中国储能网讯：4月24日，第七届中国国际储能大会"新能源发电并网专场"在苏州举行。专场论坛由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国可再生能源学会并网专业委员会联合主办，共有10余位行业专家与企业代表发表了精彩的主题演讲。

专场演讲内容如下：

主持人：甘肃省电力公司风电技术中心主任   汪宁勃

主持人：大家都知道与欧美国家发展模式不同，我国风、光电为代表的新能源采取了大规模集中开发，远距离送出这种发展模式，加之以风光电为代表的这种新能源近年来以年均增长超常规的这种发展速度增长，在局部地区新能源的装机已超过当地装机容量的三分之一以上，所以带来了一系列的问题，包括送出、消纳、调频调峰、系统稳定、运行控制等一系列的问题。今天我们有幸请来了各位专家跟大家共同探讨针对新能源存在的这些问题，分别从规划、运行、调度、控制等各个方面，同时也从储能的角度跟大家共同探讨解决新能源发展的路径和途径。

首先有请我们国网能源研究院王耀华总。

王耀华：尊敬的各位来宾大家下午好，欢迎大家来参加我们这个分会。我今天跟大家交流的题目是我国可再生能源消纳的措施和建议。

应该说经过这么多年的发展，我国的新能源已经走在了世界的前列，但是同时新能源消纳也出现了一些问题，引起了社会各界的关注。李克强总理在今年的政府工作报告中也提到要抓紧解决机制和技术问题，有效缓解三弃的状况，也相当于点出来解决三弃问题要重点在机制和技术上下工夫。

第一是我国新能源发展的现状。截至到2016年底我国风电装机已经达到了5亿千瓦，占总装机的9%。太阳能装机达到7742千瓦，占总装机的4.7%。新能源在16个省区已经成为第二大电力。2016年风电的发电量已经达到241亿千瓦，占全部发电量的4%，太阳能也占到了全部发电量的1%。从去年的情况来看，全国的弃风、弃光问题主要集中在西北和东北地区。弃光主要是发生在西北地区，总体来看21个省区基本上是不弃风的，27省区是不弃光的。目前对新能源消纳存在的问题，我们总结有这么几点。一个是用电需求放缓，消纳市场不足。特别是十二五以来我国经济进入了新常态，用电需求放缓，但是包括新能源在内的各类电源的增长还是非常迅速。特别是像新能源比较集中的东北、西北地区的供大于求的矛盾更加突出，像东北地区、甘肃、新疆装机的规模都是最高负荷的好几倍了。第二个是电源结构性矛盾突出，系统调峰能力严重不足。一个是我们火电的调节能力比较差，第二个也是灵活调整电源的理论比较低。而且局部地区自备电厂的规模不大，这些电厂都不参与系统调峰。第三个是跨省跨区输电通道能力不足，难以在更大范围消纳新能源。一是新能源富集地区跨省跨区通道规划建设滞后。第二是项目的核准滞后于新能源项目，有的是滞后好几年。现有的新能源外送通道能力不能充分发挥，特别是在特高压网架处于发展阶段的时候，这个初期交直流运行自关系，一部分通道的输电能力不能充分发挥。而且风电机组的耐压水平也制约了直流的送电功率。四是市场化机制确实制约了新能源的消纳，这里面有四点；一是火电发电计划刚性执行，挤占了新能源优先发电的空间。第二是火电调峰能力得不到充分发挥，第三是新能源跨区消纳有较大的壁垒，特别是部分省区要求企业在本省的发电机组没有达到一定的小时数之前不得购买外来电，这个也是制约了新能源的快速消纳。第四个是需求侧新能源的应用程度还是比较低的。

第二部分介绍一下新能源消纳的一些措施，因为电力系统的运行是发输配用多个环节联合完成的。新能源的消纳问题也涉及到多个环节。我们总结了一下新能源的消纳可以归结为“3+1”的影响因素，“3”是指原网和三方，决定了市场消纳的潜力。“1”是指政策和市场机制，决定了新能源消纳潜力发挥的程度。要实现新能源高效消纳，需要多措并举综合施策。

我们可以看一下国外的一些经验，从电源侧来看就是要提高灵活调节电源的比重。对新能源消纳情况比较好的国家来说，无论是美国、葡萄牙、西班牙还是德国，总体来看他们灵活调节电源的比重都是比较高的，远远超越我们国家。另外从电网侧来讲要依托强大的互联电网，形成更大范围的资源优化配置平台，扩大可再生能源的消纳。特别是葡萄牙、西班牙、德国、丹麦他们这些国家的新能源消纳情况都比较好，你看这些国家的电网和相邻国家的电网联系都是非常紧密的。

在政策机制方面主要是要发挥市场机制的引导与促进作用，引导新能源合理布局，还有在日前市场中发挥新能源价低的优势，增加消纳能力。从我们国家的具体举措来看，也是从这三个方面，从电源侧来看就是优化电源的发展布局。为了促进风电的有序发展，2016年国家能源局建立了风电投资监测的预警机制，分为三个等级。十三五期间需要严格按照国家的这种规划安排进行新能源的建设，对严重弃风弃光的省份不再安排建设新能源，同时要落实煤电去产能的要求，为新能源的发展腾出空间。

还有就是加强调控能力的建设，一个是火电的灵活性改造，三北地区要完成2.15亿千瓦的煤电改造，从电网侧来看就要加快电网的互联互通，这主要是要高标准、高质量的建设跨省跨区间的输电通道，发展智能配电网，适应分布式新能源，加强区域间的电网互联，提升各区域间的交换能力，实现资源户部，促进新能源的消纳。总体来看西北地区通过与水电的这种户部运行，可以消纳新能源同比增长了38%。加快虚拟同步机、指挥能源等关键技术的攻关，包括微电网、出能、互联网等技术，增强了新能源接入电网的适应能力。从负荷侧来说，一定要实施需求侧响应，第二就是加快推进电能替代。十三五期间全国要完成电能替代的规模要达到5千亿千瓦时。关于市场机制方面要建立这种全国的统一电力市场，近期的机制就是要对于加强发电权交易，省间新能源外送的交易还有这种灵活调节新能源外送的电量，这就是灵活调整交易以及可再生能源的增量交易。中远期的市场机制来看就是可再生能源要直接参与跨省区的现货交易。

最后提几点建议，首先就是加强新能源、常规电源、电网三者之间的规划及运行的协调性。像灵活电源的建设，十三五期间要把火电的灵活性改造分解到逐年、逐省，确保改造规模落到实处。输电通道的建设要跟新能源的基地统筹规划，再有就是落实多少的电源调控政策，优化新能源的开发布局。特别是在弃光、弃风严重的地区要暂缓新能源的建设。还有就是完善新能源建设和并网标准，建立健全新能源电力交易机制，推动电力辅助服务的市场建设，这个上午有专家也都谈到过这些问题。还有就是创新价值及补贴机制，一个是要加快出台支持抽水蓄能电站跨区调用的价格政策，再有就是完善电能替代的财政补贴税收的优惠政策。我今天就跟大家交流这么多，谢谢大家。

主持人：感谢王总从消纳角度跟大家分享了最新的研究成果，下面我们有请上海交大程浩忠教授与大家交流。

程浩忠：大家好，下面我向大家汇报一下我们在国家自然科学基金的重点项目当中做的关于大规模风电产权接入的输电系统优化规划的方法。这个项目是在2014年到2018年，现在还在进行当中，因为自然科学基金主要是国家的基础理论的研究，所以我在这里只是涉及到方法和理论，并没有涉及到具体的数值和数据。

