来源：产品展示 发布时间：2024-03-03 10:42:55
今天分享的是储能系列报告 ：《新配额制下高比例可再次生产的能源消纳优化研究报告》报告出品方： 《华北电力大学》
发展可再次生产的能源是实现我国能源革命战略和中长期“碳达峰、碳中和”目标的重要措施。在加强煤电清洁高效灵活利用的基础上，推动清洁能源成为能源增量主体，实现大规模可再次生产的能源并网消纳，构建以新能源为主体的新型电力系统，开启低碳供应新时代，是推动能源革命、实现碳减排目标的必由之路。预计非化石能源占能源消费总量比重在 2030 和2050年别达到 20%和 50%1在此景下，我国可再次生产的能源发展空间非常广阔。
自 2015 年开始，以风电、太阳能发电为代表的可再次生产的能源发电规模爆发式增长由于其发电出力的随机性、波动性和间歇性，为传统电力系统带来了一系列冲击和挑战大规模限电导致的弃风、弃光问题受到了学界和工程界的密切关注，怎么样更好的消纳可再次生产的能源成为热点研究问题。2016 年至今，国家出台了一系列政策优先保障风电和太阳能发电的并网消纳，截至2020 年底，弃风率、弃光率已较2015 年有一下子就下降，但三北地区个别省份的绝对弃电量仍不可忽视。2030 年，国家规划风电和太阳能发电装机规模达到 12 亿千瓦，如此大规模的可变可再次生产的能源并网发电，必将驱动传统电力系统在调度方式、交易方式上做出调整，以适应高比例可再次生产的能源的消纳，电力系统灵活性是保障高比例可再次生产的能源并网消纳的现实关键基础。高比例可变可再次生产的能源的出力波动对电力系统灵活性形成了新的挑战，现有的电源侧、电网侧、需求侧和储能侧灵活性资源不足以支撑高比例可再次生产的能源并网消纳需求，吸需通过各类灵活消纳激发鼓励措施提升电力系统灵活性。
“具有中国特色的新可再次生产的能源配额制”影响深远。2019 年 5月，我国发布的以可再次生产的能源电力消纳责任保障机制为基础的新配额制，具有强制考核用户侧多主体责任消纳量、优先鼓励就近消纳等特征，标志着中国特色多主体配额制郑重进入考核阶段，也代表着电力调度和电力市场出清必须在低碳性和经济性等传统优化目标基础上，引入可再次生产的能源消纳责任权重的强制约束4]。这对于我们国家发展高比例可再次生产的能源具有积极的保障推动作用。
西北地区作为全国重要的可再次生产的能源，特别是非水可再次生产的能源的集中大规模开发利用基地，为电力净输出地区，在新配额制下的消纳潜力仍有很大提升空间，促进西北地区高比例可再次生产的能源消纳优化的方法有望推广到全国，引领各省和别的地方加速消纳策略优化研究、尽早制定因地制宜的消纳实施方案。同时，西北地区各省域灵活性资源分布特点互补性强、协同基础好，在消纳责任权重考核中，西北地区各省域执行不同的消纳责任权重，但各省域灵活性资源能轻松实现区域内互补，作为区域协同就近消纳的典型，具有实际意义。西北地区既有较为丰富的风电和太阳能发电资源、又有相对紧密的省域互联网架结构和在运行的跨省跨区可再次生产的能源输电通道，既有潜力进一步挖掘区域内本地生产的可再次生产的能源电力充分就近消纳、又有条件对区域外特别是华中和华东地区输出可再次生产的能源电力，高比例可再次生产的能源消纳颇具潜力和挑战性。
（1)从西北地区的真实的情况出发，最大限度地考虑了该区域的电源机组状况和网架节点特征，从多研究主体、多市场空间、多调度方式、多参数设置、多情景优化等方面展开的新配额制下高比例可再次生产的能源消纳的案例研究有着非常强的现实指导意义;
(2)通过构建常规和新配额制下的高比例可再次生产的能源消纳优化模型体系，对实施新配额制前后的可再次生产的能源消纳情况做了详细的量化分析与对比，可以直观体现新配额制对促进和改善可再次生产的能源消纳状况的有效性:
(3)分别对新配额制下高比例可再次生产的能源经济消纳和低碳消纳的单目标、双目标优化方案进行量化分析，并比较不同目标导向下的可再次生产的能源消纳效果，对明确高比例可再次生产的能源消纳目标及配额分配决策具有参考价值;
(4)于确定性报价和不确定性报价的新配额制下电能量市场和辅助服务市场联合出清模型，研究辅助服务报价模式、报价水平和报价不确定性对双市场出清及区域整体可再次生产的能源消纳指标的影响，对于完善电力市场之间的竞争机制和提升可再次生产的能源消纳水平具备极高的参考价值。
