靳冰潔，李家興，彭虹橋，羅澍忻，盧治霖，冷媛，董萍，梁梓楊

(1. 廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司電網(wǎng)規(guī)劃研究中心，廣州市 510080； 2. 華南理工大學(xué)電力學(xué)院，廣州市 510641； 3. 南方電網(wǎng)能源發(fā)展研究院有限責(zé)任公司，廣州市 510663)

0 引 言

2017年12月，廣東省能源局發(fā)布的《廣東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)工作方案》為電力現(xiàn)貨市場(chǎng)提供了具體建設(shè)方案及管理辦法[1-2]，宣告了廣東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)的開始。另外，全國(guó)碳排放權(quán)市場(chǎng)于2021年7月16日正式上線交易[3]?！笆奈濉睍r(shí)期，中國(guó)碳排放市場(chǎng)將納入更多行業(yè)和企業(yè)，強(qiáng)化自愿減排量抵扣聯(lián)動(dòng)，完善定價(jià)機(jī)制，促進(jìn)中國(guó)統(tǒng)一市場(chǎng)與地方試點(diǎn)碳市場(chǎng)有效融合，以市場(chǎng)化、漸進(jìn)化的方式，促進(jìn)碳減排技術(shù)的發(fā)展。

目前，已有分別基于碳市場(chǎng)和電力市場(chǎng)的對(duì)各個(gè)市場(chǎng)主體進(jìn)行成本效益分析的研究。對(duì)于碳市場(chǎng)，文獻(xiàn)[4]提出了一種基于需求響應(yīng)機(jī)制的減碳效益分析模型，并用算例對(duì)需求響應(yīng)的執(zhí)行效果進(jìn)行了分析；文獻(xiàn)[5]分析了碳交易市場(chǎng)對(duì)于南方電網(wǎng)西電東送的影響，結(jié)果表明引入碳交易市場(chǎng)能夠提升西電東送的總體社會(huì)效益。對(duì)于電力市場(chǎng)，文獻(xiàn)[6]設(shè)計(jì)了廣東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易結(jié)算機(jī)制，并在此基礎(chǔ)上提出了發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)成本效益分析模型；文獻(xiàn)[7]提出了需求響應(yīng)參與電力平衡的成本效益評(píng)估模型，結(jié)合算例得到了不同補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)下需求響應(yīng)的最佳比例；文獻(xiàn)[8]研究了可中斷負(fù)荷項(xiàng)目中負(fù)荷聚合商、電網(wǎng)及中小型用戶間的交易機(jī)制，在此基礎(chǔ)上提出了三方的成本效益分析模型，并分析了補(bǔ)償方案、前期補(bǔ)貼等因素對(duì)各方的影響；文獻(xiàn)[9-10]根據(jù)上海市實(shí)際試點(diǎn)情況，分別從電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)、發(fā)電側(cè)3個(gè)方面分析了電動(dòng)汽車參與需求響應(yīng)的效益，并對(duì)比了不同類型充電樁及換電站對(duì)結(jié)果的影響。綜上，現(xiàn)有的電碳市場(chǎng)成本效益分析沒有完整地考慮電碳市場(chǎng)耦合對(duì)各主體的影響[11]、實(shí)施需求響應(yīng)對(duì)各主體的影響[12]、多元主體參與市場(chǎng)的成本效益分析[13]等。

目前，我國(guó)已在多地開展實(shí)施碳交易，具備了一定的實(shí)踐基礎(chǔ)。因此，將碳交易的環(huán)節(jié)引入電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易中并進(jìn)行統(tǒng)一的成本效益分析，更符合市場(chǎng)的實(shí)際情況。對(duì)此，為了分析碳排放權(quán)市場(chǎng)對(duì)各市場(chǎng)主體成本效益的影響，本文首先介紹碳排放權(quán)交易市場(chǎng)與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的耦合機(jī)理；隨后基于碳交易與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)耦合下各主體的交易結(jié)算機(jī)制，提出需求響應(yīng)下多個(gè)市場(chǎng)主體的成本效益分析模型，并采用某省電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行日對(duì)各項(xiàng)指標(biāo)進(jìn)行量化計(jì)算，獲得各個(gè)主體參與市場(chǎng)交易較為完整的成本效益情況。

1 南方(以廣東起步)電力市場(chǎng)總體框架

目前，南方(以廣東起步)電力市場(chǎng)框架如圖1所示，現(xiàn)貨市場(chǎng)交易主要指在日前市場(chǎng)和實(shí)時(shí)市場(chǎng)所開展的交易。本文對(duì)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)與碳交易市場(chǎng)耦合的需求響應(yīng)成本效益分析是基于日前結(jié)算機(jī)制及實(shí)時(shí)結(jié)算機(jī)制[14]。

