王健，梁華彬，杜兆斌

(華南理工大學(xué)電力學(xué)院,廣州市 510640)

考慮CBL誤差不確定性的PJM電力市場經(jīng)濟需求響應(yīng)模型研究

王健，梁華彬，杜兆斌

(華南理工大學(xué)電力學(xué)院,廣州市 510640)

PJM(Pennsylvania-New Jersey-Maryland)電力市場中經(jīng)濟需求響應(yīng)(economic demand response, EDR)雖已經(jīng)實施得比較成功，但同時也存在著一定問題。針對PJM電力市場中近年來發(fā)生的Electric Power Supply Association(EPSA)決議風(fēng)波所暴露出來的各方利益不均衡等問題，提出在原有PJM電力批發(fā)市場中，使發(fā)電商也參與到EDR的交易中，采用負(fù)荷轉(zhuǎn)移與負(fù)荷削減模式共存的EDR代替原先單一負(fù)荷削減模式下的EDR。同時在構(gòu)建EDR模型時，考慮用戶基線負(fù)荷(customer baseline load, CBL)誤差不確定性的因素，以準(zhǔn)確地計算EDR的真實響應(yīng)誤差。案例分析結(jié)果表明：考慮CBL誤差能估計出需求響應(yīng)誤差的真實成本；而負(fù)荷轉(zhuǎn)移模式能夠一定程度上協(xié)調(diào)發(fā)電商、負(fù)荷服務(wù)商實體(load serving entities, LSE)和削減服務(wù)提供商(curtailment service providers, CSP)之間的利益。

經(jīng)濟需求響應(yīng)；用戶基線負(fù)荷；PJM；平衡運行備用費用；不確定性

0 引 言

PJM(Pennsylvania-New Jersey-Maryland)作為世界上較為活躍的區(qū)域性電力市場，已經(jīng)開展了約20年需求響應(yīng)(demand response, DR)項目，是目前世界上DR項目運營最成功的電力市場之一。從DR項目實施伊始至今，PJM一直致力于對DR的模式、與用戶間的合同進行嘗試和修正,致力于突破原有的壁壘以保障市場新加入者——DR集成商的利益，這樣就不可避免地與原有市場成員產(chǎn)生利益沖突。

2014到2015年間發(fā)生“Electric Power Supply Association(EPSA) Decision”風(fēng)波事件[1]暴露出EDR參與到主能量批發(fā)市場對發(fā)電商的利益造成了一定的損害。與此同時，Order 745下采用節(jié)點邊際電價/批發(fā)電價(locational marginal price, LMP)對削減服務(wù)供應(yīng)商(curtailment service provider, CSP)進行補償是否合理，至今也飽受爭議[2-4]。

如何設(shè)計相應(yīng)的市場機制，或借助其他工具緩解供需雙方矛盾是電力市場中的一個難題[5]。本文提出讓發(fā)電商參與到EDR的交易中，采用負(fù)荷轉(zhuǎn)移的方式參與EDR，在時間和空間上擴展PJM原有的EDR市場，增強市場競爭，緩解各利益主體之間的矛盾。

一方面，一直以來無論是在PJM電力市場或其他電力市場中，發(fā)電商在DR的實施中處于被動接受電價降低、收益減少的狀態(tài)，不能主動參與到DR的交易當(dāng)中；另一方面，DR一般包含“削峰”和“填谷”兩方面內(nèi)容，但是在以往大部分的研究和實踐都是以“削峰”的內(nèi)容展開的，對“填谷”較少涉及[6-8]，在聯(lián)邦能源管理委員會對DR的定義中甚至只涉及“削峰”的含義[9]。“填谷”不僅能有效地減小峰谷差，也能減少機組的開機成本，增大可再生能源的消納能力。文獻[10-11]是負(fù)荷轉(zhuǎn)移在中國成功應(yīng)用的案例，但是國內(nèi)負(fù)荷轉(zhuǎn)移方案是一種行政手段，而非市場交易的結(jié)果，且其單位轉(zhuǎn)移負(fù)荷的補貼金額往往過于巨大。

與此同時，在構(gòu)建DR模型時大部分研究將用戶基線負(fù)荷(customer baseline load,CBL)誤差和DR響應(yīng)的不確定性一起計算[12-14]，這樣無法估算DR響應(yīng)誤差的影響程度，進而無法準(zhǔn)確計算出CSP所需支付的平衡運行備用(balancing operating reserve, BOR)費用。在PJM實踐過程中，CBL的誤差對EDR的結(jié)算有較大的影響，不能簡單地忽略或與DR響應(yīng)誤差合并。

