西安特变电工电力设计有限责任公司
陕西省、西安市 710077
摘要：源网荷储一体化运行，深度融合了低碳能源技术、先进信息通信技术与控制技术，实现源端高比例新能源广泛接入、网端资源安全高效灵活配置、荷端多元负荷需求充分满足，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、开放互动、智能友好的特征。源网荷储一体化运行是电力行业坚持系统观念的内在要求，是实现电力系统高质量发展的客观需要，是提升可再生能源开发消纳水平的必然选择，对于促进电力保供和推动新型电力系统建设具有重要意义。
关键词：新能源；源网荷储；发展趋势；
一、引言
2021年国家发展改革委、国家能源局出台《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》（发改能源规[2021]280号）文件，强调源网荷储一体化是实现电力系统高质量发展的客观需要，是提升可再生能源开发消纳水平和非化石能源消费比重的必然选择，对于促进我国能源转型和经济社会发展具有重要意义。
2021年4月各省市陆续出台关于申报源网荷储一体化项目的文件，对于示范项目提出具体要求，各新能源行业的技术支撑性平台及咨询服务商，根据文件要求编制示范项目实施方案，为客户提供优质解决方案。
二、行业背景
近年市场变化以及战略、政策导向
2020年9月，国家主席习近平在第75届联合国大会上发表重要讲话，习近平承诺中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，力争二氧化碳排放于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。2020年12月，在联合国气候雄心峰会上，习近平宣布到2030年中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。2021年1月，2020年中央经济工作会议明确将“做好碳达峰、碳中和工作”列为2021年八大重点任务之一。 2021年3月，习近平在中央财经委员会第九次会议提出要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。
2030年我国风电、光伏装机将达到12亿kW以上，截至2020年底风电累计装机2.81亿kW、光伏累计装机2.53亿kW，未来10年需增加风电、光伏装机至少增加6.7亿kW；另外“3060碳达峰碳中和”的目标影响下，涌现出源网荷储一体化、多能互补一体化、整县分布式、千乡万村御风计划、千乡万村沐光计划等重要的发展模式。
新能源作为今后能源行业的替代品，“3060碳达峰碳中和”对新能源风电、光伏项目的开发、建设有着重要的意义，对于各发展模式的具体技术方案的分析是重点工作之一，只有掌握不同发展模式的技术要求，才能更好的为新能源发展提供优质的技术方案。
2、相关政策文件
2021年2月25日，国家发展改革委、国家能源局出台《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》（发改能源规[2021]280号）文件；
根据文件，在落实主体责任方面，各省级能源主管部门是组织推进源网荷储一体化和多能互补项目的责任主体，应会同国家能源局派出机构积极组织相关电源、电网、用电企业及咨询机构开展项目及实施方案的分类组织、研究论证、评估筛选、编制报送、建设实施等工作。对于跨省区开发消纳项目，相关能源主管部门应在符合国家总体能源格局和电力流向基础上，经充分协商达成初步意向，会同国家能源局派出机构组织开展实施方案研究并行文上报国家能源主管部门。各地必须严格落实国家电力发展规划，坚决防止借机扩张化石电源规模、加剧电力供需和可再生能源消纳矛盾，确保符合绿色低碳发展方向。
网荷储一体化实施路径将通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式。
二、目前源网荷储现状分析及解决方案
根据相关行业政策文件，新能源行业源网荷储需：1、通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径；2、园区（居民区）级项目鼓励在工业负荷大、新能源条件好的地区开展分布式电源建设和就近消纳，每年新能源消纳电力不低于2亿千瓦时，整体占比不低于50%。
1、面临的问题：
1）源网荷储一体化项目要求构建源网荷储高度融合的新型电力系统，需要根据负荷侧用能特性进行风电、光伏、储能资源的配比分析；
