如何通过“两化协同”促进新型电力系统建设

党的二十大报告提出“加快规划建设新型能源体系”，为新时代能源电力发展提供了根本遵循。2023年全国两会期间，多位代表委员就“新型电力系统”“数字化绿色化转型”提出议案提案，为能源电力低碳转型建言献策。

近年来，南方电网绿色转型和电力市场建设持续深化。截至2022年底，南方电网清洁能源装机容量达2.25亿千瓦，占装机总量的57.9%。粤港澳大湾区清洁能源装机占比达65%，清洁能源电量占比59%，成为清洁能源消纳比重最高的世界级湾区电网。2022年，南方电网区域完成市场交易电量共8536.3亿千瓦时，占全社会用电量的比重近六成。

在融入和服务粤港澳大湾区发展和服务南方五省区发展的同时，高比例新能源并网后，如何保障电力可靠供应和电力系统经济运行是电网的一项重要命题。记者采访了南方电网公司战略规划部相关负责人和电力调度、政策规划、数字化技术研究等领域的多位专家，探讨南方电网公司如何通过数字化绿色化“两化协同”，促进新型电力系统建设。

新特征带来新挑战

南方电网公司战略规划部副总经理陈旭介绍，新型电力系统的显著特点是“双高”“双低”和“双波动”，即高比例新能源接入与高比例电力电子设备应用、低可控性与低转动惯量，从需求侧波动变为供给侧与需求侧均具有波动性。这些特点将对电力可靠供应和电力系统经济运行带来挑战。

南方电网能源发展研究院电力规划中心主任黄豫介绍，相比火电、水电等常规能源，风、光等新能源具有随机性、间歇性等特点，有效出力较低，在极端天气下可能出现长时间停摆的情况。同时，新能源发电设备抗扰性低、支撑性弱，在新能源大规模并网、常规能源机组占比逐步下降的情况下，电力系统的转动惯量和无功电压支撑能力将会降低。若发生事故，电网频率和电压将会大幅波动，对电力系统安全稳定造成威胁。

此外，传统电力系统的波动主要在负荷侧，电源随负荷变化。在新型电力系统中，分布式新能源和电动汽车等新型负荷快速增长，源荷两端的波动性均显著增大，这也一定程度上加大了调度难度。

南方电网电力调度控制中心水电及新能源处经理王皓怀认为，站在实现碳中和的角度看，在新能源逐步成为主力能源的过程中，电力电量在时空上的平衡难度将显著增大。他解释道，同样1亿千瓦的装机规模，新能源的发电量只能达到常规电源的三分之一到五分之一，这意味着新能源需以更大的装机总量、更多的主体数量来实现对现有电源的替代，调度运行的难度会显著增加。同时，新能源日前发电预测准确率约为60%—70%（基于实际功率作为预测基数）。在此条件下，如何实现发电资源和用电需求的全维度精确匹配，是新型电力系统建设过程中对调度的挑战。

为保障电力稳定可靠供应，新型电力系统也需要较高的建设和运营成本。黄豫介绍，新能源的利用小时数较低，为满足负荷需求，电力系统需配置负荷需求数倍的新能源装机，这在一定程度上会推高系统冗余度。同时，新型电力系统需要配置大规模储能、灵活调节电源、支撑性保障电源等以应对新能源随机性、波动性、间歇性的影响，推高投资建设成本。

数字化绿色化协同

自2021年4月《数字电网推动构建以新能源为主体的新型电力系统白皮书》发布以来，南方电网持续推动清洁能源装机规模快速增长。2023年，南方电网供电区域规划新增装机5758万千瓦，其中清洁能源约3973万千瓦，占比69%。

南方区域的资源禀赋和能源供需形势，对新型电力系统建设提出了更高的要求。陈旭介绍，南方区域能源供需逆向分布特征明显，西部资源较为富集，东部地区负荷集中，总体属于能源受入地区。

在“双碳”目标下，确保能源电力安全是建设新型电力系统的基本前提，满足经济社会高质量发展所需的电力是首要目标。陈旭表示，数字化和绿色化是南方电网建设新型电力系统的重要方向。

在发电侧，“绿色”体现为形成新的能源供给主体。在此背景下，电力系统将出现多能协同互补、源网荷储互动等新的形态特征，电网作为枢纽平台，这些转变需要在数字化的基础上实现。

