发电侧

风电接入从发电侧降低了电力系统碳排放，而引入需求响应消纳弃风为从负荷侧降碳提供了新思路。综合考虑风电和需求响应，基于电力系统碳排放流理论提出了日前日内两阶段电网低碳优化调度方法。首先，对电力系统碳排放流理论进行了分析，建立负荷侧的节点碳势模型；然后，将柔性负荷分为可转移和可削减两类负荷，基于负荷节点碳势模型设计了调用这两类负荷降碳的响应机制；在此基础上，建立了考虑低碳性和经济性的源荷协调日前优化调度模型，基于模型预测控制对日前优化调度模型进行求解，并通过反馈校正调整日内调度结果。最后分别通过改进PJM-5节点和IEEE-300系统进行仿真验证，结果表明，提出的优化调度方法能够有效促进柔性负荷消纳风电，减少弃风的同时实现负荷侧降碳的目标。

他表示新型电力系统促进了电网主体多元化转变，发电侧、供电侧、售电侧、用电侧改革，电力物联网爆发增长、5G通信技术广泛应用、新能源市场发展以及储能技术突破等，对网络安全防护体系提出了新挑战。本报告面向新型电力系统下网络安全发展趋势，针对数字电网面临的网络供应链安全、数据安全、物联网安全、5G通信安全等挑战，阐述了新型电力系统的网络安全防护体系。

2022年，发电侧日前总成交电量3800.6亿千瓦时。日前市场加权均价572厘/千瓦时，每日的现货日前均价最高1070厘/千瓦时，最低69厘/千瓦时；实时市场加权均价603厘/千瓦时，每日的现货实时均价最高1181厘/千瓦时，最低48厘/千瓦时。从价格水平分布来看，日前和实时价格主要集中在200-1000厘/千瓦时。

商业模式方面，目前国内的虚拟电厂还处在商业模式的探索阶段。（1）从虚拟电厂的收益来源来说，已经开展的虚拟电厂业务模式主要以邀约型需求响应为主，盈利模式来源于响应补贴。但是需求响应属于偶发交易，在电网供需调节存在困难时触发，具有交易频次不确定的特点，无法构成虚拟电厂运营商主要盈利模式。随着中长期市场、现货市场、绿电交易市场、辅助服务市场等逐步放开，虚拟电厂可作为一个市场主体全面参与到市场中，主要盈利模式除了需求响应，还包括辅助服务交易、电力现货交易等。（2）从虚拟电厂成本来说，除了平台与设备建设等前期固定成本外，不同类型虚拟电厂运营模式对应的运维成本差别较大。由于虚拟电厂运营平台一方面对接电力交易中心，另一方面对接各类资源聚合商，组织资源主体参与各类电力市场交易，并完成相关结算和利益分配。所以运营平台对不同资源组合的定价机制、利益分配机制的设计与创新，是激发各类用户侧资源积极参与虚拟电厂，提高虚拟电厂整体效益的关键。虚拟电厂建设的顶层设计方面，应从国家层面加快制定和发布虚拟电厂政策文件，结合“双碳”目标推进路线、新型电力系统建设要求和相关技术发展趋势，从管理要求、技术参数、运营模式等方面，加快制定虚拟电厂系列标准规范，构建完整的技术体系，推动虚拟电厂发展规划，结合新型电力系统建设规划和不同地区资源禀赋，明确虚拟电厂在各阶段的发展重点，推动我国虚拟电厂有序发展，将需求侧资源与发电侧资源调节能力等同，发挥虚拟电厂对“双碳”目标实现的积极作用。“双碳”目标实现进程的达峰期、平台期、下降期，新型电力系统建设对应分为加速转型期、总体形成期和巩固完善期，虚拟电厂发展的邀约期、交易期和自治期与“双碳”路径和新型电力系统建设可以有机结合。

近日，安徽省司法厅发布关于征询社会公众对《安徽省实施〈中华人民共和国电力法〉办法（草案征求意见稿）》意见的公告。文件提出，鼓励电力企业运用互联网、信息通信和智能控制技术等，提高电网与发电侧、需求侧交互响应能力，促进电源、电网、负荷、储能协调发展、集成互补的能源互联网建设，推动新型电力系统构建和能源结构绿色转型，提升电网智能化水平。

新型电力系统核心特征是新能源占据主导地位，成为主要能源形式，清洁能源发电将逐渐成为装机和电量主体，常规发电侧调节能力将难以应对新能源功率波动。电动汽车的特殊属性，决定了其可以成为新型电力系统最经济的可调资源，助力建设高弹性配电网。本次演讲阐述了电动汽车参与电网互动在技术上、经济上的可行性，介绍了以国网车网公司“1+M+N”负荷聚合运营平台为核心开展的几项车网互动应用及相关成果，重点介绍了V2G参与配台区治理的创新实践。

