摘要：能源互联网旨在突破化石能源的制约，整合多种能源综合互补，探索能源生产与消费的发展模式。文中将电能作为能源系统的主要能量支撑，首先在系统协调分解与帕累托最优的经济学基础上，表征了能源互联网微平衡遵循的经济学理论；进而对比了传统集中调度机制，阐释了能源互联网的微平衡调度机制，并对微平衡交易主体、交易模式、交易机制进行了分析；最后建立了能源互联网交易激励分摊机制，协调能源互联网的调度交易计划与区域各方利益关系。

关键词：能源互联网；微平衡；电网调度；交易机制；交易模式

0引言

随着互联网和能源的结合，新一代能源体系———能源互联网将成为未来的发展趋势并最终落地，它的建设对中国能源发展具有重要意义。能源互联网可以打破化石能源的制约，优化能源结构，允许任何合法合规主体自由地接入交易并分享能源，并可做到余量上网、自由交易、市场定价。因此，能源互联网开放的市场交易需要建立不同于传统交易模式的供需交互机制［1］。国内对于能源互联网商业模式的研究已经有了初步研究，文献［2－3］从用户的价值创造、数据信息融合、关键技术驱动、政府环境政策等对能源互联网现有及可能存在的商业模式进行了归纳分析，并对能源互联网未来的商业发展作出了一定的展望；文献［4］将配电系统的建设作为能源互联网的实现途径，整合了能源互联网对配电侧的需求，设计了未来配电系统的形态，分析了能量与信息流的特征；文献［5］认为主动配电网是当前配电网与城市能源互联网的必然过渡，提出了以主动配电网为架构的多能源协同调度和分布式智能调控管理，建立了基于多源大数据的能源供给、能源输送与能源消费一体化的运营模式。现有文献的研究对能源互联网的前景规划和应用场景起到了一定的指导作用，但没有对具体的供需信息实时交互机制进行研究，无法从具体实际应用方面解决能源互联网的调度交易问题。面向解决高渗透率的分布式能源［6］、新常态下能源供给侧结构性变化［7］、能源资源分布不均衡［8］，以及能源耦合和协调利用率不高［9］等问题，能源互联网更强调跨区域资源间的协同优化配置［10－11］。因此，适应能源互联网这些特点的调度交易模式不能采用能量信息孤岛模式，而是采用“分解、协调”的分层递阶式微平衡管理模式。微平衡是相比于集中式电网自上而下的紧耦合模式，由主干网发挥全局协调的仲裁者角色，各个能源微网进行局部协调，并向上与主干网进行动态交互，由此来减轻主干网的系统风险，提高整个能源网络的可靠性，而不是依靠过大的安全裕度而降低了系统利用率［12－13］。能源系统涉及多种能源，电能是构成涵盖各种一次能源的能源系统的前提，其他能源与电能之间可以相互转换，所以未来的能源互联网是以电力系统为核心支撑的新一代能源系统。本文将电能作为能源系统的主要能量支撑，提出了基于微平衡的能源互联网调度交易机制，并对微平衡交易主体、交易模式、交易机制进行了分析，最后建立了能源互联网交易激励分摊机制，在渐近式自适应能放激励分摊机制下，可以协调能源互联网的调度交易计划与区域各方利益关系，实现帕累托优化。

