關(guān) 立，黃國棟，吳 鋒，劉 霜，鄭曉雨，武 力，李媛媛，常 江，彭向征

（1.國家電力調(diào)度控制中心，北京 100031；2.中國電力科學研究院有限公司，北京 100192；3.國網(wǎng)甘肅省電力公司，蘭州 730030；4.國網(wǎng)重慶市電力公司，重慶 401123）

0 引言

近年來，中國先后實行了一系列包括上網(wǎng)電價補貼在內(nèi)的支持政策，促進分布式光伏發(fā)展，效果良好。2017年11月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布了《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》（發(fā)改能源〔2017〕1901號，以下簡稱“1901號文”）［1］，提出了3種指導性的分布式發(fā)電市場化交易模式，探索與分布式發(fā)電相適應的電網(wǎng)技術(shù)服務管理體系、電力交易機制和輸配電價政策改革等。這意味著要減少對分布式發(fā)電項目的政策性補貼，通過分布式交易將分布式發(fā)電引入競爭性的市場交易，促使其提高自身競爭力實現(xiàn)持續(xù)性發(fā)展。2021年6月，國家能源局印發(fā)了《國家能源局綜合司關(guān)于報送整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)試點方案的通知》［2］，分布式光伏建設(shè)進一步加快。探索分布式光伏在電網(wǎng)中的調(diào)度機制，有助于實現(xiàn)分布式光伏發(fā)電的高效利用和消納。

國內(nèi)對分布式電源的出力預測、優(yōu)化調(diào)度等方面應用研究較多。在負荷預測方面，文獻［3］針對分布式光伏，提出了一種基于小波神經(jīng)網(wǎng)絡和Elman 神經(jīng)網(wǎng)絡的負荷預測方法。文獻［4］通過極限學習機對負荷采用模糊聚類的方法，對負荷進行集群分類，提出了基于集群負荷預測的主動配電網(wǎng)多目標優(yōu)化調(diào)度方法。文獻［5］提出了分布式出力與母線負荷預測方法，構(gòu)建了母線凈負荷預測方法，并在實踐中取得較好效果。在優(yōu)化調(diào)度方面，文獻［6］考慮了源網(wǎng)荷儲之間的相互作用，建立了多電壓等級含光伏的直流配電網(wǎng)多目標優(yōu)化調(diào)度模型。文獻［7］將分布式電源和可調(diào)負荷納入優(yōu)化調(diào)度中，綜合考慮售電公司對運營經(jīng)濟性和安全性的要求，建立了以售電公司日前運營收益最大為目標的優(yōu)化調(diào)度模型。文獻［8］以含風、光、水電的虛擬電廠自身收益最大化為目標，建立虛擬電廠協(xié)同調(diào)度模型；文獻［9］圍繞虛擬電廠在分布式光伏發(fā)電應用示范區(qū)中的應用開展研究和討論，分析虛擬電廠的應用前景和先決條件，最后提出虛擬電廠未來發(fā)展應重點關(guān)注的問題。

國外，歐美許多國家已開展了分布式發(fā)電市場化交易研究和試點，取得了一定成果。文獻［10-12］認為P2P交易模式是未來分布式電源市場交易的趨勢，介紹了基于區(qū)塊鏈技術(shù)的分布式光伏P2P 能量交易模式。文獻［13-15］對英國Piclo交易平臺、德國Peer Energy Cloud 交易系統(tǒng)、美國Exergy 交易平臺等適應分布式發(fā)電的交易平臺進行了概述。

本文結(jié)合我國實際情況，全面總結(jié)分布式光伏參與電力電量平衡和市場交易現(xiàn)狀，分析存在的問題，然后基于我國市場建設(shè)要求設(shè)計分布式光伏參與電力電量平衡和市場化交易機制，優(yōu)化電力調(diào)度生產(chǎn)組織流程，最后提出未來需解決的關(guān)鍵技術(shù)。

