国网团队万字报告：四川缺电背后真相是什么？该怎么办？

近日，在经历了连续的高温红色预警之后，成都的气温突破了40℃的大关。随之而来的是四川多地的停电现象，让人不禁联想到2022年的“电荒危机”。人们疑惑，作为全国水电大省的四川，为何屡屡面临限电的窘境？在国家大力推进“加快构建新型电力系统”的背景下，我们又该如何应对电力供需平衡的挑战？

本文对电力供应的转变进行了分析。随着煤电、水电等可控电源占比逐步降低，短周期（小时级、日度）发电量、即时发电功率具有强随机性、波动性的新能源占比日益增大，使得电力平衡面临严峻挑战。此外，产业结构的变化导致第三产业和居民用电量占比将进一步上升，此类负荷受气候、节假日和生活习惯等影响较大，电力供需平衡正面临前所未有的压力。再加上近年来受极端天气影响，“汛期反枯”“涝旱急转”等情况频繁发生，常规电源也呈现出不稳定性。2022年夏季四川地区的缺电便是极端高温干旱天气下，用电需求激增叠加水电发电能力大幅下降的结果。本文指出了当前面临的主要挑战：（1）发电侧的不确定性增加：在“双碳”目标的推动下，传统化石能源发电逐渐向保障性和调节性资源转变，装机容量呈下降趋势。极端天气事件频发，给水力发电的预测带来挑战，传统电源的发电能力也存在不确定性。（2）负荷侧（用电侧）的不确定性增加：新型电力系统的建设带来了新的用电模式，其他行业的化石能源消费逐步转向电力消费，需求总量将持续增长。同时，分布式光伏、风电等电源在用户端的大量接入，使得负荷侧的特性发生了显著变化。（3）系统整体调节能力不足：我国电力系统的调节能力主要依赖于煤电、气电、抽水蓄能和具有调节能力的水电站，运行时需综合考虑各种电源的启停限制、调节速度和出力范围等因素。（4）大范围余缺互济能力不足：清洁能源丰富的地区（如西部）需要通过跨区域输电来实现清洁能源的充分利用。预计到2025年，跨区域输电能力将达到3.7亿千瓦，但这仍不足以满足未来省际间更频繁、更大规模、更广范围的电力余缺互济需求。为应对这些挑战，国网攻关团队提出了支持新型电力系统电力电量平衡的“六大关键调控技术”，包括全网统筹与分布自治的时空协同平衡模式、一次能源供给的发电能力量化评估技术、负荷侧资源的精准预测及调节能力量化评估技术、互联大电网的统筹平衡优化决策技术、多周期平衡能力分析、预警及预决策技术、以及多场景平衡决策及控制技术。此外，基于这些研究成果，还开发了全景协同的电力电量平衡决策支持系统。作者认为，通过市场激励、灵活调控、电碳协同以及多能源系统的协同运行等措施，有望实现电力电量的平衡发展。

