摘要 受新能源“无稳定电力、有基础电量”的发电特性影响，西北地区电力电量平衡特性呈现新形态，电网同时面临腰荷时段的新能源消纳压力及早晚高峰的保供压力。基于高比例新能源电网实际运行数据及历史统计数据，分析了西北地区电力电量平衡的风险特性，梳理了国内外电力系统面向区域供需平衡的关键技术及配套市场机制，立足西北地区源网荷发展态势，提出了兼顾电力可靠供应和新能源高效消纳的西北电网电力电量平衡措施与建议。
1 西北电网电力电量平衡风险分析
1.1 基于新能源可信出力的电力电量平衡分析
不同时间尺度下的电力电量平衡分析是制定电网机组调度及外送运行方式、安排电源电网规划方案的基础。基于西北电网新能源发电历史数据，结合新能源历史统计出力数据，将部分新能源可信出力纳入日前平衡计划中，替代火电开机备用。在日内运行时，若新能源实际出力大于日前预测出力，且常规机组已处于最小出力，则新能源存在弃电风险（见图1的时段1）；若新能源实际出力远小于日前预测出力，且常规机组上调容量不足，则部分时段全网最大发电功率将小于最大负荷需求，即电网存在损失负荷的风险（见图1的时段2）。
图1 新能源出力不确定性下的供需失衡风险
Fig.1 Power supply-demand imbalance risks caused by renewable output uncertainties
1.2 考虑新能源可信出力的备用容量留取模式
电网的备用容量留取原则一般为预测负荷的2%~5%，用来平衡短时间尺度下的源荷侧波动。考虑到现阶段西北电网负荷预测准确率约为99%，基于正态分布来刻画负荷预测误差的概率分布，建立负荷预测偏差概率密度函数，基于西北历史统计数据，系统损失负荷概率与备用率的关系如图2所示。系统备用率的提升可有效降低系统切负荷的风险，但风险降低效果呈现非线性关系且逐渐变缓，在电网运行中，若要求将系统切负荷风险概率降至1%以下，则需将系统备用率提升至3.8%以上。
图2 系统备用率与切负荷风险概率关系
Fig.2 The relationship between system reserve rate and load shedding risk probability
在电网新能源装机规模比较小时，系统备用容量可由常规火电机组提供，但此种备用方法会增大火电机组出力、降低新能源的消纳空间。西北电网采取将部分新能源可信出力纳入备用的模式，新能源纳入备用的容量等于新能源预测出力乘以新能源出力纳入备用的比例。日前预测新能源出力纳入备用的比例越高，消纳空间越高，但由于新能源预测不准确，系统供电缺口风险也相应增加。
以2020年西北最大负荷典型日为例，统筹考虑负荷与新能源出力的综合预测误差，设置3.8%系统备用率、1%系统损失负荷风险概率的应用场景，在最大负荷时刻，西北电网新能源备用纳入比例为0.39，纳入备用量为9733 MW，即面临最大负荷时，需要新能源最小出力为9733 MW。
在实际运行中，西北电网采取基于保证出力（供电保证率95%）的模式将新能源纳入备用。基于统计数据，全网新能源预测出力所对应的备用纳入比例如表1所示。在新能源装机容量一定时，其预测出力越高，存在的潜在预测偏差越高，为降低电力电量失衡风险，新能源纳入备用比例会进一步下降，以实现火电机组合理开机。
表1 实际运行中的新能源纳入比例
Table 1 Ratio of renewable energy output included in the system reserve during actual power grid operation
1.3 与电网发展规模相匹配的新能源最小出力测算分析
进一步建立电网电力电量平衡测算体系，评估不同源网发展场景下的西北地区新能源最小出力需求，全网电力电量平衡方程式为
其中，
其中，新能源机组装机与新能源保证出力呈单调正相关关系。
