中國儲能網訊：面向高比例新能源消納的西北調峰輔助服務市場機制及實踐
薛晨1, 任景1, 馬曉偉1, 崔偉1, 劉友波2, 王瀟笛2
（1. 國家電網有限公司西北分部,陜西 西安 710048; 2. 四川大學 電氣工程學院,四川 成都 610065）
摘要：“源網荷”靈活互動是智能電網發(fā)展、電力市場化改革背景下能源系統(tǒng)轉型升級的必然發(fā)展趨勢，也是解決西北地區(qū)新能源調峰資源短缺、消納空間不足的關鍵。梳理了國內外面向高比例新能源的“源”“荷”“網”及“源荷”聯(lián)動下的輔助服務市場的市場機制、交易品種等關鍵技術及建設經驗，立足西北電網的調峰瓶頸及障礙，基于現行西北區(qū)域省間調峰輔助服務市場平臺，提出了適宜西北地區(qū)負荷特性及新能源消納需求的“源網荷”聯(lián)動調度模式及交易機制，以期利用市場杠桿與調度策略并行的調控手段，激發(fā)源網荷各主體調峰意愿，聯(lián)動多主體協(xié)同參與調峰，共同促進西北地區(qū)新能源的全面消納。
引文信息
薛晨, 任景, 馬曉偉, 等. 面向高比例新能源消納的西北調峰輔助服務市場機制及實踐[J]. 中國電力, 2021, 54(11): 19-28.
XUE Chen, REN Jing, MA Xiaowei, et al. Mechanism of peak regulation auxiliary electricity market in the presence of high-penetration renewable energy and its practice in northwest china[J]. Electric Power, 2021, 54(11): 19-28.
引言
截至2020年年底，中國風電、光伏累計裝機容量達5.34億kW，其中西北地區(qū)的新能源發(fā)電裝機達到1.29億kW，已成為全國風電、光伏裝機最大的區(qū)域。西北地區(qū)新能源高占比趨于常態(tài)化，其間歇性、波動性等固有不確定性特性對新能源的實時消納帶來了巨大挑戰(zhàn)。
風電、光伏等新能源大規(guī)模并網消納，需緊密依靠電力系統(tǒng)發(fā)、輸、配、變、用多環(huán)節(jié)的深度協(xié)作。為解決高比例新能源的消納難題，主要從2方面推進：（1）推動電網“硬件”基礎網架建設，加強與新能源發(fā)展相協(xié)調的配套電源電網規(guī)劃建設及跨區(qū)特高壓輸電通道建設，全面提升系統(tǒng)外送能力及大電網平衡能力；（2）強化市場機制“軟件”支撐，通過市場競爭機制及激勵手段促使源網荷多方協(xié)調發(fā)展和友好互動，充分調動全系統(tǒng)可調控資源消納新能源的靈活性及積極性[1]。
西北地區(qū)新能源的全額消納需大量的輔助服務提供支撐。在“2030碳達峰，2060碳中和”承諾背景下，西北地區(qū)新能源將迎來新一輪爆發(fā)式增長，燃煤火電等常規(guī)調節(jié)電源裝機比重進一步下降，西北地區(qū)現行的調峰輔助服務機制提供的調峰容量、備用容量的裕度難以完全適應高比例新能源滿發(fā)多發(fā)的需求，亟須打破僅依靠電源側提供調峰輔助服務的傳統(tǒng)模式。智能電網及通信技術的發(fā)展使得負荷側靈活性資源具備接入電網調度體系并提供輔助服務的能力，與火電等電源側常規(guī)調節(jié)機組相比，負荷側靈活調節(jié)資源兼具響應速度快、可調容量大、調節(jié)手段靈活等調控優(yōu)勢。將負荷側靈活性資源納入西北電網調峰輔助服務框架，對于打造“源網荷”靈活互動框架下的調峰市場體系，保障新環(huán)境下的西北電網安全穩(wěn)定運行具有重要意義。
