DOI：10.19912/j.0254-0096.tynxb.2022-1153 文章編號：0254-0096（2023）11-0538-09

摘 要：“30·60”雙碳背景下，將現(xiàn)有綠色證書交易、碳交易和需求響應(yīng)機(jī)制實現(xiàn)聯(lián)動，更能反映可再生能源低碳屬性，實現(xiàn)系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)性。該文提出考慮綠證-碳聯(lián)合交易與需求響應(yīng)綜合能源系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)運行策略。首先，引入綠色證書交易和碳交易機(jī)制，通過綠色證書碳減排機(jī)理，聯(lián)動綠色證書交易與碳交易；其次，引入需求響應(yīng)機(jī)制，優(yōu)化用戶用能行為，促進(jìn)可再生能源消納，提高綠色證書和碳交易收益；最后，提出以購能成本、綠色證書交易成本、碳交易成本和需求響應(yīng)補(bǔ)償成本之和最小為目標(biāo)的經(jīng)濟(jì)運行策略。算例結(jié)果證明：在綜合能源系統(tǒng)中引入綠色證書交易、碳交易和需求響應(yīng)機(jī)制具有優(yōu)越的低碳經(jīng)濟(jì)性。

關(guān)鍵詞：綠色證書交易；碳交易；需求響應(yīng)；低碳經(jīng)濟(jì)；綜合能源系統(tǒng)

中圖分類號：TM732"""""""""""" """""""" """""文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

0 引 言

在碳達(dá)峰碳中和工作領(lǐng)導(dǎo)小組全體會議中，明確指出加快規(guī)劃可再生能源發(fā)展，建設(shè)新能源供給消納體系，同時要推動“雙碳”的市場化機(jī)制，完善和健全碳排放權(quán)交易市場。為此在綜合能源系統(tǒng)［1］（integrated energy system， IES）引入可再生能源配額制度（renewable portfolio standard， RPS）、綠色證書交易（green certificate trading， GCT）機(jī)制和階梯碳交易機(jī)制，為提高可再生能源利用度和降低碳排放提供了新的途徑。

圍繞RPS、GCT和階梯碳交易制度，大量學(xué)者進(jìn)行了研究。文獻(xiàn)［2］將RPS和GCT引入IES優(yōu)化模型中，分析RPS和GCT可促進(jìn)新能源消納和減少運行成本；文獻(xiàn)［3］結(jié)合中國國情從制度層面論證RPS和GCT的有效性；文獻(xiàn)［4-5］引入階梯碳交易機(jī)制，構(gòu)建了分碳排放量區(qū)間的低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型；文獻(xiàn)［6-7］在階梯碳交易模型中引入獎勵系數(shù)，證明系統(tǒng)在獎勵系數(shù)和碳交易價格合適下，能有效約束碳排放量降低系統(tǒng)運行成本。但上述文獻(xiàn)只單獨考慮碳交易機(jī)制或RPS和GCT，未研究將上述兩種機(jī)制聯(lián)合運行對系統(tǒng)運行的影響。文獻(xiàn)［8-9］考慮綠證機(jī)制和碳減排機(jī)制，構(gòu)建IES調(diào)度模型，分析了綠證交易和碳排放交易價格對系統(tǒng)運行的影響。上述文獻(xiàn)盡管考慮在源側(cè)引入GCT、RPS和碳交易機(jī)制，但忽略了負(fù)荷側(cè)需求響應(yīng)對系統(tǒng)的影響。

需求響應(yīng)通過補(bǔ)償機(jī)制，引導(dǎo)用戶改變用能行為，實現(xiàn)調(diào)度需求側(cè)資源，同時起到削峰填谷和提高系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的作用。文獻(xiàn)［10-11］結(jié)合電熱氣負(fù)荷的耦合特性，提出計及電熱氣綜合需求響應(yīng)的IES模型，算例結(jié)果證明應(yīng)用需求響應(yīng)可提升IES的低碳經(jīng)濟(jì)性。文獻(xiàn)［12-13］考慮了階梯碳交易機(jī)制和需求響應(yīng)聯(lián)合運行對于系統(tǒng)的影響，算例結(jié)果證明階梯碳交易機(jī)制和需求響應(yīng)提升了系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)性。

系統(tǒng)為獲取GCT收益，會優(yōu)先消納可再生能源，導(dǎo)致系統(tǒng)減少碳排放，故IES節(jié)省碳分配額并將其進(jìn)行交易獲得碳收益；同時IES為消納更多可再生能源，通過需求響應(yīng)機(jī)制主動調(diào)整用能習(xí)慣，獲取GCT收益，因此有必要研究GCT、階梯碳交易機(jī)制和需求響應(yīng)三者協(xié)同運行對系統(tǒng)的影響。鑒于此，本文提出考慮綠證-碳聯(lián)合交易與需求響應(yīng)綜合能源系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)運行模型。首先，引入綠證-碳聯(lián)合交易模型，構(gòu)建GCT和階梯碳交易成本計算模型；然后，考慮IES的負(fù)荷特性引入需求響應(yīng)機(jī)制，引導(dǎo)用戶改變用能行為；其次，以IES運行成本最小為目標(biāo)，建立考慮綠證-碳聯(lián)合交易與需求響應(yīng)綜合能源系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)運行模型，研究GCT、碳交易和需求響應(yīng)機(jī)制對IES運行成本的影響，以期為促進(jìn)“雙碳”目標(biāo)實現(xiàn)提供參考。

