电改对电网调度运行方式管理的影响
传统的电力系统运行方式管理主要包括检修计划管理、安全稳定校核、电力电量平衡、送电计划等多个方面，主要是基于政府下达的送电计划和电网安全稳定运行。在新电改形势下，调度机构传统的运行方式管理将面临着很大挑战和机遇，调度机构将更多面对市场主体，运行方式安排在保障电力供应和电力安全的同时，还需要考虑保证交易计划的有效执行。
01 电力体制改革环境分析
9号文及其配套文件为本轮电力体制改革的最高纲领文件，按照改革精神各省区成立了相应的电力交易机构，同时已经组织开展了年度长协、月度竞价、增量交易、跨省跨区交易、中长期合同交易等各种类型的电力交易。电力市场建设不断增速，当前的电力体制改革在电力调度领域存在以下几个特点：
一是深化电力体制改革不是单纯的以经济效益为单一目标，将要把握促进发展、保障安全、提高效率，满足经济、社会、环境、民生等多目标要求和循序渐进等基本原则，放开两头、监管中间，构建统一开放的电力市场体系，促进电力行业科学发展。
二是电网是电力市场的载体，电网与电力市场的发展相互影响。当前电网结构复杂，电源结构丰富，网络约束多，安全约束压力大，必须充分考虑电力交易对电网安全的影响，确保电网的安全运行。
三是加强可再生能源发电全额保障性收购管理，大力促进清洁能源跨省跨区交易，在更大范围内消纳。提高清洁能源的消纳水平，为从根本上解决弃风、弃光、弃水问题提供政策基础，保障今后可再生能源产业持续健康发展。
四是市场建设初期采用“计划+市场”的模式。国家计划、地方政府协议以外的电量，不再纳入发用电计划，由发电企业与售电企业、用户直接交易确定，形成计划电与市场电并存的局面。
02 电力体制改革对电网调度运行方式管理的影响
电网运行控制方面
电网的规模体量大，大规模交直流混联，电网运行特性复杂，长期运行在承载能力极限，高度依赖安全稳定控制措施，电网运行控制面临矛盾较多、安全压力较大。传统的电力调度运行方式管理，主要基于电网的安全稳定运行和电力的可靠供应。在日前，调度机构主动安排第二日全网的发电机组开机组合、机组出力曲线、备用容量、输变电设备检修停电等各个环节，在满足安全约束的前提下，优化运行方式安排。
随着电力体制进程的推进，机组出力及开机组合、潮流方式、备用容量等与电网安全相关的各种要素都将由市场确定，增加了运行方式安排的复杂程度，挤压了运行方式安排的灵活性，客观上造成调度机构对电网运行的掌控能力下降，增加了调度保障电网安全的难度。同时，随着交易规模的不断扩大，交易合同固化了更多的电网调节资源，正常情况下的电网运行约束增加，影响了电网运行控制能力。电力调度机构在安排运行方式时的原则，需要逐步转变为保障电网的安全稳定运行、电力的可靠供应和交易计划的有效执行。
调度计划方面
传统的调度计划是由调度机构按照国家指令性计划、地方政府间框架协议、年度月度购电计划等中长期计划，结合第二日系统运行情况、负荷预测水平、网络约束、通道阻塞、输变电设备检修、机组开机组合等情况，按照统一调度、分级管理的原则，统筹考虑，分解出第二日的全网各个机组的96点出力曲线，以及“西电东送”各个主通道送电曲线。各个市场主体，对于“西电东送”计划和电厂发电计划重点关注年度、月度计划的完成情况，调度机构在每日可以根据通道检修情况、各省区供应情况、天然来水情况等，进行较多的调整曲线安排，有较高的灵活度，只需确保年度、月度计划满足“三公”调度原则。
在电力体制改革后，市场主体更加丰富，交易品种更加丰富，送电计划中的成分更加复杂和多元化。例如对于电厂发电计划，存在基数电量、年度长协电量、月度竞价电量、日前日内交易、发电权交易、增量交易等，各个品种时间维度不同，不同时间内的价格不同。发电调度计划模型更加复杂，增大了调度执行电量分解的复杂性。