大家实际上都知道我们国家目前已经规划和建设的有9到10个千万千瓦级的风电基地，装机量都有1千万到2千万的规模，风电的间歇性、随机性、波动性会引起整个风电出力的不确定性，这样大规模风电群接入之后就给我们电网的安全带来的很大的挑战。我们从风电本身的控制措施来着手，通过一些技术手段怎么样尽可能降低这个风电的波动性，这是一个途径，也是我们目前更多的采取的途径。第二个方面是要从电网规划和建设的角度，通过电网的规划、建设和改造来调整机组的运行方式，合理的更加灵活的来适应风电带来的这个不确定性。当然这方面可能对电网公司的投资有更高的要求，对我们电网的规划有更高的要求。我们现在可能有很多弃风等等问题是由于这个引起的。在这个地方我们说从四个方面来考虑，第一个是风电功率调节方式协调方面，第二个是风电群接入的输电系统自愈规划，这个需要有两个制成，一个是网价的制成，还有就是需要有出能的之车，我们要从电源出发，结合我们风电的特性和电网的特性，共同研究。第三个是输电系统的风险规划，这里面面临着很多风险，包括怎么样在可行性和最优性方面进行选择，我们存在技术风险也存在有经济的风险，这个投资的问题怎么汇报，这些都属于不确定性规划的范畴。所以我们想结合多场景的技术和不确定性信息的数学描述方法来建立电网的规划模型。第四块就是用全寿命周期成本的输电系统价值规划，从全寿命周期的角度来完善我们电网规划的思路。所以在这方面我们想从价值规划的角度来提出有关于未来智能电网发展。我们的研究内容主要是分为这四方面，第一个是网源协调规划研究，考虑我们各种功率调节方式下跟电网和电源的耦合来研究网源协调规划的模型。然后再用成本效益的评估模型以及得出它的价值指标和建立多目标的价值规划模型。这个的研究思路就从网源协调、风险规划、自愈规划到价值规划，这个技术方案上面我们从性能上有自愈的规划，从风险控制上有风险的规划，在经济性层面上有一个价值的规划，在协调运行层面上有网源的协调规划，从规划的四个层面来考虑我们的技术路线。

通过电网当中网络的加强，区域间的能力来实现不同区域间的功率交换，提高调峰和调频的能力。比如说我们的模型当中有这个机组运行的成本，包括它的运行费用，包括它的起动费用，有线路投资的成本。在自愈的规划上面，我们从元件层和系统层建立，电网自愈的技术配制从储能的要求、自愈的策略，然后我们建立这样一个多目标的规划模型，进行求解，通过处理得出网架的规划和储能的设置。在这个储能的充放电模型，我们把这些都挪进去建立这样一个目标函数，建立这么一个自愈规划模型。

第三块就是风险规划的研究上面，涉及到了不确定性因素的数学的建模，这里面我们把大规模风电产权的出力、线路鼓掌和检修、电源装机容量、负荷增长。这方面就涉及到这样的一些风险指标，包括概率的可用传输能力，且符合费用的悲观值，以及线路过窄的概率等等。总体这些我们建立这一个最小切负荷悲观值概率可用值的传输能力。总体就是说我们建立有投资成本最小、有风险评估指标这些最好的以及相应的约束条件，约束条件也是一个概率的约束，这样的一个风险规划的模型。第四块是价值规划的研究，价值规划当中我们是基于全寿命周期的考虑大规模风电产权介入的输电系统的成本，这个成本当中有设备级的、系统级的，比如说涉及到投资、运行、鼓掌、维护乃至废气的成本，还有环境的成本，我们建立成本效率的模型，得出它的价值指标最优，用不确定性规划理论和价值规划理论来建立这样一个价值规划的模型。这个模型当中我们涉及到了全命周期成本、费用、结构分解以及研究参数的选择，最后我们怎么样目标是怎么全面正确的测算我们的电网成本，包括这是我们所做的典型的全生命周期成本的模型，从系统级、设备级进行了描述。比如说我们一块是用经济的净现值，一块是用内部的收益率，来构建我们这样的一个目标函数。这里面主要涉及到科学问题有四个，由于时间关系我再简要描述一下。一个是实现输电系统和风电产权的协调规划，这个从考虑运行和规划的两个层面。这里面的主要问题是一个机组组合的优化模型和网源协调的优化模型。第二个是我们要用稳定性理论和自愈理论相结合的来考虑输电网网架结构和输电性能的结构。第三个是我们的风险指标和不确定性因素的分析，然后来建立这个多目标的风险规划模型，提高输电系统的抗风险、抗不确定性的能力。第四个就是我们用价值指标和综合效益来建立全生命周期的模型，来更好的提高输电系统的经济性。以上是我的简要汇报，谢谢大家。

主持人：感谢程浩忠教授在规划方面的分享，下面由我跟大家共同讨论一下储能提高风电场并网性能这样一个研究。 我这里跟大家分享的主要是从这五个方面，首先就是我们国家风电发展的逆向分布的特点，包括风电和光伏都是主要集中在三北地区，81%的风电集中在三北地区，61%的光伏集中在西部地区。形成了目前全世界集中并网规模最大的、送出距离最远、接入电压最高等。

汪宁勃：在这样的一个输电通道，从酒泉西部的瓜州到兰州，随着风电的大幅度波动，导致这个输电线路的输电有功功率甚至无功功率都随着变化，这样的变化是的系统运行控制也面临着巨大的挑战。正在建设的酒泉到湖南株洲的输电线路在今年5月份投产，现在已经在分体调试，这个又是的我们新能源的输电距离从1千公里到2500公里的量级变化，是的我们将面临更多的问题，尽管其他地方也有特高压输电线路投运，但是由于我们酒泉到湖南这个通道的点上目前没有火电机组作为制成，这是国内外唯一的几乎是在源端纯粹靠新能源来制成的，这将带来更多的问题。

我们的总容量，就甘肃目前的风电可以排在世界第七，光伏也是可以排在世界第七、第八的位置，也就是说中国在这块的发展已经远远的走在了世界的前端。这个地区的土地资源的丰富是的它适合大规模开发，没有足够的土地资源是没有办法开发风电和光伏的。同时它交通又比较方便，地质结构比较好，又在输电通道的下段，所以是的这个地方发展的比较快，也是问题比较多。在目前情况下，实际上尽管大家都在说弃光弃风等等一系列问题，但是它的装机容量已经占全省总装机容量的40%多。同时一个就是超常规快速发展，近10年甘肃风电增长了239倍，这些数据都远远高于国外的水平。距离远的这样一个特点也是跟别的地方不太一样的。这是我们早期统计的当时只有540万装机的出力特性，大家看一下按照这样一个风电的运行的特性，实际上是一个面临巨大的挑战的，也就是说它随时都在变化。这是某一天的一个出力特性，实际上在一天的时间里面大家可以看到反调峰特性非常明显，就是白天用电的时候不怎么发电，到晚上猛发电。大家可以看单个风电场的出用力的变化非常快，实际上风电在整体有自我平抑波动的这样一个能力，但是它仍然是一个随机波动性的能源。就拿底下这张图来说，如果装一千万的风电，大概95%的概率它的发电能力只能发到500万左右，大出力的时间非常短。

