新能源与需求侧资源协同互动市场化交易关键技术与应用

来自 搜狐网 的图片

新能源与需求侧资源协同互动市场化交易关键技术与应用碳达峰碳中和是我国重要的国际承诺。

目录

一、背景

1. 技术应用所属行业特点、机遇与挑战

碳达峰碳中和是我国重要的国际承诺。大规模、高比例新能源成为必然选择，由于新能源发电出力具有间歇性和波动性，大规模并网运行时会给电网运行带来严重影响，仅依靠发电侧灵活性资源难以满足日益增长的新能源并网需求；亟需调动需求侧灵活性资源来保障电网稳定运行。然而，当前的电力市场模式难以支撑新能源与需求侧资源参与，缺乏有效的投资回报途径，严重制约了新能源和储能、电动汽车、虚拟电厂等新兴市场主体的发展。

2. 技术应用所解决的行业难点、热点问题，必要性及重要意义

项目已成功在宁夏、蒙东、辽宁、上海、山西、重庆6个省份得到应用，累计交易电量31.29亿千瓦时。其中，宁夏开展源网荷储互动交易成交电量1.48亿千瓦时；蒙东组织电动汽车、电采暖与新能源互动交易，累计交易电量6506.6万千瓦时；辽宁组织电供暖、5G商用负荷交易组织两次，成交电量24亿千瓦时；上海建成商业楼宇型虚拟电厂约6.54万千瓦，能源站型虚拟电厂约0.53万千瓦；山西组织“新能源+电动汽车”互动电量预挂牌交易；重庆组织车联网绿电交易成交电量2.18亿千瓦时。同时，项目成果得到多个省政府、能源局批示，未来2年需求侧与新能源互动交易将在国家电网所辖26个省市进行全面推广应用。

二、应用案例

1. 项目概述

（1）实现源网荷储互动，促进新能源消纳

践行“绿色、可持续”发展理念，充分利用柔性负荷的可调节特性，创新市场模式，完善市场机制，打通了“源随荷动”向“源荷互动”转变的市场路径，积极引导可调节资源参与市场交易，通过市场化手段促进新能源消纳。2020年各试点示范工程累计消纳新能源31.29亿千瓦时，节约标准煤104.26万吨，减排二氧化碳566.08万吨，有效促进了环保可持续发展。

（2）提升电网调节能力，缓解电网运行压力

以市场化手段引导用户将无序的用能状态转化为有序的、适应新能源波动性的调节能力，降低新能源波动性给电网带来的冲击，提升了电网调节能力，缓解了电网运行压力。宁夏参与源网荷储互动交易的可调节用户在负荷高峰期占比达30%，削峰填谷效果显著。上海公司通过组织虚拟电厂需求响应交易，参与填谷响应100万千瓦、削峰响应30万千瓦，削峰响应平均减低区域负载15.06%，填谷负荷量占夜间电网低谷负荷总量的3.35%。

（3）营造多方共赢局面，引导用户主动参与

通过事前价格激励、事后利益分配的原则，进一步提高了负荷侧参与市场积极性，用户用电成本显著降低，营造了多方共赢的市场环境。各试点省份示范工程累计降低用户购电成本约3.421亿元，有效释放了改革红利，提升了用户参与市场的获得感。

（4）培育能源生态圈，带动新兴产业发展。

项目充分发挥了交易平台优势，构建了源网荷储协同发展的能源价值生态圈，为负荷聚合商、综合能源服务公司等聚合主体提供多元化服务，为电动汽车、蓄热式电采暖、虚拟电厂等新兴市场主体创造良好的市场氛围，提高新兴产业整体服务水平。

2. 主要效益

项目成果已在宁夏、蒙东、辽宁、上海、山西、重庆6个省份得到应用，实现了蓄热式电采暖、电动汽车、虚拟电厂等新兴市场主体与新能源友好互动。2019年宁夏、蒙东、上海、重庆4个省份组织开展新能源与需求侧资源互动交易，完成交易额773万元，累计降低用户购电成本90万元；2020年个宁夏、蒙东、辽宁、上海、山西、重庆6个省份组织开展新能源与需求侧资源互动交易，参与用户2248家，参与发电企业227家，聚合容量489.46MW，已完成的成交额6.8408亿元，累计降低用户购电成本约3.421亿元。

电力交易中心不以盈利为目的，主要任务是有序组织新能源与需求侧资源市场化交易，一是将发电侧红利传导至终端用户；二是为市场主体提供交易便捷化服务；三是促进新能源消纳，有效抑制新能源波动性对电网带来的影响，减少电网投资，最大可调节容量约30万千瓦，当单位容量投资成本取900元/千瓦时，节约电网投资约2.7亿元。