1能源互联网的微平衡

1．1多能微平衡体是实现微平衡的基本单元微平衡体是指能源互联网中一定区域内集多种能源生产、传输、存储和消费为一身的能源主体。储能的应用将打破能源生产者和消费间的界限，使主体角色呈现兼容性和替换性；能源交易的市场需求，将促进相邻的微平衡体进一步与其他能源供应者、储能、能源消费主体或另一个微平衡体进行物理网络的互联，从而形成新的互联网络形态、新的微平衡体。这些主体可根据供需信息和市场价格信号，在自主供需平衡基础上与能源互联网其他主体进行微平衡的能量交换和能源交易［14］。1．2微平衡主体是能源互联网演化的结果能源互联网的建设是一个从物理互联到信息融合到经济融通的过程，如图1所示。其中，物理互联是指多种能源系统之间的互通互联；信息融合是信息系统与能源系统的深度融合；经济融通是能源互联网的最高形态，是指不同能源主体通过股权投资形成新的经济利益主体。微平衡体即是这样的多能供—需—储结合的新主体。图1能源互联网演化过程Fig．1EvolutionofEnergyInternet当前的能源系统，总体上是按能源类型划分的相对独立运营的多个行业，随着新能源的发展，能源企业的经营范围将逐步打破一、二次能源本身的界限，形成以功能角色划分的主体。例如：火电企业投资光伏和风电，是不同发电资源之间的结合；核电站投资抽水蓄能、燃气电厂投资储能调频，是发电与储能的结合；大用户投资自备电厂，是能源生产与消费的结合；节能服务公司为用户安装储冷、储热设备，是储能与消费的结合；微网经营者建设电、热、水等网络和管道，是多种能源传输之间的结合。这些交易主体使得能源生产者和消费者的界限将不再清晰，同一主体可以在一定时段内成为消费者，在另一时期内成为供应者，实现生产和消费的一体化。随着储能的发展，微平衡主体可以在微平衡机制下，利用储能的能量时移能力，调节生产和消费的同时性，根据市场价格的变化，自主决定在市场交易中，何时作为供应者，何时作为消费者［14］。1．3微平衡调度交易与传统集中—分散协调的区别传统电力系统中，所有发电资源直接接入电网，同时，电网向所有用户供电，因此，电网调度中心是整个电力系统供需平衡的主导者，负责整体平衡调度。一些电厂分散自调度的研究中，电厂负责厂内若干发电机组的机组组合，满足电网调度中心下发的电厂整体出力曲线的要求。在这个集中—分散协调过程中，本质上还是发电侧的分级调度。能源互联网中，微平衡主体是一个多能供—需—储的结合体，如图2所示。例如：一个具有微网运营权的主体，同时投资了微网内分布式风、光发电设施，投资了微网内储冷、储热、储电设施，同时投资运营微网内电动汽车充放电系统。这样的微网运营商，就是一个典型的供—需—储微平衡主体，可以自主进行微平衡调度交易。图2多能供－需－储自平衡体互联Fig．2Self－consistentequilibriuminterconnection能源互联网的能量平衡分为两个阶段：阶段1是微网内自主进行的微平衡调度交易；阶段2是不能平衡的部分，与主网或其他微网进行不平衡能量交换。

2能源互联网微平衡的经济学解释

2．1分散化决策与集中决策的对比分析集中决策作为传统的经济控制方法，其特点在于系统的内外部信息最终都汇集在决策单元，由决策单元集中决策过程进行资源分配。这种控制方式有利于整体的统一和协调一致，但这种控制方式在被控系统复杂的动态特性难以了解的情况下，对系统其他部分的随机变化和由外部环境及系统演变所引起的变化的适应，仅出现在决策单元，系统的各个部分则不能很好地适应［14］。由此，对于高维复杂大系统的经济控制，过度的集中必将导致宏观的效率低下和微观的缺乏活力。由上述机制所决定，较之集中决策更为有效的分散化决策被提出，分散化决策在现代控制理论研究中是一个完全由市场机制决定的闭环控制系统，分散化决策要求市场环境是完全的市场竞争［15］。从整体上看，分散化决策对来自系统内部和外部的瞬间干扰极为敏感，系统自适应能力较强，但为了适应系统瞬间的变化，系统各个子部分都力图为自身利益去适应，从而造成子系统之间彼此竞争而无法协调，若完全分散化则有可能与大系统利益发生矛盾，却又不能使整个大系统协调发展［16］。2．2大系统协调分解与帕累托最优化的经济效率市场经济总结的重要原则是在实现目标的前提下提高效率，这也是传统组织管理的重要经验［16］。社会经济系统是由相互依赖、相互制约的子系统组成的复杂大系统，通过分别解决系统中独立分布的子系统的最优控制，可以实现大系统整体最优目的［17］。大系统分解原理和协调控制的基本思路，也是集中决策与分散化决策相结合的一种方法，把集中决策与分散化决策有机地结合起来，可以建立起一个具有分散协调、多级调度和最优控制性能的经济系统［18］。帕累托最优则用来衡量资源是否达到最优化配置的状态［19］。在这种理想状态中，任何一方要素的改变都难以再有效提高效率，这一现象与结果则被认为是一种“公平与效率达到平衡”的状态。对于需要不断和外界交换信息，以及拥有丰富渠道资源的复杂大系统而言，可以在其外部资源的分布中不断进行资源整合过程，并无限趋近帕累托最优。2．3能源互联网的分散化决策趋势分析能源互联网以“互联网＋”为思维导向，引进先进的信息和通信技术，通过分布式能量管理系统，用信息指导能量，提高能源的优化配置。能源互联网中，数据的来源空间分布广且数量庞大，既有来自分布式发电、储能、用电装置的信息，又有遍及输配电网及其设备的信息，信息种类也多种多样，除了电学量的相关信息，还有包括温度、湿度、压力、风速等非电学量信息［20］。这些海量的数据信息可以通过发达的互联网进行传播，相比于传统的能源管理，降低了信息获取成本。信息获取成本越低，使得个别能源供应者和用户之间自发自主地进行能源交易的分散化程度越高，资源优化配置也由原来的集中式向分散式发展。在信息充分的市场经济中，市场均衡点也就越接近理想的帕累托最优，市场实现局部的微平衡［21］。而且能源互联网的发展，伴随着电网结构复杂性与电网运行多样性，也需要进行分散化局部微平衡决策。不同于传统能源和智慧能源，能源互联网将由集中式的整体平衡，向分散化决策、帕累托最优的局部微平衡发展［22］。