根據(jù)以上背景和綜述，本文提出讓發(fā)電商也參與到EDR的交易中，采用負(fù)荷轉(zhuǎn)移與負(fù)荷削減模式共存的EDR代替原先單一負(fù)荷削減模式下的EDR，以達到協(xié)調(diào)各方面利益的目的，同時保證“填谷”的有效實施。首先采用經(jīng)濟學(xué)方法分析負(fù)荷轉(zhuǎn)移類型EDR的原理，接著根據(jù)PJM中EDR的實際實施情況，提出詳細(xì)的負(fù)荷轉(zhuǎn)移方案，并據(jù)此進行建模，同時考慮DR響應(yīng)和CBL誤差不確定性的影響。最后采用PJM電力市場實際數(shù)據(jù)進行案例分析。

1 負(fù)荷轉(zhuǎn)移型EDR方案

1.1 方案的內(nèi)容與意義

1.1.1 方案的詳細(xì)內(nèi)容

結(jié)合上述的分析以及PJM電力市場實際的操作經(jīng)驗[7, 15-18]，提出新的EDR方案，主要包含如下6條規(guī)則：

(1)CSP或用戶參與EDR可以選擇2種形式：負(fù)荷削減型EDR和負(fù)荷轉(zhuǎn)移型EDR；負(fù)荷削減型EDR與原PJM市場EDR實施方案相同；

(2)參與負(fù)荷轉(zhuǎn)移類型EDR的用戶將承諾在某一時段負(fù)荷削減的同時，在另一個時段增加負(fù)荷，并告知相應(yīng)的負(fù)荷服務(wù)商實體(load serving entities， LSE)；

(3)負(fù)荷增加以相應(yīng)負(fù)荷削減時刻為準(zhǔn)的后15天內(nèi)實施，實施時段為LMP小于凈收益電價(net benefit price, NBP)時段；以負(fù)荷削減量為基準(zhǔn)，負(fù)荷轉(zhuǎn)移量應(yīng)等于相應(yīng)的負(fù)荷削減量；

(4)負(fù)荷削減后，CSP在規(guī)定時間內(nèi)向PJM市場提供負(fù)荷增加申請，申請內(nèi)容包括負(fù)荷增加時間、CBL測驗結(jié)果以及負(fù)荷增加量和持續(xù)時間；

(5)PJM應(yīng)對每天負(fù)荷轉(zhuǎn)移量以及發(fā)電商收益的臨界值進行預(yù)估，如果轉(zhuǎn)移量小于臨界值，則允許其缺額單獨在批發(fā)市場中進行增負(fù)荷交易；

(6)增加負(fù)荷量同樣參與批發(fā)電能市場，以實際負(fù)荷削減量為基準(zhǔn)結(jié)算：對CSP增加的負(fù)荷量，發(fā)電商不對CSP收取費用；負(fù)荷增加量偏差超過±20%時，差額按實時LMP對CSP收取BOR費用，反之則不收取BOR費用。

1.1.2 新EDR方案對PJM的擴展

如圖1、2所示，該負(fù)荷轉(zhuǎn)移方案的實質(zhì)是對原有PJM市場模式的擴展，主要表現(xiàn)在兩方面：其一是EDR參與市場主體的拓展，發(fā)電商被EDR的交易中；其二是Order 745規(guī)則的拓展，將該規(guī)則拓展到谷時時段。

圖1 各利益主體關(guān)系圖

圖2 負(fù)荷轉(zhuǎn)移型EDR

1.1.3 利益的轉(zhuǎn)移

如圖2所示，峰時時段，由負(fù)荷削減導(dǎo)致的批發(fā)

電價降低，收益由發(fā)電商向LSE轉(zhuǎn)移；受益者LSE補償CSP；而新的EDR方案，則增加了圖2下面部分，即在谷時時段，由負(fù)荷增加導(dǎo)致的批發(fā)電價上升，收益由LSE向發(fā)電商轉(zhuǎn)移，受益發(fā)電商補償CSP。

1.1.4 新EDR的組成

新EDR的組成如圖3所示。受限于削減負(fù)荷的特性，削減的負(fù)荷只有部分能夠進行轉(zhuǎn)移；而轉(zhuǎn)移到谷時的負(fù)荷可能并不能給發(fā)電商帶來正收益，因此新的方案中提出了規(guī)則6。本方案并未將負(fù)荷削減和負(fù)荷增加完全分開交易，而是通過負(fù)荷轉(zhuǎn)移將其“捆綁”，一方面是考慮兩者能互相促進,另一方面是為了更加合理地補償EDR用戶。