虽然近年来的两大电网公司组织可再次生产的能源消纳的实践已经摸索出一套适用于我国国情的消纳措施组合，国内的学者仍致力于量化分析和比较不同灵活消纳措施的实施效果和实现成本。研究重点是消纳影响因素贡献度测算和消纳能力评估，研究思路一般是基于各类消纳影响因素贡献度分析，通过模拟仿真现实电力系统，分析不同政策情景下消纳能力的演变，从而评估系统消纳能力[5-101。文献11]根据消纳空间理论，即用电负荷越高、电网平衡调节能力越强、电网输送容量和配置范围越大，可再次生产的能源理论消纳空间越多，总结可再次生产的能源消纳电源侧、电网侧和负荷侧的影响因素，提出不同影响因素对可再次生产的能源消纳贡献度的分析方法，利用时序生产与模拟仿真比较分析电力系统供给侧-电网侧-需求侧三类影响因素对可再次生产的能源消纳的贡献度，分析了不同消纳措施对减少弃风、弃光的影响。此类研究旨在探索消纳贡献最多的影响因素，为后续有明确的目的性的选择消纳策略准备好。针对近年来关注度较高的火电机组灵活性改造问题，研究人员致力于缓解高比例可再次生产的能源并网消纳与不灵活火电机组的低效率运行之间的矛盾(231提出了一系列灵活性改造方案，改造参数主要涉及最小技术出力、爬坡率和启停时间(4,15)，分析了火电机组可否通过灵活性改造，以更低的最小技术出力、更快的爬坡速率和更短的启停时间提供满足系统要的灵活性水平[16171与投资燃气电站和抽水蓄能电站等各类灵活性措施相比，灵活性改造改造周期短、投资所需成本低18-201，证明了火电机组灵活性改造是短期内增加中国电力系统灵活性最可行方法。
在电力市场过渡时期，促进高比例可再次生产的能源就近消纳是落实基于消纳责任权重分配的新配额制的关键。由电源结构和电源调节性能决定的电力系统调节能力，是就近消纳的关键制约因素。在短时间内改变不灵活的电源结构是很困难的。不灵活的燃煤发电在当前及未来较长时间范围内在发电结构中仍将占据核心地位。因此，利用和提高火电机组，特别是燃煤发电机组的调峰性能，慢慢的变成了当前最可行的促进高比例可再次生产的能源就近消纳的方法。在通过改进火电机组调峰性能破除电力系统物理消纳壁垒的同时，与之相配套的市场化运营机制也待完善。其中，自备电厂与非水可再次生产的能源发电机组的发电权交易是西北地区比较有代表性的方式，它促使火电机组在现有电力系统调峰能力的基础上为可再次生产的能源发电让渡发电空间，从而在责任消纳量的基础上，实现超额消纳[211与该研究评估就近消纳潜力的方法不同，其他研究机构也对类似的情景，即增加燃煤机组调峰能力和增加自备电厂与可再次生产的能源机组的发电权替换交易，所带来的消纳增量进行测算，结果更贴近于实际电力系统的运行，以其中最有代表性的有两种测算研究为例，说明其主要研究思路和重点结论
国家电网能源研究所(SGERI) 开发的第一种测算方法中，对火电机组进行灵活改造，使其最小技术输出功率能够达到额定装机容量的 30%和 40%22。整个省级电力系统案例的总改造计划涵盖了4 至16GW 的发电机组。由于增加的可再次生产的能源消纳量等于减少的可再次生产的能源限电量，相关的数据能够准确的通过本文作者设定的相同改造规模计算出来。同样地，对于能够准确的通过自备电厂发电权替换交易和可再次生产的能源弃电率之间的关系来计算对应交易规模下的新增消纳量。中国电力科学研究院(CEPRI)开发的第二种方法说明了增加的替代量和减少的可再次生产的能源弃电率之间的关系123]。因此，对于发电权转让交易的测算结果也可以相同的转让规模，通过趋势扩展来计算。所有这些结果都是基于类似的条件和相同的典型年份(从 2015 年到 201 年的数据计算出来的，和文献[21]估算的就近消纳潜力结果一起，在表1-1 中进行了汇编整理，以便于相互比较。文献[21]的研究中对可再次生产的能源消纳水平的估算是假设在目前条件下，只要立即采用第一种方法，省级电力系统理论上可以消纳的最高可再次生产的能源电量，比 SGERI 的估计更乐观。拥有大量自备火电机组的省份对第发电权替换方法更加敏感，新疆的所有估算值是甘肃和宁夏的数倍。考虑到目前可再次生产的能源的利用水平相比来说较高，当计算回溯到2015 年和2016 年时，2016 年至2019 年实际增加的可再次生产的能源消费量可以间接反映出未来可再次生产的能源消纳量增加的潜力上升。可再次生产的能源的实际增加的可再次生产的能源消耗量远远低于从三种方法获得的最大估计值。
深度调峰辅助服务市场为燃煤机组积极开展灵活性改造提供了经济激励124]，火电机组降低到对应负荷率区间的出力水平能够轻松的享受对应的激励计划。这部分收入可拿来抵消火电机组因利用小时数降低而造成的收入损失125.26]。火近来火电机组的利用小时数持续下降，部分机组没有足够的动力参与实施灵活性改造和深度调峰，不仅是由于补偿力度不足、改造资金不足，对这一激励政策的长期稳定执行预期没有信心，存在增加安全和经济运行的风险，也是重要的制约因素。因此，许多研究进一步改善这种金融工具的市场设计，以便能够实施更多的灵活性改造[271。