本文首先對國內外面向高比例新能源消納的調峰輔助服務的關鍵技術進行梳理，從“源”“荷”“網”側及“源網荷”聯(lián)動參與調峰服務市場的市場模式展開探討；深入分析現階段西北電網的調峰現狀及面臨的問題，提出完善西北調峰輔助服務市場的必要性；依據西北電網實際運行特性，提出西北地區(qū)調峰服務市場機制建設的關鍵技術并進一步展望西北地區(qū)高比例新能源消納的調峰模式，為西北地區(qū)新能源的充分消納和“源網荷”資源的靈活互動提供驅動力和平臺。
1 面向高比例新能源消納的調峰輔助服務市場機制
電力市場的改革發(fā)展促使輔助服務市場呈現出交易主體多元化的特征，亟須探索新的市場機制與交易模式引導源網荷靈活性資源參與電網調節(jié)。圖1概述了國內外基于“源網荷”互動下的面向高比例新能源的調峰輔助服務市場機制的關鍵技術及研究思路，分別從“源”“荷”“網”側及“源網荷”聯(lián)動消納新能能源展開探討。
圖1 面向高比例新能源消納的調峰輔助服務市場框架
Fig.1 Peak-regulation service market framework in the presence of high-penetration renewable energy
其中，“源”側主要交易品種包含發(fā)電權交易及碳交易，新能源機組與傳統(tǒng)機組可基于發(fā)電權及碳排放置換交易實現“源”側機組的調峰優(yōu)勢互補；“荷”側主要調峰參與模式包括需求側競價、需求側激勵以及需求側直接調度，可根據用戶側實際調控特性實現需求側調峰模式的優(yōu)選。為充分調動“源荷”雙方調峰積極性，可在區(qū)域調峰市場平臺引入靈活競價機制及多時間尺度交易品種，以雙邊撮合/集中競價的模式引導“源荷”聯(lián)動參與區(qū)域調峰市場，實現“源荷”靈活資源的一體化出清。此外，“網”側不僅可通過開展區(qū)域/省間調峰市場實現多區(qū)域的調峰互濟，且其作為實時調度與監(jiān)管機構需對調峰市場出清結果進行合理性校驗及安全性校驗，以保障電力調度及調峰市場的安全穩(wěn)定運行。
1.1 “源”側調峰交易機制
現階段中國電源結構以火電為主，常規(guī)機組是提供電力輔助服務的中堅力量。因此，為解決高比例新能源調峰難題，多數研究以“源”側常規(guī)機組（火電機組）參與調峰為著眼點，挖掘火電機組深度調峰潛力實現新能源的增發(fā)。然而，負荷低谷時的高占比新能源的并網使得電網向下調峰需求急劇增長，系統(tǒng)會安排部分靈活性改造后的火電機組以低于最小技術出力的模式運行，深調機組的調峰成本與調峰深度呈現非線性遞增關系，此剛性調度模式將大幅增加系統(tǒng)的調峰運行成本[2]。在“源”側調峰市場開展發(fā)電權交易及碳交易可作為促進新能源消納的重要市場手段：（1）為新能源機組提供更多的上網容量；（2）利用經濟激勵機制引導低能耗機組代替高能耗機組發(fā)電，進一步減少調峰機組碳排放量。
發(fā)電權交易及碳交易是發(fā)電商在中長期、日前、日內、輔助服務等多市場中獲得的發(fā)電許可份額/碳排放配額。其中，將新能源的增發(fā)電量作為新能源機組擬增加的發(fā)電權，常規(guī)機組參與電網調峰作為火電機組擬轉讓的發(fā)電權，基于發(fā)電權受讓方和出讓方進行多輪報價的模式，可最終達成新能源與常規(guī)電源發(fā)電權置換交易共識。該種模式具有提升新能源并網容量、降低常規(guī)電源機組運行成本、規(guī)避新能源發(fā)電風險、提升系統(tǒng)運行效益及減少碳排放等經濟技術優(yōu)勢[3]。
然而，傳統(tǒng)發(fā)電權交易難以量化新能源的碳減排社會效益，協(xié)同碳排放權與發(fā)電權的市場交易有助于在調峰輔助服務市場中反映常規(guī)能源真實發(fā)電成本，并促進新能源的進一步消納。文獻[4]構建了碳交易下的發(fā)電權置換優(yōu)化模型，指出碳交易與發(fā)電權交易的耦合競價有利于調動常規(guī)能源機組參與市場競價的積極性，提升社會整體效益。文獻[5]建立了發(fā)電權與碳交易市場的競價均衡模型，驗證了所提模型在碳減排及發(fā)電資源優(yōu)化配置上的有效性。將火電機組的碳排放權交易與深度調峰有機結合，通過提升機組調峰深度以實現碳排放量的降低，并將額外碳排放權轉讓給其余常規(guī)機組，可在提升火電機組自身效益的同時為新能源消納提供富余空間。