圖1 廣東電力市場(chǎng)框架Fig.1 Framework of Guangdong electricity market

2 電碳市場(chǎng)耦合下的仿真分析框架

為分析碳排放權(quán)交易(carbon emissions trading，CET)市場(chǎng)運(yùn)作對(duì)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)出清情況的影響[15]，本節(jié)基于廣東省現(xiàn)貨市場(chǎng)規(guī)則，考慮CET市場(chǎng)和電力現(xiàn)貨市場(chǎng)耦合的相互作用，將碳交易成本納入出清模型的機(jī)組報(bào)價(jià)中，用以結(jié)合2個(gè)市場(chǎng)的交互機(jī)理，體現(xiàn)CET市場(chǎng)的耦合影響。

2.1 市場(chǎng)出清框架

CET市場(chǎng)與現(xiàn)貨市場(chǎng)之間的交互機(jī)理可總結(jié)如下：在CET市場(chǎng)中，有多余碳排放配額的機(jī)組可通過交易其剩余的碳排放配額來獲得利潤(rùn)；同樣地，當(dāng)機(jī)組碳排放量超過其分配所得的免費(fèi)配額時(shí)，需要支付額外的碳排放成本[16]。因此，在現(xiàn)貨市場(chǎng)中，發(fā)電機(jī)組在市場(chǎng)投標(biāo)前會(huì)根據(jù)政府分配的免費(fèi)碳排放配額來評(píng)估其所需支付的碳排放成本[17]。

本文基于廣東省現(xiàn)貨市場(chǎng)規(guī)則，構(gòu)建了電碳市場(chǎng)耦合下的市場(chǎng)出清框架，如圖2所示，以實(shí)現(xiàn)對(duì)節(jié)點(diǎn)電價(jià)、機(jī)組中標(biāo)情況及碳交易情況的計(jì)算。

圖2 電力市場(chǎng)出清框架Fig.2 Framework of electricity market clearing

2.2 免費(fèi)碳排放配額分配方法

目前，我國(guó)以年為時(shí)間尺度分配碳排放配額。本文為研究CET市場(chǎng)對(duì)現(xiàn)貨市場(chǎng)的影響，以日為時(shí)間尺度分配碳排放配額。全國(guó)碳市場(chǎng)中的免費(fèi)碳排放配額是由基線法確定的，根據(jù)該方法，機(jī)組的碳排放配額由供電、供熱兩部分配額組成，機(jī)組i按基線法分配獲得的碳排放配額Eq,i為：

Eq,i=Ee,i+Eh,i

(1)

式中：Ee,i為機(jī)組供電的碳配額量；Eh,i為機(jī)組供熱的碳配額量。

其中，機(jī)組供電碳排放配額計(jì)算公式為：

Ee,i=Pe,iBe,iFl,iFr,iFf,i

(2)

式中：Pe,i為機(jī)組供電量；Be,i為機(jī)組所屬類別的供電基準(zhǔn)值，當(dāng)前全國(guó)各類別機(jī)組碳排放基準(zhǔn)值規(guī)定見表1；Fl,i為機(jī)組冷卻方式修正系數(shù)；Fr,i為機(jī)組i的供熱量修正系數(shù)；Ff,i為機(jī)組出力修正系數(shù)。

表1 各類別機(jī)組碳排放基準(zhǔn)值Table 1 Carbon emission baseline of various units

另外，機(jī)組供熱碳排放配額計(jì)算公式為：

Eh,i=Qh,iBh,i

(3)

式中：Qh,i為機(jī)組供熱量，Qh,i與機(jī)組供熱配額總量成正比；Bh,i為機(jī)組所屬類別的供熱基準(zhǔn)值。

2.3 考慮碳排放成本的常規(guī)機(jī)組報(bào)價(jià)

(4)

式中：ρre為碳排放價(jià)格[18]；βi為常規(guī)機(jī)組i對(duì)應(yīng)的碳排放強(qiáng)度系數(shù)；η為配額免費(fèi)發(fā)放的比例；Pi,max為常規(guī)機(jī)組i在時(shí)段t的最大出力。

本文基于發(fā)電側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià)、負(fù)荷側(cè)報(bào)量不報(bào)價(jià)的方式開展研究。當(dāng)不考慮CET市場(chǎng)耦合時(shí)，常規(guī)機(jī)組以遞增的階梯電價(jià)進(jìn)行報(bào)價(jià)，而隨著CET市場(chǎng)的加入，常規(guī)機(jī)組i的總發(fā)電成本將受到碳排放權(quán)交易的影響。因此，各常規(guī)機(jī)組會(huì)調(diào)整其在市場(chǎng)中的報(bào)價(jià)[19]。常規(guī)機(jī)組i在時(shí)段t的第m段報(bào)價(jià)Ci,t,m為：

(5)

