风电储能电力市场论文

摘要：智能电网极大地促进了电力市场的发展，为用户参与电网运行提供了技术支持，增强了用电弹性。分析了智能电网对电力市场的影响及需求响应在智能电网下的表现形式。重点研究一种实用的需求响应——可中断负荷，提出基于失负荷价值的补偿方法，并展望可中断负荷的发展方向。最后，结合我国电力市场现状，提出了开展IL的建议和设想。下面是小编为大家整理的《风电储能电力市场论文 (精选3篇)》仅供参考，希望能够帮助到大家。

风电储能电力市场论文 篇1：

电力市场下水火互济工作探讨研究

摘 要：在分析贵州省电力工业发展现状及面临困难的基础上，结合周边省份电力市场、水火互济及电价因素进行横向、纵向比较，总结提出相关思考与建议，作为推动电力市场建设的有益参考，实现以市场机制促进价值共享，使资源得到更大范围的优化配置。

关键词：市场机制;价值共享;优化配置

中图法分类号：F426.61 文献标志码：A DOI：10.19679/j.cnki.cjjsjj.2021.0309

贵州省作为首批电力体制改革综合试点省份之一，基本形成了统一框架设计、统一核心规则、统一运营平台、统一服务规范的电力市场建设，有效促进了区域内发供电企业的生产经营、供电稳定、电网安全、优化调度、产业规划等方面持续提升[1]。贵州省推行能源工业运行新机制，通过建立电煤长协机制、水火互济机制、水火调度优化机制及电煤储备机制等多举措，促进煤、电、用产业链的协调和可持续发展。考虑到风电、光伏对电力支撑的不确定性，重点分析探讨火电、水电等不同发电方式、电网安全稳定运行、需求侧响应等要素，提出了完善电力市场机制等相关政策思考及建议，希望进一步实现上述关键要素的有机衔接。

1 贵州电力工业运行及发展现状

1.1 电能保供能力增强

截至2019年底，贵州电网统调发电装机容量6 599万kW，比上年底增长9.3%，其中统调非化石能源发电装机容量3 190万kW，比上年增长14.9%，占总装机容量的比重为48.3%，比上年底增长3.86%。2019年，发电设备利用小时3 665h，比上年增长115h。电力供应的主要特点为电能量整体略显富余、风电和光伏发电量快速增长、火电设备利用小时同比增加。

从最大电力平衡来看，2019年度，统调最大电力负荷为2 960万kW，发电总量为1 758亿kW·h，電力供应可满足负荷需求。从年度电量平衡来看，统调机组年设计发电量总计约2 054.83亿kW·h，较2019年实际发电量1 757.74亿kW·h富余近16.9%，满足电网调节性需求。贵州省水能资源开发率已达93%以上，基本已无可开发资源。风能资源高值区分布相对零散，剩余可开发存量少。太阳能资源分布相对集中。

1.2 电力需求稳步增长

2007—2019年，贵州GDP年均增长率为11.35%，全社会用电量年均增长率为7.26%。贵州全社会用电量从2007年的669亿kW·h增长到2019年1 540.7亿kW·h。2008～2019年电力弹性系数为0.63。在经济平稳较快增长前提下，随着基础设施建设、城镇化转型等因素的带动，第三产业和城乡居民生活用电的拉动效果明显，电力电煤需求稳步增长。

1.3 市场改革深入推进

市场建设体系不断完善。2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见文》出台以来，贵州电力体制改革进展迅速，多项改革举措在全国位居前列：首批核定首个监管周期的输配电价、电力市场化交易范围有序扩大、组建首个多股东有限公司制的省级电力交易中心，成立第一个省级电力市场管理委员会，出台首个电力市场交易规则，形成电能交易“批发+零售”并存、各类交易品种丰富的市场交易体系。

交易降低工业用电成本。2016年以来，贵州通过年度双边协商、月度集中竞价、挂牌等多种方式开展市场化交易，通过市场化交易稳存量、促增量，形成了竞争充分、开放有序、健康发展的电力市场体系。

辅助服务市场有序推进。2020年初，贵州省在南方电网“两个细则”的基础上，出台了调峰、黑启动辅助服务市场交易规则。

1.4 调度运行方式稳定

电源结构满足水电保障性消纳。截止2019年底，贵州省统调火电装机2 754万kW，占比54.2%;水电装机1 321.3万kW，占比26.1%;风电、光伏、小水电及其他总装机998.6万kW，占比19.7%。其中直调水电均为梯级水电站是贵州电网调峰、调频的重要支撑。通过梯级联合调度，可充分利用水电储能对电力进行时间和空间上的再分配、再优化、再调节，对区域电网调蓄、顶峰错谷等优化调度有很大作用。

水火电运行方式转换有一定规律。从2017～2019年贵州电力调度运行情况看，4～5月份处于水火电转换过渡期，6—8月份处于水电大方式运行期，9月份秋汛后逐步转为小方式。

2 贵州省电力市场面临的困难

当前，贵州省电力市场主要面临水火互济机制尚不明显、电煤产量未能完全释放、售电侧增长不及预期、煤电联营先天条件不足等困难，发电测电源结构互济、负荷特性互补优势不明显，可再生能源带来的波动性日益加大，辅助服务市场在探索和优化中，亟需与电力市场化交易相融合。

2.1 水火互济机制未有效形成

贵州省水电主要位于乌江和北盘江，上述流域来水主要依靠天然降雨，有较为典型的“靠天吃饭”特点，导致水电生产和经营具有较大的不确定性。从1951—2006年55年间的水文资料来看，各流域年来水径流量超过多年平均值的年份只有27年，即高于多年平均的来水概率不超过50%。而水电固定成本偏高的特点，一旦出现枯水年份，水电企业将出现大额亏损。

当前，贵州水火互济主要体现为水电超出基础利用小时2710h，由水电单向火电购买发电权，而水电遭遇枯水年时，则需自行承担亏损及还贷费用。同时，2020年，500kV的云贵互联通道工程投运，云南水电具备送入贵州电网的条件，将对贵州发电市场产生结构性、长远的影响。