当前研究的热点是设计各利益主体协调一致、区域间深度合作的可再次生产的能源协同消纳策略和机制，其重点研究内容一般来说包括三方面主要内容，对各类可再次生产的能源影响因素的深度分析，对其解除约束后可释放的可再次生产的能源消纳潜力及其综合效益做评估，二是在考虑区域整体经济性、环境效益和消纳责任的基础上，探讨区域可再次生产的能源消纳策略的优化:三是综合权衡多利益主体的利益互补及让利空间，以及多区域在时、空、量及源、网、荷、储的互补需求，构建多主体、多区域、多时段、多市场空间的协同消纳模型。
可再次生产的能源配额制(RPS)是突破高比例可再次生产的能源消纳难题的重要政策工具，国外学者的研究集中在政策的演进及对部分国家和地区配额制实施状态和效益的评价。文献1281分析了美国可再次生产的能源配额制二十年的政策演变，并定量评估配额实施的严格程度对可再生能源发展的影响。文献[29]使用综合操控方法对美国德州进行了案例比较研究，通过统计测试表明配额制不是德州电价上涨的主因。当 RPS 与 TGC 一起被实际采用时，中国的电力供应结构、碳排放减少、电价、可再次生产的能源投资决策、社会福利和政府支出等方面将发生巨大变化[30,31]
在 2018 年年底发布需求侧为考核主体的配额制政策以前，中国出台的配额制政策在配额考核主体上与国际通行的可再次生产的能源配额制一样，同可再次生产的能源消纳没有直接影响关系，而是通过影响电力供应中可再次生产的能源发电的比例，间接提高了可再次生产的能源的被动式消纳。这一阶段的国内研究大多分布在在可再次生产的能源配额分配等顶层设计机理和引入中国的预计政策效果评价。其中文献[32]将经济能力、发展的潜在能力、配额责任和基础设施律设等原则引入到可再次生产的能源配额制的配额分配中，并从市场主体参与意愿的角度构建了配额制下地方政府、电网企业和发电企业的博弈决策模型，从经济学角度分析了配额制与上网固定电价、碳排放交易和市场机制的衔接问题。文献[33]结合系统动力学和演化博弈论两种方法分析了中国以配额制和绿证交易逐渐替代可再次生产的能源补贴政策的演化过程中能够大大减少的弃电量。
2018年开始，配领制在中国的考核主体主要从发电侧转移到供售电公司和电力用户，许多学者分析了新配额制的预期推行效果，文献134]等利用动态可计算一般均衡分析了新配额制促进消纳的效果及其在中国的实施前景。研究了配额制对电力零售市场的必然影响35)。文献36]从可再次生产的能源供应和需求的角度分析了新配额制的可行性，并发现可再次生产的能源的弃电率因 RPS 而减少。基于这一研究，文献[37]有必要从省级层面对中国的新配额制进行进一步的前景分析，着重关注配额的完成情况和与之相适应的消纳措施。
作为可再次生产的能源配额制的补充，中国还提出了绿色电力证书交易体系。国内学者对绿证交易的研究大多分布在在市场主体的交易策略和效益分析，多采用各类多目标优化模型，或对交易的博弈过程进行建模，其中，文献[38]梳理了全球绿色电力市场有关证书流动性的政策机制。文献[39]分析了我国绿色电力证书价格的形成机理及影响因素，并提出了我国绿色电力证书价格机制实施方案。文献[40]使用多元向量自回归方法分析绿证交易市场、碳排放市场和电力市场中价格之间的关系，实证检验了瑞典和挪威联合的绿色证书交易系统中的绿色证书价格、欧盟碳排放交易系统中的谈价格和北欧联营电力市场的电价之间的相互作用。文献[41]通过整合两阶段随机规划和随机鲁棒规划等优化技术，提出了一种能够迅速求解的绿色证书模糊随机鲁棒优化模型并评估了绿色电力证书能轻松实现的减排效果。为了检验配额制和绿色证书交易的实施效果，许多学者对可再次生产的能源配额制和可再次生产的能源消纳优化进行了卓有成效的研究[42]
我国最近出台的可再次生产的能源消纳保障机制将于 2020 年开始执行，这个具有中国特色的可再次生产的能源配额制将对我国可再次生产的能源的发展产生深远的影响。在此背景下，以下三个方面问题有待更深入的研究。
(1)基于最新可再次生产的能源配额制政策框架的可再次生产的能源电力消纳中国自2007 年引入发电侧配额制后，截至2019 年5月新版配额制文件出台，陆续已经发布了八版政策文件，最新发布的可再次生产的能源电力消纳保障机制及消纳责任权重考核办法相对传统意义上的可再次生产的能源配额制有了大幅度变化。因此，作为中国可再次生产的能源消纳的强力支撑政策，未来可再次生产的能源消纳策略的优化不能脱离这一基本政策框架基于最新配额制规定的可再次生产的能源消纳优化急需深入研究。
针对可再次生产的能源消纳相关市场主体利益博弈的研究较少，电力用户-供/售电公司-电网企业-发电企业-地方政府-中央政府承担消纳的职责、完成消纳的动机不同，特别是相关市场主体的决策偏好与政府部门的统筹方向有很大差异，因此有必要综合考虑各利益主体的诉求，探索异质利益主体协同消纳可再次生产的能源的策略。