1 分布式光伏參與電網(wǎng)調(diào)度現(xiàn)狀

隨著分布式光伏快速發(fā)展，大規(guī)模分布式光伏對現(xiàn)有電力電量平衡和安全校核、市場運行等將會產(chǎn)生一定影響。經(jīng)調(diào)研，目前，除江蘇、山東開展了個別分布式光伏與用戶直接交易外，我國分布式光伏主要由電網(wǎng)全額收購納入電力電量平衡，暫未參與市場交易。

1.1 分布式光伏納入電力電量平衡現(xiàn)狀

1.1.1 開展電力電量平衡的組織流程

目前各省由省級電力調(diào)度機構(gòu)（以下簡稱“省調(diào)”）開展負荷預測和電力電量平衡，地縣級電力調(diào)度機構(gòu)（以下簡稱“地縣調(diào)”）未開展相關(guān)工作。其中，負荷預測分為系統(tǒng)負荷預測和母線負荷預測（一般為220 kV 母線），系統(tǒng)負荷預測用于開展電力電量平衡，確定開機方式和發(fā)電計劃；母線負荷預測用于安全校核，判定各斷面是否存在越限。省調(diào)根據(jù)次日系統(tǒng)負荷預測、新能源出力預測、省間聯(lián)絡線計劃等，將新能源采取就地平衡或按一定比例納入全網(wǎng)平衡后，開展電力電量平衡分析。在確保任一時段滿足系統(tǒng)備用要求的前提下，確定次日各類機組96 點出力曲線。未開展現(xiàn)貨試點地區(qū)，以清潔能源優(yōu)先消納為原則，結(jié)合火電中長期交易及計劃電量執(zhí)行進度安排常規(guī)機組開機方式；開展現(xiàn)貨市場的地區(qū)，各類機組報量報價參與市場出清（新能源優(yōu)先消納）確定次日開機方式和出力曲線。

1.1.2 分布式光伏參與電力電量平衡現(xiàn)狀

分布式光伏納入電力電量平衡與集中式光伏的主要區(qū)別是將其作為電源開展出力預測還是作為負負荷納入系統(tǒng)負荷預測。

由于大部分地區(qū)分布式光伏沒有進行數(shù)據(jù)采集，未實現(xiàn)“可觀可測”，除甘肅、河南等個別地區(qū)開展了10 kV以上分布式光伏出力預測外，其他大部分地區(qū)暫未獨立開展分布式光伏出力預測，目前各地區(qū)將分布式光伏納入電力電量平衡主要有3種做法：

1）山東、湖北、河北等地區(qū)根據(jù)集中式光伏預測估算分布式光伏出力統(tǒng)一納入新能源出力預測開展電力電量平衡分析。根據(jù)分布式光伏裝機和集中式光伏裝機規(guī)模，參照集中式光伏出力預測曲線按比例預估分布式光伏出力，將估算出力納入日前電力電量平衡。

2）山西、浙江等地區(qū)將分布式光伏等值成負負荷，根據(jù)歷史數(shù)據(jù)修正母線負荷預測，以常規(guī)方式開展電力電量平衡。

3）河南、甘肅對10 kV及以上分布式光伏出力進行預測，將預測值作為新能源預測出力納入日前平衡，10 kV 以下等值為負負荷開展電力電量平衡。

1.1.3 存在的問題

1）大部分地區(qū)未對分布式光伏出力數(shù)據(jù)進行采集，無法單獨開展分布式光伏出力預測，對負荷預測、電力電量平衡產(chǎn)生一定影響。

2）部分地區(qū)負荷預測系統(tǒng)中未建立分布式光伏發(fā)電模型，將分布式光伏等值成負負荷，對母線負荷預測和110 kV 以下電網(wǎng)安全校核產(chǎn)生一定影響。

3）由于缺乏實時出力監(jiān)測數(shù)據(jù)和預測系統(tǒng)，未來分布式光伏大量并網(wǎng)后，分布式光伏出力預測偏差及日內(nèi)出力大幅波動可能導致系統(tǒng)調(diào)頻、調(diào)峰能力不足，對電網(wǎng)安全運行、電力可靠供應產(chǎn)生影響。