3能源互联网微平衡调度机制

3．1协同自治微平衡控制系统由多种具有自治可控性和协同协调性的子系统，联通耦合、互补互助而成的独立控制系统称为协同自治微平衡控制系统。整个系统组织扁平化，子系统间对等并可以自由、任意地接入主系统。由于子系统具备独立控制功能，内部组织为满足系统平衡需具有互补性。例如：径流式小水电存在着库容小、枯水期等问题，可以和系统内风光资源呈季节互补［23－24］；分布式能源由于存在时变性、间歇性和难以预测性，可与系统内电动汽车充电站等储能装置配合互补。3．2微平衡联合调度策略传统的能源电力行业，是以国、网、省三级管理模式下分别负责跨区域、跨省和省内电力交易业务及电力交易计划的制订，并由统一的电网调度控制系统进行协调控制，是一种集中式优化决策的资源配置方式。能源互联网下的电网规模巨大、运行复杂，能源供给形式和消费形式也灵活多变，其特点如下：①各区域能源资源配置不均衡、时空差异明显，部分地区具有高渗透率分布式资源；②区域内需要以电网为核心载体，利用储能、高精度风光功率预测技术，进行冷、热、电、气一体化调控。在这种情况下，集中调度难以保证优化深度，采用微平衡联合调度策略，可以达到跨区域、跨能源形式的协同平衡，多能源间的能量平衡优化，自适应区域内的能源调配和互补，保证系统各个区域内微平衡，从而实现整个系统能源运行综合能效的最大化［25］。采用微平衡联合调度时，微网是其控制策略的末端神经组织，作为多能源的综合利用的自治运行系统，微网可通过组织内部的能量管理系统对自身资源的管理来满足用能需求如图3所示［26］。在自治模式下，各个微网单元在主网调控目标下负责能源的就地消纳，与主网并没有功率交换，同时向上通报能源生产消耗水平，主网的调控中心则对电网运行进行监督和安全校核。在系统故障或者自治运行失效无法保证微网内的能量平衡时，主网将微网作为柔性负荷，提供辅助服务，如负荷转移、需求侧响应、分布式电网的智能投切等进行功率交换，从而保证微网的安全经济运行。

4能源互联网微平衡交易机制设计

4．1微平衡交易主体需求分析1）用能主体的交易需求分析能源互联网发展的终端面向用能主体，同时吸引用能主体参与能源互动。智慧小区、智能家居、电动汽车、冷热电联供和智能系统开发的出现，使得能量的流动方向由以往的单向流动转换为双向互联互动，用能主体不仅是能源消费者又是能源生产者。在科学合理的机制下，用能主体参与电力平衡交易，不仅能够改善自身的用能成本，而且能提高能源网络的灵活性和效率，最终达到能源网络“多赢”的局面。2）供应主体的交易需求分析随着《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》与《关于推进“互联网＋”智慧能源发展的指导意见》的先后公布，政策鼓励社会资本以混合所有制、独资等形式投资成立新的发售电主体。其中涉及的交易主体包含多个方面：社会资本投资的售电主体、拥有分布式能源的用户、微网系统、节能服务公司、符合条件的经济技术开发区高新产业园、供水供气供热等公共服务行业等，这些主体都可以进入售电市场，参与电力交易［27］。这些催生的新兴交易市场，大量吸引多种能源接入进行交易，促进了多类型电源和电网的良性互动。3）储能主体的交易需求分析能源互联网在关键技术上的进步，可提升大规模风电、光伏接入电网的能力。电网在高渗透率可再生能源的电源结构下，电力供需要达到实时平衡，需要系统的供给和需求有足够的灵活度，并通过不断的调节实现双方的匹配。储能主体的交易需求意义重大，它能够满足微网的调峰需求，控制和改善微网的电能质量，能够完成系统黑启动，平衡间歇性、波动性电源的输出，它不仅具备短时高功率支撑能力，还可以提供较长时间的能量支撑。4）中间商主体的交易需求分析能源互联网包含着各种各样的能源形式和灵活多变的能源产业主体，在这个复杂庞大的市场中，也将产生新的产业主体，如能源虚拟运营商、区域能源调度交易平台、第三方智能系统开发商等作为中间商，支持用户深度参与孕育新商业模式，提供能源云、异地能源共享服务，支持能源资源、设备、服务、应用的资本化、证券化。这种新型的能源互联网产业链结构，不同于传统的统一购销模式，增加了供需直购、虚拟交易、虚实共享等多种模式，使得中间商主体进入原有产业链，带来新的产业模式的变化。

