**篇新能源高渗透率电力系统综合效用测算及策略研究
第1章新能源电力系统综合效用测算方法研究
1.1源网荷储协同优化模型构建
本书基于源网荷储协同运行的场景，针对清洁能源接入成本核算问题，构建了模型框架，如图1-1所示。具体内容分为三部分：①研究对象及数据集；②源网荷储协同优化；③成本核算。
图1-1源网荷储协同优化模型框架图
1.1.1研究对象及数据集
研究对象及数据集部分主要包括源网荷储协同优化以及成本核算模块所使用的基本要素和边界条件。其中，研究对象包括模型所考虑的火电、风电、光伏等各类机组，储能以及电力系统的网架结构等。风电和光伏发电自身固有的随机性客观特色，使得电力系统在运行期间具有额外的灵活性，传统的火力发电是提供电力系统所需灵活性的唯一选择。然而通过燃煤发电机组提供所需灵活性是有代价的，如显著增加煤炭燃料消耗和二氧化碳排放量等。随着互联网技术的发展，需求侧响应能够与传统的火力发电一同来满足电力系统所需的灵活性。特别地，储能技术的进步将为电力系统具备更大的灵活性提供了可能，有助于电力系统在考虑资源禀赋的基础上以*经济的方式部署供给侧出力，满足操作灵活性的现实要求。因此本书的研究对象除了发电机组之外还考虑了储能这一灵活性的资源配置问题。备用系数是15%～20%，*大切负荷累计电量占总电量的比例一般在1%左右。
数据集包括成本核算的输入数据以及边界条件，主要包括风光出力预测、不确定性调度、直接负荷控制、价格型需求侧响应、充放电策略、储能集聚体，以及电网拓扑、直流潮流信息。本书中的每日风电输出数据是基于陕西省光伏和风电出力的实际历史数据预测得到的。由于接入成本的核算本质上取决于可再生能源的发电模式，而风电、光伏机组的出力变化发生在从秒到季节的不同时间尺度，因此在研究中需要覆盖全年典型日的风电和光伏出力预测数据。
1.1.2源网荷储协同优化
源网荷储协同优化模型是整个研究框架的核心，用以模拟电力系统的投建和实际运行情况。源网荷储协同优化模型：一是通过电源、电网、负荷、储能四方面协调配合，在供应侧通过包含可再生能源发电、调峰电源在内的多类型电源优化组合，形成相对可控的发电出力；二是通过需求侧管理等措施，配合储能设备的有序充放电，引导用户用电负荷主动追踪发电侧的出力情况。通过上述双侧协调优化过程，实现新能源新型电力系统面临的“双侧随机”问题的有效解决。本书构建的源网荷储协同优化模型包括电源规划、调度运行、综合决策等多环节模块，目的是在系统规划阶段就充分考虑“源—网—荷—储”四部分的协调配合，为系统规划提供决策依据和参考。
源网荷储协同优化模型主要包括投建和运行两大部分。电源规划和电网投资决策在满足电力系统供应需求约束以及系统安全稳定约束的前提下，以总投资费用*小为目标；电源规划和电网投资决策求解结果将进入模型运行模拟测算层面并实现相互校验优化。运行模拟采用日前+实时的两阶段优化模式，基于安全约束机组组合（security-constrained unit commitment，SCUC）和安全约束经济调度（security-constrained economic dispatch，SCED）的方法，对电源及电网的投建进行校验，若校验不通过则对规划结果重新进行修正。
1.1.3成本核算
成本核算模块是整个模型框架的输出模块，在接收研究对象及数据集、源网荷储协同优化结果的基础上对输入成本进行核算。目前在评估不同技术的发电成本时，*常使用的方法是计算并比较不同发电技术的平准化度电成本（levelized cost of electricity，LCOE）。LCOE是指能源相关系统生产单位能源所需的平均成本，计算方法为某一技术下发电机组生命周期总成本除以生命周期总能源生产量，在计算时会考虑生命周期内所有的成本，包括初期的建设成本、燃料成本、运营成本等。现行的电力市场中对于可再生能源的定价过程就是基于上述的LCOE计算方法展开的。