同时，市场电与计划电协调困难。市场电与计划电并存，调度需要同时保证交易合同刚性执行和计划电量完成均衡，在电量分解、计划安排、实时调度等各个环节，都与市场主体的利益密切相关。由于缺少市场化的电力平衡机制，负荷偏差、水情变化、新能源发电随机因素、故障检修等均可能造成交易合同无法完成、计划电量无法均衡执行。
电力体制改革对调度运行的规范化和精益化水平提出了更高要求。在市场化环境下，调度行为会对市场成员利益带来较大影响，信息的公开程度变高，社会监管力度加大，因此，调度机构必须在严格依法依规调度及落实相关技术标准的同时，提高调度决策的精益化水平，实现电网安全和市场效率的协调统一。
安全稳定校核方面
安全校核对维持电力系统安全稳定运行有至关重要的影响。在运行方式安排之前调度机构会对电网运行方式制定相应的安全边界条件，方式安排完成后对结果进行安全校核。以安全运行为基础，以年度电量均衡为目标，滚动调整计划，保证了电网运行安全裕度，给调度预留了必要的调整空间。
随着电力交易电量占比逐步提高，交易品种逐渐增多，交易频度不断上升，交易范围不断扩大，现有以年度均衡、滚动调整为核心的调度方式将难以适应市场化要求。市场交易导致电网潮流多变，增加了安全稳定分析工作的复杂性。市场主体自由参与市场，电力系统运行中的不确定因素增加，导致传统的离线型安全稳定分析难以适应市场快速变化的要求，同时现有较为粗放的中长期安全校核模式也不能满足要求。
电力体制改革下，电力调度机构需要将滚动安全校核的时间维度推进到日前和在线。中长期安全校核需要借鉴日前量化安全校核的经验，推动中长期安全校核由经验校核向量化校核转变，提高校核的准确性和规范性。
检修计划方面
传统的检修计划由各个分、子公司设备维护部门报送年度、月度检修停电需求，调度机构根据系统运行情况、设备检修情况、电力供应情况、安全约束、系统运行风险等，综合统筹优化编制检修计划。
电力市场环境下，检修安排会直接影响市场成员参与市场交易的程度，进而影响市场成员的经济收益。在交易达成后，调度机构安排检修计划不应该影响交易计划的完成。
电力市场对调度安排检修工作的科学性、精细化、规范化以及统筹协调水平提出更高的要求。调度机构在安排检修计划，不仅需满足电力供应和安全运行，还需不影响交易计划完成。调度机构需要进一步提高计划的精细化和合理化，加强计划执行的刚性，同时完善规则，明确调度的职责边界，通过技术手段实现调度检修工作的精细化。
03 适应电力市场的调度运行方式管理
新一轮电力体制改革对传统的运行方式管理产生了深刻的影响，调度机构应该积极作为、主动适应电力体制改革带来的变化，不断提高运行方式管理水平，保证电网安全稳定运行、用户可靠有序供电、电力市场高效有序运作。
适应当前以中长期电量合同模式为主的市场阶段
在该阶段，运行方式管理的核心是针对中长期电量合同开展中长期安全校核。需要加强开展以下工作：
开展月度中长期母线有功负荷预测；
开展电网安全校核的年度、月度检修计划制定管理；
开展以考虑安全约束月度机组组合为核心的中长期电量安全校核；
完善日前、日内调度计划制定的规则、流程、模型和方法；
完善适应电网安全分析的综合防御系统。
适应未来以现货市场为核心的市场阶段
在现货市场模式下，市场的竞价周期以及电力交易的出清和结算将以日为单位，对日前交易和计划的精确性和合理性提出更高的要求。
在该阶段，调度部门核心是做好日前、日内的发电调度计划和安全校核。需要加强开展以下工作：
开展考虑用户侧负荷申报系统及母线负荷预测；
研究基于日前SCUC和SCED的调度计划管理及流程；
研究基于交流潮流闭环优化的日前安全校核；
开展关键技术研究和技术支持系统建设。
