面向新能源不確定性的西北電力電量平衡機制

01西北電網(wǎng)電力電量平衡風險分析1.1

基于新能源可信出力的電力電量平衡分析不同時間尺度下的電力電量平衡分析是制定電網(wǎng)機組調(diào)度及外送運行方式、安排電源電網(wǎng)規(guī)劃方案的基礎?；谖鞅彪娋W(wǎng)新能源發(fā)電歷史數(shù)據(jù)，結(jié)合新能源歷史統(tǒng)計出力數(shù)據(jù)，將部分新能源可信出力納入日前平衡計劃中，替代火電開機備用。在日內(nèi)運行時，若新能源實際出力大于日前預測出力，且常規(guī)機組已處于最小出力，則新能源存在棄電風險（見圖1的時段1）；若新能源實際出力遠小于日前預測出力，且常規(guī)機組上調(diào)容量不足，則部分時段全網(wǎng)最大發(fā)電功率將小于最大負荷需求，即電網(wǎng)存在損失負荷的風險（見圖1的時段2）。圖1

新能源出力不確定性下的供需失衡風險Fig.1

Powersupply-demandimbalanceriskscausedbyrenewableoutputuncertainties1.2

考慮新能源可信出力的備用容量留取模式電網(wǎng)的備用容量留取原則一般為預測負荷的2%~5%，用來平衡短時間尺度下的源荷側(cè)波動。考慮到現(xiàn)階段西北電網(wǎng)負荷預測準確率約為99%，基于正態(tài)分布來刻畫負荷預測誤差的概率分布，建立負荷預測偏差概率密度函數(shù)，基于西北歷史統(tǒng)計數(shù)據(jù)，系統(tǒng)損失負荷概率與備用率的關系如圖2所示。系統(tǒng)備用率的提升可有效降低系統(tǒng)切負荷的風險，但風險降低效果呈現(xiàn)非線性關系且逐漸變緩，在電網(wǎng)運行中，若要求將系統(tǒng)切負荷風險概率降至1%以下，則需將系統(tǒng)備用率提升至3.8%以上。圖2

系統(tǒng)備用率與切負荷風險概率關系Fig.2

Therelationshipbetweensystemreserverateandloadsheddingriskprobability在電網(wǎng)新能源裝機規(guī)模比較小時，系統(tǒng)備用容量可由常規(guī)火電機組提供，但此種備用方法會增大火電機組出力、降低新能源的消納空間。西北電網(wǎng)采取將部分新能源可信出力納入備用的模式，新能源納入備用的容量等于新能源預測出力乘以新能源出力納入備用的比例。日前預測新能源出力納入備用的比例越高，消納空間越高，但由于新能源預測不準確，系統(tǒng)供電缺口風險也相應增加。以2020年西北最大負荷典型日為例，統(tǒng)籌考慮負荷與新能源出力的綜合預測誤差，設置3.8%系統(tǒng)備用率、1%系統(tǒng)損失負荷風險概率的應用場景，在最大負荷時刻，西北電網(wǎng)新能源備用納入比例為0.39，納入備用量為9733MW，即面臨最大負荷時，需要新能源最小出力為9733MW。在實際運行中，西北電網(wǎng)采取基于保證出力（供電保證率95%）的模式將新能源納入備用?；诮y(tǒng)計數(shù)據(jù)，全網(wǎng)新能源預測出力所對應的備用納入比例如表1所示。在新能源裝機容量一定時，其預測出力越高，存在的潛在預測偏差越高，為降低電力電量失衡風險，新能源納入備用比例會進一步下降，以實現(xiàn)火電機組合理開機。表1

實際運行中的新能源納入比例Table1

Ratioofrenewableenergyoutputincludedinthesystemreserveduringactualpowergridoperation1.3

