中國儲能網(wǎng)訊：計及多種靈活性約束和基于時序模擬的廣域電力系統(tǒng)源-網(wǎng)-儲協(xié)同規(guī)劃方法
任大偉1,2, 肖晉宇1,2, 侯金鳴1,2, 杜爾順3, 金晨1,2, 周原冰1,2
（1. 全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織, 北京 100031; 2. 全球能源互聯(lián)網(wǎng)集團(tuán)有限公司, 北京 100031; 3. 清華大學(xué) 低碳能源實(shí)驗(yàn)室, 北京 100084）
摘要：隨著全球大規(guī)模風(fēng)電、光伏的持續(xù)開發(fā)，系統(tǒng)的凈負(fù)荷波動不斷增加，迫切需要建立可量化而又高效的廣域電力系統(tǒng)優(yōu)化規(guī)劃模型，促進(jìn)廣域范圍多種靈活性資源規(guī)劃研究。首先，以簡化的機(jī)組組合模型為基礎(chǔ)，建立計及多種靈活性資源出力約束和基于時序的生產(chǎn)運(yùn)行模擬模型，以系統(tǒng)總成本最低為優(yōu)化目標(biāo)，考慮多種投資決策和生產(chǎn)運(yùn)行約束，最終優(yōu)化出系統(tǒng)目標(biāo)水平年的新能源電源、互聯(lián)電網(wǎng)及儲能的容量，并歸納新能源-互聯(lián)電網(wǎng)-儲能聯(lián)合規(guī)劃的分析流程。其次，利用以上模型方法開展案例分析，以東北亞2035年源-網(wǎng)-儲規(guī)劃方案為基礎(chǔ)，優(yōu)化計算2050年的新增新能源、電網(wǎng)互聯(lián)及儲能容量，并在此基礎(chǔ)上進(jìn)一步闡述新能源裝機(jī)容量、電網(wǎng)互聯(lián)容量、儲能容量、新能源裝機(jī)與儲能容量之間的關(guān)系、電網(wǎng)互聯(lián)與儲能容量之間的關(guān)系等關(guān)鍵問題。最后，基于以上分析，給出源-網(wǎng)-儲規(guī)劃中應(yīng)該盡量避免的誤區(qū)和統(tǒng)籌優(yōu)化建議，為未來高比例新能源電力系統(tǒng)的規(guī)劃提供技術(shù)參考。
引文信息
任大偉, 肖晉宇, 侯金鳴, 等. 計及多種靈活性約束和基于時序模擬的廣域電力系統(tǒng)源-網(wǎng)-儲協(xié)同規(guī)劃方法[J]. 中國電力, 2022, 55(1): 55-63.
REN Dawei, XIAO Jinyun, HOU Jinming, et al. Wide-area power system generation-transmission-storage coordinated planning method based on multiple flexibility constraints and time-series simulation[J]. Electric Power, 2022, 55(1): 55-63.