1.2 “荷”側靈活調峰市場機制
常規(guī)電源的調節(jié)能力和傳統(tǒng)電網調度模式難以滿足大規(guī)模新能源消納需求。國內外就“荷”端具有可響應能力的負荷參與電網輔助服務市場展開了大量的研究。通過建立空調、熱水器、電動汽車等柔性負荷精細化模型[6]，利用模型預測算法、機會約束等優(yōu)化算法實現考慮新能源不確定性下的需求側優(yōu)化調度。然而，傳統(tǒng)電力市場正逐步向用戶側靈活資源開放，成熟的市場建設體系和完善的激勵政策對挖掘“荷”側靈活資源響應潛力至關重要，其中包括：用戶側與發(fā)電側博弈互動策略、用戶側輔助服務機制設計、需求側響應定價模式等，如何將“荷”側可調節(jié)資源作為一種中長短期靈活交易產品促進用戶廣泛參與輔助服務市場是研究關鍵及熱點。
需求側競價是指用戶側主動參與市場競爭的機制，用戶可通過改變自身已有用電模式以獲取市場利潤。一方面，用戶可基于基準用電曲線利用其靈活可調節(jié)量參與市場競爭，如輔助服務市場競價[7]、電能量市場與備用市場聯(lián)合出清[8]等；另一方面，用戶可利用其全部電力需求參與市場競爭，在集中市場提供類似發(fā)電商競價曲線的需求側競價曲線等。文獻[9]將需求側資源當作一種公共的商品，構建了基于電力庫的“多買方-多賣方”的需求響應資源交易（DR exchange）模型并實現“多對多”出清。此外，除了通過市場競爭推動用戶主動參與市場外，基于合理的激勵機制將用戶側響應資源納入電網調峰輔助服務也是研究熱點?，F階段理論研究主要基于用戶側需求響應數學模型，利用息票策略[10]、博弈論[11]等理論方法實現需求側激勵模式的優(yōu)選，從而達到系統(tǒng)降本增效、最大化消納新能源等目的。
荷側靈活資源在電力輔助服務市場中的成熟應用，需要克服一系列技術、制度和機制上的難題。在不同階段的電力市場環(huán)境下，荷側電力靈活資源的調用對象、響應模式和市場機制皆不相同。在用戶側調峰輔助服務市場開始初期，可先逐步開放大工業(yè)用戶，再進一步挖掘中小用戶的靈活資源調動潛力。
1.3 “網”側跨省調峰資源實時平衡
在省級電網調峰層面，現階段的理論研究主要聚焦于調峰調度機制、調峰交易機制及調峰域度測評等方面。風電可與水電、儲能、火電等可調節(jié)設備構成互補系統(tǒng)聯(lián)合優(yōu)化[12]，緩解系統(tǒng)調峰壓力。
從省間電網調峰層面來看，不同區(qū)域存在較大的調峰能力差異，充分利用區(qū)域間網絡聯(lián)絡通道實現區(qū)域間調峰互濟，是解決系統(tǒng)低谷調峰困難，提升體系靈活性的一個有效途徑[13-15]。從調度層面來看，文獻[14]建立了考慮風電外送的省間調度及區(qū)間調峰互濟模型，綜合考慮調峰約束和電網輸送能力。文獻[15]介紹了華東市場與其余區(qū)域市場的電力調峰銜接機制，以實現各個省級電網電源及負荷的互補特性。
此外，如何協(xié)調跨區(qū)互聯(lián)線路送受端供需關系實現高效調峰是關鍵問題，文獻[16]深入剖析了直流聯(lián)絡線運行特性，提出了跨區(qū)互聯(lián)電網日前源網協(xié)調調度方式。對于實際跨區(qū)調峰市場的建設，需要因地制宜，考慮實際區(qū)域電網新能源出力特性、跨省調峰資源的差異性、區(qū)域間調峰資源的供需特性、區(qū)域間互聯(lián)線路約束等多維度問題，建立更符合電網實際調峰需求的跨省調峰機制。
1.4 源網荷協(xié)同調峰機制
多類型電源及多類型負荷具有不同時空分布特性，由此形成源網荷協(xié)同優(yōu)化的靈活互動模式，以提高系統(tǒng)安全經濟運行的效率，促進新能源消納。文獻[17-18]提出了日前、日內、實時等多時間尺度調度模型，結合不同類型的荷側調節(jié)資源，對源側常規(guī)可控機組進行多時間尺度滾動協(xié)調優(yōu)化以提升電網靈活資源的調峰調控能力，但上述研究聚焦于源荷側的集中調度以應對新能源出力的間歇性問題。