與電網(wǎng)發(fā)展規(guī)模相匹配的新能源最小出力測算分析進一步建立電網(wǎng)電力電量平衡測算體系，評估不同源網(wǎng)發(fā)展場景下的西北地區(qū)新能源最小出力需求，全網(wǎng)電力電量平衡方程式為其中，式中：PN0，PN,new(k)，PN(t)分別為新能源基準裝機、k時增量裝機及t時下新能源實際出力；PL0，PL,new(k)，PL(t)分別為用電基準負荷、k時增量負荷及t時下的實際負荷；PS0，PS,new(k)，PS(t)分別為基準跨區(qū)外送功率、k時外送增量功率及t時下的實際外送功率；PG0，PG,new(k)，PG(t)分別為常規(guī)機組基準裝機、k時增量裝機及t時下的實際出力；α為常規(guī)機組的最小技術(shù)出力系數(shù)。依據(jù)歷年來西北地區(qū)新能源出力統(tǒng)計數(shù)據(jù)，在目標置信水平τt下，不同新能源裝機規(guī)模下的新能源保證出力為式中：為置信水平τt下新能源保證出力與新能源裝機容量的函數(shù)關系。其中，新能源機組裝機與新能源保證出力呈單調(diào)正相關關系。定義變量來表示負荷及跨區(qū)外送增量需求預測偏差的綜合影響。負荷增量需求預測偏差ΔPL,new的概率分布為f(α)，跨區(qū)外送增量需求預測偏差ΔPS,new的概率分布為g(α)，則變量ΔPG(t)的聯(lián)合概率密度分布可表述為電網(wǎng)通過靈活調(diào)度常規(guī)機組以實現(xiàn)西北地區(qū)的電力電量平衡，當常規(guī)機組以最大出力發(fā)電時，考慮負荷預測偏差，電網(wǎng)所需新能源最小出力為在進行電力平衡風險概率評估時，定義其中H0為新能源最小出力大于目標置信水平τt下新能源保證出力的概率值。西北電網(wǎng)近幾年不同置信水平下新能源保證出力如圖3所示?？紤]到西北電網(wǎng)新能源發(fā)電隨著裝機的增加而提升，西北電網(wǎng)新能源保證出力呈現(xiàn)逐年增長特征，基于歷史統(tǒng)計數(shù)據(jù)得到的保證出力，可指導遠期源網(wǎng)合理規(guī)劃與科學布局。圖3

近年來西北電網(wǎng)新能源保證出力Fig.3

TheensuredoutputofrenewableenergyinNorthwestpowergrid02西北電網(wǎng)電力電量平衡特征及挑戰(zhàn)

當前西北電網(wǎng)平衡安全可分為2種：一種是新能源高比例消納及電力可靠供應要求帶來的電力平衡風險，主要由電網(wǎng)負備用、新能源預測偏差及負荷偏差引起；另一種是轉(zhuǎn)型下電源結(jié)構(gòu)性矛盾帶來的電量平衡風險，主要由極端天氣、用電增長、跨區(qū)外濟容量不足、源荷發(fā)展不匹配以及新能源無法提供可信出力引起。2.1

新能源高水平利用及電力可靠供應要求下的電力平衡風險1）新能源出力波動性與負荷尖峰化致使電力緊平衡。新能源出力與風光等一次能源及氣候條件緊密耦合，無風無光的氣候條件及高溫寒潮等極端天氣易對系統(tǒng)的新能源發(fā)電能力帶來沖擊，而難以預測的多風及晴朗天氣會進一步挑戰(zhàn)系統(tǒng)新能源消納能力。目前，風光典型出力置信系數(shù)為5%~15%及0%~15%，疊加極端氣候場景影響，西北區(qū)內(nèi)區(qū)外同步的局部時段尖峰負荷與新能源出力特性難以匹配，新能源對電力的平衡支持能力不足。2）新能源出力不確定性導致電力平衡存在缺口。在時間尺度上，西北電網(wǎng)可基本實現(xiàn)未來4h內(nèi)的新能源發(fā)電出力可靠預測，但超過4h的新能源出力預測準確性不足，對火電機組啟停計劃提出較高要求；在空間上，目前新能源出力預測以省為單位，對于電網(wǎng)關鍵區(qū)域、重要通道近區(qū)的新能源出力關注較少，難以為調(diào)度運行提供決策依據(jù)。3）常態(tài)化負備用模式增加備用不足平衡風險。西北電網(wǎng)采取“全網(wǎng)常規(guī)電源負備用”的備用留取模式，該模式將新能源預測的95%置信概率出力納入備用。2020年西北電網(wǎng)常規(guī)能源負備用在500萬~1000萬kW，為新能源提供增發(fā)空間約230億kW?h，增發(fā)效果明顯。但該模式下，電力平衡已不由常規(guī)能源完全保障，而是取決于新能源出力。該種模式將電網(wǎng)平衡決定權(quán)交給了新能源，且備用計劃的制定遵循分調(diào)度區(qū)獨立的原則，因此，在應對諸如新能源爬坡、機組大規(guī)模脫網(wǎng)等高風險事件時，部分風險區(qū)域可能出現(xiàn)由于備用資源不足而造成失負荷的情況。4）調(diào)峰資源有限制約新能源高質(zhì)量消納。目前，電網(wǎng)晚高峰電力缺口持續(xù)增大導致切負荷風險，日間調(diào)峰能力嚴重不足導致棄風棄光風險。西北地區(qū)調(diào)峰電源主要為梯級水電及煤電。其中，庫容水電受來水、防汛、防凌等多因素影響，全年豐平枯調(diào)峰能力差異較大，調(diào)節(jié)平衡能力有限；而部分煤電機組雖然已實施靈活性改造，深調(diào)可降至20%額定功率，但隨著西北地區(qū)火電裝機占比逐步下降，難以全面支撐全網(wǎng)深度調(diào)峰。5）需求側(cè)靈活性資源不足。需求響應主體多元，但受激勵價格、響應模式、技術(shù)手段的約束，實施規(guī)模偏小。一是現(xiàn)階段大多以有序用電方式“削峰”，在迎峰度夏、度冬等高峰時段開展有序用電，而難以引導負荷在低谷時段充分“填谷”。二是實時電價機制暫不成熟，現(xiàn)行西北峰谷時段的劃分不準確、調(diào)整不及時，缺乏負荷側(cè)高效引導手段。三是需求側(cè)響應基礎設施尚未普及，西北電網(wǎng)“虛擬儲能”等新型主體調(diào)節(jié)模式仍尚未大規(guī)模應用。2.2

