1 中国的可再生能源开发与电力工业绿色程度

为应对气候变化与全球变暖问题，世界上许多国家都积极参与到减少碳排放的行动中来。2020年中国政府提出了“双碳目标”，即“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。另据报道，欧洲议会已经批准《欧洲气候法》草案，此法案规定，“2050年前，欧盟各成员国将实现气候中和”^[1]。日本也已通过2050年碳中和目标的法案^[2]。

实现双碳目标的重要途径之一是优化能源结构，大力开发可再生能源^[3]，据相关研究预测，至2025年左右，全球可再生能源装机比将达到50%；到2050年，可再生能源装机比将超过80%^[4]。事实上中国在近20年的时间内，在优化能源结构方面和发展清洁能源方面取得了极大的成绩^[5]。图 1为2020年中国各类电力装机容量的柱状图，数据来源于国家统计局^[6]。从增长率来看，水电的增长率为3.4%，而并网风电的增长率为34.6%，并网光能的增长率为24.1%。同样作为可再生能源，水电装机容量增长率远低于风电和光电，原因在于，中国长期重视可再生能源的开发，水电开发历史长，开发程度高，现有装机容量大。据国家公布的水力资源蕴藏量数据，中国水电的经济可开发容量为4.02亿kW，技术可开发容量为5.42亿kW^[7]，照此计算，目前水电的装机容量已达经济可开发容量的92%、技术可开发容量的68%。按这两个指标来衡量，水电的开发程度已比较高。要实现水电的可持续发展，增强水电在电力系统中的作用，就必须找到新的增长点，较好的途径之一就是加大抽水蓄能的建设，以增强水电对电网的调节作用，促进风、光间歇性可再生能源的发展。

通过风光水储耦合互补，可解决风电光伏的消纳问题，发挥水电调节补偿作用，对提高新能源的消纳比例、提升现有输电线路利用率具有重要意义^[8-9]。中国清洁能源丰富的地区在西北电网覆盖的区域之内，“十三五”期间，西北电网新能源的利用率从70%提高到95%，这意味着弃风、弃光率的大幅度降低；而新能源发电占比从10%提高到了18%，目前青海已刷新百日电网全清洁能源供电的记录。这与电网基础设施的建设和良好的电力市场发展有关，也与新技术的采用有关^[10-11]，这些发展为其他清洁能源较多的省份，如甘肃，提高新能源的利用率提供了例证。龙羊峡水光互补850 MWp光伏电站的建设运行^[12]，也为将来更多的光水互补项目提供了技术经验。但由于青海的水电优势是别的省份所没有的，因此，为了充分利用新能源(如新能源优先全部入网)，满足平衡电力负荷的需求，电力系统中具有较大的基荷容量和较强的调节能力是十分重要的。这一点，对照后文的电力负荷平衡分析就可以加深理解。

在《2020全球电力报告(上)》^[13]中，“绿色能源”的范畴被予以界定，包括水力发电、再生能源和“其他”。“其他”的内容包括抽水蓄能、城市废物发电。这些发电量的总和在电力能源中的比例被定义为“绿色程度”。图 2是根据该报告的数据绘制的，目的在于比较世界主要国家、地区的电力工业“绿色程度”。

世界的平均绿色程度为26.9%，图 2中，实体柱状图代表绿色程度超过了世界平均值，斜线柱状图表示低于世界平均值。中国的绿色程度为27.5%，超过了世界平均值。而美国、荷兰、澳大利亚、印度、日本以及俄罗斯的绿色程度均没有达到世界平均值。欧洲、中南美洲的绿色程度高于世界平均值。

随着间歇性新能源在电源容量中的占比逐年提高，对于大型电网，建立分布式多能互补系统，发展新型储能、多电源互补优化控制技术，发掘已有电源调峰潜力，通过多能互补促进新能源的消纳成为研究热点^[14]。对于孤岛电网，通过潮汐与波浪发电、风电、光伏等多能互补，为岛屿提供稳定合格的电力，近年来在中国已有应用实例^[15]。

以对绿色程度的贡献来比较，目前中国水电的贡献最大，达16.9%，其他可再生能源贡献共计10.6%。水电具有良好的调节性能，能在新能源优先入网的条件下灵活地根据负荷变化实施调节。因此，对于有梯级水电站的电网来说，对水库群予以模拟，计算出整个区域的水电调节能力——称为可调节电量或调峰电量，对于风能、太阳能电力的规划、发展有参考意义。

