新型电力系统下主配网之间应是弱连接关系——访华北电力大学经济与管理学院教授谭忠富

本刊记者 刘光林/ 编辑 余璇

在新能源占主体的新型电力系统中，分布式电源成为装机主体，“电从身边取”将会成为电力供应的基本形态，但是我国疆域辽阔，能源资源和负荷呈逆向分布，又让“电从远方来”变得不可避免。因此，电力供应将同时存在“集中式”和“分布式”两种方式。在此情况下，电网规划建设将作何思考？安全保供方式需要面临哪些调整？大电网和分布式电网的关系应如何重新认定？……

针对新型电力系统下电网的安全保供和运行等相关问题，本刊记者采访了华北电力大学经济与管理学院教授谭忠富。从技术视角进行具体分析，谭忠富认为，亟须为电化学储能、电动汽车等新型市场主体设计科学的市场参与机制，使之能够获得合理回报；需要重新设计省级电网输配电价结构，使过网费可以在大电网与配电网之间合理分配；在新型电力系统条件下，需要分区分级规划和建设电网，做强配电网和微网，通过大电网与配电网及微网实现弱连接，以提升电网经济性且保障电网的余缺互济功能不受影响。

《中国电业与能源》：与传统电力系统的单一“集中式”供电方式相比，“分布式”与“集中式”并存的供电方式具有哪些优势？

谭忠富：分布式发电为“电从身边取”。分布式发电指用电端由附近散布的一些小型发电设备供电。新型电力系统下的电力既可从“身边取”也可从“远方来”。从“身边取”主要来自分布式新能源发电，如屋顶光伏、微型风电、小型燃气发电、农村小水电、生物质能发电等；“电从远方来”主要来自集中式发电，如煤电基地、水电基地、风电基地、光伏基地、核电基地以及多能互补发电基地等，通过特高压线路以西电东送、北电南供为方向输送至东部和沿海负荷中心。

分布式电源建设成本和系统成本均比较低。分布式电源相互独立，不会因一台发电设备出现故障而影响其他点位供电，因此一般不会发生大面积停电事故；分布式电源接网甚至不需要新建变电站，从而可以节约额外的输配电成本；分布式电源靠近用户供电，就地生产就地消纳，可以最大限度地减少对电网资源的占用，也相应减小了电网的输电线损；在分布式供电方式下，主要电源为光伏和风电等清洁电源，可以有效保护环境，降低碳排放；采用分布式小型设备发电，可以节省尖峰时段的备用电源与备用电网投资，提高系统安全性和灵活性。

分布式供电与集中式供电并存具有一定优势。在高峰时段，分布式供电可以在一定程度上缓解大电网的供应紧张矛盾，相当于大电网的备用；作为集中式供电的补充，分布式供电适合对电网末梢的园区、机场、商业综合体、农村、牧区、山区等供电。集中式供电系统以大机组、大电网、高电压为主，实施大容量、远距离集中供电，在理论上任何一点故障都会产生扰动并对整个电网造成影响，严重时会引发大面积停电甚至全网崩溃，尤其是遭遇战争、恐袭、自然灾害时，会危及整个国家和社会的安全。在集中式供电模式下，即便为了支撑短暂的尖峰负荷都需要新建相应的发电厂，从而产生一定的投资。集中式供电与分布式供电方式相结合，可以在整体上实现资源统一调配、在局部节点上实现灵活控制，兼顾整体性与灵活性，实现扬长避短、优势互补。

《中国电业与能源》：在新型电力系统中，面对“分布式”与“集中式”供电方式并存局面，如何看待电力安全保供问题？

谭忠富：分布式供电的可靠性存在一定的不足。因太阳能、风能受光照、温度、风力、气候等影响较大，导致分布式发电出力存在随机性与不稳定性，如遇暴雪、飓风等恶劣天气很容易出现供电故障。而且一旦需要配网停电作业时，还需逐户排查并断开分布式电源点的控制开关，等到检修完毕需要恢复供电时，又需要逐个闭合各电源点的并网开关，这势必增加操作的复杂性，带来一定的安全风险。对于数据中心、通信基站、医院、银行等重点用户，还需要考虑特殊场景下的用电安全保障。