電源結(jié)構(gòu)性矛盾下的電量平衡風險1）常規(guī)電源“頂峰兜底”保障作用不足。受環(huán)保督查、安全生產(chǎn)整治等情況影響，常規(guī)火電改造滯后，加上靈活性改造后火電參與調(diào)峰調(diào)頻的邊際效益持續(xù)下降，火電企業(yè)普遍缺乏靈活性改造積極性；此外，為提高利潤，對沖煤價高企和低負荷率影響，部分火電轉(zhuǎn)型熱電聯(lián)產(chǎn)模式，一定程度上降低了機組發(fā)電能力。2）新能源及水電發(fā)電量季節(jié)性差異大。新能源大發(fā)月與小發(fā)月的發(fā)電量存在波動，在迎峰度冬期間，將疊加防凌期、枯水期、低輻照度、風資源持續(xù)偏小等因素，電量供應出現(xiàn)硬缺口的概率極高。3）外送通道及配套電源需持續(xù)優(yōu)化?！笆奈濉睍r期，預計西北沙戈荒大型風光基地規(guī)劃建設約1.2億kW，且有超50%電量外送。現(xiàn)有西北網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、站點布局及外送能力較難滿足地區(qū)風光高速發(fā)展需求。需進一步加快跨省跨區(qū)通道建設及配套電源投產(chǎn)，全面提升新能源空間配置能力。4）省間現(xiàn)貨市場機制需進一步完善。西北電網(wǎng)各?。▍^(qū)）間的負荷及新能源出力特性在季節(jié)上存在互補性，省間交易需求較大。一是缺乏靈活高頻的省間短期現(xiàn)貨交易機制，大量省間短期交易難以撮合；二是現(xiàn)貨市場與中長期市場銜接機制不清晰，在應對新能源預測偏差、線路故障等場景時，現(xiàn)有現(xiàn)貨市場機制難以滿足新能源交易及消納需求。

03西北電網(wǎng)電力電量平衡工作實踐

為應對新能源波動性，保障西北區(qū)域全網(wǎng)電力電量平衡，西北電網(wǎng)開展了一系列的前期工作探索。1）在源側(cè)新能源預測方面，建立預測分級、預警標準和實用化分級響應指標，根據(jù)統(tǒng)計新能源可用功率-電量貢獻率的特征，結(jié)合棄電控制目標、電網(wǎng)備用等因素，開展新能源預測電量分級預警工作，為電網(wǎng)柔性調(diào)度提供依據(jù)。2）在網(wǎng)側(cè)柔性調(diào)度方面，提出將部分新能源可信出力納入電網(wǎng)備用的運行機制，定量剖析了系統(tǒng)備用率與失負荷風險、提升新能源消納空間的耦合關系。結(jié)合西北電網(wǎng)各省錯峰特性，進一步將區(qū)域內(nèi)備用共享機制拓展到跨大區(qū)層面，跨區(qū)直流可回降量納入西北備用體系，實現(xiàn)“負備用”容量更大范圍和規(guī)模的常態(tài)化。3）在荷側(cè)需求管理方面，在調(diào)研分析西北電網(wǎng)各類型負荷特性的基礎上，開展了系列峰谷電價優(yōu)化、提質(zhì)增效的措施。如2019年在青海開展了鐵合金行業(yè)峰谷電價優(yōu)化試點工作；2020年初，西北五省公司制定了利用峰谷電價提升負荷側(cè)調(diào)控能力試點推廣方案，穩(wěn)步擴大峰谷電價優(yōu)化范圍和規(guī)模，推動西北電網(wǎng)需求側(cè)主動響應的電網(wǎng)運行新模式。4）在市場建設方面，一是豐富實時交易品種及類型，針對不同需求提出日前、實時雙邊交易、主控區(qū)置換等多種靈活、高效的日前及實時跨省短期交易品種，通過開展高頻密集的實時交易充分調(diào)用全網(wǎng)資源，促進新能源消納。二是提出自備電廠“虛擬儲能”模式，挖掘各類手段的調(diào)峰能力，進一步完善調(diào)峰服務市場規(guī)則，以提高傳統(tǒng)能源發(fā)電機組調(diào)峰的主動性與積極性，提升新能源消納空間。5）在機組檢修方面，針對停電工程，借鑒事故分級模式，通過新能源風險辨識、分級及預警，實現(xiàn)網(wǎng)、源兩端停電工作統(tǒng)籌、協(xié)同，保障新能源消納最大化。同時，結(jié)合新能源發(fā)電資源月際間分布規(guī)律，避開新能源大發(fā)時段，形成基于新能源消納的停電“窗口期”。

