“充分挖掘电力供需互动环节的潜力，推广应用负荷需求侧响应与智慧用能等先进技术，解决相关技术在示范落地、市场推广、运营体制机制上的瓶颈问题，是推动构建新型电力系统的关键性环节之一。”中国工程院院士、天津大学教授、中国电机工程学会智慧用能与节能专委会主任委员王成山在近期举行的一次会议上，向行业同仁分享了有关电力系统供需互动相关问题的思考。
数据显示，我国电源侧的风光装机容量快速增加，2022年已达到7.5亿千瓦，占发电总装机的29.6%，而发电量在全部发电量中占比则达到了13.4%，尽管这一比例在逐年快速增长，但距离2060年碳中和场景下50%以上的电量占比还相差很远。
在需求侧，我国2022年全社会用电量已达到8.64万亿千瓦时，电能占终端用能占比超过了27%，电动汽车保有量已经达到千万辆级，而到2060年，这些数据都会翻倍增长。这些数据表明，在“双碳”目标下，我国电网的源-荷形态都将发生重大改变。
王成山指出：“电力系统的安全经济运行正面临着前所未有的挑战，在我国灵活性电力调节资源严重短缺的情况下，有效提升电力供需互动水平将成为保障系统安全和高比例新能源消纳的重要手段，先进储能技术的应用与用户侧互动资源的挖掘，将对新型电力系统源荷平衡至关重要。”
电力系统安全经济运行面临空前挑战
王成山表示，电力系统安全经济运行正面临着来自源、荷两侧的挑战：电源方面，我国2022年风光装机突破7.5亿干瓦，日最大波动上亿千瓦，预计2030年风光装机将超过1 2亿千瓦，火电装机比例逐渐降低，深度调峰能力不足，新能源出力具有波动性、间歇性等特征，对电网灵活调节能力提出更高要求;负荷方面，我国2022年电动汽车保有量超过一千万辆，电网中总负荷日最大波动同样超过一亿千瓦，随着空调、电动汽车等负荷快速增长，季节性用电趋势和峰谷差愈加明显。电源与负荷的变化，使得大电网的安全稳定运行面临巨大挑战。
另一方面，我国配电网同样面临着巨大压力。据公开报道显示，今年河南省分布式光伏建设增速“狂飙”，截至今年6月底，新增光伏装机7.59吉瓦，山东等省的分布式光伏也发展迅猛。分布式光伏的“井喷”对配网的运行造成了空前挑战。
王成山分析道：“分布式电源在一些地区的安全容量已高于实际负荷需求，导致从低压电网向高压电网反送电，进而导致线路和变压器过载、局部电压过高等问题出现。”为此，河南省发展和改革委员会于今年11月发布了《关于促进分布式光伏发电健康可持续发展的通知》(简称《通知》)，《通知》对户用光伏备案主体进行了规范，开展分布式电源接入电网承载力评估工作，严格按照国家部署安排开展测算，根据配电网承载能力明确红黄绿区域，同时引导通过加快配电网建设、配套建设储能等方式，拓展发展空间。
前述分布式电源超过电网承载力的问题在全国各地都有不同程度的体现，国家能源局、国家电网公司也坚持应接尽接的原则，制定有利于分布式电源发展的政策，实施配网升级改造工程，加大相关技术研发应用，争取提出分布式电源“又好又快”并网的解决方案。
“实际上，不管是分布式电源还是沙戈荒新能源大基地外送，‘源随荷动’的时代已经过去，现在我们强调源荷互动，换言之要加强负荷侧参与电力系统调节的能力。”王成山进一步解释道，“如今，随着电动汽车技术不断创新发展，为了让使用者更加便捷，正在努力缩短电动汽车充电时间，在快充场景下，一台电动汽车快充功率就可能超过一个小区的变压器容量，可想而知今后电网企业要满足上亿辆电动汽车充电的难度之大。作为新型负荷，电动汽车的充电也需要与电网互动，未来如果能够向电网放电，则将成为负荷侧一种更加有效的互动资源。”
根据预测，从现在到2060年，全社会用电量还将翻番，如今配电网已深感压力山大，随着未来用电量的进一步增长，配电网应该如何应对?配电网能否随电量的增加再成倍地增加容量，即“再建一个配电网”。
王成山认为，这个方案既不经济也不可行。“过去配电网建设速度之所以那么快，是因为与城镇化建设和经济发展实现了同步，早在城市建设之初，配电网就实现了与城市发展同步规划。如今，我国城市化进程已达到较高水平，由于环保、征地等限制性约束太多，城市电网想满足更多的电量需求，已经几乎不可能再采取大面积规划建设新线路扩容的方式，必须采取新的措施或技术手段，例如着眼于将峰谷差缩小、将峰荷降低、优化配电网结构等等。”王成山进一步解释道。