针对区域协同消纳机制的研究较少，不一样的区域在可再次生产的能源分布与消纳、调度与交易、电网相互连通等方面有几率存在很强的互补性，如能通过恰当的机制设计使地区间紧密协作，互惠共赢，将会极大提高可再次生产的能源消纳空间，因此有必要对区域间协同效应进行深入分析，构建多区域协同消纳机制并验证其实施效果。
近年来系统优化理论在电力系统代表性实际应用，是电力系统随机生产模拟、电力系统随机规划方法和电力系统机组组合与经济调度的研究14353]一般是从电力系统的运行和调度以及可再次生产的能源的规模和布局出发，研究我国可再次生产的能源消纳难题的成因，大多基于实际电力系统运行参数的远期或近期模拟仿真平台，以及庞大的电力系统数据库，提供利于执行的系统运行和调度优化建议:在政策研究领域最具代表性的应用，-般涵盖了于可再次生产的能源消纳优化模型的提出、政策措施的作用机理分析和情景模拟、算例仿真或案例分析等内容，大多更关注优化模型以及求解算法的创新，根据模型的复杂程度选择IEEE 标准节点检测系统为简单算例，论证模型的合理性和有效性。
在满足供电可靠性和安全性的基础上，提升某地区可再次生产的能源电力消纳潜力是类研究要解决的最要紧的麻烦。一方面是前文中介绍的基于消纳空间理论的可再次生产的能源消纳影响因素及其贡献度分析，另一方面是释放消纳潜力策略的作用机制及技术-环境-经济综合表现评估。供给侧-电网侧-需求侧三类因素又可大致分为决定性因素和制约性因素，这一些因素释放消纳潜力的作用机制不同，在技术条件约束、环境指标约束和经济性约束下释放消纳潜力的表现各异。在此情况下，此类研究旨在提出一种计算消纳潜力的方法，同时以例如合成变量控制法模拟释潜策略的实行对可再次生产的能源消纳潜力的影响，得到现存技术条件和电网安全容许的消纳空间上限。引入环境约束、经济性约束，考虑投资成本、改造成本和时间成本，进一步计算释港上限的收缩情况。在此基础上考虑未来电力供应和需求形势、可再次生产的能源机组在增量电力消费市场的预期表现，进一步分析整个地区在增量情景下提高消纳比重的潜力。
在可再次生产的能源消纳保障机制的政策框架下，消纳策略的选择是否得当必然的联系着区域内各种类型的市场主体承担消纳责任的积极性。消纳责任权重考核办法以直接考核各类主体实际消纳量为主，实际消纳量达不到目标消纳量的市场主体，能够最终靠超额消纳量交易和自愿绿证交易两种市场化的手段辅助完成消纳责任。各市场主体的实际消纳量共同构成了区域就近消纳量和跨省跨区消纳量。对省级能源主管部门而言，消纳策略可根据促进就近消纳和跨省跨区消纳的原则细分。不同消纳策略受交易机制、政策补贴、市场之间的竞争、输配价格等影响，收益和成本情况大有差异。此外，消纳量从属权转让交易和自愿绿证交易的经济性也需要酌情考虑，因此，此类研究最重要的包含以下两部分研究内容一是分别从就近消纳和跨省跨区消纳论述省级行政区域消纳责任权重实现策略，并考虑不同市场条件下实施策略的作用机理、不同策略的效果和实施成本。二是从区域整体的方面出发，考虑经济性、环境效益和消纳责任，在能耗双控考核基本满足规定的要求、实际消纳权重达到最低消纳责任权重的约束下，建立分层优化模型进行消纳策略的优化研究，探索适用于该地区的最优消纳策略组合。
可再生能源电力的大规模消纳，微观上离不开“电力用户-供/售电公司电网企业-发电企业-地方政府-中央政府”多异质利益主体的共同协作，宏观上也离不开“资源票赋消纳能力-电网设施-发电结构”优势互补的多省级行政区域之间的深度协同。不仅是在电网相互连通、调峰能力共享、跨省跨区风光水火联合调度等技术或物理层面，这种协同还体现在电力市场、碳交易市场和消纳量辅助交易市场的深度耦合，更体现在指令性和市场激励性政策目标的高度统一因此此类研究内容多集中分析多主体和多区域协同下不一样的种类消纳策略的耦合效应，探析协同消纳机制及政策。
一是多异质利益主体协同机制研究。“电力用户-供/售电公司-电网企业-发电企业-地方政府-中央政府”构成了可再次生产的能源消纳的异质利益主体和责任链条。该利益责任链条中，其起点又是大量的异质电力用户。由于实际中行为的随机性、信息的不对称、有限理性约束、交易成本约束和机会主义的存在，利益责任链中的主体之间形成的契约约束往往是不完全契约。在这种情况下，各主体对消纳策略的决策偏差难以受到契约的界定及规避，而使得可再次生产的能源消纳方向发生偏移。因此不同主体及不同环节之间是不是形成种协同机制，从而坚定链条的稳定性是此类研究的最终归宿。
