王盛，談健，史文博，鄒風華，陳光，王林鈺，惠紅勛，郭磊

（1.國網（蘇州）城市能源研究院有限公司，江蘇蘇州 215163；2.國網江蘇省電力有限公司經濟技術研究院，南京210008；3.澳門大學智慧城市物聯網國家重點實驗室，澳門 999078）

0 引言

2021 年3 月15 日，中央財經委員會第九次會議明確提出“構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”，研究能源電力領域實現“雙碳”目標的發(fā)展方向、發(fā)展目標和發(fā)展路徑［1］。各省發(fā)改委、國家電網公司等相關部門正積極落實該戰(zhàn)略在典型省份的實施。以江蘇為例，作為全國重要的負荷中心和典型電力受端省份，江蘇近年來依托豐富的灘涂資源和海上風能資源，已構建了目前國內最大的海上風電基地，并持續(xù)有序推進陸上光伏和風電資源的開發(fā)。預計到“十四五”末，江蘇包括海上風電在內的可再生能源總裝機規(guī)模將達55 GW，占比達30%［2］。該舉措有力地支撐了全省的能源供應保障和能源結構調整，為構建新型電力系統(tǒng)奠定了良好基礎。

構建“清潔低碳”的新型電力系統(tǒng)，必須做到安全先行。由于國內外能源形勢的復雜變化與疫情影響，在2022 年1 月發(fā)布的《“十四五”現代能源體系規(guī)劃》中，再次把“保障安全”作為首要基本原則，提出“堅持先立后破”［3］。因此，在建設新型電力系統(tǒng)的過程中，必須直面大規(guī)?？稍偕茉唇尤雽﹄娏ο到y(tǒng)安全穩(wěn)定運行帶來的挑戰(zhàn)。其主要包含以下幾個方面。

首先，可再生能源具有波動性和一定程度的反調峰特性，且集中式可再生能源還具有一定程度的遠離負荷中心的特性。例如，作為江蘇未來可再生能源裝機增長主力的海上風電主要集中在鹽城、南通等地，遠離用電負荷極大的蘇南地區(qū)［2］。這為電網供需雙側在時空上的匹配帶來了困難，增加了對調節(jié)資源的需求，增大了局部可再生能源的消納壓力與省內關鍵斷面的傳輸壓力。其次，我國電力市場改革仍處于初期，全國各省份現貨市場發(fā)展不均衡。作為第二批現貨市場試點，江蘇的政策法規(guī)與市場機制尚未完全匹配與落實，分區(qū)電價尚未完全接入，可再生能源仍以中長期電量交易為主［4］。這導致可再生能源自主平抑波動動力不足，社會市場主體調節(jié)資源潛力未得到充分挖掘。此外，可再生能源機組多為電力電子化下的非同步機組，“雙高”電力系統(tǒng)下系統(tǒng)慣量下降，短路電流水平不足，分區(qū)電壓穩(wěn)定問題突出，而由于數字化不充分導致電網可觀可控能力不足，為電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行埋下隱患。

英國的外部能源發(fā)展環(huán)境、可再生能源資源稟賦與我國典型沿海省份具有一定相似性，同樣面臨外來能源資源增長空間受限、擁有豐富的海上風電資源等情況，且其可再生能源發(fā)展走在世界前列。近期英國發(fā)布了能源系統(tǒng)脫碳計劃，并著重說明了可再生能源，尤其是海上風電與電網靈活調節(jié)資源的發(fā)展路徑［5］。因此，英國能源電力系統(tǒng)的發(fā)展模式與運行方式對我國典型省級電網有較大的借鑒意義。

在此背景下，本文首先梳理了英國能源電力系統(tǒng)的轉型過程、關鍵時間節(jié)點與轉型目標。其次，從政策法規(guī)引導、資源基礎建設、電力市場機制、輸配系統(tǒng)信息化、技術裝備應用和調控運行方式等方面，闡述了英國對高比例可再生能源接入所帶來能源安全問題的應對方式。最后，以江蘇作為典型省級電網，從英國與江蘇的差異性出發(fā)，提出對江蘇電網的發(fā)展啟示。

1 英國電力系統(tǒng)轉型歷程與目標

1.1 轉型歷程

1.1.1 發(fā)電側

自進入21世紀以來，英國電力系統(tǒng)轉型呈現出幾個關鍵特征［6］。

（1）可再生能源裝機容量與發(fā)電量占比大幅上升。截至2010年，英國化石燃料總發(fā)電容量基本穩(wěn)定在80%左右。此后，可再生能源，尤其是風電和光伏裝機容量不斷增加，并在2019 年達到47 GW，首次超過化石燃料［7］。

（2）核電不斷退出。最新一座Sizewell B 核電站于1995年投運。隨后幾年內英國不斷關閉了剩余8座Magnox 反應堆，其余7 座計劃于2035 年關閉。2019 年的核電裝機容量為9.2 GW，比2000 年降低26%。

（3）天然氣、生物質能對燃煤發(fā)電替代作用顯著。2019 和2020 年英國關閉Cottam 等4 座燃煤電廠，且計劃在未來3 年內進一步關閉僅剩的4 家燃煤電站，或將燃料轉換為燃氣或生物質能。作為英國最大的生物質能源發(fā)電商，Drax公司自2013年以來已將其4個燃煤機組轉化為生物質發(fā)電。全英生物質能發(fā)電總裝機容量為7.8 GW［8］。

2000—2020 年英國發(fā)電量變化如圖1 所示，圖中可再生能源的發(fā)電容量為折算后容量。由于可再生能源發(fā)電的間歇性，英國政府統(tǒng)計的發(fā)電容量小于裝機容量，通過比例因子來計算。對于風電、光伏和小型水電（≤5 MW）其比例因子分別為0.430，0.170和0.365。

圖1 2000—2020年英國發(fā)電量變化［1］Fig.1 Electricity generation trend in the UK from 2000 to 2020［1］

1.1.2 用電側

自進入21世紀以來，英國全社會用電量出現先上升后下降的態(tài)勢，并在2005 年左右達到頂峰［9］。受疫情影響，用電量在2020 年達到新低330 TW·h。家庭用戶占總電力需求的近1/3，相較2019 年增加了2.7%，工業(yè)和商業(yè)分別占25%和19%，分別下降了1.3% 和1.7%。2020 年英國用電結構如圖2所示。

圖2 2020年英國用電結構Fig.2 Electricity consumption mix in the UK in 2020

1.2 轉型目標

1.2.1 能源系統(tǒng)碳排放目標

根據2008 年發(fā)布、2019 年修訂的《氣候變化法案》規(guī)定，英國政府必須分階段提前制定未來相應5年的碳排放預算（Carbon Budgets）［10］。根據碳排放要求，英國國家電網（National Grid，NG）在2021年發(fā)布的未來能源場景（Future Energy Scenarios，FES）報告中對能源系統(tǒng)如何應對碳排放目標進行了響應［11］。NG 設置了基準場景、消費轉型場景、系統(tǒng)轉型場景和率先場景4 個場景。其中，后3 個場景皆可實現2050 年碳中和目標。在率先場景中，可在2047 年實現碳中和，在2050 年前達到年平均碳排放-28 Mt CO2e。基準場景無法實現碳中和，且在2025年左右背離碳排放預算。

