2015年9月25日，国家主席习近平在首次访问美国期间，在华盛顿同美国总统奥巴马举行会谈，并发表“中美元首气候变化联合声明”。指出“中国到2030年单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降60%-65%，森林蓄积量比2005年增加45亿立方米左右。中国将推动绿色电力调度，优先调用可再生能源发电和高能效、低排放的化石能源发电资源。”“绿色电力调度”作为两国元首联合声明中唯一提及的电力系统技术，其重要性不言而喻。本文将就相关问题进行一些探讨，希望起到抛砖引玉的作用。
绿色电力调度的涵义
能耗与排放是电力调度始终关注的两个指标。在传统的计划调度方式下，通常根据发电厂或发电机组的投资、建设和运营成本，确定机组的年利用小时数，一般数值比较接近，这种“大平均”调度模式导致了高效环保的大火电机组、水电及核电等清洁能源机组的发电能力无法充分发挥，高污染、高能耗的小火电机组却能多发电的情况，造成了能源资源浪费和环境污染。由于化石能源日趋枯竭，同时环境污染问题也越来越严重，在节能与环保的双重压力下，2007年起国家开始试行节能发电调度，在保障电力可靠供应的前提下，以节能、环保为目标，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，并与电力市场建设工作相结合，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。其中不同类型发电机组的调度优先级(即机组发电排序的序位表)在2007年8月发改委、环保总局、电监会和能源办联合下发的《节能发电调度办法》中作了具体规定。
近年来，国内不少省份和研究单位开展了“绿色电力调度”的尝试或研究。2008年年底，湖北省启动绿色电力调度机制，在确保电网安全运行、保障电力供应的前提下，对不能稳定达标和超总量排污的非脱硫燃煤机组实施停运限排，将其发电量指标调配给运行正常的脱硫机组。宁夏自2010年起实行绿色电力调度制度，并于2014年出台《宁夏回族自治区绿色电力调度管理暂行办法》，在确保电网必需的火电机组开机的前提下，优先调度脱硫、脱硝、除尘设施运行稳定的机组发电，降低脱硫脱硝措施不符合要求、污染物排放不达标的火电机组发电负荷。上海市从2011年底开始实施“清洁发电、绿色调度”工作，将年度发电量计划中各发电机组按容量分为5个等级，每一等级机组在发电利用小时数上拉开50小时差距，从而让高能效的大机组代替小机组多发电，实现降低能耗的目标。广西自2013年底起实施电力绿色调度，安排已有脱硝设施的企业多发电，安排未上脱硝设施的火电机组减少发电。同时，通过向区外购电以减少区内火力发电。
可见由于“绿色电力调度”的概念涵义比较宽泛，具体实施起来各有差别，但总体都围绕“减排”(脱硫、脱硝)和节能，采用行政手段进行。与节能发电调度相比，绿色电力调度更强调环保和减排。本课题组自2009年开始对绿色电力调度进行了深入的研究，并作为主要研究力量参与由海南电网公司负责的国家863重点科技课题“多类型新能源发电综合消纳的关键技术”(课题编号2012AA050201)研究(国家863计划“智能电网高级分析与优化运行关键技术”重大项目课题一)，研究成果已于2015年7月10日通过国家科技部验收。本课题组所研究的绿色电力调度不但强调风、光、水等可再生能源的消纳及节能和环保的综合优化，也强调风、光、火、水、气、核、抽水蓄能等多类型电源的互补运行[1]。
绿色电力调度的技术框架
绿色电力调度应该实现从年度、月度、日前到日内、实时调度计划的有机衔接和持续动态优化，而不能采用类似于节能发电调度的简单排序方法。限于篇幅，本文仅对日前、日内、实时调度进行探讨，而将年度、月度调度计划作为输入数据。本文所提绿色电力调度技术特点包括：
1.新能源并网条件下的电力系统多时间尺度鲁棒调度
协同调度水电、火电、风电、气电等多种电源的开机出力，在多个时间尺度(日前、日内、实时)内逐级降低新能源的预测偏差给电网的冲击作用，并采用鲁棒调度方式保证了调度方案的鲁棒性，调度流程如图1所示。新能源的预测精度低给电网调度带来了挑战，一般情况下新能源的预测精度跟时间跨度成反比，因此将调度框架分为日前计划、日内滚动计划、实时计划三个时间尺度，在多个时间尺度内逐步削减新能源的不确定性性对电网的影响。