数字电网为关键载体

陈旭介绍，数字电网是支撑新型电力系统的关键载体，建设数字电网是当下及未来南方电网公司建设新型电力系统的一项重要任务。

王皓怀认为，在源荷主体数量激增、电力电量平衡难度增大的趋势下，数字电网可以通过云边融合、数字赋能等智能传感器等设备监测、采集、上传各端数据并通过云计算的手段，实现发电侧“可观、可测、可控”，电网侧对监控海量主体完成智能优化调控，用电侧聚合可调节资源并参与源网荷电网互动。

南方电网数字电网集团绿色能源团队负责人马溪原认为，以数字电网推动构建新型电力系统，需关注如何建设数字化系统以及当前要解决哪些技术挑战。

马溪原提出，数字电网要实现打通源网荷储各环节信息，首先要提高海量数据广泛采集和万物互联的能力。同时，电力系统需快速适应分布式源荷资源快速增长的新变化，提升边缘侧和端侧的快速接入能力和计算控制能力。他解释道，在传统电力系统中，调度控制系统需要处理的一个省的同步发电机组数量普遍在千台以下，现有的调度自动化系统（OCS系统）是可以应对的。但随着分布式资源快速增长，海量资源同时接入OCS系统一起调控是不现实的，这就需要在边缘侧建立具有就地感知能力和边缘计算能力的装置实现就地平衡和自治，降低对云侧的消耗。

针对新型电力系统“双高”“双低”和“双波动”的特征，王皓怀认为，高精度、实用化的功率预测是保障电力稳定供应的关键措施之一。

马溪原介绍，南方区域的新能源场站均配置了预测系统，可提前预判场站出力情况。目前我国对新能源预测准确率的标准：短期预测为80%、超短期预测为85%。为适应新能源高占比的电力系统可靠供电的需求，他认为，需要通过数字化手段不断提高新能源的预测精度。目前南方电网数字电网集团研发了“夸父”系列新能源高精度功率预测产品，预测准确率比国家标准及南网企标要求的准确率高出7%—8%。

为适应新能源的高度随机性和波动性，马溪原提出，电力系统要实现实时在线的分析方式。他解释道，不同于火电等常规能源，新能源的模型复杂多样，原有采用丰大、丰小、枯大、枯小等典型运行方式进行仿真计算的方式无法涵盖系统可能出现的全部工况。他认为，目前电网迫切需要利用数据驱动和人工智能的手段，从电网数据采集与监控系统（SCADA）中抽取任一时间断面数据形成数字仿真镜像，实时、并行地开展海量工况的潮流计算和时域仿真，并为AI模型开展系统分析提供样本数据，从而提前预判系统可能出现的安全风险，提高系统的安全稳定水平。

优化市场机制

近年来，我国电力市场交易规模进一步扩大。以南方区域为例，2022年南方电网区域完成市场交易电量共8536.3亿千瓦时，同比增长27.4%，占全社会用电量的比重为58.3%。2022年7月，南方区域电力市场启动试运行，全国统一电力市场体系率先在南方区域落地。

在能源安全保供、绿色低碳转型和电力市场化改革的背景下，业界认为要推动建立适应新型电力系统的电力市场体系。

王皓怀提出，随着新能源占比逐步提升，未来传统能源和新能源发电都将进入市场交易，交易主体也将扩大至中小工商业电力用户、储能和虚拟电厂等新型主体，当前的电力交易方式可能被重塑，多元化的市场格局将形成。他强调，如何在保障能源供应安全的前提下，设计符合各类电源参与市场的价格机制，实现电力系统内各方利益平衡，是电力市场建设需考虑的问题。

南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所所长陈政认为，要着力构建有效市场，通过深化机制改革充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。

陈政提出，在电力市场化改革的背景下，要完善电源投资激励机制，确保中长期电力安全稳定供应。他解释道，取消燃煤发电标杆上网电价机制意味着计划定价模式下的电源投资激励机制已失效，适应市场化改革的供给保障机制亟需建立完善。他建议，应结合不同的电源类型，采用政府授权合约、容量补偿等方式，或通过建设容量市场，给投资主体提供较为稳定的收益预期，以有效激励新增电源投资，保障中长期电力供应安全。

在建设新型电力系统的背景下，传统电源将逐步由主力电源转变为调节电源，其主要依靠发电量获取收益的模式将难以为继。他认为，电力市场应积极稳妥推进现货、辅助服务等市场建设，通过市场化的方式发现调节资源的价值，挖掘系统的调节潜力，实现各类发电资源的利益共享和协同运营。

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