式中：Ci,m為機(jī)組i申報(bào)的第m個(gè)出力區(qū)間對(duì)應(yīng)的能量?jī)r(jià)格。

則機(jī)組運(yùn)行費(fèi)用Ci,t表達(dá)式為：

(6)

式中：M為機(jī)組報(bào)價(jià)總段數(shù)；Pi,t,m為機(jī)組i在時(shí)段t第m個(gè)出力區(qū)間的中標(biāo)電量。

市場(chǎng)交易出清模型以最小化系統(tǒng)運(yùn)行成本為優(yōu)化目標(biāo)，建立安全約束機(jī)組組合、安全約束經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型并進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算，得到現(xiàn)貨市場(chǎng)出清結(jié)果[20]。

3 電碳交易市場(chǎng)耦合下各市場(chǎng)主體參與需求響應(yīng)的成本效益分析模型

本節(jié)在CET市場(chǎng)與現(xiàn)貨市場(chǎng)耦合環(huán)境下，分別從發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)、負(fù)荷聚合商、儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商及電網(wǎng)側(cè)等主體視角開展分析，提出了以上各個(gè)主體參與需求響應(yīng)的成本效益分析框架及各項(xiàng)指標(biāo)計(jì)算公式，用于評(píng)估CET市場(chǎng)與現(xiàn)貨市場(chǎng)耦合下實(shí)施需求響應(yīng)的成本與效益，具體框架如圖3所示。

圖3 總體分析框架Fig.3 Overall analysis framework

3.1 發(fā)電側(cè)模型

電碳交易市場(chǎng)耦合下發(fā)電側(cè)參與需求響應(yīng)的成本效益分析模型如圖4所示，其效益指標(biāo)包括市場(chǎng)化發(fā)電效益及需求響應(yīng)效益，成本指標(biāo)包括發(fā)電、碳排放權(quán)交易成本及市場(chǎng)偏差考核成本。

圖4 發(fā)電側(cè)成本與效益分析框架Fig.4 Framework of generating-side cost and benefit analysis

總效益模型為：

G=Bc+Br+BLCfD+BDR-Cg-Cch

(7)

式中：G為發(fā)電側(cè)總效益；Bc為發(fā)電側(cè)日前市場(chǎng)結(jié)算收益；Br為發(fā)電側(cè)實(shí)時(shí)市場(chǎng)結(jié)算收益；BLCfD為發(fā)電側(cè)中長(zhǎng)期市場(chǎng)結(jié)算收益；BDR為需求響應(yīng)下發(fā)電側(cè)的效益；Cg為發(fā)電成本及碳排放權(quán)交易成本；Cch為發(fā)電側(cè)市場(chǎng)偏差考核成本。

3.1.1 效益分析模型

1)日前市場(chǎng)結(jié)算收益：

Bc=∑[(QGc,t-QGL,t)ρGc,t]

(8)

式中：QGc,t為發(fā)電側(cè)日前市場(chǎng)t時(shí)段需求電量；QGL,t為發(fā)電側(cè)在中長(zhǎng)期市場(chǎng)t時(shí)段的合約電量；ρGc,t為t時(shí)段的日前節(jié)點(diǎn)電價(jià)。

2) 實(shí)時(shí)市場(chǎng)結(jié)算收益：

Br=∑[(Qu,t-QGc,t)ρGr,t]

(9)

式中：Qu,t為發(fā)電側(cè)實(shí)時(shí)市場(chǎng)上網(wǎng)電量；ρGr,t為t時(shí)段的實(shí)時(shí)節(jié)點(diǎn)電價(jià)。

3) 中長(zhǎng)期市場(chǎng)結(jié)算收益：

BLCfD=∑QGL,tρGL,t

(10)

式中：QGL,t為t時(shí)段中長(zhǎng)期凈合約電量；ρGL,t為機(jī)組t時(shí)段凈合約價(jià)格。

4) 需求響應(yīng)效益：

(11)

式中：Bi為需求響應(yīng)下發(fā)電側(cè)減少的機(jī)組投資成本；Cdrg為需求響應(yīng)下發(fā)電側(cè)減少的發(fā)電收益；co為單位發(fā)電量的機(jī)組日均投資成本；PDR,t為t時(shí)段參與需求響應(yīng)削峰避免的機(jī)組投資容量；ρt為機(jī)組在t時(shí)段的報(bào)價(jià)；ΔQDR,t為t時(shí)段需求響應(yīng)前后的電量變化量。

3.1.2 成本分析模型

1)發(fā)電及碳排放權(quán)交易成本：

Cg=∑ρtPt

(12)

式中：Pt為機(jī)組在時(shí)段t的出力。

2)市場(chǎng)偏差考核成本：

Cch=∑max{ρGc,tMg,ρmin}·
max{Pdec,gDR,tRg-Preal,gDR,t,0}

(13)