正文

构建“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”的新型电力系统是保障国家能源安全，实现“碳达峰、碳中和”目标的重要举措。随着新能源占比的不断提高，新型电力系统的电源结构将由确定可控的常规电源装机占主导，转变为强不确定性、弱可控性的新能源装机占主导，现有电力系统平衡模式、调控技术将难以支撑新型电力系统的电力电量平衡。本文的电力电量平衡可分为电力平衡和电量平衡，电力平衡是指电力负荷与电源发电、电网受电之间的瞬时有功平衡；电量平衡是指电力负荷与电源发电、电网受电之间一定时间范围内对有功积分的电能量平衡。与传统电力系统相比，新型电力系统的结构形态将发生较大变化，电力系统的平衡理论、平衡模式将发生深刻变革。电力系统供需两侧以及调节资源均呈现高度不确定性，系统平衡机制由“确定性发电跟踪不确定负荷”转变为“不确定发电与不确定负荷双向匹配”。新型电力系统电力电量平衡的基本思路和分析框架成为研究热点，部分专家认为新型电力系统具有自平衡、自相似、自组织的性质，在能量网络、信息网络、价值网络等层面分层群集地运行，提出了“源网荷储碳数”六要素协同发展的模式。已有大量研究开展2020~2060年多时间断面的电力电量平衡分析，展望了支撑智能电网电力电量平衡的关键技术，全面阐述了智能电网调度控制系统迫切需要进一步研究的技术问题。新型电力系统是在能源电力系统基础上持续演进的过程，需要持续推进对电力电量平衡的认知。新型电力系统需要充分挖掘各类可调节资源潜力，精准做好电力负荷管理，开展源网荷储协同优化调度，提升源网荷储互动水平。多种资源协同互动属于高动态、高维度、多智能主体、分布式协同控制难题，需要建立能够应对海量资源的数据-物理融合模型，构建新型电力系统的仿真体系，按时间尺度逐层分解、递进优化开展电力电量平衡分析，文献提出了风火联合发电系统日前-日内两阶段协同优化调度方法，文献给出了需求响应参与电力平衡的基本方法。应充分发挥智能配电网的平台作用，探索分布式电源、储能设备及可控负荷等灵活资源的分层分区平衡模式，科学分配各方参与主体的效益。针对新型电力系统源网荷储协同运行的研究方兴未艾，需要多措并举促进海量灵活资源的高效互动运行。新型电力系统需要发挥电网平台作用，增强跨省区互济能力，在全网范围内统筹电力电量平衡，实现资源大范围优化配置。随着可再生能源的迅猛发展，系统平衡调节能力与平衡调节需求此消彼长，省级、区域级的电力过剩/短缺时有发生，现有调控方式难以满足极端场景下区域电网的“保供应、促消纳”需求。学者们就如何充分发挥互联电网的余缺互济能力开展了深入的研究，设计了基于激励相容原理的国-网-省协调模式，构建了计及调减外送电、增加外购电和可中断负荷等多种措施的平衡优化模型，提出了省间调峰互济交易机制。为了充分消纳集中式与分布式的可再生能源，还需要建立输网-配网、配网-微网等分层分布式多源协调优化调度体系。特高压电网的逐步建成为跨区跨省电力电量交换奠定了基础，还需从技术、策略、制度等角度充分挖掘全网统筹平衡的潜在效益。电力市场化改革及综合能源建设将对新型电力系统电力电量平衡产生重大影响。我国电力市场的发展起步较晚，当前正处于计划向市场的转型期、可再生能源快速发展的关键期、新型主体大量入市的变革期“三期叠加”的阶段，一方面，可以借鉴国外的电力市场运行经验，另一方面，电力市场理论和制度需要自主创新以适应新型电力系统的发展要求。新能源出力的不确定性，使得电力交易的偏差控制、中长期交易电量的合理分解成为研究热点。随着新能源占比的不断提升，供热、供冷、供气等多种能源系统的综合协调运行，也是应对新能源出力波动性的重要措施。文献打破不同能源系统边界，构建了考虑碳排放外部成本的规划模型，创新性地提出了电-氢协同路径和电-氢-碳协同路径。国内外现有的市场理论方法及体系难以满足我国电力市场建设需求，亟须在政策、机制等方面实现创新性突破。综上所述，未来新型电力系统的平衡内涵与机制将发生深刻变化，传统“网间关口确定、网内源随荷动”的平衡模式不再适用，需重构综合平衡模式，充分挖掘源荷两端的灵活性潜力，提出适应新型电力系统电力电量平衡的运行控制技术，现有文献尚未针对上述问题开展系统性研究。本文首先结合电力系统近期面临的平衡问题，从电源侧、负荷侧、系统调节能力、全网互济等角度分析新型电力系统电力电量平衡面临的挑战；然后，重点介绍了支撑新型电力系统电力电量平衡的关键技术，包括全网统筹-分布自治的协同平衡模式、考虑一次能源供给的发电能力量化评估技术、负荷侧资源精准预测及调节能力量化评估技术、互联大电网协同平衡优化技术、多周期平衡能力分析、预警及预决策技术、多场景平衡决策及控制技术。最后，针对新型电力系统平衡技术的发展进行了展望。

近年来电力电量平衡中出现的问题

当前，我国电力电量平衡仍然以火电、水电等常规可控电源为主体，通过系统发电能力高于系统负荷并预留一定的调节裕度以保障平衡需求。随着可再生能源发电的快速发展、电能需求的持续增长以及传统火电机组占比的不断缩减，电力电量平衡将面临较大压力。受极端因素影响，局部地区已出现了供应紧张和消纳困难的问题。（一）一次能源供应不足引发电力供需失衡2021年7~10月，因电煤供应紧张以及煤价高企导致发电企业发电意愿下降，东北地区因发电能力不足产生的供电紧张问题逐步显现，特别是在当年9月23日至25日，出现了较为严重的供应缺口，为保障电力系统安全运行，被迫采取了负荷管理措施。2022年夏季，四川地区出现极端高温干旱灾害天气，气温创60年来的最高记录，7~8月大渡河、岷江等主要流域来水相较多年历史均值下降40%以上，导致主要靠水力发电的四川省水电发电能力大幅下降。同时，用电需求激增，致使电力供应持续处于紧张状态。8月14日至20日采取了高载能企业错峰让电于民生的措施。（二）极端场景给电力电量平衡带来困难2020～2021年迎峰度冬期间，湖南出现极寒天气，全省比往年提早一个月入冬，全省平均气温比历史同期低3℃以上，居民取暖负荷快速攀升，用电负荷尖峰特性明显，风电机组受冰冻影响无法发电，叠加水库水位偏低、电煤供应不足等因素，全省出现300~400万kW的供电缺口，为保障电网安全运行，12月8日被迫启动紧急调控方案。（三）新能源大发期或短时大幅波动因系统调节能力不足导致消纳困难实现新能源的充分消纳，需要系统具有充足的调节能力。但是，受能源资源禀赋和电力工业历史发展的影响，我国现阶段主要依靠燃煤机组提供调节容量，系统调峰及短时快速调节能力不足。根据全国新能源消纳监测预警中心发布的《2022年12月全国新能源并网消纳情况》，全国2022年风电、光伏的利用率分别为96.8%、98.3%；弃风最严重的地区为蒙东，风电利用率仅有90%，其次为青海、蒙西、甘肃，风电利用率均低于95%；弃光最严重的省份为西藏，光伏利用率仅有80%，其次为青海，光伏利用率为91.1%。