2.2 辅助服务市场亟待完善

当前，贵州电力辅助服务市场主要存在风电、光伏承担的辅助服务费用与其服务需求不匹配、以及辅助服务与电力市场未能完全融合的问题。

风电、光伏承担的辅助服务费用与其服务需求不匹配。截至2019年末，风电、光伏装机在贵州电网占比18.29%，同比上升6.52%。风电及光伏的出力特性，一定程度上降低了电网安全性及调度经济性。随着风电、光伏的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出，原有的辅助服务计划补偿模式和力度已不能满足电网运行需求。2019年，贵州风电共计发电78.05亿kW·h，从风电发电看，夜间负荷低谷时段出力高于白天负荷高峰时段，实际出力与需求侧负荷曲线重合度低，具有较明显的反调峰特性。

辅助服务市场未公平享有“谁受益、谁买单”。当前，水电开发利用已转变为“以满足电力系统调峰调频为主，为风电、光电等新能源消纳提供保障和支撑”。根据国家能源局南方监管局2017年12月25日印发的南方区域“两个细则”(2017版)规定，AGC补偿、旋转备用补偿、冷备用补偿的核算标准均较2015年有较大幅度的增加，而汛期水电对电网的支撑作用较明显、发电量高，加之水电旋转备用门槛提高、不享有冷备用补偿等因素，导致水电支出的辅助服务费远高于收入，难以匹配水电实际在电网安全中提供的辅助服务价值。

2.3 售电侧稳增长不及预期，电网经营压力大

在宏观经济运行新常态下，工业经济增长乏力，用电量增幅小，电力需求增长新动能不足，稳增量压力大。贵州电网承担小康电、农网改造等任务，加之2008年凝冻灾害后增加投资修复电网等因素，电网投资大，财务费用较高。此外，在2016～2019年输配电价监管周期中，电压等级高、电量占比大的输配电价降幅大，电力市场交易、特殊行业输配电价固化等政策，不断加大电网经营压力，利润挖潜只能通过增加省内售电量和跨省区输电量，增长极其有限。

一是煤炭产能未完全释放，火电企业持续亏损。2015年之前，贵州原煤产量达1.3亿t/年，是西南最大的产煤大省和输出大省，周边的四川、重庆、湖南、广西和云南均到贵州购煤。2016年以来，受煤炭去产能政策影响，贵州煤炭產量大幅下降。2016～2018年，贵州原煤年产量仅0.8～0.95亿t，贵州从煤炭输出省变成了输入省。由于省内电煤供应刚性不足，2016年12月，全省火电平均入厂标煤单价(不含税)上涨至566.20元/t，较2015年涨幅约30%。2017、2018年，全省入厂标煤单价均维持在620元/t左右的高位运行。

二是主要流域的规划、运行方式变更，降低水电发电能力。贵州主要流域经过近二十年的开发，资源状况随着开发深度、利用领域、河流生态系统的变化发生了不可逆转的变化。加之，“十三五”期间，贵州以解决工程性缺水和为扶贫攻坚提供水利保障为目标的推进水利工程建设，降低了贵州区域水电水能可利用率，不同程度影响了水电企业的经营和发展。

3 周边省份水火互济、辅助服务市场比较

3.1 云南省

水电纳入市场主体，进入电力交易。鉴于云南以水电保障电网供应，水火电装机结构为7：3的特殊性，电力市场化改革以来，为进一步促进水电及新能源消纳，云南水电在全国率先推行电力市场化交易。2017—2019年，云南全年完成市场化电量分别为703.12亿kW·h、850.99亿kW·h、1 045.38

亿kW·h，分别占全社会用电量的46.56%、50.69%、57.5%;弃水电量从2017年的288.74亿kW·h降到2019年的17.1亿kW·h，逐年大幅下降。

实施火电备用计划补偿，保障存续。为保障火电企业的经营存续，云南统调火电机组提供长期备用服务，按火电厂装机容量比例分配长期备用成交容量，由系统统一购买备用权。同时，对部分火电企业安排了火电机组备用状态确认电量、扶贫保障电量(如巡检司电厂)、保障电网安全稳定运行(如昆明电厂)所需电量等三类保障性电量。保障性电量按省内优先购电量挂牌交易价格执行。2019年，受水电来水偏枯，统调火电完成发电量218.40

亿kW·h，同比增长8.2%。火电保障电网安全，补充电力供应作用得到发挥。

3.2 四川省

大规模实施水电市场化交易。主要包含常规直购、留存电量、战略长协(主要为政府重点扶持企业)、水电消纳示范、富余电量、低谷弃水、清洁替代等。

开展水电辅助服务市场交易。四川电网长期存在枯水期AGC可调节容量不足、水火电联调困难、火电机组投入容量小等问题。同时，水电机组参与AGC调频的积极性也有待激励。2019年5月，印发《四川自动发电控制辅助服务市场交易细则(试行)》和《四川黑启动辅助服务市场交易细则(试行)》，用辅助市场促进区域清洁能源消纳，实现燃煤机组获得在电网中备用、丰水期电网调峰等功能的保障收益。

3.3 广西壮族自治区

水火(核)发电权转让消纳富余电量。区域电源结构较贵州相似。各水电企业以前10年平均上网电量为本年发电上网基数电量，超出基数部分通过月度发电权转让交易进行补贴火(核)电，分区内、区外发电企业两类，按照核定上网电价差进行交易电费结算，作为出让发电权的补偿电费，电力市场化程度推进超前。

以市场化的竞争机制，开展调峰补偿。采用“日前报价预出清，日内正式出清并按报价成交”的交易和价格机制，由市场决定调峰服务提供方和价格，并与现行南方区域“两个细则”相分离，不重复补偿考核。

