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新能源與需求側資源協同互動市場化交易關鍵技術與應用碳達峰碳中和是我國重要的國際承諾。

一、背景

1. 技術應用所屬行業特點、機遇與挑戰

碳達峰碳中和是我國重要的國際承諾。大規模、高比例新能源成為必然選擇，由於新能源發電出力具有間歇性和波動性，大規模併網運行時會給電網運行帶來嚴重影響，僅依靠發電側靈活性資源難以滿足日益增長的新能源併網需求；亟需調動需求側靈活性資源來保障電網穩定運行。然而，當前的電力市場模式難以支撐新能源與需求側資源參與，缺乏有效的投資回報途徑，嚴重製約了新能源和儲能、電動汽車、虛擬電廠等新興市場主體的發展。

2. 技術應用所解決的行業難點、熱點問題，必要性及重要意義

項目已成功在寧夏、蒙東、遼寧、上海、山西、重慶6個省份得到應用，累計交易電量31.29億千瓦時。其中，寧夏開展源網荷儲互動交易成交電量1.48億千瓦時；蒙東組織電動汽車、電採暖與新能源互動交易，累計交易電量6506.6萬千瓦時；遼寧組織電供暖、5G商用負荷交易組織兩次，成交電量24億千瓦時；上海建成商業樓宇型虛擬電廠約6.54萬千瓦，能源站型虛擬電廠約0.53萬千瓦；山西組織「新能源+電動汽車」互動電量預掛牌交易；重慶組織車聯網綠電交易成交電量2.18億千瓦時。同時，項目成果得到多個省政府、能源局批示，未來2年需求側與新能源互動交易將在國家電網所轄26個省市進行全面推廣應用。

二、應用案例

1. 項目概述

（1）實現源網荷儲互動，促進新能源消納

踐行「綠色、可持續」發展理念，充分利用柔性負荷的可調節特性，創新市場模式，完善市場機制，打通了「源隨荷動」向「源荷互動」轉變的市場路徑，積極引導可調節資源參與市場交易，通過市場化手段促進新能源消納。2020年各試點示範工程累計消納新能源31.29億千瓦時，節約標準煤104.26萬噸，減排二氧化碳566.08萬噸，有效促進了環保可持續發展。

（2）提升電網調節能力，緩解電網運行壓力

以市場化手段引導用戶將無序的用能狀態轉化為有序的、適應新能源波動性的調節能力，降低新能源波動性給電網帶來的衝擊，提升了電網調節能力，緩解了電網運行壓力。寧夏參與源網荷儲互動交易的可調節用戶在負荷高峰期占比達30%，削峰填谷效果顯著。上海公司通過組織虛擬電廠需求響應交易，參與填谷響應100萬千瓦、削峰響應30萬千瓦，削峰響應平均減低區域負載15.06%，填谷負荷量占夜間電網低谷負荷總量的3.35%。

（3）營造多方共贏局面，引導用戶主動參與

通過事前價格激勵、事後利益分配的原則，進一步提高了負荷側參與市場積極性，用戶用電成本顯著降低，營造了多方共贏的市場環境。各試點省份示範工程累計降低用戶購電成本約3.421億元，有效釋放了改革紅利，提升了用戶參與市場的獲得感。

（4）培育能源生態圈，帶動新興產業發展。

項目充分發揮了交易平台優勢，構建了源網荷儲協同發展的能源價值生態圈，為負荷聚合商、綜合能源服務公司等聚合主體提供多元化服務，為電動汽車、蓄熱式電採暖、虛擬電廠等新興市場主體創造良好的市場氛圍，提高新興產業整體服務水平。

2. 主要效益

項目成果已在寧夏、蒙東、遼寧、上海、山西、重慶6個省份得到應用，實現了蓄熱式電採暖、電動汽車、虛擬電廠等新興市場主體與新能源友好互動。2019年寧夏、蒙東、上海、重慶4個省份組織開展新能源與需求側資源互動交易，完成交易額773萬元，累計降低用戶購電成本90萬元；2020年個寧夏、蒙東、遼寧、上海、山西、重慶6個省份組織開展新能源與需求側資源互動交易，參與用戶2248家，參與發電企業227家，聚合容量489.46MW，已完成的成交額6.8408億元，累計降低用戶購電成本約3.421億元。

電力交易中心不以盈利為目的，主要任務是有序組織新能源與需求側資源市場化交易，一是將發電側紅利傳導至終端用戶；二是為市場主體提供交易便捷化服務；三是促進新能源消納，有效抑制新能源波動性對電網帶來的影響，減少電網投資，最大可調節容量約30萬千瓦，當單位容量投資成本取900元/千瓦時，節約電網投資約2.7億元。

3．社會效益與間接經濟效益

（1）寧夏開展源網荷儲互動交易，累計成交電量1.48億千瓦時，通過催生增量負荷，促進新能源消納6800萬千瓦時，節約標煤2.04萬噸，二氧化硫減排0.15萬噸、二氧化碳減排5.1萬噸。

