我们都熟悉积极的公共规划的重要性。以路网为例。每天都有成千上万的人涌入城市，依靠合理的路径，规模适中的道路将他们送到他们想去的地方，为了保持交通畅通，道路规划者必须预测通勤人数，预定目的地以及道路养护，新建筑和公共交通等各种不利或有利场景的需求。
但是我们知道，如果没有基础设施的话，通勤者在路上拥堵的时间就会增加：每个人都无法避免漫长的交通堵塞，喇叭鸣笛，错过会议和上学迟到等而令人沮丧的情况。
不幸的是，这种类似的规划确实正在阻碍全国各地的电力公司、州政府和能源供应商消纳越来越多的分布式能源。
分布式发电，特别是太阳能光伏发电的普及率 从2000年以来以惊人的速度增长。2005年，由电力公司和独立发电开发商(IPP)在美国仅安装了79兆瓦的并网太阳能。到2013年，太阳能并网装置年发电量达到4600兆瓦，是八年前的58倍。美国2013年底的太阳能总产能已经超过了12000兆瓦，而十年前的总计不到100兆瓦。
这个成功的故事给电力公司和监管机构带来了新的挑战，特别是在电网互连方面。电力公司评估每个项目，无论规模大小，都希望它们与电网相互连接，以确保不引起可靠性，电能质量或其他负面影响。这个评估过程既花费时间又昂贵。另外，第一个触发区域电网升级的发电项目通常被迫承担全部的升级成本，尽管后续发电项目和区域消费者可以共享这些升级措施。
好消息是，通过适当的规划，这个僵局是可以避免的。这就是配网消纳规划（IDP）的概念 。IDP为各州解决阻碍可再生能源一体化的重大互连挑战（包括局域电网）提供了一条途径。IDP通过多步骤方法主动规划分布式能源（DER）集成到电网。首先，考虑适应当前状态下的分布式电源，计算不需要升级配电网的最大容量（称为“消纳容量”），并预测分布式电源和其他电源的预期增长。
通过结合这些元素，电力公司可以预先计划升级，以适应预期接入项目的容量增长，或者可能确定其他分布式能源系统可以解决预期影响的情况。电力公司还可以利用这些信息，将太阳能发电和储能等分布式发电（DER）紧密结合，为电网提供最大的利益。因此，电力公司可以根据IDP规划引导新能源项目的开发，而不是被动的系统接入分析。
加利福尼亚州公共事业委员会新能源消纳能力分析报告
“集成能力分析”或ICA通常称之为消纳能力分析。它的目的是为了模拟单个配电网甚至互联电网上的“节点”，以容纳额外的分布式能源的能力，这种能力不需要为了确保系统安全性和可靠性而进行显着的系统升级。ICA的核心是一个复杂的建模过程，收集关于配电网的详细信息，包括物理基础设施（导线，调压设备，变电站，变压器等），电网负荷的类型和负荷曲线特性以显示最大和最小负荷）以及电网上现有的发电机和负荷控制措施（包括屋顶光伏，需求响应等）。 将这些数据导入到模型中，基于现有的电网，创建一个“发电基线”，然后运行仿真以查看如果添加新的DER，电网将如何反应。 开发基线模型的过程以及运行仿真的方法包括数百个不同的策略，这些策略可以显着影响结果，无论是最终消纳能力数据还是其准确性。所以，执行新的项目接入时，检查场景列表非常重要。
一个“不靠谱的”工作组
继加利福尼亚州AB 327（2013）法案通过后，要求电力公司具备分布式资源接入计划，确定电网上分布式能源的最佳位置，公共事业委员会(CPUC)发起了一个程序，要求电力公司准备一个消纳容量分析的系统。当时，这个系统对CPUC、公用事业和相关利益相关者来说是一个新的领域。当时，CPUC要求电力公司进行一个示范项目，在每个电力公司配电系统全面改造之前，进一步开发和测试新能源消纳方法。
因此，CPUC成立了ICA工作组，向所有感兴趣的利益相关方开放，监督这些示范项目的开发和投入。一个出乎意料的情况是，工作组受到巨大的欢迎，有近60个利益相关方报名参加，代表十多家公司和组织，包括州际新能源委员会(IREC)，加利福尼亚纳税人倡导者办公室和电力公司。 核心工作组由大约15个不同的实体组成。AB 327法案通过近三年后，工作组于2016年5月开始，各电力公司于2016年12月提交了示范项目成果，2017年3月工作组提交了报告。
ICA案例
根据IREC的建议，工作组首先组织了对示范项目成果的评估，确定了ICA的核心“使用案例” - 因为知道如何使用分析对于评估结果至关重要。 工作组在较高层次上有广泛的共识，即有两个核心用例：
接入程序：ICA的第一个用例是用于电网接入程序，它既是一个信息工具，可以将项目指引到适当的位置，对接入方案有清晰的了解，而且实际上也可供电力公司在接入评估中使用。
配网规划程序：在这个用例中，消纳容量分析将被用来帮助作出更广泛的决策，以便如何规划和运行配电网，以便有效地适应越来越多的分布式发电（DER）。