04面向高比例新能源電網(wǎng)的電力電量平衡關鍵技術(shù)及配套市場機制

電力電量平衡分析本質(zhì)上是在不同時間尺度下，通過對發(fā)用電平衡邊界的預測，根據(jù)不同平衡場景實際需求，基于規(guī)劃、運行、市場等各類型綜合平衡方法，實現(xiàn)對源側(cè)多元機組出力、荷側(cè)柔性負荷、網(wǎng)側(cè)綜合互濟、儲側(cè)靈活調(diào)控等各類調(diào)節(jié)性資源的合理安排，以實現(xiàn)指定場景中可靠、低碳、靈活、經(jīng)濟等多類型目標綜合優(yōu)化。電力電量平衡關鍵技術(shù)如圖4所示。圖4

電力電量平衡關鍵技術(shù)Fig.4

Keytechnologiesforpowersupply-demandbalance4.1

短期電力平衡機制為應對新能源短期波動性，實現(xiàn)新型電力系統(tǒng)對新能源不確定性的快速響應，以源網(wǎng)荷柔性調(diào)度及市場機制配套為著眼點，采用靈活調(diào)控手段引導主體主動參與至平衡機制中，保障短時間尺度下的電力平衡。4.1.1

區(qū)域發(fā)用電預測高比例新能源電力系統(tǒng)預測主體多、時空尺度廣、耦合影響因素多維、數(shù)據(jù)模式復雜。新能源與負荷預測作為指導電力系統(tǒng)運行的基本環(huán)節(jié)，傳統(tǒng)確定性的預測方法預測準確性低、擴展性差、數(shù)據(jù)處理難度大，不適用于高不確定性下的電力系統(tǒng)供需態(tài)勢預測。由此，國內(nèi)外專家學者提出一系列概率預測技術(shù)，通過評估預測不確定性的概率分布，實現(xiàn)對預測對象的概率分布信息的量化分析與建模。概率預測時間尺度有超短期（秒級）、短期（小時級、天級）、中長期（月度、季度）；主要表現(xiàn)形式包括概率密度預測、分位數(shù)預測、區(qū)間預測等；采用的方法有統(tǒng)計學預測方法、人工智能預測方法、組合預測方法等。對于風、光、水及負荷等源荷側(cè)差異化對象，以及不同時間尺度下需求場景，可分別選取不同的輸入元素及多類型的預測模型算法提升預測準確度。4.1.2

柔性調(diào)度機制為保障電力系統(tǒng)中長期/實時電力電量平衡，解決辦法之一是基于全網(wǎng)電力電量平衡指標，通過完善電網(wǎng)現(xiàn)有的優(yōu)化調(diào)度機制和管理手段，減少預測偏差帶來的不確定性影響。系統(tǒng)歸納了電力電量平衡指標，指出高比例新能源電力系統(tǒng)不能僅以電力電量平衡充裕度為目標，在規(guī)劃配置時還需考慮經(jīng)濟性、新能源消納率、碳排放率等多維目標。介紹了面向電力電量平衡的剩余容量日利用小時控制法、余荷逐次后移法等模型方法在源側(cè)機組調(diào)度的應用。分別基于機會約束、魯棒優(yōu)化、多階段優(yōu)化、隨機規(guī)劃等建立了考慮新能源預測誤差與負荷不確定性下電網(wǎng)電力電量平衡經(jīng)濟調(diào)度模型和方法。分別提出了日前、日內(nèi)、實時等多時間尺度柔性調(diào)度機制，結(jié)合多類型的柔性響應負荷，對調(diào)節(jié)性機組進行滾動協(xié)調(diào)調(diào)度，以提升電網(wǎng)電力電量綜合平衡能力。高占比新能源電力系統(tǒng)預測、調(diào)度、運行涉及多目標、多因素的協(xié)調(diào)耦合，現(xiàn)階段研究多采用不確定集構(gòu)建、多場景生成等方式描述隨機不確定因素，在確保系統(tǒng)電力電量平衡可行下獲得經(jīng)濟調(diào)度策略。但優(yōu)化過程決策變量與約束條件多，存在計算負擔重、收斂不穩(wěn)定、邊界等效假設較強等問題?？蛇M一步考慮通過數(shù)據(jù)驅(qū)動方式實現(xiàn)高比例新能源電力系統(tǒng)的可觀和可控，利用新型機器學習算法構(gòu)建替代傳統(tǒng)物理建模方法，實現(xiàn)電力系統(tǒng)的自趨優(yōu)電力電量平衡。4.1.3