引言
長期以來，化石能源大規(guī)模開發(fā)利用帶來資源緊張、環(huán)境污染、氣候變化等突出問題，未來經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展的能源需求仍將持續(xù)增長，實(shí)現(xiàn)能源可持續(xù)發(fā)展面臨諸多挑戰(zhàn)。根本出路就是要推動以清潔化、電氣化、網(wǎng)絡(luò)化為特征的能源轉(zhuǎn)型，加快實(shí)施“兩個替代、一個提高、一個回歸”，構(gòu)建清潔主導(dǎo)、電為中心、互聯(lián)互通、共建共享的全球能源互聯(lián)網(wǎng)[1-2]。
隨著大規(guī)模風(fēng)電、光伏的持續(xù)開發(fā)，高比例新能源系統(tǒng)逐步形成，系統(tǒng)凈負(fù)荷（實(shí)際用電負(fù)荷減去風(fēng)電、光伏等波動性新電源出力）波動不斷增加，對靈活性的需求也隨之增強(qiáng)，對電源和電網(wǎng)規(guī)劃提出了新的挑戰(zhàn)[3-4]。（1）傳統(tǒng)的基于持續(xù)負(fù)荷曲線的運(yùn)行模擬方法難以考慮風(fēng)電、光伏出力波動對靈活性的需求；（2）新能源出力波動使得電力系統(tǒng)運(yùn)行方式多變，增加了系統(tǒng)運(yùn)行風(fēng)險，同時電網(wǎng)規(guī)劃也會制約新能源消納。因此，高比例新能源系統(tǒng)迫切需要建立計及系統(tǒng)多種靈活性約束的源-網(wǎng)-儲協(xié)同優(yōu)化規(guī)劃模型，從而科學(xué)合理地分析電源、電網(wǎng)互聯(lián)及儲能等靈活性資源在高比例新能源電力系統(tǒng)中的定位和價值，以更經(jīng)濟(jì)的方式滿足系統(tǒng)靈活性需求[5-9]。目前，已有學(xué)者針對高比例新能源電力系統(tǒng)的中長期規(guī)劃開展了廣泛研究。文獻(xiàn)[10-11]建立了考慮儲能需求的多種場景和多種能源的系統(tǒng)規(guī)劃和運(yùn)行模擬一體化的規(guī)劃模型。文獻(xiàn)[12]構(gòu)建了儲能綜合優(yōu)化模型以提高風(fēng)電消納能力。文獻(xiàn)[13]基于系統(tǒng)不同時間尺度的波動特性，提出了新能源和多類型儲能的協(xié)調(diào)規(guī)劃模型。文獻(xiàn)[14]基于靈活性供需平衡機(jī)理，提出了電源、負(fù)荷、儲能一體化的廣義靈活性概念，建立了包含資源投資和運(yùn)行校驗(yàn)的規(guī)劃模型。文獻(xiàn)[15]介紹了靈活性定量評價指標(biāo)體系，提出了靈活性協(xié)調(diào)規(guī)劃的主要研究內(nèi)容及技術(shù)求解思路。文獻(xiàn)[16]提出了兼顧系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)節(jié)速率及需求響應(yīng)的源網(wǎng)荷協(xié)調(diào)規(guī)劃模型，從系統(tǒng)角度統(tǒng)籌規(guī)劃電源、電網(wǎng)及需求側(cè)資源。文獻(xiàn)[17]引入靈活性指標(biāo)量化評估了電源、負(fù)荷、儲能多類型靈活性資源的調(diào)節(jié)潛力，并建立了以成本最低為目標(biāo)的高比例新能源電源規(guī)劃模型。文獻(xiàn)[18]從新能源出力的不確定性、新能源消納能力、高度電力電子化等方面分析了高比例新能源并網(wǎng)對輸電網(wǎng)規(guī)劃評價與決策的影響。文獻(xiàn)[19]構(gòu)建了考慮靈活性供需平衡的源-網(wǎng)一體化規(guī)劃模型，并采用時序模擬與基于粒子群算法的儲能布局與輸電網(wǎng)協(xié)調(diào)規(guī)劃方法對所建模型求解。文獻(xiàn)[20]建立考慮靈活性的“儲-輸”聯(lián)合規(guī)劃模型，并提出啟發(fā)式與數(shù)學(xué)規(guī)劃相結(jié)合的求解方法。文獻(xiàn)[21]構(gòu)建了機(jī)組出力和備用容量聯(lián)合優(yōu)化的兩階段發(fā)電調(diào)度隨機(jī)規(guī)劃模型，并從模型角度探究了靈活性資源邊際成本構(gòu)成機(jī)理。