二是多区域协同机制研究。“资源票赋-消纳能力-电网设施-发电结构”的优势互补区位互补、互惠共生和合作共赢是多区域协同的基础。长期以来,我国电力按省域平衡，发用电计划由地方政府主导制定，对电能实行统一分配，计划管理体制根深蒂固。市场交易计划的刚性执行，降低了系统的调节灵活性，制约了可再次生产的能源消纳。区域协同消纳机制在市场过渡期的第一个任务一种原因是模拟未来市场运作，改变省内原有的火电发电计划机制，充分挖掘本地消纳空间;另一方面是统筹协调利益关系，形成可再次生产的能源受入省和输出省补偿机制，打破省间壁垒，提高跨省外送可再次生产的能源电量。长期内区域协同消纳机制旨在加快构建全国电力市场，形成中长期交易为主、临时交易为补充的交易体系和市场规则完备的可再次生产的能源交易机制，放开电力用户跨省跨区购买可再次生产的能源的选择权，推进跨区跨省现货市场。
新配额制下提出了基于固定电价制与配额制并行的电力市场均衡模型，在提升绿色电力强制配额上网环境下总效益的同时，平衡利润和电价波动所带来的风险。设计了适应可再次生产的能源配额制的电力市场体系，包括可再次生产的能源中长期市场、可再次生产的能源日前市场、分时竞价的日前电力交易市场、实时电力交易市场、消纳量二级交易市场和绿证申购交易市场等154-62]
其中研究人员关切的使需求侧资源引入辅助服务市场后的机制设计，对于三类辅助服务市场和电力现货市场试点地区所采取的基本设计思路不同。对尚未建立两种市场的地区，需求侧资源以参与削峰填谷为主，结合实际响应电量和合约价格补偿机制获得经济补偿。初期可采用固定价格补偿方式，适当提高固定价格水平激励各类灵活性资源参与辅助服务市场，加快培育市场意识:对试点辅助服务市场的地区，以参与调峰辅助服务为主，需求响应交易主体向市场运营机构申报容量和价格，集中优化出清、安全校核，按价格补偿机制结算。过渡期可逐步降低固定价格水平，将部分辅助服务成本收益合理分摊。优化调整报价及分摊机制，激励各类资源提升灵活性能力，做好与现货市场设计衔接。对试点电力现货市场的地区，以电量交易为主，削峰响应主体作为正电源在竞价中标时段削减电力负荷，填谷响应主体作为负电源(用户)在竞价中标时段增加电力负荷。成熟期:按照“谁提供、谁受益，谁使用、谁承担”的原则，向参与市场交易的电力用户、新能源发电企业和未履行调峰义务的火电机组按照电量比例分摊。研究高比例新能源参与的电能量和辅助服务双市场联合报价报量优化出清模型，公映灵活性机组的调节效益，实现社会福利最大化和新能源消纳。
(1)高比例可再次生产的能源消纳优化模型构建及应用研究首先在基于安全约束的机组组合和经济调度模型基础上，进一步细化大规模机组组合和经济调度的模型约束和目标函数，特别引入省域互联约束和区外输电容量约束等，并对其中非线性化的约束或目标函数进行线性化处理，以提高模型的求解速度;随后详细的介绍了面向西北地区高比例可再生消纳的案例，重点说明了其含高比例可再次生产的能源电网结构较为复杂、机组组合规模较大等特点，为后文构建的模型提供复杂而接近实际的应用场景，使模型分析结果更具合理性。最终建立可持续运行、初始运行结果合理、约束精细的面向西北地区高比例可再次生产的能源灵活消纳的高比例可再次生产的能源经济消纳优化模型。适用于大规模机组组合、高比例可再次生产的能源并网情景下一日运行优化决策的快速求解。随后基于西北地区案例，评估电源侧、电网侧和需求侧四类灵活消纳措施促进高比例可再次生产的能源消纳的效果和经济效果。
(2)新配额制下高比例可再次生产的能源消纳优化模型构建设定了经济与低碳两个消纳目标，意图通过对两个单目标及双目标下可再次生产的能源消纳优化模型优化结果的对比，明确新配额制下高比例可再次生产的能源消纳的决策目标。首先是在高比例可再次生产的能源消纳优化模型基础上，考虑新配额制下省域可再次生产的能源消纳责任权重分配的设定，引入省域消纳责任权重约束和可再次生产的能源输送配比约束，并对相关非线性约束做线性化处理，对案例中已知的 305 台火电机组的成本和技术参数、风电和太阳能发电机组出力的 8760 时点序列、用电负的 8760 时点序列等参数，及未知的机组优化期初始阶段运作时的状态、初始分配的省域消纳责任权重、各省域和各网络节点间输电容量、区外输电容量、可再次生产的能源输送配比等做模型测试和参数校验，一方面找到机组相对合理的初始状态，便于对模型优化结果做评估和比较，另一方面验证模型对不同初始状态的适应性，以增加模型的可运行空间和调节裕度，最终建立新配额制下高比例可再次生产的能源经济消纳优化模型:在此基础上，引入区域整体碳排放的目标函数和复杂节点系统中各节点间输电容量的限制约束，分别建立基于省域互联和网架互联的低碳消纳优化模型:随后考虑区域整体的碳减排和区域整体购电费用的均衡，将风电和太阳能发电的购电费用引入到目标函数中，建立双目标低碳经济调度模型并介绍帕累托最优的求解方法。
