面向高比例分布式光伏的電力調度及市場化機制研究

關 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.國網甘肅省電力公司，蘭州 730030；4.國網重慶市電力公司，重慶 401123）

0 引言

近年來，中國先后實行了一系列包括上網電價補貼在內的支持政策，促進分布式光伏發展，效果良好。2017年11月，國家發改委、國家能源局發布了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》（發改能源〔2017〕1901號，以下簡稱“1901號文”）［1］，提出了3種指導性的分布式發電市場化交易模式，探索與分布式發電相適應的電網技術服務管理體系、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電項目的政策性補貼，通過分布式交易將分布式發電引入競爭性的市場交易，促使其提高自身競爭力實現持續性發展。2021年6月，國家能源局印發了《國家能源局綜合司關于報送整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》［2］，分布式光伏建設進一步加快。探索分布式光伏在電網中的調度機制，有助于實現分布式光伏發電的高效利用和消納。

國內對分布式電源的出力預測、優化調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網絡和Elman 神經網絡的負荷預測方法。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多目標優化調度方法。文獻［5］提出了分布式出力與母線負荷預測方法，構建了母線凈負荷預測方法，并在實踐中取得較好效果。在優化調度方面，文獻［6］考慮了源網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多目標優化調度模型。文獻［7］將分布式電源和可調負荷納入優化調度中，綜合考慮售電公司對運營經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化調度模型。文獻［8］以含風、光、水電的虛擬電廠自身收益最大化為目標，建立虛擬電廠協同調度模型；文獻［9］圍繞虛擬電廠在分布式光伏發電應用示范區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展應重點關注的問題。

國外，歐美許多國家已開展了分布式發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，介紹了基于區塊鏈技術的分布式光伏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、美國Exergy 交易平臺等適應分布式發電的交易平臺進行了概述。

本文結合我國實際情況，全面總結分布式光伏參與電力電量平衡和市場交易現狀，分析存在的問題，然后基于我國市場建設要求設計分布式光伏參與電力電量平衡和市場化交易機制，優化電力調度生產組織流程，最后提出未來需解決的關鍵技術。

1 分布式光伏參與電網調度現狀

隨著分布式光伏快速發展，大規模分布式光伏對現有電力電量平衡和安全校核、市場運行等將會產生一定影響。經調研，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度機構（以下簡稱“省調”）開展負荷預測和電力電量平衡，地縣級電力調度機構（以下簡稱“地縣調”）未開展相關工作。其中，負荷預測分為系統負荷預測和母線負荷預測（一般為220 kV 母線），系統負荷預測用于開展電力電量平衡，確定開機方式和發電計劃；母線負荷預測用于安全校核，判定各斷面是否存在越限。省調根據次日系統負荷預測、新能源出力預測、省間聯絡線計劃等，將新能源采取就地平衡或按一定比例納入全網平衡后，開展電力電量平衡分析。在確保任一時段滿足系統備用要求的前提下，確定次日各類機組96 點出力曲線。未開展現貨試點地區，以清潔能源優先消納為原則，結合火電中長期交易及計劃電量執行進度安排常規機組開機方式；開展現貨市場的地區，各類機組報量報價參與市場出清（新能源優先消納）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狀

分布式光伏納入電力電量平衡與集中式光伏的主要區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負荷預測。

由于大部分地區分布式光伏沒有進行數據采集，未實現“可觀可測”，除甘肅、河南等個別地區開展了10 kV以上分布式光伏出力預測外，其他大部分地區暫未獨立開展分布式光伏出力預測，目前各地區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、河北等地區根據集中式光伏預測估算分布式光伏出力統一納入新能源出力預測開展電力電量平衡分析。根據分布式光伏裝機和集中式光伏裝機規模，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、浙江等地區將分布式光伏等值成負負荷，根據歷史數據修正母線負荷預測，以常規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）大部分地區未對分布式光伏出力數據進行采集，無法單獨開展分布式光伏出力預測，對負荷預測、電力電量平衡產生一定影響。