2）源网荷储一体化项目要求与大电网有清晰的分界点，不向大电网反送电，在充分考虑50%以上新能源电力的基础上，需要对项目的经济性进行分析；
3）源网荷储一体化项目需要有相应的管控平台，保证源、网、荷、储协调运行，为负荷侧提供稳定的电力。
2、解决方案
1）结合负荷侧用能设备，对于负荷侧用能特性进行分析，分类总结一级负荷、二次负荷、三级负荷、可调负荷的用能能力，为进一步分析奠定基础；
2）在充分分析项目地风能资源、太阳能资源的基础上，结合负荷侧用能特性，完成源网荷储一体化项目规划软件的搭建，实现各资源配比的分析；
3）结合项目电网现状、风力发电能力、光伏发电能力、负荷用能水平，进行电力电量平衡分析，配置合理风电、光伏发电装机容量，适当配置储能装置，保证项目经济性。
三、相关案例
1、负荷分析
以某50万吨硅基新材料项目为例，本项目年总用电量约为26.72亿千瓦时，总用电负荷39.82万千瓦，其中一级负荷1.93万千瓦，占比4.85%；二级负荷36.87万千瓦，占比92.6%；三级负荷1.02万千瓦，占比2.56%。正常生产情况下，年度、月度、日负荷曲线波动在±2%以内，较为平稳。对电源的平稳供电和供电系统的可靠性要求较高。
图1项目负荷（调节）日特性曲线
2、新能源电站出力分析
1）光伏出力分析
结合收集到区域附近已有电站发电数据，本期光伏电站太阳辐射的年内变化较大，其数值在67.7kWh/m2～204.1kWh/m2之间；月平均值7月、8月较大；1月、12月较小。
图2 光伏电站出力曲线分析
表1 光伏电站出力-电量占比分析
序号 | 出力区间 | 电量占比 |
1 | P=0 | 0% |
2 | 0%＜P≤5% | 0.97% |
3 | 5%＜P≤10% | 1.71% |
4 | 10%＜P≤15% | 1.80% |
5 | 15%＜P≤20% | 3.34% |
6 | 20%＜P≤25% | 1.78% |
7 | 25%＜P≤30% | 5.52% |
8 | 30%＜P≤35% | 5.00% |
9 | 25%＜P≤40% | 5.80% |
10 | 40%＜P≤45% | 3.70% |
11 | 45%＜P≤50% | 6.87% |
12 | 50%＜P≤55% | 6.46% |
13 | 55%＜P≤60% | 8.09% |
14 | 60%＜P≤65% | 7.11% |
15 | 65%＜P≤70% | 10.37% |
16 | 70%＜P≤75% | 0.54% |
17 | 75%＜P≤80% | 9.86% |
18 | 80%＜P≤85% | 10.29% |
19 | 85%＜P≤90% | 7.83% |
20 | 90%＜P≤95% | 2.98% |
21 | 95%＜P≤100% | 0.00% |
分析以上数据可知，本项目光伏电站全年24小时出力平均值在光伏电站装机容量的0%～65%之间波动。
2）风电场出力特性分析
结合收集到的测风塔风资源数据，本期拟建设风电场大风月集中在3月～10月份，其中8月份风资源最佳，小风月集中在11月～翌年2月份，1月份风资源最差。
图3 风电场出力曲线分析
表2 风电场出力-电量占比分析
序号 | 出力区间 | 电量占比 |
1 | P=0 | 0% |
2 | 0%＜P≤5% | 0.77% |
3 | 5%＜P≤10% | 1.99% |
4 | 10%＜P≤15% | 2.57% |
5 | 15%＜P≤20% | 1.92% |
6 | 20%＜P≤25% | 2.14% |
7 | 25%＜P≤30% | 1.96% |
8 | 30%＜P≤35% | 2.25% |
9 | 25%＜P≤40% | 2.45% |
10 | 40%＜P≤45% | 3.37% |
11 | 45%＜P≤50% | 2.35% |
12 | 50%＜P≤55% | 2.94% |
13 | 55%＜P≤60% | 2.95% |
14 | 60%＜P≤65% | 6.71% |
15 | 65%＜P≤70% | 4.23% |
16 | 70%＜P≤75% | 61.39% |
17 | 75%＜P≤100% | 0.00% |
分析以上数据可知，本项目风电全年24小时出力平均值在风电场装机容量的24%～42%之间波动。
3）项目建设规模分析
项目年用电量约26.72亿千瓦时，按照50%新能源电量考虑，配套新能源发电量至少为13.36亿千瓦时。根据风、光资源计算分析，项目所在地风电等效满负荷小时数为2800小时、光伏电站可利用小时数为1670小时。
表3 项目建设规模分析结果
序号 | 项目 | 数量 |