基于新配额制下高比例可再次生产的能源消纳优化模型和西北地区案例，分析省域消纳责任权重分配对西北五省域和区域整体完成经济消纳的相关成本指标、碳排放指标和消纳指标的优劣，进一步评估新配额制下西北地区电源侧、电网侧和需求侧四类灵活消纳措施促进高比例可再次生产的能源消纳的效果，比较提高省间输电容量、提高区外输电容量、提高可调节负荷灵活性水平、提高火电机组的调峰深度四种情景下，区域整体经济性和减排效果的差异，得出新配额制下西北地区高比例可再次生产的能源经济消纳的最优省域消纳责任权重分配方案和灵活性提升方案。接着对比新配额制实施前后的经济消纳优化结果分析新配额制对灵活消纳措施效果的影响。随后基于高比例可再次生产的能源低碳消纳优化模型，分析新配额制及网架结构对低碳消纳的影响，对比分析经济消纳与低碳消纳的优化结果差异。最后仍以西北地区作案例研究，基于双目标优化模型，对比双目标与单目标优化结果的差异，分析省域消纳责任权重分配和非水可再次生产的能源是否平价上网对区域整体和省域个体的碳减排、购电费用、发电成本及消纳指标的影响。
(4)新配额制下基于市场交易的高比例可再次生产的能源消纳优化模型构建及应用研究详细引入了西北地区上调频市场、下调频市场、上旋备市场、下旋备市场和深度调峰辅助服务市场五种辅助服务市场，与日前电能量市场形成联合出清，设计相关市场约束、机组提供电能量和辅助服务的容量耦合约束和爬坡能力约束等，首先基于辅助服务确定性报价，在两种辅助服务需求水平下，分别求出中标结果和对应时段的市场出清电价，分析得出不同辅助服务需求水平对区域整体和省域个体消纳指标、经济性和减排效果的综合影响;随后在考虑辅助服务市场报价不确定性的基础上，建立鲁棒联合出清模型，求出并列示该组中标结果，分析辅助服务报价模式、报价水平和报价不确定性对区域整体消纳指标、经济性指标和碳排放指标的影响。
(1)构建了面向高比例可再次生产的能源消纳优化模型。该模型最大限度地考虑可变可再次生产的能源的出力特性，以基于安全约束的机组组合和经济调度模型为基础，细化了模型约束和目标函数，特别引入了省域互联约束和区外输电容量约束等，使模型适用于大规模机组组合、高比例可再次生产的能源并网情景下一日跨省联合运行优化决策的快速求解。
(2构建了基于不同目标导向的新配额制下高比例可再次生产的能源消纳优化模型。在高比例可再次生产的能源消纳优化模型基础上，分别以区域整体发电成本最小、区域整体碳排放最小、区域整体购电成本与区域整体碳排放最小为目标，引入了省域消纳责任权重约束、可再次生产的能源输送配比约束等建立适用于新配额制下含高比例可再次生产的能源电力系统运行优化的经济消纳优化模型、低碳消纳优化模型和经济与低碳双目标消纳优化模型。(3)构建了基于市场交易的新配额制下高比例可再次生产的能源消纳优化模型。该模型计及含五种辅助服务品种的日前辅助服务市场和日前电能量市场，分别基于确定性成本报价和不确定成本报价，构建了地区级省域互联的日前电能量市场和日前辅助服务市场联合出清模型，考虑了高比例可再次生产的能源的并网消纳和新配额制下省域消纳责任权重的要求，使模型适用于电力交易机构设计面向新配额制下高比例可再次生产的能源消纳的市场出清引擎，通过组织联合出清提高市场配置效率。
(4) 构建了面向西北地区高比例可再生消纳的案例系统。该案例系统以面向 2030年西北地区输电网规划的 HRP-38 节点系统及其庞大数据为基础，根据西北地区电网结构、电源结构和负荷特性的实际特点，调整并补充了大量参数，构建了含 305 台火电机组、132 台水电机组、2208 台风电机组和 3571 台太阳能发电机组的机组组合场景并以脱敏数据形成的西北主网拓扑结构和 206 条输电线路容量数据充分计及西北区域内省域互联。将本文构建的全部优化模型均以西北地区案例为应用场景，比较分析不同模型的优化结果，并以此为基础提出政策建议。
本章总结了我国电力系统灵活性资源利用情况、可再次生产的能源配额制演变历程和新配额制特点、多尺度电力市场交易体系建设现状，以及基于电力系统优化理论的可再次生产的能源消纳优化方法，为后文对新配额制下高比例可再次生产的能源消纳优化模型的进一步研究奠定理论基础。
可再生能源发电的随机性和波动性特征，对电力系统灵活性提出很高的要求。电力系统对发电出力或用电负荷大幅度波动快速响应的能力即为系统灵活性，广义的灵活性资源分布在电源侧、电网侧、储能侧和用户侧，具备为系统提供额外功率(上调节)或削减多余功率(下调节)的灵活调节能力。常见的电力系统灵活性资源主要有:可调节式水电站、燃煤发电机组、燃气发电机组等电源侧资源:电网互联互济等电网侧资源，约束型和激励型需求侧管理等需求侧资源:电池储能、抽水蓄能等储能侧资源。其调节方向多为双向调节，响应方式一般为机组启停或增减出力，燃气发电机组和抽水蓄能由于调节能力较强、响应速度较快、响应方式多样成为北欧等地区最受欢迎的灵活调节资源。(1)发电侧活性资源利用情况是火电机组的灵活性改造。