下面就储能这块做一个简单介绍，这实际上是我们承担的一个国家863的项目，其中在这个项目的研究过程中通过储能既加装了超级电容也加装了锂电池储能。在这个储能的里面首先研究储能配制的方法以及对储能的需求，同时和风电场的特性相结合，包括稳态的和展态的两种状态下去探索储能提高风电场并网特性的一个思路。这是在八台机组的一个点上，另外选择了3台机组分别加装了300千瓦的超级电能的储能。这个是装锂电池储能的，就是在户外把储能接到这个35千伏母线上。这个是在储能系统里面1兆瓦时的储能系统里面的内部接线。整个这块是最后放在一个集装箱系统里面。它的储能工作的原理主要是除了展台制成以外就是这种平抑快速的波动，是的风电出力相对比较平稳。超级电容主要是提供对直流母线的电压作为控制源，作为一个紧急状态下的控制和异常波动的控制。这个也是在超级电容充放电过程中展示的曲线，这个是储能在整个过程中的一个仿真的曲线和波动变化的平邑吸收毛刺的变化过程。实际上由于我们这个容量选择的比较小，所以它只能平抑一下波动的毛刺。

这个是暂态频率支撑的响应，这个是超级电容控制的框图，这个超级电容随着电压的变化会有快速的支撑或者是响应。在这个里面我们在常规状态下只是讲风电机组的低电压穿越能力，但是正常情况下电网对机组不仅有所谓的穿越，甚至需要要求在特殊情况下继续输出有功和无功。这比我们现在的国标要求已经高了。这是在这个过程中充电和放电的频率响应的概率密度图，这是整个过程中电压的变化和积累的功率密度的图。前面那些过程主要是偏理论和仿真过程，实际上我们在这个系统当中储能和超级电容，在储能重点提高风电的可调性能，在超级电容重要是解决提高风电机组的暂态支撑能力的特点上面。这个是整个控制系统，这个是在风电机组的机舱里面加装的超级电容的界面以及整个柜子展示的图。我们在现场本来是准备验证70%，后来可能调的不太准，在电压跌落到72.32的时候持续了5秒钟，并且在5秒钟故障解除以后依然可以支撑。在我们整个测试的过程中，连续的输出有功和无功，并且实现了不仅有低电压穿越功能，而且有低电压耐受能力，并且提供了很好的暂态支撑能力。

这个是储能装置的图，因为这套装置实际上在投用以后仅仅是平抑一下毛刺的波动，所以我们对这块没有特别的关注，但是在超级电容那块的观察，它的作用更加显著。在这样一兆瓦一兆瓦的储能装置占的比例太小了，所以它在里面所起的作用非常有限。我们想通过这个研究干什么呢？就是什么时候我们风电机组能够像长足机组一样达到实现这样的常规机组的功能，按照这样一个目标去努力，这个是我们做的其中的探索之一。谢谢大家。

主持人：下面我们有请深圳古瑞瓦特新能源股份有限公司研发总监潘文武先生给大家分享智能微电网的应用。

潘文武：各位嘉宾大家好，我这边讲的主要是微电网方面的一些应用，包括我们在微电网方面应用的一些经验。首先我们介绍一下什么是微电网，微电网的核心就是储能，在这个环节里面起到一个调节作用，这是最关键的一个环节。什么样的微电网才能称作一个智能微电网呢？首先从微电网的应用角度来说，它需要保证一个负荷的可靠稳定和优异的供电质量，这是根本。可靠性就是保证用户的用电持续性，没有断电的风险。稳定性就是供电的电压平抑质量以及负荷突变的时候能够保证性能的稳定。第二个可能就是优化各种能量的管理方案，微电网中包含多种能源，如何保证它的能源管理的优异化呢？第一个就是我们保证可再生能源的最大利用，因为这样的话经济效益会最高。其次我们会用到电网的能源，最后我们可能才会用到像柴油机这种石化能源，一般这样利用的话可能经济效益是最高的。然后通过蓄电池的充放电控制来保证电池的寿命跟效率更高，这样的话它的经济效益可能会更加的提高。因为电池在这个微电网占的比重是比较高的，如果它的寿命跟效率没法提高的话，其实它的经济效益是没法提升的。

智能的微电网肯定需要监控，主要是监控我们的柴油机、PCS、电池、光伏等等，还有供电质量的监控、系统故障的定位，当系统中出现一些故障的时候我们如何去定位它，如何在出现故障的第一时间定位然后消除故障，保证持续供电。还有就是系统的一些在线升级，因为可能一些微电网的地域都比较偏，如果需要人力去升级的话可能维护成本比较高。在风险控制方面，虽然微电网中有很多能源，但是每种能源可能自身的可靠性可能还相当不错，但是组合起来之后可能会出现一些意想不到的故障，在故障发生的时候我们肯定第一时间是保证不掉电，可能第一点要做到故障的不扩大化，然后才能保证故障不影响微电网的运行。最终是给运营方提出一个告警，提示他尽快去维护，这是我们对微电网的一个基本定义。

上面我们主要是讲了一下什么是智能微电网，因为从我们公司的运营经验包括一些案例来说，对微电网做了一个初步的介绍，可能它的介绍有些片面，因为我们主要是做储能逆变器跟储能项目的，可能我们讲的偏向于这一块。第二个我们可能从应用角度讲一下储能微电网的种类。这个种类的划分同样是通过我们的应用案例，包括现在很多客户的需要来划分的。我们初步通过这个PCS包括储能的应用，我们大致上可以划分为5类，这个划分可能还是基于这个应用方面，不是通过理论上面的或者概念来划分。第一个就是储能，比如说电池跟电网的配合作为一类。第二种就是储能、电网跟可再生能源可以划分为一类。第三种就是电网、储能、可再生能源、柴油机或者天然气这种。第四种储能和可再生能源作为一种。第五种就是储能可再生能源+柴油机。大家看到这种排列组合，其实大部分都离不开储能，其次就是电网跟可再生能源、油机，就是一个排列的组合，各种排列组合会产生不同的应用场景，在应用的时候也会产生不同的故障。

我们刚才讲的一个大规模的储能应用可能主要是调峰，之前几位专家都讲过了。这种就是在电网失电的情况下提供一个备份功能，可能短时间一个电网突然失压了，然后通过这个保证电网的恢复，可能只是很短时间的，就是一个周波或者一两个周波，或者秒级这样的，它需要的可能电池的容量并不是很大，主要是提供短时间的支撑，保证电网在短时间可以恢复。我们通常讲的比较多的可再生能源就是风电、光伏，这种能源主要是由于电网不够稳定的运用，因为风电、光伏的间歇性比较强，发电规律不稳定，这样就造成了对电网有冲击。我们在这个环节中加入储能来平滑它的输出，对这个要求首先我们这里当然还有一个负荷，因为我们现在是微电网不是大电网，微电网可以独立运行，已经有用户侧接入了。我们第一种讲的就是电网加储能的时候其实没有一个用户负载的概念在里面，我们第二里面已经有用户负载的概念了，附近的负载已经可以直接提供了，而且在电网掉电的时候已经可以独立运营了，没有电网的时候它一个离网的系统。这种系统的要求第一个是负载的配制能量不要大于PCS本身的容量，第二点就是电池容量可能取决于负载跟后备的时间，第三点就是光伏，我们这边以光伏为离，光伏的组件也取决于负载跟后备时间。

在并网的模式下，就是说有电网的情况下它属于并网模式，并网模式这个PCS主要是工作在一个PQ的模式，光伏也是主要工作在PQ模式，PQ模式其实就是一个有功无工的调节。它的一个功能主要是电压矫正，也可以做电流的矫正，保证电流的质量。还可以进行削峰填补，保持电池的容量以便在出现故障的时候做后备。因为当电网出现故障的时候它完全可以离网，离网的时候主要是靠PCS自己的电池包括光伏两者协同给负载供电。