式中：Mg為懲罰因子；ρmin為考核價(jià)格下限；Pdec,gDR,t為發(fā)電側(cè)申報(bào)響應(yīng)容量；Preal,gDR,t為發(fā)電側(cè)實(shí)際響應(yīng)容量；Rg為響應(yīng)比例門檻。

3.2 用戶側(cè)模型

用戶參與需求響應(yīng)的成本效益分析模型如圖5所示，其效益指標(biāo)包括參與需求響應(yīng)減少的電費(fèi)成本、網(wǎng)損成本及獲得的補(bǔ)償，成本指標(biāo)包括電費(fèi)、承擔(dān)的網(wǎng)損成本、參與需求響應(yīng)繳納的管理費(fèi)用及考核成本。

圖5 用戶側(cè)成本與效益分析框架Fig.5 Framework of user-side cost and benefit analysis

總效益模型為：

U=Bdf+Bloss+Brei-Cdf-Closs-Cuch-Cmu

(14)

式中：U為需求響應(yīng)用戶總效益；Bdf為用戶參與需求響應(yīng)減少的電費(fèi)成本；Bloss為參與需求響應(yīng)減少的網(wǎng)損成本；Brei為參與需求響應(yīng)獲得的補(bǔ)償；Cdf為用戶電費(fèi)支出；Closs為用戶承擔(dān)的網(wǎng)損費(fèi)用；Cuch為用戶參與需求響應(yīng)的考核成本；Cmu為用戶向負(fù)荷聚合商繳納的運(yùn)行管理費(fèi)用。

3.2.1 效益分析模型

1)參與需求響應(yīng)減少的電費(fèi)成本：

Bdf=∑(QDR,tρdf,t)

(15)

式中：QDR,t為用戶全天t時(shí)段參與需求響應(yīng)所減少的電量；ρdf,t為用戶t時(shí)段所要交納的電費(fèi)。

ρdf,t=ρGr,t+ρtran,t+ρfund,t

(16)

式中：ρtran,t為t時(shí)段的輸配電價(jià)；ρfund,t為基金及附加單價(jià)。

2)參與需求響應(yīng)減少的網(wǎng)損成本：

Bloss=∑[(ΔQ′loss,t-ΔQloss,t)ρdf,t]

(17)

式中：ΔQ′loss,t為需求響應(yīng)前t時(shí)段總網(wǎng)損；ΔQloss,t為需求響應(yīng)后t時(shí)段總網(wǎng)損。

3)參與可中斷負(fù)荷項(xiàng)目獲得的補(bǔ)償：

(18)

式中：brei,n為用戶第n次參與需求響應(yīng)負(fù)荷聚合商提供的單位補(bǔ)償價(jià)格；QDR為響應(yīng)需求響應(yīng)所削減的電量；N為需求響應(yīng)發(fā)生次數(shù)。

3.2.2 成本分析模型

1)用戶電費(fèi)支出：

Cdf=∑(Qday,tρdf,t)

(19)

式中：Qday,t為用戶全天t時(shí)段實(shí)際用電量。

2)承擔(dān)網(wǎng)損成本：

Closs=∑(ΔQloss,tρdf,t)

(20)

3)用戶需求響應(yīng)考核成本：

Cuch=∑max{ρdf,tMu,ρmin}·
max{Pdec,uDR,tRu-Preal,uDR,t,0}

(21)

式中：Mu為懲罰因子；Pdec,uDR,t為用戶申報(bào)響應(yīng)容量；Preal,uDR,t為用戶實(shí)際響應(yīng)容量；Ru為響應(yīng)比例門檻。

3.3 負(fù)荷聚合商模型

負(fù)荷聚合商參與需求響應(yīng)的成本效益分析模型如圖6所示，其效益指標(biāo)包括電網(wǎng)給與的需求響應(yīng)補(bǔ)償及用戶繳納的項(xiàng)目管理費(fèi)用，成本指標(biāo)包括支付給用戶的需求響應(yīng)補(bǔ)償及自身的項(xiàng)目管理費(fèi)用。

圖6 負(fù)荷聚合商成本與效益分析框架Fig.6 Cost and benefit analysis framework for load aggregators

負(fù)荷聚合商作為電網(wǎng)與用戶間的中間機(jī)構(gòu)，在需求響應(yīng)的實(shí)施中起著重要的作用，在實(shí)施過程中，聚合商分別與電網(wǎng)和用戶簽訂合同，從電網(wǎng)獲得響應(yīng)補(bǔ)償，并給與用戶一定的響應(yīng)補(bǔ)償，這兩者的補(bǔ)償價(jià)格不同，聚合商從中獲益。負(fù)荷聚合商的總效

益模型為：

I=Breg+Bmu-Crei-Cmi

(22)