1.2.2 能源消費轉型目標

英國在消費側轉型的基本思路是通過投資智能化、數字化技術優(yōu)化能源需求模式，并通過商業(yè)模式發(fā)展，提升需求側靈活性［11］。

（1）在需求側資源方面，目前英國工商業(yè)用戶能提供約1 GW 的需求響應容量，居民與小型非居民用戶仍處于起步階段，但其相應的智能儀表安裝規(guī)模已達2 420萬個。英國預計2025年左右使所有規(guī)模的消費者具有通過智能化設備與服務為系統(tǒng)提供調節(jié)資源的能力與機制，并在2050年率先場景中將需求響應容量擴大至13 GW。

（2）在建筑供熱方面，英國政府在2028 年前計劃熱泵安裝量達到每年60 萬個［12］。此舉雖會導致電力負荷大幅提升，但同時提升了建筑的需求響應能力。預計2050 年可降低發(fā)電和網架容量投資年均50 億英鎊，并反向作用于消費者降低其能源成本。

（3）在電氣化交通方面，英國將在2030—2035年間逐步禁售汽油、柴油和混動私家車與輕型貨車，并提供28億英鎊支持業(yè)界和消費者向清潔汽車轉型［13］。預計英國2030 年電動汽車保有量將超過1 500 萬輛，在2030 年增加電力負荷約30 TW·h，在2050 年增加65～100 TW·h，分別占系統(tǒng)總耗電量的7.50%～10.00%和7.22%～16.67%［14］。同時，促進電動汽車參與電力系統(tǒng)運行，在率先場景中電動汽車對電網（Vehicle to Grid，V2G）容量達到1 GW，2050年參與率達83%以上，容量最高可達39 GW。

1.2.3 能源系統(tǒng)轉型目標

（1）在發(fā)電側，英國政府承諾在2025 年前關閉所有煤電，并在2030 年前大幅減少天然氣的使用量［14］。預計到2050 年，清潔氫能、長續(xù)航儲能設備等低碳供能方式將以較低成本滿足負荷峰值，緩解發(fā)電側對天然氣的依賴。

（2）在儲能側，英國政府將儲能分為短期儲能與長期季節(jié)性儲能。鋰電池等短期儲能通常運行時長為30 min～4 h，為電力系統(tǒng)提供瞬時響應，其成本從2010 年至今下降了90%以上。長期儲能可運行數天、數星期至數月，通常用于無風和低溫等季節(jié)性調峰，例如抽蓄、壓縮空氣、液化空氣、液流電池、電制氫貯存等。部署長期儲能的最大挑戰(zhàn)是商業(yè)投資回收問題。目前英國共擁有4 GW 儲能裝機，包括3 GW 抽蓄和1 GW 鋰電池儲能。還有10 GW，包括8 GW 電化學儲能和2 GW 抽蓄正在建設中。

（3）在系統(tǒng)聯絡方面，目前英國建成6.0 GW 聯絡線，仍有3.8 GW 正在建設中，6.1 GW 在電力天然氣市場管理辦公室（Office of Gas and Electricity Markets，Ofgem）的審查中。英國政府基于歐盟與英國交易合作協議（EU-UK Trade and Cooperation Agreement）與歐洲其他國家合作，在2030 年前實現至少18.0 GW 的聯絡線容量，以便在2050年前減少199 Mt的碳排放。

2 英國新型電力系統(tǒng)建設舉措

2.1 明確政策法規(guī)引導

英國政府注重政策規(guī)劃的系統(tǒng)性引領作用。自1997年簽署《聯合國氣候變化框架公約的京都議定書》起，英國政府已出臺一系列能源轉型政策。近年來隨著國際輿論環(huán)境的變化，能源低碳轉型相關政策出臺更為頻繁，如圖3所示。

圖3 近年英國政府新型電力系統(tǒng)相關政策Fig.3 Recent policies of the UK government for the new power system

除政策文件外，英國政府同時會進行定期咨詢，發(fā)布一系列競爭性資金等，例如發(fā)布2021 年氫能生產成本與低碳氫能商業(yè)模型設計等，為民眾、社會資本提供參考［15-17］。

在促進可再生能源建設與消納方面，英國政府經歷了從可再生能源義務消納制度（Renewable Obligation，RO）［18］到上網電價補貼機制（Feed-In Tariffs，FIT）［19］，再到差價合約機制（Contract for Difference，CfD）［20］的變化。3 個政策具有各自適用范圍。在2017 年前，RO 是英國政府支持大型可再生能源項目的主要政策。對于小型可再生能源與低碳發(fā)電技術則更多采用FIT，要求電力供應商對符合要求的可再生能源電源的發(fā)電量和上網電量進行固定補貼，這與我國的分布式光伏發(fā)電補貼政策較為類似［21］。

CfD 為英國促進可再生能源建設運行市場化較為成功的嘗試之一。由于其招標機制引入了競爭，所以合同價格能比固定補貼的配額制更好地體現真實發(fā)電成本，有助于降低可再生能源補貼和消費側費用。但是，CfD 帶來的收益的確定性也可能會增加其發(fā)電商在市場上報價的隨意性。尤其是隨著未來可再生能源發(fā)電裝機容量的大幅上升，該行為可能會扭曲市場價格信號，增加系統(tǒng)運行成本。因此，英國政府也一直考慮完善CfD 的短期機制，權衡開放的范圍、數量、金額等，使其能更好地在提升關鍵發(fā)電容量和系統(tǒng)高效運行中取得平衡。例如，英國之前的CfD 僅包含海上風電等新興技術，而把陸上風電和光伏歸類為成熟技術并排除在外。但是近年來，為了助力“凈零排放”目標的實現，英國2021 年CfD 招標重新向陸上風電和光伏發(fā)電開放，從而在下一輪2021 年晚期的競拍中翻倍裝機容量至12 GW。英國計劃通過差價合約來支持60%的2030年英國海上風電項目交付［5］。

2.2 激勵調節(jié)能力建設

2.2.1 發(fā)電側資源

在發(fā)電側，英國計劃通過碳捕獲、利用與封存（Carbon Capture，Utilization and Storage，CCUS），從而在有限的碳排放預算中保留一定體量的燃氣發(fā)電，以提高高比例可再生能源下的發(fā)電側調節(jié)能力［14］。英國將支持至少在2030 年前部署一個燃氣發(fā)電的CCUS 工程，同時構建必要的市場激勵商業(yè)框架，為未來的電力CCUS 工程提供途徑，例如著手推進生物能碳捕獲及儲存（Bio-Energy with Carbon Capture and Storage，BECCS）等，實現生物質能發(fā)電的負排放。同時，英國政府正咨詢更新天然氣法案，通過征收碳排放稅的方式通過價格向消費側傳導，從而促使天然氣公司通過管道摻氫等方式，促使天然氣源頭脫碳。英國計劃在天然氣管道中加入20%左右的氫氣，以及建設用于100%輸送氫氣的管道。目前英國已部署大量綠氫項目，同時與工業(yè)界合作，計劃于2030 年前實現5 GW 低碳氫能生產能力，從而擴大氫能在發(fā)電中的占比。