西北电网近几年不同置信水平下新能源保证出力如图3所示。考虑到西北电网新能源发电随着装机的增加而提升，西北电网新能源保证出力呈现逐年增长特征，基于历史统计数据得到的保证出力，可指导远期源网合理规划与科学布局。
图3 近年来西北电网新能源保证出力
Fig.3 The ensured output of renewable energy in Northwest power grid
2 西北电网电力电量平衡特征及挑战
当前西北电网平衡安全可分为2种：一种是新能源高比例消纳及电力可靠供应要求带来的电力平衡风险，主要由电网负备用、新能源预测偏差及负荷偏差引起；另一种是转型下电源结构性矛盾带来的电量平衡风险，主要由极端天气、用电增长、跨区外济容量不足、源荷发展不匹配以及新能源无法提供可信出力引起。
2.1 新能源高水平利用及电力可靠供应要求下的电力平衡风险
1）新能源出力波动性与负荷尖峰化致使电力紧平衡。新能源出力与风光等一次能源及气候条件紧密耦合，无风无光的气候条件及高温寒潮等极端天气易对系统的新能源发电能力带来冲击，而难以预测的多风及晴朗天气会进一步挑战系统新能源消纳能力。目前，风光典型出力置信系数为5%~15%及0%~15%，叠加极端气候场景影响，西北区内区外同步的局部时段尖峰负荷与新能源出力特性难以匹配，新能源对电力的平衡支持能力不足。
2）新能源出力不确定性导致电力平衡存在缺口。在时间尺度上，西北电网可基本实现未来4 h内的新能源发电出力可靠预测，但超过4 h的新能源出力预测准确性不足，对火电机组启停计划提出较高要求；在空间上，目前新能源出力预测以省为单位，对于电网关键区域、重要通道近区的新能源出力关注较少，难以为调度运行提供决策依据。
3）常态化负备用模式增加备用不足平衡风险。西北电网采取“全网常规电源负备用”的备用留取模式，该模式将新能源预测的95%置信概率出力纳入备用。2020年西北电网常规能源负备用在500万~1000万kW，为新能源提供增发空间约230亿kW•h，增发效果明显。但该模式下，电力平衡已不由常规能源完全保障，而是取决于新能源出力。该种模式将电网平衡决定权交给了新能源，且备用计划的制定遵循分调度区独立的原则，因此，在应对诸如新能源爬坡、机组大规模脱网等高风险事件时，部分风险区域可能出现由于备用资源不足而造成失负荷的情况。
4）调峰资源有限制约新能源高质量消纳。目前，电网晚高峰电力缺口持续增大导致切负荷风险，日间调峰能力严重不足导致弃风弃光风险。西北地区调峰电源主要为梯级水电及煤电。其中，库容水电受来水、防汛、防凌等多因素影响，全年丰平枯调峰能力差异较大，调节平衡能力有限；而部分煤电机组虽然已实施灵活性改造，深调可降至20%额定功率，但随着西北地区火电装机占比逐步下降，难以全面支撑全网深度调峰。
5）需求侧灵活性资源不足。需求响应主体多元，但受激励价格、响应模式、技术手段的约束，实施规模偏小。一是现阶段大多以有序用电方式“削峰”，在迎峰度夏、度冬等高峰时段开展有序用电，而难以引导负荷在低谷时段充分“填谷”。二是实时电价机制暂不成熟，现行西北峰谷时段的划分不准确、调整不及时，缺乏负荷侧高效引导手段。三是需求侧响应基础设施尚未普及，西北电网“虚拟储能”等新型主体调节模式仍尚未大规模应用。
2.2 电源结构性矛盾下的电量平衡风险
1）常规电源“顶峰兜底”保障作用不足。受环保督查、安全生产整治等情况影响，常规火电改造滞后，加上灵活性改造后火电参与调峰调频的边际效益持续下降，火电企业普遍缺乏灵活性改造积极性；此外，为提高利润，对冲煤价高企和低负荷率影响，部分火电转型热电联产模式，一定程度上降低了机组发电能力。
2）新能源及水电发电量季节性差异大。新能源大发月与小发月的发电量存在波动，在迎峰度冬期间，将叠加防凌期、枯水期、低辐照度、风资源持续偏小等因素，电量供应出现硬缺口的概率极高。