综上所述，资源特性、用电结构的差异，直接影响不同省区的能源产业政策和交易规则，几个省区的政策共性特点均在于通过健全完善管控和激励机制，以促进水电等清洁能源的消纳、兼顾重点区域火电支撑，并保障电力供需平衡稳定。从实际情况看，周边省份在新能源占比较大情况下，通过实施汛期水电部分电量参与电力交易、“两个细则”及辅助服务市场、需求侧调峰交易等促进了清洁能源消纳，“三弃”逐年减少，行业稳定发展。贵州则结合各电源电价差异，创造性提出能源工业运行新机制，最大限度的实现水火互济互补。

4 相关思考及建议

根据贵州省电力工业运行现状，结合当前能源工业运行新机制、电网安全调度、电力市场化交易、“两个细则”及辅助服务市场所面临的问题，建议按政府定价全额收购水电、不断完善水火互济互补机制、健全辅助服务市场、丰富市场化交易品种、建立网源调度协调机制、用市场机制促进新能源消纳。

4.1 完善水火互济互补机制

一是健全贵州水电发电权双向交易机制。在按政府定价足额消纳贵州水电的基础上，在平水年或丰水年，贵州水电利用小时超过2 710h，按现行政策由贵州水电向火电购买发电权;在枯水年，贵州水电利用小时低于2 710h后，可由其它发电方式或省外电源向贵州水电购买发电权。

同时，为稳定贵州水电、火电或省外电源的预期收益或支出，保障投资者权益，应设定发电权交易的年度上限交易电量;当具备交易条件的发电权高于年度上限时，按上限交易电量执行。同时，在交易总量确定后，按照装机容量分配交易电量，以此鼓励企业优化调度，提高水资源综合利用率。

二是探索组建电力能源基金。贵州水电是电力稳定、保障供应的“蓄能池”，季节性调节能力强。同时，加大力度支撑近年来贵州省实施煤矿智能化、机械化升级改造工作。为使电力能源稳定而可持续地发展，建议以水火发电权资金为主，建立电力能源基金，用于抗击自然灾害、不可抗力等因素导致的电力事故(如2018年抗冰保电)，专款专账专管专用原则，以此基金提升电力企业抗击自然灾害的能力。

三是建立针对贵州水电来水不确定性的风险防控机制。按“丰水期盈利+省级财政投入”的方式，探索开展来水发电指数商业保险;当天气极度干旱、降雨量不足、发电量和收入低于预期一定值时，通过保险赔付的方式提高水电企业抵御自然灾害的能力。

4.2 健全辅助服务市场机制

一是建立水电辅助服务补偿机制。建议建立水电辅助服务补偿或市场化交易机制，对各水电企业在低谷时段的调压辅助服务、尤其是低水头状态下的调压服务进行补偿。

二是建立风电和光伏的辅助服务分摊机制。因风电、光伏的波动性、间歇性因素导致的电网调峰、调频行为，由风电、光伏企业按装机规模、出力变化等情况分摊对应时段的火电、水电调峰产生的辅助服务费用，进一步完善现有的辅助服务分摊机制。

三是建立光伏和风电的储能激励机制。建立光伏和风电开展储能的激励机制，光伏和风电开展实施储能，在调度方式安排和辅助服务分摊上给予优惠，鼓励光伏和风电企业开展配套储能项目，促进电能质量提高。同时，根据技术发展情况，适时明确独立辅助服务提供商的市场主体地位，鼓励市场主体利用储能参与辅助服务市场，促进储能市场发展。

四是阶段性实施区域电网阻塞交易补偿机制。鉴于省内新能源分布不平衡，部分区域较为集中，加之短期增长快，与电网规划建设周期长，投资大的矛盾日益突出，导致区域电网不同程度受限[2]，严重影响投产火电的正常经营。建议实施新能源与火电“区域性电网通道”交易机制，以此体现“稳存量、拓增量”的清洁高效电力发展思路，并作为能源工业运行新机制的补充，用市场化机制解决区域电网发展不平衡、不完善的矛盾，促进新能源的保障性消纳。

五是结合贵州电力市场实际修订“两个细则”。2016年，南方区域“两个细则”(2017)版新规则修编时，加大了各项考核系数，均是基于“三公调度”的背景下，与现行“市场为主的调度”模式不完全相融合(如由于电厂市场交易电量不足，增发计划少机组调停时，可获取冷备用补偿)。建议将“两个细则”结合区域电力交易、水火发电权交易等市场进行修编，充分体现各市场主体公平享有辅助服务资源。

4.3 完善电力市场交易机制

一是实施低谷增量交易。长期以来，贵州未执行峰谷电价，在电源结构发生变化后，峰谷差大导致电网电力供应阶段性、时段性紧张，调峰困难矛盾加大，在电力现货市场尚未启动前，通过低谷增量交易鼓励电力用户調整生产计划，增加低谷时段用电负荷，减小火电低谷调峰，达到降煤耗、控成本、促多方共赢，推动上下游产业降成本。

二是优化水火发电权交易。省能源局下达各年的《贵州省水电、火电发电权交易实施方案》中，交易方式明确为：“由出让主体和受让主体双方采取点对点方式，协商确定发电权转让计划指标及交易价格，若出(受)让主体双方协商未达成一致意见，由贵州省能源局组织进行协商”。对此，建议主汛期，在月度交易量下，实施市场化的水火发电权交易，或定向精准帮扶，缩小火电企业资源配置的不均衡、不公平性，推动行业整体性的可持续发展。

4.4 建立网源优化调度机制

一是完善网源协调调度机制。随着市场化的推进，跨省跨区送电的互联互通，西电及周边负荷接纳容量增长，需更大范围加强周边电网的联系和负荷预判，拓展电网间的联合调度功能。同时，更大范围协调好梯级上下游发电和运行方式安排，确保上下游的协调配合，提高极端洪水应急调度处置能力。