文獻(xiàn)[22] 從基本的規(guī)劃模型、能源生產(chǎn)環(huán)節(jié)的規(guī)劃、源-網(wǎng)環(huán)節(jié)的協(xié)同規(guī)劃、能源消費(fèi)環(huán)節(jié)的規(guī)劃、規(guī)劃模型的求解方法這幾個方面對能源互聯(lián)網(wǎng)的規(guī)劃進(jìn)行了分析、探討。以上多項研究都從理論上提出了源-網(wǎng)-儲協(xié)調(diào)規(guī)劃模型，但如何確定源-網(wǎng)-儲各類靈活性資源出力的建模精度，在量化分析多類別靈活性供給與不確定性靈活性需求平衡的同時，開展廣域跨國跨洲源-網(wǎng)-儲協(xié)同優(yōu)化規(guī)劃，并量化分析三者之間的耦合關(guān)系、互補(bǔ)或替代效益是始終沒有解決的難題。
本文首先建立基于時序曲線、以簡化的機(jī)組組合為基礎(chǔ)兼顧各類靈活性資源運(yùn)行約束的分析模型，并考慮新能源與負(fù)荷不同時間尺度的不確定性，提出廣域跨國跨洲電力系統(tǒng)源-網(wǎng)-儲各類靈活性資源協(xié)同規(guī)劃方法，即計及多種靈活性資源出力約束和基于時序的快速生產(chǎn)運(yùn)行模擬模型，以系統(tǒng)總成本最低為目標(biāo)，兼顧投資決策和運(yùn)行約束，可統(tǒng)籌優(yōu)化系統(tǒng)目標(biāo)年的源-網(wǎng)-儲的結(jié)構(gòu)及容量。其次，利用以上模型方法開展案例分析，以東北亞2035年源-網(wǎng)-儲規(guī)劃方案為基礎(chǔ)，優(yōu)化計算2050年新增新能源、電網(wǎng)互聯(lián)及儲能的布局和容量，進(jìn)一步闡述跨時區(qū)電力系統(tǒng)中的新能源裝機(jī)容量、電網(wǎng)互聯(lián)容量、儲能容量、新能源裝機(jī)與儲能容量之間的關(guān)系、電網(wǎng)互聯(lián)與儲能容量之間的關(guān)系等關(guān)鍵問題。最后，基于以上分析，給出跨時區(qū)電力系統(tǒng)源-網(wǎng)-儲規(guī)劃中應(yīng)該盡量避免的誤區(qū)和統(tǒng)籌優(yōu)化建議。
1 方法及流程介紹
1.1 模型方法
模型以簡化的機(jī)組組合模型為基礎(chǔ)，形成快速運(yùn)行模擬約束集，不僅可以量化多類別靈活性資源出力的各種約束，而且可以兼顧多尺度靈活性需求，可高效開展廣域電力系統(tǒng)源-網(wǎng)-儲協(xié)同規(guī)劃并分析源-網(wǎng)-儲三者之間的耦合關(guān)系。模型以系統(tǒng)總成本最低為目標(biāo)，一方面可考慮源-網(wǎng)-儲最大可規(guī)劃容量、新能源發(fā)電量占比、系統(tǒng)供電充裕度等投資決策約束；另一方面可考慮源-網(wǎng)-儲時序運(yùn)行特性等生產(chǎn)運(yùn)行約束，最終統(tǒng)籌優(yōu)化系統(tǒng)目標(biāo)年新能源-互聯(lián)電網(wǎng)-儲能的容量[4]。
1.1.1 目標(biāo)函數(shù)
1.1.3 生產(chǎn)運(yùn)行模擬
生產(chǎn)運(yùn)行方面，主要考慮系統(tǒng)電力供需平衡、常規(guī)電源和新能源出力、互聯(lián)電網(wǎng)輸送功率、儲能系統(tǒng)充放電功率等運(yùn)行特性。
使用CPLEX商業(yè)軟件對以上混合整數(shù)線性規(guī)劃模型進(jìn)行優(yōu)化求解。
1.2 分析流程
基于以上建立的混合整數(shù)線性規(guī)劃流程模型，廣域電力系統(tǒng)源-網(wǎng)-儲協(xié)同規(guī)劃如下。
（1）在預(yù)測規(guī)劃模塊，根據(jù)規(guī)劃方案和預(yù)測研究，確定目標(biāo)水平年的負(fù)荷水平及特性，電源、電網(wǎng)、儲能的結(jié)構(gòu)、特性及各自成本等邊界條件。
（3）在優(yōu)化計算和分析模塊，開展全年時序生產(chǎn)運(yùn)行模擬，保證系統(tǒng)供電充裕度和電力電量平衡，達(dá)到系統(tǒng)總成本最低。優(yōu)化求解新增的風(fēng)電、光伏新能源電源裝機(jī)、電網(wǎng)互聯(lián)及儲能容量，分析新能源電源、互聯(lián)電網(wǎng)及儲能三者之間的關(guān)系。