1 考慮綠證-碳聯(lián)合交易與需求響應(yīng)綜合能源系統(tǒng)架構(gòu)

本文所提的考慮綠證-碳聯(lián)合交易與需求響應(yīng)綜合能源系統(tǒng)架構(gòu)如圖1所示。在IES中主要分為3部分：電源側(cè)、能源轉(zhuǎn)換與儲存設(shè)備和負(fù)荷側(cè)。其中電源側(cè)考慮外部電網(wǎng)、外部氣網(wǎng)、風(fēng)電和光伏。能源轉(zhuǎn)換與儲存設(shè)備包含冷熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組CHP（燃?xì)廨啓C(jī)、余熱鍋爐和吸收式制冷機(jī)）、電轉(zhuǎn)氣P2G、燃?xì)忮仩tGB、電制冷為主的多能源轉(zhuǎn)換設(shè)備和儲電、儲熱、儲冷、儲氣設(shè)備。負(fù)荷側(cè)則分別連接電、熱、冷、氣4種負(fù)荷，同時負(fù)荷側(cè)引入需求響應(yīng)。

2 綠證-碳聯(lián)合交易與需求響應(yīng)模型

2.1 綠證-碳聯(lián)合交易機(jī)制

2.1.1 綠證機(jī)制

1） 綠證機(jī)制原理

2019年5月國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機(jī)制的通知》，標(biāo)志RPS和GCT機(jī)制的誕生。通過RPS和GCT相結(jié)合，促進(jìn)售電企業(yè)和電力用戶消納綠色電力。

GCT通過市場交易的靈活性來發(fā)揮資源配置優(yōu)化。交易流程為：IES向國家可再生能源信息管理中心提出申請，待審查合格后同意參與GCT，同時分配可再生能源配額；滿足可再生能源配額的IES在GCT平臺上出售綠色證書，不滿足配額要求則需在平臺上購買綠色證書以滿足考核要求。GCT交易原理如圖2所示。

2） 綠證機(jī)制模型

根據(jù)綠證定義，政府要求IES滿足RPS所需的綠證數(shù)量和IES所需的綠證數(shù)量如式（1）所示。

[NIES.ob=n=1nt=1TPngreen（t）/1000NIES.ne=ψt=1TPsum（t）/1000Ngre=NIES.ob-NIES.ne]"""""" （1）

式中：[NIES.ob]、[NIES.ne]、[Ngre]——IES獲得的綠證數(shù)量、滿足強(qiáng)制配額要求和進(jìn)行自由交易的綠證數(shù)量，個；[Pngreen（t）]——[t]時刻第[n]類可再生能源的實際發(fā)電功率，kW；[ψ]——IES分配新能源發(fā)電量配額占比；[Psum（t）]——[t]時刻系統(tǒng)實際發(fā)功率，kW。

[Fgreen=-ξsGCTNgre"""""""""""""""""""Ngre≥0-ξbGCTNgre-ξfGCTNgre"""Ngre≤0]""""" （2）

式中：[Fgreen]——綠證交易成本，元；[ξsGCT]、[ξbGCT]、[ξfGCT]——單位綠證交易售出、購買、懲罰價格，元。

2.1.2 綠證-碳交易聯(lián)合交易成本

1） 綠證-碳交易聯(lián)動原理

由于綠證本身具有碳減排屬性，當(dāng)買方購買綠證時其碳減排效益由賣方轉(zhuǎn)移到買方，為避免碳減排屬性的重復(fù)計算，本文將賣方所售出綠證的碳減排屬性予以扣除，買方的碳減排屬性予以增加。明確綠證權(quán)益歸屬后，系統(tǒng)通過持有綠證碳減排量抵消部分碳排放參與到碳交易。此時系統(tǒng)通過綠證參與綠證交易和碳交易，同時借助配額量和價格因素實現(xiàn)兩者聯(lián)動運行［14］。綠證-碳交易聯(lián)動原理如圖3所示。

本文認(rèn)為外購電力由火電機(jī)組承擔(dān)，將可再生能源發(fā)電機(jī)組與火電機(jī)組的碳排放量做對比，進(jìn)而得到相應(yīng)可再生能源所產(chǎn)生的碳減排量。

