摘要 受新能源“無穩(wěn)定電力、有基礎電量”的發(fā)電特性影響，西北地區(qū)電力電量平衡特性呈現(xiàn)新形態(tài)，電網同時面臨腰荷時段的新能源消納壓力及早晚高峰的保供壓力。基于高比例新能源電網實際運行數(shù)據及歷史統(tǒng)計數(shù)據，分析了西北地區(qū)電力電量平衡的風險特性，梳理了國內外電力系統(tǒng)面向區(qū)域供需平衡的關鍵技術及配套市場機制，立足西北地區(qū)源網荷發(fā)展態(tài)勢，提出了兼顧電力可靠供應和新能源高效消納的西北電網電力電量平衡措施與建議。
1 西北電網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機組調度及外送運行方式、安排電源電網規(guī)劃方案的基礎。基于西北電網新能源發(fā)電歷史數(shù)據，結合新能源歷史統(tǒng)計出力數(shù)據，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)機組上調容量不足，則部分時段全網最大發(fā)電功率將小于最大負荷需求，即電網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 Power supply-demand imbalance risks caused by renewable output uncertainties
1.2 考慮新能源可信出力的備用容量留取模式
電網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波動?？紤]到現(xiàn)階段西北電網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，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 The relationship between system reserve rate and load shedding risk probability
在電網新能源裝機規(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，西北電網新能源備用納入比例為0.39，納入備用量為9733 MW，即面臨最大負荷時，需要新能源最小出力為9733 MW。
在實際運行中，西北電網采取基于保證出力（供電保證率95%）的模式將新能源納入備用。基于統(tǒng)計數(shù)據，全網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
Table 1 Ratio of renewable energy output included in the system reserve during actual power grid operation
1.3 與電網發(fā)展規(guī)模相匹配的新能源最小出力測算分析
進一步建立電網電力電量平衡測算體系，評估不同源網發(fā)展場景下的西北地區(qū)新能源最小出力需求，全網電力電量平衡方程式為
其中，
其中，新能源機組裝機與新能源保證出力呈單調正相關關系。
西北電網近幾年不同置信水平下新能源保證出力如圖3所示?？紤]到西北電網新能源發(fā)電隨著裝機的增加而提升，西北電網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)據得到的保證出力，可指導遠期源網合理規(guī)劃與科學布局。
圖3 近年來西北電網新能源保證出力
Fig.3 The ensured output of renewable energy in Northwest power grid
2 西北電網電力電量平衡特征及挑戰(zhàn)
當前西北電網平衡安全可分為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，主要由電網負備用、新能源預測偏差及負荷偏差引起；另一種是轉型下電源結構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，西北電網可基本實現(xiàn)未來4 h內的新能源發(fā)電出力可靠預測，但超過4 h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，難以為調度運行提供決策依據。
3）常態(tài)化負備用模式增加備用不足平衡風險。西北電網采取“全網常規(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。該種模式將電網平衡決定權交給了新能源，且備用計劃的制定遵循分調度區(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）調峰資源有限制約新能源高質量消納。目前，電網晚高峰電力缺口持續(xù)增大導致切負荷風險，日間調峰能力嚴重不足導致棄風棄光風險。西北地區(qū)調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，全年豐平枯調峰能力差異較大，調節(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，難以全面支撐全網深度調峰。
5）需求側靈活性資源不足。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、調整不及時，缺乏負荷側高效引導手段。三是需求側響應基礎設施尚未普及，西北電網“虛擬儲能”等新型主體調節(jié)模式仍尚未大規(guī)模應用。
2.2 電源結構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峰調頻的邊際效益持續(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，部分火電轉型熱電聯(lián)產模式，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。“十四五”時期，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?，F(xiàn)有西北網架結構、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，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。西北電網各省（區(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。
3 西北電網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)域全網電力電量平衡，西北電網開展了一系列的前期工作探索。
1）在源側新能源預測方面，建立預測分級、預警標準和實用化分級響應指標，根據統(tǒng)計新能源可用功率-電量貢獻率的特征，結合棄電控制目標、電網備用等因素，開展新能源預測電量分級預警工作，為電網柔性調度提供依據。