因此，需要通过集中式供电弥补分布式供电的不足。因为分布式电源的输出功率随环境因素的变化而变化，无法为负荷提供稳定的输出，一旦大量分布式电源直接接入电网，如果用以提供辅助服务的可调节资源不够充足，就会导致电能质量下降，如功率因数变小、频率不稳定、电流谐波畸变、电压闪降及不稳定等。集中式供电方式相对稳定，方便进行电压控制，也容易实现电网频率调节，便于集中管理，且运行成本低。所以说，既要做到“电从身边取”又要做到“电从远方来”，充分发挥大电网的资源聚合能力，实现分布式电网与大电网协同供电。

通过电网侧配置储能可以弥补分布式电源出力的不稳定性。电网侧配置的储能设施，在负荷低谷时存储分布式新能源所发电能，在负荷高峰时释放电能，以调节系统供需，快速吸收/补充电能实现功率缓冲，平衡电网负荷；在分布式能源出力为零或出力不足时（比如天气原因或者发电设备处在检修期），储能设备可以为负荷最大限度地供电，以减少停电时间；在支撑高峰负荷的同时，可以有效减少电源和电网的容量备用；储能设备还可以提供有功/无功功率支撑，稳定电压，平抑波动，解决电压的骤降/跌落问题，作为电力系统的电压和频率调节器，以维持电力系统的稳定运行；储能设施也可以作为谐波主动滤波器，通过逆变器等电力电子器件对电能进行处理，消除谐波信号。总之，在分布式供电与集中式供电并存的情况下，通过与电网侧储能协同运行，就可以抑制功率波动，保证系统的安全稳定运行。

《中国电业与能源》：在构建新型电力系统的过程中，应该如何看待“分布式”供电与“集中式”供电并存的情况？

谭忠富：分布式电源会对电网带来一定冲击。分布式发电会产生功率短时剧变，导致系统电压闪变，出现电压突然降低或升高问题；大量分布式电源需要通过逆变器连接配电网，而逆变器等电力电子器件属于谐波源，这些器件的开关会导致频率波动，大量谐波会被带入系统之中，导致系统稳定性降低；分布式供电方式还会改变系统负荷分布，出现双向流动的潮流，从而导致配网损耗升高；另外，分布式电源替代传统的集中式电源后，无功功率输出也会相对减少。

分布式供电与集中式供电方式需要并行发展。传统电网采用同步发电机、调相机、电容器等无功电源，而分布式发电一般不提供无功功率。因此，需要在配电网中布置分布式电源，而在输电网中布置集中式电源。分布式发电直接给附近用户供电或并网，建设周期短，安装成本低，但规模小会导致维护管理成本升高；而集中式开发可再生能源虽然需要远距离输送导致电网成本升高，但大规模开发可以有效降低维护成本。因此，分布式供电与集中式供电需要互为补充、并行发展才能实现最佳系统效果，如在2022 年的分省光伏装机容量数据中，山东4269.9 万千瓦，其中分布式3020 万千瓦；河北3855 万千瓦，其中分布式1861 万千瓦；浙江2539 万千瓦，其中分布式1925 万千瓦；江苏2511 万千瓦，其中分布式1555 万千瓦；河南2333 万千瓦，其中分布式1704 万千瓦。可见，“分布式”与“集中式”供电方式并存的局面在国内已成常态。

《中国电业与能源》：一般而言，电从“身边取”比从“远方来”经济性要高，“远方来”主要是作为“身边取”的替补，该如何调动电从“远方来”的积极性？

国网安徽池州供电公司员工在东至县黄泥湖1.8兆瓦“渔光一体”光伏电站检查计量装置、设备及线路运行情况。（李倩倩 摄）

谭忠富：“电从身边取”离不开“电从远方来”作为补充。两种供电方式各有优势也各有缺点，因此，在实践中需要因地制宜、互为补充，适宜“身边取”则就地生产就地消纳，适宜“远方来”则提供充足的条件且保持通道畅通，让远方的电过得来、落得下。比如，分布式发电具有出力不稳定的缺陷，对于分布式电网来说，有时需要向外购电，有时则需要向外售电，因此还需要大电网提供余缺调剂；另外，分布式电网毕竟势单力孤，自我调节能力有限，有时单凭内部资源很难维持系统电压和频率的稳定，还需要大电网提供辅助服务；尤其是面对应急突发情况，更需要大电网“电从远方来”作为必要支撑；但是，由于系统造价不同，分布式供电成本远低于集中式供电成本，所以“电从身边取”自然成为首选，但当“身边取”不够用时，又必须靠“远方来”作为补充。