[Dgc.n=Gh-GnEgc=n=1nDgc.nNIES.ne]"""" （3）

式中：[Dgc.n]——第[n]類綠證體現(xiàn)的碳減排量，kg；[Gh]、[Gn]——火電機(jī)組和綠證對應(yīng)可再生能源機(jī)組所產(chǎn)生的碳排放量，kg；[Egc]——綠證所減少的碳排放量，kg。

本文碳交易機(jī)制由初碳排放權(quán)交易額和階梯式碳交易兩部分構(gòu)成。

2） 碳排放權(quán)交易額

電力行業(yè)對初始碳排放額進(jìn)行無償分配［15］。IES的碳排放源主要來源有3類：外購電力、冷熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組和燃?xì)忮仩t。同時，P2G電轉(zhuǎn)氣裝置吸收一部分的CO2。故根據(jù)上述進(jìn)行初始分配碳排放權(quán)和計算實際碳排放量。

[EIES.f=δet=1TPgrid（t）+δgt=1TPGT.g（t）+PGB.g（t）EIES.a=λet=1TPgrid（t）+λgt=1TPGT.g（t）+PGB.g（t）-Ep2g.aEp2g.a=λp2gt=1TPp2g.a（t）]"""" （4）

式中：[EIES.f]、[EIES.a]——IES碳排放配額和實際碳排放，kg；[δe]、[δg]——單位購電功率、天然氣消耗的碳排放權(quán)配額，分別為0.728、0.385 t/MWh；[T]——1天內(nèi)的24時段；[Pgrid（t）]——[t]時段購電功率，kW；[PGT.g（t）]、[PGB.g（t）]——[t]時段冷熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組和燃?xì)忮仩t天然氣消耗量，kW；[λe]、[λg]——單位購電功率、天然氣實際碳排放量，分別為1.08、0.234 t/MWh；[Ep2g.a]——P2G減少的碳排放量，kg；[λp2g]——P2G轉(zhuǎn)換單位天然氣減少的CO2量，t/MWh；[Pp2g.a（t）]——[t]時段P2G轉(zhuǎn)換天然氣功率，kW。

根據(jù)上述的初始碳排放權(quán)配額、實際碳排放量和綠證碳減排效益，可求出園區(qū)IES實際參與的碳交易額為：

[EIES.t=EIES.a-EIES.f-Egc]"""""" （5）

式中：[EIES.t]——IES參與市場的碳交易額。

3） 階梯碳交易模型

相比于傳統(tǒng)碳交易模式，階梯碳交易將CO2排放量劃分為若干區(qū)間，隨著碳排放量的增多，單位碳交易價格就越高，相應(yīng)系統(tǒng)就需花費更多，其成本如式（6）［7］所示：

[Fc=-β（2+3ω）l+β（1+3ω）（EIES.t-2l），EIES.t≤-2l-β（1+ω）l+β（1+2ω）（EIES.t-l），-2llt; EIES.t≤-lβ（1+ω）EIES.t，-llt; EIES.t≤0βEIES.t， 0lt; EIES.t≤lβl+β（1+α）（EIES.t-l），llt;EIES.t≤2lβ（2+α）l+β（1+2α）（EIES.t-2l），2 llt;EIES.t≤3lβ（3+3α）l+β（1+3α）（EIES.t-3l），3 llt;EIES.t ]"""""" （6）

式中：[Fc]——系統(tǒng)碳交易成本；[β]——市場碳交易基價，250元/t；[ω]——獎勵系數(shù)，取20%；[l]——系統(tǒng)碳排放量的區(qū)間長度，取3 t；[α]——價格增長幅度，取25%。

2.2 需求響應(yīng)機(jī)制

本文根據(jù)IES的電、熱、氣、冷負(fù)荷特性，將其分為固定負(fù)荷、柔性負(fù)荷。固定負(fù)荷為基礎(chǔ)負(fù)荷，不可轉(zhuǎn)移、不可轉(zhuǎn)換。柔性負(fù)荷分為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷和可轉(zhuǎn)換負(fù)荷［16］。任一時刻系統(tǒng)負(fù)荷如（7）所示：

[Pj，load（t）=Pg.bj，load（t）+Pz.bj，load（t）+Pd.bj，load（t）] （7）

式中：[j]——負(fù)荷的種類，為{e，h，c，g}；[Pj，load（t）]——需求響應(yīng)后[t]時段第[j]類負(fù)荷值，kW；[Pg.bj，load（t）]——[t]時段第[j]類固定負(fù)荷，kW；[Pz.bj，load（t）]、[Pd.bj，load（t）]——需求響應(yīng)前[t]時段第[j]類負(fù)荷的可轉(zhuǎn)移負(fù)荷和可轉(zhuǎn)換負(fù)荷值，kW。

2.2.1 固定負(fù)荷

本文固定負(fù)荷不參加需求響應(yīng)。

2.2.2 柔性負(fù)荷

本文中的柔性負(fù)荷包含可轉(zhuǎn)移負(fù)荷和可轉(zhuǎn)換負(fù)荷。

其中可轉(zhuǎn)移負(fù)荷［17］在持續(xù)時間上并無要求，但需保證轉(zhuǎn)移負(fù)荷的轉(zhuǎn)移總量為0，即保證總負(fù)荷大小恒定，稱為橫向平移，如（8）所示：

