在电力市场中，有着各种各样的参与方，例如电力生产商、电网管理公司、电力交易平台等。这些参与方各自具有怎样的职责和作用？对电力市场的稳定运行有哪些关键作用？大家有什么看法或者对这些参与方的建议和改进？

记住四个字：“

（嘻嘻，这个本来是其他问题下的回答。但是傻瓜嘻嘻（SGCC）让它变成”没有知识的荒原“了，打那么多字不容易啊。俺躲这里再发发）

源——电源，其实主要就是发电呢

目前主要有下列几种：

1.

这个认知度较高，不用多说，主要有锅炉，汽轮机，发电机。就是锅炉烧水，出蒸汽推动汽轮机，带动发电机转子发电；

2.

其实跟柴油发电机是一回事，但是功率大一点，另外是同步发电机，一般是天然气或者柴油都可以。它和火电不同的就是它主要不是汽轮机带动转子，其实是“发动机”发电，但它有汽轮机。因为他“发动机”发电过程会产生高温的烟气，这些烟气也被回收利用放到锅炉烧，所以燃电的锅炉，叫”余热锅炉“，然后也是汽轮机，然后在推动发电机发电，这套机组成为”后置机组“

另外乃，燃电需要天然气或者柴油，所以，他往往会选择在化工区，方便这些燃料的获取，然后又利用他的锅炉，反过来给化工区企业供热。它的锅炉总比你化工企业自己单独弄个锅炉规模大效率高吧。所以很多燃机电厂往往也被叫”热电厂“，就是既供电也供热。比如在咱上海金山化工区的漕泾热电。

另外呢，现在很多新能源的新概念本质也是燃电，比如”冷热电三联供“，还有后面会讲到储能里面的”压缩空气“补燃，它也是燃电。

再另外呢，燃机电厂因为并网速度要优于火电，往往也是当地电网调度调峰的理想选择，所以有专门用来调峰的燃机电厂，比如上海的闸北燃机电厂。

3.

核电其实本质也是汽轮机，但是它跟火电不同的一个问题是，它一般不会去调整出力，开机就一直转着。因为核反应堆不允许你说停就停，说少反应一点就反应一点。所以它并到电网里之后，基本调度不会去折腾它，还得给他配好冗余。

4.

就是水轮机发电，水电厂有分径流水电厂，和堤坝水电厂。现在随着抽水蓄能电厂的增多，也划归水电了。那就是三种。径流水电厂和堤坝水电厂的区别是径流水电厂首先是水利工程，不是专门给你发电的，要服从水文的要求。所以他不具备调峰的功能，而是作为一个基本负荷并到电网里的，比如葛洲坝。堤坝水电厂就是可以用作调峰的水电厂，水电厂开机并网速度要比汽机快得多，所以也是一个理想的调峰电厂。所以从这个角度说，抽水蓄能电厂其实是堤坝水电厂的一个特殊形式。

5.

为啥不说光伏电厂呢？因为除了大家现在热议的光伏发电，现在有了光热发电。比如刚刚建成投产的敦煌熔盐光热发电厂，通过镜子结合盐罐，可以实现24小时发电，同时，要比光伏出力更加稳定。我国西部地广人稀以及丰富的光照资源，相信光热在我国也会大有可为。

光伏并网其实对电网不友好，因为负荷预测经常报不准，电网调度就一堆理由考核它们。光伏电场应该没少被调度考核。所以现在的一条思路是把大部分的容量用于制氢，进一步发展氢储能，因为目前看来，这是降低制氢成本的最有效途径。嗯，这在后面讲储能滴时候细说。

所以光电分 ”光伏“和”光热“两种哟。

6.

风电作为新能源自然也是国家大力发展和支持的，但是风力发电对电网并不友好，说个最容易理解的就是风大了，其实大家就关空调了，负荷就下去了。但你风力发电机的出力就上来了。就是风力发电的出力和负荷关系是相反滴。那你说对电网调度来说是不是很烦？

所以风电要发展下去，得结合储能，把你出力变得可控可调节，才能让电网欢迎。

荷——就是负荷

本来负荷是没啥好多说的，而且以往的概念里，负荷是不可以控制的。

但是随着现在智能化水平的进步，现在已经出现了可以调节的负荷，比如现在我国有的省市成立了市级的，对辖区内的空调设备进行智能化改造，届时就可以按照电网供电情况实时对辖区内的空调负荷进行管控；还有很多园区推进能效管理，能够通过对外部环境的感知控制内部照明，供热，冷气等电气设备功率自动调节，将来如果纳入城市统一的负荷管理中心，那么电网中可调节负荷占比就会大大提高，就能大大提高我们电网的控制水平。

