补偿机制

4月10日，河北省发改委印发《河北省“十四五”新型储能发展规划》，文件提出：到2025年全省布局建设新型储能规模400万千瓦以上。

为了应对新型电力系统潜在的大停电风险，从源-荷-储多环节挖掘分布式资源参与配电网恢复的潜力与价值，制定安全、快速的恢复方案成为必然需求。为此，考虑多时间尺度下的黑启动恢复过程对灵活性需求的不同，提出一种考虑多异质分布式资源参与的配电网自我恢复方案。首先，针对含有多类型分布式资源的配电系统，以最大化可用发电量和有功负荷恢复量为目标，构建分布式资源启动顺序优化模型。其次，基于节点重要度和路径恢复时间，构建综合路径评价指标，实现待启动机组的恢复路径优化，进而分时步投入停电负荷，以降低停电损失。第三，考虑恢复过程中的分布式资源黑启动能力与使用度，提出包含能力补偿费与使用补偿费的黑启动激励机制，有效促进服务费公平、合理分配。最后，以改进的IEEE33节点系统为例，通过对多个停电场景进行分析，结果表明所提方法可有效调配恢复资源，提升配电系统恢复的快速性与稳定性。

为提高互感器误差预测准确度，首先引入对立搜索算子策略、非线性收敛控制因子对传统海鸥算法进行改进，提出一种基于改进海鸥优化算法(improved seagull optimization algorithm, ISOA)优化变分模态分解(variational mode decomposition, VMD)关键参数的方法，实现误差数据自适应分解。然后，基于多头注意力机制(multi-head attention, MHA)对误差影响特征交叉处理，挖掘各特征间关联性，通过强相关性特征与误差间关系建立弱相关特征与误差间深层联系，避免因数据浪费造成预测精度降低。并考虑训练集与测试集间关系，提出考虑样本相似性的长短期记忆神经网络(similar long short-term memory, SLSTM)，动态调整网络权重和偏置。最终构建MHA-CNN- SLSTM预测模型，并将预测值与实际值误差作为训练集再次输入预测模型，生成补偿数据补偿初步预测值，进一步提高预测精度。最后，以某实测互感器数据进行验证，结果表明所提模型具有更高的预测精度和更好的效果。

针对大规模新能源并网带来的系统调峰和消纳难题，文中在分析源荷储调峰能力及其互补性的基础上，挖掘系统的调峰能力，促进新能源消纳。首先，考虑火电、独立储能和电动汽车的调峰定价及辅助服务补偿，分析调峰费用分摊与补偿机制，建立深度调峰模型；其次，考虑风光出力的不确定性与相关性，基于核密度估计和Frank Copula函数生成典型风光出力序列，并建立阶梯型需求响应模型以实现响应量的分级补偿，提高需求侧用户的响应积极性；最后，以总运行成本最小为目标，构建考虑不确定性和定价补偿的源荷储联合调峰优化模型，并以改进的IEEE 30节点系统为例进行分析。结果表明，所提模型能够挖掘源荷储三侧资源的灵活调峰潜力，提升系统调峰能力和新能源消纳水平。

“双碳”背景下，在规划分布式电源时引入碳交易和无功补偿机制是实现电力系统低碳化、稳定化的重要手段。为此，提出一种考虑碳交易和无功补偿的分布式电源优化配置方法。首先，引入碳交易机制，建立碳交易成本计算模型。其次，建立考虑碳交易和无功补偿的分布式电源双层优化配置模型，上层以年综合成本为优化目标，决策变量为光伏和燃气轮机接入配电网中的位置及容量；下层以系统网损、电压偏移量、节点电压稳定裕度为优化目标，决策变量为无功补偿电容器在配电网中的位置和容量。最后，通过改进的自适应遗传算法对优化配置模型进行求解。结合IEEE33节点构造的算例进行仿真分析，结果表明，该模型可在保证系统经济性和环保性的基础上有效降低网损，并提高系统电压的稳定性。