2.2.2 智能樓宇

智能樓宇調節(jié)容量的物理來源包括智能設備（熱泵、空調及其控制系統(tǒng)、電動汽車等）與儲能（包括設備儲能、管網儲能與建筑空間儲能）等，其基礎是較高精度的智能量測與控制系統(tǒng)?；跀祿?、算法等要素，英國政府在實現脫碳路徑的同時也考慮了樓宇的靈活性提升措施，包括如下幾項內容［14，22］。

（1）加速接入實時價格。目前大多數用戶采用的仍是固定價格。英國計劃在居民側加速推進半小時結算制，以驅動用戶削峰填谷。同時，擴大終端電力的能源消費占比，依托智能儀表、智能獲利（Smart Tariffs），即用戶通過安裝智能儀表獲取變動的能源價格，從而調整其自身用能，提供高精度控制與量測方式，在減少碳排放的同時提供節(jié)約能源賬單的機會。預計該措施2045 年前能給能源消費者帶來16億～46億英鎊的收益。英國已開展部分基于實時電價機制，通過輸出（例如光伏余電上網）、負荷控制（電動汽車充電控制）等手段參與售電與平衡服務獲取利益的試點。例如，通過智能比對（Smarter Comparison）工具，能為消費者尋找最合適的能源消費方式；通過Octopus Energy 公司的Agile Octopus Tariff（Octopus Energy 公司推出的一項能源價格計劃，能源價格30 min 變動一次并與批發(fā)市場聯動），基于分時電價機制管理不同時段的能耗，可以節(jié)約120 英磅/a 的能源成本；通過GEO 公司的Core4Grid，基于優(yōu)化算法響應電力系統(tǒng)信號，控制用能與儲能運行方式，自2020 年3 月投入運行起，示范區(qū)家庭向電網輸送電能約30 MW·h。

（2）加強智能樓宇靈活性評估。英國政府加強與業(yè)界合作，將智能控制與靈活性評估納入標準評估流程（Standard Assessment Procedure）和簡化建筑能源模型（Simplified Building Energy Model）中，并應用于建筑的管控、能源效率證書（Energy Performance Certificates）的發(fā)放中。同時，提出“智能化預備程度指標（Smart Readiness Indicator）”來評估建筑實現靈活性的能力。

（3）加強建筑靈活性的硬件支撐。在制定未來家庭與建筑標準（Future Homes and Future Buildings Standards）中，考慮儲能、靈活供熱系統(tǒng)、電動汽車終端重點設施等標準的制定，使其具備需求響應所要求的量測和控制能力。

（4）加強對建筑供熱負荷靈活性的挖掘。對于建筑供熱，英國政府正在考慮其向清潔能源替代（將天然氣替換為電熱泵、氫能、甲烷等方式）以及集中供熱方向轉型。在2025年，英國可能停止新建家庭天然氣管道的接入，天然氣的碳排放成本也可能從生產側傳導至用戶側。因此，建筑供熱有基礎也有意愿通過靈活運行降低成本與獲利。英國政府計劃在2025 年前投入1.22 億英鎊用于熱網轉型計劃（Heat Network Transformation Programme）來推出新的供熱系統(tǒng)［23］。同時投資3.2億英鎊熱網投資計劃（Heat Networks Investment Project，HNIP），利用基金和貸款加速市場孵化［24］。發(fā)展低碳熱源，例如廢熱回收、大型熱泵、太陽能熱水器以及可能的氫能鍋爐。加快電熱泵的投資安裝，計劃在2028年前達到每年60萬個。

2.2.3 電動汽車

在系統(tǒng)與區(qū)域級別，英國政府計劃基于電價和系統(tǒng)容量信號管理電動汽車的充放電行為，提升系統(tǒng)的靈活水平。具體措施包括如下幾項［5，14］。

（1）推動電動汽車充電樁及其支撐配網的建設。對于私人充電樁（包括家庭、工作場合等），咨詢是否立法確保其必須擁有提供智能充放電容量的能力。同時，英國首相宣布13億英鎊加速包括公共設施的充電樁建設，并加快相關電力系統(tǒng)配套設施建設。充電樁的安裝與運行信息必須對相關主體（例如系統(tǒng)運營者）透明。

（2）發(fā)展電動汽車-X（Vehicle to X）技術，包括對電網（V2G）、家庭（V2H）和商業(yè)（V2B）等。同時，基于實時電價機制，確保電動汽車參與運行獲利的機會。確保電動汽車用戶參與電網運行的盈利機會等信息順暢和透明，同時確保信息安全和物理安全。例如，英國通過Ovo Energy 公司的Sciurus 項目，建立了大規(guī)模的V2G 示范，通過Kaluza 平臺控制充放電策略來支撐電網運行。

（3）降低換車成本，增加調節(jié)容量，支持電動汽車供應鏈發(fā)展。英國首相宣布啟用5.82 億英鎊用于減少零碳排和極低碳排汽車購買者的換車成本，近5 億英鎊用于未來4 年的大型電動汽車生產線以及其他重大技術的發(fā)展。

2.2.4 新型儲能

英國在儲能方面的措施包括如下幾項［14］。

（1）規(guī)范儲能定義。目前，出于管理需要，英國仍然把儲能定義為發(fā)電系統(tǒng)的一部分。規(guī)范儲能的定義，有助于設置市場準入規(guī)則，確立成本分攤標準。2017 年英國政府與Ofgem 發(fā)布了第1 部智能電網靈活性計劃（Smart Systems and Flexibility Plan），計劃2022 年前全部落實來移除儲能的準入成本。

（2）降低儲能進入市場、參與運行的門檻，降低政策性費用。尤其是分布式儲能，同時推動其參與區(qū)域市場，通過一定形式免征儲能相應主體的氣候變化稅（Climate Change Levy）。

（3）鼓勵光儲互動。政府啟動智能上網保障（Smart Export Guarantee）來激勵光儲協同選址，同時Ofgem 提供選址指導，來滿足可再生能源義務和上網電價補貼計劃。

（4）投資促進新型儲能技術的研發(fā)。投資1 億英鎊用于除鋰電池、抽水蓄能等已知技術外的新型儲能。分別投資2 000萬、900萬和3.17億英鎊用于支持大規(guī)模儲能的部署、儲能成本降低和法拉第儲能挑戰(zhàn)（Faraday Battery Challenge）［25］。通過英國基建銀行（UK Infrastructure Bank）與業(yè)界合作來投資儲能項目。

（5）增強價格信號對大規(guī)模、長期儲能的引導作用，促進其投資與回收。增強對儲能在電網運行中的作用和價值評估，針對該類儲能技術較新、商業(yè)化不足等特點，政府提供6 800 萬英鎊競爭性資金，通過零碳排投資計劃（Net Zero Innovation Portfolio），加速首臺首套長時間儲能的商業(yè)化［26］。研究關于容量市場制度對長建設周期儲能（例如抽蓄）的支撐作用以及與脫碳計劃的契合度。

（6）建立基于儲能的新型平衡服務和調頻服務框架。在2023 年3 月前，電力系統(tǒng)調度機構（Electricity System Operator，ESO）將推出常態(tài)化、可依靠、可盈利的市場機制。