小组发现虽然在使用案例方面达成了高层协议，但对于接入程序案例的细节方面仍存在不同意见，对规划使用案例的细节不足以使小组能够充分评估所开发的方法，是否满足全部需求。尽管如此，小组还是能够就接入用例大纲达成共识，并同意在未来几个月进一步确定规划用例。
经验教训
各州应开始举办能力分析过程，在建模工作开始之前，召集利益攸关方明确共同的愿景。用例很可能会随着时间的推移而变化，但知道如何应用这些分析，将大大影响分析方法选择，并可防止稍后方法设计上的颠覆。
选择消纳容量计算方法
在最初的办法中，示范项目开始之前，加州的电力公司开始采用了两种不同的方法。圣地亚哥燃气与电力公司（SDG＆E）和南加州爱迪生公司（SCE）选择使用所谓的“迭代”方法。 太平洋天然气和电力公司（PG＆E）根据电力研究院（EPRI）开发的技术，选择使用所谓的“简化”方法。但是，在授权示范项目时，委员会命令电力公司围绕单一方法进行汇总。 既然每个人都知道有利弊，工作组就决定每个电力公司都要测试两者，两个配网规划领域的方法论，还将每种方法应用到一个相同的参考电路，以使电力公司能够确保方法的一致性。
迭代方法“基于配电系统上每个节点的连续潮流仿真迭代，而简化方法使用一组方程和算法来评估配电系统每个节点的电力系统指标。
应该指出的是，还有第三种方法，即所谓的“随机方法”，目前Pepco在其大西洋中部地区正在使用，EPRI进一步将其简化的方法发展成现在称之为** “DRIVE”工具**。 遗憾的是，这些都没有在加利福尼亚州进行测试。
2016年12月份提交的最终报告记录了两种方法的结果：
该精简的方法是显著快（从计算的角度来看）运行，但它有准确的问题（包括过去，低估托管容量）的不可忽略多的情况下，特别是当它来对复杂的电路，并且相对于电力公司评估的四个电力系统标准中的两个：电能质量/电压和保护。
该迭代方法的结果被认为是足够准确的，但在运行模式是计算密集型的，因此需要更多的资源来部署，可能不能够经常根据需要改变模型，并用于规划方案分析。
既然这两种方法都不是最好的，工作组必须选择哪种方法来推荐在整个公用事业领域全面推广。工作组明确界定了接入用例，对于许多参与者来说，这是比较直接的评价标准（虽然大家也都承认规划用例的价值）。由于电网的安全性和可靠性依赖于准确性，因此接入决策的准确性至关重要，项目开发人员需要根据其在特定地点以低成本进行连接的能力作出财务决策。 因此，工作组总体上推荐使用整个接入用例的迭代方法，而PG＆E则包括一个“混合方法”的替代方案。
PG＆E分别建议使用简化的方法在地理信息中发布消纳容量结果，而使用迭代方法在逐个项目的基础上作出实际的接入决策。 包括IREC在内的非公用事业部门的利益相关者认为，这种方法将会破坏接入用例的一个更重要的目标：潜在的申请人能够使用公开可用的地图准确地确定其接入容量。SDG＆E和SCE也同意他们不想部署这两种方法。电力公司立场差异背后的原因之一是其配电系统模式的现状，以及他们目前依靠完成分析的软件和其他工具的类型。
工作组最终确定，他们没有足够的关于计划用例中所作决定类型的信息，以便对这种情况的方法进行相同级别的详细评估。 该小组认识到，迭代方法在需要在系统范围内运行多个不同场景的情况下可能会有问题，但也不愿推荐部署两种不同的方法。 此外，如果结果最终将被用于做出具体的投资决策（即升级特定的配网线路或变压器等），并批准升级类型的整体支出计划，则精简方法中的不准确性可能会造成跟多的问题。
经验教训
选择的方法非常重要，在进行全系统分析之前，应仔细考虑和评估（并进行充分的审查）。 加利福尼亚的示范项目和ICA工作组报告的比较研究和结果提供了非常有价值的信息：公开提供了两种可能的方法。其他公用事业和国家委员会应审查和理解从加州示范项目中收集的经验教训，因为这些经验教训可能非常适用于美国。
计算效率改进和成本估算
在工作组的讨论过程中，公用事业公司确定了一些可以对迭代方法进行变更的方法，以减少计算负担，同时提供准确和有用的结果。由于大多数工作组选择了迭代方法，因此这些变更尤为重要。 有两个因素被认为对处理时间和成本具有特别重大的影响：负荷曲线应该包括的小时数（即24,96,576等）以及模型更新的频率（每年，每月，每周等）。
该小组要求对每种方法的合理情景进行基本估计，并要求公用事业公司确定与每种情景的一组定义敏感度相关的成本因素。电力公司准备了估计，但工作组的非电力公司成员发现，他们缺乏足够的信息来指导决策过程。 部分原因是由于时间较短，电力公司无法确定敏感性，将成本分解成多个类别，而且在大多数情况下，所提供的范围其高端产品是低端的两倍。工作组的报告包含讨论如何考虑费用估计和现在可以得出什么结论，以及如何解决今后的费用问题和下一步措施的建议。