相比传统光传输网络提供的网管系统，可编程多域控制器可以快速响应请求、高效利用资源、灵活提供服务，实现电力光传输网络业务处理可编程、控管策略可编程和传输器件可编程，在江苏公司和重庆公司进行了应用，效果显著。 本成果的创新点在于：1）提出可编程控制的光网络软件定义模块，通过将软件编程控制理论与传统光网络研究方法结合，利用控制功能的模块化，实现业务可编程处理，解决传统光网络通道刚性，资源调度不灵活的问题；2）提出面向多域异构网络资源优化的多目标均衡算法，利用机器学习方法优化光网络物理层特性，从根本上解决光网络异构资源难以统一优化的问题；3）提出跨域端到端QoS保障方法，通过控制器与支撑系统之间的交互来获取统一业务在全网范围内的QoS映射，解决电力时延敏感业务在多域交互环境下的高可靠业务传输；4）提出基于光学器件可编程调谐的物理损伤补偿机制，通过对端到端光路中的光学器件参数进行动态调谐，实现对光路传输性能的动态补偿，解决现有电力光网络中，光层物理损伤无法感知，导致端到端光路传输性能下降的问题。

聚焦于中国煤电发展现状、行业特征及低碳转性要求，并结合现有研究对煤电低碳转型路径可行性的讨论，本研究利用机组级煤电数据明确了转型的时间表和路线图，进行了四种煤电转型路径情景假设，即提前退役、灵活性调整、CCS改造三类单一技术措施情景及组合情景，进而从满足电力需求和碳减排约束两方面验证其合理性。同时，情景假设中将中长期转型路径关键因素与煤电风险量化评估挂钩，为测算中国煤电转型过程中可能面临的资产搁浅风险、贷款违约风险奠定基础。首先，从市场风险的含义出发，研究在原有搁浅资产定义基础上进行了补充，即搁浅资产风险包含煤电机组提前退役导致的预期回报损失，也包含灵活性调整等政策或市场因素导致的预期收益下降。研究发现，在没有电力价格补偿机制的前提下，提前退役、灵活性调整、CCS改造三种单一转型措施路径影响下将使中国煤电搁浅资产累计达到1.53万亿、3.97万亿和3.92万亿元，分类施策的组合情景下搁浅资产规模达到2.90万亿元。现役煤电机组资产是搁浅资产风险的主要部分，全面停止在建和待建煤电机组将使搁浅资产规模大幅减少。在没有电力价格补偿机制的前提下，煤电企业现有资产价值的下降，还将进一步导致煤电企业偿债能力下降，并可能出现地区性信贷违约集中爆发的问题。测算发现，2021年煤电贷款余额高达1.38万亿元，虽然仅占全社会信贷余额的0.8%，但对宁夏、新疆、内蒙古等经济结构中煤电占比较高的省级行政单位，煤电剩余贷款额占地区金融机构贷款余额的比例高达6~9%，成为地区信贷中不可忽视的部分。

火电灵活性改造是电力系统调节能力提升的关键手段，然而长期以来因缺乏合理的市场化补偿机制，导致火电机组的灵活性“价值”难以充分发挥，从而极大制约了灵活性改造的积极性，成为电力系统调节能力提升的最大掣肘。

近日，国家发改委价格成本调查中心发布题为《完善储能成本补偿机制，助力构建以新能源为主体的新型电力系统》的文章，提出要完善储能政策顶层设计，研究各类储能技术在新型电力系统中的应用场景，建立符合我国国情和电力市场化发展阶段的储能成本补偿机制。

近日甘肃省工信厅发布《关于进一步加强省内电力现货市场与中长期市场衔接的通知》，称为做好电力现货市场与中长期市场衔接，更好发挥中长期合同“压舱石”和“稳定器”作用，鼓励发电企业合力签订中长期合同，决定在2022年现货市场结算试运行期间，补充建立现货市场结算与发电侧中长期交易相关联的偏差损益回收和补偿机制。