（7）考慮免征收小型儲能以及電動汽車用于電網調節(jié)部分的電能量的終端消費稅，并考慮其他商業(yè)稅的改革。

2.3 推動市場機制改進

隨著低邊際成本、高不確定性的可再生能源大規(guī)模接入，電網產生了大量的平衡服務需求。因此，市場的價格信號逐漸由發(fā)電側的燃料成本導向轉化為各類靈活資源服務的價值導向。英國目前靈活性提供的主要來源為批發(fā)市場。近些年，各類新興市場形式的重要性逐漸增長，包括平衡市場、輔助服務市場和區(qū)域能源市場（Local Energy Market），來確保網絡容量管理、系統(tǒng)實時平衡與穩(wěn)定性等需求。在2020年，這部分新興市場價值超15億英鎊，約為批發(fā)市場的15%［14］。

2.3.1 容量市場

英國目前容量市場堅持“技術中立”原則，同時允許發(fā)電側（包括可再生能源發(fā)電）和需求側符合市場申請資格的容量入場。同時，電力系統(tǒng)運營商通過制度修訂，確保需求響應資源參與容量市場獲利更加便利，包括更加簡便的量測要求、簽訂長期托管協議、更低的容量準入門檻（1 MW）等。截至目前，容量市場支撐了13 GW 的發(fā)電和聯絡線，以及900 MW 的電力儲能的新建。在最近的第4 輪容量市場拍賣中，超過1 GW的需求響應容量中標［14］。

但在目前，英國的容量市場還是由高碳排放的化石燃料機組主導，這可能擾亂政府脫碳政策，扭曲市場信號。2020 年，化石燃料機組在平衡市場和容量市場的中標容量比例分別達到了80%和60%，老舊的小規(guī)模煤電企業(yè)比天然氣發(fā)電企業(yè)更有成本優(yōu)勢，因此容量市場政策對高污染的企業(yè)反而有可能帶來激勵作用［14］。因此，英國計劃將碳排放約束納入容量市場中，并進一步計劃在2023年前將要求競標者充分提供其資產和服務的碳排放強度等信息，并提供預測和滾動修正。同時，英國也定期對靈活資源容量的投建進行定期回顧審議，確保建設的正當性。

2.3.2 現貨市場

目前，在全國或跨國批發(fā)電能量市場的范圍內，英國可再生能源發(fā)電通常通過場外中長期雙邊交易、日前集中交易、日內的集中和撮合交易等多輪次的市場銜接時序，使得市場參與者能夠在實時電力平衡前最大限度地調整可再生能源出力的預測誤差［27］。

英國的可再生能源機組能夠在歐盟范圍內的日前市場進行交易與統(tǒng)一出清［28］。日前市場提供豐富的交易品類。例如在英國市場提供小時、半小時以及能量塊等交易品種，在北歐電力市場Nordpool 還提供靈活能量塊等，并可以設置各個報價之間的耦合關系并上報價格限制、最小接受比例等限制。通過算法自動出清，不僅可以決定價格，也可以決定成交份額，甚至對于部分靈活塊能夠決定成交時段。這使可再生能源機組以及需求側資源等具有不同物理特性的設備在報價時更加靈活，更能貼近其邊際成本，且能提高成交率。

日內交易只能在英國范圍內開展，交易品類包含4 h，2 h，1 h 和0.5 h，截至實際調度執(zhí)行前1 h 可以進行發(fā)、用電雙邊連續(xù)不間斷交易［29］。交易采用訂單簿機制，基于申報價格、成交條件、聯絡線容量等因素進行快速匹配交易。通過連續(xù)撮合的方式能夠讓市場參與主體經歷多次的報價與交易結果閉環(huán)反饋，使得交易產品的市場價格盡量接近邊際成本，減少投機現象。另一方面，多輪次交易可以減少可再生能源因其不確定性導致的不匹配現象，提升成交份額。

英國計劃進一步發(fā)展更為接近實時的市場，促進多元交易主體接入，鼓勵參與設備資源的自動化控制。ESO將平衡服務的提供主體準入擴展至各類靈活資源，同時將所有靈活服務集中至統(tǒng)一平臺，計劃在2023 年建成為靈活資源響應和備用的一個獨立日前市場。

2.3.3 區(qū)域能量市場

靈活資源的調節(jié)能力除了廣泛從全國市場進行響應外，對于分布式可再生能源的消納多呈現出區(qū)域特性，且需要儲能等分布式資源、熱網、氫能、交通、建筑等多要素共同發(fā)力。因此，英國將部分靈活性解決方案由區(qū)域能源市場實現，旨在區(qū)域范圍內在貼近實時的層面平抑發(fā)用電。由于區(qū)域層面物理資源的多樣性，英國并無統(tǒng)一的區(qū)域能源管理方式與制度，而是在符合業(yè)界和政府基本準則的前提下，通過分布式交易，或聚合參與批發(fā)市場等方式創(chuàng)造價值從而獲利［30］。

英國通過工業(yè)戰(zhàn)略挑戰(zhàn)資金（Industrial Strategy Challenge Fund）［31］和能源革命繁榮計劃（Prospering from the Energy Revolution Programme）［32］投資了超過1 億英鎊用于發(fā)展區(qū)域智慧能源系統(tǒng)。例如，截至2020 年11 月，Cornwall 區(qū)域能源市場達成了310 MW·h總計1 670萬英鎊的交易，減少溫室氣體排放近萬噸［33］。2020 年全英國配網運營商（Distribution Network Operator，DNO）總計通過聚合分布式儲能簽訂了1.2 GW 的靈活性調節(jié)服務［14］。下一階段英國對區(qū)域能源市場的改進主要體現在以下幾個方面。

（1）通過能源數字化戰(zhàn)略（Energy Digitalisation Strategy），有序開放系統(tǒng)數據。BEIS 通過能源創(chuàng)新計劃（Energy Innovation Programme）將提供400 萬英鎊資金支持數字化市場交易平臺的開發(fā)。

（2）截至2023 年3 月前，建立示范區(qū)域能源商業(yè)模式和工具系統(tǒng)。通過區(qū)域靈活資源交易和過網費改革，改進區(qū)域價格信號。標準化交易品類與交易合約，簡化交易流程。

（3）改進平衡機制、輔助服務，進一步擴大小型資源的參與范圍。同時，建立ESO，DNO 和市場主體共同參與的全國和區(qū)域市場的協調運行機制，推動區(qū)域市場和批發(fā)市場的直接交易和結算。

2.4 落實系統(tǒng)數字化轉型

英國電力系統(tǒng)包含ESO、輸電系統(tǒng)擁有者（Electricity Transmission Network Owners）和配電系統(tǒng)擁有者（Electricity Distribution Owners）。其中，NG 擁有大部分的輸電資產，并承擔ESO 的職責。以下主要從運營商、輸電商和配電商3個層面，分別說明他們的數字化戰(zhàn)略。

2.4.1 電力系統(tǒng)運營商

在2019 年12 月ESO 提交的數字化戰(zhàn)略之后，在提交 RIIO-2（Revenue=Incentives+Innovation+Outputs）業(yè)務計劃的同時，Ofgem 于2020年6月進行了反饋。RIIO-2 業(yè)務計劃為Ofgem 對電力、天然氣系統(tǒng)網架運營商的網架投資收益的控制規(guī)定。RIIO-2 代表基于RIIO 模型，即核準收益包含激勵、創(chuàng)新和貢獻的收益核準模式，目前已更新至第2輪。ESO 于8 月與Ofgem 舉行了雙邊會談回應了改進建議，并發(fā)布了2020年的數字化戰(zhàn)略。英國ESO 發(fā)布的數字化戰(zhàn)略包括“四大主題”與“三大支柱”。政府能源數據工作組（Energy Data Taskforce，EDTF）建議的開展范圍如圖4所示［34］。

