随着光伏发电量的飞速增长，中国现行电网的容量正面临严峻挑战，尤其是在农村地区。由于光伏容量的飞速增加，部分地区的安装容量已超过户均容量的10倍以上，引发了一系列电网安全问题。已有迹象显示，反送电现象在电压等级上已从110千伏上升至220千伏。鉴于电网扩建的滞后性，部分地区的分布式光伏可接入容量正接近饱和。
农村地区的配电网，特别是其升级和新建项目，迫切地需要大量投资。光伏发电的加快速度进行发展进一步加剧了对配电网建设与升级的需求。然而，这些项目的投资回报周期较长，且前期资金需求巨大，这成了光伏发电发展的一个主要障碍。因此，电网的安全和规划成为了两个亟待解决的问题。有必要注意一下的是，中国目前面临的问题与德国过去经历的问题有着显著的相似之处。事实上，这样一些问题也是能源转型过程中的典型问题。
在德国，多达97%的新能源发电设施安装在配电网，尤其是农村电网中。德国曾遭遇类似挑战。以德国北部的农村电网为例，其风能和光伏的反送功率在2014年就已超越了当地平均负荷的十倍以上（见图1）。
德国的能源转型主要在农村地区展开，原因主要在于只有农村具有能安装新能源设施所需的广阔土地。如果按照就地消纳的原则，德国新能源的比例很难达到当前的50%。因此，仅仅依靠就地消纳来推广新能源并不是一个普遍适用的策略。在德国的农村电网中，反送电现象已成为日常。这一现象在某一些程度上表明，能源转型乃至能源革命的实现，其实就是以农村为主战场，这一点不仅适用于德国。
由于新能源发展的速度远超于输电网扩建的步伐，德国配电网的反送电现象也开始影响到超高压输电网。根据德国网络监管局的统计，2022年输电网的弃风弃光电量达到了733吉瓦时，而赔偿电量高达2816吉瓦时。同时，配电网的弃风弃光电量为2531吉瓦时，赔偿电量为448吉瓦时。这一数据表明，弃风弃光现象主要出现在配电网中，而输电网的反送电问题也日益严重。由于高压变压器是输电网的一部分，这使得输电网的赔偿电量远超配电网。因此，高压变压器慢慢的变成了电网潮流安全运作的一个关键瓶颈。
通常情况下，低压电网主要面临电压升高的问题，而超高压输电网则主要受到过载的影响，高中压电网则同时面临这两种问题。此外，高压和超高压电网还需要处理系统平衡的问题（图2）。
根据德国的新能源法，电网运营商不仅负有消纳新能源的责任，而且必须第一先考虑这些资源。这一政策使电网面临巨大挑战。在德国，扩建输电线路极为困难，因为输电线的审批过程既繁琐又耗时，通常需长达5年之久。此外，还需得到地方政府的复审和居民的意见。这一些因素导致输电网的扩建速度远远落后于新能源的上涨的速度，尤其在农村的配电网中，弃风弃光问题尤为突出，成为配电网亟需解决的重要问题。
为应对这一挑战，德国政府在2009年对新能源法进行了修订，规定在电网无法及时扩建的情况下，可以实施分布式电源馈入管理。该措施允许电网运营商在电网安全面临严重威胁时，暂时中断风电和光伏发电。同时，要求运营商对新能源发电运营商进行赔偿。这在某些特定的程度上缓解了电网的安全问题，但并未根本解决电网扩建严重滞后的问题。
在传统电网规划中，电网容量是根据电流峰值确定的。根据德国以前的新能源法规，电网必须接收新能源发电的每一度电。这在某种程度上预示着电网必须根据新能源的峰值电流进行规划和扩建。从成本角度来看，这不仅增加了电网公司的建设压力，还可能会产生居民和工业用户难以承担的高昂电费，因为电网的过网费是构成电费的一部分。
为了应对这一挑战，德国第5大能源集团EWE的配电网公司提出了“5%实时削峰”概念。根据这一原理，对分布式新能源进行5%的电量削峰，就能有效地将配电网容量扩大至一倍以上。该原理的核心在于分布式新能源紧贴负荷，使峰值部分更加集中，容易被负荷吸收，以此来降低了所需削峰的能量（图3）。