在谈及未来实现“双碳”目标的技术路径时，王成山强调说：“就目前而言，最终哪项技术胜出要靠市场来决定。火电+CCUS、风光+储能、负荷侧挖潜等不同技术路线目前都有各自的应用场景和限制，我们必须让市场来说话，加快推进电力市场建设，让市场更好地发挥资源配置的决定性作用。”
电力供需互动重要而紧迫
相关技术挑战和需求频现
据王成山介绍，电力供需互动形式既体现在单侧互动也体现在双侧互动，供需单侧互动主要有供方发电权交易和需方用电权交易等，而供需双侧互动包括需求侧响应、虚拟电厂技术、源荷调度等。
王成山指出，电力供需互动依赖于市场机制、技术和政策支持。电力供需互动有多种目标，如移峰填谷、系统调频、局域电网源荷平衡、应急保供电等，建立市场环境下多时间尺度、多主体、多目标供需平衡主动响应的电价模型、激励机制是亟需解决的问题。需要尽快出台鼓励智能用电、负荷聚合商参与等一系列支持政策。在实际应用中，如何提高海量用户的互动意愿，进一步有效聚合用户资源并实现精准调控是电网供需互动技术的难点，需要提出行之有效的方案。
那么，就具体技术而言，电力供需互动有哪些主要的挑战和关键技术?王成山指出，电力供需互动技术领域目前主要有三大技术挑战和六项关键技术：
第一个技术挑战是规模化灵活资源动态聚合和特征提取。新元素大量融入负荷侧，加之电力市场改革促使多种新角色伴随而生，使得供需互动场景更加多元，负荷资源更加复杂多变，数量多、分布广的规模化灵活资源动态聚合和特征提取难度极大。
第二个技术挑战是电力供需互动的精准调控。规模化可调资源具有高度随机性与地理分散性，受参与聚合方式、通信条件、市场机制和多场景业务需求不同的影响，有效实现规模化灵活资源聚合调控存在困难。
第三个技术挑战是多层级供需互动系统与控制终端。电网、园区、用户多层级供需互动支撑系统和终端控制能力不足，可靠传输、数据交互能力差，互动功能不完善，造成落实措施繁琐、实施效果差。
第一项关键技术是考虑隐私保护的多源数据融合技术。将来自不同主体、异构、多元传感器获取的数据和信息进行高效整合，考虑隐私保护和信息安全，做出更加客观、合理的决策和判断，支持市场机制下的电力供需互动。
第二项关键技术是灵活资源的精准画像与互动能力的评估技术。面向削峰填谷、新能源波动平抑等场景，考虑生产特性、用户行为等因素，构建涵盖工业、商业、居民、新型负荷等可调节负荷资源的精细化互动模型、进行多元场景下多类型负荷可调节潜力的精准量化评估，为电力供需互动提供支撑。
第三项关键技术是市场机制下基于云端的电网调控靶向决策。考虑电网、用户、社会等多方利益诉求，包含生成日前日内实时多阶段资源调控方案，考虑多类型用户调控指令响应的时滞差异，通过不同动态负荷的时序协同控制，兼顾经济性和公平性，实现多元负荷多时间尺度精准调控。
第四项关键技术是用户侧基于边端的供需互动自主响应决策。面向削峰填谷、新能源波动平抑等场景，采用可调节负荷资源自适应调节架构，支撑大规模多类型灵活资源分层聚合自适应调节策略，实现多元场景下边缘端控制。
第五项关键技术是电力供需互动管理平台。形成多层级、可视化、大规模灵活资源供需互动管理平台，具备分层分级分区管理、调度多样化源荷互动资源，满足区域电力系统的双向协调优化与聚合控制。
第六项关键技术是电力供需互动边缘控制终端。基于云边协同的多源异构系统实时同步机制，构建网络化多主体控制框架与自适应调控策略，并将其嵌入互动控制终端，使用户数据信息根据业务的需求自动流转，实现对连续、离散负荷和大型复杂负荷的快速、精确、经济控制。
展望未来，王成山认为，还有许多供需互动技术需要进一步探索，例如推动基于大数据大模型的应用、着力提升工业高载能负荷灵活性、居民类海量负荷供需互动、工商业建筑光-储-直-柔互动模式的探讨，构建切实有效的车网双向互动体系、推动共享储能、虚拟电厂等技术的大范围、规模化应用等。
“由于供需互动技术直接涉及广大用户，市场机制、互动模式、技术架构、硬件和软件系统都需要不断创新并落地实施，虽然难度大但市场前景广阔。”王成山总结道。