靈活備用機制間歇性新能源與可響應負荷的廣泛接入對靈活備用機制提出了更高要求，備用配置應并行考慮負荷與新能源的波動特性以降低系統(tǒng)失負荷風險。備用機制的不確定性處理方法包括3種。1）統(tǒng)計學配置方法：基于新能源歷史出力數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析，可得到生成新能源出力的概率分布函數(shù)，以新能源出力置信區(qū)間的下邊界（即一定保證出力）為標準，將新能源保證出力納入備用，如西北電網(wǎng)采取的備用留取模式。2）概率性配置方法：統(tǒng)籌考慮供需不確定性，通過設定電力系統(tǒng)供電可靠性置信區(qū)間并在該置信區(qū)間范圍內(nèi)滾動優(yōu)化備用方案，如建立考慮電網(wǎng)檢修、預測誤差等約束在內(nèi)的基于機會約束規(guī)劃的備用優(yōu)化方法；提出了基于新能源發(fā)電偏差優(yōu)化的備用容量在線滾動決策模型以保障供電可靠性。3）風險性配置方法：基于風險指標實現(xiàn)自適應確定電力系統(tǒng)備用裕度的配置，如以系統(tǒng)風險最小為目標建立旋轉(zhuǎn)備用優(yōu)化配置模型，保障新能源電力系統(tǒng)電力供給充裕度；考慮風電備用風險，提出了融合經(jīng)濟、環(huán)保、風險多指標的期望值與最優(yōu)值的電力系統(tǒng)多目標優(yōu)化調(diào)度模型。現(xiàn)階段研究多采用不確定集構(gòu)建、多場景生成等方式描述隨機不確定因素。在高比例新能源系統(tǒng)中，源荷雙邊劇烈波動將致使系統(tǒng)對靈活性調(diào)節(jié)資源的需求大幅增加，在高可控常規(guī)電源被新能源替代、系統(tǒng)靈活電源比例日趨降低的發(fā)展形勢下，單純靠常規(guī)機組的備用電源保障系統(tǒng)電力電量平衡的模式成本昂貴且不可行，須進一步挖掘源網(wǎng)荷各個環(huán)節(jié)的靈活性調(diào)節(jié)潛力參與電網(wǎng)電力電量平衡。4.1.4

用戶側(cè)需求響應在用戶側(cè)，以儲能、電動汽車、電供暖、建筑電氣化為代表的新型多元化柔性負荷的出現(xiàn)，為電力系統(tǒng)提供了更大的靈活性，可應對電力系統(tǒng)實時功率不平衡問題。靈活的市場體系建設及有效的激勵機制對于將用戶側(cè)響應潛力納入電網(wǎng)調(diào)控范圍內(nèi)具有重要意義。1）市場競價：通過設置合理的用戶側(cè)交易品種，促使用戶將其可調(diào)節(jié)資源作為一種中長期/短期靈活交易產(chǎn)品主動參與市場競爭是現(xiàn)階段用戶側(cè)響應項目的研究熱點。面向市場競價的用戶側(cè)響應項目包括需求側(cè)競價、容量市場項目和輔助服務項目等。用戶可基于其靈活可調(diào)節(jié)電力參與輔助服務市場競價、主輔市場聯(lián)合出清等；或基于其全部電力需求在集中市場提供需求側(cè)競價曲線等。構(gòu)建了基于電力庫的需求響應資源交易模型并實現(xiàn)“多買方”“多賣方”出清。2）市場激勵：合理的激勵機制也可引導用戶側(cè)響應資源高效響應。面向市場激勵的用戶側(cè)響應項目包括直接負荷控制、可中斷負荷、緊急需求響應等，理論研究主要集中在基于用戶側(cè)響應偏好模型，利用息票策略、博弈論等數(shù)學建模方法實現(xiàn)用戶側(cè)側(cè)激勵模式的優(yōu)選，從而引導用戶側(cè)自適應調(diào)節(jié)用電行為，達到系統(tǒng)最大化消納新能源、實現(xiàn)電力電量平衡等目的。4.1.5