对新能源并网带来电力系统的增量成本给予补偿。风电、光伏出力的不稳定性，需要传统电源、储能、虚拟电厂等频繁地爬坡，以实现发电与用电的平衡，这样必然增加了电力系统的成本。所以，大规模发展新能源给电力系统带来了巨大的增量成本，分别为：备用成本，为了满足调峰需要，电力系统必须保留一定容量的发电机组用来启停备用，以填补季节性、地域性和时段性的电力供应缺口；平衡成本，为解决新能源间歇性、波动性、随机性问题，电力系统必须保留旋转备用电源，让运行正常的发电机维持额定转速，保证随时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，保证随时可以增加出力至额定容量，承担调频、快速爬坡等辅助服务；电网成本，风电、太阳能发电分布在偏远地区，远离负荷中心，增加了远距离输电网建设成本和电能损耗成本，新能源在向大电网送电时也增加了电网设备成本；接入成本，新能源发电接入电网的成本。上述各类成本需要通过多种电力市场或者机制得到相应补偿后，才可以解决“电从远方来”的问题。

需要强调的是，做好为消纳新能源而投入的灵活性资源成本的补偿工作，是解决“电从远方来”问题的关键。发电侧灵活性资源主要包括煤电灵活性改造、热电解耦、天然气发电、常规水电等；电网侧灵活性资源主要包括电网互联互济、电网弹性、柔性输电、主动性配电网等；负荷侧灵活性资源主要包括用户需求响应、电动汽车充放电等；储能侧灵活性资源包括抽水蓄能、电化学储能、储氢等。在新能源渗透之下，由发电企业、电网企业、用户和储能提供的辅助服务主要包括调峰、调频、发电控制、无功调节、备用、黑启动服务等。以往，辅助服务主要由煤电、水电和抽水蓄能电站提供，随着新能源并网规模不断扩大，新型储能和需求侧资源也开始提供辅助服务。发电企业参与辅助服务市场可以获得成本回报；电网企业的抽水蓄能电站的容量成本可以通过输配电价获得回报，而电量成本可以通过电力现货市场得到补偿。而同样提供辅助服务的电化学储能、电动汽车充放电、用户侧需求响应等，也都需要有统一明晰的市场机制来获得成本补偿，这是下一步电力改革需要研究的内容。

《中国电业与能源》：在“分布式”与“集中式”供电方式并存的情况下，如何认识大电网和配电网之间的关系，又怎样才能充分发挥二者的作用？

谭忠富：要分区分级建设电网，大容量高电压等级的送出通道服务新能源大基地，配电网用来服务微电网或者分布式能源，而微电网则直接服务分布式电源等，各级电网、各地电网相互联通又各司其职。

在新型电力系统中，分布着大量的分布式光伏、电动汽车充电桩、储能等设施，其源荷储界限模糊，系统内部潮流多向流动，大大增加了供需平衡难度。

同时，直接接入配（微）电网的大量分布式电源一般都配有电力电子装置，会产生一定的谐波和直流分量；谐波电流注入系统后，会引起电网电压畸变，造成电力系统继电保护、自动装置误动作，影响系统安全运行；分布式发电并网容量和位置会影响电网的电压分布，电压过大会对继电保护装置造成破坏；分布式电源大量接入电网，也会对系统产生大量的谐波污染，使线路的继电保护性能下降；另外，分布式电源还会带来反向潮流、设备过多、网络冗余等问题。这一切，都需要通过上一级电网提供消纳与供给来进行稀释和平衡，具体为：需要大电网配置相应的滤波装置、静止或动态无功补偿装置等，以抑制新能源的谐波含量；布置合理的充裕性容量、多元的灵活性资源、智慧的互动性调控，保障分布式电网具有可靠供电能力。