傳統(tǒng)剛性調度模式難以調動市場主體參與市場積極性，引入靈活競價機制及交易品種，可賦予“源荷”側市場主體充分的自主選擇權，促使調峰供需資源高效匹配。就競價機制而言，文獻[19]分析了不同競價結算機制（如雙向拍賣機制、統(tǒng)一出清機制）對多買方-多賣方的市場參與積極性、市場公平性、市場供需狀態(tài)等方面的影響。就市場品種而言，北歐日前現貨市場通過引入基于靈活塊交易的交易品種[20]，市場主體根據實時能源需求，選擇符合自身利益需求的靈活塊交易種類（小時交易、塊交易、鏈交易等）；美國加州獨立系統(tǒng)運營商[21]與美國中部電力系統(tǒng)運營商[22]基于其市場運營需求，設計了基于機會成本靈活交易品種—靈活調節(jié)服務（flexible ramping products，FRP），以保障系統(tǒng)實時平衡及激勵價格的公平公正性。
然而，在“源荷”靈活互動過程中，電網潮流時空分布特性更為復雜、電網功率動態(tài)平衡特性更為多變，這對電網的安全運行帶來極大挑戰(zhàn)。文獻[23]結合直流配電網靈活互聯(lián)、安全可控的特征，提出源網荷儲互動下的直流配電網多目標優(yōu)化調度方法；文獻[24]構建了含源側機組組合及荷側經濟調度的雙層優(yōu)化數學模型，以實現計及網絡約束下的安全調度。但是現有協(xié)調控制策略的研究大多從配網或微網的角度展開，側重點在于如何實現局域網絡的功率平衡與運行安全，鮮少從大電網層面展開研究。
隨著源荷聯(lián)動下的調峰市場參與主體數量的增加、調峰品種的增多及調峰交易實時性需求的提升，電網的運行模式將更為復雜，電網安全穩(wěn)定評估控制方法及市場統(tǒng)一出清模式尚需提升與改善。依靠傳統(tǒng)人工校核模式計算計及多不確定性下的電網運行狀態(tài)和潮流分布無法完全保障電網安全和系統(tǒng)穩(wěn)定，需要進一步研究考慮靈活交易的“源網荷”互動環(huán)境下不確定性對電網運行安全、斷面?zhèn)鬏敇O限、經濟調度、市場出清等多方面影響。
2 西北電網調峰現狀與存在的問題
近十年來西北地區(qū)能源裝機容量增長超30倍，其裝機容量、裝機占比、新能源滲透率連續(xù)多年在全國各區(qū)域排名第一，如圖2所示。隨著西北電網新能源爆發(fā)性增長，電網等效負荷曲線向“鴨型”轉變，調峰需求發(fā)生深刻變化，電網調峰能力建設作為新能源發(fā)展的基礎性工作，現階段西北電網調峰面臨著較大挑戰(zhàn)。
圖2 2010—2020年西北地區(qū)的新能源裝機情況
Fig.2 The renewable energy generation capacity in Northwest China in recent decade
2.1 “源”側調峰遭遇瓶頸
西北區(qū)域傳統(tǒng)“源”側火電機組調峰受多重限制：（1）火電機組靈活性改造成本較高，以35萬kW裝機的熱電廠為例，考慮到靈活性改造技術差異性，增加10%~20%額定容量調峰空間投資成本為1000萬~5000萬元不等；（2）西北網內火電機組平均調峰深度已達40%額定負荷，60萬kW裝機以上的平均深調能力已達30%額定負荷，可再挖掘的電源側調峰空間極為有限；（3）現有源側調峰市場的新能源增發(fā)成本較高，例如甘肅、寧夏省內市場新能源增發(fā)成本高達0.595元/（kW·h）、0.495元/（kW·h），新能源企業(yè)承受壓力大。
2.2 “網”側外送通道與新能源發(fā)展規(guī)模較不匹配