4．2微平衡交易模式能源互联网涉及的能源通道范围十分广泛，可在跨地区跨能源种类间实现能源的互联互通。国家发改委提出“十三五”时期要逐步放开一定的公益性和调节性以外的发电计划，逐步放开输配环节以外的竞争性环节电价［27－28］，“在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主”，有序放开发用电计划，将引导开展发电和用户多方直接参与交易，而短期和即时交易通过调度和交易机构实现，“发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权，确定交易对象、电量和价格，按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费，直接洽谈合同”。部分发用电计划的放开和用户选择权的放开，将推动电能购销商和商等新兴交易主体的出现。能源互联网的开展交易总体类似于大用户直购电交易，是通过能源互联网试点工程，降低了直购电交易的准入门槛。这使得具备一定发电能力却不容易集中控制优化的中小工业用户和分布式燃机、光伏可以直接参与市场交易。同样，在新型能源市场，对于调度困难或者间歇性和随机性较强的能源供应，由于其弱可控性，也可以采用类似的自由选择的交易方式，实现能源供给和需求侧信息的对接［16，27］。能源交易通过统一交易平台，用户可以通过商选择能源供应商或者自主计划合约外的微平衡交易。传统的电网则负责交易电量的安全传输，以及计划合约电量外的需求平衡和调度。图4显示了随着微平衡交易的展开，其电力电量安排的情况。能源交易模式有两种，短期交易供用双方不平衡的部分电量，可以采用金融合同，其合同电量不仅可以通过现货市场交割，也可以参与现货竞价；中长期点对点交易则采用物理合同，交易电价同时受到合同电价和参与竞标电价的高低的影响，见表1。

4．3微平衡交易机制当前电力能源交易是电网统购统销模式，发电企业将电能卖给电网，电网将电能卖给用户，这之间的价格体系完全封闭。管制下固定价格模式，一方面不利于调节峰谷差，导致电能利用效率不高，旋转备用容量过大，能源浪费严重；另一方面部分用电需求被抑制。能源互联网中，当微网并网运行并与主网进行微平衡交易时，根据运行策略不同，可将微网当做一个整体用户，从主网接受或者输送功率。在微网与主网进行功率交互时，为了加强微网用户对运营政策的理解，从而提高用户参与度，可以利用多源大数据技术和公共服务网络使用户一定程度上了解到当前能源运行状态，基于负荷趋同性等激励惩罚手段等，采取奖励为主的引导激励或者合同为主的规约策略来实现交易运行目标。理性的用户会根据自己的负荷率信息，在激励约束条件下选择电费支付最小或者收益最大的电价方案，同时合理指导用户区域内的供需状况，通过提高负荷率等增加社会福利，实现帕累托优化，微网用户交易策略如图5所示。微网并网运行时，可以与主网自由双向交换功率，以微网并网运行时的交换功率为决策点，可以优化微网并网运行的交易策略。首先判断微网的输送功率情况，如果不能满足负荷要求，则需要接受主网输送功率，如果电量富裕则可以输送给主网获取收益，微网可以根据成本最小和收益最大为优化目标调整微网内部供需。若微网电源容量可以满足负荷需要，则判断微网电价与主网微平衡交易电价，如果微网的实时电价大于主网微平衡交易电价，则由主网供电，反之由微网供电。