二是优化水电蓄能控制，提高火电整体负荷率。贵州水火互济的电源结构下，为保证清洁能源消纳，必须做好全年各阶段水火电发电统筹安排。一般来说，汛前及主汛期(4—8月)火电机组需要停机备用，为消纳水电腾出空间;而枯期则主要依靠火电作为主力。对此，在汛前和汛末可考虑适度抬高水电蓄能值，枯水期参与电网更多的调峰，减小枯水期过渡依赖火电、提高开机率保供的风险。

4.5 完善清洁能源优先消纳机制

贵州水电均为贵州电网甚至西电东送的骨干电源点，兼具商业和公益双重属性。水电电能消纳计划及价格确定的基本依据均为“利益共享、风险共担”，在建设初期便为各方所认可，相关电价经过了各级政府的严格审批或竞争性谈判所定。从贵州的实际情况看，贵州水电装机占比仅占总发电装机的30%，水电多年平均发电量低于全省发电量的30%，多年来，除区域电网受限、极端洪水外，因调度需求、负荷接纳等导致的“三弃”电量很少。加之贵州省大中型水电综合电价维持在0.22～0.3273元/kW·h，综合电价远低于火电，市场接纳意愿、经济效益、负荷需求及发电保障特性等完全具备全额消纳清洁能源的客观条件。

5 結语

贵州是我国西南地区重要的能源基地。做大做强电力工业，保持低成本电价竞争力、构建“能源成本洼地”，是贵州能源产业的优势所在、也是进一步促进经济社会高质量发展的关键环节。水电、火电作为电网的主要支撑电源，在能源产业的发展运行中持续健全水火互济互补机制、科学合理实现水电、火电互济互补，将有力的保障能源产业持续健康发展。

参考文献：

[1] 王玉萍.贵州电力市场化改革的探索与实践[M].北京：中国电力出版社，2019

[2] 朱治中.电力系统经济学原理[M].北京：中国电力出版社，2015

Analysis and Discussion on Mutual Aid of Water and Fire in Electricity Market of Guizhou Province

Zhang Li Ren Tinglin

(Guizhou Wujiang Hydropower Development Co.， Ltd.， Guiyang 550002， China)

作者：章立 任廷林

风电储能电力市场论文 篇2：

智能电网下需求响应与可中断负荷研究

摘要：智能电网极大地促进了电力市场的发展，为用户参与电网运行提供了技术支持，增强了用电弹性。分析了智能电网对电力市场的影响及需求响应在智能电网下的表现形式。重点研究一种实用的需求响应——可中断负荷，提出基于失负荷价值的补偿方法，并展望可中断负荷的发展方向。最后，结合我国电力市场现状，提出了开展IL的建议和设想。

关键词：智能电网;需求响应;可中断负荷;失负荷价值;可靠性

作者简介：李士动(1989-)，男，山东泰安人，上海电力学院电气工程学院硕士研究生;施泉生(1961-)，男，上海人，上海电力学院经济与管理学院，教授。(上海 200090)

基金项目：本文系上海市教委科研创新重点课题(课题编号：12ZS161)的研究成果。

当前，能源短缺、全球暖化和环境污染的压力迫使人们开始开发利用可再生能源、提高能源使用效率，电网规模的扩大和市场化改革的推进也对电网的安全稳定运行提出了更高的要求，电力系统必须对其传统的运行方式做出改变，由此，提出了智能电网[1，2]的概念。智能电网实质是能源替代、兼容利用和互动经济，实现途径是对传统电网进行信息化改造，以绿色能源替代传统化石能源，突出特点是实现了电力潮流和信息流的双向流动，允许分布式电源(distributed generation，简称DG)和电动汽车等储能设备的双向接入。智能电网鼓励用户改变传统的用电方式，根据实时电价调整用电模式，积极参与电网运行，保证电力系统的稳定可靠运行。

智能电网是在各国电力系统市场化改革和能源短缺的背景下提出的，应该说智能电网和电力市场是相辅相成的关系，智能电网为适应电力这种具有特殊属性商品的市场化提供技术支持，电力市场化则为充分发挥智能电网的潜力提供基础平台和机制保证，两者相互促进，实现能源的多样化供给和资源有效配置。竞争的电力市场需要供给侧和需求侧的相互作用，因此开展需求侧响应(demend response，简称DR)是发展和完善电力市场的需要。通过智能电网强大的双向通信网络，可以在终端用户、电网公司之间建立网络连接实现信息的实时交互和实时响应，电网将由传统的单向供需关系变成双向的供需互动。作为完善电力市场的重要组成部分，应该对智能电网下的DR做深入研究，为将来智能电网和电力市场运行做理论储备，也应基于我国目前电网和电力市场的现状，积极开展符合我国实际的DR措施，以保证当前电力系统运行的安全性、可靠性以及运行效率的提升。

一、智能电网和电力市场

1.智能电网对电力市场的影响

在市场机制下，供给与需求相互作用形成价格信号，价格信号传导至需求侧时能够有效配置资源，但电力这种商品的供给与消耗实时平衡要求建立电力市场。电力市场的建立就是要实现电能的生产、交易与电力系统运行分离，从而使电能最终成为市场中交易的商品。解决方案有两个：一是实现大规模的储能，但是当前大规模储能依然不具备技术或商业可行性，通过输配电网络供电仍是唯一路径;二是用户对价格信号做出实时的响应，不同于其他商品市场，电力是实时供需平衡的，因此电力供给与需求的相互作用不可以被延迟而必须瞬时完成，传统电网没有实时需求响应技术支持系统，而智能电网AMI可以充当价格信号传导的这一媒介。智能电网对电力市场的最大影响是实现了供需互动，把电力变成了普通商品，但同时智能电网也对电力市场提出了新问题。文献[3]和文献[4]详细分析了智能电网下的电力市场面临的机遇与挑战，在此不再赘述。应当指出，实现供需互动的前提是必须开放零售侧市场，最终价格应该解捆，允许实时电价等多种价格机制。

2.智能电网下的DR

DR是用户侧资源参与电力市场的重要方式，用户对价格信号或激励做出响应，改变或调整其用电行为，保证电力系统安全稳定和经济运行。DR可以分为基于价格的DR和基于激励的DR。[5]