另外发电厂现在有APS系统可以依据负荷情况主动调整出力，自动启停设备，从而使得发电和用电更加匹配；

这些都是智能化带给电力系统的变化，不过这些还只是刚刚起步，属于新鲜事物，但是这些正是不断深化改革带来的好处，就是通过电力市场改革能源源不断的给新技术提供发展空间。

网——就是电网

电网，又分输电网，配电网。笼统的来说，输电网侧重”输“，一般不是直接面向用户的，配电网侧重”配“，是面向用户的。

但是一定要拿出具体某个指标，可以把110kV作为一个界限。

当然，肯定有特例，比如我们上海就有220kV的变电站是侧重用户侧的，比如220kV森林站。另外上海瑞金医院的用户站也已经达到了110kV，那这些明显应该属于”配电网“；但笼统地说，110kV是差不多了。

那么就有一些电网的名词解释了：

高压：110kV，220kV，330kV

超高压：500kV，750kV

特高压：800kV（直流），1000kV (交流）

另外国际上按照IEEE标准，765kV（交流）以上就称为特高压

我国大部分区域输电网是用220kV-500kV的组合，330kV-750kV多见于西北电网和东北电网等部分区域的输电网。之所以不同是有历史原因滴。

另外特高压属于特别的存在，又涉及到直流特高压和交流特高压，本篇不做深入讨论。这里提供一张俺画的全国电网的规划图：

这张图清晰滴展示了国网目前六大分部+南方电网七张网的格局，当然要指出的是国网目前华北华中已经有交流特高压联络缆，把华北电网和华中电网联成一片了，所以他把华北华中看成是一张网，而且按国网的设计，华北华中电网它的主网架可是特高压哟。

咱们再捋一遍”七张网“

东北电网

华北电网

华中电网

华东电网

西北电网

西南电网

南方电网

你看，给七张网加个公司俩字，不就刚好一拆七了嘛。（台湾滴中华电力公司先等等算进来）

既然讲到了电网，咱们就扩展一下，讲讲电网调度

电网调度以及电网调度如何组织电力生产

电网调度是电网的核心部门，我国是用“国区省地县”五级调度。其中因为省调实际负责管理电厂发电，所以“电网调度”很多时候被提到，其实指的是省调。

省调，全称是省调度控制中心，它不单单是指坐在调度大厅的调度员，还包括继保，运方，自动化，通信。在电力交易中心独立之前，电力交易中心属于运方分出来的一个分支部门；而国网成立了信通公司之后，通信部门大部分职能被剥到信通公司去了；有的省市还有一个专门负责新能源的部门。各个省调度控制中心部门设置可能略有不同，但核心的还是调度、继保、运方，而自动化主要负责调控中心各种信息系统的后台支撑，还有远动通道，信息安全等，也是不可缺少的部门。所以基本这四个部门是不会有大变的。

别的不多说，咱主要来说说电力调度怎么组织电力生产

尽管现在智能化到处在吹，但是电力生产方式还是计划生产

首先，运方处会有专人负责综合汇总第二天的天气预报啊，历史曲线啊，还有从电力公司客户中心这类部门了解第二天用电大户的生产情况，比如电解铝这种就属于用电大户，电力公司会有专人和他们对接，协调组织生产。等汇总这些信息之后，就开始指定第二天的生产计划。俗称”排曲线“

实际上这条曲线应该叫”日负荷预测曲线“，咱们百度找一张图来看一下：

当然各地日负荷预测曲线形状是不同滴，但大体分三种：“峰”时，“谷”时和“平”时。这里扯一点题外话，咱们目前电力交易滴电费就是按这个算滴。也就是在一天里按照负荷最高，最低，和平均值的三个时段分别计算电费，有个别地区还有“平1”“平2”四种时段电价。电厂是这样，用户也是这样。相信现在很多地方用户电费账单已经体现出这“峰”“谷”“平”三个时间不同的价格了。当然绝大多数居民电价还是按“峰”“谷”收费。

言归正传

运放排好曲线后，就要逐个问这个省所管辖的电厂，一个个报第二天的发电计划。就像上图Load（负荷）一样，几家厂每个时刻的发电量也像这样填空的方式把它都填上去，填满这个预测曲线就好了。