3）外送通道及配套电源需持续优化。“十四五”时期，预计西北沙戈荒大型风光基地规划建设约1.2亿kW，且有超50%电量外送。现有西北网架结构、站点布局及外送能力较难满足地区风光高速发展需求。需进一步加快跨省跨区通道建设及配套电源投产，全面提升新能源空间配置能力。
4）省间现货市场机制需进一步完善。西北电网各省（区）间的负荷及新能源出力特性在季节上存在互补性，省间交易需求较大。一是缺乏灵活高频的省间短期现货交易机制，大量省间短期交易难以撮合；二是现货市场与中长期市场衔接机制不清晰，在应对新能源预测偏差、线路故障等场景时，现有现货市场机制难以满足新能源交易及消纳需求。
3 西北电网电力电量平衡工作实践
为应对新能源波动性，保障西北区域全网电力电量平衡，西北电网开展了一系列的前期工作探索。
1）在源侧新能源预测方面，建立预测分级、预警标准和实用化分级响应指标，根据统计新能源可用功率-电量贡献率的特征，结合弃电控制目标、电网备用等因素，开展新能源预测电量分级预警工作，为电网柔性调度提供依据。
2）在网侧柔性调度方面，提出将部分新能源可信出力纳入电网备用的运行机制，定量剖析了系统备用率与失负荷风险、提升新能源消纳空间的耦合关系。结合西北电网各省错峰特性，进一步将区域内备用共享机制拓展到跨大区层面，跨区直流可回降量纳入西北备用体系，实现“负备用”容量更大范围和规模的常态化。
3）在荷侧需求管理方面，在调研分析西北电网各类型负荷特性的基础上，开展了系列峰谷电价优化、提质增效的措施。如2019年在青海开展了铁合金行业峰谷电价优化试点工作；2020年初，西北五省公司制定了利用峰谷电价提升负荷侧调控能力试点推广方案，稳步扩大峰谷电价优化范围和规模，推动西北电网需求侧主动响应的电网运行新模式。
4）在市场建设方面，一是丰富实时交易品种及类型，针对不同需求提出日前、实时双边交易、主控区置换等多种灵活、高效的日前及实时跨省短期交易品种，通过开展高频密集的实时交易充分调用全网资源，促进新能源消纳。二是提出自备电厂“虚拟储能”模式，挖掘各类手段的调峰能力，进一步完善调峰服务市场规则，以提高传统能源发电机组调峰的主动性与积极性，提升新能源消纳空间。
5）在机组检修方面，针对停电工程，借鉴事故分级模式，通过新能源风险辨识、分级及预警，实现网、源两端停电工作统筹、协同，保障新能源消纳最大化。同时，结合新能源发电资源月际间分布规律，避开新能源大发时段，形成基于新能源消纳的停电“窗口期”。
4 面向高比例新能源电网的电力电量平衡关键技术及配套市场机制
电力电量平衡分析本质上是在不同时间尺度下，通过对发用电平衡边界的预测，根据不同平衡场景实际需求，基于规划、运行、市场等各类型综合平衡方法，实现对源侧多元机组出力、荷侧柔性负荷、网侧综合互济、储侧灵活调控等各类调节性资源的合理安排，以实现指定场景中可靠、低碳、灵活、经济等多类型目标综合优化。电力电量平衡关键技术如图4所示。
图4 电力电量平衡关键技术
Fig.4 Key technologies for power supply-demand balance
4.1 短期电力平衡机制
为应对新能源短期波动性，实现新型电力系统对新能源不确定性的快速响应，以源网荷柔性调度及市场机制配套为着眼点，采用灵活调控手段引导主体主动参与至平衡机制中，保障短时间尺度下的电力平衡。
4.1.1 区域发用电预测
高比例新能源电力系统预测主体多、时空尺度广、耦合影响因素多维、数据模式复杂。新能源与负荷预测作为指导电力系统运行的基本环节，传统确定性的预测方法预测准确性低、扩展性差、数据处理难度大，不适用于高不确定性下的电力系统供需态势预测。由此，国内外专家学者提出一系列概率预测技术，通过评估预测不确定性的概率分布，实现对预测对象的概率分布信息的量化分析与建模。概率预测时间尺度有超短期（秒级）、短期（小时级、天级）、中长期（月度、季度）；主要表现形式包括概率密度预测、分位数预测、区间预测等；采用的方法有统计学预测方法、人工智能预测方法、组合预测方法等。对于风、光、水及负荷等源荷侧差异化对象，以及不同时间尺度下需求场景，可分别选取不同的输入元素及多类型的预测模型算法提升预测准确度。