离网情况就是PCS会进入一个V/F的工作模式，它自己会形成一个稳定的电压源，光伏永远作为一个电流源的模式，唯一受到限制的时候就是可能出现负载比较轻，然后电池也满的时候，这个PCS可能会发个指令要求它控制一下输出功率，就这么简单。第三种就是离网并网我们讲过了，我们并网跟离网的过程如何去切换呢？怎么保证负载供电的连续性呢？就是说我们作为一个单独模式去讲，虽然切换的模式存在时间很短，但是这个环节是非常重要的，因为你如果切换做不好的话肯定会负载掉电的，我们重要的负载掉电肯定就会造成比较大的经济损失了。我们看到它配制的时候，跟电网连接的时候有一个STS就是静态开关，我们也叫ATS，就是自动切换开关，它会自动切断与电网的联系。我们在这个情况下为什么要切断与电网的联系呢？因为我们保证不了电网是什么时候恢复。因为在掉电的那一刻我的PCS已经形成了自己的小电网了，有自己的电压也有自己的频率。如果我们没有切断与电网的联系的话，电网一恢复的话就相当于存在两个电压源，有可能会造成两个电压源之间的冲突，有可能瞬间会把另外一个电压源击垮，可能负载的供电还是掉电了。所以在这个情况下，在失电掉电的那一刻必须切断这个联系。在离网的状态下，电网恢复之后我们第一时间不是切过去，而是先用PCS的V/F工作模式先跟踪上电网的电压跟频率、向位这三者的同步，然后并合。第三种就是储能加微电网加油机，在这个过程中多了一个柴油机，在这里会多一重，就是电网、PCS和油机三者之间的切换，其实它的工作顺序也跟原来差不多，只是说它多了一种，我们就有一个123的顺序。

这种应用场景，我们现在讲的是第四种，就是储能加可再生能源，储能仅仅就是作为一个电压源，光伏或者风电直接做能源的补充。光伏跟可再生能源作为能源的主要输入，所有的能源的来源其实就是来源可再生能源，这种应用是最简单的。第五种就是可再生能源加储能加柴油机，跟有电网的情况类似，只不过原来的电网变成了个小柴油机，就是一个小电网，但是它的控制稍微有一点不一样，这边我们就不用去细讲了。

我讲一下我们公司的一个方案，我们公司的大致方案跟我之前讲的一个逻辑过程是类似的，就是说我们有我们的PCS、光伏逆变器、监控、切换柜子作为一个整体方案。这种就是说包含了所有的，包括柴油机、电网、可再生能源，同样需要用一个自动切换，大的一点的自动切换柜，做电网PCS包括柴油机之间的切换。然后我们公司做了一些案例，比如说给泰国空军基地做了19个100K的，然后在深圳也做了一个300千瓦的微电网，还有南非的一些项目，包括新疆，也是军事基地的一些项目，还有印尼的，包括其他地方的。大致就是这些，谢谢大家。

主持人：下面我们有请国家可再生能源中心副主任、国家发改委能源研究所研究院赵勇强给大家分享高比例可再生能源与电力转型。

赵勇强：非常高兴参加这个储能大会，从我们可再生能源这个角度谈一谈。应该说大家都知道储能最大的驱动力之一就是可再生能源，可再生能源怎么跟储能结合呢？可能刚才一些专家从技术的角度也谈了很多，我这里可能更多的是从能源转型，宏观长期的层面分享一下我们的一些认识。大家知道可再生能源应该是一个长期的话题，但是进入大规模的发展阶段也就是过去十几年的事情，到去年为止大家可以看到巴黎协定通过了，是因为可再生能源已经成为解决能源问题的一个成熟的解决方案。

根据各方的研究，为了实现这个目标，可再生能源比较实现高比例的发展，满足于50%以上的能源需求，这个比例是不断提高的。今年3月初，国际能源署与可再生能源署在一起发布了一个报告，在各个部门都要推动可再生能源运用。这个风电、太阳能可以满足绝大部分的需求。核电应该说是一个低碳的电力，核电将来也要转变自己的定位运行方式，也要释放灵活性，也要根据市场工序进行一些性能调节，我想中国的核电未来也应该是往这个定位转。

关于成本来说是现在可再生能源发展的最大制约，现在国际上不考虑补贴的情况下，招标竞价是2毛钱人民币，这是在资源比较少，资本成本比较低的国家已经率先实现了，中国业界也提出了这个目标，要做出补贴的退出，在未来几年我们可以看到中国的更接近的目标。在国际上可再生能源的投资已经超过了化石能源的投资，可再生能源已经实现了规模化发展，风电作为新能源在全球电力中的比重也达到3%，一些国家在新能源里面的比重已经达到了一种可观的规模，他们的目标就是本世界中叶的时候基本上80%以上，甚至是100%。而且德国作为一个能源转型的领先国家，大的挑战就是成本补贴问题，事实上他们过去也是饱受这方面的一些批评，但是根据最新的形势，在2015年它的补贴总规模已经达到峰值，未来这个成本会继续下降，补贴也会逐步的削减，在中国也是希望通过各方面的努力把这个补贴的需求控制，然后削减。德国的另外一个挑战就是消纳问题，前年德国出现了一个日食，很多人认为这是挑战，但是我们认为这是展示了能源电力系统能够应对这个挑战，它是能够克服这个挑战的，但是需要各方面的共同努力，是的电力系统转变运行方式。刚开始的可再生能源是可忽略的，然后是不可忽略的，然后需要整个电力系统灵活转型，后面发现各种安全性等等都面临一些挑战，在一些局部地区我国也面临这个挑战，各地区的进程不一样。就中国而言，能源转型应该说谈了很多年，能源结构调整也谈了很多年，可再生能源成为这个绿色增长的最重要任务，可再生能源也是最符合这五大发展历年的。我们的目标是2020年15%，2030年是20%，这是一个底线目标，我们要努力满足并超过这个目标才能让能源转型更加明显，能源革命更加有效果一些。过去十年都是针对单个技术的，要确定你的价格，给你补贴。未来我们靠什么？一方面从需求方面拉动可再生能源发展，另一方面需要整个电力系统来转型。现在更多的是从区域的，比如说输电通道建设和一些火电灵活性的改造刚刚起步，还有建立一些风电供热的项目等等。远期或者长期来说怎么办呢？我们认为必须要解决当前的弃风问题，很大的问题就是说我们从现在就要做起怎么改变未来的能源电力建设的规模或者结构，大家可以看到这个基础设施寿命期是非常长的，整个城市跟这个分布式能源相关的可能是50年、100年，我们必须现在就开始尽快的按照前瞻性眼光、目标导向来推动电力转型。而中国过去10年建成的大规模的火电，对外来能源转型到底怎么样呢？既然已经发生了，我们就要把这个存量利用好。所以传统火电一方面要停止快速无序的建设，另一方面要推动10亿千瓦煤电的转型，转为更具灵活性的电源、备用电，需要煤电厂以及各个省对自己的煤电定位和运行方式都要转变。将来可再生能源怎么样呢？我们做了一个分析，按照两度目标，将来更多的依靠水电、风电、太阳能发电和其他一些可再生能源发电，这是我们的一个理想情景，将来能够走的怎么样，这就要取决于现在各方的行动。

我们认为核心就是释放电力系统灵活性，为什么首先说释放呢？就是说在当前电力系统是具有灵活资源的，不管是煤电还是负荷，还是省与省之间、区与区之间的输电通道。可能经过一段时间的存量的挖掘，可能还要继续新增一些灵活性，比如说我们的一些输电通道，还要把这些临省、临区，还有要把这些电动汽车的储能利用起来，另外规划也要变成。在国外的规划是根据电力系统平衡，对未来成本的分析，来反过来知道各种电源的结构，中国将来也要往这个方向转变。哪种方式最能发挥作用呢？其实都能发挥作用，但是根据目前的技术水平来说，我们认为成本是最低的还是通过释放这个市场方面的一些活力，市场机制创新，率先的把一些煤电和天然气调峰爬坡的能力释放出来，另一方面我们就要需要这个需求侧让这个灵活性释放出来，未来就是各种太阳热发电、储能各方面的资源能够充分发挥。