4）分布式光伏發(fā)電擠占午間發(fā)電空間，導致光伏大發(fā)期凈負荷最低，增加系統(tǒng)調(diào)峰及短時爬坡滑坡壓力。分布式光伏大規(guī)模并網(wǎng)后，午間負荷“深V 型”特征日益明顯，需要日內(nèi)啟停機組。以山東2021 年9 月典型日負荷曲線為例，用電負荷低谷時段由00：00—04：00 變?yōu)?1：00—13：00，如圖1所示。

圖1 山東省全網(wǎng)日負荷曲線

5）隨著分布式光伏滲透率不斷提升，現(xiàn)有口徑下電網(wǎng)負荷曲線進一步失真，若按照現(xiàn)有策略進行系統(tǒng)負荷預測，則歷史負荷曲線對負荷預測的可信度將有所下降。

1.2 分布式光伏參與市場化交易

1.2.1 分布式光伏參與市場化交易現(xiàn)狀

除江蘇、山東開展了部分分布式光伏交易外，我國分布式光伏主要由電網(wǎng)全額保障性收購，未參與市場化交易。各現(xiàn)貨試點地區(qū)分布式光伏作為市場出清邊界，優(yōu)先消納。

1901 號文印發(fā)后，山東省2018 年印發(fā)了《關(guān)于東營市河口區(qū)分布式發(fā)電市場化交易試點項目配電價格的批復》，江蘇省2019 年印發(fā)了《江蘇省分布式發(fā)電市場化交易規(guī)則（試行）》，對參與電力市場交易進行了進一步探索。截至目前，僅江蘇、河南部分試點項目并網(wǎng)，江蘇常州市天寧區(qū)鄭陸工業(yè)園區(qū)內(nèi)分布式光伏2021 年1—6 月交易電量681.24 萬kWh。山東雖未列入第一批分布式發(fā)電市場化交易試點名單，但政府推進力度較大，2019 年至今，組織東營市河口區(qū)6 家分布式光伏（總裝機100萬kW）開展市場化交易，累計交易電量4 115萬kWh。

1.2.2 存在的問題

1）分布式光伏預測準確率低，影響現(xiàn)貨市場出清價格。目前部分現(xiàn)貨試點地區(qū)采用估算的辦法預測分布式光伏出力，準確率較低，對市場出清價產(chǎn)生一定影響。山東現(xiàn)貨市場試運行期間，2020年11月5日光伏出力比預測低39%（山東集中式光伏裝機886 萬kW、分布式光伏裝機1 904 萬kW），導致09：30—15：00市場競價空間增加200～300 萬kW，該時段實時出清加權(quán)平均價為399.35元/MWh，比日前市場出清加權(quán)平均價升高146.74元/MWh，如圖2所示。

圖2 2020年11月5日山東現(xiàn)貨市場出清情況

2）分布式光伏出力波動造成調(diào)頻容量不足，導致人為干預市場情況增加。分布式光伏出力尚未完全實現(xiàn)“可觀可測”，發(fā)電出力受天氣影響波動較大，造成市場出清的調(diào)頻容量不能滿足系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求，需要人為干預調(diào)頻市場出清結(jié)果。以浙江2021 年4 月4 日（開展結(jié)算試運行）數(shù)據(jù)為例，超短期負荷與實際負荷最大偏差達295 萬kW（由分布式光伏出力波動造成，浙江集中式光伏總裝機317 萬kW、分布式光伏裝機1 148 萬kW），實際系統(tǒng)調(diào)頻資源不足，需要調(diào)度將未中標的非調(diào)頻機組修改成調(diào)頻模式，增加系統(tǒng)調(diào)頻容量。調(diào)用的調(diào)頻機組按照調(diào)頻市場出清價格結(jié)算，未能體現(xiàn)實際調(diào)頻資源價值（調(diào)頻容量增加，調(diào)頻市場價格未變）。