4.1.2 柔性调度机制
为保障电力系统中长期/实时电力电量平衡，解决办法之一是基于全网电力电量平衡指标，通过完善电网现有的优化调度机制和管理手段，减少预测偏差带来的不确定性影响。系统归纳了电力电量平衡指标，指出高比例新能源电力系统不能仅以电力电量平衡充裕度为目标，在规划配置时还需考虑经济性、新能源消纳率、碳排放率等多维目标。介绍了面向电力电量平衡的剩余容量日利用小时控制法、余荷逐次后移法等模型方法在源侧机组调度的应用。分别基于机会约束、鲁棒优化、多阶段优化、随机规划等建立了考虑新能源预测误差与负荷不确定性下电网电力电量平衡经济调度模型和方法。分别提出了日前、日内、实时等多时间尺度柔性调度机制，结合多类型的柔性响应负荷，对调节性机组进行滚动协调调度，以提升电网电力电量综合平衡能力。
高占比新能源电力系统预测、调度、运行涉及多目标、多因素的协调耦合，现阶段研究多采用不确定集构建、多场景生成等方式描述随机不确定因素，在确保系统电力电量平衡可行下获得经济调度策略。但优化过程决策变量与约束条件多，存在计算负担重、收敛不稳定、边界等效假设较强等问题。可进一步考虑通过数据驱动方式实现高比例新能源电力系统的可观和可控，利用新型机器学习算法构建替代传统物理建模方法，实现电力系统的自趋优电力电量平衡。
4.1.3 灵活备用机制
间歇性新能源与可响应负荷的广泛接入对灵活备用机制提出了更高要求，备用配置应并行考虑负荷与新能源的波动特性以降低系统失负荷风险。备用机制的不确定性处理方法包括3种。1）统计学配置方法：基于新能源历史出力数据统计分析，可得到生成新能源出力的概率分布函数，以新能源出力置信区间的下边界（即一定保证出力）为标准，将新能源保证出力纳入备用，如西北电网采取的备用留取模式。2）概率性配置方法：统筹考虑供需不确定性，通过设定电力系统供电可靠性置信区间并在该置信区间范围内滚动优化备用方案，如建立考虑电网检修、预测误差等约束在内的基于机会约束规划的备用优化方法；提出了基于新能源发电偏差优化的备用容量在线滚动决策模型以保障供电可靠性。3）风险性配置方法：基于风险指标实现自适应确定电力系统备用裕度的配置，如以系统风险最小为目标建立旋转备用优化配置模型，保障新能源电力系统电力供给充裕度；考虑风电备用风险，提出了融合经济、环保、风险多指标的期望值与最优值的电力系统多目标优化调度模型。
现阶段研究多采用不确定集构建、多场景生成等方式描述随机不确定因素。在高比例新能源系统中，源荷双边剧烈波动将致使系统对灵活性调节资源的需求大幅增加，在高可控常规电源被新能源替代、系统灵活电源比例日趋降低的发展形势下，单纯靠常规机组的备用电源保障系统电力电量平衡的模式成本昂贵且不可行，须进一步挖掘源网荷各个环节的灵活性调节潜力参与电网电力电量平衡。
4.1.4 用户侧需求响应
在用户侧，以储能、电动汽车、电供暖、建筑电气化为代表的新型多元化柔性负荷的出现，为电力系统提供了更大的灵活性，可应对电力系统实时功率不平衡问题。灵活的市场体系建设及有效的激励机制对于将用户侧响应潜力纳入电网调控范围内具有重要意义。
1）市场竞价：通过设置合理的用户侧交易品种，促使用户将其可调节资源作为一种中长期/短期灵活交易产品主动参与市场竞争是现阶段用户侧响应项目的研究热点。面向市场竞价的用户侧响应项目包括需求侧竞价、容量市场项目和辅助服务项目等。用户可基于其灵活可调节电力参与辅助服务市场竞价、主辅市场联合出清等；或基于其全部电力需求在集中市场提供需求侧竞价曲线等。构建了基于电力库的需求响应资源交易模型并实现“多买方”“多卖方”出清。2）市场激励：合理的激励机制也可引导用户侧响应资源高效响应。面向市场激励的用户侧响应项目包括直接负荷控制、可中断负荷、紧急需求响应等，理论研究主要集中在基于用户侧响应偏好模型，利用息票策略、博弈论等数学建模方法实现用户侧侧激励模式的优选，从而引导用户侧自适应调节用电行为，达到系统最大化消纳新能源、实现电力电量平衡等目的。