我们自己做了一些面向2030年的情景分析，将来电力系统的运行方式都要转变成相对灵活的能源，这个运行方式是需要市场价格引导的，而不是说自动实现的。包括电动汽车将来也是成为一个最重要的系统的参与者，或者是一个灵活性的贡献者。我们现在在另外执行一个课题，就是新能源和电动汽车协同发展研究，我们分析一下在2030年如果是几千万，上亿千瓦，2050年就更多了，这样的话就是非常可观的一些灵活资源，让他们怎么发挥作用呢？就是一方面通过很好的规划，另外一方面就是通过价格信号，让他们大幅的降低用电成本，为系统提供支撑。这个路径怎么样呢？以高比例的可再生能源应用示范区带动全国大比例可再生能源的发展，通过电改大家也知道，现在逐渐放开发用电计划，同时在近期保障发电用电小时数，但是因为现在各种原因保障的不是很好，有一些问题。但是我们认为更重要的一个条件是必须要用电力运用系统方式进行转变，形成灵活的电力系统调度。更大范围的电网互联和平衡是可以降低这个成本的，我们中国应该说是有优势的，需要各方共同的努力，也要打破以省为实体的电力市场。

最后就是说关于我们这个分布式能源、智能电网、能源互联网，这个应该是给我们打开了新的天地，现在还是处在新的探索阶段，各方可能还有不同的理解，可能更注重技术。未来这个商业模式和新的电力交易的方式也会发生变化。未来一种趋势是更大范围的平衡，一种趋势是本地生产本地应用。开发建立本地的交易平台，我们也非常关注未来发展的趋势，我们相信方向是更加智能化、多元化的，可以为业界提供更多的机会，这样才能实现人人生产可再生能源，人人消费可再生能源，人人享有可再生能源。谢谢大家。

主持人：非常感谢赵主任的分享，下面有请我们清华大学电机系副主任鲁宗相为大家介绍适应电网运行需求的多点广域布局电池储能系统的优化规划。

鲁宗相：大家好，我们储能很核心的要在未来整个能源场景当中去找到我们的一个应用背景。因为我本身的背景实际上是搞系统的，所以说我们今天应邀请跟储能去讲。我们实际上是给大家摆了一个未来可能的场景之下，我们储能有什么样的应用背景。所以说要讲这个的话，我们实际上需要先给大家讲一讲这个背景。我这里提了一个词叫做未来电网的灵活资源需求，这个需求如果论证成立，我们储能的空间就无限大，大家的市场无限大。现在这些公司再滋生出来10倍也足够支撑这个空间。下面是我们的一个案例，一个就是从比较大范围的，从系统层级来讲怎么去做网和储的一体化的灵活规划。另外我们就是结合可再生能源如何做一个多风场的储能协调。刚才我们赵勇强主任讲的，包括各方面都在讲我们所需要或者说所预计的一个未来现状就是说未来可能是一个高比例可再生能源的发展场景。这么样的一个场景之下，我们又碰到了一个很现实的问题，就是说未来是很美好的，但是现实是比较骨感的。从增速来讲风电花了10年时间翻了100倍，光伏只花了5年时间就翻了100倍，但是不管是光还是风还是水，近几年来都弃的比较厉害，就是说我们怎么样把现实这个问题且了才能走向大家认为的比较美好的未来，这是我们近五年来在座的各位一定要干的事情，大家都得从各自的角度提出我们的解决方案。

我这里抛出一个观点是什么呢？就是关于这个灵活性的问题，我们都知道以前电力系统运行是上头这条绿色的曲线，我们给了一条负荷曲线之后所有的机组跟着这条线跑，我们希望能够包住这条负荷曲线。这个时候你的电源一半甚至到更多变成了可再生能源，它带来的问题是什么呢？就是来回的波动，依赖于我们预测系统，只要预测就一定有不准的问题。所以在这种情况我们未来会有三个突出的问题，第一个是会有更高的爬坡率。这个爬坡的事情对搞调度的人来讲是非常头痛的，一定要在规定的时间内按照规定的功率调节方向调动这个机组或者其他资源满足这个调节的要求。实际上这个问题是未来所面临的首要问题，还有就是各种不确定性变得更多，以前大家搞负荷预测已经非常有信心的，95%以上的预测准确率没有问题。我们从电力系统的基本概念来讲，以前我们讲可靠、经济，现在要增加一条就是灵活的问题，我们认为未来的电力系统要讲四性，就是安全、可靠、灵活、经济。我们想构建一个基于灵活性的未来电力系统的平衡原理，还是这些参与者，有供给方还有需求方，如果说从灵活性的角度来看，大家的身份是可以转变的，风电场因为调节能力相对弱，在灵活性的市场平衡之下，需求方和供给方在市场为基础的条件下会变得跟以前不太一样。而我们储能作为一个能源转换的重要环节，我们认为定位储能在整个大场景之下是能源转换，因为它本身不是电源，没有发电的能力，一定要先储才能放。构建的一个新的平衡就是说我们需要一个灵活性的需求和灵活性的供求原理，这个一定要结合一个市场的平衡，这样才能构建一个新的灵活性平衡原理。原来的这种电力电量平衡，我们一定是依据我们的负荷曲线作为我们所有研究的输入的，我所有的电源变化、所有的机组调节都是以我们所谓的负荷曲线为依据的，这个就包含了我们的负荷和可再生能源的总体出力的总和，这个时候可再生能源的装机占比包括出力占比已经达到一个足够高的程度，所以我们需要去研究它的新的平衡。

这张图是借用我们一个搞储能的专家的图，为什么我们这里要把储能单独拿出来？也是为了应景，毕竟是一个储能的会议。另外还需要讲一个观点，就是大家对储能寄予厚望，一直有一个定位就是说它是一个革命的力量，一定是革现有电力系统若干环节的命。但是我们说革命这个词往往比改革更加血腥，所以说现在来讲就是所谓的到了深水区以后一定有上与下的差别。在整个储能的体系当中，不管是化学储能还是物理储能，要在我们刚才所讲的电力系统下用，一定要从容量规模和调节的性能要求等等要适应我们电力系统的要求，这就是作为一个大背景。