3）大規(guī)模分布式光伏并網(wǎng)后，會造成潮流正反向頻繁變化，影響安全校核準確性和市場出清結(jié)果。目前安全校核根據(jù)母線負荷預測數(shù)據(jù)、機組計劃、穩(wěn)定限額等開展潮流計算，以此校驗制定的發(fā)電計劃是否會造成斷面越限，大部分省份網(wǎng)絡拓撲模型僅建模至220 kV 電壓等級，甘肅等個別省份擴展至110 kV。由于分布式光伏發(fā)電同時率較高，可能存在10 kV線路反向重載、越限的情況，需要將安全校核中設(shè)備模型向低壓延伸。目前，山東省內(nèi)1 945個臺區(qū)變壓器因光伏反送造成重載，占重過載臺區(qū)20.79%；另有8 882 km 10 kV線路反向重載。

2 電力調(diào)度組織流程設(shè)計

隨著分布式光伏加快發(fā)展，大規(guī)模分布式光伏對現(xiàn)有電力電量平衡和安全校核、市場運行等電網(wǎng)調(diào)度控制將會產(chǎn)生一定影響，因此，有必要設(shè)計適應分布式光伏快速發(fā)展的電力電量平衡機制和市場化機制。

2.1 電力電量平衡機制設(shè)計

2.1.1 總體思路

考慮未來分布式光伏規(guī)模爆發(fā)式增長，分布式光伏出力有可能超過母線負荷，建議將分布式光伏作為電源單獨開展負荷預測并納入電力電量平衡，獨立開展剔除分布式光伏的純負荷預測。

2.1.2 總體要求

開展分布式光伏出力數(shù)據(jù)監(jiān)測，分別開展分布式光伏出力和純母線負荷預測，省、地、縣調(diào)度協(xié)同開展電力電量平衡如圖3所示。

圖3 分布式光伏參與日前電力電量平衡示意圖

2.1.3 具體流程

1）開展分布式光伏出力數(shù)據(jù)監(jiān)測。在一定電壓等級以上加裝滿足調(diào)度系統(tǒng)數(shù)據(jù)要求的分布式光伏出力采集裝置，實現(xiàn)分布式光伏“可觀可測”，為開展日前出力預測、實時監(jiān)測奠定基礎(chǔ)。

2）開展分布式光伏出力預測。根據(jù)分布式光伏歷史出力數(shù)據(jù)，適應分布式光伏點多面廣特征需求，建立預測模式，按照電壓等級由地、縣調(diào)開展分布式光伏出力預測。

3）開展純母線負荷預測。在分布式光伏發(fā)電出力可監(jiān)測的前提下，用前一日實際母線負荷減去母線下分布式光伏發(fā)電實際出力，即可得到母線純負荷實測數(shù)據(jù)，用純母線負荷歷史數(shù)據(jù)開展預測，可得到純母線負荷預測數(shù)據(jù)。

4）建立省、地、縣調(diào)度協(xié)同機制。地、縣調(diào)預測調(diào)管范圍內(nèi)110 kV純母線負荷、110 kV母線下分布式光伏發(fā)電出力并上報省調(diào)，省調(diào)匯總數(shù)據(jù)后，開展220 kV 純母線負荷預測，按照現(xiàn)有方式開展電力電量平衡。

5）開展電力電量平衡分析?？紤]集中式新能源、分布式光伏、純負荷預測等，開展電力電量平衡分析。日前平衡分析階段，系統(tǒng)無法全額消納新能源，可根據(jù)電網(wǎng)約束對新能源次日出力計劃進行調(diào)減，優(yōu)先調(diào)減集中式新能源。實時運行期間，在分布式光伏具備調(diào)度可觀、可測、可控基礎(chǔ)后，當無法滿足電網(wǎng)運行要求時，可按照消納優(yōu)先等級棄風棄光。

將母線負荷預測與分布式光伏預測分開，可以有效減小分布式光伏對負荷預測準確性的影響。但需要地、縣調(diào)開展調(diào)管范圍內(nèi)純母線負荷和分布式光伏出力預測，對數(shù)據(jù)采集和預測技術(shù)要求較高，地、縣調(diào)工作難度增加。