西北地區(qū)高比例新能源的并網及大規(guī)模發(fā)展，給電網輸電通道的規(guī)劃帶來較大挑戰(zhàn)。現階段新能源的發(fā)展與輸電通道和靈活電源的發(fā)展規(guī)劃不完全協(xié)調，西北電網跨區(qū)輸電工程基建成本高、建設周期長，預計未來兩三年，直流外送規(guī)模增長約為2800萬kW，遠低于新能源的預期增幅（4715萬kW），最終造成并網難和外送難的局面，阻礙新能源的消納。此外，隨著新能源發(fā)電比例在電網中的不斷增加，不同種類能源間的發(fā)電并網競爭日益凸顯，電網與電源之間不協(xié)同發(fā)展已成為新能源并網的巨大障礙。
2.3 “荷”端輔助服務機制有待健全
通信系統(tǒng)和智能電網的建設，使用戶側靈活可調控資源具備了快速響應能力，但現階段尚缺乏成熟的激勵用戶主動消納新能源的調峰輔助服務機制。目前西北地區(qū)出臺的用戶側峰谷電價、調峰補貼價格機制有利于促進低谷新能源消納，但尚處于試點階段，用戶側激勵模式較為單一且無配套的考核監(jiān)管機制。總的來說，用戶側激勵閾值難以獲取、用戶響應模式難以準確把控、分布式用戶調度模式與電網現有調度計劃方式難以兼容等種種經濟、機制、技術瓶頸阻礙了現行用戶側響應在西北范圍內的推廣及規(guī)?；瘧?。
2.4 短期省間調峰交易尚未與中長期市場有效銜接
現階段西北電網缺乏靈活的省間短期交易機制和完善的中長期市場銜接機制，西北電網新能源比重高、波動性強，同時省間錯峰效益明顯，聯(lián)絡通道也具有較強的省間支援能力，因此西北電網省間潮流交換頻繁、交易需求旺盛。但目前的市場交易機制受省間壁壘限制，一方面，缺乏靈活的省間短期交易機制，省間調峰資源無法得到充分的利用，使得大量的短期交易需求無法迅速撮合，不能滿足新能源資源時效性配置要求；另一方面，由于缺乏完善的中長期市場銜接機制，中長期雙邊交易又需要剛性執(zhí)行，在面對網架約束、機組故障、新能源預測偏差較大等情況時，應急響應能力不足，不利于新能源的最大化消納。
3 西北區(qū)域省間調峰輔助服務市場
現階段西北區(qū)域調峰輔助服務市場主要調峰種類為有償調峰、啟停調峰、虛擬儲能及用戶側調峰，其電力輔助服務市場交易流程運行框架如圖3所示。與東北、華北、華東等區(qū)域調峰市場相比，西北電網調峰市場存在以下優(yōu)勢及區(qū)域特色：（1）支持水電雙向參與調峰市場；（2）建立虛擬儲能調峰模式；（3）創(chuàng)新提出直流配套電源單獨控制區(qū)調峰模式；（4）積極開拓用戶側調峰輔助市場。
圖3 西北區(qū)域調峰輔助服務市場調用流程
Fig.3 The implementation steps of peak-regulation auxiliary service market in Northwest China
西北地區(qū)輔助服務市場體系建立了日前、日內雙時間維度調峰市場組織模式及省間省內兩級調峰市場協(xié)同機制，通過日前固定時段、日內按需組織的方式，以先省內后省間為原則，提出調峰輔助服務市場多時空維度交易組織流程，實現調峰資源的優(yōu)化配置。在日前市場，火電機組申報次日96點跨省有償調峰電力曲線、電價信息及啟停調峰電價；虛擬儲能服務提供商申報次日96點儲能能力；用戶申報次日可調節(jié)負荷量、可調節(jié)時長；西北五?。▍^(qū)）申報次日水電有償調峰電價；在日內市場，日內省間調峰輔助服務市場允許接受服務方隨時申報調峰需求，調度機構視情況安排調峰服務。截至2019年年底，西北區(qū)域省間調峰輔助服務市場試累計調峰6254筆，調峰電量為40.81億kW·h，調峰費用為5.10億元，為提升西北新能源利用率貢獻了2.39個百分點，如圖4所示。
圖4 2019年西北區(qū)域調峰輔助服務市場運營情況
Fig.4 The operation situation of peak-regulation service market in Northwest China in 2019
3.1 水火電調峰