下面我们用两个案例的方式说明到底怎么去用这个，一个是在整个系统层面我们讲网和储的一体化规划，这个问题是怎么提出来的？就是我们说的如果我们放在一个高比例的场景之下一定会有一个调节需求，这个调节需求由谁来满足就必然要有一个量化标准的问题。灵活性到底怎么去定量的计算，你说一个电力系统灵不灵活？以前我们总是以案例的方式来说，说在这种运行情况之下能够确定它是灵活的，但是我们能不能给一个概念一样做呢？能不能类似的定义这样一个量化的灵活性的问题，以及相应的怎么建立它的约束指标。我们看看它的物理概念是什么？实际上我们就是要找一个两层的机理，上层关键是建立我们的投资决策体系，我到底是选择储能还是选择火电机组的灵活性，下层一定是一个技术支撑的体系，也就是说对灵活性的交换机制要建立一个非常详细的评价，什么样的方式能够得到一个共同的效果，这就有一个好与坏的比较了。在这个思路之下我们怎么去做投资？要做投资的话我们一定要证明这个最优投资是存在的，首先我们证明了它一定存在这样一个极值，我们的整体投资最小，这样就意味着不一定是局部的设备或者子系统获益最大，这当中我们就要把全网当中所有包含在内的元件包括我们发电设备、输电设备、储能设备一块放进去才能做这样的优化。这样的一个优化结果，我们一定要去做一个模拟才能得到这个结果。这个模拟过程我们可以先去做技术上的可行，实际上在工程上我们都有这个概念，一定是技术可行才讲经济最优，先做下层的优化就是保障整个灵活的平衡的技术可行性。保障了这个可行性之后我们就可以进一步的去做上层的经济最优。这个经济最优我们证明了它实际上一定是存在这个最优值的，如果不存在这个最优值的话我们一定要用别的手段来解决了。通过这样的流程我们做一个简单的案例，让大家看看实际数据会是什么样的结果。我们这里实际上是一个内蒙的规划数据的案例，我们给了常规的火电，包括这里的年产基础，还有自备火电还有这些储能，我们考虑各自的调节速度和调节范围。我们想比较一下，这么多的手段到底怎么样组合能够达到一个最佳的效果。这就是做的一个投资效益曲线，这条蓝色的是净收益曲线，它一定有一个最高点，这个最高点就是我们的一个最优点。这个指示意义是什么呢？就是说我们实际上是可以找到这个最优点的运行的。大概的效果是什么样的呢？取决于你对灵活性的要求，如果说你对灵活性的要求越高的话，你一定调的范围越小，我们的储能就大有市场。包括这个自备的调峰手段也可以用了，包括需求响应也可以用了。实际上我们大概还使有一个倾向性的，现有的火电的灵活性应该还是放在第一步考虑，然后才是我们储能、调峰等等手段，因为里面有一个经济代价的问题。我们以前的思路，电网调度针对每一个电场来做，我们现在不想用这种思路做，这样会让我们的调度也变得很难受，因为要管的点太多。以前说我们20年火电厂的数据库大概也就是几千个机组的范围，结果3年风电机组一上来就过万台机组了，所以这个管理是很麻烦的。我们把它变成集中开发、集中外送，加一个集群的概念，达到兆瓦级甚至是达到百万常规机组级，这样的一个问题我们怎么去做？实际上就是找到它的内外优化层面，第一个是找到调节量的均衡分配的能力。各个风电厂之间到底怎么去分配，一定要考虑互补性。还有就是假设每一个都有一个储能，也有一个相互调剂的问题。如果这个时候某一个A风电场需要用，BCD风电场都可以支持，当然这个不是白用的，是需要有市场支撑的。在成本当中我们还要考虑功率平衡的约束条件，这样我们做出来的结果就是希望能够实现一个拿集群作为一个代理去作为一个整体去跟电网进行沟通和交易。因为早上杨院士说要成立联盟才能改善储能在整个市场或者在整个国家管理体系的地位，其实这个是有一定的技术合理性的，因为当你体量规模差不多的时候才有一个平等的对话基础。一样的道理，我们就有一个利益分配的问题。我们最终是想证明什么呢？如果说我们储能的投资者是一个理性投资者，没有恶性竞争或者说没有通过垄断抬价的，这种理性的假设之下我就可以去做一个博弈，最终是希望我的集群收益一定要大于单独控制的收益，而且要体现各个风电场之间的公平和效率。这样做下来的结果我们认为还是可以做到的。也就是说我们从理论上来讲可以研究它的相互吸引力，就是说你这个联盟最终怎么样才能成立，一定是大家都基于一个公平原则去做才能成立。这个就是我们拿实际的数据做出来的一个结果。实际上这个背后的引子实际上就当时在东北做的那个储能的方案，至少参与的几个风电场之间获得了比较好的收益，储能投资一定程度上投资回报率是比其他的要高很多的。

我们总体来讲，通过这样的一个分配方式我们可以实现协调和绑定，通过这个研究我们也有一个概念。就是储能走的一种技术合作路线跟我们以前做的一定不一样，因为它总是单元小，但是组合的数量大，这个跟以前我们传统火电机组单机容量大数量少的特征是完全不一样的。所以我们类似的道理做了一个不同尺度的协调规模，我们发现当你协调的储能数量越多的时候，最终取得的效果越好，也就是说仍然有一个规模效应存在，这个和我们当初讲的火电的规模效应是不一样的。我们在未来的场景之下，灵活性一定会成为一个有价值的市场，它一定会成为我们储能未来应用的一个重大需求。储能将作为一种专门的灵活调节资源将在未来电网中获得巨大的应用潜力，另外是我们做了一些小的案例，证明了在多个风电场之间去应用这种分布式储能做广域协调控制是可以实现我们储能的价值回收的。我的报告就到这里，谢谢大家。

主持人：感谢鲁宗相老师的精采演讲，在休息之前我们请最后一位演讲嘉宾，有请国网能源研究院新能源所主任王彩霞女士给大家分享可再生能源参与电力市场模式研究。

王彩霞：各位同行下午好，我下午给大家分享的这个题目就是可再生能源参与电力市场模式的研究，这个其实今天的很多专家也都提到了相关的内容，尤其是我们下午王总介绍的消纳可再生能源的策略。我可能重点就是去向各位专家分享一下在市场机制这块我们的一个研究。

可再生能源参与电力市场模式研究，主要分为这五个部分。首先是简要跟大家介绍一下我们国家可再生能源发展现状，估计很多专家也在PPT里有提到。2016年底我们国家风电和光伏的并网容量达到2千万千瓦，占全国总装机14%，电量占全国发电量5%。对风电来讲它的装机是接近总装机的9%，这是全国风电的分布情况。对于太阳能发电量，装机基本上是5%左右，主要是集中在西北地区。有16个省份的风电和太阳能已经是这些省份的第二大电源。我们有21个省区都出台了综合改革试点的方案，输配电价的改革也在进行当中。提高可再生能源发电和分布式能源发电的比例是我们这次电改文件中重点提到的基本原则，和可再生能源消纳密切相关的两个配套文件，最近刚刚我们国家运行局发布了放开发用电计划的具体实施方案。除此之外，国家在从2015年以来也一系列发布了文件促进可再生能源的消纳，具体而言，要点主要有几个方面。一个是进一步强调我们清洁能源优先的发电地位，第二个是通过这个机制的创新来促进可再生能源发电。典型的机制包括跨省的电力交易机制、辅助服务机制、发电权置换、需求侧管理等等。

第三个方面就是因地制宜去开展可再生能源的就近的消纳试点，这是从2015年10月份发改委的文件提出在甘肃和内蒙率先开展就近消纳的试点。比如说燃煤机组改造、需求侧相应等等。

第二部分简要介绍一下国外可再生能源参与市场的模式，因为随着我们国家新一轮电改的推进，可再生能源怎么参与电力市场也是大家关注的热点。首先可再生能源不参与这种竞价交易的模式，这个是以2012年之前的德国是典型，在这种模式下可再生能源是以政府规定的固定上网电价来上网，是不参与竞价交易的，是由电网企业收购可再生能源，可再生能源发电也不需要承担调峰这些常规电源应该承担的责任。德国2012年以前采用这种机制击打的促进了可再生能源的发展，但是2012年德国的可再生能源法的修改里面就提到了要促进可再生能源参与电力市场，从2012年开始德国大部分的风电和目前为止少部分的光伏已经参与到市场当中。在这种模式下可再生能源是直接参与电力市场的，在市场价格的基础上它会获得一部分额外的补贴，也要承担类似于常规电源平衡的义务。这里面典型的，当然有很多细化的不一样的地方，当然基本的理念是一样的。西班牙、丹麦也是采用这种模式，英国最近提出的差价合约也类似这种模式。第三种模式就是无补贴可再生能源直接参与市场，目前这种模式从全球来看实施的可再生能源的量还是非常小的。这里面可再生能源就和常规电源一样参与电力市场，并且要承担类似于常规电源的平衡等等的义务，也没有额外的补贴。这里给出了美国的例子，目前来看美国也不完全是可再生能源无补贴的参与市场，因为美国在很多地区还有州的生产税抵免的政策等等。美国也有这样的例子，就是没有这个强制配额的州，有一些可再生能源没有长期的协议可签，还是有一些是直接参与电力市场的，这块就和常规电源是一样的。现在从全球的发展趋势来看，很多国家都是在采用刚才介绍的第二种模式，就是参与市场，市场之外有额外的补贴。