圖4 英國電力系統(tǒng)運營商的數字化戰(zhàn)略Fig.4 Digitalization strategy of National Grid ESO

2.4.2 電力傳輸線路網架擁有者

英國共有3 家電力傳輸公司，包括英國國家電網公司（National Grid Electricity Transmission，NGET）、蘇格蘭水電傳輸公司（Scottish Hydro Electric Transmission，SHET）和蘇格蘭電力傳輸公司（Scottish Power Transmission，SPT）。其中規(guī)模最大的NGET 的數字化戰(zhàn)略主要在以下幾方面開展［35］。

（1）數據庫與數字平臺。NGET 正在通過已建立的數據工作組（與BEIS，Ofgem 和Innovate UK 合作，Innovate UK 為英國研究與創(chuàng)新機構United Kingdom Research and Innovation Organisation 的一部分，并非政府部門，其職責是為創(chuàng)新的產品和服務提供資金與支持）與能源網架機構（Energy Networks Association，ENA）合作，進行基建與資產的可視化，并提供行業(yè)標準格式的可下載數據集，免費開放使用，為社會資本的投資提供決策支撐。

（2）消費側并網。建立ConnectNow 項目提供面向電力連接客戶的并網申請系統(tǒng)。利用NGET 核心系統(tǒng)的數據，客戶可以看到系統(tǒng)實時狀態(tài)信息。該系統(tǒng)支撐的項目中90%為清潔能源。

（3）傳輸側數字化。NGET 與Copperleaf 公司合作建立資產投資規(guī)劃和線路優(yōu)化的統(tǒng)一平臺，能夠通過算法優(yōu)化檢修與設備投資計劃，減少停電損失，提高項目交付效率。NGET 的設備狀態(tài)檢測與物聯網技術，能夠通過傳感器監(jiān)控關鍵資產變化，例如溫度和壓力等?；谌斯ぶ悄軄韺ふ叶唐诤烷L期趨勢中的異常模式，以提供故障前識別。

2.4.3 配電運營商

英國主要有6 家配電系統(tǒng)的產權商，下面以蘇格蘭配電（Scottish Power Distribution，SPD）為例進行說明。SPD提出了涵蓋九大要素的電網數字化轉型策略分析框架［36］。

在此框架下，SPD 開展了3 個代表性的數字化工程，包括FITNESS 工程，通過集中式雙向總線通信系統(tǒng)鏈接高壓設備、保護系統(tǒng)和數據采集與監(jiān)視控制系統(tǒng)（Supervisory Control And Data Acquisition，SCADA），對傳統(tǒng)變電站進行數字化改造，縮短了設備維護和故障恢復的時間［37］。在EV-Up 項目中，借助Ofgem 的電網創(chuàng)新基金（Network Innovation Allowance，NIA）資助，通過電動汽車出行的用戶畫像，提高用戶用電需求預測的準確性，推動相關配套低壓基礎設施的升級換代［38］。

在FUSION 項目中，基于通用智慧能源框架（Universal Smart Energy Framework，USEF），建立需求側靈活性資源可以靈活交易的本地市場，將推動SPD公司由電網運營商向電力系統(tǒng)運營商轉變［39］。

2.5 部署先進技術裝備

英國新型電力系統(tǒng)建設下可以滿足系統(tǒng)需求的現有技術和新技術總結見表1。

表1 新型電力系統(tǒng)關鍵技術裝備及其功能［40］Table 1 Key technologies and their functions in constructing the new power system［40］

目前英國電力系統(tǒng)每年花費大約300 億英鎊，到2050 年可能會增加到400 億～600 億英鎊［40］。無論未來最佳的技術組合是什么，相較于發(fā)電組合優(yōu)化的成本，該部分成本可能不足1%，但能起到關鍵的作用。過去這些系統(tǒng)服務多是在雙邊基礎上采購的，然而，最近ESO 已轉向通過競爭性招標或市場采購服務。

2.5.1 柔性高壓直流輸電

英國與周邊國家多通過聯絡線進行弱聯系。由于高壓直流輸電（HVDC）在異步運行、長距離、功率控制和穩(wěn)定性控制等方面的優(yōu)勢，因而被廣泛采用。2017—2019 年，英國對外HVDC 的容量翻了一番。到2027 年，計劃進一步部署21 個連接到英國電網的HVDC鏈接。

其中，英國北部Shetland 島是中國在英國建設的典型柔性直流輸電工程之一。與傳統(tǒng)基于換相換流器（Line-Commuted Converter，LCC）的HVDC 相比，柔性直流輸電方式輸出電壓電流諧波含量低，不存在換相失敗風險，有功無功可實現快速解耦控制［41］。這使得其在可再生能源并網、多端直流網絡構建、弱系統(tǒng)聯網、孤島供電等場合具有顯著的優(yōu)勢［42］。

2.5.2 虛擬同步機

隨著非同步可再生能源發(fā)電機組的接入，維持系統(tǒng)穩(wěn)定變得愈發(fā)困難。英國傳統(tǒng)的非同步機組多采用鎖相環(huán)（Phase-Locked Loop，PLL）技術，該控制技術依賴對系統(tǒng)網架的量測具有較高要求，且在系統(tǒng)收到干擾時跟蹤電壓和頻率的能力有限［43］。虛擬同步機作為PLL 的替代手段，能夠提供一些傳統(tǒng)同步機組的特性，包括提供慣量，維持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定，改善短路電流水平，限制矢量偏移和頻率變化率（Rate of Change of Frequency，RoCoF）等［44］。

英國國家電網對不同時間常數的虛擬同步機部署對系統(tǒng)的影響進行了測算（更大的時間常數意味著更高慣量，意味著需要更多儲能及其成本）。在2020 年，如果無部署，則50%的時間內系統(tǒng)慣量低于165 GV·A；如果在所有新裝機的非同步電源處都部署2 s時間常數的虛擬同步機，則慣量可提升至185 GV·A；若時間常數改為5 s，則慣量可提升至245 GV·A，最終的部署策略將取決于后續(xù)的成本效益評估結果。

自2018年以來，英國國家電網正在更改電網運行準則來適應虛擬同步機等相關技術，并在2018—2019 年 開 展 了 Virtual Synchronous Machine Demonstrator（45.6 萬英鎊）［45］和 Hybrid Grid Forming Converter（29.2 萬英鎊）［46］2 項實驗室控制級別的虛擬同步機控制技術以及示范。同時，探索了虛擬同步機和Power Park 基建的配合模式，并計劃開展電網級別的基于儲能的虛擬同步機的性能測試與示范。在2025年前，英國國家電網公司將通過Stability Pathfinder計劃，通過長期合約等方式，在商業(yè)模式上與網架擁有者一同探索虛擬同步機的服務提供模式，并探索進一步參與更加接近實時市場的方式［47］。