微电网也属于分布式供电方式之一，由分布式电源、储能装置、能源转换装置、负荷、监控和保护装置等组成的微电网，可以作为一个单元进行优化，能够实现自我控制、自我保护和管理智能化。大电网只需调度整个微电网单元，而单元内部调度由微电网自行完成，从而实现大电网为微电网调节余缺、微电网进行内部自我调度。

所以说，一定要分区分级规划建设电网，补强配（微）电网，促进分布式新能源自消纳、自平衡；面对配（微）电网出现临时性供应不足或过剩时，再通过与大电网建立弱连接，使之作为备用，以提升整个电网的整体安全性。

《中国电业与能源》：一旦配网内交易大行其道，是否应该对现行输配电价政策进行调整，以协调过网费在大电网和配电网之间的分配？

谭忠富：新能源发电正从多个维度渗透配电网，如企业自建新能源自备电站、新能源发电直供电、新能源电力通过专线供电（不经由电网企业所经营的输配电设施，不向电网企业交纳过网费）、新能源隔墙售电、客户分散式新能源自发自用自储、工业园区源网荷储一体化、新能源为主的微电网、高比例新能源为主体的独立供电系统等。大量分散式新能源发电设备并入电网，很容易造成电压和频率波动，需要配置灵活性调节性资源来稳定电压和频率，但这样又势必会造成电网成本的升高。

分析新能源并网消纳情况下所需的各类灵活性调节性资源，继而可以计算出不同资源对电网投资及运行成本带来的增量变化。系统灵活性调节性资源分为：1.具备调节能力的常规发电机组。2.抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能、电化学储能等多种储能形式，可参与不同时间尺度的灵活性调节，包括快速调频、短时平衡与负荷转移等。3.电网侧灵活性资源。互联电网，经输电网互联的相邻系统可在系统灵活性不足时输入互联容量，在系统灵活性充裕时输出互联容量；提高电力传输能力的柔性交流输电系统设备；改变网络拓扑结构和系统参数实现快速潮流控制以提供灵活性。4.具有响应能力的电力用户聚合商，能够根据系统功率变化具有主动响应能力。

在构建新型电力系统条件下，需要对电网灵活性调节性资源投资运行成本进行有效疏导，按照“谁受益谁承担”的原则，激励各环节灵活性资源参与辅助服务市场并获得补偿。通过合理分摊电网增量成本，并基于公平分享输配电“准许成本加合理收益”原则重新设计输配电价结构，使过网费可以在大电网与配电网之间合理分配。

《中国电业与能源》：关于“分布式”与“集中式”电力两种供应方式的安全运行，国外是否有可供借鉴或者吸取的经验和教训？

谭忠富：2010—2020年，全球集中式光伏、陆上风电的平准化度电成本分别降低了85%、56%，但新能源发展较快的德国、英国等国家终端电价不降反升，其主要原因是新能源占比的提高大幅增加了系统成本，从而抬高了终端电价水平。

自2007年开始，德国、奥地利、法国、瑞士等欧洲国家相继引入负电价。以新能源电量渗透率达到25%的德国为例，2020 年全年负电价时长达到298 小时。负电价小时数增多反映出电力系统的灵活性不足。当发电量超过需求量时，价格就会低于零。

欧洲各国电力以自平衡为主，国家间互动基本上属于余缺调剂，他们发展新能源基本上“以分布式为主，就近开发优先”。以德国为例，该国遍地都是风电机组，新能源80%以上接入配电网。在英国，新能源渗透率的大幅上升，导致燃煤和燃气机组等传统电源被大量挤出，致使电力系统转动惯量下降，并容易出现频率偏离，需要更多灵活性资源提供辅助服务来维持频率稳定；同时，大多数新能源机组通过差价合约保价消纳，即使在现货市场电价为负时仍然不减出力，这样更加大了系统平衡困难，导致辅助服务需求大增，不得不加大力度从小时级、分钟级向秒级甚至更短时间尺度部署调相机、飞轮储能、燃气机掺烧氢气等调节性资源。