2 梯级水库群调度和调峰能力计算方法

水库群调度有过程模拟和方案优化两个方向。过程模拟方向主要针对控制性大型水库调度效果进行分析，耦合运用水文、水动力方法模拟水库群调度引起的水库和河道的水力联系和响应过程，进而分析水库调度的防洪、环境、生态、泥沙冲淤影响^[16]。方案优化方向主要依据水库群的防洪、发电、供水、生态等任务的运行约束条件，确定总体优化目标，基于水量平衡进行长、中、短期调度方案优化。其中优化目标从之前的单目标发展到现阶段的多目标^[17]，优化过程中由于涉及变量和计算维数高，多采用静库容和水量平衡法，不考虑河道径流演进。

对梯级水库群进行联合调度，需要收集必要的基础资料，这些基础资料多来自专业报告，见文献[18-22]。下文所介绍的梯级水库群模拟方法和可调节电量的计算方法，同样适用于其他流域梯级。算例选择的是青海省2030规划水平年，该水平年规划的青海梯级水电站按全面建成运行来考虑。

2.1 水库群联合调度模型及关键要素处理

本文研究规划阶段的水库群调度，主要分析规划水库的调度运行影响。采用静库容，水文法河道汇流方法，所需资料较少，且有较好的精度，可反映水库群的水力联系过程。

1) 水库群联合调度模型。水电站根据上游来水情况，综合其他调度约束，决定其放水过程，从而形成电站的调度运行过程。电站下泄流量经下游河道演进，又成为其下游电站的入流，下游水库又进行调度，产生下泄流量，如此连续演进至流域出口，即形成该流域的水电站群调度过程和流域汇流过程。

2) 水库调度模型。采用静库容调度模型，依据流域长系列水文数据和调度规程，进行日和小时尺度的水库调度方案编制，以此进行水库的流量、水位和出力调度。

3) 河道汇流。采用Muskingum法，该法无需地形资料，计算简便，且具有较好精度，是水文方法中主要水流演算方法之一。

4) 区间流量。依据资料情况，采用上下游水文站流量差法推求河段区间流量，考虑流量的河道传播时间，计算沿河相邻水文站的流量差。

5) 径流资料。采用黄河上游流域主要干支流控制站1960—1980年日均流量系列。在此系列中，选定丰水年、平水年和枯水年。

2.2 水库群调峰能力计算方法

水电站调峰能力以其装机容量为上限，其调峰能力的发挥取决于电站入流、蓄水量和水库水位、下游流量水位波动等调度约束。因流域来水的随机性，梯级电站的调峰能力也随径流的丰枯变化而变化。

调峰调度是进行日内调峰调度，调峰不应破坏水电站年内的常规运行，因而对电站的月、年发电量不应产生较大影响，正常调度下电站的逐月发电能力仍是持续调峰调度的电量基础。用于调峰的水量应是电站泄流中除基流以外的可支配水量，并要考虑弃水，因此电站调峰存在一个最大比例。鉴于黄河上游是以水定电，必须首先满足泄流要求，这里以设定生态基流的方法予以估算，以基流下泄，则相应的电力只能承担基荷，不能参与调峰。

青海段水库群电站，以各水库泄流满足生态流量为原则，计算其调峰比例。对于某个水库，调峰比例的计算，首先要计算流量调峰比例，方法如下：

${{Q_{\rm{w}}} \leqslant {Q_{\rm{e}}}, }\ \ \ {R = \left( {{Q_{\rm{o}}} - {Q_{\rm{e}}}} \right)/{Q_{\rm{o}}}.}$

(1)

${{Q_{\rm{w}}} > {Q_{\rm{e}}}, }\ \ \ {R = \left( {{Q_{\rm{o}}} - {Q_{\rm{w}}}} \right)/{Q_{\rm{o}}}.}$

(2)

式中，R为某电站的流量调峰比例，反映的是调峰流量占总泄量的比例；Q_o为电站出流；Q_w为弃水流量；Q_e为河道生态流量。考察式(1)和(2)就可发现，任何情况下都满足了生态基流。计算中，生态流量和弃水作为一体考虑，将弃水包含于生态流量中。

对于水库群而言，根据各个水库的流量调峰比例，通过计算得到相应的调峰电量，求和得到水库群的调峰总电量，调峰总电量是电网区域内水电能够应对可再生新能源不确定性的电量，在平衡负荷中起着非常重要的作用，它是在满足生态基流和水库储蓄能力的双重约束下得出的，可类比为具有灵活“存取属性”的“活期存款”。将其与水库群总发电量比较后，即得到水库群电量调峰比例。

