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1 研究背景
在西部地区沙漠、戈壁、荒滩等区域建设大型新能源基地是实现“双碳”目标的重要举措，推进大规模高比例新能源开发外送是推动全国清洁能源资源优化配置、保障中长期电力供应的必然选择。本文首先探究“双碳”目标下新能源基地如何实现经济、稳定的电力外送，采用日前-日内两阶段多时间尺度优化构建煤电、抽蓄、电化学储能协同新能源机组外送的调度方案，然后考虑不同省间交易模式下新能源基地收益情况，并分析不同交易模式下各参与主体的贡献与成本。最后基于外送调度计划对协同外送中各主体的成本及贡献进行分析，提出不同收益-成本比下的效益分配方案，以期为新能源基地源-储协同外送调度、省间交易决策及收益分配提供参考。
2 研究意义
当前多主体合作外送调度优化研究主要考虑不同主体的运行曲线优化，仅有较少文献考虑了电力外送在时间上的安排，但新能源发电的随机性必然要求在多时间尺度上对外送曲线进行规划，如日前需对日内外送计划进行安排，日内需考虑风电、光伏发电预测值的变动。其次，当前缺少对新能源基地外送交易的研究，大部分研究通过设置固定外送价格计算外送收益，未结合省间电力市场发展的情况。最后，现有利益分配方法的本质均基于主体的贡献度进行分配，但不同主体提供相同价值的成本可能存在不同，仅考虑价值贡献的分配方式对实际应用中的利益分配是否适用需要进行考量。
3 重点内容
1）新能源发电特性分析。
风电发电功率取决于自然来风的风速。风速的影响因素包括压力梯度力、科里奥利效应、摩擦、温度和地形等，构建目标日与历史日的相关关系判断式，根据与目标日相似的历史日每小时风速波动情况刻画目标日每小时风速波动上、下限值。
光伏发电的功率主要取决于太阳辐射的强度，太阳辐射越强，光伏发电功率越高。每小时的太阳辐射强度的影响因素包括太阳高度角、海拔高度、天气状况、大气透明度、大气污染程度等，其中天气状况主要指云层分布情况。针对某一地区的太阳辐射，对影响太阳辐射强度的不同相关因素建立映射数据库，构建考虑天气状况、大气透明度和大气污染程度的特征指标体系，与目标日相似度大于80%的样本日认定为相似日，根据所有相似日太阳辐射强度波动情况刻画目标日每小时太阳辐射强度波动上、下限值。
2）源-储协同外送调度优化。
考虑新能源的波动性，新能源基地以风电和光伏机组发电为主，通过配套建设电化学储能、调用省内煤电机组和抽蓄电站调节等源-储协同方式平抑新能源发电波动，使得联合外送出力满足外送负荷需求，保证电力外送的安全性与稳定性。考虑新能源的随机性，需在不同时间周期对外送机组调度进行逐步优化。
日前，对新能源出力进行预测，根据预测值及新能源出力上下限值，对电能量与备用容量联合优化，确定各机组基础外送功率、煤电机组与抽蓄机组的租赁容量。
日内，参照省内电力市场的交易时间尺度，对新能源出力进行15分钟尺度的预测，为确保每时刻打捆外送计划与新能源实际出力契合，随着时间的逼近，以4小时为周期不断滚动调整对新能源的预测并同步优化煤电机组与抽蓄电站的运行曲线。
外送的目的在于获取收益，故外送调度时首先需考虑经济性。外送合约的价格通常由买卖双方协商确定，故以外送成本最小为目标。沙戈荒能源基地以新能源发电为主，促进新能源机组代替高能耗机组是实现双碳目标的重要举措，故在外送调度时还考虑新能源消纳最大，即弃风弃光最小。
图1 日前-日内多时间尺度外送调度优化模型
3）综合收益分析及效益分配。
新能源基地参与省间外送交易有两种模式。一种为直接参与省间绿电交易，以中长期交易方式为主，签署合约明确每个时段的输送电量，全部电量以绿电价格结算，此时由于新能源发电不稳定所产生的调节成本由输送方自行承担。另一种为参与常规省间电能量交易，以中长期交易方式为主，全部电量按省间常规电能量合约结算，根据输送方新能源并网电量核发绿证，绿证通过挂牌交易出售给其他企业获得收益。由于碳市场的建立和发展，以省为单位，接收方接收外来电力可减少本省内火电发电碳排放，煤电外送存在增量碳排放成本，需对煤电机组电量外送的增量碳排放成本进行额外补偿。电化学储能与抽水蓄能电站通过充、放电增加新能源利用率，进而增加电能量外送收益与绿证收益。
图2 新能源省间外送交易模式
对不同省间外送交易模式下各主体的成本与价值贡献进行分析，总结如表1。
表1 不同省间外送交易模式下各主体成本、价值贡献分析
4）算例结果。
以正在投建的库布齐沙漠新能源基地为参考，按照风光火储1∶2∶1∶1的比例设定算例参数。风电机组装机200万kW，光伏机组装机 400万kW，可用于外送的煤电装机200万kW，储能机组装机200万kW，内蒙省内已建成抽水蓄能电站装机容量为12万kW，根据比例设定可租用抽蓄容量6万kW。
图3 日前外送调度计划
图4 日内调度方案
表2 交易情景设计
图5 同情景下两种交易模式收益情况
图6 两种分配策略下各主体收益分配结果
图7 各主体外送成本价值比较
4 结论与展望
基于新能源发电特性构建了源-储协同外送调度优化模型，考虑现有省间交易市场，分析了不同交易模式下合作外送的收益。基于外送调度情况，梳理计算两种交易模式下各主体的成本与价值，最后分析不同交易模式下基于成本分配和基于价值分配两种分配策略的适用性，得到如下结论：
1）从日前-日内两个阶段、1h-15min多个时间尺度，构建多目标滚动优化模型可以使外送调度计划更好地契合新能源发电的波动性和随机性。
2）新能源基地在选择参与外送交易时需综合考虑绿电价格、绿证价格与绿证成交概率。在绿证价格不变的情况下，存在绿电价格的临界点使得参与省间绿电交易收益低于参与常规外送交易收益，本文算例中的临界价格为0.4161元/千瓦时。绿证成交概率随着绿证价格的增加而减小，绿证交易主要采用挂牌方式，价格由买方自主决定，定价需综合考虑绿证交易收益的期望值。
3）合作外送主体可根据总成本与总收益的关系，选择基于成本和基于价值的两种分配策略。如，煤电机组与抽蓄电站的成本较高，在两种交易模式下煤电、抽蓄价值占比均小于其成本占比。以本文算例结果为例，为保证合作主体的成本可以得到满足，根据总成本与总收益关系，参与省间绿电交易时，当收益大于等于1.8805倍的成本可选择基于价值的分配策略，参与常规外送交易时，当收益大于等于2.9118倍的成本可选择基于价值的分配策略。
当前新能源建设基地中还有考虑压缩空气储能、氢储能等新型储能技术，本文尚未考虑各类新型储能技术的加入对新能源基地外送稳定性和经济性的影响。同时，省间现货交易机制逐步完善，省间中长期+省间现货交易机制下新能源基地外送交易策略还需进一步研究。
