题记：随着光伏、风电在电力系统的装机、发电量占比提升，需要更加考虑电网友好方面的发展和技术提升，去补贴只是新能源发展的第一步，后面还有很长的路要走。不管接受还是抗拒，对新能源企业和电网公司来说，需要达成共识和互相理解。
日前，山西电网发文要求接入在35千伏及以上的已投产的新能源场站进行一次调频改造，并且明确了新投产的新能源场站须具备一次调频功能方可并网运行，引起了行业热议。但实际上，这并不是电网第一次推出风、光伏场站的快速调频改造。
早在2016年，西北电网（含青海、陕西、新疆、宁夏、甘肃）新能源场站就启动了快速频率响应试点工作，此后区域内的不少光伏电站业主也就快速调频改造等进行了招标。
2019年，南方电网也要求辖区内的广东、广西、贵州、云南、海南五省35 kV及以上电压等级并网的光伏电站以及110 kV及以上电压等级并网的风电进行一次调频，明确新建新能源场站在全场站正式投产运行后2个月内应进行一次调频试验并投入一次调频功能。此外，湖南、湖北以及山西也专门出台文件要求新能源场站需具备一次调频能力。
究其原因，随着我国光伏、风电装机的不断攀升，新能源在整个电力系统中的占比也逐步提高，“以风电、光伏为主的新能源发电因直接受到天气变化影响，发电很不稳定，相较于火电、水电等传统发电，这是极大的弊端”，国能日新一次调频技术专家告诉记者，随着新能源占比越来越高，大电网中这种输出电量波动将越来越明显，给电网维持供需平衡稳定带来极大挑战，同时传统的调频电站将很难响应这种频发的、大额的快速调整。”
“不仅仅是对电网提出了挑战，从用户端来说，电量的过多或过少带来的频率过高或过低，直接影响着用电设备的正常运转，会造成设备损坏或生产效率降低”，该技术专家补充道。
以西北地区为例，中国电科院新能源研究中心主任张军军在此前的演讲中介绍，为促进西北电网内新能源消纳，网内常规电源已按照“负备用”安排开机方式，挤占了具有转动惯量的常规水、火电机组空间，电源结构发生较大变化，电网可用的快速频率响应资源逐步减少。
来源：中国电科院
“中午时段新能源达日最大发电出力时，全网火电机组深度调峰运行，无法提供向下一次调频能力，电网频率控制特性的结构性困境日趋明显，造成频率安全风险进一步加大”，张军军补充道。
电网友好性将直接决定“十四五”光伏、风电的市场规模
实际上，新能源占比的迅速提升，对消纳以及电网稳定性带来的挑战已经成为共识。与要求快速调频改造类似的是，最近山东、青海等省份均在2020年的光伏竞价配置中提出了配套储能的要求。不少行业人士认为，消纳空间、调峰、电网安全这都是电网公司的职责，强加到新能源发电企业身上，这并不公平。“光伏电站好不容易要进入平价了，配套储能的话又回到以前了”，某行业人士抱怨道。
如果单纯从光伏行业的角度来看，这是可以理解的。但不得不引起关注的是，电网消纳已经成为风、光电站新增容量的决定性因素之一。从全国的装机规模来看，各省基本都要以电网公司给出的消纳空间来决定当年的新增规模。在国家优先消纳的支持性政策退坡之后，要想在竞争激烈的电力市场杀出一片天地，首当其冲的就是如何突破电网的约束。
其中利益集团博弈导致电力调度偏好等原因，这不是一个行业能够解决的问题，摆在光伏行业面前是，如何通过自身的努力去抢消纳。“让电网发自内心的支持光伏发展，首先最重要的就是如何让光伏电力成为电网友好型电源”，某资深能源行业人士余华（化名）感慨，尽管这个问题争议颇多，但不得不承认的是，这是光伏迈向市场化竞争无法回避的问题。
无论是快速调频还是储能配置的要求，都是基于这一大背景下的产物。余华认为，“如果新能源想要成为未来的主力能源形势，承担电网调频的职责是必不可少，这是‘成年礼’之后的光伏、风电不得不面对的现实”。