式中：I為負(fù)荷聚合商的總收益；Breg為電網(wǎng)對(duì)參與需求響應(yīng)的補(bǔ)償費(fèi)用；Bmu為用戶參與可中斷負(fù)荷項(xiàng)目繳納的運(yùn)行管理費(fèi)用；Crei為給予用戶的補(bǔ)償費(fèi)用；Cmi為負(fù)荷聚合商實(shí)施需求響應(yīng)項(xiàng)目的管理費(fèi)用。

3.3.1 效益分析模型

電網(wǎng)給與的補(bǔ)償費(fèi)用為：

(23)

式中：breg,n為第n次需求響應(yīng)電網(wǎng)對(duì)負(fù)荷聚合商的單位補(bǔ)償價(jià)格。

3.3.2 成本分析模型

給用戶的補(bǔ)償費(fèi)用為

(24)

式中：crei,n為第n次需求響應(yīng)負(fù)荷聚合商提供給用戶的單位補(bǔ)償價(jià)格。

3.4 儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商模型

儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商參與需求響應(yīng)的成本效益分析模型如圖7所示，其主要是通過高發(fā)低儲(chǔ)獲得利潤(rùn)，成本指標(biāo)包括儲(chǔ)能單元的折損成本、運(yùn)營(yíng)成本及維護(hù)成本。

圖7 儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商成本與效益分析框架Fig.7 Cost and benefit analysis framework for energy storage operators

總效益模型為：

R=Be-Cbk-Cop

(25)

式中：R為儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商的總收益；Be為運(yùn)行日中儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商高發(fā)低儲(chǔ)的獲利；Cbk為儲(chǔ)能單元的日折損成本；Cop為儲(chǔ)能單元的單位日運(yùn)營(yíng)及維護(hù)成本。

3.4.1 效益分析模型

高發(fā)低儲(chǔ)獲利為：

(26)

3.4.2 成本分析模型

1)儲(chǔ)能單元折損成本。

該項(xiàng)成本與儲(chǔ)能單元特性的關(guān)系密切，本文以儲(chǔ)能單元為鋰電池開展研究，其折損成本為：

(27)

式中：cbat為儲(chǔ)能單元的單位電池折損成本；cBRC為儲(chǔ)能電池的單位投資成本；σDOD為電池的允許放電深度；NCL為電池的循環(huán)壽命。以上系數(shù)都取決于儲(chǔ)能單元的新舊程度及其應(yīng)用技術(shù)。

2)儲(chǔ)能單元運(yùn)營(yíng)及維護(hù)成本。

(28)

式中：δop表示儲(chǔ)能單元的單位運(yùn)營(yíng)及維護(hù)費(fèi)率。

3.5 電網(wǎng)側(cè)模型

電碳交易市場(chǎng)耦合下電網(wǎng)側(cè)參與需求響應(yīng)的成本效益分析模型如圖8所示，其效益指標(biāo)包括市場(chǎng)結(jié)算收益、需求響應(yīng)效益及網(wǎng)損帶來的負(fù)荷增量收益，成本指標(biāo)包括實(shí)施需求響應(yīng)減少的網(wǎng)損收益、給負(fù)荷聚合商的補(bǔ)償費(fèi)用及項(xiàng)目管理費(fèi)用。

圖8 電網(wǎng)側(cè)成本與效益分析框架Fig.8 Framework of grid-side cost and benefit analysis

總效益模型為：

P=Bpc+Bpr+BpLCfD+BpDR+Bploss-
Cploss-Creg-Cmp

(29)

式中：P為電網(wǎng)側(cè)總效益；Bpc為電網(wǎng)日前市場(chǎng)的購(gòu)售電量差價(jià)結(jié)算收益；Bpr為電網(wǎng)實(shí)時(shí)市場(chǎng)的購(gòu)售電量差價(jià)結(jié)算收益；BpLCfD為電網(wǎng)中長(zhǎng)期市場(chǎng)購(gòu)售電量差價(jià)結(jié)算收益；BpDR為電網(wǎng)實(shí)施需求響應(yīng)的總效益；Bploss為網(wǎng)損帶來的負(fù)荷增加量收益；Cploss為實(shí)施需求響應(yīng)避免的網(wǎng)損收益費(fèi)用；Creg為電網(wǎng)給負(fù)荷聚合商的補(bǔ)償費(fèi)用；Cmp為電網(wǎng)的項(xiàng)目管理費(fèi)用。

3.5.1 效益分析模型

1)日前市場(chǎng)的購(gòu)售電量差價(jià)收益：

Bpc=∑[(QUc,t-QUL,t)(ρsell,t-ρGc,t)]

(30)

式中：QUc,t為用戶日前市場(chǎng)t時(shí)段需求電量；QUL,t為用戶中長(zhǎng)期市場(chǎng)t時(shí)段需求電量；ρsell,t為電網(wǎng)t時(shí)段的售電電價(jià)。

2)實(shí)時(shí)市場(chǎng)的購(gòu)售電量差價(jià)收益：

Bpr=∑[(Qu,t-QUc,t)(ρsell,t-ρGr,t)]