智能电网下实时电价(real-time pricing，RTP)得以实现，通过智能电表和信息传输系统可以在用户与电网公司间实时传递电价和负荷信息，用户可以利用DR决策支持系统来作出响应。RTP相关效益表现为：直接感受电价变化促使用户改变用电方式，大量的可平移负荷(电暖气、空调、热水器、电冰箱等)使负荷曲线更加平稳，峰谷差值缩小，减少了发电机组备用投资;RTP下电力系统的运行降低了社会损失(无谓损失)。如图1所示，当价格信号传导至需求侧时用户可以做出有效率的用电决策，阴影面积表示固定价格下的用电损失。

DR的另一效益是提高了电网的可靠性，表现为：DR作为需求侧备用提高发输电充裕性;RTP提高用电侧需求弹性，抵制发电商市场力，增强了电力市场环境下应对尖峰电价风险的能力，以及电力市场的稳定性。图2供给曲线由分段曲线构成，第一段坡度平缓对应于市场上大部分机组;第二段对应于调用次数较少的峰荷机组，这部分机组效率较低，边际成本高;第三段所有机组已投入运行，电能供给无法满足需求。此时，如果需求无弹性，将会出现尖峰电价，即使需求弹性较小，也能带来较大价格下降。

由上可见DR的效益是非常明显的，DR的成本主要是安装分时计量装置或者智能电网下AMI所需费用，由于DR有正的外部性，政府应该参与其中，或者引入第三方，设计合理的商业模式，吸引用户、电力公司、第三方参与。

3.DR与我国实际

目前我国正处于電力市场建设的初级阶段，零售侧电价并未放开，建设智能配电网也尚需时日。DR的研究应基于我国电网和电力市场现状，首先以保证电力系统安全可靠运行为目的，结合实际实施合理的DR项目，然后随电力市场发展和智能电网建设，逐步过渡到RTP等响应周期更短、市场化更强的方式，追求电力系统运行的经济性和市场效率。可中断负荷(interruptible load，简称IL)是适应我国实际情况的DR，当前对IL的研究应注重其实用性，缓解我国负荷峰谷差较大、拉闸限电矛盾等突出问题。同时，也应分析IL在市场化改革和智能电网建设中所表现出的新特点，积极适应电网发展，故下文将提出一种适合我国实际的IL补偿方式，同时对智能电网下的IL进行展望。

二、可中断负荷(IL)

1.IL的实施

IL实施机制主要有两种：[6]签订IL合同和需求侧竞价(DSB-demend side bid)。通过签订IL合同，合同期内满足中断条件时发电商按照合同规定中止对用户供电，并按相应规定给予用户补偿;而DSB是IL作为一种“虚拟发电资源”直接参与电能现货市场的报价，调度机构负责保持实时市场的平衡即可。目前我国正处于电力市场的过渡时期，实施IL主要是保证电力系统运行的安全性和可靠性，且市场机制还不够完善，售电侧并未完全开放，可中断负荷管理主要是通过IL合同进行。

IL主要针对负荷调节潜力大的工、商业等“塑性负荷”，如冶金、水泥、造纸、纺织等用电容量较大且生产安排较为灵活的工业用户，通过调查其负荷特性、分析其中断能力，从而为制定IL方案提供依据。随着电力市场发展和智能电网建设，RTP得以实施，IL的实施可以围绕电价展开，但目前我国电价无法随市场的供需变化得到实时的调整，即电价无法反应系统运行状态。中断条件应该依据可靠性指标，如负荷高于某一门槛值、备用低于某一比例，中断定价则为满足可靠性约束的某类优化问题。

2.基于失负荷价值的补偿方法

单位容量补偿电价是实施IL的关键。IL传统的定价方法主要有可避免成本法、基于机制设计理论的方法、金融期权定价法，但这些方法不能反应用户断电损失、机制过于复杂或者不适用于我国电力市场实际，其中，结合可中断负荷电力合同的期权理论上可以作为风险管理工具使用，但电力期权理论价格需要结合复杂的电力价格模型反应实时电价变化，显然IL期权定价要求实时电力市场的运行，在智能电网下RTP能真实反映供给与需求，IL的金融期权定价将成为一种较理想的定价方式。结合我国实际，本文将基于用户断电时的失负荷价值(VOLL-value of lost load)提出一种新的IL定价方法。VOLL是指由于断电而对国民经济造成的损失，这也是电力的经济价值。文献[7]和文献[8]利用投入产出表分析VOLL，计算不同行业的电力经济价值VL，但此VL是不同部门完全断电的电力平均价值。根据经济学理论，每一单位功率的价值是不同的，对企业的断电赔偿应该基于每一单位功率的边际价值而不是完全断电的平均价值。

参照有功功率在火电机组间的最优分配方法，可以利用“等耗量微增率准则”求解。分析结果的经济意义，在满足切除总量的约束下，每一IL用户切除负荷功率到相等的边际价值，此时引起的总失负荷价值最小。

三、IL应用

电力市场环境下，IL可以作为需求侧资源提供系统备用容量，提高电力系统运行的可靠性和经济性，智能电网下的IL的作用将发生转变和扩展：

(1)RTP在智能电网下得以实施，IL作为备用的作用得到减弱。传统电网下需求侧缺乏响应，可以通过“强制响应”即拉闸限电或IL来保证电力系统运行的安全性和可靠性，但智能电网提高了用电弹性，当充分考虑DR时甚至可以不再需要容量市场。

(2)从电网公司的角度来看，智能电网下的IL将结合期权合同变成风险管理的工具，有效应对电价波动带来的风险;从需求侧内部来看，IL演变为用电权利的交易，满足不同可靠性用户的要求。

(3)智能电网的显著特点是允许接入DG，为了避免或减少其并网和脱网时的冲击以及其间隙波动性，可以考虑利用DR兼容各类发电方式和新技术，如通过IL和用电激励响应风电出力变化。[9]