4.1.5 电力平衡市场建设
平衡市场作为维持电力供需平衡的关键一环，是现货市场的重要组成部分。国外典型电力市场引入市场化的平衡机制，由调度机构调用平衡辅助服务、调节机组出力等方式，实现系统电力平衡。深入分析成熟的电力市场如北欧、英国和美国PJM平衡市场的设计，在平衡资源获取、责任划分和平衡考核结算等方面总结了平衡市场的基本运行框架；指出平衡市场有助于为主辅市场提供实时价格发现信号，为不平衡电量结算和系统平衡成本结算分摊提供依据。
传统的平衡辅助服务是面向负荷预测误差、线路故障、机组非计划停运等概率性事件下的电网平衡问题，无法有效响应高比例新能源电网快速变化的净负荷。为解决大规模新能源并网下的灵活调节资源短缺问题，部分国家通过丰富市场化的短期灵活性交易品种，引导电网电力电量供需灵活性资源的高效精准匹配。在北欧成熟的日前现货市场中，设计了灵活块交易的交易品种，包括小时交易、块交易、链交易等，市场主体可根据实时能源特性在北欧集中式的平衡市场平台竞价投标。在美国部分区域电力市场，配置了灵活调节服务交易品种（flexible ramping products，FRP），对市场主体提供与机会成本匹配的经济激励以保障系统实时平衡。
中国正处于辅助服务市场和主能量市场解耦运行、中长期市场与现货市场逐步衔接的阶段。目前主能量市场仍按电量交易和偏差考核结算，系统以集中式计划调度为主，缺乏实时电力平衡的激励机制及平衡成本分摊的市场机制。需进一步探索竞争性的平衡服务设计，实现平衡服务市场与现货市场、市场运营与集中调度的有效衔接；通过建立多时间尺度、多品种平衡资源市场化交易机制，明确平衡服务的真实价值，引导多元主体参与电力系统供需平衡调节及灵活性服务。
4.2 中长期电量平衡机制
新型电力系统建设下，源网荷储规划呈现出互动性、不确定性、多目标性、多阶段性、多主体性等新特征，从源网规划层面结合源网荷储运行特性保障电网中长期电力电量平衡、促进新能源健康发展亟待进一步深化研究。
4.2.1 源网荷储协同规划
新形势下的源网规划需要对电力系统不同时空尺度下的电力电量平衡态势及灵活性需求进行预测和分析，以满足负荷增长需求为导向，统筹考虑互动性、可靠性、经济性、环境效益等多目标，为电力系统的规划及运行提供边界条件及规划方案。其中，由于新能源出力及负荷多时空耦合具有较大的不确定性，需要进一步研究多目标下考虑不确定性的源网荷储协同规划方法。国内外专家学者基于概率建模、模糊建模、区间建模、多场景分析、机会约束和鲁棒优化等理论方法处理规划环节不确定性；基于加权系数法、ε-约束法、法线边界交叉法、博弈论、Pareto 理论处理等方法解决多目标问题。总的来讲，国内外研究侧重于基于不同的模型及算法为规划者提供不同灵活尺度下的规划方案，从而使规划方案足以应对源荷侧长短期多重不确定性，保障系统电力电量平衡。
此外，现阶段面向源网荷协同规划多通过时序概率仿真、随机生产模拟技术及运行模拟技术等方法实现规划方案的评估校验。而高比例新能源电网净负荷呈现出季节敏感性高、日波动性强，不同规划目标下对运行时间尺度颗粒度诉求不一致，且规划方案的种类繁多、参数各异，从数学上应属于高维非线性优化问题，计算求解难度较大。这也给“源网荷储”协同规划下的电力电量平衡带来了新的风险。现阶段缺乏适用于高比例可再生能源的源网荷储协同规划的系统模型，及其配套的时序仿真技术、模拟规划流程及实践应用基础。
4.2.2 多能互补供应体系电源结构