電力平衡市場建設平衡市場作為維持電力供需平衡的關鍵一環(huán)，是現(xiàn)貨市場的重要組成部分。國外典型電力市場引入市場化的平衡機制，由調(diào)度機構(gòu)調(diào)用平衡輔助服務、調(diào)節(jié)機組出力等方式，實現(xiàn)系統(tǒng)電力平衡。深入分析成熟的電力市場如北歐、英國和美國PJM平衡市場的設計，在平衡資源獲取、責任劃分和平衡考核結(jié)算等方面總結(jié)了平衡市場的基本運行框架；指出平衡市場有助于為主輔市場提供實時價格發(fā)現(xiàn)信號，為不平衡電量結(jié)算和系統(tǒng)平衡成本結(jié)算分攤提供依據(jù)。傳統(tǒng)的平衡輔助服務是面向負荷預測誤差、線路故障、機組非計劃停運等概率性事件下的電網(wǎng)平衡問題，無法有效響應高比例新能源電網(wǎng)快速變化的凈負荷。為解決大規(guī)模新能源并網(wǎng)下的靈活調(diào)節(jié)資源短缺問題，部分國家通過豐富市場化的短期靈活性交易品種，引導電網(wǎng)電力電量供需靈活性資源的高效精準匹配。在北歐成熟的日前現(xiàn)貨市場中，設計了靈活塊交易的交易品種，包括小時交易、塊交易、鏈交易等，市場主體可根據(jù)實時能源特性在北歐集中式的平衡市場平臺競價投標。在美國部分區(qū)域電力市場，配置了靈活調(diào)節(jié)服務交易品種（flexiblerampingproducts，F(xiàn)RP），對市場主體提供與機會成本匹配的經(jīng)濟激勵以保障系統(tǒng)實時平衡。中國正處于輔助服務市場和主能量市場解耦運行、中長期市場與現(xiàn)貨市場逐步銜接的階段。目前主能量市場仍按電量交易和偏差考核結(jié)算，系統(tǒng)以集中式計劃調(diào)度為主，缺乏實時電力平衡的激勵機制及平衡成本分攤的市場機制。需進一步探索競爭性的平衡服務設計，實現(xiàn)平衡服務市場與現(xiàn)貨市場、市場運營與集中調(diào)度的有效銜接；通過建立多時間尺度、多品種平衡資源市場化交易機制，明確平衡服務的真實價值，引導多元主體參與電力系統(tǒng)供需平衡調(diào)節(jié)及靈活性服務。4.2

中長期電量平衡機制新型電力系統(tǒng)建設下，源網(wǎng)荷儲規(guī)劃呈現(xiàn)出互動性、不確定性、多目標性、多階段性、多主體性等新特征，從源網(wǎng)規(guī)劃層面結(jié)合源網(wǎng)荷儲運行特性保障電網(wǎng)中長期電力電量平衡、促進新能源健康發(fā)展亟待進一步深化研究。4.2.1

源網(wǎng)荷儲協(xié)同規(guī)劃新形勢下的源網(wǎng)規(guī)劃需要對電力系統(tǒng)不同時空尺度下的電力電量平衡態(tài)勢及靈活性需求進行預測和分析，以滿足負荷增長需求為導向，統(tǒng)籌考慮互動性、可靠性、經(jīng)濟性、環(huán)境效益等多目標，為電力系統(tǒng)的規(guī)劃及運行提供邊界條件及規(guī)劃方案。其中，由于新能源出力及負荷多時空耦合具有較大的不確定性，需要進一步研究多目標下考慮不確定性的源網(wǎng)荷儲協(xié)同規(guī)劃方法。國內(nèi)外專家學者基于概率建模、模糊建模、區(qū)間建模、多場景分析、機會約束和魯棒優(yōu)化等理論方法處理規(guī)劃環(huán)節(jié)不確定性；基于加權(quán)系數(shù)法、ε-約束法、法線邊界交叉法、博弈論、Pareto理論處理等方法解決多目標問題?？偟膩碇v，國內(nèi)外研究側(cè)重于基于不同的模型及算法為規(guī)劃者提供不同靈活尺度下的規(guī)劃方案，從而使規(guī)劃方案足以應對源荷側(cè)長短期多重不確定性，保障系統(tǒng)電力電量平衡。此外，現(xiàn)階段面向源網(wǎng)荷協(xié)同規(guī)劃多通過時序概率仿真、隨機生產(chǎn)模擬技術(shù)及運行模擬技術(shù)等方法實現(xiàn)規(guī)劃方案的評估校驗。而高比例新能源電網(wǎng)凈負荷呈現(xiàn)出季節(jié)敏感性高、日波動性強，不同規(guī)劃目標下對運行時間尺度顆粒度訴求不一致，且規(guī)劃方案的種類繁多、參數(shù)各異，從數(shù)學上應屬于高維非線性優(yōu)化問題，計算求解難度較大。這也給“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同規(guī)劃下的電力電量平衡帶來了新的風險?，F(xiàn)階段缺乏適用于高比例可再生能源的源網(wǎng)荷儲協(xié)同規(guī)劃的系統(tǒng)模型，及其配套的時序仿真技術(shù)、模擬規(guī)劃流程及實踐應用基礎。4.2.2