水、火電調峰是指調峰資源富余的火電機組或水電機組以“群”模式主動參與日前市場及日內市場，向調峰資源不足省區(qū)提供的調峰服務。其中，西北區(qū)域調峰市場設計了“水電豐枯雙向參與”方式，在豐、枯期根據水電發(fā)電差異性，靈活轉換水電機組的市場角色。在汛期，水電機組作為調峰資源接受服務方參與調峰市場，申報各時段調峰需求，避免棄水損失；在其余水期，水電基于其優(yōu)質調峰性能，作為調峰提供服務方參與調峰市場。
火、水電機組通過參與調峰市場獲得輔助服務補償費用。截至2019年年底，西北地區(qū)火電調峰電量為30.02億kW·h，均價僅為0.164元/（kW·h），調峰收益為49244.9萬元；水電有償調峰電量為10.15億kW·h，出清均價僅為0.006元/（kW·h），調峰收益為656.05萬元。西北開放的調峰輔助服務市場有利于充分調動發(fā)電企業(yè)的市場參與積極性，促使水、火電企業(yè)降本增效，在消納新能源的同時獲得額外的收益。
與此同時，從全國范圍內看，全國火電調峰下線至20%，最高費用可達1元/（kW·h），而西北地區(qū)的水火雙向調峰的價格相對較低，有利于調動新能源企業(yè)增發(fā)積極性，促進西北地區(qū)新能源的健康發(fā)展。
3.2 自備電廠“虛擬儲能”模式
西北電網提出自備電廠的“虛擬儲能（virtual storage system, VSS）”模式，其中虛擬儲能模式是指在不新增儲能設施的情況下，將網內自備電廠為虛擬儲能提供商，在新能源大發(fā)且面臨限電時，通過減少機組發(fā)電出力“儲存”新能源電量；在新能源小發(fā)且系統(tǒng)有消納空間時，增加機組發(fā)電出力“釋放”新能源電量?，F階段虛擬儲能服務提供商主要為西北電網內的大型自備企業(yè)，在日前市場虛擬儲能服務提供商上報次日96點儲能能力。虛擬儲能模式中，新能源企業(yè)基于存取電量按照0.05元/（kW·h）的固定價格向自備電廠企業(yè)支付虛擬儲能調峰費用。經測算，自備電廠的調峰成本低于0.01元/（kW·h），效益明顯。在市場開展初期，原則上虛擬儲能服務提供商在虛擬儲能過程中產生的調峰電量不影響其月度電量計劃。按照“全面開展、試點先行、盡快推廣”原則，選定甘肅、寧夏自備企業(yè)開展虛擬儲能試點，2019年共參與調峰8筆，調峰電量0.023億kW·h，獲取調峰補償11.49萬元。隨著調峰市場的全面開放，由于其調峰成本優(yōu)勢，市場競爭力強，其調峰規(guī)模將會逐漸擴大。
現階段西北電網虛擬儲能調峰暫采取電網定價模式，待市場成熟后，虛擬儲能調峰價格機制可逐步過渡至競價模式。
3.3 直流配套電源有償調峰
西北電網的跨區(qū)直流配套電源裝機規(guī)模已達2394萬kW，且均為66萬kW及以上大容量機組，調節(jié)性能優(yōu)越，但由于受制于政策、機制等原因，配套電源的調節(jié)優(yōu)勢未充分發(fā)揮。為充分發(fā)揮配套電源調峰優(yōu)勢，西北電網提出直流配套電源以單獨控制區(qū)模式（同一直流配套電源形成一個獨立控制區(qū)）參與區(qū)域調峰輔助服務市場的模式。配套電源調峰順序為：優(yōu)先為同一控制區(qū)內新能源企業(yè)提供調峰服務，第一檔為無償調峰服務，第二、三檔調峰參照所在?。▍^(qū)）內調峰輔助服務市場規(guī)則執(zhí)行。
截至2019年年底，特高壓直流配套電源通過區(qū)域調峰輔助服務市場提供調峰服務，累計增發(fā)新能源電量達4.49億kW·h，配套電源獲取的調峰補償8490.39萬元。
3.4 用戶側調峰輔助服務市場
西北電網開展了用戶側靈活峰谷電價、用戶側調峰輔助服務市場機制研究，挖掘用戶側調峰潛力，并在青海地區(qū)展開應用示范試點。
（1）靈活峰谷電價。傳統(tǒng)電網“峰”“谷”時段的劃分及其價格機制已與高占比新能源電網的負荷特性嚴重不匹配。西北電網對新能源高占比下的電網峰谷時段進行重新定義及調整，重新定義后的電網峰谷時段可更好地契合新能源發(fā)電特性及電網的調峰需求。青海部分行業(yè)已展開靈活峰谷電價試點，對鐵合金行業(yè)的峰平谷時段調整為：谷段09:00—17:00；峰段17:00—01:00；其余為平段（原谷段00:00—8:00；峰段09:00—12:00, 18:00—23:00；其余為平段）。圖5展示了青海某用戶參與靈活峰谷電價機制后，其用能模式的變化情況，峰谷時段調整前的用戶生產呈現出反調峰特性（光伏大發(fā)時段避峰生產），峰谷時段調整后的用戶在光伏大發(fā)時段增量生產（09:00—12:00），可有效提升新能源消納空間。