下面向大家介绍一下市场过渡期我们国家可再生能源消纳的交易机制，从2014年，尤其是2015年、2016年我们国家关于可再生能源参与电力市场这快也进行了很多实践的探索。具体可以分为三大类，第一大类就是电力的直接交易，在这一块就是符合这个相关条件的发电企业售电企业和用户的交易，具体的也有从操作上双边协商、集中竞价、挂牌等多种的方式。省内目前交易的品种会有年度的、月度的现在最小的尺度还是月度为主。价格这块是由用户和发电企业自主的协商，我们甘肃等一些省份目前已经开展了很多相关的交易。省间的交易，目前比较典型的就是宁夏到山东，包括东北到华北，2016年通过北京电力交易中心开展的交易有363亿千瓦时，同比增长23.5%。第二类交易模式就是调峰辅助服务，调峰其实是我们国家电力系统调度运行中一个特有的概念，国外的调峰主要是通过现货市场，包括美国主要是日前和实时市场，在欧洲比较典型的是日内和相关的平衡市场来做到调峰。我们国家其实在各地的两个细则文件里面都对发电厂的深度的调峰怎么补偿有相应的规定，只是补贴的力度比较低。2014年开始东北就采用了市场化的手段加大深度调峰的力度，它的市场主体，参与这个调峰辅助服务的主要是包括火电、生物质发电、抽水蓄能、可中断负荷等多种类型。几个理念主要就是采用阶梯报价的方式，有基准的调峰率，在这个调峰率之下又分了几挡。

第三类就是发电权的交易，这个在之前各个专家的PPT里也都有提到，这个主要是在风电和常规的火电，以及风电和自备电场之间开展的比较多。目前一些典型的省份，就包括我们甘肃、新疆、宁夏都有相应的实践在开展。省间从去年开始也有一定的风火发电权交易，市场过渡期的这些探索其实在促进可再生能源消纳方面发挥了很好的作用，但是还有很多值得完善的地方。主要是在以下几个方面，就是要建立这个新能源和常规电源的利益补偿机制。现在很多调峰等等的力度还要进一步的通过新能源和常规电源的利益补偿来解决。稍微再往前展望就是要通过新能源现货的交易机制，目前国外的新能源参与电力系统的平衡基本上都是在现货市场。第三个就是对应的要完善新能源要参与电力市场的价格政策。

在这个研究里面，我们也对未来可再生能源参与电力市场的模式进行了一个探索，主要是未来我们认为可能会有四种模式。按照由近到远的方式，一个是市场竞价加固定补贴，很多欧洲的国家在采用这种模式。第二种就是随着我们国家在今年的2月份也出台了绿证资源认购的办法，未来可能还有一块可再生能源的收入是来自于绿证的交易市场。还有就是配额制的市场竞价加绿证交易。最后提出对于我们国家可再生能源参与市场有几个建议，一个是加快完善火电的调峰补偿机制，这个是在我们市场过渡期做了很多探索的基础上还需要进一步完善火电调峰的补偿。第二个是探索现货市场的组建办法和规则，国外有很多的经验，但是我们国家怎么实施，其实有很多值得去进一步研究和探索的地方。第三个是进一步完善我们国家跨省跨区的交易机制，很多我们三北地区集中的这种方式，包括本地的消纳的空间有限，这个跨省跨区确实是一个非常亟待解决的问题。

我的汇报完毕，谢谢各位。

主持人：下面有请我们南方电网公司技术专家金小明先生为大家分享南方电网新能源发电及消纳。

金小明：各位来宾大家好，对于南方电网来说新能源消纳并不是一个主要矛盾，但是对南方电网来说新能源的增长速度还是非常快的，我们在这方面做了一些研究，今天把这些研究情况给大家做一个分享。

一个是南方电网新能源资源及开发现状，包括新能源开发相关政策，还有对新能源特性的研究情况，还有新能源消纳的研究。这是南方电网风电发展潜力的一个表，当然这个也是不断变化的。从广西来说相对少一点，除了广东就是我们贵州、云南，云南不光是水电资源丰富，风电资源也相对丰富，目前应该说云南的风电资源发电小时数在全国都是排前三的，更好它的特性刚好和水电互补。贵州的风电资源也比我们原来预计的要乐观，海南的陆上风电有限，主要是搞海上风电。光伏资源的话这是一个大概情况，南方电网的光伏资源最好的还是云南和海南，这两个光伏资源是最好的地区，最差的属于贵州，虽然是最差，但是贵州的光伏资源开发还是比较快的。南方电网的新能源规划装机情况变化也是比较快的，南方电网的装机过程是这样的，煤电基本上是40%左右，水电占了35%，风电算是第三大能源。

应该说从新能源特性来说，这是我们研究的一个基础，我们有很多新能源特性的研究方法和手段。应该说研究的方法和目标不一样，分析的方法和指标也就不一样。我们列出了一些包括长期、中短期的一些特性，应该说有时间的也有空间的特性的分析。我们风电的模拟方法有很多种，实际上我们主要考虑基于随机的处理过程模拟。光伏的发展特性分析也是一样，方法基本上和风电的思路是差不多的，根据我们的研究手段和目标不一样可以选取不同的分析手段和方法。我们给出了南方电网的一些研究的情况，云南、广东、广西的利用小时相对高一点。关于新能源消纳研究的思路和方法，我们一般有三种场景的研究，第一个就是说我们对于确定电源、电网评估结点、地区的接纳能力。另外就是说作为常规电源参与电源结构优化，从电源优化角度做研究。对于确定的一个电网怎么样去评估这个接纳能力和最优的接入地点，或者说电源布置，我们当时在模型算法和指标上面建立了一系列的评估算法。我们可以分析出哪一点或者哪个地区接纳多少新能源，最大接纳能力是多少，可以分析出来供投资商和政府参考。

我们对接纳能力评估的时候，主要是分析一个区域内的电源结构和电网方面进行分析。一种是确定性评估，一种是概率性评估，概率性评估就是随机概率抽样分析。要分析接纳能力自然要分析新能源接入之后对系统的影响，首先我们分析了调峰，就是新能源的并网装机增长对负荷增长的变化情况。现在从我们这个数字可以看到现在各个省差别是很大的，因为新能源的特性不一样，系统调峰的需求也是不一样的。就云南来说新能源的比重比较大，所以对调峰的影响也最大的。对于确定性来说，我们要分析它是正调峰的还是反调峰的，我们根据那个模型，根据随机的处理过程进行分析。这个也是根据系统的情况和特点选择不同的参数和特点，就是说考虑多大的风险来选择这个方式。就云南来说反调峰的概率还是比较高的，但是云南的风水互补很好，这个里面虽然反调峰的概率比较高，但是对系统调峰的影响并不存在很大的问题，因为他们水电很多。