(31)

式中：Qu,t為機(jī)組實(shí)時(shí)市場(chǎng)上網(wǎng)電量。

3)中長(zhǎng)期合約購(gòu)售電量差價(jià)收益：

BpLCfD=∑[QUL,t(ρsell,t-ρGL,t)]

(32)

4)實(shí)施需求響應(yīng)的效益：

(33)

式中：Bt為電網(wǎng)公司可避免容量的投資成本；Cg為實(shí)施需求響應(yīng)電網(wǎng)側(cè)減少的售電收益；ct為電網(wǎng)公司單位可避免容量的日均投資成本。

5)網(wǎng)損帶來的負(fù)荷增加量收益：

Bploss=∑(ΔQloss,tρsell,t)

(34)

3.5.2 成本分析模型

1)實(shí)施需求響應(yīng)避免的網(wǎng)損收益費(fèi)用：

Cploss=∑[(ΔQ′loss,t-ΔQloss,t)ρsell,t]

(35)

2)給予負(fù)荷聚合商的補(bǔ)償費(fèi)用：

(36)

式中：creg,n代表負(fù)荷聚合商第n次參與需求響應(yīng)電網(wǎng)提供的單位補(bǔ)償價(jià)格。

4 算例分析

4.1 仿真場(chǎng)景

為量化分析所提的需求響應(yīng)下計(jì)及電碳交易市場(chǎng)耦合的多元主體成本效益模型，本文采用我國(guó)某省某典型運(yùn)行日(出現(xiàn)尖峰負(fù)荷)作為仿真背景，模擬了需求響應(yīng)發(fā)生場(chǎng)景，運(yùn)用該省當(dāng)天的真實(shí)負(fù)荷數(shù)據(jù)對(duì)市場(chǎng)進(jìn)行出清，本算例中令日前負(fù)荷預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)與真實(shí)負(fù)荷數(shù)據(jù)的誤差為5%，并對(duì)中長(zhǎng)期合約電量進(jìn)行分日電量分解，分日電量比例設(shè)定為0.85。算例中需求響應(yīng)共削減3%尖峰負(fù)荷，其中，由用戶參與需求響應(yīng)削減2%尖峰負(fù)荷，由儲(chǔ)能在尖峰負(fù)荷時(shí)期放電轉(zhuǎn)移1%尖峰負(fù)荷，并在負(fù)荷低谷時(shí)期(00:00—08:00)對(duì)這部分電量進(jìn)行補(bǔ)充，場(chǎng)景示意如圖9所示。

圖9 負(fù)荷電量及需求響應(yīng)場(chǎng)景示意Fig.9 Schematic diagram of load and demand response scenarios

本文采用提出的機(jī)組報(bào)價(jià)模型進(jìn)行仿真出清，忽略線路阻塞，分別得出了日前市場(chǎng)出清電價(jià)及需求響應(yīng)后實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清電價(jià)，將兩者進(jìn)行對(duì)比，如圖10所示。

圖10 日前市場(chǎng)及實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清電價(jià)曲線Fig.10 Curves of day-ahead and real-time electricity market clearing prices

成本效益分析模型中的仿真參數(shù)設(shè)定如表2所示。將相關(guān)參數(shù)及所得出清電價(jià)用于對(duì)下文各個(gè)市場(chǎng)主體成本效益的仿真計(jì)算。

表2 仿真參數(shù)Table 2 Simulation parameters

4.2 仿真結(jié)果

采用本文所述模型及仿真參數(shù)對(duì)各主體成本效益進(jìn)行量化計(jì)算，所得各項(xiàng)指標(biāo)結(jié)果如圖11—15所示，其中實(shí)線表示效益指標(biāo)，點(diǎn)劃線表示成本指標(biāo)，各主體運(yùn)行日總效益見表3。可以看出，發(fā)電側(cè)的效益主要來源于需求響應(yīng)減少的機(jī)組投資以及其在現(xiàn)貨市場(chǎng)的發(fā)電收益，總體效益可觀；用戶側(cè)參與需求響應(yīng)項(xiàng)目為其帶來了一定收益，但由于其成本主要來源于消耗電能，總體收益為負(fù)；負(fù)荷聚合商作為電網(wǎng)與用戶間的中間機(jī)構(gòu)，主要起著評(píng)估用戶負(fù)荷削減潛力及管理需求響應(yīng)項(xiàng)目的作用，其收益主要來源于電網(wǎng)對(duì)于需求響應(yīng)的補(bǔ)償，總體收益為正；儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商主要通過轉(zhuǎn)移部分尖峰負(fù)荷，從峰谷電價(jià)的差異中獲得收益，但由于目前電池技術(shù)尚未成熟，成本較高，高發(fā)低儲(chǔ)獲得的收益低于需要承擔(dān)的電池折損費(fèi)用及設(shè)備運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用，因此儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商總體收益為負(fù)；電網(wǎng)側(cè)的收益主要來源于各個(gè)市場(chǎng)中賺取的購(gòu)售電差價(jià)，而實(shí)施需求響應(yīng)也為電網(wǎng)帶來了一大筆可避免容量投資，其總效益是各個(gè)主體中最大的。

