Page 148 - 2025年第56卷第11期

图 13 风光不确定性因素变化下水风光互补系统风险结果

图 14 径流不确定性因素变化下水风光互补系统风险结果

性演变率为 0.4、蓄能水平为 5 时，弃水概率较不确定性演变率为 0.1 情形下高出 0.2，增幅约 1.4 倍。
进一步分析发现，其影响主要集中在蓄能水平 3—6 区间。受水库调节能力影响，低蓄能时库容充足，
可缓解弃水；高蓄能时弃水已显著，不确定性边际效应减弱。
（3）不同风光规模影响分析。为分析不同风光配比下的风险差异，本文以平水年某一汛前蓄能水
平为例，比较三种装机方案：光伏高、风光等比、风电高，具体见表 5。结果表明，不同风光配比对
年末蓄能不足和汛期弃水风险影响较小，但风电占比越高，枯水期水风光互补系统缺电风险越低。如
场景 1 相较场景 3，风险降低 0.039，降幅近 50%，主要因风电利用小时数高，提升了供电能力。然而，
风电比例上升也显著增加其弃电风险，场景 3 的风光弃电概率几乎为场景 1 的两倍，主要由于风电波
动性大，调节难度增加，系统调峰受限。

表 5 不同风光规模下相同汛前蓄能风险差异对比
风光配比 枯水期缺电风险 年末蓄能不足风险 汛期弃水风险 风光弃电风险
场景 1（风 4497 MW，光 570 MW） 0.034 0 0.492 0.213
场景 2（风 2533.5 MW，光 2533.5 MW） 0.516 0 0.481 0.152

场景 3（风 570 MW，光 4497 MW） 0.073 0 0.486 0.115

因此，尽管高风电占比有利于降低缺电风险，但为缓解水风光互补系统弃电问题，仍需配套储
能。本结果可为不同规模的水风光互补系统风险分析提供参考，建议在汛前蓄能决策时综合考虑弃
电、缺电及调度适应性问题。

4 结论

水风光互补系统在实际调度运行中面临多重风险。本文提出水风光互补系统梯级水电汛前蓄能风
险分析方法，以量化不同汛前蓄能下消落期、蓄水调整期面临的多阶段关键运行风险，进而为调度人
员提供有价值的汛前蓄能控制决策信息，提升系统运行的可控性和可靠性。并以实际水风光互补系统
为例进行了分析验证。主要结论如下：（1）平水或偏丰情况下，系统面临弃水和风光弃电风险，且弃
水风险随着汛前蓄能增加而快速升高；风险保守标准下，梯级汛前蓄能不宜超过 26.5 亿 kWh。（2）来
水偏枯情况下，系统同时面临枯水期缺电和年末蓄能不足风险，且存在互斥关系，汛前蓄能控制需要
平衡二者风险。（3）风险分析应考虑年初蓄能对枯水期电力的影响；年初不同蓄能下，相同汛前蓄能
控制下，由于来水差异导致的枯水期缺电的风险概率和损失相差很大，平均风险损失相差近三倍。

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