2.6 優(yōu)化調控運行手段

優(yōu)化系統(tǒng)調控運行手段是應對可再生能源接入下“雙高”電力系統(tǒng)的另一手段。以下主要從英國對低慣量系統(tǒng)的運行方式、頻率管理以及通過聯絡線進行動態(tài)控制等3個方面說明英國ESO 的運行調控改進手段。

2.6.1 改進低慣量系統(tǒng)運行方式

隨著新能源接入，英國的電力系統(tǒng)慣量也持續(xù)下降，預計在接下來10 年內最大下降46.67%左右［48］。目前對于低慣量系統(tǒng)，英國的管理思路為限制大系統(tǒng)的頻率損失和增加系統(tǒng)慣量兩方面。未來，在Accelerated Loss of Mains Change Program 中，NG 和地方配網公司計劃共同將RoCoF 的閾值從0.125 Hz 提升至1.000 Hz，時間延遲設置為500 ms［49］，這將提升RoCoF 和所能承受的發(fā)電損失的數值。

在低慣量系統(tǒng)中，需要更加快速的頻率響應。因此，需要從其他靈活資源處進一步挖掘頻率響應能力，包括風光儲和可再生能源等。在未來平衡服務（Future of Balancing Services）中，英國提出了新的動態(tài)響應產品框架［50］。在英國2019 年完成的加強頻率控制能力項目（Enhanced Frequency Control Capability Project）中，通過促進控制系統(tǒng)的發(fā)展，提升快速響應服務能力來減少同步機容量［51］。

相對于高慣量系統(tǒng)，低慣量系統(tǒng)可能會增加觸發(fā)低頻減載場景的風險，并且在其過程中造成過沖現象（即頻率過高）。在2017 年，英國NG 在其系統(tǒng)運行性框架（System Operability Framework，SOF）報告中羅列出了原本低頻減載所面對的挑戰(zhàn)。在預設的多場景銜接間隔等方面進行改進。同時，在系統(tǒng)解列場景中，區(qū)域性的慣量將作為區(qū)域性低頻減載的考慮之一。此外，當系統(tǒng)慣量下降時，其他支持系統(tǒng)穩(wěn)定性的參數，例如短路電流水平也會下降。因此，英國NG 通過穩(wěn)定性探索（Stability Pathfinder）項目來確立所需的產品和服務［52］。

2.6.2 優(yōu)化頻率管理機制

英國國家電網的頻率管理義務包含以下2種場景：（1）故障前或穩(wěn)態(tài)；（2）故障后或暫態(tài)頻率偏差。其中，供給安全和質量標準（Security and Quality of Supply Standard，SQSS）［53］文件中詳細描述了英國國家電網在頻率控制方面的法律責任。系統(tǒng)慣量的下降導致頻率波動加劇且難以預測，因此英國國家電網公司需要更新其響應（Response）和備用（Reserve）服務。英國2025 年的頻率服務分類與需求見表2，并假設慣量低至96 GV·A·s。

表2 頻率服務分類與需求［54］Table 2 Category of demand and the frequency response service［54］

在動態(tài)管理方面，NG 預計在2022 年啟動動態(tài)管理與調節(jié)（Dynamic Regulation and Dynamic Moderation）服務，預計購買300 MW 作為穩(wěn)態(tài)下的頻率調節(jié)資源［55］。 在動態(tài)控制（Dynamic Containment）方面，購買量由系統(tǒng)的慣量和最大損失的體量決定，因此取決于FRCR 的評估結果［56］，預計可能最高購買1 400 MW［57］。在頻率恢復（Recover）方面，新的快速恢復服務（Quick Reserve）將在2023 年啟動，預計在2025 年前購買1 400 MW該服務［58］。在頻率回歸（Restore）方面，其目前主要的服務為短期運行備用（Short-Term Operating Reserve，STOR）［59］。在此基礎上，2022 年計劃啟動轉型為新的慢備用服務（Slow Reserve Service）。與恢復服務類似，在2025 年前預計購買1 400 MW，也可作為故障前頻率管理和主動型平衡管理的輔助資源。在資源替換方面，則主要由市場參與主體自發(fā)引導。

2.6.3 挖掘基于聯絡線的動態(tài)控制資源

在2020 年英國動態(tài)控制項目啟動后，NG 就曾和聯絡線的擁有者及運營商討論過其參與方式。政府要求ESO 在2023 年年底前識別并減輕聯絡線參與動態(tài)控制市場，以及其他輔助服務和平衡市場的阻力。聯絡線及其相關方參與頻率控制主要存在以下阻礙［60］。

（1）與其他動態(tài)控制的參與方不同，聯絡線無法保證其一定能夠提供其在市場競標中獲得的輔助服務能力。因此，ESO 需要改變對其提供服務的采購方式，包括：1）將采購時間向實時推進，確保提供服務的確定性和可用性；2）細化競標顆粒度，而不是采用能量塊報價的方式；3）允許聯絡線通過非物理約束（non-firm）來競標，并在可用容量確定后轉化為物理約束（例如運行1 h 前）；4）通過改進支付和結算方式，反映出物理合約和金融合約之間的差異。同時，可讓聯絡線在日前交換過程中保留容量。但是ESO 和利益相關者需要證明，與能量交換相比，當為平衡服務（如動態(tài)遏制）保留容量時可提供更好的凈社會福利［61］。

（2）死區(qū)問題。動態(tài)控制的交付曲線包括1 個0.200 Hz 偏差的“拐點”，因此在±0.015 Hz 的頻率控制死區(qū)之外，具備2 個交付階段：0.015～0.200 Hz之間的第1 階段，以及0.200～0.500 Hz 之間的第2階段。由于頻率控制的復雜性，在第1 階段進行響應對聯絡線而言過于頻繁、難以監(jiān)控、成本較高、可行性較低。因此，需要進行調查以了解是否可以放寬（或取消）在0.015 Hz 和0.200 Hz 偏差之間的交付要求。

（3）結算問題。動態(tài)控制的提供者應當依據可用性（容量）而不是能量進行結算。這種方法與英國國內資產的成本回收機制相契合。但通過聯絡線跨區(qū)服務的現有結算方式可能會導致傳輸系統(tǒng)運營商（Transmission System Operator，TSO）免費獲得該能源服務，且提供者沒有得到適當的補償。因此，需要跨境的TSO 和聯絡線之間商定規(guī)則和流程。ENTSO-E 工作組（Inter-Synchronous Area SG）正在研究TSO的補償方式。

（4）制度和標準化的問題。以上提到的問題，必須對現有的動態(tài)控制條款進行修改?，F有的條款在采購和響應能力執(zhí)行上的確定性、與現有其他服務的沖突、死區(qū)的執(zhí)行和基于能量的結算等制度上還有所欠缺。為緩解以上問題，英國國家電網計劃研究創(chuàng)建僅適用于聯絡線的規(guī)則子集。然而，這可能會偏離ESO的“標準化”戰(zhàn)略。

3 英國新型電力系統(tǒng)建設啟示

3.1 英國新型電力系統(tǒng)建設經驗總結

3.1.1 因地制宜開發(fā)與利用低碳資源稟賦

資源稟賦是新型電力系統(tǒng)建設的物質基礎。首先，英國具有優(yōu)異的風光資源稟賦。英國的自然資源優(yōu)勢主要集中于海洋風力、波浪和潮汐資源，具有商業(yè)開發(fā)價值的風電總量高達48 GW，約是整個歐洲海上風電總量的1/3，約為英國當前電力消耗量的3倍［62］。