多能互補供應體系電源結(jié)構(gòu)從國內(nèi)外新能源電力消納的情況來看，電源結(jié)構(gòu)中需要增加與新能源裝機容量相應的60%以上的靈活性調(diào)節(jié)電源，但截至2021年底，中國含燃氣機組、抽水蓄能、日調(diào)節(jié)水電機組在內(nèi)的靈活性調(diào)節(jié)電源裝機僅占總電源裝機的18.5%。僅依靠傳統(tǒng)常規(guī)機組靈活性提升難以匹配新能源快速增長下的靈活性需求。廣義的靈活性調(diào)節(jié)電源還包括風光水儲耦合互補系統(tǒng)、用戶側(cè)綜合能源供應、網(wǎng)源側(cè)規(guī)?；瘍δ艿燃夹g(shù)。在高比例新能源電力系統(tǒng)中，系統(tǒng)凈負荷曲線將隨著新能源出力的波動而產(chǎn)生較大波動，在進行電源規(guī)劃時，若忽略或者過于簡化新能源出力的高隨機性，極易增加由于電源結(jié)構(gòu)性不合理而導致的電網(wǎng)電力電量平衡風險。如何在電源規(guī)劃中全面評估電力系統(tǒng)廣泛的靈活調(diào)節(jié)資源并作為優(yōu)化決策變量納入規(guī)劃模型中，成為電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化發(fā)展的重點問題。指出在電源投資決策模型中靈活性充裕度配置不足易導致系統(tǒng)錯誤評估電網(wǎng)的新能源接納能力；提出了適應中長期的低成本高靈活性的電源規(guī)劃模型；建立評估發(fā)電系統(tǒng)靈活性指標，提出了基于帕累托最優(yōu)的面向靈活性與經(jīng)濟性均衡的電源規(guī)劃模型；通過對機組靈活性評價分級，實現(xiàn)新能源消納與電力電量平衡目標下的電源擴展規(guī)劃決策。面對國內(nèi)能源轉(zhuǎn)型和碳減排要求，需要構(gòu)建多元協(xié)同的新型供應體系，打造“強平衡”型電網(wǎng)，實現(xiàn)結(jié)構(gòu)、規(guī)模及空間布局的綜合優(yōu)化。合理的電源規(guī)劃方案有助于從電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化角度提高新能源的消納能力、保障足夠靈活性充裕度，實現(xiàn)電網(wǎng)電力電量實時平衡，滿足電網(wǎng)迎峰度夏以及迎峰度冬期間的電力電量供應需求。4.2.3

多品種能源互補互濟“風光水火儲一體化”“源網(wǎng)荷儲一體化”協(xié)同發(fā)展是高比例新能源電網(wǎng)的發(fā)展趨勢。1）在不同時間尺度與空間尺度上，風、光、水等不同可再生能源種類出力具有一定的互補特性及區(qū)域平滑效應，其波動性隨空間范圍的擴大而減小。2）在耦合互補性能上，新能源與水電、儲能、火電等可調(diào)節(jié)設備構(gòu)成互補系統(tǒng)聯(lián)合優(yōu)化，可發(fā)揮不同能源品種的優(yōu)勢與潛力。具體而言，在調(diào)節(jié)速率上，光伏調(diào)節(jié)速率最快，其次是風電，而火電的調(diào)節(jié)速率相對最慢；在調(diào)節(jié)深度方面，常規(guī)機組可調(diào)節(jié)能力強而成本相對高，而新能源機組調(diào)節(jié)成本低但處于優(yōu)先發(fā)電位置，調(diào)節(jié)能力相對較弱。多品種能源協(xié)調(diào)運行耦合互補互濟，有利于擴大電力供需資源的優(yōu)化配置規(guī)模，降低電網(wǎng)在大范圍內(nèi)的平衡壓力。4.2.4

