“水光互補”有四大問題值得關注
國家能源局今年8月發佈的《國家發展改革委 國家能源局關於開展“風光水火儲一體化”“源網荷儲一體化”的指導意見（徵求意見稿）》提出，存量水電基地可結合送端水電出力特性、新能源特性、受端系統條件和消納空間，研究就近打捆新能源電力的“一體化”實施方案。水光互補發電是“風光水火儲一體化”的主要形式之一，目前西南地區已開展了相關項目規劃或前期工作。3月，雲南省提出科學有序推進300萬千瓦光伏建設，有意在楚雄等光照資源條件較好的地區佈局水光互補發電項目。6月底，國家能源局綜合司發佈《關於公佈2020年光伏發電項目國家補貼競價結果的通知》，貴州120萬千瓦和廣西10萬千瓦水光互補光伏發電項目擬納入2020年光伏發電國家競價補貼範圍項目名單。科學推廣水光互補發電，對促進可再生能源高質量發展、提高電力系統運行效率、推動能源綠色低碳轉型具有重要意義。
水光互補發電的
水光互補發電是充分利用水電站已有送出線路通道和水電機組快速調節能力，將光伏發電和水電機組電力聯合打捆送出，提高線路通道利用率，減少光伏發電波動性影響，降低系統備用。水光互補發電控制主要包括AGC和AVC控制。
其中，AGC控制是在保證水電機組和光伏發電設備安全可靠運行的前提下,綜合考慮光伏發電出力預測、水庫調度、水電機組運行工況和耗量特性等因素，實現有功和頻率自動調節。控制原理是將光伏電站視爲水電站一臺不可調節的機組，通過水電機組的快速調節平滑光伏出力波動，滿足光伏發電需求，同時保證總出力符合調度控制要求。此外，AGC控制設置了水電機組聯合振動區和動作閾值，確保水電機組出力在合理範圍，減少因光伏頻繁波動而增加的調節次數。
AVC控制則是通過協調光伏電站動態無功補償裝置和水電機組無功調節能力，聯合實現無功和電壓自動控制。根據電壓或無功控制指令，系統優先調用光伏電站無功補償設備，在難以滿足要求的工況下再採用水電機組參與無功調節，提高水電機組運行可靠性和穩定性。
當前發展水光互補發電
需重視四個問題
儘管水光互補發電優勢明顯，但當前仍有多個問題值得關注。
一是水光容量配比問題。水光互補發電可減少光伏直接併網對系統的影響，但也降低了水電機組調節能力和運行靈活度。因此，合理的水光容量配比是發揮水光互補發電優勢和作用的關鍵。應基於土地資源、環境保護、流域航運及防洪要求，結合水庫庫容、水電機組調節性能、電力消納空間、負荷特性、系統調峰需求及送出通道容量等條件，統籌確定光伏發電容量。此外，在互補控制系統中，水電機組聯合振動區等參數設置應與光伏發電容量相匹配，以免影響水光互補發電運行效果。
二是消納與接入系統問題。西南地區的大中型水電站以220千伏及以上電壓等級併網爲主，電力一般需遠距離傳輸至負荷中心消納。對於光伏電站接入系統來說，應首先分析清楚電力消納方向，詳細論證光伏電站直接與大中型水電站打捆送出的必要性。若近區具備消納空間和送出條件，則優先考慮光伏電站通過低電壓等級接入周邊站點；若近區無消納空間或不具備送出條件，對各類外送方案進行充分的技術經濟比較後，可推薦光伏電站接入高電壓等級的水電站升壓站，通過水電站已有線路打捆送出。
三是與常規電源協調問題。光伏發電以水光互補形式大規模發展，將擠佔常規電源的電量空間，導致部分機組低效運行，加劇電源企業間的利益衝突。由於目前電力市場輔助服務機制尚未完善，常規電源的基礎支撐作用若被削弱，將影響電力系統安全穩定性。因此，需統籌水光互補發電與常規電源協調發展。
四是對電網運行影響問題。西南區域光伏大規模併網將對黔西南、黔西北、滇西北等電力外送斷面持續造成壓力。隨着大量的電力電子元器件接入系統，可能導致轉動慣量下降、短路容量支撐不足、次同步諧振等新問題，影響電網安全穩定運行。
加強水光互補高質量發展
要從三方面發力
針對上述問題，建議加強規劃協同，統籌各方需求，促進水光互補高質量發展。首先，統一開展西南地區大中型水光互補發電規劃，推動國土、環保、水利、電源、電網等各方共同參與，統籌考慮資源條件、環境保護、防洪航運、電力消納送出、電網調峰和安全穩定等要素，實現多目標協同。
同時，完善技術標準，規範管理體系。建議結合電力系統安全穩定導則、水電站和光伏電站設計、水庫調度管理等規程規範要求，制定大中型水光互補光伏發電項目的技術標準，明確水光互補合理滲透率、送出校覈和調度運行等原則和要求，加強規劃、設計、建設和運行的規範管理。
此外，還要健全市場機制，促進協調發展。西南地區全額保障性收購可再生能源電量的壓力較大，新能源發電的市場價值尚未充分體現。建議堅持市場化原則，積極推動新能源發電參與市場化交易，加快電力輔助服務市場建設，促進源網協調，推動水光互補發電高質量發展。
（作者均供職於南方電網能源發展研究院）