（2）蒙東有序組織電動汽車、電採暖與新能源互動交易，累計成交電量6506.6萬千瓦時，成交均價為190.4元/千千瓦時。其中，51家電力用戶參加了源網荷儲互動交易，電採暖用戶44家，電動汽車充電站17家。通過推動電力用戶積極參與市場化交易，全年累計節約用戶用電成本729.4萬元，降低用戶用電成本15%，提升參與交易新能源發電46小時。

（3）遼寧開展電採暖交易和5G商用基站負荷交易，累計成交電量24億千瓦時。其中參與的電採暖用戶達到2101戶，參與的風電企業124戶、核電企業1戶；新增5G商用基站註冊74219個用電單元，參與發電企業均為風電企業，達到136家。完成營口、鞍山地區低谷用零散電溶鎂負荷聚合，累計聚合24家電力用戶，用電電力達到710兆瓦。累計幫助用戶節省電費支出2.4億元；節約標煤89.22萬噸，減排二氧化碳234.78萬噸，減排二氧化硫7.31萬噸。

（4）上海已建成商業樓宇型虛擬電廠約6.54萬千瓦，能源站型虛擬電廠約0.53萬千瓦。2019年開展迎峰度冬需求響應試點交易，出清電量1.83萬kWh，響應用戶可獲收益4.4萬元；2020年開展端午節填谷需求響應交易，出清容量1.7萬千瓦，電量為4.02萬千瓦時，出清價格為1.2元/千瓦時。通過組織虛擬電廠需求響應交易， 參與填谷響應最高實現100萬千瓦，參與削峰響應最高30萬千瓦；削峰響應平均減低區域負載15.06%，

（5）山西依託項目成果出台《關於啟動「新能源+電動汽車」協同互動智慧能源試點的通知》，組織「新能源+電動汽車」互動電量預掛牌交易，累計出清電量1208.28兆瓦時，響應結算電量174.72兆瓦時，出清最大負荷21.01兆瓦，響應最大負荷9.41兆瓦。其中負荷聚合商2家，聚合充電容量372.48MW，充電站133座，

（6）重慶組織車聯網綠電交易，首次納入港口岸電設施（6碼頭12泊位）、全覆蓋重慶公司所屬充電樁並引入需求側市場用戶。累計成交電量2.18億千瓦時，其中，四川低谷水電落地電價0.16388元/千瓦時，青海光伏電落地電價0.33549元/千瓦時。終端用戶獲利97.05萬元，運營商獲利62.4萬元，聚合商獲利20.79萬元。

三、技術要點

1、新能源與需求側資源市場化互動交易空間預測技術。考慮新能源發電與需求側資源特性，提出基於雲模型修正的新能源棄電電量預測方法；建立需求側資源可調用容量預測與評估模型；基於新能源發電和需求側資源協同互動機理，實現對新能源與需求側資源市場化互動交易空間的預測，預測精度高達95%。

2、基於新能源發電聚合曲線的動態分時定價技術。以全網均衡響應為目標，考慮不同時間尺度下新能源功率閾值變化影響，構建基於新能源發電聚合曲線的動態時段劃分模型；基於用戶差異化需求價格彈性函數，提出分段定價方法。以動態價格信號引導需求側資源參與互動響應，響應率提升50%。

3、基於分類價格響應的需求側資源聚合曲線追蹤技術。考慮需求側資源多源海量異構數據，提出基於特徵聚類的需求側資源聚與新能源互動響應優化策略；建立基於分類價格響應的需求側資源最優調度成本模型；提出基於棄風曲線追蹤的需求側資源聚合調控方法。充分發揮需求側資源靈活性價值，聚合管控效果明顯，新能源棄電曲線追蹤偏差小於5%。

4、綠電價值精準傳導與溯源的源網荷儲協同運營服務支撐平台。依託新一代電力交易平台，設計支撐批發、零售全業務流程的電力市場OTC交易系統，搭建支撐源網荷儲協同運營的服務平台，建成交易中心統一門戶網站和交易移動APP；開設綠色電力交易專區，實現綠電價值精準傳導；打造全場景信息披露，挖掘市場信息價值。市場服務水平顯著提升，實現「1+27」家交易機構共享運營。

四、應用前景

項目成果已在寧夏、蒙東、遼寧、上海、山西、重慶6個省份得到應用，各試點省份因地制宜，在結合省內需求側資源類型及調節潛力基礎上，將電採暖負荷、5G商用基站負荷、電動汽車充電樁/站、智能家居、大工業負荷、自備電廠、港口岸電、用戶側儲能、分布式電源、智慧樓宇等10類需求側資源納入市場，實現了需求側資源與新能源的友好互動，促進了新能源大範圍內消納。