[Pzj，load（t）=Pz.bj，load（t）+ΔPzj，load（t）ΔPzj，load（t）=ωz.inj（t）Pz.inj，load（t）-ωz.outj（t）Pz.outj，load（t）t=1TΔPzj，load（t）=0ωz.inj（t）+ωz.outj（t）∈（0，1）ΔPminj，load.z≤ΔPzj，load（t）≤ΔPmaxj，load.z]"""" （8）

式中：[Pzj，load（t）]、[ΔPzj，load（t）]——[t]時刻第[j]類可轉(zhuǎn)移負(fù)荷的需求響應(yīng)后負(fù)荷和參與需求響應(yīng)變化負(fù)荷量，kW；[ωz.inj（t）]、[ωz.outj（t）]——[t]時刻第[j]類可轉(zhuǎn)移負(fù)荷的轉(zhuǎn)入、轉(zhuǎn)出狀態(tài)標(biāo)記，其值為0表示停止轉(zhuǎn)入、轉(zhuǎn)出，為[1]表示進(jìn)行轉(zhuǎn)入、轉(zhuǎn)出；[ΔPmaxj，load.z、][ΔPminj，load.z]——可轉(zhuǎn)移負(fù)荷的上、下限，kW。

此外，為保證用戶在同一時刻滿足自身的供能需求，可選擇將此負(fù)荷類型轉(zhuǎn)換為其他負(fù)荷類型，即實現(xiàn)負(fù)荷縱向轉(zhuǎn)移，為可轉(zhuǎn)換負(fù)荷?？紤]到人體適宜溫度為18～24 ℃，通過調(diào)節(jié)室內(nèi)溫度可實現(xiàn)小范圍熱、冷負(fù)荷轉(zhuǎn)換。但可轉(zhuǎn)換負(fù)荷需保證同一時刻可轉(zhuǎn)換的負(fù)荷總量不變。參與需求響應(yīng)縱向平移負(fù)荷如式（9）所示：

[Pdj，load（t）=Pd.bj，load（t）+ΔPdj，load（t）ΔPdj，load（t）=ωd.inj（t）Pd.inj，load（t）-ωd.outj（t）Pd.outj，load（t）j=14ΔPdj，load（t）=0ωd.inj（t）+ωd.outj（t）∈（0，1）ΔPminj，load.d≤ΔPzj，load（t）≤ΔPmaxj，load.d]"""""" （9）

式中：[Pdj，load（t）]、[ΔPdj，load（t）]——[t]時刻第[j]類可轉(zhuǎn)換負(fù)荷的需求響應(yīng)后負(fù)荷值和參與需求響應(yīng)變化負(fù)荷量；[ωd.inj（t）]、[ωd.outj（t）]——t時刻第j類可轉(zhuǎn)換負(fù)荷的轉(zhuǎn)入、轉(zhuǎn)出狀態(tài)標(biāo)記，其值為0表示停止轉(zhuǎn)入、轉(zhuǎn)出，為1表示進(jìn)行轉(zhuǎn)入、轉(zhuǎn)出；[ΔPmaxj，load.d、][ΔPminj，load.d]——可轉(zhuǎn)換負(fù)荷的上、下限。

2.2.3 需求響應(yīng)補(bǔ)償成本

為激勵用戶主動參與需求響應(yīng)，對進(jìn)行負(fù)荷平移以及轉(zhuǎn)換的用戶給與費用補(bǔ)貼，則需求響應(yīng)成本如式（10）所示：

[Fxq=j=14t=1TχzΔPzj，load（t）+χdΔPdj，load（t）]""" （10）

式中：[Fxq]——IES需求響應(yīng)補(bǔ)貼成本，元；[χz]、[χd]——可平移負(fù)荷和可轉(zhuǎn)換負(fù)荷的補(bǔ)貼系數(shù)。

3 考慮綠證-碳聯(lián)合交易與需求響應(yīng)綜合能源系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)運行模型

3.1 目標(biāo)函數(shù)

對于含綠證-碳聯(lián)合交易與需求響應(yīng)的并網(wǎng)運行綜合能源，以購能成本、綠色證書交易、碳交易成本以及需求響應(yīng)補(bǔ)償成本之和最小為目標(biāo)函數(shù)，即：

[minF=Fbuy+Fgreen+Fc+Fxq]"""" （11）

購能成本為：

[Fbuy=t=1TctgridPgrid（t）+ctgasPgas（t）]""""" （12）

式中：[ctgrid]、[ctgas]——[t]時刻購電價格和購氣價格，元/kW；[Pgas（t）]——[t]時刻IES的購氣量，kW。

3.2 約束條件

3.2.1 功率平衡約束

1） 電功率平衡

[Pgrid（t）+Pwind（t）+Ppv（t）+PGT.e（t）+PeES.S（t）=""""""""""""" Pe.load（t）+Pp2g（t）+Pec（t）+PeES.C（t）]""" （13）

