完善的电力现货市场体系建立前，调峰依然是平衡供需与消纳风电的主要手段，大规模风电并网会增加系统调峰难度。统一调度调峰资源可能会使有深度调峰能力的机组产生偏离成本的经济损失与环境污染，这一现象在北方负荷低谷时段尤为突出。现行调度模式与“零和博弈”式的补偿机制难以体现发电集团的利益主体差异性，难以保障机组调峰的公平性与积极性。

当前正值现货市场过渡期，发电集团作为独立利益主体，面临着调度模式集中、深度调峰成本难覆盖、负荷侧资源互动不足等挑战，调峰工作形势严峻。

1 集中调度模式

调度作为保障电力系统供需平衡的重要手段，其模式在不同体制中略有差异。集中式经济调度以系统发电成本最低为目标，集中优化形成机组发电计划。以英国为代表的电力市场中，电厂与用户自主签订发电计划，调度机构按报价处理偏差电量。

我国调度模式仍主要为保障清洁能源、热电等优先发电，按需调用火电计划机组调峰，并按《调度规程》执行调频调压备用等操作。这种高度集中的调度模式经济效率不高、难以保障发电集团利益，宜适度削弱决策集中度，提高发电集团自主权。

2 调峰成本补偿

为配合高度集中的调度模式与电能量统购统销的运营机制，我国设计出“按需调用，事后补偿”的调峰辅助服务品种。随着调峰矛盾突出，个别地区在“两个细则”基础上进行了按贡献度或调峰深度竞价形成补偿价格的创新。

但“零和博弈”式的补偿机制仍难以覆盖真实调峰成本，经济环保外部成本、调峰设备固定成本、机组实际情况均未得到完善考虑。因此，亟需在调度模式与补偿收益中体现出机组真实成本，以实现调峰资源优化配置，并契合现货市场建设方向。

3 负荷互动响应

在风电消纳与负荷波动背景下，调峰矛盾本质上体现为火电、负荷与可再生能源三者间功率平衡。火电厂通过加装电蓄热装置等灵活改造的效果并不理想，因而向负荷侧挖掘调峰资源更经济可行。

但目前主要为电网侧开展的需求响应，其旨在为全网负荷曲线削峰填谷，全网发电集团“共享”负荷侧资源将难以体现差异性与积极性。零售市场开放背景下，发电集团也应自行或依托所属售电公司开展需求响应，以实现源荷两侧调峰资源直接传导。

“十四五”规划在即，为推动可再生能源与火电协同发展，亟需理顺调峰调度关系，探索出一种考虑各方利益且具实操性的调度模式。

华北电力大学电气与电子工程学院的研究人员提出集中调度与发电集团自主调度相协调的两阶段调度模型，将日前优化调度分为两阶段进行：第1阶段沿用集中经济调度方式，以系统煤耗最低为目标形成发电计划，并由机组发电计划得到各集团总发电计划；第2阶段各集团保持总发电计划不变，以集团发电成本最低为目标进行内部优化，重新形成机组发电计划。各集团作为独立利益主体，仅在第2阶段目标中计入机组差异、深度调峰、负荷互动等因素。

研究人员最后认为：

1）以两阶段优化调度取代集中调度模式，通过集中优化与分散决策相结合，可体现出发电集团利益主体的差异性。

2）发电集团内部优化时，全面考虑了深调峰成本，有效改善机组工况、降低本集团与系统的发电成本，利于引导调峰资源优化配置。

3）两阶段协调优化模式可提高调峰积极性，挖掘各发电集团调峰潜力，提高风电消纳率。

4）两阶段协调优化模式中，负荷侧资源的调峰贡献直接用于减轻本集团调峰压力，并由集团内机组分摊，有利于提升负荷互动积极性。

新一轮电力体制改革以来，在降低用电成本、推动火电与清洁能源协调发展的背景下，顶层设计与市场模式的探索不断深入。模型第1阶段近似于韩国、巴西现行的“成本型电力库”电力市场，有益于国内现货市场借鉴与技术层面过渡；第2阶段考虑调峰成本测算及可转移负荷互动，为发电集团制定报价策略、开拓售电市场提供了参考。

以上研究成果发表在2021年第3期《电工技术学报》，论文标题为“计及风电消纳与发电集团利益的日前协调优化调度”，作者为麻秀范、王戈 等。