生态流量的确定与计算：根据蒙大拿法(Montana method)，计算黄河上游流域主要河段的逐月生态流量。该法为综合型计算方法，所确定河流生态流量具有定性意义。计算中选择生态流量等级对河流生态的有利程度为“好”，10月至次年3月取该月多年平均流量的30%，4—9月取该月多年平均流量的50%，据此而获得黄河上游青海段主要水文站的逐月生态流量。

2.3 黄河青海段水电2030规划水平年在丰、平、枯典型年的调峰能力

所谓的规划水平年，即按黄河水利委员会《黄河流域综合规划(2012—2030年)》中青海段规划的梯级水库^[18]，设定其全部建成运行，并参阅青海省2030年的发电负荷水平进行计算^[19]。电站调峰能力随河流来水而变化，因此分别选择流域年径流丰、平、枯典型年进行研究。选择的3个典型年分别为1967年(丰)、1980年(平)、1970年(枯)，以控制性水文站唐乃亥年径流量为参照，这3年年径流量在1956—2000年的45年系列中，排位分别为第3、23、42位，相应遭遇频率为6.5%、50.0%、91.3%，具有较好的代表性。

在2030规划水平年情景下，通过梯级电站的联合调度、电量调峰比例计算，得到青海黄河干流梯级电站群在不同典型年的逐月出力、调峰比例、调峰电量过程(见表 1)。

表 1表明，水库群的调峰比例非汛期较大，各典型年情景下大体平稳；汛期调峰比例较小，各典型年情景下变化较大。由于水库群的调节，非汛期下泄水量增加，而此时河道生态流量却相对较小，因此，非汛期水库群的调峰比例较大，11月至次年4月的调峰比例为65%~85%。汛期调峰比例减小，主要是河道生态流量需求增加造成的，同时电站汛期既要围绕一定出力运行，又受到汛限水位、下游防洪的约束，可调节的泄流范围受限，因而调峰比例减小。

从各典型年的情况看，随着流域来水的增加，水库群汛期调峰能力有增加趋势。丰水年(1967年)的调峰比例明显高于平水年(1980年)和枯水年(1970年)，平水年总体也高于枯水年。这主要是由于电站来水增加，而其逐月生态流量并未增加，而导致丰水年调峰能力提高。

表 1给出了青海黄河干流水库群2030规划水平年情景下各典型年的逐月调峰电量，这部分电量用于支持新能源并网调峰。计算结果表明，梯级电站年调峰电量与流域年来水量呈正相关关系。

3 多能互补分析——以青海2030规划水平年为例

青海地区具有水电、火电、光电和风电等多种能源形式。以青海2030规划水平年为例，意味着以2030年的电网特征负荷和电源规划进行多能互补分析，即通过对水、火、风、光电源互补，研究各种电源共同满足电网负荷时的需求状况，包括逐月电量平衡计算和典型日负荷平衡计算。文中的互补曲线，实际上清楚地描述了互补过程。

这种互补过程(方法)，一样适用于其他地区的多能互补分析，具有普适性。如果规划水平年发生变化，所述方法一样适用。

3.1 电网负荷多电源逐月互补平衡结果

依据青海电网负荷逐月所需电量，进行省内水火风光电源间的逐月互补平衡计算。风电、光伏等间歇性新能源优先并网，从电网负荷中减去后形成等效负荷，进而水电、火电对等效负荷进行平衡补偿。弃电时，按电力品质确定顺序，风电、光伏需先弃，水电次之；火电不弃电，至少以最小出力运行。2030规划水平年电网负荷多电源逐月互补平衡结果见表 2。

从逐月电量互补平衡关系看，丰水年(1967年)水电发电量能力大，4—10月火电按基荷运行，仍导致同期风电、光伏电量过剩，青海电网须向外网供电，否则产生弃电109.2亿kW·h，占风电、光电年电量之和的22%，这需要社会提供良好的电力市场环境，此时火电的年利用小时数为4 387 h。但必须注意，由于气候的变化，近些年的来水总体偏少，丰水年的情况并不多见。

平水年(1980年)水、火、风、光电源发电能力基本与电网负荷平衡，全年仅11月有缺额0.7亿kW·h，相应火电的年利用小时数为5 422 h。

枯水年(1970年)水、火、风、光电源发电能力与负荷平衡后，只有11—12月共有8.1亿kW·h的缺额，需从外网购电以满足负荷，缺额电量占电网年电量需求的0.5%，电源规划规模与电网负荷需求关系基本平衡，此时火电的年利用小时数为5 752 h。

