力支撑能力弱，尤其是风电的反调峰特性明显，在全天电量充裕的情况下，也极有可能出现电力不平衡问题。据测算，在2025年典型负荷曲线下，由于新能源的日内波动，南方五省在负荷低谷时段存在1000万千瓦的调峰缺口，而在负荷高峰时段存在3000万千瓦的顶峰缺口。新能源的日内波动性增加了电力调峰困难，造成高峰顶峰不足，如果低估消纳困难，可能会导致高峰顶峰能力不足、低谷消纳能力不足。 积极推动多能互补电源体系建设，解决总体电量供应问题。在大力发展新能源的同时，推动省外水电开发及送广东消纳，积极稳妥发展核电，适量布局调峰气电。同时，在严控新增煤电规模的同时保留现有煤电机组，调整煤电功能，使其由电量主力向备用电源或调峰煤电逐步转换。 加大调节资源建设，利用可控的调节资源应对不可控的新能源。调节资源主要包括抽蓄、煤、气、储能以及需求侧响应，极端情况下也应包括核电。适当超前加快抽水蓄能建设，为整体调节能力奠定基础。煤电开展灵活性改造，深入挖掘调峰能力。合理发展不同功能定位的储能，特别是长时间、大容量的储能，解决时间、空间上的能源大规模转移及储存问题，如大型水库抽蓄化、电制氢储能等技术。加快发展负荷侧需求响应，应用灵活可控资源（如虚拟电厂等），应对新能源日内短时大幅度波动带来的电力调峰问题。 强化科技、管理创新，提升新能源可观、可测、可控能力。加强科技投入，开发融合传统方法和人工智能的负荷预测、新能源出力预测技术，提升气象预测准确性和新能源预测水平。加强新能源管理投入，增加新能源的信息采集、监视、控制能力的要求，同时推进“新能源 储能”模式，全面提升新能源可观、可测、可控能力。 推动和完善电力市场机制，尽快实现对电力调节能力的合理计价。加快建设适应新能源快速发展的电力市场体系，针对新能源发电特性进一步优化电能量市场、辅助服务市场，建立容量补偿或容量市场机制。通过完善电能量市场的新能源市场机制解决新能源平价上网的市场化机制；通过辅助服务市场、容量补偿或容量市场机制提升电力调节能力建设的动力，逐渐为电力调节能力引入更加合理的市场价值评估方法，实现电力调节能力与新能源的协调匹配发展。 （作者供职于南网总调，本文仅代表作者个人观点） |
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