式中：[Pwind（t）]、[Ppv（t）]、[PGT.e（t）]——[t]時刻風(fēng)、光、冷熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的發(fā)電功率，kW；[Pe.load（t）]——[t]時刻的電負(fù)荷，kW；[Pp2g（t）]、[Pec（t）]——[t]時刻輸入電轉(zhuǎn)氣、電制冷的電功率，kW；[PeES.S（t）]、[PeES.C（t）]——[t]時刻儲電設(shè)備的放電、充電功率，kW。

2） 熱功率平衡

[PGT.h（t）+PGB（t）+PhES.S（t）=Ph.load（t）+PhES.C（t）]"""""" （14）

式中：[PGT.h（t）]、[PGB（t）]——[t]時刻冷熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組、燃?xì)忮仩t的輸出熱功率，kW；[Ph.load（t）]——[t]時刻的熱負(fù)荷，kW；[PhES.S（t）]、[PhES.C（t）]——[t]時刻儲熱設(shè)備的放、蓄熱功率，kW。

3） 冷功率平衡

[Pec.c（t）+PGT.c（t）+PcES.S（t）=Pc.load（t）+PcES.C（t）] （15）

式中：[Pec.c（t）]、[PGT.c（t）]——[t]時刻電制冷、冷熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的輸出冷功率，kW；[Pc.load（t）]——[t]時刻的冷負(fù)荷，kW；[PcES.S（t）]、[PcES.C（t）]——[t]時刻儲冷設(shè)備的放冷、蓄冷功率，kW。

4） 氣功率平衡

[Pgas（t）+Pp2g.g（t）+PgES.S（t）=Pg.load（t）+PGT.g（t）+PGB.g（t）+PgES.C（t）]"""""" （16）

式中：[PgES.S（t）]、[PgES.C（t）]——[t]時刻的儲氣設(shè)備的放氣、充氣功率，kW；[Pg.load（t）]——[t]時刻的氣負(fù)荷，kW。

3.2.2 能源轉(zhuǎn)換設(shè)備約束

1） 冷熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組［18］

[PGT.e（t）=ηeGTPGT.g（t）PGT.h（t）=ηhGTPGT.g（t）PGT.c（t）=ηcGTPGT.g（t）ΔPminGT.g≤PGT.g（t+1）-PGT.g（t）≤ΔPmaxGT.gPminGT.g≤PGT.g（t）≤PmaxGT.g]"""" （17）

式中：[ηeGT]、[ηhGT]、[ηcGT]——冷熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的發(fā)電、制熱、制冷效率；[ΔPmaxGT.g]、[ΔPminGT.g]——冷熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的爬坡上、下限，kW；[PmaxGT.g]、[PminGT.g]——輸入冷熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的氣功率上、下限，kW。

2） P2G設(shè)備

[Pp2g.g（t）=ηgp2gPp2g（t）ΔPminp2g≤Pp2g（t+1）-Pp2g（t）≤ΔPmaxp2gPminp2g≤Pp2g（t）≤Pmaxp2g]"""" （18）

式中：[ηgp2g]——P2G的電轉(zhuǎn)氣的轉(zhuǎn)換效率；[ΔPmaxp2g]、[ΔPminp2g]——P2G的爬坡上、下限，kW；[Pmaxp2g]、[Pminp2g]——輸入P2G的電功率上、下限，kW。

3） 燃?xì)忮仩t

[PGB（t）=ηGBPGB.g（t）ΔPminGB.g≤PGB.g（t+1）-PGB.g（t）≤ΔPmaxGB.gPminGB.g≤PGB.g（t）≤PmaxGB.g]""""" （19）

式中：[ηGB]——燃?xì)忮仩t的電轉(zhuǎn)氣的轉(zhuǎn)換效率；[ΔPmaxGB.g]、[ΔPminGB.g]——燃?xì)忮仩t的爬坡上、下限，kW；[PmaxGB.g]、[PminGB.g]——輸入燃?xì)忮仩t的氣功率上、下限，kW。

4） 電制冷

[Pec.c（t）=ηecPec（t）ΔPminec≤Pec（t+1）-Pec（t）≤ΔPmaxecPminec≤Pec（t）≤Pmaxec] （20）

式中：[ηec]——電制冷的轉(zhuǎn)換效率；[ΔPmaxec]、[ΔPminec]——電制冷的爬坡上、下限，kW；[Pmaxec]、[Pminec]——輸入電制冷的電功率上、下限，kW。