四、IL与可靠性

备用的主要作用是提高系统的可靠性，进而减少VOLL损失。而IL作为需求侧备用，与可靠性密切相关，体现在IL提供备用容量减少了相对负荷的发输电负荷容量不足方面的可靠性问题;作为紧急控制方式，峰荷时段或故障时中断部分用户供电必然能提高系统安全性。IL的产生有两方面原因：一是当前RTP无法实施，用户无法根据实时电价改变用电负荷，为保证电网安全可靠需要强制切除部分负荷;二是不同用户可靠性要求不同，用电紧张时可靠性高的用户希望可靠性低的用户切掉负荷，并愿意赔偿其损失，以保证自身可靠的用电和电价的平稳，相当于两者之间进行用电权利的交易。因此，部分用户中断负荷必然带来正的外部性，以市场机制方式维持IL的运行必然要对这种外部性收费以补偿IL用户损失，从经济层面考虑，只要正常用电用户的“机会收益”大于IL用户中断负荷的“机会成本”，两者之间用电权的交易必然是有效率的资源配置方式，[10]然而问题的关键是应该给予IL用户多少补偿，电网公司作为IL的管理主体，要建立公平合理实施方案和电价机制。

五、结语

本文分析了智能电网对电力市场的影响及需求响应在智能电网下的表现形式，重点分析了IL补偿费用及智能电网下IL的转变。当前，IL对于电力系统的运行与发展具有重要意义。

(1)实施IL的关键是制定公平合理的可中断电价，对用户的补偿应能反映断电损失。当前开展IL的主要目标是保证电力系统运行的安全性和可靠性，IL的实施也主要面向大工业用户，基于此，可以依据用户中断一定容量下的VOLL制定可中断电价。

(2)作为开展IL的主体，IL不应损害电网公司的利益，IL应该通过市场化的方式良性运转，如果将IL作为需求侧提供的一种资源，电网公司只是作为“中间人”，将这种资源调度到可靠性要求或使用价值更高的需求者手中。

(3)智能电网下，IL的作用将会发生转变和扩展，IL作为备用的需求作用弱化，IL将结合远期购电合同成为电力公司的避险工具，IL也可以作为用电权利在需求侧内部交易。此外，IL在电网接纳分布式电源的应用得到显现。

参考文献：

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[2]王明俊.智能电网热点问题探讨[J].电网技术，2009，(18).

[3]颜伟，文旭，余娟，等.智能电网环境下电力市场面临的机遇与挑战[J].电力系统保护与控制，2010，(24).

[4]张粒子，黄仁辉.智能电网对电力市场发展模式的影响与展望[J].电力系统自动化，2010，(8).

[5]赵鸿图，朱治中，于尔铿.电力市場中需求响应市场与需求响应项目研究[J].电网技术，2010，(5).

[6]张钦，王锡凡，王建学，等.电力市场下需求响应研究综述[J].电力系统自动化，2008，(3).

[7]何永秀，黄文杰，谭忠富，等.基于投入-产出法的电力失负荷价值研究[J].电网技术2006，(1).

[8]谭显东，胡兆光.基于投入产出法的电力失负荷价值研究拓展[J].电网技术，2008，(1).

[9]王卿然，谢国辉，张粒子.含风电系统的发用电一体化调度模型[J].电力系统自动化，2011，(5).

[10]王卿然，张粒子，谢国辉，等.电力用户互济策略研究与展望[J].华东电力，2010，(5).

(责任编辑：孙晴)

作者：李士动?施泉生

风电储能电力市场论文 篇3：

储能技术在新能源电力系统中的研究

摘要：现代社会人们对新能源的需求量越来越高，而针对新能源发电的波动性和间歇性问题，传统管理模式的电力系统还是存在一些问题无法解决，所以本文针对储能技术在新能源电力系统中的应用展开深入分析，也对储能技术的种类进行了探讨，希望通过加大研究力度，切实发挥储能技术在电力系统中的作用，满足现代人对清洁能源的需求，这对于促进国家社会经济发展也具有重要意义。

关键词：储能技术;新能源;电力系统;研究综述

前言：

目前，随着经济快速的发展，国家电网行业发展规模也在逐步的扩大，管理者也开始认识到先进技术手段应用的重要性，其中储能技术在新能源电力系统中的应用正在快速推广，而此技术种类较多，不同的技术种类的作用也不尽相同，这就需要结合电力系统实际状况科学的选择，才能够保障电力系统处于一个平稳运转的状态。同时，也有助于满足现代人对清洁能源的需求，进而为其工作生活提供更多的便利。

一、储能技术概述

如今，储能技术被现代行业所采用，它主要是指电能的储存，而近几年来人们生活条件的改善，对电力的需求量也在逐渐的加大，新能源发电作为实现双碳目标的主力，其建设速度和规模都在迅猛发展，储能技术作为新能源发电配套技术近年来也有了较大进步。所以我们应加大此技术研究力度，并将其应用在新能源电力系统中，这对于电力系统的稳定运行也具有重要的意义。其次，储能技术除能够进行能量储存，相比于其他技术来讲，还有许多自身优势，比如：可以减轻电网的波动，特别有助于削峰填谷[1]。除此之外，相关数据表明，储能技术目前也被应用于电网负荷较低的时候进行储能，可以减轻火电机组调峰的压力，减少新能源电站弃风弃光的损失。由此可见，此技术具有很大的应用价值。

