观察丨借鉴四川经验发展多能互补-北极星售电网

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近年来，《“十四五”可再生能源发展规划》《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》等多份文件鼓励水风光一体化发展。在这些文件的指导下，各地积极推进多能互补与一体化项目的实施。

自然资源保护协会（NRDC）与四川大学合作开展的研究发现，电源侧水风光多能互补一体化开发，可以充分发挥水电的调节能力，在平抑风光出力波动的同时，提升可再生能源的电力保供能力，实现低碳与可靠的双重价值。

单一可再生能源存在短板

传统电力系统的运行方式是“源随荷动”。用电负荷的实时变化要求系统中有充裕的调峰电源，能灵活调节自身输出功率（即出力）来适应负荷的变化。如同天平，当一端砝码加重或减轻时，另一端也需要及时地调整重量，才能维持平衡。近年来，一些地区出现用电紧张，主要原因是城市负荷峰值升高、峰谷差加大，而电源侧的调峰能力跟不上，就会出现“电力缺口”。

电网负荷的峰谷差越大，系统需要的调峰能力越大。以去年四川缺电为例，四川省具有年调节及以上能力的水电站和煤电、气电调峰能力总计不到1200万千瓦，而2022年全省统调用电负荷最大峰谷差约1900万千瓦，超出现有调节能力700万千瓦。电源的调峰能力与需求不匹配时，一些地区通过粗放的行政管理手段限制工商业用电来解决缺电问题，给企业生产经营造成了损失。

风光都是“靠天吃饭”，出力具有波动性、随机性和间歇性，无法提供可靠的调峰能力。对于风电来说，小风时，风电出力会降至额定功率的20%以下，极端情况下甚至降为0.1%。对于光伏来说，夜晚或无光的阴雨天，光伏出力则直降为0。水电的调峰能力虽然强于风光，但高温干旱也会限制水电的出力。而传统化石能源发电不受天气影响，以灵活性改造后的煤电为例，出力的可调节范围是额定功率的30%~100%。可见，假设同样是100万千瓦的电源装机，煤电可以贡献的调峰能力为70万千瓦；极端情况下，风光的调峰能力只能计为0，相对于传统化石能源的短板凸显。

多种可再生能源互补有潜力

尽管水风光出力都受到天气的影响，但三者出力受限的时间存在差异，为多能互补提供了契机。

以NRDC与四川大学合作研究选取的大渡河水风光试点项目为例，从季节出力上看，受降雨汇流的影响，水电夏秋出力大，冬春出力小。受当地气候特性的影响，风光则是夏秋出力小，冬春出力大。从日内出力上看，光伏出力集中在日间，晚上为0，而风电出力集中在下午和夜间，水电出力的日内波动较小。可见，无论是季节还是日内，这三种清洁能源具有天然互补特性。

水电、风电和光伏联合一体化运行时，水电可根据风光出力的变化，通过自身的调蓄能力进行日内调节，平抑风光的出力波动，将其调节为稳定可靠电力后再接入电网。

根据大渡河水风光试点项目的模拟结果，在城市用电高峰的中午时间，枯水期水风光互补后的联合出力，相较于水电单独运行的调峰能力提高了约40%。一般情况下，风光只贡献电量，而不贡献调峰能力。在研究案例中，与水电搭配后，约有37%的风光容量可以贡献调峰能力。相较于水风光单独接入电网，一体化运行后的电力保供能力得到了很大的提升。

一体化项目还可以利用水电原有的输电通道将风光打捆送出，有效提高输电通道的利用率。根据模拟结果，试点输电通道的利用率提高了约5%，意味着在不用增加电网投资的情况下输送更多的绿电。

四川各流域的水电站众多，若积极推进水风光一体化开发模式，可产生良好的生态环境效益。以大渡河一体化可再生能源基地为例，规划装机规模达2800万千瓦，预计每年可输送可再生能源电量约560亿千瓦时，相当于2000万户家庭一年的用电量，可节约标准煤1680万吨，减少二氧化碳排放4402万吨。

积极推进可再生能源一体化发展

发展水风光一体化项目可以有效提高电力保供能力，但一体化后水电要做出一定的牺牲：为调节风光的出力波动，水电需要改变自身的运行过程，可能影响自身发电量甚至造成一定的弃水。

因此，一体化项目的主要难点是如何在满足电力保供和系统调峰需求的前提下，最大化一体化电源的利用率与效益，进而保证各类电源的投资收益。无论是在项目前期的规划开发，还是投运后的调度运行，都需要更明确的政策与规则对一体化的发展进行引导。

例如，在开发阶段，需要明确不同投资主体的合作模式和利益协调机制。在运行阶段，对于为满足系统调峰需求而造成的水电发电量损失，需明确如何通过电价或者市场机制给予合理补偿，进而保证调节性水电的合理收益。此外，需要研究如何在保障本地电力需求的同时，推动一体化项目参与更大范围的市场交易，最大化地增发绿电。

可再生能源的多能互补一体化开发模式，对于电力系统的安全稳定运行来讲，可谓潜力巨大。应加快完善相关政策与市场机制，除了关注项目的投建之外，更关键是要为一体化项目的运行提供保障，以最大化地利用好一体化项目的低碳与可靠价值。（作者：自然资源保护协会陈艺昕）

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