5） 儲能約束

[ωjES.S（t）Pj.minES.S≤PjES.S（t）≤ωjES.S（t）Pj.maxES.SωjES.C（t）Pj.minES.C≤PjES.C（t）≤ωjES.C（t）Pj.maxES.CEjES（t）=EjES（t-1）+ηjES.CPjES.C（t）-PjES.S（t）/ηjES.SΔtPminj≤EjES（t）Ej.capES≤PmaxjEES（1）=EES（24）ωjES.S（t）+ωjES.C（t）∈（0，1）]"""" （21）

式中：[ωjES.C（t）]、[ωjES.S（t）]——[t]時刻儲能設(shè)備充、放狀態(tài)標(biāo)記，為1時進(jìn)行充、放，為0時則為停止充、放；[Pj.minES.C]、[Pj.minES.S]——第[j]類儲能設(shè)備的充、放最小功率，kW；[PjES.C（t）]、[PjES.S（t）]——[t]時刻第[j]類儲能設(shè)備的充、放功率，kW；[Pj.maxES.C]、[Pj.maxES.S]——第[j]類儲能設(shè)備的充、放最大功率，kW；[Ej.capES]——第[j]類儲能設(shè)備的額定容量，kWh；[ηjES.C]、[ηjES.S]——第[j]類儲能設(shè)備的充、放能效率；[EjES（t）]——[t]時刻第[j]類儲能設(shè)備儲存的能量；[Pmaxj]、[Pminj]——第[j]類儲能設(shè)備的容量上、下限約束，kW。

3.2.3 外部交互能量約束

1） 購能約束

[0≤Pgrid（t）≤Pmaxgrid0≤Pgas（t）≤Pmaxgas]"" （22）

式中：[Pmaxgrid]、[Pmaxgas]——外部電網(wǎng)、氣網(wǎng)的最大購能功率，kW。

2） 風(fēng)光出力約束

[0≤Pwind（t）≤Pmaxwind（t）0≤Ppv（t）≤Pmaxpv（t）]" （23）

式中：[Pmaxwind]、[Pmaxpv]——[t]時刻風(fēng)電、光伏預(yù)測出力，kW。

3.2.4 可再生能源利用率

[η=t=1TPwind（t）+Ppv（t）t=1TPmaxwind（t）+Pmaxpv（t）×100%]""""" （24）

式中：[η]——可再生能源利用率。

3.3 模型求解

本文所建模型雖包含多種類型的能源耦合設(shè)備，但仍是混合整數(shù)線性規(guī)劃問題，為此本文通過Matalb中的工具包YALMIP調(diào)用GUROBI進(jìn)行求解。

4 算例分析

本文案例于文獻(xiàn)［16，19］基礎(chǔ)上進(jìn)行改進(jìn)，通過算例驗證所提低碳經(jīng)濟(jì)運行策略的有效性。以一天（24 h）為調(diào)度周期，單位調(diào)度時長為1 h，系統(tǒng)風(fēng)光出力和電、熱、氣、冷負(fù)荷如圖4所示；天然氣價格取0.35元/kWh，外部購電采用分時電價［20］，峰、平、谷時段購電價格分別為1.20、0.68、0.38元/kWh，其中峰時段為12：00—14：00、19：00—22：00，平時段為08：00—11：00、15：00—18：00，谷時段為01：00—07：00、23：00—24：00；各種負(fù)荷的可轉(zhuǎn)移、可轉(zhuǎn)換負(fù)荷分別占總負(fù)荷的10%和5%；綠證購買、售出價格為100元/本，懲罰價格為300元/本；IES內(nèi)各設(shè)備運行參數(shù)如表1所示。

為驗證本文所提考慮綠證-碳聯(lián)合交易與需求響應(yīng)IES經(jīng)濟(jì)運行策略有效性，假設(shè)綠證-碳聯(lián)合交易和需求響應(yīng)機(jī)制都能順利進(jìn)行，設(shè)置5種情景進(jìn)行對比分析。

情景1：不考慮GCT、階梯碳交易和需求響應(yīng)。

情景2：僅考慮GCT，不考慮階梯碳交易和需求響應(yīng)。

情景3：同時考慮GCT和階梯碳交易機(jī)制，不考慮GCT與階梯碳交易聯(lián)動運行和需求響應(yīng)機(jī)制。

情景4：在情景3的基礎(chǔ)上，考慮GCT與階梯碳交易聯(lián)動運行，不考慮需求響應(yīng)機(jī)制。

情景5：在情景4的基礎(chǔ)上，考慮需求響應(yīng)。

4.1 IES優(yōu)化結(jié)果分析

5種情景經(jīng)濟(jì)運行結(jié)果如表2所示。由表2可知：與情景1相比，情景2～情景5的IES運行成本分別減少505、2012、4159、6589元；與僅考慮綠證情景2相比，情景4的碳交易收益增加3908元，運行成本降低3654元；與情景3相比，情景4的碳排放量下降125 kg，運行成本降低2147元。這是由于情景3未考慮綠證所具有的碳減排效益，而情景4考慮GCT和階梯碳交易聯(lián)動運行后，系統(tǒng)可通過綠證所具有的可再生能源低碳排量抵消部分碳排放從而參與碳交易，故系統(tǒng)獲取綠色證書收益和綠證所具有的碳減排效益，使得IES的碳交易成本大幅度下降。此外，與情景3相比，情景4