5能源互联网交易激励分摊机制

5．1能源互联网交易考核与激励标准以主网或者其他能源互联网与某个示范区微网能量交换为例，设定考核与激励标准，并从以下几个方面分析。1）负荷趋同性用负荷率和系统同时率表征用户错峰效应的负荷特性考核指标。前者是衡量用户有效利用电力设备程度的一个重要技术经济指标；后者表示各类用户间的错峰效应，它是指一定时期内，如峰、平、谷段，系统最大负荷时，该类用户的综合用电负荷与系统内所有用户群体的最大负荷之和的比值。微网与主网的负荷趋同性低，则微网的峰谷差大，发电设备利用小时数下降，发电成本上升，且增加主网调峰困难度，供电可靠性下降。微网若积极提高自身负荷率，必然会使主网的负荷率增高，从而减少系统的容量成本，最终受益于自己。2）调峰幅度和速率需求调峰机组运行时的机组出力幅度，同时受到允许的最大和最小技术出力的约束，也跟随启停调峰能力的大小。调峰机组的调整速率，是指机组自身调整出力值的速度，调整速度越快的机组越能更好地跟踪负荷的变化。不同的调峰幅度、速率需求，经济性也不同，与主网调峰机组的耗量特性曲线有关。在能源动态特性方面，电力系统的动态过程最短，对调峰幅度、速率要求最高，热力网和燃料网则不需要很快的调节过程。3）多能替代的转换率能源互联网中，不同品质、品种能源之间的转换技术增加了能源网络的灵活性。不同品质、品种的能源有着自身物理特性和供给曲线。主网可以利用和综合这些不同品质、品种能源的特征，实现不同尺度的能源供需高效匹配。对于微网而言，多能替代的转换率越高，越可以显著降低能源网络的运行成本。

5．2能源互联网区域各方利益协调能源消费市场中，用户无论任何时候采取的能源消费策略都是以自身的利益最大化为出发点，而并不遵循系统内运营安全约束，所以能源互联网区域各方的利益协调要在用户的利益最大化和系统内运营安全约束中实现均衡。把有电量需求的主体统一称为用户，则在能源交易的短中长期协调要满足：用户的总用电量＝用户的微平衡电量＋用户的不平衡电量。平衡电量部分，采用照付不议的金融合同结算，平衡电量结算价格＝微平衡电价×微平衡电量；不平衡电量通过实际供用曲线与金融合同典型曲线确定，不平衡电量结算电价＝不平衡电价×不平衡电量，不平衡电价的定价以交易考核与激励为标准的激励相容的网对点辅助服务定价。在这种模式下，能源互联网各参与者利益协调如下。1）分布式发电商分布式能源电厂在传统区域能源站服务模式下采用“以热定电”的方式，余电全部售给电网公司，此时冷热电联供的价值没有完全体现，营收水平较低。微平衡模式下，将机组“以热定电”的电负荷确定为发电厂安全运行的电负荷下限，其余部分可以进行增值服务：①参与大用户直购电，并根据供需调整电价；②为主干网提供辅助服务，降低主网调度难度，获得利益分摊；③进行环境交易，在碳排放交易市场挂牌出售清洁能源发电减排量。分布式能源电厂空调冷水和生活热水供应价格由政府、能源服务公司、用户签订的用户三方价格协议，前后电能效益对比如下：原发电商电能效益＝余量上网标杆电价×计划电量；新发电商电能效益＝微平衡电价×微平衡电量。2）主干电网新电力体质改革之前，电网的主要收益来自上网电价与销售电价之差。上网电价制定基本以政府定价为主结合部分双边交易形成的市场定价；销售电价作为终端电价，由国家管制。这部分收益直接构成了电网主要的盈利来源。售电侧分离后，输配电价取而代之，成为能源互联网下主网的部分盈利模式，而另一部分盈利则来自主网对剩余负荷电量的平衡，负责完成整个电网交易的安全传输，若区域微网发生紧急故障或者较大扰动时，提供辅助服务，帮助微网稳定电力供应。电网效益对比如下：原电网侧利益＝（目录电价－标杆电价）×输配电量；新电网侧利益＝输配电价×微平衡电量＋（用电总量－微平衡电量）×不平衡电价。3）电力用户用户侧有着丰富的能效类资源和负荷类资源。能效类资源可以通过提高用电效率而降低用电水平；负荷类资源则是用户在系统高峰用电紧张时自愿响应，通过减少用电设备的用电量或者改变用电时间，从而达到降低用电数量及负荷水平的资源。能源互联网鼓励用户与中小燃气发电直接交易，而且可以参与到需求侧响应中，平抑峰谷，减少不必要的能源消耗，节约开支。用户支出对比如下：原用户侧支出＝目录电价×计划电量；新用户侧支出＝微平衡电价×微平衡电量＋不平衡电价×（用电总量－微平衡电量）。4）本地政府能源互联网体现了多种能源综合互补，它的落地将会促进能源转型升级，提高能源生产效率，降低能源消费成本，其中提出的创新能源服务模式，可以消纳更大比例的清洁能源，调整中国社会的电源结构、电网结构、负荷结构，适应未来能源转型的需要，对社会意义重大。