新型电力系统电力平衡面临的挑战

当前，我国已经出现极端场景下电力供需失衡、新能源大发期消纳困难等平衡问题。随着新型电力系统建设的深入推进，煤电、水电等可控电源占比逐步降低，新能源占比日益增大，如图1所示。源荷双侧呈现强不确定性，极端场景多发频发，平衡决策的时间紧迫性，使得电力平衡将面临更为严峻的挑战。

支撑新型电力系统电力电量平衡的关键调控技术

为有效应对源荷双侧强不确定性、电力平衡极端场景频发、平衡优化决策困难等挑战，需要从平衡管理机制、源荷双侧协同调控、多层级资源统筹、多周期滚动平衡等方面，为新型电力系统电力电量平衡提供成套技术解决方案，有效解决平稳业务的不确定性、极端性、多样性和时效性问题。采取全网统筹、分布自治、时空协同的平衡模式，实现多区域多层级业务的分工开展和协同运作。各级调度机构充分考虑气象、自然和社会环境等外部因素，通过提高新能源及负荷预测精度，量化评估煤-气-水等一次能源供给对常规电源发电能力的影响，引导负荷参与平衡调节，降低源荷双侧不确定性，准确掌握系统供给及调节能力，科学合理管控辖区电力平衡业务。同时，充分发挥大电网资源配置的平台作用，基于多要素、多资源的精准分析和评估，实现跨区域、多资源的统筹优化，最大程度地发挥互联电网余缺互济优势，共同保障电力可靠供应和促进可再生能源充分消纳。此外，充分利用源荷不确定性随时间逼近逐步降低的特性，通过平衡场景识别、多周期滚动平衡实现由远及近的平衡能力分析、供需失衡预警，并在不同时间尺度采取外部购受电、机组开停、储能充放、负荷侧资源调用等针对性措施，统筹实现电力供需平衡。整体技术框架如图4所示。

全景协同的电力电量平衡决策支撑系统的设计及应用

为实现前述技术成果的应用，设计研发了一套全景协同的电力电量平衡决策支撑系统。该系统旨在通过先进的技术手段，提升电力系统调控的智能化水平，以实现更高效的电力电量平衡管理。（一）系统整体架构本文设计了全景协同的电力电量平衡决策支撑系统整体框架，综合运用上述关键技术成果，提供信息更全面、应用更智能的综合平衡分析、推演、预警和决策等技术支撑手段。系统包含一二次能源综合平衡分析、源网荷协同优化调度、多层级电力电量平衡优化决策、多周期综合平衡滚动推演和综合平衡能力预警判断等核心功能，整体框架如图5所示。