2.2 市場化機制設(shè)計

2.2.1 總體原則

1）分布式光伏參與市場機制設(shè)計要確保分布式光伏優(yōu)先消納，根據(jù)實際發(fā)電量合理確定保障利用小時數(shù)比例并逐年滾動下調(diào)，避免分布式光伏參與市場后收益大幅下降，保障分布式光伏基本收益。

2）建立適應新能源廣泛參與的市場機制，開展綠電、綠證交易等，反映新能源的環(huán)境價值，推動分布式光伏參與中長期、現(xiàn)貨、輔助服務、綠電等各類市場。

3）要分類型、分階段、分地區(qū)穩(wěn)步推進參與市場，不斷提升市場化消納比例。

按照國家相關(guān)規(guī)定，對于已投產(chǎn)的保量保價分布式光伏項目可暫不參與現(xiàn)貨市場，由電網(wǎng)全額收購，但需完善兩個細則相關(guān)要求，明確分布式光伏承擔輔助服務市場分攤費用。新投產(chǎn)的增量分布式光伏需合理確定保價收購電量比例，超過保價收購電量的部分，鼓勵聚合商聚合分布式光伏與用戶簽訂帶曲線中長期合同，由聚合商代理參與現(xiàn)貨市場，未被聚合商代理的分布式光伏由地、縣調(diào)代理參與現(xiàn)貨市場。分布式光伏采用報量不報價、優(yōu)先出清的模式參與現(xiàn)貨市場。

2.2.2 日前市場流程

1）預測：聚合商和地、縣調(diào)開展分布式光伏發(fā)電預測。

2）申報：分布式光伏只報量不報價，聚合商申報所代理的分布式光伏短期預測，地、縣調(diào)申報調(diào)管范圍內(nèi)未被聚合商代理的分布式光伏短期預測。

3）出清：根據(jù)現(xiàn)貨市場規(guī)則，優(yōu)先預留分布式光伏消納空間，保障分布式光伏優(yōu)先消納，開展其他各類型電源集中競價出清。

4）偏差結(jié)算：聚合商申報的預測曲線與所代理的分布式光伏中長期曲線之間的偏差按照日前現(xiàn)貨價格結(jié)算。地、縣調(diào)代理的分布式光伏事后根據(jù)保障利用小時數(shù)等確定保價曲線進行偏差結(jié)算。

5）安全校核：將現(xiàn)有市場中網(wǎng)絡拓撲模型向低電壓等級延伸，未對設(shè)備建模時可考慮將同一輸送斷面下分布式光伏設(shè)為“機組群”，對機組群設(shè)置發(fā)電出力曲線參與相關(guān)斷面安全校核。

2.2.3 實時市場流程

1）申報：在實時市場運行前（30 min），聚合商和地、縣調(diào)申報分布式光伏超短期預測。

2）出清：根據(jù)超短期負荷預測、實時聯(lián)絡線計劃等，扣減分布式光伏超短期預測等優(yōu)先發(fā)電計劃后，作為實時市場競價空間，沿用市場主體日前申報價格，集中競價出清。

3）偏差結(jié)算：聚合商代理的分布式光伏實際發(fā)電曲線與日前申報曲線之間的偏差按照實時現(xiàn)貨價格結(jié)算。地、縣調(diào)代理的分布式光伏保價電量部分按照政府定價結(jié)算，剩余部分按照實時現(xiàn)貨價格結(jié)算。

2.2.4 與中長期交易銜接

聚合商代理分布式光伏，事后根據(jù)其實際發(fā)電曲線，按保價電量占總電量比例擬合形成曲線，再疊加分布式光伏與用戶自行約定的中長期曲線后，作為現(xiàn)貨市場偏差結(jié)算依據(jù)。

未被聚合商代理的分布式光伏，事后根據(jù)其實際發(fā)電曲線，按保價電量占總電量比例擬合形成中長期曲線，作為現(xiàn)貨市場偏差結(jié)算依據(jù)。