圖3 新EDR的組成

1.2 新EDR方案的微觀經(jīng)濟學(xué)分析

如圖4所示，負(fù)荷削減的EDR發(fā)生在峰時需求曲線與供應(yīng)曲線之間，即均衡點從A點到A′點的轉(zhuǎn)移；負(fù)荷轉(zhuǎn)移的EDR發(fā)生在非峰時需求曲線與供應(yīng)曲線之間，即均衡點從B點到B′點轉(zhuǎn)移。2種情況下LSEs或發(fā)電商因EDR而獲得的收益均為：ΔpL0p0ΔL，其中Δp是負(fù)荷削減/增加前后的價格差；L0是原負(fù)荷；ΔL是負(fù)荷變化量；p0是原電價。LSE或發(fā)電商的收益在圖4中是由EDR的利益代表的陰影面積減去EDR費用代表的陰影面積。

圖4 短期電力市場中負(fù)荷削減與轉(zhuǎn)移的效益分析

(1)

式中下標(biāo)c和s分別代表負(fù)荷削減時段和增加時段的系數(shù)。按文獻[19]方法可得到預(yù)測電價，再結(jié)合當(dāng)日的負(fù)荷預(yù)測便可以得到獲益的臨界削減/增加負(fù)荷。2013年P(guān)JM中Virginia地區(qū)的實際負(fù)荷數(shù)據(jù)計算結(jié)果表明，在負(fù)荷削減階段削減量占當(dāng)時總負(fù)荷量的50%以下時，均能獲得正收益；而在負(fù)荷增加階段，視每天的情況而定，臨界值占當(dāng)時總負(fù)荷的1%～20%不等。

因此，負(fù)荷削減階段LSE的收益恒為正，負(fù)荷增加階段發(fā)電商的收益則可能為負(fù)。為了使發(fā)電商在負(fù)荷轉(zhuǎn)移型EDR交易中獲益，必須使得轉(zhuǎn)移的負(fù)荷超過一定比例，此時可以將缺額的負(fù)荷增加量單獨進行交易。因此，在上述方案中，提出第6條規(guī)則。

2 模型建立

2.1 CBL誤差不確定性及DR誤差不確定性

對CSP的CBL預(yù)測與其實際負(fù)荷，以及市場出清后DR的響應(yīng)情況均存在不確定性，即應(yīng)當(dāng)將CBL值與DR值看作是隨機變量。

假設(shè)負(fù)荷削減后CSP的實際負(fù)荷為

(2)

(3)

同理可以推導(dǎo)出，在負(fù)荷增加情況下有相同的結(jié)論。

在PJM電力市場實踐中，認(rèn)為由CBL引起的誤差占總體需求響應(yīng)削減量的比例小于±20%，超過該范圍需要收取BOR費用。

2.2 各市場主體不確定性建模

本文所構(gòu)建的發(fā)電商、LSE和CSP模型，代表的是這些利益主體的整體；且如文獻[2]一樣，僅計及在批發(fā)市場中的收益。

對LSEs而言：

(4)

對發(fā)電商而言：

(6)

(7)

對CSPs而言：

(8)

(9)

(10)

式中β和β′分別是負(fù)荷削減和負(fù)荷增加階段的因響應(yīng)誤差而產(chǎn)生的BOR費用，單位BOR費用按當(dāng)時LMP收取。

3 案例分析

3.1 算例數(shù)據(jù)

案例分析采用PJM電力市場中2014年6月份的Virginia地區(qū)日前市場的實際數(shù)據(jù)，如日前負(fù)荷預(yù)測、日前電價數(shù)據(jù)和NBP數(shù)據(jù)。根據(jù)CBL實證性測驗報告[18]，得到CBL誤差的正態(tài)分布密度函數(shù)的平均值和標(biāo)準(zhǔn)差分別為0.01和0.08。根據(jù)近年來PJM中DR的實施報告[7,17,19-20]，對下述參數(shù)做如下假設(shè)：在LMP大于NBP且小于100 $/( MW·h)，負(fù)荷削減量約占總負(fù)荷的3%，LMP大于100 $/( MW·h)時，負(fù)荷削減量約占總負(fù)荷的6%。