由于可再生能源自身具有波动性、间歇性等特质，以及可再生能源机组在电力系统中投建安装时要与系统中其他元件进行互动和协调等客观要求，当电力系统引入可再生能源机组时，除了可再生能源机组自身的投建费用和运营费用，整个电力系统还会承受一部分额外的成本。这一部分成本被学者定义为接入成本，根据其产生的原因，接入成本可以被分解为三个部分：平衡成本、电网相关成本以及使用成本。
平衡成本指的是新能源发电技术的不确定性和预测误差导致的成本，其产生的原因在于风电和光伏等新能源发电技术具有波动性和随机性的特点，在实际运行中难以准确预测和评估，包括自动发电控制备用成本、10分钟备用成本、煤耗率变化。一是由于新能源发电的不确定性和预测误差，为了保证电力系统的稳定与安全，需要相应增加旋转备用电源；二是新能源发电量的不确定性也可能导致常规火电发电厂的爬坡和循环增加，使发电机组磨损增加，常规电厂调度效率低下，导致整个电力系统成本增加。
电网相关成本指由于新能源电源区位限制产生的输配电成本和并网成本。由于发电厂的位置限制，新能源发电对输配电网基础设施的建设和完善提出了更高的要求，在投建新的新能源发电机组时，会伴随建设相关配套设施的输配电成本。尽管新能源发电机组和常规火电厂在内的各类发电机组都有一些选址限制，但风电和光伏发电受资源禀赋的约束更强，其机组位置受到当地自然条件的限制更多。如果想要实现新能源发电并网，一般需要修建新的输电线路或增加现有基础设施的容量来加固电网，以便将电力从生产中心输送到负荷地点，在这一过程中因修建新的输电线路和基础设施产生的成本被视作并网成本。
使用成本是指由于可再生能源的输出间歇性，维持旋转储备或额外可调度容量而产生的成本。由于新能源机组的边际成本优势，其在电力系统中会优先上网，需求负荷*线与新能源供电*线间产生了“剩余需求负荷”，也就是扣除风光发电外，剩余发电组合需承担的电力需求量。由于需求负荷是变动的，风电和光伏等新能源发电具有间歇性，这就要求煤电等常规机组灵活运行。使用成本可以被进一步细分为三种成本。一是由传统火电机组满负荷运行时间减少产生的成本，可再生能源机组的增加减少了火电机组的满负荷运行时长，而当火电机组以低功率运行时，一般意味着更高的煤耗率，使得燃料成本增加。特别是在火电机组固定成本不变的情况下，满负荷运行时间减少意味着其电力生产量减少，使得火电机组的发电成本增加。二是由可再生能源机组低容量可信度产生的运行备用成本，可再生能源机组很难减少对备用容量的需求，特别是在高峰负载时间，因为其容量信用较低。三是新能源发电量超过负荷产生的生产过剩成本，当可再生能源机组在整个电力系统中渗透率较高时，可再生能源机组的发电量很有可能超过自身负荷，产生弃电的现象，使得可再生能源机组的有效容量因子降低，单位度电成本增加。
从电力系统整体来看，可再生能源在渗透率下的接入成本为投建成本、固定运行维护成本以及日内可变成本之和与零可再生能源情况下系统的投建成本、固定运行维护成本以及日内可变成本的总和之差，具体计算如式（1-1）所示：
（1-1）
其中，为接入成本，即渗透率成本变化量；为规划年时间节点；为规划总年限；为元件类型；为包含火电、水电、风电、光伏、储能以及线路等在内的元件类型集合；为场景；为场景集合；为投建成本；为固定运行维护成本；为日内可变成本，包括日内发电成本以及日内实际运行相比于日前调度结果的调整而产生的成本。
（1-2）
其中，为可再生能源接入产生的边际单位容量成本，为运行层面分析产生的成本，表示渗透率下可再生能源接入在运行层面产生的成本与零可再生能源的运行成本之差除以总可再生能源的容量，含义为增加单位容量的可再生能源时系统的运行成本增加量；为光伏发电*大功率；为0-1变量，为光伏在时是否投建的标志；为光伏发电*大功率；为0-1变量，为风电在时是否投建的标志。
（1-3）
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