（3）結(jié)合以上優(yōu)化計算和分析，提出未來電力系統(tǒng)電源-互聯(lián)電網(wǎng)-儲能的規(guī)劃方案和建議。
2 案例計算及靈敏度分析
案例計算及靈敏度分析思路如下。
（1）以東北亞2035年源-網(wǎng)-儲規(guī)劃方案為基礎(chǔ)[23-24]，采用上述模型方法，優(yōu)化計算2050年的新增新能源、電網(wǎng)互聯(lián)及儲能容量，形成基礎(chǔ)情景，即情景0。
（2）在情景0優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上，增加風(fēng)資源較好區(qū)域風(fēng)電的裝機(jī)容量，作為新的邊界條件，重新優(yōu)化東北亞6區(qū)域的新能源、電網(wǎng)和儲能容量，論述新能源裝機(jī)布局和容量規(guī)劃問題，形成情景1。
（3）在情景0優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上，增加送受端系統(tǒng)之間的電網(wǎng)互聯(lián)容量，作為新的邊界條件，重新優(yōu)化東北亞6區(qū)域的新能源、電網(wǎng)和儲能容量，論述電網(wǎng)互聯(lián)布局和容量規(guī)劃問題，形成情景2。
（4）在情景0優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上，增加棄電嚴(yán)重區(qū)域的儲能容量，作為新的邊界條件，重新優(yōu)化東北亞6區(qū)域的新能源、電網(wǎng)和儲能容量，論述儲能布局和容量規(guī)劃問題，形成情景3。
（5）在情景0優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上，減少和增加某區(qū)域新能源裝機(jī)容量，在新的邊界條件下，重新優(yōu)化東北亞6區(qū)域的儲能容量（與情景1不同），從布局和容量方面，論述新能源裝機(jī)和儲能之間的關(guān)系，形成情景4。
（6）在情景0優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上，減少和增加單條互聯(lián)線路容量，在新的邊界條件下，重新優(yōu)化東北亞6區(qū)域的儲能容量（與情景2不同），從布局和容量方面，論述電網(wǎng)互聯(lián)和儲能之間的關(guān)系，形成情景5。
2.1 基礎(chǔ)情景邊界條件
負(fù)荷方面，基于東北亞蒙古、俄羅斯遠(yuǎn)東、中國華北、中國東北、韓國、日本6大區(qū)域2050年的最大負(fù)荷預(yù)測（見表1）和歷史負(fù)荷特性，得到6大區(qū)域2050年的全年逐小時負(fù)荷特性曲線。
表1 6大區(qū)域的最大負(fù)荷
Table 1 Maximum load in 6 areas
電源結(jié)構(gòu)和成本方面,基于東北亞6區(qū)域2035年的新能源裝機(jī)容量，以及2035年可調(diào)節(jié)電源裝機(jī)容量和發(fā)展趨勢，預(yù)測2050年可調(diào)節(jié)電源裝機(jī)容量，如表2所示。2050年的電源單位投資成本和運(yùn)行成本如見表3所示[25]。煤電、氣電、水電、核電等不同類型電源及儲能的靈活性調(diào)節(jié)能力如表4所示。水電機(jī)組豐水期、枯水期的發(fā)電量約束如表5所示。總體來看，蒙古、俄羅斯遠(yuǎn)東、中國東北和中國華北風(fēng)資源較好，可利用小時數(shù)分別為2 850、2 600、2 600、2 650 h，蒙古、中國華北和中國東北光資源較好，可利用小時數(shù)分別為1 800、1 600、1 600 h，考慮風(fēng)、光資源開發(fā)總量和速度的限制，在此基礎(chǔ)上對2050年新增的風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量進(jìn)行優(yōu)化規(guī)劃。
表2 6大區(qū)域電源和儲能裝機(jī)
Table 2 Power generation and energy storage installed capacity in 6 areas