3．社会效益与间接经济效益

（1）宁夏开展源网荷储互动交易，累计成交电量1.48亿千瓦时，通过催生增量负荷，促进新能源消纳6800万千瓦时，节约标煤2.04万吨，二氧化硫减排0.15万吨、二氧化碳减排5.1万吨。

（2）蒙东有序组织电动汽车、电采暖与新能源互动交易，累计成交电量6506.6万千瓦时，成交均价为190.4元/千千瓦时。其中，51家电力用户参加了源网荷储互动交易，电采暖用户44家，电动汽车充电站17家。通过推动电力用户积极参与市场化交易，全年累计节约用户用电成本729.4万元，降低用户用电成本15%，提升参与交易新能源发电46小时。

（3）辽宁开展电采暖交易和5G商用基站负荷交易，累计成交电量24亿千瓦时。其中参与的电采暖用户达到2101户，参与的风电企业124户、核电企业1户；新增5G商用基站注册74219个用电单元，参与发电企业均为风电企业，达到136家。完成营口、鞍山地区低谷用零散电溶镁负荷聚合，累计聚合24家电力用户，用电电力达到710兆瓦。累计帮助用户节省电费支出2.4亿元；节约标煤89.22万吨，减排二氧化碳234.78万吨，减排二氧化硫7.31万吨。

（4）上海已建成商业楼宇型虚拟电厂约6.54万千瓦，能源站型虚拟电厂约0.53万千瓦。2019年开展迎峰度冬需求响应试点交易，出清电量1.83万kWh，响应用户可获收益4.4万元；2020年开展端午节填谷需求响应交易，出清容量1.7万千瓦，电量为4.02万千瓦时，出清价格为1.2元/千瓦时。通过组织虚拟电厂需求响应交易， 参与填谷响应最高实现100万千瓦，参与削峰响应最高30万千瓦；削峰响应平均减低区域负载15.06%，

（5）山西依托项目成果出台《关于启动“新能源+电动汽车”协同互动智慧能源试点的通知》，组织“新能源+电动汽车”互动电量预挂牌交易，累计出清电量1208.28兆瓦时，响应结算电量174.72兆瓦时，出清最大负荷21.01兆瓦，响应最大负荷9.41兆瓦。其中负荷聚合商2家，聚合充电容量372.48MW，充电站133座，

（6）重庆组织车联网绿电交易，首次纳入港口岸电设施（6码头12泊位）、全覆盖重庆公司所属充电桩并引入需求侧市场用户。累计成交电量2.18亿千瓦时，其中，四川低谷水电落地电价0.16388元/千瓦时，青海光伏电落地电价0.33549元/千瓦时。终端用户获利97.05万元，运营商获利62.4万元，聚合商获利20.79万元。

三、技术要点

1、新能源与需求侧资源市场化互动交易空间预测技术。考虑新能源发电与需求侧资源特性，提出基于云模型修正的新能源弃电电量预测方法；建立需求侧资源可调用容量预测与评估模型；基于新能源发电和需求侧资源协同互动机理，实现对新能源与需求侧资源市场化互动交易空间的预测，预测精度高达95%。

2、基于新能源发电聚合曲线的动态分时定价技术。以全网均衡响应为目标，考虑不同时间尺度下新能源功率阈值变化影响，构建基于新能源发电聚合曲线的动态时段划分模型；基于用户差异化需求价格弹性函数，提出分段定价方法。以动态价格信号引导需求侧资源参与互动响应，响应率提升50%。

3、基于分类价格响应的需求侧资源聚合曲线追踪技术。考虑需求侧资源多源海量异构数据，提出基于特征聚类的需求侧资源聚与新能源互动响应优化策略；建立基于分类价格响应的需求侧资源最优调度成本模型；提出基于弃风曲线追踪的需求侧资源聚合调控方法。充分发挥需求侧资源灵活性价值，聚合管控效果明显，新能源弃电曲线追踪偏差小于5%。

4、绿电价值精准传导与溯源的源网荷储协同运营服务支撑平台。依托新一代电力交易平台，设计支撑批发、零售全业务流程的电力市场OTC交易系统，搭建支撑源网荷储协同运营的服务平台，建成交易中心统一门户网站和交易移动APP；开设绿色电力交易专区，实现绿电价值精准传导；打造全场景信息披露，挖掘市场信息价值。市场服务水平显著提升，实现“1+27”家交易机构共享运营。

四、应用前景

项目成果已在宁夏、蒙东、辽宁、上海、山西、重庆6个省份得到应用，各试点省份因地制宜，在结合省内需求侧资源类型及调节潜力基础上，将电采暖负荷、5G商用基站负荷、电动汽车充电桩/站、智能家居、大工业负荷、自备电厂、港口岸电、用户侧储能、分布式电源、智慧楼宇等10类需求侧资源纳入市场，实现了需求侧资源与新能源的友好互动，促进了新能源大范围内消纳。