由于能夠提供負(fù)荷轉(zhuǎn)移服務(wù)的負(fù)荷并非所有參與削減的負(fù)荷，一般一些大型的工業(yè)用戶或商業(yè)用戶是負(fù)荷轉(zhuǎn)移的潛在用戶，這部分用戶占總參與削減負(fù)荷用戶的比例約為50%～70%[7,17,19]。在沒有特殊說明的情況下，假設(shè)負(fù)荷轉(zhuǎn)移總量是當(dāng)天負(fù)荷削減量的50%[21]。

3.2 考慮CBL誤差不確定性的影響

雖然在PJM實施報告中有關(guān)于CSP響應(yīng)情況，但是并不能直接得到EDR的響應(yīng)誤差。

由于查無CBL占總負(fù)荷比例的數(shù)據(jù)，只能對kt做大概的估計。文獻[13]假設(shè)CBL占該地區(qū)總負(fù)荷的比例總是10%。為簡化起見，假設(shè)負(fù)荷削減時段和負(fù)荷增加時段的kt值分別相等，且負(fù)荷增加階段的kt值是負(fù)荷削減時段的0.9倍。

3.2.1kt變化時BOR費用占CSP收益的百分比

當(dāng)kt變化時，按照當(dāng)前BOR的結(jié)算方式，需要收取的BOR費用占總CSP收益的百分比如圖5所示。

圖5 僅考慮CBL誤差時的BOR費用占總費用的百分比

由圖5可以看出，kt值越小，BOR費用占總費用百分比越小，也就是說EDR占CBL的比重越大，CBL引起的誤差就越大。

根據(jù)PJM經(jīng)濟需求響應(yīng)實施的報告，BOR費用百分比約為1%～3%，且實際DR實施中響應(yīng)誤差是客觀存在的，因此kt應(yīng)小于2.3。本文假設(shè)kt約為2.2，如圖3可知，此時大約0.95%的BOR費用是由CBL誤差引起的。

3.2.2 EDR誤差分布參數(shù)變化時BOR費用

當(dāng)同時考慮CBL誤差與EDR響應(yīng)不確定性時，令kt=2.2，μ2從0.02變化到0.02，δ2從0變化到1.5，BOR費用的百分比如圖6所示。圖中可以看出標(biāo)準(zhǔn)差的影響遠大于平均值的影響。考慮到每年收取的BOR費用大約占DR費用的1%～3%，標(biāo)準(zhǔn)差為0.01～0.10。

圖6 μ2和δ2變化時BOR費用百分比

3.3 各利益主體收益情況

根據(jù)3.1節(jié)，設(shè)平均值kt=2.2，μ2=0，δ2=0.05，發(fā)電商、LSE和CSP等主體因EDR的實施而獲得的收益，分別考慮了現(xiàn)有的僅削減模式及考慮負(fù)荷轉(zhuǎn)移模式下的情況對比。

3.3.1 發(fā)電商

對于發(fā)電商，有50%的當(dāng)日削減負(fù)荷轉(zhuǎn)移到LMP小于NBP時段時，發(fā)電商的收益如圖7所示。圖中某些日期中發(fā)電商收益為0，是因為該時間段發(fā)電商獲益的臨界值較高，按照方案中規(guī)則6增加的負(fù)荷僅使發(fā)電商在市場中不虧損?？紤]到實際上能夠減少一些機組的啟動成本，實際上這些日期中發(fā)電商的收益大于0。

圖7 發(fā)電商收益圖

當(dāng)負(fù)荷轉(zhuǎn)移占當(dāng)日負(fù)荷削減比例發(fā)生遞增，發(fā)電商的收益如圖8所示，隨著負(fù)荷轉(zhuǎn)移比例的遞增，發(fā)電商的效益逐漸增大。方案中若沒有規(guī)則6，則需要62.5%以上的當(dāng)日削減負(fù)荷轉(zhuǎn)移才能使發(fā)電商在市場中的總收益為正?？紤]到當(dāng)前參與負(fù)荷削減型EDR的用戶總量只占50%～70%，因此，為了保證發(fā)電商的收益，規(guī)則6是必要的。

圖8 不同轉(zhuǎn)移負(fù)荷比例下發(fā)電商收益圖

3.3.2 LSE

對于LSE而言，有無負(fù)荷轉(zhuǎn)移情況下因?qū)嵤〦DR而產(chǎn)生的效益如圖9所示。由圖可看出EDR的實施總能給LSE帶來正收益，且日最高LMP越大，收益越明顯。