我们给出了南方五省区正负方向调频的影响，就是最大调频需求的变化情况。调频的需求最大负荷比例稳定在1%到5%之间，广东的负荷基数较大，对调频的影响相对也是最多。我们看一下新能源并网对系统备用需求的影响，这里面我们给出了正备用和负备用的需求比例情况。下面说一下确定性评估的一些研究结果，这种调峰调频和备用需求方面到底可接纳多少新能源，对于我们的调峰约束来说关键是选取合适的场景，我们这里面一般对调峰来说主要是选取负荷日反调峰场景，最大负荷日正调峰场景，调频主要是选择最大和最小负荷场景来进行分析。概率性评估主要是我们假设的一个弃风的比例，云南、广西，特别是云南水电本身比较多，弃水比较多，如果按照5%的弃风的话基本上就没发规划风电，所以说怎么样选择弃风的比例还是一个经济性的问题。我们算了一下，比如说允许弃风5%的话，我们可以装到6千万。对于广西的情况来说，如果说按照调峰能力的话，广西的调峰能力十三五比十二五还差很多。如果不考虑风作为制约因素的话，我们要考虑云南的利用小时控制在2000小时，云南的风电如果利用小时达到2000小时以上的话基本上还是可以盈利的，现在政府把上网电价调了以后风电也很痛苦，盈利能力也下降了，就是说政府的政策影响是跟大的。如果说不考虑弃风的影响，我们18000WM，弃风电量为52.72亿，弃风比例是12.74%。但是对于云南来说，由于它的风水互补特性很好，所亿国家还是鼓励它发展风电和光伏。就贵州目前来看消纳风电还是没有问题的，但是如果考虑到以后云南的水火互补的话，可以给贵州增加一些压力。海南电网是南方电网最小的一个电网，它的调峰约束的话，可以消纳82万，目前来说海南的风电大概也就30多万，光伏相对来说比较多一些。如果说我们允许海南弃风5%左右的话，消纳能力可以达到500万，2020年的话它的这个特性还要比现在要好一些。对光伏来说，我们分析下来光伏的消纳能力是很大的，光伏目前在南方电网还不是一个制约因素，但是海南这个问题是我们关注的，海南的风电和光伏的资源也很好，发展也很快，所以现在需要我们关注的主要还是海南。总体来说，我们想说的一句话应该是建立合理的体制和机制是促进可再生能源消纳的关键。

主持人：谢谢金总，我们有请最后一位演讲嘉宾，他是国网能源研究院工序所主任工程师贾德香，有请。

贾德香：大家好，我今天给大家讲的主题是大力发展电能替代，促进可再生能源消纳。首先是讲一下可再生能源消纳面临的形势，首先是系统的调峰能力不足，这也是大家普遍关注的问题。还有就是用电需求增长放缓，消纳市场总量不足。第三个就是电网发展滞后，可再生能源送出和跨省消纳受限。再就是市场机制问题，包括各种各样的配套政策。着重是讲一下促进新能源消纳的具体措施和建议。我们电网公司制定的目标就是最近两年内弃风弃光矛盾得到有效缓解，2020年根本解决新能源消纳问题，弃风弃光率控制在5%以内。具体的举措中一个就是加快跨区电网建设，扩大消纳范围。再一个就是加强调峰能力建设，学习国际先进的经验，加强技术和政策的研究。最后就是加强组织领导，包括各级政府之间、企业之间还有社会各界之间多方面的沟通协调。

这方面的重点工作一个是大力推进电能替代方面，本质上就是扩大用电需求层面。实际上这个电能替代主要目标是替代这个散烧煤，长远目标是考虑这个产业链的延伸。对于这个长远来说主要是扩大产业链，比如说进行这种深加工，包括智能生活、智能家居还有智能制造各个领域的深加工，增加这种电量的增长情况。第二个层面就是加强需求侧管理，实施用户可中断负荷控制，提升电网平衡能力。还有就是拓展和完善直接交易机制，丰富交易形式，包括市场化的手段促进新能源消纳。这地方主要是一些市场的规则制定还有一些交易机制的完善，包括一些电价政策。比如说东北的风电跨区消纳到张北地区，用于清洁供暖，这个电价是比较便宜的，大概1毛多钱。在市场环境下所有这些措施都是可以商量的。这个电能替代目前来说主要就是推动这个示范项目建设，利用电能增量促进清洁能源消纳。对于电能替代目前来说，主要是没有效益的，或者说综合效益主要体现在环保方面，比如说我们生活的目标主要是为了幸福生活，这个根本举措就把这些散烧煤或者其他的一些污染源给替代掉。目前来说国家出台各种各样的政策，发展电能替代的根源，或者说最主要的抓手就是缓解中东部地区，还有人口密集地区的大气污染情况。具体举措包括推进分散电采暖、电蓄热锅炉等等。再有就是居民领域，全面实施清洁能源供暖工程，京津冀地区的煤改电工程是比较大的，还有就是东北地区蓄热式集中电供暖项目，西北地区大型风光互补供热工程。工业领域探索高耗能行业新能源发电的供求，再有就是探索可再生能源消纳的电能替代新旗帜。包括拓展电能替代参与主体和参与方式，还有就是探索电能替代与新能源消纳结合的机制和服务模式。另外就是建立电能替代正向激励制度，企业的利益诉求其实是存在一定利益上的偏差，所以对于正向的激励机制告诉业主实施什么样的电能替代方式，或者说生产方式是比较有利的。这就对技术推广的工作创新还有示范项目的实施就提出了比较高的要求。

第二个方面的措施就是电力直接交易，交易的方式包括双边还有自主型还有撮合式的交易，这里面有一个典型的案例就是青海公司探索的重点行业，比如说化工行业与光伏的直接交易，还有黑龙江探索的弃风发电参与省内常规直接交易，还有很多省都是把新能源直接纳入交易的范畴。还有就是清洁能源替代自备电厂的模式，这种交易方式主要是电能替代和新能源的消纳，就是相当于把原来自备电厂变成新能源发电的时候，把这个利益空间进行各个用户之间的分配。2016年甘肃公司组织三家企业的自备电场由新能源发电企业进行了替代发电，全年实际完成替代电量24亿。还有就是电力的直接交易，跨省区交易由于输送距离远，面临的的技术挑战高于省内交易。原来这种光火企业的上网电价比较高，是以这个平移电网价差的方式来进行处理的，包括这个输电价格。另外这个市场交易方式采用市场竞价等多种方式进行。第三个方式就是探索电力需求相应和可中断负荷控制的方式，目前来说这些方式为电力系统，包括为系统优化运营提供服务的能力，促进新能源发展的能力可以达到进一步的利用。当这个市场机制逐渐完成的时候，是发挥这个实时定价对新能源消纳的促进作用，包括探索适合新能源消纳需求的灵活的资源市场化灵活机制。目前来说比较有效的就是通过这种行政手段推进这种可中断电价，适应新能源消纳的可中断电价价值设计原则，就是说适应清洁能源消纳需求，扩展可中断符合参与范围改进可中断负荷管控流程，明确实施负荷中断的前提，丰富可中断负荷补偿方式，多途径解决可中断电价资金来源。

还有就是可中断负荷对新能源消纳的促进作用，主要是挖掘需求侧资源的灵活性和消纳能力，主动响应新能源出力变化，极大缓解风火、光矛盾，在一定程度上促进新能源并网出力。另外通过市场机制推行可中断电价，探索由新能源企业通过交易方式购买可中断负荷，包括可中断负荷双边交易和可中断负荷集中竞价交易两种方式，对集中竞价交易设置最高限价，不高于现阶段随时可中断负荷电价水平。典型的试点就是在新疆试点电力需求响应探索新能源消纳新途径。最后就是新能源绿证交易机制，绿色证书，这个交易方式也是多种的，它的意义主要是增加新能源补贴来源，引导用户参与电力绿色消费。我的汇报就是这些，谢谢大家。

主持人：感谢各位嘉宾的聆听，我们今天的交流就到此结束。谢谢大家。

（本文根据现场录音整理而成，未经发言嘉宾审核）