其次，英國具有大量天然氣進口與較低的天然氣價格。2020 年，英國從挪威、卡塔爾等國進口天然氣和液化天然氣（LNG）約47.95 億m3，國內天然氣發(fā)電占總化石能源發(fā)電的35.72%［63］。此外，英國鄰國較多，通過積極建設對外聯絡線，可充分利用鄰國的低碳調節(jié)資源。例如2021 年新投運連接挪威的海底電纜以充分利用其水電的調節(jié)能力。英國截至2021 年投運聯絡線容量6 GW，占全部供電容量約5.6%［64］，以上調節(jié)資源促成了英國電力系統(tǒng)較高的靈活資源占比，使其在調節(jié)可再生能源波動時具有更多手段。

3.1.2 順應技術發(fā)展調整政策法規(guī)支撐

政策法規(guī)是促進可再生能源消納與調節(jié)資源發(fā)展的外部土壤。首先，英國建立了與發(fā)展現階段相適應的靈活競爭性補貼機制。無論是對于可再生能源或儲能等新型調節(jié)資源而言，需依據其技術發(fā)展階段與需求水平調整政策支持與補貼方式。例如英國對于可再生能源的補貼政策經歷了從義務消納制到上網電價補貼到差價合約的轉變。一方面該制度能夠正常反映可再生能源對于市場的影響，同時維護了市場的統(tǒng)一性，避免了購售電價格的雙軌制；另一方面在保障可再生能源長期期望收益的同時，使得合約價格低于原補貼價格，能夠在有限的資金池下擴大補貼范圍，使得補貼也由計劃向市場轉變。英國對待陸上風電與光伏的變化體現了差價合約能夠根據客觀需求靈活調整。

其次，英國通過發(fā)布一系列競爭性資金，促進調節(jié)資源規(guī)范發(fā)展。英國注重需求側，尤其是非工業(yè)用戶的靈活資源，并發(fā)布數百億資金支持需求側能效評估、靈活性改造、電能替代、熱網升級、能源公平、電動汽車替代及相關基建和產業(yè)鏈發(fā)展等，并加速實時電價接入家庭用戶。同時，對于儲能重視其立法與規(guī)范化工作，目前將其作為發(fā)電資源進行管理，且通過免氣候變化稅、光儲協同上網電價補貼、資金補貼等手段，支持大規(guī)模、長續(xù)航、新型儲能等部署。

3.1.3 優(yōu)化靈活公平、統(tǒng)一開放的市場機制

市場機制是促進資源時空優(yōu)化配置的內生動力。首先，作為第1批電力市場改革的國家，英國形成了銜接有序的市場機制，并不斷根據可再生能源特性優(yōu)化現貨市場交易品類。時間上，從容量市場、中長期雙邊交易到日前，再到日內，通過金融約束方式，形成了一系列平抑風險的模式，顆粒度精細且靈活多樣，與政策激勵一同為可再生能源提供了收益保障［65］。

其次，在市場范圍上因地制宜，形成了從跨歐洲到國家，到市場區(qū)域、平衡區(qū)域再到區(qū)域能源市場的多層級的統(tǒng)一市場模式。一方面，通過被提名的電力市場運營商（Nominated Electricity Market Operator，NEMO），有效組織了各個現貨市場平臺，促進了不同國家優(yōu)勢資源在歐洲范圍內日前市場上的價格耦合與統(tǒng)一出清，同時一定程度上促進了日內市場相鄰國家通過聯絡線的撮合交易；另一方面，英國通過區(qū)域能源市場，在試點范圍內有效整合需求側資源分布式交易，或統(tǒng)一組織參與批發(fā)市場，將DNO 職能向DSO 轉變，能有效促進可再生能源就地平抑，延緩輸電側網架投資，優(yōu)化電壓分布等。

3.1.4 穩(wěn)步推進新技術應用與數字化轉型

新技術應用與數字化轉型是新型電力系統(tǒng)建設的關鍵支撐。在裝備技術上，英國推動柔性直流輸電在跨區(qū)、跨國、海上風電連接等場景的應用，有效促進資源交換。另一方面，通過虛擬同步機技術，通過電力電子設施模擬傳統(tǒng)同步機慣量特性，相較于目前常用的PLL技術能有效提升抗暫態(tài)擾動能力。在數字化轉型上，英國從ESO 到輸網、配網、用戶側等，以及電力市場平臺廣泛應用數字化技術，以實現信息開放、服務優(yōu)化、效率提升、系統(tǒng)安全等目的。

3.1.5 積極探索系統(tǒng)升級與運行調控手段

運行調控是新型電力系統(tǒng)運行的支撐骨架。在可再生能源接入過程中，英國同樣面臨系統(tǒng)慣量下降，穩(wěn)定性受到挑戰(zhàn)等問題。首先，英國對英國電力系統(tǒng)慣量水平及相應風險進行了評估預測，并通過虛擬同步機增加系統(tǒng)慣量“治本”，改善頻率控制方式優(yōu)化擾動下的頻率特性“治標”來雙管齊下。其次，對不同慣量下的虛擬同步機進行成本效益分析，并與低頻減載等其他可能措施進行技術經濟效果比對。同時，英國整合其過去零散的頻率調節(jié)產品，構建統(tǒng)一動態(tài)調節(jié)市場，對其規(guī)范化為動態(tài)調節(jié)、動態(tài)控制以及快慢備用，并考慮在市場中引入慣量服務，充分挖掘基于聯絡線的跨境調節(jié)能力。

3.2 我國省級新型電力系統(tǒng)建設啟示

就電力系統(tǒng)體量與能源獨立性而言，英國與我國部分典型省份具有相似性。以江蘇為例，其總裝機容量與英國相近，如圖5 所示。但英國的風光可再生能源裝機占比比江蘇高約15%。從英國與江蘇“十四五”末期的化石燃料發(fā)電與可再生能源發(fā)電的整體比例而言，兩者較為接近。但英國的支撐性電源以氣電為主，江蘇則以煤電為主。就用電側而言，江蘇和英國的全社會最高用電負荷分別是平均用電負荷的1.63，1.41倍，即英國的峰谷差更小。江蘇用電結構中二產占比更高，英國則三產和居民用電更高。從系統(tǒng)結構來看，江蘇與英國的可再生能源與負荷重心皆呈現不同程度的南北逆向分布，且都計劃開發(fā)大規(guī)模海上風電。

圖5 英國與江蘇裝機容量對比Fig.5 Comparison of the generation capacities of the UK and Jiangsu Province

總體來看，英國與江蘇情況相似度較高，因而面臨的大規(guī)模可再生能源消納問題較為類似，但差異部分則會導致英國與江蘇在“雙碳”目標下可再生能源消納的靈活性資源基礎、能源網架發(fā)展思路和市場支撐機制等方面具有各自的特征。結合英國新型電力系統(tǒng)建設舉措，基于江蘇省具體情況，本文從電力市場建設、靈活資源挖掘、關鍵技術突破3個層面提出經驗啟示。