丰、平、枯典型年下，火电年利用小时数在4 387~5 752 h，这是一个合理的区间，对青海的电力建设有参考意义，鉴于水电的建设易滞后，因此要加快水电的建设速度。

3.2 电网负荷多电源逐日互补分析

以下将以青海省2030规划水平年的水火风光规划装机规模为基础，在日内小时尺度上，对多电源进行互补，以平衡电网的最大日负荷。2030水平年青海电网年需电量1 570亿kW·h，最大负荷2 550万kW(预测值)；黄河龙羊峡以上新规划梯级水电站全面建成运行，青海境内水电装机容量1 603.05万kW，水电调峰能力达到最大；风电装机987万kW，光伏发电装机2 000万kW，新能源的间歇性和波动性将凸显出来。

日负荷平衡计算过程，即典型日在小时尺度上对负荷进行多电源互补，其所遵循的计算原则是：1) 新能源优先并网消纳，从电网负荷中减去光伏和风电出力后形成等效负荷曲线；2) 而后针对等效负荷的峰荷电量，水电优先调峰，火电辅助调峰；3) 基荷主要由火电和水电的基荷承担；4) 若电源互补不能满足电网负荷需求，则从外网购电补充，外网购电不能参与本网内的调峰；外网购电量通过对等效负荷曲线的平衡计算确定。这是个一般性的过程，适用于任何电网多元互补与负荷的平衡。

弃电有两个来源。第一部分，供电盈余产生的弃电：由水电与火电所形成的基荷(电源侧)，优先承担电网负荷的基荷(用电侧)，此部分电力品质好。若电网负荷吸纳风电、光伏出力后，所形成的等效负荷曲线在某个时段小于水电与火电的基荷，则低于电源基荷的那部分电力需弃掉，于是产生风光弃电。第二部分，供电不足产生的弃电：若水火调峰能力不能满足等效负荷需求，则供电产生缺额，需网外购电。由于外购电无法对网内负荷灵活调峰，则需按缺额最大值购入。这样，在等效负荷曲线中，将有一段低于外购电区域，低的部分即产生的风光弃电，于是，将出现购电与弃电同时发生的“矛盾现象”。

鉴于丰水年夏季水电发电量大，典型日等效负荷峰谷差大，等效负荷曲线低于水火基荷，风光产生弃电，调节难度最大，因此采用丰水年夏季典型日情景说明多电源出力最大时的日内调峰互补情况；冬季电网负荷需求大，而枯水年冬季水电发电量最小，需要外网购电，因此采用枯水年冬季典型日情景说明电源出力最小时的日内互补情况。采用平水年冬季典型日情景，来说明平时的日内电源调峰互补情况。

1) 丰水年夏季日内调峰互补情形(1967年)。

此情景水电日均出力为1 172.5万kW，按58.5%调峰；火电日均调峰出力为676.9万kW，基荷出力290.1万kW，则水火共同可提供调峰出力1 363.0万kW，大于等效负荷所需的调峰日均出力，无需外网购电；水电优先调峰，位于曲线最上部，不足则续以火电调峰，水火共同调峰后，火电仍有盈余的调峰能力。水电和火电共承担基荷出力776.5万kW，在图 3中，已经弃掉低于电源基荷的风光出力。此情景下，水电、火电依次调峰和承担基荷后，因为火电调峰能力有余，可降低火电的出力或向外网送电。在形成等效负荷时，在部分时段等效负荷曲线低于水火基荷，因而产生日均30.5万kW的弃电(将此部分也绘在了图中，图 3水平坐标轴下的面积即为弃电总量)，处理这部分电力的良好措施是建抽水蓄能电站^[23]。弃电的最大功率、弃电的过程(如时间段)，可以为规划抽水蓄能之容量和抽水蓄能的运行提供参考。

2) 枯水年冬季日内调峰互补情形(1970年)。

此情景水电日均出力为557.6万kW，按78.8%调峰；火电日均调峰出力为580.2万kW，基荷出力386.8万kW，则水电火电可共同提供的调峰出力为945.7万kW，小于等效负荷所需的调峰日均出力，需外网购电。水电和火电共承担基荷出力485.0万kW，小于等效负荷基荷需求，需要购电，水电、火电依次调峰(曲线上部)，并承担基荷(曲线下部)。由于等效负荷曲线在低谷期低于水火基荷加上外购电力之和，因此产生弃电。弃电仍为风电和光伏(图 4)，由图 4可明显看出，购电、风光弃电同时发生。