2.2.5 市場限價

分布式光伏優(yōu)先出清后可能會造成輸送斷面反向過載，可考慮將市場價格下限放開至零價或負價，采用節(jié)點電價機制，通過阻塞時送端節(jié)點出清負電價引導其合理調(diào)整上網(wǎng)電力。

3 相關(guān)建議

未來有必要從以下幾方面提升電網(wǎng)調(diào)度控制技術(shù)水平，建立適應高比例分布式光伏的電力調(diào)度及市場化機制，釋放電力系統(tǒng)靈活性，提高分布式光伏的消納水平。

1）實現(xiàn)分布式光伏實時監(jiān)測，推進分布式光伏接入AGC。完善分布式光伏并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議相關(guān)條款，規(guī)范分布式光伏并網(wǎng)管理流程，推動分布式光伏加裝滿足調(diào)度系統(tǒng)數(shù)據(jù)采樣頻率的負荷采集裝置，將分布式光伏按電壓等級接入省、地、縣AGC控制系統(tǒng)，在電網(wǎng)平衡不滿足、斷面越限等情況下控制分布式光伏上網(wǎng)電力，實現(xiàn)分布式光伏的可觀、可測、可控。

2）研發(fā)適應分布式光伏的負荷預測和安全校核技術(shù)。推動母線負荷預測、安全校核向低電壓等級覆蓋，研究突破負荷聚類與識別、大電網(wǎng)快速安全校核等關(guān)鍵技術(shù)，積極探索引進大數(shù)據(jù)、人工智能等新型手段，提升負荷預測和安全校核水平。

3）加強技術(shù)支持系統(tǒng)建設(shè)。加強智能電網(wǎng)調(diào)度控制技術(shù)支持系統(tǒng)建設(shè)，提升110 kV 及以下電壓等級的電網(wǎng)建模范圍和精度，開發(fā)完善分布式光伏數(shù)據(jù)采集、監(jiān)視、功率預測系統(tǒng)；改進電力市場出清技術(shù)支持系統(tǒng)，優(yōu)化市場申報、出清和結(jié)算流程，規(guī)范分布式光伏參與市場機制。

4）建立地、縣調(diào)參與電力電量平衡和市場運行的機制。根據(jù)分布式光伏所在地、縣調(diào)調(diào)管范圍，由地、縣調(diào)按照不同電壓等級分別開展計量和控制，代理分布式光伏參與市場，實現(xiàn)省、地、縣協(xié)同管理、全景統(tǒng)籌。

5）開展分布式光伏“可控”技術(shù)改造。隨著分布式光伏爆發(fā)式增長，可能導致潮流反向越限、火電發(fā)電空間無法滿足最小運行方式要求等，必須對分布式光伏進行控制。需要開展通過分布式光伏加裝儲能、對分布式光伏變流器進行控制、對分布式光伏開關(guān)進行控制等的研究改造。

6）有效疏導建設(shè)投資資金。深入分析分布式光伏配套電網(wǎng)建設(shè)投資對輸配電價的影響，將相關(guān)投資納入輸配電價回收。以第三監(jiān)管周期為契機，推動完善成本監(jiān)審辦法和定價辦法，明確大電網(wǎng)為分布式光伏提供系統(tǒng)備用的補償機制，將配套電網(wǎng)建設(shè)及改造投資納入輸配電價疏導。

7）借鑒德國等新能源高占比國家的市場建設(shè)經(jīng)驗，探索開展分布式能源通過聚合商、平衡單元等參與分散式市場的機制研究。

4 結(jié)語

分布式光伏快速發(fā)展給電網(wǎng)電力平衡和電力市場運營帶來新的挑戰(zhàn)和機遇。本文基于國內(nèi)分布式光伏的發(fā)展現(xiàn)狀，考慮調(diào)度生產(chǎn)組織流程和電力市場化交易方式，設(shè)計了分布式光伏參與電力電量平衡和市場交易的機制，并給出了提升電網(wǎng)調(diào)度控制技術(shù)水平的相關(guān)建議。