华北电网负荷侧资源参与电网调峰 助力削峰填谷消纳新能源

调度是保障电网安全运行和实现电力资源优化配置的关键环节。国家电网公司一直创新探索，不断优化调度手段和模式。由国网华北分部探索构建的源网荷储多元协调调度控制系统，在国内率先将电动汽车、储能等资源纳入电网优化调度和实时闭环控制，并作为独立主体参与调峰辅助服务市场，实现调度模式向“源网荷储协同互动”转型，推动电网资源高效优化配置，促进新能源消纳，助力构建清洁低碳、安全高效的能源体系。

3月18日后半夜，华北电网风电出力高达4013万千瓦，创历史新高，而当时全网负荷仍处于低位运行，仅为1.51亿千瓦，电网消纳新能源压力巨大。此时，华北电力调峰辅助服务市场实时发布市场出清结果。

在华北电力调控分中心调度大厅内，源网荷储多元协调调度控制系统实时优化分布式储能、电动汽车、电采暖等负荷侧资源充用电功率与时间，自动将升高充用电功率的指令通过自动发电控制系统（AGC）发至国网电动汽车服务有限公司、国网冀北综合能源服务有限公司、特来电新能源有限公司各自云平台，执行市场出清结果。平台自动接收并将分解后的指令发给聚合代理的各个市场主体。有序充电桩、电池换电站、公交场站待充电的公交车、分布式储能和电采暖设备等均增加充用电功率或将功率调至最大，助力削峰填谷，有效促进新能源消纳。

电动汽车、储能等负荷侧调节资源参与调峰潜力巨大

近年来，我国能源生产和消费革命不断深入推进，大量可再生能源发电接入电网。国家电网公司一直多措并举，推进清洁能源大范围优化配置，助力构建清洁低碳、安全高效的能源体系。在公司经营区域内，华北电网属于经济发达、用电需求大的“三华”地区，经济发展韧性强，用电需求增速快，同时又属于新能源高占比的“三北”地区，风光资源聚集，风电、光伏发电保持高速增长。

“当前华北电网新能源发电装机1.07亿千瓦，占总装机比例达到30%，‘十三五’期间年均增长率达到20.69%。风电最大出力4013万千瓦、光伏（含分布式光伏）最大出力2866万千瓦，新能源装机和出力双增长大大增加了电网消纳压力。为了实现非化石能源占比超过50%的目标，新能源装机仍将持续快速发展，华北电网未来迎峰度冬期间电网调峰和新能源消纳形势将更加严峻。”华北电力调控分中心主任江长明介绍说。

面对新能源消纳压力，华北电力调控分中心开展理念、管理、科技创新，在华北电力调峰辅助服务市场成功运营的基础上，引入电动汽车、储能等资源参与调峰市场，激发负荷侧市场主体的活力，提升电网资源配置效率，实现清洁能源大范围优化配置。

华北电力调控分中心研究总结出包括电动汽车、储能等在内的负荷侧调节资源具备的四大明显特性——用电时间有弹性、用电行为可引导、用电规律可预测、用电方式智能化，认为负荷侧资源参与电网优化控制的空间非常大。京津唐电网负荷侧调节资源非常丰富。据统计，目前北京、天津、冀北地区电动汽车约40万辆，储能资源超过20万千瓦；空调保有量约8000万台，电采暖用户达163万户。如果能够发挥这些负荷侧资源的弹性用电性能，京津唐电网预计可增加调峰电力最大约400万千瓦。

但就个体可控、可调节负荷侧资源而言，其容量大多为几百到几万千瓦，且点多面广、运营主体复杂。如何感知、聚集、引导并精确调度这些负荷侧调节资源，是需要通过技术路径与商业模式创新来破解的一大难题。

从“源随荷动”到“源网荷储协同互动”

电网传统的调度端与负荷端之间要建立联系，面临着网络链条长、跨越平台数量多、信息交互壁垒大、互联网安全风险大等诸多问题。要解决调度对负荷集群的连续控制这个国内乃至国际难题，需要发挥互联网思维、应用互联网技术，不断推动电网朝数字化、智慧化方向发展。

在破解这一难题时，负荷资源聚合商可以发挥积极作用。国网电动汽车公司、冀北综合能源服务公司、特来电公司等资源聚合商拥有电动汽车充电桩、分布式储能、可控负荷等大量负荷侧资源，且建有自己的聚合商平台，能将分散的可控负荷聚合形成规模相对较大的“聚合体”。