的可再生能源利用率提高1.07%，體現(xiàn)綠證-碳交易聯(lián)動運行有助于IES綠色轉(zhuǎn)型。與情景4相比，情景5的碳排放量減少3576 kg，綠色證書收益增加220元，可再生能源利用率提高12.27%，運行成本降低2430元，表明需求響應(yīng)可改善IES低碳經(jīng)濟(jì)性，這是由于價格信息會引導(dǎo)用戶在保證自身用能正常的情況下追求經(jīng)濟(jì)效益，合理調(diào)整或降低各類負(fù)荷的需求，顯著提升系統(tǒng)靈活性，提高可再生能源利用率，同時獲得GCT和碳減排效益。

為了分析IES在綠證-碳交易聯(lián)動運行和需求響應(yīng)機(jī)制下協(xié)調(diào)運行，以情景3、4、5進(jìn)行對比分析。圖5為3種情景的電、熱功率平衡圖。

由圖5可知，情景5相較于情景3、4可通過需求響應(yīng)機(jī)制風(fēng)、光功率全部被消納；在夜間時段，由于電價較低和風(fēng)電能源豐富，系統(tǒng)通過可轉(zhuǎn)換和可平移機(jī)制，使得電、熱負(fù)荷曲線盡可能地切合風(fēng)電功率，在實現(xiàn)就地消納的同時，減少了白天時段的電負(fù)荷需求，系統(tǒng)減少購電成本；由于白天時段電價較高，系統(tǒng)通過需求響應(yīng)后電負(fù)荷相應(yīng)減少，此時系統(tǒng)受到縱向轉(zhuǎn)換限制，熱負(fù)荷功率增多，但此時燃?xì)廨啓C(jī)處于固定效率限制，為滿足熱負(fù)荷需求，故由效率更高的燃?xì)忮仩t出力增大，進(jìn)而使煤電機(jī)組即購電量的高碳排放狀態(tài)得到了緩解。

結(jié)合表2和圖5可知，綠證可聯(lián)動綠證-碳交易運行，促進(jìn)IES能源向綠電轉(zhuǎn)型，同時需求響應(yīng)通過利用負(fù)荷側(cè)靈活性資源，降低碳排放量，有效提升可再生能源利用率，降低碳排放，進(jìn)一步提高IES低碳經(jīng)濟(jì)性，驗證了本文所提考慮綠證-碳交易聯(lián)動運行和需求響應(yīng)IES經(jīng)濟(jì)運行的有效性。

4.2 綠證-碳交易價格對IES運行影響

綠證價格相當(dāng)于IES運行中可再生能源消納的權(quán)重，故綠證價格的大小會決定可再生能源出力；同時碳交易價格相當(dāng)于IES中低碳目標(biāo)的權(quán)重，故碳交易價格的大小會決定機(jī)組出力；同時綠證與碳交易價格通過改變可再生能源出力和機(jī)組出力互施影響，進(jìn)而影響IES運行，如圖6、圖7所示。

圖6給出了不同綠證價格和碳交易基價下IES碳排放量和運行成本。如圖6所示，隨著綠證價格的增加，綠證對IES的影響增大，系統(tǒng)為獲取綠證收益大量消納可再生能源，平

抑系統(tǒng)的購能需求，從而減少系統(tǒng)的碳排放量和運行成本，但由于本系統(tǒng)可完全消納可再生能源，故碳排放量減少不明顯；隨著碳交易基價增加，系統(tǒng)的碳排放量和運行成本逐漸降低，這是由于通過綠證-碳聯(lián)動交易，導(dǎo)致系統(tǒng)分配的碳配額大于系統(tǒng)實際碳排放量，能通過售出碳排放權(quán)獲得收益，同時隨著碳交易基價的升高系統(tǒng)獲得收益增加，故系統(tǒng)主動降低碳排放量來獲取碳收益；但碳交易基價增加到一定值時，系統(tǒng)供能機(jī)組碳減排空間很小，進(jìn)一步提高碳交易基價會削弱碳排的調(diào)節(jié)作用。

通過綠證-碳聯(lián)動交易導(dǎo)致IES實際碳排放量小于碳排放分配額，可通過售出碳排放權(quán)獲得收益，此時獎勵系數(shù)的介入顯著影響系統(tǒng)的碳減排積極性，即售出的碳排放權(quán)越多，則售出價格越高。圖7為碳交易基準(zhǔn)為250元時，不同的綠證價格和獎勵系數(shù)下的系統(tǒng)碳排放量和運行成本。