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

3）由于缺乏實時出力監測數據和預測系統，未來分布式光伏大量并網后，分布式光伏出力預測偏差及日內出力大幅波動可能導致系統調頻、調峰能力不足，對電網安全運行、電力可靠供應產生影響。

4）分布式光伏發電擠占午間發電空間，導致光伏大發期凈負荷最低，增加系統調峰及短時爬坡滑坡壓力。分布式光伏大規模并網后，午間負荷“深V 型”特征日益明顯，需要日內啟停機組。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 變為11：00—13：00，如圖1所示。

圖1 山東省全網日負荷曲線

5）隨著分布式光伏滲透率不斷提升，現有口徑下電網負荷曲線進一步失真，若按照現有策略進行系統負荷預測，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全額保障性收購，未參與市場化交易。各現貨試點地區分布式光伏作為市場出清邊界，優先消納。

1901 號文印發后，山東省2018 年印發了《關于東營市河口區分布式發電市場化交易試點項目配電價格的批復》，江蘇省2019 年印發了《江蘇省分布式發電市場化交易規則（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，江蘇常州市天寧區鄭陸工業園區內分布式光伏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，影響現貨市場出清價格。目前部分現貨試點地區采用估算的辦法預測分布式光伏出力，準確率較低，對市場出清價產生一定影響。山東現貨市場試運行期間，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平均價為399.35元/MWh，比日前市場出清加權平均價升高146.74元/MWh，如圖2所示。

圖2 2020年11月5日山東現貨市場出清情況

2）分布式光伏出力波動造成調頻容量不足，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“可觀可測”，發電出力受天氣影響波動較大，造成市場出清的調頻容量不能滿足系統調節需求，需要人為干預調頻市場出清結果。以浙江2021 年4 月4 日（開展結算試運行）數據為例，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），實際系統調頻資源不足，需要調度將未中標的非調頻機組修改成調頻模式，增加系統調頻容量。調用的調頻機組按照調頻市場出清價格結算，未能體現實際調頻資源價值（調頻容量增加，調頻市場價格未變）。

3）大規模分布式光伏并網后，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果。目前安全校核根據母線負荷預測數據、機組計劃、穩定限額等開展潮流計算，以此校驗制定的發電計劃是否會造成斷面越限，大部分省份網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備模型向低壓延伸。目前，山東省內1 945個臺區變壓器因光伏反送造成重載，占重過載臺區20.79%；另有8 882 km 10 kV線路反向重載。

2 電力調度組織流程設計

隨著分布式光伏加快發展，大規模分布式光伏對現有電力電量平衡和安全校核、市場運行等電網調度控制將會產生一定影響，因此，有必要設計適應分布式光伏快速發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計

2.1.1 總體思路

考慮未來分布式光伏規模爆發式增長，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據監測，分別開展分布式光伏出力和純母線負荷預測，省、地、縣調度協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據監測。在一定電壓等級以上加裝滿足調度系統數據要求的分布式光伏出力采集裝置，實現分布式光伏“可觀可測”，為開展日前出力預測、實時監測奠定基礎。

2）開展分布式光伏出力預測。根據分布式光伏歷史出力數據，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。在分布式光伏發電出力可監測的前提下，用前一日實際母線負荷減去母線下分布式光伏發電實際出力，即可得到母線純負荷實測數據，用純母線負荷歷史數據開展預測，可得到純母線負荷預測數據。

4）建立省、地、縣調度協同機制。地、縣調預測調管范圍內110 kV純母線負荷、110 kV母線下分布式光伏發電出力并上報省調，省調匯總數據后，開展220 kV 純母線負荷預測，按照現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，系統無法全額消納新能源，可根據電網約束對新能源次日出力計劃進行調減，優先調減集中式新能源。實時運行期間，在分布式光伏具備調度可觀、可測、可控基礎后，當無法滿足電網運行要求時，可按照消納優先等級棄風棄光。

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、縣調開展調管范圍內純母線負荷和分布式光伏出力預測，對數據采集和預測技術要求較高，地、縣調工作難度增加。