3.2.1 電力市場建設

（1）加強現貨市場設計與銜接時序，推動可再生能源相關交易向精細化、實時化轉型?？稍谀壳皣鴥容^為廣泛的日前-實時市場框架下，開展日內市場的多輪次交易撮合。參考歐洲現貨市場交易品類設計，針對可再生能源及儲能等調節(jié)資源，推動由中長期電量交易向帶曲線的電力交易轉變，在此基礎上落實可再生能源的偏差考核機制。設置能夠貼合各類資源技術經濟特性的靈活報價方式。

（2）積極響應兩級市場建設，探索區(qū)域能源市場交易。向上，豐富省間交易品類，推動通過省間聯絡線的電力服務交易，使得全國范圍內靈活資源能夠在不同時間尺度上進行優(yōu)化配置。省內，結合江蘇部分潮流斷面受限的情況，落實分區(qū)電價形成，并注重區(qū)域內發(fā)用電平衡分析，及時發(fā)布消納預警信息。向下，探索區(qū)域能源市場交易試點。借助蘇州金雞湖等地分布式交易試點引領作用，發(fā)揮地區(qū)特色資源的多元互補特性，鼓勵服務價值驅動的商業(yè)模式，或通過負荷聚合商、虛擬電廠等形式參與批發(fā)市場，以降低對外電量或服務需求，優(yōu)化局部潮流。

（3）完善電力市場信息披露機制，培育資源主體參與市場活力。一方面，參考英國實現電力資產脫敏數字化，依據相關規(guī)定加快落實完善的電力市場運行信息披露。另一方面，優(yōu)化市場主體參與模式，降低參與技術門檻。通過托管預測等方式，推動可再生能源發(fā)電曲線預測，尤其是分布式發(fā)電的流程標準化與結果準確性，同時提高超短期預測與實時數據與調度、交易中心傳輸的實時性。簡化分布式資源的交易手續(xù)，形成標準化合約與產品和自動結算機制，推動電碳市場協同。

3.2.2 靈活資源挖掘

（1）推動發(fā)電資源靈活性提升與清潔改造。通過基于價值的電力市場轉型、輔助服務市場的固定補償與獲利機會和調峰容量市場競標等，豐富引入第3方主體、差價合約等良好的商業(yè)金融模式，在過渡期設置差異化補償或輔助服務分攤系數等，激勵靈活性改造的自發(fā)性。依據地區(qū)天然氣供需情況，推動燃氣機組有序規(guī)劃。發(fā)揮江蘇省作為農林、城市垃圾、沼氣等生物質能大省的規(guī)模優(yōu)勢和產業(yè)優(yōu)勢，因地制宜規(guī)劃生物質能等新能源發(fā)電。

（2）多能協同、廣泛互聯，提升網架靈活性。挖掘天然氣管網時空靈活性潛力，推動以電為核心的電氣互聯。安全探索天然氣管道摻氫與相對獨立地區(qū)儲氫站建設，開發(fā)海上風電-氫能的棄風制氫與電-氫網架協同運行模式。參考英國立法明確儲能地位與輸配電價核算機制，完善儲能成本疏導，因地制宜發(fā)展屋頂光伏、建筑光伏一體化等技術，通過多元投資主體、差價合約拍賣等模式疏導新型長周期儲能成本。在兩級市場背景下積極挖掘省外聯絡線提供電力服務的機制。

（3）挖掘需求側靈活調節(jié)能力。江蘇的建筑負荷占比顯著低于英國。因此，在靈活資源盤點中以工業(yè)可中斷負荷等優(yōu)質需求響應資源為主，并重商業(yè)、家庭等建筑負荷與電動汽車能效評估與資源盤點，形成源網荷儲合力。推動終端電能替代與電熱協同，利用熱網的管存特性與分布式冷熱儲能，挖掘需求側管網靈活性。推動電動汽車充電樁自動控制與充放電功能標準制定，加強電動汽車行為預測、Vehicle to X 優(yōu)化等關鍵技術、設備研究。加強電動汽車統(tǒng)一信息發(fā)布、管理平臺形成。另一方面，提升需求側資源參與系統(tǒng)運行與市場交易的友好便利性。出臺規(guī)定明確其參與不同市場的容量、持續(xù)時間、爬坡等準入門檻，量測和控制要求等。參考國外基線測定標準，制定完善需求響應考核依據，降低表后市場（behind-the-meter）的資源量測需求。推動落實需求側分區(qū)電價和實時電價接入，通過市場、補貼、邀約、積分等多種形式，激發(fā)需求側資源參與電網運行的內生動力。

3.2.3 關鍵技術突破

（1）通過數字化智能化提升可觀可控能力。推進面向需求的統(tǒng)一系統(tǒng)平臺開發(fā)，例如源網荷儲等靈活資源統(tǒng)一交易平臺，參考英國開發(fā)新型電力系統(tǒng)建設下的調頻備用服務產品序列等。結合5G、光纖等場景通信技術，梳理推進配網的數字化，注重信息通信基建的建設與維護。

（2）完善運行調控中的風險預警與管理機制。首先，常態(tài)化可再生能源、負荷預測工作與消納預警機制，完善無風或臺風、高溫或極寒、日食等極端場景預警與預備，提升電力系統(tǒng)韌性。

（3）加快數據、算法、裝備等多方面軟硬技術實力構建。部署一批具有一定計算能力的采集設備，通過云邊端協同提升需求響應效率?；谖锫摼W、數字孿生技術和地理信息系統(tǒng)實時感知系統(tǒng)狀態(tài)，分析可能新建的屋頂光伏等靈活性提升潛力。研究基于物理模型與數據挖掘與聚類的靈活負荷用戶畫像分析與可再生能源出力預測，基于區(qū)塊鏈與信任機制的分布式交易技術，基于云邊端協同控制的海量可調節(jié)資源優(yōu)化運行分布式算法等。

4 結論

構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)將可能面臨調峰能力不足、局部阻塞加劇和系統(tǒng)慣量缺失等安全穩(wěn)定運行的挑戰(zhàn)。英國與我國部分典型省份自然資源稟賦與電力系統(tǒng)情況相近，且在應對高比例可再生能源接入問題上做出了有效的先行探索，因此對我國新型電力系統(tǒng)的建設具有參考價值。

本文首先介紹了英國電力系統(tǒng)發(fā)用雙側的轉型歷程，以及碳排放、消費側和能源系統(tǒng)三方面的轉型目標。其次，從政策法規(guī)引導、資源基礎建設、電力市場機制、輸配系統(tǒng)信息化、技術裝備應用和調控運行方式六方面樹立了英國在應對高比例可再生能源接入的先行探索。最后，從因地制宜開發(fā)利用低碳資源稟賦、順應技術發(fā)展調整政策法規(guī)支撐、優(yōu)化靈活公平統(tǒng)一開放的市場機制、穩(wěn)步推進新技術應用與數字化轉型，以及積極探索系統(tǒng)升級與運行調控手段五方面歸納了英國新型電力系統(tǒng)建設的經驗，并以江蘇為例，提出了對我國省級電網的發(fā)展啟示。

本文有助于幫助電網企業(yè)與政府能源部門規(guī)劃政策制定者理順發(fā)達國家新型電力系統(tǒng)建設的經驗啟示，從而因地制宜地制定我國電力系統(tǒng)的發(fā)展路徑。