国家能源局今年8月发布的《国家发展改革委 国家能源局关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》提出，存量水电基地可结合送端水电出力特性、新能源特性、受端系统条件和消纳空间，研究就近打捆新能源电力的“一体化”实施方案。水光互补发电是“风光水火储一体化”的主要形式之一，目前西南地区已开展了相关项目规划或前期工作。3月，云南省提出科学有序推进300万千瓦光伏建设，有意在楚雄等光照资源条件较好的地区布局水光互补发电项目。6月底，国家能源局综合司发布《关于公布2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果的通知》，贵州120万千瓦和广西10万千瓦水光互补光伏发电项目拟纳入2020年光伏发电国家竞价补贴范围项目名单。科学推广水光互补发电，对促进可再生能源高质量发展、提高电力系统运行效率、推动能源绿色低碳转型具有重要意义。

水光互补发电是充分利用水电站已有送出线路通道和水电机组快速调节能力，将光伏发电和水电机组电力联合打捆送出，提高线路通道利用率，减少光伏发电波动性影响，降低系统备用。水光互补发电控制主要包括AGC和AVC控制。

其中，AGC控制是在保证水电机组和光伏发电设备安全可靠运行的前提下,综合考虑光伏发电出力预测、水库调度、水电机组运行工况和耗量特性等因素，实现有功和频率自动调节。控制原理是将光伏电站视为水电站一台不可调节的机组，通过水电机组的快速调节平滑光伏出力波动，满足光伏发电需求，同时保证总出力符合调度控制要求。此外，AGC控制设置了水电机组联合振动区和动作阈值，确保水电机组出力在合理范围，减少因光伏频繁波动而增加的调节次数。

AVC控制则是通过协调光伏电站动态无功补偿装置和水电机组无功调节能力，联合实现无功和电压自动控制。根据电压或无功控制指令，系统优先调用光伏电站无功补偿设备，在难以满足要求的工况下再采用水电机组参与无功调节，提高水电机组运行可靠性和稳定性。

尽管水光互补发电优势明显，但当前仍有多个问题值得关注。

一是水光容量配比问题。水光互补发电可减少光伏直接并网对系统的影响，但也降低了水电机组调节能力和运行灵活度。因此，合理的水光容量配比是发挥水光互补发电优势和作用的关键。应基于土地资源、环境保护、流域航运及防洪要求，结合水库库容、水电机组调节性能、电力消纳空间、负荷特性、系统调峰需求及送出通道容量等条件，统筹确定光伏发电容量。此外，在互补控制系统中，水电机组联合振动区等参数设置应与光伏发电容量相匹配，以免影响水光互补发电运行效果。

二是消纳与接入系统问题。西南地区的大中型水电站以220千伏及以上电压等级并网为主，电力一般需远距离传输至负荷中心消纳。对于光伏电站接入系统来说，应首先分析清楚电力消纳方向，详细论证光伏电站直接与大中型水电站打捆送出的必要性。若近区具备消纳空间和送出条件，则优先考虑光伏电站通过低电压等级接入周边站点；若近区无消纳空间或不具备送出条件，对各类外送方案进行充分的技术经济比较后，可推荐光伏电站接入高电压等级的水电站升压站，通过水电站已有线路打捆送出。

三是与常规电源协调问题。光伏发电以水光互补形式大规模发展，将挤占常规电源的电量空间，导致部分机组低效运行，加剧电源企业间的利益冲突。由于目前电力市场辅助服务机制尚未完善，常规电源的基础支撑作用若被削弱，将影响电力系统安全稳定性。因此，需统筹水光互补发电与常规电源协调发展。

四是对电网运行影响问题。西南区域光伏大规模并网将对黔西南、黔西北、滇西北等电力外送断面持续造成压力。随着大量的电力电子元器件接入系统，可能导致转动惯量下降、短路容量支撑不足、次同步谐振等新问题，影响电网安全稳定运行。

针对上述问题，建议加强规划协同，统筹各方需求，促进水光互补高质量发展。首先，统一开展西南地区大中型水光互补发电规划，推动国土、环保、水利、电源、电网等各方共同参与，统筹考虑资源条件、环境保护、防洪航运、电力消纳送出、电网调峰和安全稳定等要素，实现多目标协同。

同时，完善技术标准，规范管理体系。建议结合电力系统安全稳定导则、水电站和光伏电站设计、水库调度管理等规程规范要求，制定大中型水光互补光伏发电项目的技术标准，明确水光互补合理渗透率、送出校核和调度运行等原则和要求，加强规划、设计、建设和运行的规范管理。

此外，还要健全市场机制，促进协调发展。西南地区全额保障性收购可再生能源电量的压力较大，新能源发电的市场价值尚未充分体现。建议坚持市场化原则，积极推动新能源发电参与市场化交易，加快电力辅助服务市场建设，促进源网协调，推动水光互补发电高质量发展。

　　（作者均供职于南方电网能源发展研究院）