这里就要特别提一下新能源的问题，新能源目前是优先消纳，换句话说，像光伏和风电这种新能源他们报来的发电计划会优先填到里面去，但是他们的问题就是他们实际发电是看老天爷的。也就是说他们报的发电计划和实际可能产生较大偏差，所以，这就是调度看到新能源头大的原因之一。

运方把负荷预测曲线排好，然后把各个电厂的发电计划都排进去之后，就交给调度。

调度第二天在调度大厅的屏幕上，就守着这根日负荷预测曲线和日负荷实际曲线。

那么问题来了，这预测曲线和实际曲线肯定不会那么准啊，当两者出现偏差怎么办？

这个时候，调度就要“调峰”了。所以“调峰”的概念其实是为了让发电能力（源）和实际用电（荷）进行匹配的一种手段。而调峰的能力实际上有两个维度，一个是发电量的冗余量，一个是调整发电量的速度。

所以调度干的是啥事？其实就是“源”“荷”匹配的问题。

说回本文：

原来没有新能源的时候，调度只要盯着负荷端就行了。除非那些排进计划的发电厂突发故障。

但现在有了新能源，前面说了，新能源优先消纳，他们发电计划是排在我的负荷预测曲线里了，但它是看老天爷的，所以他的出力是不准的。那是不是理论上，你排进去多少容量的新能源，我调度得备用其他的发电容量来随时做好你完全停工的准备？不光是有这个余量，还有时间上的要求不是？

所以自打调度接入新能源开始，调峰工作变得要比没有新能源的时候要频繁和要求更高。特别是风力发电，起风了，我实际运行的负荷曲线下去了，结果你的出力比计划的还高了。一下一上，这需要调整的发电量就更多了。所以调度看到新能源，特别是风力，能不恨么？

所以现在，为啥抽水蓄能电厂这个比500kV沪葛线还早进入国内的玩意儿，能那么大的关注度？因为现在调峰要求高了呗。

另外多一嘴，现在储能电站，也在吹调峰能力，这个得强调一下，省调调峰，都是220kV并网的，抽水蓄能虽然可以算储能，但一样的名字，它可本身是一个水电厂，它是直接升压到220kV并网的哟。对调度来说，抽水蓄能电厂就是一家水电厂。

但储能电站就不行了，如果靠你10kV并网，或者10kV一级级跳到220kV并网，这里就涉及到电网其他的安全上的要求了，因此它如果用在220kV省调这一级网架里，能发挥多少调峰作用是打很大一个问号的。所以储能电站它的“调峰”能力实际是发挥在某个电源点上的，比如光伏电站，先用储能电站把它的出力允一允，然后送到电网里，这样它的发电计划就能准一些，那对电网调度就友好很多了。

另外前文提到一个“15分钟”的概念，这个15分钟是怎么来的呢？就是火力发电厂从收到调度指令，进行出力调整，到达新的出力指标的这个时间大约在15分钟。因为汽轮机它调整出力，是靠蒸汽“吹”汽轮的，这需要一个时间，调度上俗称”爬坡能力“

为啥电改剥离调度权要以这个为界呢？就是说当天调度对日负荷预测曲线和日负荷实际曲线的调整，电改没兴趣从电网这里收回去，但是之前一天你对负荷的预测，对发电厂的发电计划的分配的权力，电改想要从电网剥离，因为这直接影响了发电和售电的利益。这才是“管住中间，放开两头”的真正含义啊。所以啥时候调度控制中心那个“排曲线”的去了电力交易中心，电改才算真的推进了啊。

储——储能

”储“这个概念其实是伴随着新能源，双碳战略而形成的概念。在此之前，我们听到的是”电能是不能大量存储的“，这是我们乃至全人类至今不能摆脱电网——准确的表述是“交流自由电网"的根本原因。也是电网自然垄断的根本原因。

今天提出的这个”储“，不是现在解决了”电能可以大量存储“而有了”储“，而是它可以成为电网维持”源“和”荷“平衡的一种辅助手段。此”储“相对电网的容量而言，其实储不了多少电。甚至可以说，它仍然需要依托电网，才能实现它的”储“