3) 平水年冬季日内调峰互补情形(1980年)。

图 5表明，平水年冬季典型日逐小时调峰和负荷平衡的结果与枯水年冬季典型日的结果相似，仍需外网购电补充负荷需求，但平水年外购电量比枯水年小，因而购电导致的风光弃电也比枯水年少。与图 4一样，购电、风光弃电同时发生。

由以上互补分析可知，在丰水年夏季，水火电基荷出力较大(776.5万kW)，等效负荷曲线部分时段低于水、火电的出力基荷之和，导致光伏和风电弃电，此种情况下水电和火电的基荷电量和调峰能力充足，可以满足等效负荷的互补和调峰需求。在枯水年冬季，水火电基荷出力之和下降(485.0万kW)，虽然等效负荷曲线之谷值高于水火基荷，但水电和火电的基荷电量和调峰能力不足，不能与等效负荷曲线构成平衡，因此需要外网购电，以满足等效负荷曲线的电量缺额和调峰需求，由于外购电量不能参与调峰，而导致风电和光伏产生弃电。平水年与枯水年相似，不再赘述，但系统发电能力强于枯水年(水火基荷495.8万kW)，所需外购电量少，弃电也少。

鉴于枯水年和平水年均有外购电力的需求，且外购电是平稳运行不参与调峰的电力，这提示可以考虑在西北地区规划建设平稳运行的核电站，以提高基荷供电能力，核电站所需要的冷却水可利用微咸水或符合要求的咸水湖泊，西北地区有很多的咸水湖。相关研究表明，核电与新能源的协同发展极具潜力，极大地有利于低碳绿色发展，并可与氢能发展有机结合起来^[24-25]。再考虑到西北电网内新疆的油气资源优势，可规划建设气电，气电也便于调节。核电、气电及抽水蓄能一并考虑，有利于吸收、输出当地的风能和太阳能电力，促进绿色发展。

4 结论

1) 西北地区的绿色可再生能源发展是中国实现“双碳目标”的重要途径。积极推动黄河上游水电基地规划电站的建设，不仅是开发可再生能源的需要，还在于能够提高水电对电网的调节作用，有利于绿色新能源的发展。积极开发水电，是西北地区乃至全国提高电力“绿色程度”，实现能源转型的重要一环，建议积极有序实施龙羊峡以上河段规划梯级水电的开发建设。

2) 本文详细介绍了进行多能互补分析所需要的方法和过程，重在方法的介绍，这些方法包括：水库群联合调度的模拟方法、水电调节能力(可调节电量)的计算方法以及以风电、光伏发电优先入网为原则，进行负荷平衡的过程。这些方法和过程具有普遍适用性，即适用于其他电网的多能互补分析；如果规划水平年发生变化，分析方法也仍适用。

3) 以青海2030规划水平年为例，模拟调度黄河上游梯级水库群，针对不同来水，计算获得了水库群逐月的可用于电网调节的总电量过程，即所谓的“可调节电量”。它反映的是梯级水库群的调节能力，此部分电力恰如“活期存款”，可随时用来对新能源入网后的等效负荷予以调节补偿，是对开发绿色新能源的有力支撑。

4) 水火风光多能互补全年逐月平衡分析表明，丰水年区域电网产生较多的风、光弃电，可通过外送予以解决；平水年和枯水年只需外购不多的电力；计算所得火电的运行小时数处于合理的区间内，因而须按规划加快水电站的建设。负荷平衡计算表明，满足电力系统基荷电量和调峰能力是电网规划中的两个方面，不可偏废。

5) 外网购电与否以及网内风光是否产生弃电，同河流的来水情况有关。典型日逐小时负荷平衡表明：丰水年水电出力增大，虽然无外网购电之需求，但夏季光伏、风电产生弃电；枯水年冬季需外网购电，因购电不参与调峰，又导致风电和光伏产生弃电，出现既购电又弃电的矛盾局面；平水年类似于枯水年。

6) 为解决多电源互补仍不能满足电网调节或负荷需求所出现的问题，建议青海电力系统积极开展储能规划建设，如抽水蓄能电站的建设，这有利于减少弃电或充分利用弃电；为减少购买不参与调峰的域外电力，可考虑建设以平稳方式运行的清洁能源——核电；为增加系统的调节能力，结合地理区位优势，西北电网域内可考虑气电的建设。

致谢

本研究中需要较多的基础资料，得到了黄河上游水电开发有限责任公司、青海省科技厅、国网青海省电力公司、黄河水利委员会水资源管理与调度局、黄河勘测规划设计研究院有限公司、中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司等单位或相关人员的支持和帮助，特此感谢！