表3 2050年不同類型電源和儲能成本
Table 3 Costs of power generation and energy storage in 2050
表4 不同類型電源及儲能的靈活調(diào)節(jié)能力
Table 4 Adjustment ability of power generation and energy storage
表5 水電豐水、枯水期發(fā)電量
Table 5 Hydropower generation capacity in wet and dry periods
儲能結(jié)構(gòu)與成本方面，東北亞6區(qū)域2035年的儲能結(jié)構(gòu)和容量如表2所示，2050年的儲能單位投資成本如表3所示，儲能類型考慮持續(xù)放電時間為6 h、充或放電效率為95%的短時儲能和持續(xù)放電時間為30天，充或放電時間效率為60%的長期儲能，在此基礎(chǔ)上對2050年新增的儲能容量進(jìn)行優(yōu)化規(guī)劃。
電網(wǎng)互聯(lián)和成本方面，東北亞6區(qū)域2035年的電網(wǎng)互聯(lián)結(jié)構(gòu)和容量、2050年電網(wǎng)單位投資成本如表6所示。電網(wǎng)布局及送受電特性示意如圖1所示，總體來看，蒙古和俄羅斯遠(yuǎn)東為送端系統(tǒng)，韓國、日本為受端系統(tǒng)，根據(jù)各區(qū)域電網(wǎng)的送受電特性對2050年新建電網(wǎng)互聯(lián)容量進(jìn)行優(yōu)化規(guī)劃。
表6 2035年的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和容量及2050年的電網(wǎng)成本
Table 6 Power-grid structure and capacity in 2035 and power grid cost in 2050
圖1 2035年電網(wǎng)布局及送受電特性
Fig.1 Power grid layout and characteristics of transmission and reception in 2035
2.2 基礎(chǔ)情景優(yōu)化結(jié)果
采用所建立的模型方法，對基礎(chǔ)情景（情景0）東北亞6區(qū)域互聯(lián)系統(tǒng)的風(fēng)電和光伏裝機(jī)、電網(wǎng)互聯(lián)和儲能容量進(jìn)行聯(lián)合優(yōu)化計算，結(jié)果如表7和表8所示。
表7 2050年6大區(qū)域新能源裝機(jī)和儲能容量
Table 7 Renewable energy installed capacity and energy storage capacity in 6 areas in 2050
表8 2050年電網(wǎng)互聯(lián)容量
Table 8 Capacity of power grid interconnection in 2050
可以看出，中國華北、日本、蒙古風(fēng)電裝機(jī)增加較多，分別為82、31、11 GW，風(fēng)電新增裝機(jī)不只局限在風(fēng)資源較好的區(qū)域；中國華北、日本光伏裝機(jī)增加較多，分別為1 020、277 GW，同樣光伏新增裝機(jī)不只局限在光資源較好的區(qū)域；中國華北、日本短時儲能容量增加較多，分別為439、84 GW，同光伏裝機(jī)增加區(qū)域趨同；中國東北—韓國、蒙古—中國華北、俄羅斯遠(yuǎn)東—中國華北電網(wǎng)互聯(lián)容量增加較多，分別為12.2、7.3、4.5 GW，電網(wǎng)互聯(lián)新增容量主要集中在風(fēng)電、光伏基地外送的陸上送電通道。整個互聯(lián)系統(tǒng)棄電率為9.48%，用電成本為0.338 3元/(kW·h)。
2.3 靈敏度分析
2.3.1 新能源裝機(jī)容量靈敏度分析
