1）南方区域新型电力系统演进路径
图1和图2分别为结合南方区域用电需求预测、资源禀赋条件推演的南方区域电源装机结构和发电结构的演进路径。由图中可见，到2030年，新能源将成为南方区域第一大装机电源，新能源装机占比达到40%；到2050年，新能源将成为南方区域第一大发电量电源，新能源发电量占比达到45%；2060年，新能源作为南方区域供电主体电源，发电量占比超过50%。
图1 南方区域电源装机结构演进路径
图2 南方区域电源发电量结构演进路径
2）南方区域新型电力系统重点问题分析
本文建立了全时间尺度的电力电量平衡分析技术，其中，长时间尺度平衡用于分析能源电力供需平衡；短时间尺度平衡着重分析频率稳定性这一系统级的安全稳定问题。
图3 全时间尺度电力电量平衡框架
南方区域能源与电力供应保障问题：围绕南方区域碳达峰、碳中和目标，综合考虑资源禀赋、开发成本等因素，初步预测2060年南方电网区内总发电量接近2.8万亿kWh，仅占区内全社会用电量的82%。据此测算，为保障南方区域电力供应，还需要引入区外电量约0.6万亿kWh，占全社会用电量比重约18%。若区外电源利用小时数按照4000小时考虑，则需引入区外电力规模约1.5亿kW。从全国能源资源分布看，“三北”、西南的风光资源潜力超50亿kW，而东南地区负荷中心新能源资源不足，需要推进西北、西南地区清洁能源大规模开发后部分送至南方电网。
长时间尺度电力供需平衡问题：为评估新能源极端情景下2060年南方区域的保供电安全，以南方区域2008年冰灾为例进行分析，该情景发生在枯水期高负荷月份，风电、光伏持续2周低出力甚至零出力。经测算，若南方区域2060年极端场景下没有煤电出力，则平均电力缺口约为6000万kW。选取一天进行分析，如图4所示，在长时间电量不足情况下，电化学储能和抽蓄的调节能力有限，系统将全天出现电力不足。若南方区域2060年保留5000万~8000万kW的煤电机组，并通过调用具备季节以上调节性能的水库库容等措施，可基本保障高负荷月新能源持续2周完全零出力情况下的电力供应，可见煤电机组的“压舱石”作用十分重要。考虑新能源出力的同时率，系统演进过程中可对保留煤电的规模进一步优化。
图4 风光零出力情景下南方区域典型日电力平衡结果
短时间尺度电网安全问题：基于精细化运行模拟所筛选出的极端场景，对电网建立2030和2060年南方电网主网SFR模型，测算最大单回直流闭锁功率扰动下主网频率响应如图5所示。2030—2060年，随外区馈电比例增加，与火电退役大于其它同步电源增加，南方电网主网低惯量问题加剧。2030年和2060年，在主网火电机组不开机、汛期直流接近满送的严苛条件下，主网非同步电源渗透率分别可接近51.3%、65.9%。若不采取切负荷稳控措施，则最大单回直流闭锁时，主网频率最低点均会远低于目前稳控最低频率校验要求49.4Hz(海南电网解列定值为49.2Hz，频率偏差裕度预留0.2Hz)，准稳态(恢复)频率也均低于目前稳定要求49.8Hz。若充分利用外区送电柔性直流的功率调节能力，即在柔性直流受端换流器增加惯量、快速调频、一次调频功能，并以送端水/光/储的调频特性作为受端换流器功率调节上限，可大幅提升主网频率响应性能和应对最大单条直流闭锁功率扰动的能力。
图5 2060年最大单条直流闭锁时南网主网频率响应
新能源消纳问题：新能源消纳问题核心是新能源发电与负荷需求存在时空错位，时间上的错位体现在风光出力与负荷曲线形状的不匹配，比如极寒天气下风光低出力甚至零出力、晚高峰光伏零出力等情况；空间上的错位体现在新能源资源和负荷中心地域上的不匹配，新能源资源集中于西南地区，负荷中心集中在东部沿海地区。2030年前碳达峰阶段，新能源作为电源增量主体，其发展或将远超预期，保供与消纳存在矛盾。一方面，当前新能源日前功率预测绝对误差仍然较大，难以满足实际调度运行的需求，增加了电力保供的难度；另一方面，通过增加常规机组开机来应对不确定性，将增加新能源弃电风险。2030年碳达峰后到2060年碳中和阶段，新能源逐步成为电源主体，其发电规模和占比快速增加，新能源消纳问题将进一步凸显，需要源网荷储各环节共同发力，实现新能源与负荷需求错位平衡，包括：提高源侧新能源监测、监控、预测等技术水平；加强电网建设和地域互联，提高新能源跨省区消纳能力，实现区域资源互补；建立完善市场机制，充分发挥需求侧响应资源，通过短时间内调动灵活性资源应对新能源日内反调峰问题；加快跨季节储能、制氢等长时间储能技术的研发和应用，应对新能源发电和电力需求季节性失衡问题。