经过半年多的探索和实践，国网华北分部在国内率先建成源网荷储多元协调调度控制平台，制定负荷侧资源接入、信息上传等规范，实现了电网侧与“聚合体”之间的安全高效互联互通，实现了对负荷侧调节资源的数据采集、监视、分析及展示。聚合商平台接收调度机构发出的控制指令，并分解到所聚合的可调节负荷资源终端，实现闭环控制。

“负荷资源聚合商能引导公交公司、储能电站运营商、换电站、电蓄热负荷用户，利用充电立减、服务费打折等营销手段引导其聚合的部分资源，根据电网需求逐步改变用户原有充用电时间和习惯，在电网调峰困难时增加充用电功率，扩展新能源消纳空间。”华北电力调控分中心党总支部书记张哲说。

经过周密的设计、开发、测试和联调部署，国网华北分部实现了智能电网调度技术支持系统D5000与国网电动汽车公司智慧能源平台、特来电平台、冀北虚拟电厂（VPP）管控平台的互联感知和控制，并通过AGC指令连续调节用户负荷，实现“源网荷储”协调互动。

对于资源聚合商来说，与电网企业联合攻关，实现的是双赢效果。“电动汽车可控充电负荷参与华北调峰市场，吸引市场主体积极主动响应电网调峰需求，拓展了充电业务发展的新模式。”国网电动汽车公司副总经理王文说，“要接收并执行调度机构下发的控制指令，电动汽车充电桩就要实现可控充电、有序充电，具备双向信息交互功能。这也推动我们加快充电桩技术创新和可控充电设施建设。”

据统计，华北电网源网荷储多元协调调度控制平台目前已接入京津唐电网范围内2430座充/换电站共计23954台充电桩、4座分布式储能电站，还有大工业负荷、蓄热式电采暖等11类负荷共计17个负荷终端，为京津唐电网提供负荷侧调节资源总量26万千瓦、最大调峰电力约4万千瓦。

合理商业模式激发负荷侧资源参与电网调峰积极性

成功将电动汽车、储能等资源纳入电网优化调度之后，如何构建负荷侧资源商业运营模式，保持负荷侧资源参与电网调峰的积极性，是激发负荷侧资源活力、提高电力资源配置效率的关键因素。

国网华北分部在国内率先将负荷侧资源作为第三方独立主体纳入华北电力调峰辅助服务市场。按照中发9号文及其配套文件精神，国网华北分部编制了市场方案及规则、并网调度协议和交易结算合同，报送华北能源监管局完成意见征求，并组织业内专家、学者及多家发电企业代表召开专家论证会和座谈会，最终获得国家能源局、华北能源监管局批复并开展市场正式结算。

自2019年12月12日正式结算以来，各类负荷侧资源通过积极参与调峰市场，促进新能源消纳1512万千瓦时，相关市场主体获得收益266万元。尤其是今年春节假期及抗击新冠肺炎疫情以来，电网负荷水平持续较低，新能源消纳压力巨大。通过市场的进一步引导，电采暖、储能等资源调整充用电时间，在电网调峰最困难时段充用电更加集中，既有效促进了新能源消纳，又提升了独立主体收益水平。

“以我们代理的张家口东源热力公司为例，在参与华北调峰市场以前，该公司用能管理相对粗放，主要是利用晚8点到早8点的低谷电价时段生产。4个可控电锅炉总功率6万千瓦，其中3万千瓦用于直接供热，3万千瓦用于储蓄热能，以满足白天供热需要。”冀北综合能源服务公司总经理张东晖说，“参加华北调峰市场后，东源热力优化了蓄热功率和时间，在不影响供热质量和用户感受的基础上，在电网调峰困难时段最大限度提高蓄热功率参与调峰，获得市场收益。”

“参与华北调峰市场后，原本晚高峰要充的电挪到了后半夜。这段时间不发车，不会影响公交系统运行。作为用电大户，我们这样不仅能帮助减轻电网调峰压力，同时还能获得市场收益。而且整个过程都是自动控制系统完成，没有额外人工成本，真是一件好事。”北京恒基客运张村公交充电站工程师祖林林说，“希望这样的好事还能更多一些，我们肯定会积极参与。”

据统计，参与华北调峰市场的电动汽车充换电站、公交充电站等负荷侧资源迄今已累计提供调峰电量587万千瓦时，相关市场主体获得收益79万元。

国网华北分部将按照公司统一部署，继续扩大负荷侧资源参与市场的规模，丰富市场种类，完善市场机制，加快充电设施建设，持续推进源网荷储协同互动，创新探索电网新业务、新业态，助力公司建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业。