情景1：在情景0優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上，增加風(fēng)資源較好區(qū)域蒙古風(fēng)電裝機(jī)容量至上限58 GW，在新的邊界條件下，重新優(yōu)化風(fēng)電（除蒙古風(fēng)電）和光伏裝機(jī)、電網(wǎng)互聯(lián)和儲能容量。相比情景0優(yōu)化結(jié)果，蒙古風(fēng)電裝機(jī)增加33 GW將主要引起中國華北風(fēng)電裝機(jī)增加2 GW，中國東北、韓國風(fēng)電裝機(jī)減少4、3 GW，中國華北、日本光伏裝機(jī)減少37、2 GW，中國華北短時儲能減少23 GW，蒙古短時儲能增加2.5 GW，蒙古外送通道增加13.2 GW，整個互聯(lián)系統(tǒng)棄電率增加至9.74%，用電成本增加至0.338 5元/(kW·h)。因此，從系統(tǒng)的角度來看，若要獲得更低的系統(tǒng)用電成本，電源規(guī)劃中，并不是在風(fēng)、光資源越好的區(qū)域電源裝機(jī)越多越好，而應(yīng)該綜合規(guī)劃電源的裝機(jī)容量。
2.3.2 電網(wǎng)互聯(lián)容量相關(guān)問題
情景2：在情景0優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上，增加送受端系統(tǒng)之間的電網(wǎng)互聯(lián)容量，如增加中國華北—日本線路容量至8 GW，在新的邊界條件下，重新優(yōu)化新能源裝機(jī)、電網(wǎng)互聯(lián)（除華北—日本通道）和儲能容量。相比情景0優(yōu)化結(jié)果，華北—日本互聯(lián)通道增加8 GW將主要引起中國華北、中國東北風(fēng)電裝機(jī)增加16、–4 GW，中國華北、日本光伏裝機(jī)減少7、15 GW，中國華北、日本短時儲能減少7、3 GW，互聯(lián)通道變化不大，整個互聯(lián)系統(tǒng)棄電率增加至9.49%，用電成本增加至0.339 2元/(kW·h)。因此，從系統(tǒng)的角度來看，若要獲得更低的系統(tǒng)用電成本，電網(wǎng)規(guī)劃中，并不能只是根據(jù)電力供需關(guān)系規(guī)劃電網(wǎng)互聯(lián)通道，而應(yīng)該綜合規(guī)劃電網(wǎng)互聯(lián)容量。
2.3.3 儲能容量靈敏度分析
情景3：在情景0優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上，在棄電嚴(yán)重的區(qū)域增加儲能，如增加蒙古區(qū)域的儲能至13.8 GW，在新的邊界條件下，重新優(yōu)化新能源裝機(jī)、電網(wǎng)互聯(lián)和儲能容量（除蒙古儲能）。相比情景0優(yōu)化結(jié)果，蒙古儲能增加5 GW，蒙古的棄電率將從21.5%降低至17.6%，蒙古、中國華北、中國東北風(fēng)電裝機(jī)增加1、–2、1 GW，中國華北光伏裝機(jī)增加1 GW，中國華北、中國東北、韓國短時儲能減少2、1、1 GW，蒙古外送通道增加0.6 GW，整個互聯(lián)系統(tǒng)棄電率減少至9.43%，但用電成本提高至0.338 4元/(kW·h)，也就是說增加新能源棄電嚴(yán)重區(qū)域的儲能，雖然可減少該區(qū)域及整個系統(tǒng)的棄電，但會引起系統(tǒng)用電成本的提高。因此，若要獲得更低的系統(tǒng)用電成本，儲能規(guī)劃中，不能一味追求低棄電率而配置儲能，應(yīng)該從系統(tǒng)的角度，綜合規(guī)劃儲能的容量。
2.3.4 電源與儲能之間的關(guān)系
情景4：在情景0優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上，電網(wǎng)互聯(lián)容量保持不變，只減少和增加電源裝機(jī)容量，分析儲能容量的變化。如分別減少和增加蒙古風(fēng)電裝機(jī)容量至24、26 GW，在新的邊界條件下，重新優(yōu)化系統(tǒng)儲能容量。相比情景0優(yōu)化結(jié)果，蒙古風(fēng)電裝機(jī)容量減少1 GW，系統(tǒng)短時儲能增加1.2 GW，系統(tǒng)棄電率減少至9.43%，用電成本略有提高；蒙古風(fēng)電裝機(jī)容量增加1 GW，儲能容量減少1.1 GW，系統(tǒng)棄電率增加至9.53%，用電成本略有提高，即減少電源裝機(jī)，系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力減弱，對儲能的需求增強(qiáng)，減少了系統(tǒng)棄電，但會引起用電成本提高；增加電源裝機(jī)，系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力增強(qiáng)，對儲能的需求減弱，增加了系統(tǒng)棄電，也會引起用電成本提高。因此，電源和儲能都可為系統(tǒng)提供調(diào)節(jié)能力，經(jīng)濟(jì)上存在合理配比。