2.2 市場化機制設計

2.2.1 總體原則

1）分布式光伏參與市場機制設計要確保分布式光伏優先消納，根據實際發電量合理確定保障利用小時數比例并逐年滾動下調，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，反映新能源的環境價值，推動分布式光伏參與中長期、現貨、輔助服務、綠電等各類市場。

3）要分類型、分階段、分地區穩步推進參與市場，不斷提升市場化消納比例。

按照國家相關規定，對于已投產的保量保價分布式光伏項目可暫不參與現貨市場，由電網全額收購，但需完善兩個細則相關要求，明確分布式光伏承擔輔助服務市場分攤費用。新投產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貨市場，未被聚合商代理的分布式光伏由地、縣調代理參與現貨市場。分布式光伏采用報量不報價、優先出清的模式參與現貨市場。

2.2.2 日前市場流程

1）預測：聚合商和地、縣調開展分布式光伏發電預測。

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、縣調申報調管范圍內未被聚合商代理的分布式光伏短期預測。

3）出清：根據現貨市場規則，優先預留分布式光伏消納空間，保障分布式光伏優先消納，開展其他各類型電源集中競價出清。

4）偏差結算：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貨價格結算。地、縣調代理的分布式光伏事后根據保障利用小時數等確定保價曲線進行偏差結算。

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

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、縣調申報分布式光伏超短期預測。

2）出清：根據超短期負荷預測、實時聯絡線計劃等，扣減分布式光伏超短期預測等優先發電計劃后，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）偏差結算：聚合商代理的分布式光伏實際發電曲線與日前申報曲線之間的偏差按照實時現貨價格結算。地、縣調代理的分布式光伏保價電量部分按照政府定價結算，剩余部分按照實時現貨價格結算。

2.2.4 與中長期交易銜接

聚合商代理分布式光伏，事后根據其實際發電曲線，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，作為現貨市場偏差結算依據。

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

2.2.5 市場限價

分布式光伏優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，采用節點電價機制，通過阻塞時送端節點出清負電價引導其合理調整上網電力。

3 相關建議

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

1）實現分布式光伏實時監測，推進分布式光伏接入AGC。完善分布式光伏并網調度協議相關條款，規范分布式光伏并網管理流程，推動分布式光伏加裝滿足調度系統數據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，在電網平衡不滿足、斷面越限等情況下控制分布式光伏上網電力，實現分布式光伏的可觀、可測、可控。

2）研發適應分布式光伏的負荷預測和安全校核技術。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、大電網快速安全校核等關鍵技術，積極探索引進大數據、人工智能等新型手段，提升負荷預測和安全校核水平。

3）加強技術支持系統建設。加強智能電網調度控制技術支持系統建設，提升110 kV 及以下電壓等級的電網建模范圍和精度，開發完善分布式光伏數據采集、監視、功率預測系統；改進電力市場出清技術支持系統，優化市場申報、出清和結算流程，規范分布式光伏參與市場機制。

4）建立地、縣調參與電力電量平衡和市場運行的機制。根據分布式光伏所在地、縣調調管范圍，由地、縣調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，實現省、地、縣協同管理、全景統籌。

5）開展分布式光伏“可控”技術改造。隨著分布式光伏爆發式增長，可能導致潮流反向越限、火電發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、對分布式光伏開關進行控制等的研究改造。

6）有效疏導建設投資資金。深入分析分布式光伏配套電網建設投資對輸配電價的影響，將相關投資納入輸配電價回收。以第三監管周期為契機，推動完善成本監審辦法和定價辦法，明確大電網為分布式光伏提供系統備用的補償機制，將配套電網建設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經驗，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 結語

分布式光伏快速發展給電網電力平衡和電力市場運營帶來新的挑戰和機遇。本文基于國內分布式光伏的發展現狀，考慮調度生產組織流程和電力市場化交易方式，設計了分布式光伏參與電力電量平衡和市場交易的機制，并給出了提升電網調度控制技術水平的相關建議。