二、储能技术的分类

(一)物理储能技术

随着时代的变化，电力企业发展规模也在逐步的扩大，而在此工作过程中特别是新能源发电占比越来越大的今天，电力系统遇到了诸如高峰难、弃风弃光等问题，储能技术的應用较好地解决了此类问题。储能技术种类多，在我国电力企业所应用比较广泛，其中物理储能技术是常见的一种类型之一，该技术也分为很多类型，具体作以下分析。首先，抽水储能技术，该技术主要是只利用低谷电价来进行储存能量的一个技术手段，是物理储能技术中常见的一种类型，它对于新能源电力系统的稳定运转具有重要的意义，同时抽水储能技术还具有很多优势，比如：储能容量大、操作灵活，而运行费用相对来讲也比较低，能够为电网企业发展提供很多便捷[2]。其次，压缩空气储能技术也是物理储能技术中的一种，该技术分为两个过程，一个是储能，另一个都是释能。再者是飞轮储能技术，该技术所涉及的内容也比较多，通常由飞轮、电机以及相关电子控制系统组成，它也是物理储能技术的一种，同样被我国电力行业所使用，能够实现降低损耗、提高飞轮储能效率的目的，当然其还具有清洁效率较高等特点，可以保障电力企业健康发展。

(二)化学储能技术

化学储能也属于一种储能技术，目前也被应用在新能源电力系统中，而化学储能技术它主要的方式是电池储能系统。电池的种类相对来讲比较繁多，所以电力企业应结合电力系统实际运作需求，科学的去选择电池。常用的电池种类有锂电池、铅酸电池，或者是金属空气电池，每一种电池都发挥着不同的作用。其次，电力企业在利用化学储能技术管理时，也要结合不同电池的实际状况去优化管理方案，比如：离子电池它是一种高能源效率、高能量密度的储能电池，也是一个较为可靠的储存技术，是将储能技术应用在新能源电力系统中的关键。

(三)电磁储能技术

电磁储能技术是现代社会所孕育出来的一个技术手段，它也是储能技术中的一种。电磁储能，我们可以将其理解为是一种将电能进一步转化，进而转化成电磁能储存在电磁场的一个技术手段，为我国电力行业发展也提提供了技术支持，它也分为很多种类[3]。第一点，超导磁储能技术，该技术也有很多优势，比如：效率高、无污染及操作简单等，同时它的能源消耗也比较小，能够保障相应的电力系统处于良好稳定运转的状态。第二种，超级电容器储能技术，该技术也是电磁储能技术中常见的一个技术种类，它的优点有很多，比如：电池能量密度高、循环寿命长等特点，可以说对于电力系统发展也至关重要。

(四)相变储能技术

近几年来，储能技术越来越受到重视，相变储能作为储能技术一种，也被重视起来，它主要是指利用相变材料吸收或者是放出热量，来达到理想化效果的一个技术手段，常见的有电储热、熔融盐储热以及冰蓄冷等很多形式。该技术也具有诸多优点，比如：能量密度比较高，操作简单，设计也比较灵活，特别适用于电力企业，因此能够保障相应的电力系统处于一个良好运转的状态。

三、储能技术在新能源电力系统中的作用

(一)提高电力系统稳定性

数据表明，将储能技术应用在新能源电力系统中具有重要意义。储能释能的工作方式有助于提高电力系统的稳定性，因为现代人生活条件的改善，对电力资源需求量也在逐渐加大，对电能质量的要求也在提高，但新能源发电设备在运行过程中会出现波动性和间歇性等问题，会对电网稳定性和电能质量带来不利影响。所以为了避免问题出现，我们可以借助先进的储能技术手段稳定电能质量来保障电力系统的稳定性[4]。同时新能源电力系统运转效率的高与低，也关乎电网行业发展，所以作为管理者更加需要将储能技术灵活地使用起来，在保障新能源电力系统稳定运转的同时，也能够为自身发展提供很多便捷，且保障各项管理工作顺利有序展开。

(二)有助于提升风电场发电量

将储能技术应用在新能源电力系统中，除了可以保障电力系统稳定运转之外，也有助于提升风电场发电量。风电场是新能源电力系统中的一个重要组成部分，受电网调峰和用电负荷变化影响，大风时段弃风限电情况突出，我们应运用储能技术手段加强对弃风的能量损失进行有效利用，减少电量损失。而储能技术种类相对来讲比较多，包含物理储能技术、化学传统技术，不同的技术也发挥着不同的作用，所以发电企业应结合自身电力系统需求，采用正确的储能技术并加强管理，进而在保护风电机组平稳运转的同时，也能够有效的吸收无法传输到电网的多余能量。此外，针对电力系统运转过程中存在的不足之处，也要对发电结构及时的优化和调整，这样才能够发挥储能技术最大价值，以及实现增强风机低压穿越能力的目的[5]。

(三)获取最大化经济效益

近几年来，储能技术被我国电力行业所使用，因为企业与其社会经济发展之间存在着密不可分的关系，尤其是在当今时代背景之下，人们的生活条件改善的同时，对电力资源需求量也变得越来越大。而为了切实提高电力行业经济利润，我们应在新能源电力系统中有效应用储能技术，除了可以保障电力系统稳定性、保护风电机组以及提升风电场发电量之外，此技术的应用，也有助于帮助电力企业降低成本支出，获得更大利润空间，使电力行业进一步朝着更好的方向蓬勃稳定发展。

四、储能技术在新能源电力系统中的应用现状分析

(一)电力系统稳定性问题

当今社会经济快速发展的时代背景之下，电力行业发展规模也在逐步扩大，与此同时管理者也开始认识到加强技术创新的重要性，其中储能技术也被应用在新能源电力系统中，但是在实际应用过程中也面临着一些问题，其中电力系统稳定性问题比较突出，因为电力系统在运转过程中很容易受到诸多因素的影响，而存在着不稳定性。也有一部分风能自身就存在着较大的波动性和间歇性，这样也会致使电力系统稳定性受到影响，若不能及时处理，会对电力系统造成一定的影响，难以为現代经济社会提供安全可靠的电力资源[6]。其次，储能技术在新能源电力系统应用过程中也面临着其他的问题，由于储能系统自身故障，可能会导致一系列连锁反应，这不仅会造成电力设备损坏、人员伤亡事故等问题的出现，同时也会阻碍电网系统的健康发展。