2.3.5 電網(wǎng)互聯(lián)與儲能之間的關(guān)系
情景5：在情景0優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上，電源裝機(jī)保持不變，只減少和增加單條互聯(lián)線路容量，分析儲能容量的變化。如分別減少和增加蒙古—華北互聯(lián)線路容量至10.3、12.3、16.3 GW，在新的邊界條件下，重新優(yōu)化系統(tǒng)儲能容量。相比情景0優(yōu)化結(jié)果，蒙古—中國華北互聯(lián)線路容量減少1 GW，系統(tǒng)短時儲能增加1.5 GW，用電成本略有提高；蒙古—華北互聯(lián)線路容量增加1、5 GW，短時儲能容量減少1、3.6 GW，用電成本不斷提高，即減少電網(wǎng)互聯(lián)，系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力減弱，對儲能的需求增強(qiáng)，但會引起用電成本提高；增加電網(wǎng)互聯(lián)，系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力增強(qiáng)，對儲能的需求減弱，但存在邊際效益，也會引起用電成本不斷提高。因此，電網(wǎng)互聯(lián)可充分發(fā)揮系統(tǒng)間的互補(bǔ)特性，為系統(tǒng)提供調(diào)節(jié)能力，電網(wǎng)和儲能在經(jīng)濟(jì)上也存在合理配比。
3 結(jié)論及建議
本文建立了基于時序曲線、以簡化的機(jī)組組合為基礎(chǔ)兼顧各類靈活性資源運(yùn)行約束的分析模型，并考慮新能源與負(fù)荷不同時間尺度的不確定性，提出廣域跨國跨洲電力系統(tǒng)源-網(wǎng)-儲各類靈活性資源協(xié)同規(guī)劃方法，即計及多種靈活性資源出力約束和基于時序的快速生產(chǎn)運(yùn)行模擬模型，以系統(tǒng)總成本最低為目標(biāo)，兼顧投資決策和運(yùn)行約束，可統(tǒng)籌優(yōu)化系統(tǒng)目標(biāo)年的新能源機(jī)組、電網(wǎng)互聯(lián)、儲能等各類靈活性資源結(jié)構(gòu)及容量。
新能源電源、互聯(lián)電網(wǎng)和儲能都能為系統(tǒng)提供靈活性調(diào)節(jié)能力，其未來結(jié)構(gòu)和容量規(guī)劃中，若單方面追求某項性能指標(biāo)，都將引起系統(tǒng)用電成本提高，如電源規(guī)劃中，一味增加風(fēng)、光資源較好區(qū)域的電源裝機(jī)；電網(wǎng)規(guī)劃中，僅根據(jù)電力供需關(guān)系增加電網(wǎng)互聯(lián)通道；儲能規(guī)劃中，一味追求低棄電率而增加儲能。
未來高比例清潔能源電力系統(tǒng)中的新能源、互聯(lián)電網(wǎng)和儲能規(guī)劃相互耦合，相互制約，必須建立兼顧精度和效率的模型方法，從系統(tǒng)的角度開展統(tǒng)籌規(guī)劃。研究表明，電源和儲能都可為系統(tǒng)提供調(diào)節(jié)能力，不同類型電源和儲能在經(jīng)濟(jì)上存在合理配比；電網(wǎng)互聯(lián)一方面可發(fā)揮區(qū)域間新能源出力的平滑效應(yīng)，另一方面可發(fā)揮區(qū)域間發(fā)電和負(fù)荷的互補(bǔ)特性，也可為系統(tǒng)提供調(diào)節(jié)能力，減少系統(tǒng)對儲能的需求，兩者在經(jīng)濟(jì)上也存在合理配比。因此，若要獲得更低的用電成本，促進(jìn)能源電力系統(tǒng)順利轉(zhuǎn)型，電源、電網(wǎng)和儲能之間必須統(tǒng)籌規(guī)劃。