“新能源快速调频能力将会是和AGC、AVC一样，成为新能源电站必须具备的刚需能力，安装快速频率响应系统，也是电站响应电网要求履行电站责任的必要举措。通过快速频率响应功能工作的改造，机组调节速度和精度都将得到改善，电站整体发电控制效果将提升一个层次，能更加快速、准确的响应电网调度”，据国能日新技术专家分析称，随着电力交易和平价时代的到来，新能源电站对于电网是否“友好”是实现最大化消纳的重要约束条件，而快速频率响应功能及AGC/AVC正是保障电站发电优先权的主要利器。
快速调频将成为新能源场站必备“技能”
据张军军介绍，2016-2017年，西北电网新能源场站快速频率响应试点阶段工作全部完成。在报请国家能源局西北监管局同意后，2018年国家电网西北分部组织西北各省（区）电力公司及相关新能源发电企业开展了新能源场站快速频率响应功能的推广应用。目前，国内新能源参与电网一次调频已开展相关试点研究，逐步步入实用化阶段。
根据国家能源局2018年第8号公告已批准电力行业标准《电力系统网源协调技术规范》DL/T 1870，明确新能源场站应具备参与电网快速调频能力，该标准于当年10月1日起正式实施。
实际上，除了上述提到的已经明确发文要求新能源场站进行快速调频改造之外，东北、华东、华中以及华北地区也在“两个细则”考核中提出了相关的要求。
“一般单独发文要求进行快速调频改造的区域，都明确了满足接网条件的新能源电站必须在某个时间节点前完成改造，这样该区域符合条件的电站一般就会自觉的开展招标工作了。另外，目前部分地区有一次调频补偿，对于业主来说，早安装早得到补偿”，据知情人士透露，有些区域只是在双细则中提到了一次调频相关指标或考核标准，未明确下发通知，所以电站一般还在观望状态。这也和各区域新能源分布、占比有关，新能源占比相对高的区域，一般会加快开展速度。
不可否认的是，我国风、光装机规模正快速提升，各区域对新能源场站具备快速调频能力的要求已经势在必行。对于投资企业来说，这也是一项不可避免的“功课”。
据国能日新一次调频技术专家介绍，目前存量电站进行快速调频改造主要有以下几种可行的方案，包括改造电站AGC系统实现、新增快速频率响应装置实现、逆变器或风机自身改造实现以及配备具有调频功能的储能装置等。
现有AGC系统的改造主要受限于当前AGC装置的性能和厂家的改造能力等。同时，按照电网业务功能区分，一次调频（快速频率响应）和二次调频（AGC）的功能实现方式不同，两个系统的整合对于实际运行、调度等带来的影响目前尚不可知，并且改造再调试成本也不低；
新增快速频率响应装置是目前主流的方案，通过新增快速频率响应装置，和已有AGC配合联动，和机组建立独立专属通道，既不影响原有二次系统，还能专一、快速的实现需求功能改造，属于性价比最高的一种方案；
通过逆变器或风机等机组改造实现一次调频的方案想要大规模推广也比较困难。对于光伏电站来说，逆变器本身并不具备这种功能，想要改造使得每一台机组都能精确采集到电网频率变化，并迅速在调度控制的基础上实现一次调频响应，这并不容易达到。并且大多机组容量不同，所处环境导致可发功率也不相同，如何保障最终调节量满足要求，也是一大难题；
储能装置参与一次调频目前也是比较热门的话题，但储能装置本身高昂的投资造价，以及储能装置自身容量大小的限制，让众多投资者望而却步。但对于有些配备储能装置的电站来说，在不影响逆变器或风机出力的前提下，利用储能设备高速充放电来实现一次调频，也是可取的一种方案。
另外，专家提醒，当下大部分区域的新建电站都要求必须配备快速调频能力，所以新建电站首先要做的就是搞清楚当地对于该功能推广的具体要求，然后根据自身电站机组情况，要求机组厂家及通讯链路均要满足相应施工要求，使其具备快速调频相关要求，选择适当的厂家进行快速调频功能安装以及入网检测。
对于光伏、风电行业来说，只有尽力去解决电力波动性的先天劣势之后，才有资格去跟电网“谈条件”，来争取新能源的发展空间。