EWE公司采用的策略是利用实时动态削峰原理，旨在将电网扩建的需求降至最低，甚至避免进行大规模的电网扩建。然而，在实施这一策略的过程中，也遇到了一些挑战。例如，需要将风电机组的调节能力从5级提升至10级，并且还需要投资大量的测控设备。这些额外成本的分摊方式，成了一个待解决的核心问题。最终，电网规划策略为这一问题提供了解决方案。在电网规划过程中，不需要改变现有设备或进行新的投资。只需在电网规划的定容中考虑减少3%的电量，就能明显降低电网扩建的成本。在最佳情况下，这种设置能够大大减少高达一半的投资费用。得益于行业的持续努力，德国政府在2017年修订了能源法，允许在网络规划中实施3%的削峰规划原则，从而避免了电网资源的大量浪费。这项法律规定实际上意味着，对于不超过3%的削峰需求，电网无需进行成本补偿，从而间接地减轻了电力用户的负担。
多年来，德国弃风弃光率一直维持在大约3%左右。这一统计数字为最终确立3%的削峰规划原则提供了实践经验基础。
实际上，中国对全额保障性消纳高比例新能源的策略也提出了质疑，建议转向更经济的新能源消纳方式。谷峰、刘连奇撰写《从全额保障转向经济性消纳迫在眉睫》一文指出，由于新能源单位体积内的包含的能量低，线%，光伏电站所需的接入及改造费用是同等容量煤电厂的2至3倍，并且呈现持续上升的趋势。
高比例新能源的经济性消纳问题也引起了国网的关注。国网能源研究院一项关于系统规划的研究成果《含大比例新能源的电力系统规划中“合理弃能”问题探讨》发现，为了消纳占比极小的新能源尖峰电量，需要占用系统大量调峰资源，这降低了系统的安全性和经济性。研究表明，通过适当放弃一部分新能源电量，即实施3%至10%的削峰，可以大大降低整体系统的调峰需求，减少调峰电源的建设，从而避免高昂的消纳成本。国网智研院也启动了研究农村电网规划的重大课题，这中间还包括探讨削峰规划的可行性。
从理论上讲，削峰规划原理在中国应该同样适用，特别是在光伏并网领域。以德国为例，其光伏发电的年利用小时数约为900小时左右。但考虑到实际的负荷消纳情况，电网电流的实际最大峰值小时数仅为几百小时。这表明，按照光伏发电的最大峰值设计的配电网，其实际利用率非常低。因此，削峰规划原理能够在最大化消纳新能源的同时，满足电网扩建最小化的需求，这对农村电网尤其重要。这一原理曾对德国能源转型产生过重大作用。对于中国来说，光伏发电的平均利用小时数大约在1000至1200小时之间。尽管中国农村平均负荷可能低于德国，但考虑到配电网的巨大体量，通过削峰规划可节省的投资也相当可观，这对中国的能源转型同样具备极其重大意义。
在实际操作中，削峰规划原则能够最终靠多种方法实现，分为静态和动态两种方式。其中，常用的静态方法侧重于控制发电设备的发电功率（见图4），动态方法大多数都用在扩建电网的标准。
静态削峰规划的第一种方法涉及到设置发电装置，以限制光伏的发电功率不超过额定功率的70%，风电不超过87%，这一策略需要由新能源运营商来执行。第二种方法则依赖于对发电设备做就地实时控制，以限制其功率输出。这两种方法均能确保发电量损失不超过3%，并在理想条件下实现新能源消纳量的增加。其中，第一种方法实施起来非常简便，为解决中国当前的配电网容量瓶颈问题提供了一种可能的方案。而第二种方法则适用于条件允许进行就地实时控制的场景。
动态削峰规划方法的原理采用潮流优化方法，并考虑到假想的故障情况（即静态安全稳定性），还需对电量的3%限制条件进行全方位检查，以判断是否有必要对配电网进行扩建。这种方法充分吸收了实时动态削峰原理几乎所有的优点。虽然其结果略逊于实时控制效果，但却节省了通信和控制管理系统的费用。相较于静态削峰规划方法，该方法还能检查电压越限问题，但需要依赖新能源发电和负荷的历史数据，因此计算工作量较大，对规划专家的技术方面的要求也更高。
然而，德国与中国还存在一个重要的区别。德国的分布式新能源不仅包括分布式光伏发电，还包括分布式风电。由于削峰原则主要解决的是新能源的汇流问题，即分布式新能源在配电变压器处造成的线路汇集瓶颈问题，因此对分布式风电的效果尤为显著。而在中国，分布式新能源主要以光伏为主。由于大部分光伏安装在低压电网，主要引发的是电压升高越限问题，不仅仅是汇流问题，因此3%的削峰原则在中国实行的效果可能不如在德国那样明显（图5）。
此外，从图中我们还可以观察到，在较远距离的应用场景中，光伏系统所适用的配电网类型存在一定的局限性。这表明，尤其是对于农村配电网，需要更深入的研究以明确存在的问题，并改进削峰规划的策略。