2）在網側柔性調度方面，提出將部分新能源可信出力納入電網備用的運行機制，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。結合西北電網各省錯峰特性，進一步將區(qū)域內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）在荷側需求管理方面，在調研分析西北電網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調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，推動西北電網需求側主動響應的電網運行新模式。
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用全網資源，促進新能源消納。二是提出自備電廠“虛擬儲能”模式，挖掘各類手段的調峰能力，進一步完善調峰服務市場規(guī)則，以提高傳統(tǒng)能源發(fā)電機組調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、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”。
4 面向高比例新能源電網的電力電量平衡關鍵技術及配套市場機制
電力電量平衡分析本質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)對源側多元機組出力、荷側柔性負荷、網側綜合互濟、儲側靈活調控等各類調節(jié)性資源的合理安排，以實現(xiàn)指定場景中可靠、低碳、靈活、經濟等多類型目標綜合優(yōu)化。電力電量平衡關鍵技術如圖4所示。
圖4 電力電量平衡關鍵技術
Fig.4 Key technologies for power supply-demand balance
4.1 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，以源網荷柔性調度及市場機制配套為著眼點，采用靈活調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，國內外專家學者提出一系列概率預測技術，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電力電量平衡指標，通過完善電網現(xiàn)有的優(yōu)化調度機制和管理手段，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機組調度的應用。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電力電量平衡經濟調度模型和方法。分別提出了日前、日內、實時等多時間尺度柔性調度機制，結合多類型的柔性響應負荷，對調節(jié)性機組進行滾動協(xié)調調度，以提升電網電力電量綜合平衡能力。
高占比新能源電力系統(tǒng)預測、調度、運行涉及多目標、多因素的協(xié)調耦合，現(xiàn)階段研究多采用不確定集構建、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濟調度策略。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。可進一步考慮通過數(shù)據驅動方式實現(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)間范圍內滾動優(yōu)化備用方案，如建立考慮電網檢修、預測誤差等約束在內的基于機會約束規(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)化調度模型。
現(xiàn)階段研究多采用不確定集構建、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，須進一步挖掘源網荷各個環(huán)節(jié)的靈活性調節(jié)潛力參與電網電力電量平衡。
4.1.4 用戶側需求響應
在用戶側，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響應潛力納入電網調控范圍內具有重要意義。
1）市場競價：通過設置合理的用戶側交易品種，促使用戶將其可調節(jié)資源作為一種中長期/短期靈活交易產品主動參與市場競爭是現(xiàn)階段用戶側響應項目的研究熱點。面向市場競價的用戶側響應項目包括需求側競價、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競價曲線等。構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響應資源高效響應。面向市場激勵的用戶側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)用戶側側激勵模式的優(yōu)選，從而引導用戶側自適應調節(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，由調度機構調用平衡輔助服務、調節(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算等方面總結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，為不平衡電量結算和系統(tǒng)平衡成本結算分攤提供依據。
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平衡問題，無法有效響應高比例新能源電網快速變化的凈負荷。為解決大規(guī)模新能源并網下的靈活調節(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，配置了靈活調節(jié)服務交易品種（flexible ramping products，F(xiàn)RP），對市場主體提供與機會成本匹配的經濟激勵以保障系統(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算，系統(tǒng)以集中式計劃調度為主，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，從源網規(guī)劃層面結合源網荷儲運行特性保障電網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 源網荷儲協(xié)同規(guī)劃
新形勢下的源網規(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荷儲協(xié)同規(guī)劃方法。國內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，國內外研究側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)階段面向源網荷協(xié)同規(guī)劃多通過時序概率仿真、隨機生產模擬技術及運行模擬技術等方法實現(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、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構