如表2-1，由于我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源较少，从2016 年开始我国西北、华北和东北几个燃煤发电占比较高的地区，主要是通过燃煤火电机组的灵活性改造，提高火电机组的调节性能，并严格执行火电最小运行方式，为非水可再次生产的能源电力让渡更多发电空间。2016 年累计通过火电机组灵活性改造增加了 63.7 亿千瓦时的非水而可再次生产的能源消纳量;2017 年共有 26 台机组完成灵活性改造，额外消纳了9.3 亿千瓦时的非水电可再次生产的能源电力:2019 年由火电灵活性改造驱动的消纳量达到了 189 亿千瓦时[21截至2019 年底全国完成的煤电机组灵活性改造容量已达到5775 万千瓦，其中东北地区由于补偿政策执行较早，火电公司参与灵活性改造的积极性较高，已完成改造规模3378 万千瓦，而华北和西北地区改造进度较慢，改造容量规模为 1468 万千瓦和929万千瓦163]根据电力规划设计总院的测算，未来三我国电灵活性改造大多分布在在三北地区，改造需求将达到 8000 万于瓦左右。火电机组灵活性改造有多种技术路线，按目前的技术水平，国内纯凝火电机组最小技术出力一般在 50%左右，爬坡率在每分钟 1%额定容量左右，改造后能轻松实现纯凝火电机组最小技术出力达到30%-40%额定容量，热电联产机组最小技术出力能够达到 4050%额定容量，爬坡率达到每分钟 3%额定容量[151其中，对热电联产机组，通过备储热、安电热锅炉等方式实现供暖季供热求和供电需求的解翘，并严控其按照最小运行模式输出功率，可以大幅度提高电源侧灵活性水平。
是自备电厂的发电权替换。在新疆、山东等自备电厂占比较高的省域，通过可再次生产的能源发电商与火电自备电厂之间的发电权替换，也可以有效提升电源侧的灵活性，增加消纳量。在 2015 年出现严重的太阳能发电和风电限电情况后，2016 年陕西、甘肃、青海、宁夏和新疆通过发电权替换，增发非水可再次生产的能源电量分别 3.9 亿瓦时18.9 亿千瓦时5. 亿瓦122亿千瓦时和79 亿千瓦时。
由于电网项目的审批通常滞后于非水电可再次生产的能源项目的审批在2015 至2016年部分远离电网负荷中心的光伏或风电项目，由于缺乏配套的电网项目，无法及时接入电网，出现了非常严重的窝电情况。近年来，以西北五省为代表的风电、光伏装机大省已经基本解决了风力和太阳能资源丰富地区因配套并网工程建设滞后而造成的断面限制问题，省级电网的结构得以完善，电网侧灵活性增强。
由于同一地区内相邻省域之间的联系比跨区域的联系更加紧密，扩大省际输电能力成为非水可再次生产的能源电力大范围配置的重要方式，有助于整合区域电网内各省的区位优势，实现区内灵活调节资源的跨省互补,提高区域整体的电力系统灵活性水平。近年来，新建500-7501kv 省际联络线 年“三北”地区通过累计利用该灵活性资源增加了 61.9亿千瓦时的非水可再次生产的能源消纳量。
三是跨省跨区远距离特高压输电线路中国已经在全国范围内建设了 8 条特高交流输电线。自建成以来要用于省区远距离输电，也有一部分可再次生产的能源电力得以实现远距离输送，以 2016 年为例，全部特高压线路中非水可再次生产的能源输送配比最高的为 29%，虽然专门输送非水可再次生产的能源的特高压线路较少且在技术上存在限制，特高压输电通道的建设仍能增加电网在更大范围内配置电力的能力，进一步提升电力系统电网侧的灵活性。
以需求侧响应和可中断负荷控制为代表的需求侧灵活性资源引入国内较晚，尚处于起步发展阶段。储能侧资源由于投资所需成本较高，目前小规模试点电化学储能项目较多，大规模商业应用项目较少16469)抽水蓄能的建设条件受当地自然环境的制约大、建设周期较长，短时间内能投入运行的容量有限170-5)截2020年，西北地区仅陕西、宁夏和新疆有在建抽水蓄能电站容量520 万千瓦，无在运容量。目前我国在运抽水蒂能电站装机规模 3179 万千瓦，在建规模 5463 万千，预期到2025年，在运装机总规模将到6200 万千瓦(761
可再生能源配额制的引入和演变可大致分为两个阶段。从 2007 年开始对电力供应商的可再次生产的能源装机容量和发电量占比做评估，即通常意义上的发电侧配额。2012 年和2014 年对多主体配额制的政策框架进行了更新，明确了政府承担实施发电侧配额过程中的行政责任，而电网公司和发电企业则分别履行配合执行和合作的义务。这一阶段的发电侧配额政策激发了大规模的风力和光伏电站建设热潮，但并没有前瞻性地考虑到装机规划与消纳能力相匹配，对 2015-2017 年集中出现的大规模风电和太阳能发电限电问题，并没有给出理想的解决方案。随后，在 2018 年3月 23 日发布的第一次配额制政策修订方案中，将配额考核的评估对象和指标从发电侧转为需求侧177]，强调配额的考核评估完全以强制性可交易绿色电力证书为媒介进行。2018 年11 月9国家发改委正式对外发布《可再次生产的能源电力配额及考核办法》与该年度第一次政策修订相比，第二次修订方案在绿色电力证书的交易规则上更加具体1781这一版修订方案某些特定的程度上代表了中国官方发布的最接近国际通行可再次生产的能源配额制的政策文件。