圖5 某用戶參與靈活峰谷電價前后的生產曲線
Fig.5 The energy consumption pattern of a user before and after participating in flexible peak-valley electricity price
（2）用戶側調峰輔助服務市場。利用一定的輔助服務機制鼓勵用戶在網內新能源大發(fā)時刻增產，提升新能源消納空間。西北地區(qū)高載能用戶具有響應容量大、自動化水平高、生產流程穩(wěn)定、價格敏感性高等調控優(yōu)勢，因此，前期西北地區(qū)用戶側調峰輔助服務市場試點范圍為西北高載能大工業(yè)用戶，待市場成熟后可逐步推廣至工商業(yè)用戶及居民用戶。
市場初期，用戶側調峰費用暫采取定價模式，根據當前用戶的用電習慣，初定補償規(guī)則為：用戶在電價峰段參與市場，輔助服務費用依照所在?。▍^(qū)）峰-平電價差額進行補償；若用戶在電價平段參與市場，輔助服務費用依照所在省（區(qū)）平-谷電價差額進行補償，并在大工業(yè)用戶處試點應用。若用戶在谷段參與市場，輔助服務價格為0.1元/（kW·h）。
4 西北新能源消納調峰模式展望及關鍵技術
為保障西北地區(qū)新能源的消納，從交易品種、出清機制、調度手段等方面出發(fā)，設計適合西北地區(qū)高比例新能源特色的調峰輔助市場，有利于合理調動“源網荷”多方調峰積極性，在計及西北電網運行安全的前提下促進西北地區(qū)新能源的市場化消納。
4.1 “源”側系統(tǒng)聯(lián)合柔性調度
新能源波動性強、經濟性差，其單獨遠距離傳輸不利于電網安全穩(wěn)定運行。在“源”側采取市場機制與計劃手段并行的模式，充分調動水、火、風電調峰積極性，促進西北新能源充分消納。一是開展靈活的新能源與火電、自備電廠的發(fā)電權及碳交易短期交易市場，可通過雙邊協(xié)商交易或由交易中心基于響應的撮合規(guī)則集中撮合（競價），促使省間調峰資源得以充分利用，滿足新能源資源時效性配置要求。二是采用風電、光伏、火電捆綁外送協(xié)同調度模式，根據送受端的負荷水平、風光預測、火電機組投運情況等信息，針對送端源網側靈活性調峰資源進行調度計劃的制定，并對外送功率進行調節(jié)，保障電網安全性。三是開創(chuàng)新能源強制替代機制，當新能源面臨棄電風險時，由新能源發(fā)電強制替代捆綁外送的火電并通過發(fā)電權交易方式給予一定補償。
4.2 “荷”端調峰資源互動機制
目前西北地區(qū)用戶側調峰市場調峰響應項目尚處于試點階段。建立符合西北地區(qū)實際調峰需求的用戶側調峰價格機制及調度模式，對聚合西北地區(qū)中小用戶側參與調峰市場具有重要意義。
首先，基于西北地區(qū)用戶類型（大工業(yè)、商業(yè)、居民），統(tǒng)計可調峰用戶可控靈活性資源的響應容量、響應模式、響應成本及預期響應價格等，并基于不同用戶調峰特征對不同屬性用戶進行分類測算及調峰運行建模，量化不同類型用戶調峰運行模式與響應邊界，分析不同用戶調峰價格彈性及響應可靠性，實現對用戶側負荷調峰能力與控制特征的精準把握。進一步表征負荷側調峰資源聚合調節(jié)效應，明確不同區(qū)域用戶群體調峰響應特性的動態(tài)邊界條件，分析多時間尺度多運行場景下西北地區(qū)用戶側聚合響應能力。其次，基于各類負荷側調峰資源響應模型，在政策引導下，有步驟、分重點建立用戶側調峰響應市場，制定適應用戶側柔性調度的激勵價格機制，電價與激勵要突出需求側靈活響應資源的時間、地點與類型價值?；跉v史用能數據核實用戶的負荷基線后，根據用戶響應的準確性、實時性、有效性等響應指標給予用戶合理的補償，以價格杠桿實現對區(qū)域用戶柔性調度與協(xié)同控制，引導“負荷動態(tài)追蹤新能源發(fā)電”。