5．3总体平衡账户设定对该区域微网的运营效益进行综合评价，并与主网、该区域其他微网的综合能效进行对比，对比的结果将反映为价格成本的奖惩并分摊到该区域能源互联网的电价和其他成本中，从而改变该区域能源互联网的综合成本。因为该区域微网与主网的平均交易价格是固定的，所以可以实现激励效果。对于得到的综合评价结果，应规定一个标准值，标准值的设定先根据相似地区的数据得出理论标杆值，并在实际的评价考核过程中，根据数据整理分析，不断对标杆值进行修正，最后逐渐逼近适应实际能源供需环境的标准值，体现了该机制的渐进性和自适应性。根据设定的标准值，对得分高低的用户之间设立平衡账户调整机制。即对得分低的用户增收相关费用，并设置平衡账户，全部补偿得分高的用户，用来引导用户合理用电，提高负荷率，降低系统容量成本。

5结语

微平衡在能源互联网交易的发展与《关于推进“互联网＋”智慧能源发展的指导意见》相一致。1）倡导大众参与遵循“互联网＋”的发展规律，能源互联网下的能源生产与消费模式，驱动着生产与消费的融合，促进多用户参与市场交易，以适应分布式可再生能源发展为重点，以微网为重要基础架构，促进小型能源企业与个人、家庭等参与能源交易。2）促进能源设施智能化能源互联网中不同区域的用户和同一区域不同层次的用户深度交易融合，支撑着能源网络的交易接入设施和信息服务平台朝着信息化、自动化的智能化发展，使得各类供用能主体渗透到能源网络的微平衡系统中，实现建设智慧网络的整体性方案。3）推进能源市场交易体系建立能源消费将摆脱过去的统购统销的简单模式，转化为多买多卖的基于系统能效最优的智能应用。鼓励市场交易的多元竞争，实现市场的微平衡的能源共享，推进建立以能量、辅助服务、新能源配额、虚拟能源货币等为标的物的多元交易体系。综上所述，本文提出的基于微平衡的能源互联网的调度交易机制核心是两阶段平衡：阶段1是微网微平衡主体的自我多能供—需—储平衡；阶段2是不平衡部分与能源互联网其他主体进行能量交换。微网自主模式下，能源互联网用户可以通过电量交易平台，自主或者通过机构选择售电供应方进行计划合约外的微平衡交易，交易价格采取基本供应价格；微网与主网协同模式下，采取激励价格，享受着付费，补偿服务者。在渐进式自适应能效激励分摊机制下，引导用户合理用电，提高负荷率，降低系统容量成本，实现帕累托优化。未来的研究应从两个角度进一步延伸：①在调度方面，从微观层面研究多能供—需—储的自我微平衡中如何实现“横向多能互补，纵向源网荷储协调”，宏观层面则应解决同一网内的多个微平衡主体间的水平的群优化问题，以及微平衡主体与不同层级的能源互联网间的垂直多级调度的协调问题；②在交易方面，需要在微平衡主体内部建立多能互补的微平衡交易体系，针对不同能源的互补替代特性，通过市场机制合理确定能源价格。针对微平衡主体与能源互联网的外部能源交换，需要建立基于负荷特性考核的激励补偿机制。同时中国应进一步选取适宜的能源互联网试点地区深入开展工作，融合智能主动配电网、电力大数据平台，设计适用于多主体、多品种、多方式、实践性的调度交易商业服务模式。将能源互联网物理网络、信息数据、应用管理，通过商业模式实现落地，推动中国不同经济发展程度的能源互联网工作因地制宜地向着正确方向发展。

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作者：刘敦楠1，唐天琦1，杨建华2，白顺明2 单位：1．新能源电力系统国家重点实验室（华北电力大学），；2．国家电网公司华中分部