2018 年年底，以《关于试行可再次生产的能源配额制的通知》形式发布的第三次配额修订方案公布[79]。相较于强力的第二版方案，配额考核不再坚持实行强制性绿色电力证书交易，而是以实际物理消纳量(列入实际电力电量平衡的消纳量)为主，自愿绿证交易为辅的评估方式，强制绿证再次搁浅。随后在 2019 年 5 月，最新修订的《可再次生产的能源电力消纳保障机制》正式公布4]，延续了直接考核消纳量的方法，自愿绿证交易和超额消纳量直接交易可当作补充方式，辅助责任主体完成消纳责任权重，虽然形式上已经颇具中国特色，但政策原理仍与国外普遍实行的可再次生产的能源配额制类似，因此本文将可再次生产的能源电力消纳保障机制及其包含的消纳责任权重分配和考核方法，称为新配额制。(2)基于可再次生产的能源电力消纳保障机制的新配额制
根据新配额制规定，各省级行政区域的消纳责任权重将每年分配一次，由各省负责组织实施和评估。省域消纳责任权重，可通过预测省内发电、省内用电的可再次生产的能源电力并网发电量，省外发电、省内用电的净输入可再次生产的能源电力电量，及省内电力负荷水平和年用电量提前一年滚动计算。省域内参与配额考核评估的责任主体有两类:一类是各种售电公司，包括不拥有配电网经营权的独立供电公司、隶属于省级电网企业并直接向最终用户供电的供电公司，第二类是通过电力批发商业市场购电的电力用户以及拥有自备电厂的高耗能企业。鼓励各类责任主体，在其电力需求或供应总量中相应购买或出售与所在省域分配的省级消纳责任权重相同比例的可再次生产的能源电力。按照已经发布的 2019年至2020年各省最低消纳责任权重指标和激励性消纳责任权重指标，新配额制已经真正开始运行和考核，这标志着中国的可再次生产的能源配额制的考核重点由发电侧转移到需求
-是优先鼓励就近消纳。新配额制明确鼓励电力净输出省份应第一先考虑最大限度地就近消纳，其他电力净流入省份应第一先考虑充分消纳附近的可再次生产的能源，然后最大限度地跨省或跨区域消纳。新配额制引导所有责任主体深入开发就近消纳潜力的背景。中国的能源资源和需求逆向分布的特点决定了华北、东北和西北地区可再次生产的能源资源大规模集中式的开发利用模式，由于资源富集区一般远离负荷中心区，过剩的电力供应需要通过电网在更大范围内配置180.81]。然而，长期以来一直由各省组织电力电量平衡，发电计划是在地方政府的领导下制定的，在以计划为主的模式下，省级经济利益驱动的行政干预阻碍了电力的跨省交流。虽然中国正在积极地推进发用电计划的有序放开，但计划电量占基准小时的比例仍高居不下。火力发电计划和交易合约计划的刚性执行降低了电力供求实现实时动态平衡的灵活性，限制了可再次生产的能源的电力输出。此外，“三北”地区可再次生产的能源的物理输电能力不够，仅占可再次生产的能源装机容量的 22%，并且还常被燃煤发电基地的输电任务所占据。虽然中国正在加快电力行业的机制改革，但全国统一的电力市场还没有完全建立。有利于打破省际壁垒，促进跨地区、跨省区用电的市场机制尚未形成，在这一个市场过渡阶段，大范围的跨省跨区消纳容易被技术和市场等条件制约，就近消纳反而比较可行。
二是以直接考核物理消纳量，取代强制性绿证交易。国际通行的配额制通常是和强制性绿色证书交易机制绑定，特别是在美国加州和英国那些拥有成熟电力市场的地区或国家。其运行机制一般是用强制性绿色证书代替实物测量，用证书的数量来反映承担配额主体的完成业绩(33]电力公司将承担配额义务带来的实现成本通过终端销售电价传导出去:如果电力公司未能达到配额目标，应支付高于购买可再次生产的能源或证书成本的罚款然而在中国特色的新配额制中，RPS 和TGC 之间的联系被削弱，优先鼓励各省在省级电网公司的组织和技术上的支持下，在省级能源局的统一管理下，通过实物电量平衡完成责任消纳量。就近消纳和积极的跨省或跨地区消纳都有助于提高实物消纳电量。新配额制为责任主体设计了两种辅助完成责任消纳量的市场化措施，一种是直接向超额完成责任消纳量的市场主体购买超额消纳量。另一种是与陆上风电和光伏发电等绿色发电公司进行自愿绿证交易，购买的绿色证书所折算的等额消纳量也被记入责任消纳完成量。各省域内市场主体购入超额消纳量或绿证折算的消纳量之和计入一个省的市场化总消纳量超额完成本省域责任消纳量的省域内市场主体可以向省外责任主体售出超额消纳量凭证，这比全国范围内的强制性绿证更具独立性，也便于直接考核计算。
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