4.3 “網”側市場化跨省調峰機制
在新能源高占比接入背景下，不同區(qū)域、不同省份電網管轄范圍內的新能源資源、調峰資源具備一定程度的互補性。傳統(tǒng)電網各區(qū)域調度獨立留取各省備用，未考慮不同省份的新能源資源互補特性及跨區(qū)直流對電網側的調節(jié)能力，建立合理的跨區(qū)跨省調峰交易機制有助于提高電網互聯(lián)互通水平，實現資源的合理分配。
2019年西北電網能源結構分布如圖6所示，各省間不同類型新能源分布不均，且西北電網省間錯峰效應明顯?？紤]到西北各省間通道均由4~6回750 kV線路組成，具備較強的省間支援能力，可按照一定的補償和分攤機制實現西北調度下統(tǒng)一的跨省調峰資源共享。
圖6 西北全網能源分布概況
Fig.6 The distribution situation of energy in Northwest China grid
此外，基于新能源資源及發(fā)電分布特性，西北電網可將區(qū)域內調峰資源備用共享機制推展到跨區(qū)層面?；谳^成熟的區(qū)域調峰輔助市場平臺，在省間通道存在空間的條件下，與其余區(qū)域電網（如華南、華北、東北區(qū)域電網）開展跨省跨區(qū)日內調峰交易。借助現階段區(qū)域調峰交易平臺，利用市場競價或雙邊協(xié)商的模式，引導西北地區(qū)新能源在電力富余時段利用較低的電價達成外送交易，實現區(qū)域電網之間的優(yōu)勢互補，達到提高互聯(lián)電網運行經濟性及新能源消納能力、降低系統(tǒng)峰谷差的調度目標。
4.4 “源網荷”聯(lián)動的統(tǒng)一調峰市場出清及電網安全經濟調度
源、荷兩側調峰資源具有時變性、隨機性且響應不確定性，且區(qū)域調峰市場的成功推進發(fā)展促使“源荷”聯(lián)動調峰機制呈現出主體多元化、交易品種多樣化、決策分散化、調峰交易即時化的特征，傳統(tǒng)調度模型與計算方式難以保證源荷分布式資源的協(xié)同優(yōu)化、強不確定性環(huán)境下電網的安全經濟運行。
建立考慮源荷聯(lián)動的雙邊撮合、集中競價調峰交易平臺，設計并校驗考慮電網安全運行的源荷側聯(lián)動調峰集中式統(tǒng)一出清模型，計算并分析包括聯(lián)動調峰開放規(guī)模、新能源預測準確度、源荷兩側參與主體報價方式、電網安全運行約束等因素對聯(lián)動調峰機制的影響。計算源荷側聯(lián)動調峰機制下電網的動態(tài)邊際成本，計算整體調峰需求下源荷側不同聯(lián)動調峰方案的經濟性、安全性及其優(yōu)化調整空間，實現“源側調峰需求-荷側響應資源-網側經濟安全運行”的最優(yōu)協(xié)同。
5 結語
西北地區(qū)電力調峰輔助服務市場正在探索階段，未來高比例新能源接入對完善的電網輔助服務機制、多元化的交易品種、靈活的交易模式提出了更迫切的需求。完善的調峰輔助服務機制是西北電力市場建設與電網柔性調度工作中的重要環(huán)節(jié)，本文歸納并總結了現階段國內外面向高比例可再生能源“源網荷”靈活互動的市場框架，針對西北地區(qū)現階段調峰市場的不足與障礙，提出了適宜西北地區(qū)負荷特性及新能源消納需求的“源網荷”聯(lián)動柔性調度模式及交易機制，為源荷多市場主體提供多元化的市場選擇與空間，充分調動靈活性調峰資源的潛力，保障電網的安全穩(wěn)定運行、資源的統(tǒng)籌配置并提升新能源的消納能力。
此外，調峰輔助服務不僅僅是市場建設及電網運行調度問題，還與網架結構、外送能力等硬件基礎設施緊密相關。隨著西北區(qū)域內新能源的規(guī)模發(fā)展，如何構建與西北新能源消納相匹配的堅強電網結構也是關鍵一環(huán)，亟待后續(xù)研究探索。
