能源互联网背景下电能替代负荷的应用展望与思考

能源互联网背景下电能替代负荷的应用展望与思考

张文强

国网太原供电公司 山西省太原市 030000 摘要：电力负荷控制系统，又称电力负荷管理系统，是～个集现代化管理、计算机应用、自动控制、信息等多学科技术于一体，实现电力营销监控、电力营销管理、营业抄收、数据采集和网络连接等多种功能的一个完整的系统。对用电负荷进行有效的管理和控制可改善负荷曲线，提高发供电设备的利用率，可防止拉闸限电，避免影响社会生产和生活。

关键词：能源互联网；电能替代负荷；应用展望；

随着电力供需矛盾的缓解，电力负荷控制系统的作用逐步转向了建立正常的供用电秩序，保障电网安全，营配管理等方面。系统增加了用电管理功能，包括用电信息管理功能、远方抄表功能、防窃电功能、购电控功能、用电信息服务、电压合格率监测等功能。这些功能的扩展，将为电力企业带来巨大的经济效益。

一、面临的问题

1．风电与负荷交化趋势相反，大量接入系统增大等效负荷峰谷差，系统调度难度加大。新能源出力和负荷日叠加后的等效负荷曲线，对于分析需求侧资源适应新能源并网有一定参考价值，可以发现风电场的出力与负荷变化趋势相反，峰荷时风电场出力较小，谷荷时风电场出力较大。风电大规模接人使系统负荷特性变差，等效负荷的峰谷差增大，加大了电网调度的难度。

2．部分地区新能源超速发展，负荷总量增长滞后。新能源集中的东北、西北等地区，负荷总量缓慢增长，加之跨省跨区通道规划建设、跨区跨省交易机制建设滞后，区外负荷资源难以发挥作用，进一步加剧了供大于求的矛盾，使得局部地区新能源过剩的现象更为突出。

3．电源系统调峰能力不足，需要挖掘需求侧负荷灵活性潜力。国外新能源利用成熟的国家，在我国，抽水蓄能、燃气等灵活调节电源仅占总装机容量的6％，受火电机组调节能力差、冬春季机组供热、部分地区自备电厂占比高等其他因素影响，电源结构矛盾突出，加剧了系统调峰压力，客观上迫切要求需求侧负荷发挥调节作用。

4．现行政策对支撑扩大负荷体量、提高负荷资源响应能力支撑力度不足。一是环保政策、阶梯电价政策等，加大了负荷增长的难度。实施电能替代短期内对于统筹解决发用端问题具有积极意义，但政府对于大多数电能替代技术没有出台具体可操作的支撑性政策，电能替代项目的财政补贴、税收减免、扶持投入等方面尚未形成配套政策，对客户选用节能环保设备缺少必要的激励措施。另一方面，能源价格形成机制尚不完善，煤电价格双轨制导致的价格扭曲、成品油定价机制仍存在缺陷、天然气市场销售价格与进口成本价格严重倒挂等问题，使得电能价格相比一次能源价格偏高，造成电能在终端能源市场缺乏竞争力。二是传统需求侧管理措施，难以激发负荷资源的灵活性。现行需求侧管理体制机制下，需求侧资源利用程度较低，一方面，需求侧管理集中在削峰填谷、移峰用电以及有序用电方面，没有明确将负荷侧纳入到辅助服务的交易机制中来，这使得负荷侧不能主动地参与到辅助服务的组织和获取中来，不能更有效地增加系统的备用容量，提高系统的可靠性，降低系统的运行成本。另一方面，需求侧响应价格机制不够完善，可中断电价、峰谷分时电价仅在部分省份试行，用户准人门槛高，执行范围不够广。同时，中断负荷补偿、峰谷价差水平不够高，对用户激励不足，导致需求侧资源主动参与系统调节的意愿不高，负荷特性改变不大，负荷的灵活性、可控性潜力难以发挥。