一 | 最大负荷(万kW) | 39.82 |
1 | 基础负荷（万kW） | 33.02 |
2 | 可调负荷（万kW） | 6.8 |
二 | 利用小时数 | |
1 | 基础负荷（h） | 7800 |
2 | 可调负荷（h） | 1416 |
三 | 年用电量（亿kWh） | 26.7185 |
1 | 基础用电量（亿kWh） | 25.76 |
2 | 可调电量（亿kWh） | 0.96 |
四 | 光伏电站等效年可利用小时数 | 1670 |
| 风电场等效年可利用小时数 | 2800 |
五 | 需要光伏装机容量(交流侧) | 72.00 |
| 需要风电场装机容量(交流侧) | 47.71 |
通过对风、光资源分析，结合某新材料产业园硅基新材料项目用电负荷与风电等效满负荷小时数、光伏发电小时数、电站出力系数相匹配，本期优先考虑配置风电场容量，因此本期风电场按照42.5万千瓦考虑，光伏电站按照12万千瓦考虑。
4）电力电力平衡
根据负荷情况、新能源电站建设规模、储能电站建设规模。本期电力平衡结果如下表所示：
表4 电力平衡分析 单位：万千瓦/亿kWh
序号 | 名称 | 数量 |
一 | 用电负荷 | 39.82 |
1 | 基础负荷 | 33.02 |
2 | 可调负荷 | 6.8 |
二 | 电源装机 | 54.5 |
1 | 风电场 | 42.5 |
2 | 光伏电站 | 12 |
3 | 余热电站 | 4.8 |
4 | 储能电站 | 7 |
三 | 电源出力 | 53.13 |
1 | 风电场（90%） | 38.25 |
2 | 光伏电站（90%） | 10.8 |
3 | 余热电站 | 4.08 |
四 | 负荷调节 | 13.31 |
1 | 可调负荷 | 6.8 |
2 | 储能电站 | 6.51 |
五 | 电力盈余（考虑储能） | 0 |
| 电力盈余（不计储能） | 6.51 |
注：在新能源满发时，通过储能及灵活负荷调节，源网荷储项目内部在储能时间内可自平衡，其他时间需要外部电源补充。 | ||
表5 电力平衡 单位：万千瓦/亿kWh
序号 | 名称 | 数量 |
一 | 用电负荷 | 39.82 |
1 | 基础负荷 | 33.02 |
2 | 可调负荷 | 6.8 |
二 | 电源装机 | 54.5 |
1 | 风电场 | 42.5 |
2 | 光伏电站 | 12 |
3 | 余热电站 | 4.8 |
4 | 储能电站 | 7 |
三 | 电源出力 | 4.08 |
1 | 风电场（0） | 0 |
2 | 光伏电站（0%） | 0 |
3 | 余热电站 | 4.08 |
四 | 负荷调节 | 13.8 |
1 | 可调负荷 | 6.8 |
2 | 储能电站 | 7 |
五 | 电力盈余（考虑储能） | -21.94 |
| 电力盈余（不计储能） | -28.94 |
注：在新能源出力0%时，依靠余热电站供电，在不考虑储能电站时还需从大电网下电28.94万千瓦。 | ||
表6 电量平衡 单位：万千瓦/亿kWh
序号 | 名称 | 数量 |
一 | 年用电量 | 26.7185 |
二 | 电源装机 | 54.5 |
1 | 风电场 | 42.5 |
2 | 光伏电站 | 12 |
3 | 余热电站 | 4.8 |
三 | 电源电量 | 16.4552 |
1 | 风电场 | 11.9 |
2 | 光伏电站 | 2.34 |
3 | 余热电站 | 2.70 |
4 | 新能源弃电量 | -0.48 |
四 | 电量盈余 | 10.2633 |
5）新能源消纳分析
项目总用电量26.7185亿千瓦时，新能源年发电量14.245亿千瓦时，新能源弃电量0.48亿千瓦时，新能源电量消纳电量13.76亿千瓦时，新能源电量消纳比例为51.5%。
图4 “源网荷储一体化”项目日调度策略仿真曲线
四、结论
通过源网荷储一体化项目实施方案的应用，得到以下结果：
1）掌握源网荷储一体化项目方案重点，尤其是以负荷侧用能特性为目标，不同电源容量配置分析，为后续项目的实施积累经验；
2）通过具体项目的实施，加深对于源网荷储一体化项目中与大电网的关系、系统安全性、电力电量平衡分析、消纳分析的理解；
3）通过具体项目，结合源网荷储一体化文件要求，为源网荷储一体化项目配置软件的开发夯实基础。
参考文献：
国家能源局《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》（发改能源规[2021]280号）文件
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