1)日前计划。在已知机组初始状态、联络线交换计划、年度和月度计划的基础上，基于次日负荷预测数据、新能源功率的短期预测数据进行日前计划编制，确定机组启停方案及出力。
2)日内滚动计划。基于预测精度更高的新能源及负荷超短期功率预测数据修正日前发电计划，一般情况下不改变机组的启停方案。
3)实时计划。对5~15分钟后的发电计划作出调整。在日内滚动调度的基础上，进一步细化调度方案，修正调度计划与预测结果的偏差。
[pagebreak]在日前计划和日内滚动计划中，均采用鲁棒调度的方法，即将调度模型中的不确定因素(如新能源功率)考虑为一个波动区间——不确定集，使调度方案对不确定因素在此不确定集内的变化具有适应性。寻找最优不确定集。
2.考虑能耗与环保的综合成本计算
不同于传统调度方法，绿色电力调度的优化目标中需考虑以下几类成本：
1)发电成本：发电成本是机组在调度周期内发电所消耗燃料的成本。
2)环境成本：环境成本是指为处理发电产生的燃料废渣废气而付出的成本，其主要由排放物SO2、NOx、粉尘(TSP)、CO2等造成，包括发电环境成本和弃风/光环境成本两部分：
发电环境成本：发电环境成本是调度计划消耗燃料产生的环境成本;
弃风/光环境成本：弃风/光环境成本是指弃风/光的环境效益，即弃风/光量等效火电发电产生的环境成本。
3)风险成本：风险成本是当新能源波动超过调度计划消纳能力而采用的弃风/光或切负荷措施带来的成本。
4)综合成本：综合成本是指将发电成本、环境成本和风险成本之和。
在鲁棒调度中，不确定集是鲁棒调度结果所必须满足的新能源出力波动集合，其范围越大，调度计划消耗燃料越多，应对新能源波动的能力越强，风险成本越低，发电成本和环境成本越高;相反，其范围越小，调度计划消耗燃料越少，应对新能源波动的能力越弱，风险成本越高，发电成本越低。因此如何确定新能源最优不确定集是问题关键所在。
绿色电力调度其他技术细节可参考作者所负责国家863计划课题科技报告(编号713806039-2012AA050201/04)。
图1绿色电力调度框图
市场环境下的绿色电力调度
2015年3月15日，中共中央和国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号，后称9号文件)，并先后确定在深圳、蒙西、湖北、安徽、宁夏、云南、贵州七个省区开展以输配电价改革和售电侧市场开放为重点的试点，拉开了新一轮电力体制改革的序幕。以往的节能发电调度或绿色电力调度都采用计划经济模式下的行政手段来完成，难以适应市场经济环境，需要根据9号文件指导精神研究市场环境下的绿色电力调度方案。
9号文件规定将分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成，“参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金三部分组成。”“按照接入电压等级，能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准。按电压等级分期分批放开用户参与直接交易，参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准，不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易。进一步完善和创新制度，支持环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电。”
9号文件从市场主体准入标准上加以控制，客观上有利于绿色电力调度的实施。此外，应该采用新能源补贴、碳排放权交易、排污税(费)(或称庇古税)等多种途径保证环保高效的发电机组在市场竞争中更具优势。由于发电企业与售电主体或用户的双方(或多方)直接交易往往都采用中长期合同的形式，最后仍需通过日前、日内调度来实现，因此图1的绿色电力调度框架可以保持不变，但这时的年度计划、月度计划将由市场主体间的合同来替代。如果随着市场化改革的深化，需要进行短期和即时交易，图1的绿色电力调度框架要进行相应调整，建立与不同时间尺度相对应的日前市场、日内市场和实时市场。