二、能源互联网背景下电能替代负荷的应用展望

1.我国需求侧管理仍沿用传统方式，在电力系统出现安全问题时，通常采用拉闸限电的方式来管理负荷资源，受市场机制未建立健全等因素影响，并没有负荷侧的主动参与。并且由于在现阶段辅助服务的管理和调用中，没有将负荷资源纳入辅助服务的获取和补偿机制中，使得负荷侧不能主动地参与到辅助服务的组织和获取中来，不能有效地增加系统的备用容量，无法提高系统的可靠性，降低系统的运行成本。探索直接负荷控制、可中断负荷、峰谷分时电价促进新能源消纳，还需完善相关政策和机制目前可中断电价、峰谷分时电价仅在部分省份试行，用户准入门槛高，执行范围不够广。同时，中断负荷补偿、峰谷价差水平不够高，对用户激励不足，导致负荷资源主动参与系统调节的意愿不高，负荷特性改变不大，负荷的灵活性、可控性潜力难以发挥。未来以实现新能源消纳为目标，对负荷资源的响应频率、执行力度都会有更高要求，直接负荷控制和可中断电价要求适应随机性强、高频、短时的切负荷需求，强化峰谷分时电价削峰填谷功能，需要完善相关主体权责、组织流程、电价及补偿机制，发挥促进新能源消纳的作用。

2.未来应采取以下几方面措施：第一，改进直接负荷控制、可中断电价，适应促进新能源并网需求。一是扩展执行范围，开拓中小用电规模工商业可中断负荷。传统模式下可中断负荷多集中在用电高峰时段，具有提前通知时间、中断持续时间相对固定的特点，与之相适应的是可中断负荷多集中在冶金、造纸、纺织等领域。为了适应新能源间歇性、波动性特点，未来可中断负荷要适应随机性强、高频、短时的切负荷需求，中断负荷管控无固定实施时间段，缩短提前通知时间、甚至实时切负荷，各地需因地制宜，降低可中断电价适用门槛，试点实施中小用户可中断电价。二是改进可中断负荷管控流程，明确实施负荷中断的前提。适应新能源消纳的需求，各省根据新能源出力特点、网架结构及负荷分布情况，明确适应省情、电情的负荷备用率、门槛值等中断条件，减少实施过程中相关市场主体的争议。三是丰富可中断负荷补偿方式，多途径解决可中断电价资金来源。促进新能源并网消纳情况下，切负荷随机性越强、频率越高，与传统切负荷相比，给用户带来的损失更大，因此须妥善解决相关用户的补偿问题，才能保障可中断电价的实施效果。四是探索通过市场机制扩大可中断电价执行范围。由新能源企业通过交易平台购买可中断负荷，可中断负荷交易在省交易平台开展，为了便于结算、稳定可中断负荷来源、提高实操性，交易周期不宜过短应为月度及以上，包括可中断负荷双边交易和可中断负荷集中竞价交易两种，对集中竞价交易设置最高限价，不高于现阶段随时中断负荷电价水平。在促进新能源消纳目标下，直接负荷控制近乎于一种“可实时中断负荷”，即在新能源并网中不提前通知，随时中断负荷，采用与可中断电价相同的补偿处理方式。可中断负荷双边交易：由具备意愿的可中断负荷用户与新能源企业协商开展中长期双边交易，新能源并网期间切除的负荷，由签订双边合约的负荷承担，按照双方约定的价格进行结算。可中断负荷集中竞价交易：实行交易双方报价，即新能源发电企业申报所需中断负荷电量和电价信息，可中断负荷用户申报自身能够提供的中断负荷电量和电价信息，集中交易成交价格为匹配成交的新能源发电企业和可中断负荷用户申报价格的平均值，发现可中断负荷真实价格水平。新能源并网期间切除的负荷，由集中竞价交易成交的负荷承担，按照集中竞价成交价格进行结算。

基于在促进电能替代项目推广应用过程中，强化环境监管力度、建立能效和设备标准，不断提升需求侧资源在促进新能源消纳中的积极作用。

参考文献：

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［2］曹东莉，袁越，李志祥. 电能替代应用及效益评价［J］.电网与清洁能源，2018（4）:30-34.

［3］梁晓丽，卢文冰，周海明. 能源转型中的电能替代［J］.智能电网，2015（12）:1 192-1 196.