从国内外新能源电力消纳的情况来看，电源结构中需要增加与新能源装机容量相应的60%以上的灵活性调节电源，但截至2021年底，中国含燃气机组、抽水蓄能、日调节水电机组在内的灵活性调节电源装机仅占总电源装机的18.5%。仅依靠传统常规机组灵活性提升难以匹配新能源快速增长下的灵活性需求。广义的灵活性调节电源还包括风光水储耦合互补系统、用户侧综合能源供应、网源侧规模化储能等技术。
在高比例新能源电力系统中，系统净负荷曲线将随着新能源出力的波动而产生较大波动，在进行电源规划时，若忽略或者过于简化新能源出力的高随机性，极易增加由于电源结构性不合理而导致的电网电力电量平衡风险。如何在电源规划中全面评估电力系统广泛的灵活调节资源并作为优化决策变量纳入规划模型中，成为电源结构优化发展的重点问题。指出在电源投资决策模型中灵活性充裕度配置不足易导致系统错误评估电网的新能源接纳能力；提出了适应中长期的低成本高灵活性的电源规划模型；建立评估发电系统灵活性指标，提出了基于帕累托最优的面向灵活性与经济性均衡的电源规划模型；通过对机组灵活性评价分级，实现新能源消纳与电力电量平衡目标下的电源扩展规划决策。
面对国内能源转型和碳减排要求，需要构建多元协同的新型供应体系，打造“强平衡”型电网，实现结构、规模及空间布局的综合优化。合理的电源规划方案有助于从电源结构优化角度提高新能源的消纳能力、保障足够灵活性充裕度，实现电网电力电量实时平衡，满足电网迎峰度夏以及迎峰度冬期间的电力电量供应需求。
4.2.3 多品种能源互补互济
“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”协同发展是高比例新能源电网的发展趋势。1）在不同时间尺度与空间尺度上，风、光、水等不同可再生能源种类出力具有一定的互补特性及区域平滑效应，其波动性随空间范围的扩大而减小。2）在耦合互补性能上，新能源与水电、储能、火电等可调节设备构成互补系统联合优化，可发挥不同能源品种的优势与潜力。具体而言，在调节速率上，光伏调节速率最快，其次是风电，而火电的调节速率相对最慢；在调节深度方面，常规机组可调节能力强而成本相对高，而新能源机组调节成本低但处于优先发电位置，调节能力相对较弱。多品种能源协调运行耦合互补互济，有利于扩大电力供需资源的优化配置规模，降低电网在大范围内的平衡压力。
4.2.4 大电网调峰备用综合互济
互联电网在整合多区域调峰备用资源及优化配置方面的优势逐步凸显，跨区调峰备用综合互济作为解决系统低谷调峰困难、提升电网调度灵活性、保障大电网电力电量平衡的有效途径，引起了广泛关注。
多区域调峰备用调度机制的建设需统筹考虑区域电网新能源出力及负荷特性、多区域调峰备用资源的供需差异性、多区域效益分配机制及区域间互联线路约束等多维度问题。依据区域备用资源供需特性，以全网备用容量最小为目标建立全网备用配置模型，以提升区域互联系统运行经济性。但降低全网备用容量易忽略小概率的风险事件，源荷出力随机特性会进一步增加全网面向电力电量平衡的风险控制成本。部分专家学者通过将系统电力电量平衡风险指标纳入互联电网调峰备用配置模型中，建立考虑不确定性下的调峰备用跨区优化调度模型。如量化失负荷概率和弃风概率与多区域电网运行备用间的耦合关系；基于电力电量不足概率期望值指标约束，提出了多区域概率性备用获取模型，以指导考虑跨区备用供需匹配下的机组组合安排；提出了面向典型场景下的多区域风险预控模型及备用机制。此外，进一步打破区域省间调峰备用交易壁垒，利用市场化手段及效益分配机制实现省间和区域间主动备用互济，有利于降低有序用电与新能源弃电风险概率，提升大电网多区域灵活性资源优化配置能力。
4.2.5 多元市场统一衔接