(二)电力系统故障问题

储能技术在应用新能源电力系统中，除了会遇到电力系统不够稳定性问题之外，电力系统故障问题也迫切需要我们去处理。因为倘若电力系统出现故障，就会引发很多新问题，而电力企业能否安全稳定运行也关乎国家社会经济发展，特别是在当前市场竞争激烈的时代背景下尤为重要。因为随着人生活条件的改善，对电力资源需求量也在逐渐的加大，所以更加需要保障相关电力系统内部潜在的故障得到有效的处理，这样才能实现利益最大化。但是因部分企业由于思想观念方面存在着问题，在储能技术应用过程中并没有针对故障问题给予足够重视和妥善的处理。除此之外，电力企业工作人员技能水平参差不齐，企业对员工技术培训及考核不到位，所以针对电力系统故障问题没有妥善地解决，无形之中，也难以将储能技术在新能源电力系统中应用的价值发挥出来，对于储能技术在电力企业的发展会造成一定的制约。

五、储能技术在新能源电力系统中的应用

(一)在风电并网中的应用

时代的快速发展，人们生活条件得到改善，与此同时对电力资源需求量也在逐年的递增，这就对电力企业提出了新的要求，管理中应借助先进的科技手段保障电力系统的稳定性。其中储能技术在近期内逐渐被重视，被应用在新能源电力系统中，并且可以保障系统的稳定性，为了提高电力企业综合市场竞争力，我们应将储能技术应用在风电并网中，具体从以下分析。首先，应明确储能技术的基本优势，它主要是指电能的储存，通过一定的技术手段将电能储存起来，能够用于做应急能源，对于现代行业发展非常的关键。储能技术种类也比较多，不同的类型也发挥着不同的作用，常见的电磁储能技术、相变储能技术，对于电力企业发展来讲都有一定的技术支持作用。由此可见，将储能技术应用在风电并网中具有重要的价值。其次，将储能技术应用在风电并网中，还有助于改善电能的质量以及提高风电系统的低电压穿越能力。因为现代人们生活以及社会生产力的提高，对电力资源需求量也在逐渐的加大，所以我们必须要提高电能的质量，才能满足生活需要，满足生产需要，保障企业生存[7]。此外，储能技术应用在风电并网中，还可以实现平抑功率波动的目的，储能技术的应用可以有效的改变电压波动，改善电网有功、无功因新能源发电不稳定造成的电能质量问题。相比传统技术手段，将储能技术应用新能源电力系统中具有重要价值，进而促进电力企业朝着国际化、现代化方向发展。

(二)在光伏并网中的应用

储能技术应用在新能源电力系统中，也能够实现资源科学合理使用的目标，特别是在当今“双碳目标”的大背景之下，整个社会对新能源的需求量快速增高，传统化石能源在逐渐减少，所以我们更加需要借助先进技术手段加大对新能源的开发和利用，这其中必不可少的当属太阳能。

光伏发电有独立光伏发电、并网光伏发电、分布式光伏发电。其中独立光伏发电已经应用多年，又叫离网光伏发电，主要应用于边远地区或者架设电力设施造价过高的地方。对于独立光伏发电系统，储能系统是关键中的关键，没有储能系统，就不存在独立光伏发电模式。并网光伏发电就是太阳能组件产生的直流电经过并网逆变器转换成符合市电电网要求的交流电之后直接接入公共电网，可以分为有储能和无储能两种并网发电系统。早期为了控制投资，企业很少增加储能系统，但受天气等方面影响，造成光伏发电的间歇性、随机性、波动性、不稳定性等问题，严重影响着电能质量。所以储能系统在未来应该会逐渐补充到并网光伏发电系统中，来承担调节电能质量，避免能源浪费的重大责任。分布式光伏发电系统，又称分散式发电或分布式供能，是指在用户现场或靠近用电现场配置较小的光伏发电供电系统，以满足特定用户的需求，支持现存配电网的经济运行，或者同时满足这两个方面的要求。分布式发电系统在当下逐渐发展成了主流发电模型，因为该模型更有利于能源的利用且将损耗降低到最小。而储能系统同样是分布式光伏发电系统的重要组成部分。

六、储能技术未来发展前景研究

储能技术未来发展前景非常之广，发展将会至关重要，具体我们可以从以下方面展开详细分析。首先，时代的变化，各行各业之间竞争趋势也在逐渐的加大，企业也开始认识到储能技术应用的价值，特别是对于我国电力企业行业来讲非常的重要，因为如今社会对电能需求量越来越大，所以我们更加需要借助先进技术手段确保电力系统的稳定性，以便于满足经济社会发展的需求。而电力储能技术具备很多优势，它是兼具高功率密度以及高能量密度为一体的技术手段，可以解决以往新能源电力系统运转过程中潜在的问题。同时该技术也被应用在各个领域中，比如应用在风电并网中和光伏并网中，储能技术的应用对于电力企业发展来讲至关重要。其次，储能技术它的种类也比较多，各个技术之间也是相互贯通的，而它的运行成本相对来讲也比较低，所以电力企业有必要加大在此技术上的研究力度，切实解决以往新能源在电力系统运行中不够稳定等问题，且实现改善电能质量及解决功率波动较大等问题。

结语：

综上所述，现今阶段，储能技术被应用在新能源电力系统中具有重要的研究价值，而不同的技术往往也发挥着不同的作用，这就需要正确去选择。而为了切实的保障电力行业发展，我们还需要将储能技术应用在风电并网以及光伏并网中，也要加强对此技术未来发展前景的研究，才能够现为现代社会生活提供稳定的电力资源。

参考文献：

[1]赵书强，孙科.储能技术在新能源电力系统中的应用[J].电子制作，2021，(10)：89-91.

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[5]刘波.新能源电力系统中的储能技术探讨[J].现代工业经济和信息化，2020，(05)：51-52.

[6]张爱玲，尹青龙.新能源电力系统中的储能技术探讨[J].科技风，2020，(09)：181.

[7]潘良屯.新能源电力系统中的储能技术[J].大众标准化，2019，(16)：22-23.

作者：倪树国