非电力公司工作组成员一致建议推进576小时和每周更新方法，并要求委员会试点实施这种方法三年，并详细追踪成本。 在试点结束的时候，他们建议委员会评估实际成本，并考虑缩小计算尺度的必要性。
经验教训
对于消纳容量计算能力的成本以及电力公司开发更有效的方法来管理流程的能力，仍然存在相当大的未知数。 然而，工作组认为，由于增大粒度（降低精确性）对实现用例目标很重要，因此加利福尼亚电力公司可能会尝试全面部署； 成本上限以及在三年试用期后重新考虑收益和成本的机会可能有助于避免成本超支。委员会的监督对于提高成本效益和确保长期的成本透明度也是非常重要的。
其他技术细节还有待解决
工作组还就下一个月应该修改或需要进一步审议的方法提出建议。工作组报告中列出了完整的清单，但其中一些特别重要。
示范项目评估的电力系统标准之一是“安全/可靠性”，尽管IREC认为将此标准简单地定义为“操作灵活性”会更准确。在许多情况下，“运营灵活性”是DER消纳能力最受限制的因素。尽管委员会已经指示公用事业公司在其方法学中避免采用启发式（即经验法则）方法，但电力公司却无法确定依靠实际功率流模型而不是启发式测量来评估安全性和可靠性影响的方法。因此，电力公司通过粗略的测试，通过检查SCADA设备是否有任何反馈，来确定其操作灵活性是否有任何限制。这里的推理是，如果电力公司在故障或紧急情况下转移负载和发电的能力受到限制，则可能出现安全或可靠性问题。
尽管工作组成员理解电力公司为了保持系统安全性和可靠性而需要限制某些运营灵活性的理由，但没有证据表明绝对的消灭运营灵活性必然会带来有意义的安全性和可靠性收益。例如，电力公司是否需要30个不同的配置选项，或者说20个足以保护可靠性？ 或者，安全性和可靠性问题能否以不同方式解决而不会限制消纳能力？ 因此，工作组同意在这个时候继续使用这个标准（在接入过程中可能会进行修改），但是建议电力公司继续寻找更准确的方法来确定安全和可靠性风险。该小组还向委员会表示，可能需要进行更广泛的政策讨论，围绕如何更好地解决DER整合方面的业务灵活性问题。
另一个需要进一步考虑的重要问题是如何将智能逆变器（虚拟同步机）的使用进行适当的建模和集成到消纳容量分析中。人们普遍认识到，使用智能逆变器有助于在某些情况下增加消纳容量，因此任何旨在复制现场条件的消纳容量分析都需要考虑到其功能，因为系统上将部署更多的这种类型设备。 但是，这些电力公司需要更多的时间与他们的系统软件供应商合作来定义一个这样做的方法。电力公司还致力于与软件供应商合作，确定允许电压调节设备在模型中“浮动控制”的方法。
最后，重要的是要认识到，虽然电力公司的目标是将其整个系统建模到节点层面，但这项工作目前不包括直接连接到最终用户的单相线路。为了使用消纳容量结果更充分地实现接入过程的自动化，有必要在分析中包含这些单相线路，因此工作组把这一项作为明年的一个高优先级行动。工作组将至少再开会六个月，试图解决其中的一些问题。
经验教训
消纳能力分析是复杂的，多方面的，代表了分布式能源网格规划和整合的新领域。 尽管来自领先州的重要经验教训应该帮助其他州超越最初的学习差距，但只要发现新技术并开发新的需求或用途，这些分析就可能继续发展。
一个真正“协同”
最后，IREC提供了一些有关加利福尼亚工作组进程的进一步的观察，以及它与我们参与的其他工作（加州和过去十年来IREC介入的30多个州）相比的情况。 尽管上面的总结强调了工作组尚未达成共识的一些领域，但这些差异点肯定不是本工作组报告的重点。相反，这是一个积极的过程，电力公司和利益相关者真正共同合作，并能够就一个非常密集和复杂的主题在许多关键点上达成一致，最终将导致一个真正有价值的，变革的工具。
加利福尼亚电力公司为了测试不同的方法，开展相互合作，开发一种能够产生相对一致的结果的方法以及他们愿意考虑和回应从利益相关者反馈的意见。利益相关者和电力公司之间的这种密切的合作，可以得到面向大多数利益相关者站得住脚的结果，这在我们过去的经验中是相对较少的一种协作。
IREC赞赏公用事业，利益相关方，促进者和委员会花时间和努力使这一过程成为一个真正有意义的过程。我们希望CPUC委员会迅速采取行动，作出一项考虑到工作组结果的决定，并允许电力公司在其系统中部署ICA应用。我们期待着帮助他人通过这一过程吸学习和取的许多经验教训，并看到这种先进的工具将被部署，以大大减轻未来几年在加州的DER集成的困难程度。