展望与建议

随着新型电力系统的逐步构建，电力电量平衡问题的解决，需要从市场机制、电碳协同、基于数智赋能的灵活调控、综合能源系统协同运行等方面开展更为广泛的研究。（一）运用市场化手段建立源荷双侧调节机制长期以来依靠火电、水电、气电等发电侧资源提供调频、调峰、备用等调节服务。然而，随着新能源的快速发展，电力系统面临着更大的不确定性和波动性，发电侧资源将不足以满足电力电量平衡需求。因此，需要通过市场化手段引导可调度负荷、储能、虚拟电厂等负荷侧灵活性调节资源参与平衡调节。建立容量市场机制，通过市场化手段，对具有保障电力供需能力和调节能力的负荷侧资源进行奖励或补偿，以鼓励其投资、运营；完善辅助服务市场，对提供调频、调峰、备用等辅助服务的负荷侧资源进行定价和结算，以反映其在平衡调节中的价值作用；培育需求侧响应市场，通过市场化手段，对能够根据电力市场价格自主或被动地调整用电量的负荷侧资源进行激励或惩罚，以引导其削峰填谷，提高用电效率。运用市场化手段激励负荷侧调节资源参与电力电量平衡，可以增加电力系统的灵活性和可靠性，降低电网投资、电力成本和碳排放，提升电力保障能力，并促进新能源消纳。（二）适应“双碳目标”的电碳联合优化在碳中和背景下，需求侧能耗双控逐步转向碳排放双控，新型电力系统需引入低碳目标，综合考虑经济、安全和环保因素，以及源、网、荷、储各环节的低碳要素，构建新型、科学、高效的“低碳电力调度”方式，这使得电力电量平衡优化问题变得更为复杂。在机制方面，需要明确电力现货市场与碳市场、绿电市场的耦合机理，完善碳成本的合理分摊机制，建立三方市场的高效协同运行模式。在调控技术层面，首先需要研究更为精细的碳排放量化分析理论，从发、输、配、用等各个环节开展碳排放评估，形成碳成本分担依据。其次，需要构建碳排放与电气量的耦合模型，在传统的优化调度或市场出清模型中加入低碳目标或约束，支撑低碳电力调度。（三）基于数智赋能的灵活调控技术未来电力电量平衡优化决策的核心问题可能演变为源荷双侧强不确定性条件下海量资源的高效决策问题。为了满足大范围、高效、灵活决策需求，一方面需要运用数字化技术强化新能源运行监测、功率预测和调节控制能力，并提升各类调节资源感知能力。另一方面需要广泛引入智能化的决策和控制手段，构建模型-数据融合驱动的电网协同控制模式，支撑包括：调节需求精准预测、多样化资源协同互补、电网快速响应和应急处置等各类调控需求，提升电网多元负荷承载、灵活互动及安全供电保障能力。此外，考虑到未来数量众多、规模各异的可再生能源发电将在各电压等级的电力系统中广泛渗透，传统的运行控制技术将无法满足新型电力系统的运行要求。因此，各级调控机构还需要各类新兴主体的局部电能控制潜力，引导虚拟电厂、具有可控资源的用户等建立就地平衡分析和运行控制手段，并通过与其的高效协同互动，实现全系统的安全、稳定、高效运行。（四）综合能源系统协同运行由于电能具有清洁、安全、便捷、经济等优点，电能在终端能源中的比重呈上升趋势。但随着终端用能需求多元化，以及过度依靠单一能源品种可能存在的供应安全问题，因此发展终端层面的多能源互补、构建综合能源系统对于保障能源安全具有重要意义。在多能源耦合特性分析方面，需要深入研究电、气、冷、热、氢、氨等异质能源的统一建模技术，提出多能耦合模型关键特征参数精准辨识方法。在综合能源系统优化运行方面，需要构建多重复杂因素耦合驱动下的源荷场景生成模型，研究适应高比例新能源接入的多时空尺度综合能源系统优化调度技术。在综合能源系统韧性提升方面，研究极端天气、事故风险对综合能源系统运行的影响机理，提出覆盖“预防、抵御、响应、修复”各环节的综合能源系统韧性提升方法。

结论

我国正在构建新型电力系统和新型能源体系，受一次能源、气象环境、社会经济等方面因素的影响，电源结构逐渐面临随机间歇性电源多、快速可调节电源少导致的调节能力不足等问题，电网结构逐渐面临电网形态复杂多样、全网互济能力不足等问题，用电结构逐渐面临负荷特性重大转变、电力需求侧响应不足等问题，源、荷两侧均表现出强不确定性。同时，调节资源和调节需求存在复杂的时空分布特性，气候环境导致的极端场景频发，使得系统的电力电量平衡更加依赖短周期的优化控制，给调度运行带来巨大挑战。针对电力系统平衡模式由“源随荷动”向“源网荷储互动”转变的趋势，本文从多要素、多层级、多周期、多场景、大范围等角度出发，提出了空间协同、时间协同、资源协同、预测预判等关键调控技术，介绍了已成功开发和应用的全景协同的电力电量平衡决策支撑系统，并给出了支撑电力电量平衡的建议和方向。希望本文的初步探讨能为新型电力系统平衡问题的解决提供一些有益的参考。

【特别声明】本文来源于公众号：文化纵横，原作者董昱，孙大雁，陶洪铸，首发于《中国电机工程学报》。若有侵权请联系删除。文章的观点和立场并不代表本公众号的观点和立场。此文版权归原作者所有，其他第三方若要转载此文章请事先联系沟通，未经授权的转载都视为侵权。

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