表3 運(yùn)行日各市場(chǎng)主體總效益Table 3 Total benefit of each market entity on operation day

圖11 發(fā)電側(cè)各時(shí)段結(jié)算結(jié)果Fig.11 Generation-side results for each time period

圖12 用戶側(cè)各時(shí)段結(jié)算結(jié)果Fig.12 User-side results for each time period

圖13 負(fù)荷聚合商各時(shí)段結(jié)算結(jié)果Fig.13 Results of load aggregators for each time period

圖14 儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商各時(shí)段結(jié)算結(jié)果Fig.14 Results of energy storage operators for each time period

圖15 電網(wǎng)側(cè)各時(shí)段結(jié)算結(jié)果Fig.15 Grid-side results for each time period

4.3 考慮CET市場(chǎng)對(duì)各主體效益的影響

基于CET市場(chǎng)與現(xiàn)貨市場(chǎng)的交互機(jī)理及本文所提出清框架可知，碳排放權(quán)交易會(huì)使市場(chǎng)出清價(jià)格發(fā)生改變，從而對(duì)各個(gè)主體的效益產(chǎn)生影響。圖16給出了考慮和不考慮CET市場(chǎng)影響的日前市場(chǎng)出清電價(jià)對(duì)比。

圖16 出清電價(jià)對(duì)比Fig.16 Comparison of clear electricity prices

可以看到，考慮碳市場(chǎng)運(yùn)作后，市場(chǎng)出清價(jià)格發(fā)生明顯變化，出清電價(jià)在日內(nèi)全部時(shí)段比不考慮碳交易市場(chǎng)運(yùn)作時(shí)明顯上升，最高幅度為29.98%，但價(jià)格的總體變化趨勢(shì)基本相同。

此外，不考慮CET市場(chǎng)運(yùn)作時(shí)，目標(biāo)函數(shù)的機(jī)組報(bào)價(jià)中不包含單位碳排放成本，這將大大減少CET機(jī)制對(duì)碳排放總量的控制。為突出考慮CET市場(chǎng)運(yùn)作后的減排效果，本文對(duì)比了考慮和不考慮CET市場(chǎng)2種模式下的出清結(jié)果，如表4所示。

表4 兩種模式出清結(jié)果的對(duì)比Table 4 Comparison of the clearing results of the two modes

根據(jù)表4可得，考慮CET市場(chǎng)后的機(jī)組運(yùn)行費(fèi)用比不考慮時(shí)高19.46%，但發(fā)電側(cè)燃煤機(jī)組出力減少13.39%，對(duì)應(yīng)碳排放總量減少了10.03%。可見，考慮CET市場(chǎng)運(yùn)作后盡管無法降低機(jī)組總運(yùn)行費(fèi)用，但可一定程度降低常規(guī)機(jī)組在CET市場(chǎng)中的出力，并有效降低碳排放總量。

圖17對(duì)比了2種模式下運(yùn)行日各主體的總效益變化。

圖17 2種模式下運(yùn)行日各主體的總效益變化Fig.17 The change of the total benefit of each entity in the two operating days

從圖17可以看出，CET市場(chǎng)的運(yùn)行主要對(duì)發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)及電網(wǎng)側(cè)的效益產(chǎn)生影響。這主要是由于考慮碳排放權(quán)交易會(huì)抬高市場(chǎng)的出清價(jià)格，用戶的電費(fèi)亦隨之升高，使得發(fā)電側(cè)及用戶側(cè)的效益減少，電網(wǎng)側(cè)的效益增加。其中，CET市場(chǎng)對(duì)發(fā)電側(cè)的效益影響最大，考慮CET市場(chǎng)時(shí)發(fā)電側(cè)效益減少了61.78%。

4.4 需求響應(yīng)敏感性分析

以上算例均在需求響應(yīng)共削減3%尖峰負(fù)荷的場(chǎng)景下進(jìn)行，其中，由用戶參與需求響應(yīng)削減2%尖峰負(fù)荷，由儲(chǔ)能在尖峰負(fù)荷時(shí)期放電轉(zhuǎn)移1%尖峰負(fù)荷。而以上各比例的改變，勢(shì)必會(huì)對(duì)各主體的成本效益產(chǎn)生影響，本節(jié)將探究用戶參與需求響應(yīng)比例及總需求響應(yīng)比例改變對(duì)各方的影響。