比如：

一、抽水蓄能电厂

抽水蓄能电厂前面已经介绍过，是堤坝水电厂的特殊形式，它往往是在电网发电量高，负荷需求低的时候，把下游的水库用电开动抽水机抽到上游水库；等到电网发电量低，负荷需求高的时候，在开启上游水闸，通过上游水库到下游水库的重力势能，来带动水力发电机进行发电。这个时候它其实就是一个水力发电厂。

就是源高荷低时候，负责“吃电”；源低荷高的时候，负责“发电”。这就是它的“调峰”作用。

写这篇文章的时候，正好恰逢我国湖北应城300兆瓦级压气储能电站并网成功。

这就是目前发展中的另一种储能形式：

二、

如果理解了抽水蓄能电厂，那也就很容易理解压缩空气储能电厂的原理。

就是一个利用两个水库之间的势能，一个是利用压缩空气释放时候膨胀的动能。一个是水轮机，一个其实是空气涡轮机，也可以看做类似于火力发电厂的汽轮机，结构略有不同。

这也就决定了，在调峰的速度上，抽水蓄能电厂要优于压缩空气储能电厂。

但是压缩空气和抽水蓄能相比，压缩空气目前的效率还不及抽水蓄能，也就影响它实际的效益。另外，目前大多利用废弃的矿坑，岩穴，对地质的影响还需要进一步评估。不过这个倒跟抽水蓄能电厂一些问题上类似。

不过，压缩空气电站还是有一定潜力可以挖掘，比如在空气压缩和释放的过程中，还会有大量的热量吸收和释放，这一块如果结合供热供冷衍生一些产业，那对能源综合利用会更好，也会更受国家和电网的欢迎。

刚才提到抽水蓄能电厂是利用了上下两个水库的势能发电，但这样一来，必须修两个水库，而且一般只有利用山体才可能建造这样的电厂。

那么有没有同样是利用重力势能来发电，但不一定用水而是用固体呢？

于是，就有了

三、

重力储能电厂，就是把抽水蓄能电厂的上水库，变成一个固体介质，通过悬挂，活塞等方式放在水池上，当电网需要它发电的时候，固体介质就放下去，挤压下水库进入密闭的水管，驱动水力发电机发电；当电网需要它吃电的时候，用电机把固体介质吊起来。

你看，重力势能电厂也成了一个不错的调峰选择。而且最关键的是，它比抽水蓄能电厂建造起来更加容易，而且这个固体介质甚至可以是建筑垃圾，只需要适当压缩整形即可。这样就使得成本可以控制得非常好。

从抽水蓄能电厂，压缩空气储能电厂到重力储能电厂，它们都是以机械能为储能方式得电厂。那么目前用于电网调峰的另外一种形式就是我们通常认知的电池储能，即

四、电化学储能电站

和我们电动汽车一样，电化学储能电站，主要用的还是锂电池，特别是磷酸铁锂电池；尽管现在还有钠离子电池，铅碳电池，全钒液流电池等等，但是目前，我们如果单看“度电成本”（电力系统中经济性评估的基本指标之一），唯有锂电池储能电站的这个指标在0.5元以内，其他目前应该均没有跌破2元。

这里插一句题外话，在储能领域，特别是电化学储能领域，我们要习惯媒体的一惊一乍，绝大多数的电化学突破，都是个案，因为目前很多电化学储能方式成本远没有达到可以大规模商业化的条件，就看那个度电成本大家就知道。原因其实也很简单，元素周期表大家都学过，看下锂的位置，自然界找不到比它更好的元素啦。锂发展了百年，科学家早就反反复复研究论证过了。你说咱们这才搞几年电池，就敢突破元素周期律？

其实不仅是成本问题，和我们的电动汽车一样，真正让人担心的不是电动汽车好不好，大家担心的其实是电池安全性问题。

储能电站电池更多，一出事就很容易成为新闻热点：

2021年4月16日，北京大红门储能电站火灾事故，事故导致电站内1人遇难，2名消防员牺牲，1名消防员受伤，火灾造成直接财产损失1660.81万元。

大家熟悉的特斯拉，其实也有储能电站项目，

2021年7月30日，特斯拉澳大利亚吉朗市附近的“维多利亚大电池”储能项目发生火灾，所幸未造成人员伤亡，但消防员无法第一时间扑灭大火，大火持续了4天；

2022年9月20日，美国加利福尼亚州蒙特雷太平洋瓦电（PG&E）公司的一个变电站里的特斯拉的储能设备电池包引发大火；

所以，成本和安全，这两个将是储能电站未来要让人们放心的两个重要维度。