随着中国电力体制改革的深入，燃煤发电上网电价由市场形成、电网公司组织开展代理购电都标志着市场化改革进入了新的阶段。在未实际运行现货市场的省市地区，由于燃煤机组基数电量的取消，电力市场缺乏处理月度偏差电量的补充机制。在目前代理购电背景下，分析了中长期发电侧和用电侧的电量构成，阐述了中长期月度电量偏差产生的原因，构建了月度市场化购电的模型，提出了3种处理偏差电量的月度平衡机制。通过对华东某省级电网进行算例仿真，分析了不同方法的特点和适应性；最后结合中国电力市场的发展需求，对构建过渡期的市场设计提出了相关建议。

燃料成本占煤电企业总成本的70%左右，是发电企业成本控制的核心，煤价对煤电企业经营效益影响最为关键。国内现有的煤炭价格指数多反映产地或交易环节价格趋势，在指数设计规范、数据质量等方面存在不足，基本全部反映卖方和贸易商心理价格；煤电企业缺乏有行业影响力的电煤采购价格指数，市场话语权偏弱甚至丧失，给发电企业燃料采购和成本控制造非常不利的影响。因此，为真实反映电煤市场价格水平及趋势，2017年，应国家发改委领导要求，及各发电集团强烈呼吁，中电联牵头组织国内主要发电集团，组织开展了电煤采购价格指数体系研究及推广应用工作。 本课题在对国内外现行煤炭价格指数进行梳理的基础上，紧密结合电煤采购特点，聚焦管理创新和应用实际，研究形成了中国电煤采购价格指数（CECI）“四个方案”，构建指数“三个体系”，实现了“一个目标”。“四个方案”即形成了CECI沿海指数、采购经理人指数、进口指数、曹妃甸指数四个指数的编制方案。“三个体系”及覆盖国际国内两个市场、反映历史价格和价格预期两种维度、具有周指数和日指数两种表现方式的指数体系，CECI指数编制领导小组、工作小组和专家组、CECI指数编制办公室“三组一办”的指数建设管理体系，电厂数据报送人、集团数据审核人、CECI指数编制办数据编制人三级指数样本采样和审核体系。“一个目标”是CECI研究成果广泛应用、实现管理创新的价值目标。 本课题创建的CECI指数是国内外首个反映电煤发电侧价格的指数，具有很强的代表性，完善了国内煤炭价格指数构成。 本课题聚焦下水煤，以CECI沿海指数为核心，建立了包含采购经理人、进口指数和曹妃甸指数的覆盖国际国内两个市场、反映历史价格和价格预期两种维度、具有周指数和日指数两种表现方式的指数体系。形成的CECI指数体系完备，代表性强，参考意义大。 该课题在研究与应用过程中克服其他指数多包含询盘、报盘等尚未成交的单方报价信息的弊端，坚持基于电力企业真实成交的大数据样本，并在国内首次完全采用交易量数据构建量、价结合的指数计算模型，更科学编制CECI指数，能够更加真实准确反映市场价格整体水平，减少人为干扰操作空间。 该研究成果每周（日）定期发布，已经在政府、行业、企业各层面得到广泛推广应用，经济社会效益显著。CECI指数连续3年被国家发改委纳入年度电煤长协定价体系；神华、中煤等大型煤炭企业将CECI指数作为月度合同价格参考；发电企业也将CECI指数作为内部结算或招标采购的价格依据,以及市场跟踪、燃料管理的重要参考指标。

用途：1.新能源电站配套储能系统；2.火电厂调频改造；3.独立储能电站。 特点：1.首次提出的分散式电池储能架构消除了簇间环流及其带来的安全风险和损耗，突破了电池“木桶效应”，提高可用容量约7%。2.开发的新型EMS实现了各电池簇的主动能量均衡控制和SOC自动校准，提高了电池簇一致性和系统循环寿命。研制了适用于分散式架构的两级式和单级式模块化PCS，最高效率超过99%。3.创建了基于电芯全生命周期大数据的电芯级智能预诊断技术。实现了电芯级故障的提前识别；开发了预诊断标准化柜，提升了运维工作的主动性和智能化水平。 技术成熟度：应用覆盖发电侧、独立储能电站，合同额达到约6亿元人民币，装机容量超过400MWh。

为了评估电力系统中各发用电主体的成本及效益，需要对经济调度问题的博弈论均衡点开展研究与分析。随着新能源机组的大量接入以及用户绿色用电意识逐步提升，电力系统的发、用双侧均呈现新特征。首先，新能源机组的低边际成本特征、系统运行风险防控需求和用户侧的绿电需求都将对经济调度问题的数学形式产生影响。同时，传统解析方式在求解非线性均衡问题时也面临变量多和求解难等问题。为解决上述难题，首先提出了考虑绿电生产与消纳的电力系统风险防控经济调度数学模型，然后提出了基于最优响应法的博弈论均衡求解算法。通过算例分析，评估了可再生能源产消情况下的经济调度问题博弈论均衡情况，并对电力系统发电侧的投资规划提出了相关建议。