大電網(wǎng)調(diào)峰備用綜合互濟互聯(lián)電網(wǎng)在整合多區(qū)域調(diào)峰備用資源及優(yōu)化配置方面的優(yōu)勢逐步凸顯，跨區(qū)調(diào)峰備用綜合互濟作為解決系統(tǒng)低谷調(diào)峰困難、提升電網(wǎng)調(diào)度靈活性、保障大電網(wǎng)電力電量平衡的有效途徑，引起了廣泛關注。多區(qū)域調(diào)峰備用調(diào)度機制的建設需統(tǒng)籌考慮區(qū)域電網(wǎng)新能源出力及負荷特性、多區(qū)域調(diào)峰備用資源的供需差異性、多區(qū)域效益分配機制及區(qū)域間互聯(lián)線路約束等多維度問題。依據(jù)區(qū)域備用資源供需特性，以全網(wǎng)備用容量最小為目標建立全網(wǎng)備用配置模型，以提升區(qū)域互聯(lián)系統(tǒng)運行經(jīng)濟性。但降低全網(wǎng)備用容量易忽略小概率的風險事件，源荷出力隨機特性會進一步增加全網(wǎng)面向電力電量平衡的風險控制成本。部分專家學者通過將系統(tǒng)電力電量平衡風險指標納入互聯(lián)電網(wǎng)調(diào)峰備用配置模型中，建立考慮不確定性下的調(diào)峰備用跨區(qū)優(yōu)化調(diào)度模型。如量化失負荷概率和棄風概率與多區(qū)域電網(wǎng)運行備用間的耦合關系；基于電力電量不足概率期望值指標約束，提出了多區(qū)域概率性備用獲取模型，以指導考慮跨區(qū)備用供需匹配下的機組組合安排；提出了面向典型場景下的多區(qū)域風險預控模型及備用機制。此外，進一步打破區(qū)域省間調(diào)峰備用交易壁壘，利用市場化手段及效益分配機制實現(xiàn)省間和區(qū)域間主動備用互濟，有利于降低有序用電與新能源棄電風險概率，提升大電網(wǎng)多區(qū)域靈活性資源優(yōu)化配置能力。4.2.5

多元市場統(tǒng)一銜接市場作為新能源高效消納的“指揮棒”，實現(xiàn)碳市場、輔助服務市場、現(xiàn)貨市場及中長期市場等多元省間省內(nèi)統(tǒng)一融合，以市場價格引導新能源及源荷側(cè)靈活性資源協(xié)調(diào)發(fā)展。一是可開展新能源與火電、水電、自備電廠的發(fā)電權(quán)及碳交易市場，或基于一定的效益分配機制引導多能源耦合系統(tǒng)聯(lián)合參與主輔多級市場，形成新能源積極提供穩(wěn)定電量、常規(guī)能源深度配合平滑電力服務的格局。二是可加快調(diào)節(jié)性資源容量市場建設，一方面，靈活性資源投資的部分成本可通過容量市場回收，解決企業(yè)投資回報率較低的問題；另一方面，可為新能源規(guī)模發(fā)展拓寬市場化消納空間。三是分階段逐步推進電力市場、碳市場、綠證市場等建設，剖析電力潮流與碳流、電價與碳價的時空耦合關系，如提出了基于碳排約束下計及碳交易和綠證交易的市場集中出清模型；分析了碳交易對電力市場出清均衡的影響。05西北電網(wǎng)電力電量平衡應對措施5.1

短期電力平衡問題應對措施針對新能源高水平利用率及尖峰負荷保供要求帶來的平衡問題，建議從調(diào)度管理及市場機制建設方面進行提升。1）提升新能源與負荷多時空尺度的預測精度，為提升電網(wǎng)柔性調(diào)控水平提供更好支撐。持續(xù)優(yōu)化提升新能源預測考核標準，進一步拓展預測的空間尺度，提高電網(wǎng)關鍵區(qū)域、重要通道近區(qū)的新能源出力的關注度。細化負荷預測顆粒度，從日前預測分解到日內(nèi)分時預測，研究氣候、節(jié)假日等關鍵環(huán)境因素對負荷預測的耦合影響機理。2）建立“水電協(xié)同”運行模式和黃河全流域水庫水量調(diào)度模式。以水量調(diào)度計劃、水庫安全水位等條件