從國內外新能源電力消納的情況來看，電源結構中需要增加與新能源裝機容量相應的60%以上的靈活性調節(jié)電源，但截至2021年底，中國含燃氣機組、抽水蓄能、日調節(jié)水電機組在內的靈活性調節(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。廣義的靈活性調節(jié)電源還包括風光水儲耦合互補系統(tǒng)、用戶側綜合能源供應、網源側規(guī)?；瘍δ艿燃夹g。
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構性不合理而導致的電網電力電量平衡風險。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，成為電源結構優(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。
面對國內能源轉型和碳減排要求，需要構建多元協(xié)同的新型供應體系，打造“強平衡”型電網，實現(xiàn)結構、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構優(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)電網電力電量實時平衡，滿足電網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”“源網荷儲一體化”協(xié)同發(fā)展是高比例新能源電網的發(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、火電等可調節(jié)設備構成互補系統(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，在調節(jié)速率上，光伏調節(jié)速率最快，其次是風電，而火電的調節(jié)速率相對最慢；在調節(jié)深度方面，常規(guī)機組可調節(jié)能力強而成本相對高，而新能源機組調節(jié)成本低但處于優(yōu)先發(fā)電位置，調節(jié)能力相對較弱。多品種能源協(xié)調運行耦合互補互濟，有利于擴大電力供需資源的優(yōu)化配置規(guī)模，降低電網在大范圍內的平衡壓力。
4.2.4 大電網調峰備用綜合互濟
互聯(lián)電網在整合多區(qū)域調峰備用資源及優(yōu)化配置方面的優(yōu)勢逐步凸顯，跨區(qū)調峰備用綜合互濟作為解決系統(tǒng)低谷調峰困難、提升電網調度靈活性、保障大電網電力電量平衡的有效途徑，引起了廣泛關注。
多區(qū)域調峰備用調度機制的建設需統(tǒng)籌考慮區(qū)域電網新能源出力及負荷特性、多區(qū)域調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。依據區(qū)域備用資源供需特性，以全網備用容量最小為目標建立全網備用配置模型，以提升區(qū)域互聯(lián)系統(tǒng)運行經濟性。但降低全網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)電網調峰備用配置模型中，建立考慮不確定性下的調峰備用跨區(qū)優(yōu)化調度模型。如量化失負荷概率和棄風概率與多區(qū)域電網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統(tǒng)一融合，以市場價格引導新能源及源荷側靈活性資源協(xié)調發(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。
5 西北電網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，為提升電網柔性調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度模式。以水量調度計劃、水庫安全水位等條件為約束，以水資源利用最大化為目標，綜合電網安全、新能源消納等需求，進一步提升干支流聯(lián)合優(yōu)化調度水平，充分發(fā)揮水電廠調節(jié)能力，促進黃河流域資源利用和高質量發(fā)展。
3）推動儲能、抽水蓄能、光熱發(fā)電等靈活性調節(jié)電源入網。完善儲能、抽水蓄能參與電網調節(jié)的市場化補償機制及市場建設方案；探索對光熱發(fā)電、配有合理比例儲能的新能源發(fā)電給予一定價格激勵的政策可行性，利用價格引導推動儲能、抽水蓄能、光熱發(fā)電等新興產業(yè)發(fā)展，改善電力系統(tǒng)靈活性調節(jié)性能。
4）加快省間現(xiàn)貨市場及省內輔助服務市場建設進程。一是完善以中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補充的省間交易體系，擴大新能源跨省交易與省間互補余濟規(guī)模。二是探索省級現(xiàn)貨市場逐步引入用戶側的可行性，推動市場由單邊到雙邊的轉變，將電力供應形勢傳導至用戶，有序擴大市場主體和資源優(yōu)化配置的范圍。三是統(tǒng)籌中長期、現(xiàn)貨與應急調度多層級交易框架，推進調峰、備用、頂峰多類型輔助服務品種，為新能源更大范圍消納提供市場基礎。
5）完善電力需求側響應機制。分階段、分重點建立用戶需求側響應項目，引入電動汽車、智慧樓宇等新興負荷，基于需求側靈活響應資源的時間、地點、響應效果與類型價值制定適應的需求側響應價格機制，進一步擴大可參與電網調節(jié)的用戶規(guī)模，在電力供應緊張時期挖掘調用可中斷負荷，引導節(jié)約、有序、合理用電。
5.2 中長期電量平衡問題應對措施
針對中長期源網結構矛盾帶來的平衡問題，建議以源網資源優(yōu)化配置展開。
1）開展煤炭價格指導。建議政府部門聯(lián)合大型煤企、發(fā)電集團共同建立煤炭、電力的鏈條式能源經營管理機制，結合不同時期的需求提出適度的煤炭指導價格或價格限值，營造良好的火力發(fā)電的上下游生態(tài)環(huán)境。
2）開展兼顧“保安全”和“調結構”雙目標的水火電新增規(guī)模和布局研究。落實“科學發(fā)揮煤電對高峰用電的支撐作用，切實保障能源安全”要求，結合“十四五”期間新能源年度裝機規(guī)劃，統(tǒng)籌考慮電力保供安全和新能源發(fā)展目標，開展常規(guī)電源發(fā)展的適應性研究。根據電網安全約束和調峰電源支撐的需求，建議政府相關部門采用機組“延壽”及緩建火電分批建設投產等方式提升電力供應保障能力。
3）強化跨區(qū)備用互濟機制，打造“全國一盤棋”。加大跨區(qū)平衡統(tǒng)籌力度。將電網平衡的范圍逐漸由“西北統(tǒng)籌”常態(tài)化轉變?yōu)椤叭珖y(tǒng)籌”，結合省間市場及跨區(qū)輔助服務市場的進度，建立跨區(qū)直流柔性調整機制，實現(xiàn)更大范圍內的資源優(yōu)化配置。
預計在未來電網運行中，西北電網新能源高比例消納及電力可靠供應引起的短期電力平衡風險依然存在，但其風險概率將隨著調度管理技術的發(fā)展及市場建設的優(yōu)化變得相對可控。針對能源轉型下電源結構矛盾引起的中長期電量風險，極有可能由過去部分時段的小概率事件轉變?yōu)榇蟛糠謺r段均有可能出現(xiàn)的大概率事件，亟須引起充分重視，引導優(yōu)化電源結構與布局，保障全網電力電量平衡及新能源的健康發(fā)展。
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