圖9 LSE的收益圖

3.3.3 CSP

對CSP而言，有無負(fù)荷轉(zhuǎn)移情況下獲得的效益如圖10所示。CSP收益由2部分組成：灰色部分表示負(fù)荷削減給CSP帶來的收益，黑色部分表示實施負(fù)荷轉(zhuǎn)移后，CSP增加的收益。

3.4 負(fù)荷與電價波動情況

負(fù)荷轉(zhuǎn)移型的EDR不僅能夠影響各市場主體的

圖10 CSP的收益圖

利益，對系統(tǒng)負(fù)荷和LMP均會產(chǎn)生影響。如圖11所示，實施負(fù)荷轉(zhuǎn)移型EDR后不僅能夠有效地削減高峰負(fù)荷，還能起到較為明顯的填谷作用。

圖11 負(fù)荷轉(zhuǎn)移類型EDR實施前后負(fù)荷圖形

圖12是負(fù)荷轉(zhuǎn)移型EDR實施前后的LMP圖形。圖中可看出，該類型EDR能夠有效地減緩LMP的波動。

圖12 負(fù)荷轉(zhuǎn)移類型EDR實施前后LMP圖形

4 結(jié) 論

本文針對PJM電力市場中EDR近年來發(fā)生的問題，提出了采用負(fù)荷轉(zhuǎn)移方式部分地代替負(fù)荷削減的方案，協(xié)調(diào)各方的利益，并根據(jù)該方案建立模型。同時考慮CBL誤差不確定性因素的影響，論證了CBL誤差對整體DR測量誤差的放大效應(yīng)，構(gòu)建負(fù)荷轉(zhuǎn)移型的EDR模型，進行案例分析，得出以下結(jié)論。

(1)CBL與EDR量的比值會對CBL的誤差進行放大，使得EDR誤差增大；案例分析表明PJM電力市場對CSP過度收取BOR費用。

(2)相對于純粹的負(fù)荷削減，在PJM電力市場中對部分削減負(fù)荷進行轉(zhuǎn)移，能夠協(xié)調(diào)發(fā)電商、LSE和CSP的利益，同時使得負(fù)荷和LMP的波動更小。轉(zhuǎn)移負(fù)荷占削減總負(fù)荷的比例越大，發(fā)電商與CSP的收益越大。

(3)實施負(fù)荷轉(zhuǎn)移型的EDR實質(zhì)上是對PJM電力市場中EDR模式的擴展，將發(fā)電商引入EDR的交易中，同時將Order 745 擴展到LMP小于NBP時段應(yīng)用，既能協(xié)調(diào)各方利益、豐富電力市場競爭模式，又能夠有效地平緩負(fù)荷和LMP的波動。

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(編輯 劉文瑩)

Economic Demand Response Modeling in PJM Electric Market Considering CBL Error Uncertainty

WANG Jian, LIANG Huabin, DU Zhaobin

(School of Electric Power, South China University of Technology, Guangzhou 510640, China)

Though the economic demand response (EDR) in PJM (Pennsylvania-New Jersey-Maryland) electric market has implemented successfully, there are still some problems. According to the problems in recent years disclosed by ESPA Decision such as unbalanced interests, this paper propose a new EDR with the co-existence model of load shifting and load curtailment instead of the original EDR with only load curtailment mode, so that generators can also join the EDR in PJM electric market. Meanwhile, this paper considers the error uncertainty of customer baseline load (CBL) to accurately calculate the true response error of EDR when constructing the EDR model. The results of the case study show that taking CBL error into consideration can estimate the real cost of EDR error and the load shifting mode can coordinate the interests of generators, load service entities (LSE) and curtailment service providers (CSP) to a certain extent.

economic demand response; customer baseline load; PJM; balance operating reserve fee; uncertainty

國家自然科學(xué)基金項目 (51577071) ，廣東省自然科學(xué)項目 (2015A030313202)。

TM 73

A

1000-7229(2016)10-0137-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.10.019

2016-07-11

王健(1965)，女，博士，副教授，主要從事電力市場方面的研究工作；

梁華彬(1990)，男，碩士研究生，主要從事電力市場、電力系統(tǒng)優(yōu)化等方面的研究工作；

杜兆斌(1977)，男，博士，講師，主要從事電力系統(tǒng)運行分析的研究工作。

project supported by the National Natural Science Foundation of China(51577071)