4.4.1 用戶需求響應(yīng)占比對(duì)各主體效益的影響

該算例旨在探究需求響應(yīng)總比例不變的情況下，用戶參與需求響應(yīng)比例的改變對(duì)各主體及社會(huì)總效益的影響。其結(jié)果如圖18、19所示。

圖18 用戶需求響應(yīng)占比對(duì)各主體效益的影響Fig.18 The influence of user demand-response ratio on the benefit of each entity

圖19 用戶需求響應(yīng)占比對(duì)社會(huì)總效益的影響Fig.19 The influence of user demand-response ratio on total social benefit

從圖18、19可以看出，用戶需求響應(yīng)比例的改變主要對(duì)電網(wǎng)側(cè)及用戶側(cè)的效益產(chǎn)生影響。這主要是由于隨著用戶需求響應(yīng)占比的提高，儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商所轉(zhuǎn)移的尖峰負(fù)荷量減少，對(duì)低谷時(shí)期電費(fèi)的抬高作用也降低，因此用戶側(cè)電費(fèi)減少，總效益增加，電網(wǎng)側(cè)售電收益減少，總效益減少。另外，用戶側(cè)的考核成本也與該比例有關(guān)，該比例越高，則其所需要付出的考核成本越少，且儲(chǔ)能技術(shù)尚未成熟，其移峰填谷的量越少，能節(jié)省的運(yùn)維損失越多。因此，社會(huì)總效益也隨之增加。

4.4.2 總需求響應(yīng)比例對(duì)各主體效益的影響

該算例旨在探究需求響應(yīng)總比例變化時(shí)，各主體及社會(huì)總效益的變化。其結(jié)果如圖20、21所示。

圖20 總需求響應(yīng)比例對(duì)各主體效益的影響Fig.20 The influence of total demand-response ratio on the benefit of each entity

圖21 總需求響應(yīng)比例對(duì)社會(huì)總效益的影響Fig.21 The influence of total demand-response ratio on total social benefit

可以看出，隨著總需求響應(yīng)比例的提高，發(fā)電側(cè)及用戶側(cè)的效益明顯增加，而電網(wǎng)側(cè)的效益明顯減少。越高的需求響應(yīng)比例雖然會(huì)為電網(wǎng)側(cè)及發(fā)電側(cè)節(jié)省越多的可避免容量投資，但也意味著電網(wǎng)向用戶出售的電量將減少，這將使其損失一大筆售電收益，因此，電網(wǎng)總效益隨總需求響應(yīng)比例的提高而減少，發(fā)電側(cè)及用戶側(cè)總效益隨之增加。另外，隨著總需求響應(yīng)比例的提高，發(fā)電側(cè)及電網(wǎng)側(cè)的可避免容量投資也不斷增加，節(jié)省了一大筆投資成本，因此社會(huì)總效益隨之不斷增加。

5 結(jié) 論

本文研究了CET市場(chǎng)與現(xiàn)貨市場(chǎng)耦合下，多個(gè)市場(chǎng)主體的運(yùn)營(yíng)交易機(jī)制，提出了各個(gè)主體的成本效益分析模型，以算例分析了各方成本效益變化的基本特點(diǎn)和機(jī)理，并探究了CET市場(chǎng)運(yùn)作、用戶需求響應(yīng)占比改變及總需求響應(yīng)比例改變對(duì)各方成本效益的影響。得到了如下結(jié)論：

1)發(fā)電側(cè)及電網(wǎng)側(cè)的收益主要來源于賺取購(gòu)售電差價(jià)以及實(shí)施需求響應(yīng)可避免的容量投資；用戶參與需求響應(yīng)能獲得一定收益，但運(yùn)行日全天需要支付大量電費(fèi)成本，故總效益為負(fù)；儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商電池技術(shù)尚未成熟，暫不能通過參與需求響應(yīng)移峰填谷獲得收益；負(fù)荷運(yùn)營(yíng)商負(fù)責(zé)管理用戶參與需求響應(yīng)項(xiàng)目，并從中獲取補(bǔ)償收益。

2)CET市場(chǎng)運(yùn)作將抬高電力市場(chǎng)出清價(jià)格，增加發(fā)電側(cè)的發(fā)電成本及用戶側(cè)購(gòu)電成本，使得發(fā)電側(cè)及用戶側(cè)的效益減少，電網(wǎng)側(cè)效益增加。

3)用戶需求響應(yīng)占比及總需求響應(yīng)占比的提高都會(huì)增加社會(huì)總效益，證明現(xiàn)行電力市場(chǎng)下實(shí)施需求響應(yīng)項(xiàng)目具有良好的社會(huì)效益及發(fā)展前景。

隨著電力市場(chǎng)改革的持續(xù)進(jìn)行，CET市場(chǎng)與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的融合將不斷深入，對(duì)于各個(gè)主體間交易機(jī)制及策略的研究有待進(jìn)一步開展。