削峰规划原里的核心在于利用现有负荷对新能源的峰值进行自动平滑，因此，该原则非常适合于装备了大量光伏发电设施的分布式新能源的配电网，如光伏设施众多的农村电网。在那些能够同时推广光伏发电和热泵技术的农村地区，这一规划原则由于就地负荷的重要性，能够发挥更加显著的效果。
根据研究预测，到2035年，中国约62%的家庭可能安装热泵系统。尽管电动汽车的普及和定时充电将对能源需求产生一定影响，但考虑到电动汽车的能耗预计仅占总能耗的4%至5%，而供暖和制冷需求则占总能耗的16%至17%，因此相比之下，电动汽车对削峰规划的影响相对较小。
然而，由于光伏在低压电网中主要引起电压问题，因此有效地利用低压可调配电变压器以提高削峰规划的协同效果，显得很关键（见图6）。
削峰规划可以更有效地利用综合能源服务。例如，通过生物质和光伏发电的错峰运行以及需求侧响应技术实现负荷的移峰（见图7），这些措施在中国提高削峰协同效应方面具有巨大潜力。
德国EWE配电网公司的研究指出，高压配电变压器是配电网稳定运行和扩建配电网的关键瓶颈。研究之后发现，通过利用配电变压器的温度特性，理想情况下，其容量有可能增加一倍以上（见图8）。这种温度特性非常适合于分布式风电居多的地区，因为天气越冷风越大，变压器能传输的功率越大。
然而，配电变压器的老化程度各不相同，因此需针对每个变压器进行定制化的“体检”。这一点增加了其大规模应用的复杂性。IEC的标准（见图9）倾向于更加保守，但在中国的实际应用可能具有更广阔的潜力。但是，德国某配电网公司的研究的发现，IEC的变压器模型未考虑老化因素，其恒定的热电阻与真实的情况存在偏差。因此，在实际应用中应考虑这一影响，并制订合理的保险系数。
通过利用变压器的温度特性进行扩容，不仅有一定潜力缓解中国光伏发展因配电网容量限制所面临的紧急问题，还能增强削峰规划的效果。当然，这种应用将受到地区和季节因素的影响。
鉴于中德两国配电网的拓扑结构差异，分布式风电的比例可能较低，主要面临光伏发电的挑战。因此，进一步深入研究以选择最佳削峰规划（见图10）是必要的，相关光伏设备的额定功率亦需明确。面对能源危机，德国在电力短缺的情况下放宽了适用于小型光伏发电设备的削峰规定。削峰规划的研究在德国主要聚焦于中低压配电网，高压配电网方面的研究相对有限。另外，根据德国的研究，化学电池在配电网削峰规划中的十分有限。在缺乏补贴的情况下，包括家用光伏电池在内的所有电池应用难以实现盈利。
另外，德国的研究表明，在老旧住宅中应用热泵的效果并不理想，相比之下，太阳能热利用更为经济。目前，中国正在研究的太阳能热发电技术，不仅能实现调峰，还具备储能功能。这在适宜条件的农村电网中，估计也能提高削峰规划的经济效率。
当光伏发电功率超出削峰规划设定的物理范围时，便需要扩大电网容量。在电网扩建方面，德国遵循一项根本原则：优先优化现有电网运行，其次加强电网设施，最后考虑进行电网扩建。
电网投资面临的一个主要挑战是如何确保投资的回报。在德国和欧洲，电网投资所需成本通常包含在过网费用之中，从而能够保障一定的投资回报。相比之下，在国内，电网投资所需成本还未完全纳入过网费用中，或者说其分配的方法尚不明确。这在某种程度上预示着，如果电网扩建不能使电费相应增加，电网可能面临投资回报不足的风险。对私人投资者和合资配电网企业来说，这一风险同样存在。新能源的消纳与电网扩建紧密相连，但最终都受制于国家政策。因此，当前的投资决策主要依赖于国家政策的调整。
综上所述，实施削峰规划原则可能是解决当前中国电网投资瓶颈问题的一个有效策略。这需要引起电力行业的高度关注。由于中国配电网的规模巨大，削峰规划措施所能带来的经济效益也相当可观。更重要的是，削峰规划的实施还能在某些特定的程度上维持电价的稳定。当然，第一个任务是解决过网费用的问题，尤其是电价定价机制的调整。这对于光伏发电的有序和可持续发展至关重要。展望未来，光伏并网的瓶颈问题、新型电力系统的配电网规划，以及过网费用的公平分摊，都将成为今后两年内电力行业发展的焦点。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件。作者郭欣系中国电机工程学会外籍会士。
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