市场作为新能源高效消纳的“指挥棒”，实现碳市场、辅助服务市场、现货市场及中长期市场等多元省间省内统一融合，以市场价格引导新能源及源荷侧灵活性资源协调发展。一是可开展新能源与火电、水电、自备电厂的发电权及碳交易市场，或基于一定的效益分配机制引导多能源耦合系统联合参与主辅多级市场，形成新能源积极提供稳定电量、常规能源深度配合平滑电力服务的格局。二是可加快调节性资源容量市场建设，一方面，灵活性资源投资的部分成本可通过容量市场回收，解决企业投资回报率较低的问题；另一方面，可为新能源规模发展拓宽市场化消纳空间。三是分阶段逐步推进电力市场、碳市场、绿证市场等建设，剖析电力潮流与碳流、电价与碳价的时空耦合关系，如提出了基于碳排约束下计及碳交易和绿证交易的市场集中出清模型；分析了碳交易对电力市场出清均衡的影响。
5 西北电网电力电量平衡应对措施
5.1 短期电力平衡问题应对措施
针对新能源高水平利用率及尖峰负荷保供要求带来的平衡问题，建议从调度管理及市场机制建设方面进行提升。
1）提升新能源与负荷多时空尺度的预测精度，为提升电网柔性调控水平提供更好支撑。持续优化提升新能源预测考核标准，进一步拓展预测的空间尺度，提高电网关键区域、重要通道近区的新能源出力的关注度。细化负荷预测颗粒度，从日前预测分解到日内分时预测，研究气候、节假日等关键环境因素对负荷预测的耦合影响机理。
2）建立“水电协同”运行模式和黄河全流域水库水量调度模式。以水量调度计划、水库安全水位等条件为约束，以水资源利用最大化为目标，综合电网安全、新能源消纳等需求，进一步提升干支流联合优化调度水平，充分发挥水电厂调节能力，促进黄河流域资源利用和高质量发展。
3）推动储能、抽水蓄能、光热发电等灵活性调节电源入网。完善储能、抽水蓄能参与电网调节的市场化补偿机制及市场建设方案；探索对光热发电、配有合理比例储能的新能源发电给予一定价格激励的政策可行性，利用价格引导推动储能、抽水蓄能、光热发电等新兴产业发展，改善电力系统灵活性调节性能。
4）加快省间现货市场及省内辅助服务市场建设进程。一是完善以中长期交易为主、现货交易为补充的省间交易体系，扩大新能源跨省交易与省间互补余济规模。二是探索省级现货市场逐步引入用户侧的可行性，推动市场由单边到双边的转变，将电力供应形势传导至用户，有序扩大市场主体和资源优化配置的范围。三是统筹中长期、现货与应急调度多层级交易框架，推进调峰、备用、顶峰多类型辅助服务品种，为新能源更大范围消纳提供市场基础。
5）完善电力需求侧响应机制。分阶段、分重点建立用户需求侧响应项目，引入电动汽车、智慧楼宇等新兴负荷，基于需求侧灵活响应资源的时间、地点、响应效果与类型价值制定适应的需求侧响应价格机制，进一步扩大可参与电网调节的用户规模，在电力供应紧张时期挖掘调用可中断负荷，引导节约、有序、合理用电。
5.2 中长期电量平衡问题应对措施
针对中长期源网结构矛盾带来的平衡问题，建议以源网资源优化配置展开。
1）开展煤炭价格指导。建议政府部门联合大型煤企、发电集团共同建立煤炭、电力的链条式能源经营管理机制，结合不同时期的需求提出适度的煤炭指导价格或价格限值，营造良好的火力发电的上下游生态环境。
2）开展兼顾“保安全”和“调结构”双目标的水火电新增规模和布局研究。落实“科学发挥煤电对高峰用电的支撑作用，切实保障能源安全”要求，结合“十四五”期间新能源年度装机规划，统筹考虑电力保供安全和新能源发展目标，开展常规电源发展的适应性研究。根据电网安全约束和调峰电源支撑的需求，建议政府相关部门采用机组“延寿”及缓建火电分批建设投产等方式提升电力供应保障能力。
3）强化跨区备用互济机制，打造“全国一盘棋”。加大跨区平衡统筹力度。将电网平衡的范围逐渐由“西北统筹”常态化转变为“全国统筹”，结合省间市场及跨区辅助服务市场的进度，建立跨区直流柔性调整机制，实现更大范围内的资源优化配置。
预计在未来电网运行中，西北电网新能源高比例消纳及电力可靠供应引起的短期电力平衡风险依然存在，但其风险概率将随着调度管理技术的发展及市场建设的优化变得相对可控。针对能源转型下电源结构矛盾引起的中长期电量风险，极有可能由过去部分时段的小概率事件转变为大部分时段均有可能出现的大概率事件，亟须引起充分重视，引导优化电源结构与布局，保障全网电力电量平衡及新能源的健康发展。
注：