如圖7所示，隨著獎勵系數(shù)的升高，系統(tǒng)運行成本逐漸降低，但碳排放量由下降趨于上升。這是由于獎勵系數(shù)的大小改變了系統(tǒng)對碳排放量的敏感度，即獎勵系數(shù)越大敏感程度升高，可是受機(jī)組出力的約束，碳排放量下降緩慢；同時由于系統(tǒng)一直處于出售碳排放權(quán)，獎勵系數(shù)一直增大會導(dǎo)致系統(tǒng)為進(jìn)一步獲取碳排放配額致使碳排放量進(jìn)一步增大；在不同獎勵系數(shù)下綠證價格對系統(tǒng)影響與不同碳交易基價下綠證價格對系統(tǒng)影響類似。

以上分析可知，隨著綠證價格的升高，系統(tǒng)的碳排放降低并趨于穩(wěn)定，是由于風(fēng)光出力已完全消納，僅通過綠證價格無法降低碳排放量；碳交易基準(zhǔn)價格大于一定值時，系統(tǒng)低碳機(jī)組出力已經(jīng)滿發(fā)，碳排放量無法降低；補(bǔ)償系數(shù)在綠證-碳聯(lián)動交易時發(fā)揮重要作用，能顯著增加碳收益，極大調(diào)動企業(yè)的碳減排主動性，合理解決碳排放和經(jīng)濟(jì)性之間的矛盾。因此，在制定綠證-碳交易聯(lián)動交易模型參數(shù)時，需將綠證價格和碳交易基價與獎勵系數(shù)的取值進(jìn)行匹配，以便更好地提高系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)性。

4.3 需求響應(yīng)負(fù)荷特性分析

場景5引入需求響應(yīng)機(jī)制前后用戶的電、熱、冷、氣負(fù)荷曲線如圖8所示。

由圖8對比實施需求響應(yīng)前后的負(fù)荷可看出，在電價高峰時段，系統(tǒng)選擇一部分電、冷負(fù)荷平移到電價低谷時段，冷熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的出力受到固定效率限制，故熱、冷負(fù)荷隨電負(fù)荷平移；由于燃?xì)忮仩t效率較高，系統(tǒng)通過可轉(zhuǎn)換熱負(fù)荷，替代一部分電、冷負(fù)荷，且天然氣通過冷熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組和燃?xì)忮仩t會有一部分能量損耗，系統(tǒng)通過可轉(zhuǎn)換負(fù)荷選擇用氣負(fù)荷替代一部分電、冷負(fù)荷，此外減少購電需求相當(dāng)于減少購電成本和高碳排放量機(jī)組出力，從而系統(tǒng)運行成本減少。在電價低谷時段，系統(tǒng)為獲取綠證-碳交易聯(lián)動收益，同時受到熱負(fù)荷碳排放和機(jī)組出力約束，將電、冷負(fù)荷替代部分的熱負(fù)荷，使系統(tǒng)有效消納可再生能源。

綜上所述，IES通過需求響應(yīng)機(jī)制通過可平移負(fù)荷，部分高峰負(fù)荷被平移到低谷時段，降低了機(jī)組供能壓力，通過可替代負(fù)荷，系統(tǒng)根據(jù)能源的性價選擇合適的能源滿足自身用能行為，發(fā)揮了各種能源的互補(bǔ)互濟(jì)作用，同時使可再生能源近乎完全消納，減少了碳排放量，與綠證-碳聯(lián)合交易之間實現(xiàn)良性聯(lián)動，提高了系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)性。

5 結(jié) 論

本文基于GCT、碳交易和需求響應(yīng)機(jī)制，建立考慮綠證-碳聯(lián)合交易與需求響應(yīng)低碳經(jīng)濟(jì)運行模型。綜合考慮GCT、碳交易和需求響應(yīng)機(jī)制的特點，比較不同的IES經(jīng)濟(jì)運行策略和分析不同GCT價格、碳交易價格和需求響應(yīng)機(jī)制對IES運行成本的影響，得到如下主要結(jié)論：

1）通過GCT機(jī)制聯(lián)動運行GCT和碳交易機(jī)制實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型和節(jié)能減排，激勵I(lǐng)ES主動消納可再生能源獲取收益，具有優(yōu)越的低碳經(jīng)濟(jì)性。

2）分析了綠證-碳聯(lián)動交易參數(shù)對系統(tǒng)碳排放和運行成本的影響。合適的綠證價格、碳交易價格和獎勵系數(shù)能有效約束系統(tǒng)碳排放量和運行成本。

3）本文在考慮綠證-碳聯(lián)動交易基礎(chǔ)上，通過引入需求響應(yīng)，引導(dǎo)用戶主動改變用能行為，實現(xiàn)負(fù)荷側(cè)靈活性資源的充分利用和源側(cè)最大可能消納可再生能源，進(jìn)一步降低IES碳排放量和經(jīng)濟(jì)成本。

綜上，考慮GCT、碳交易和需求響應(yīng)機(jī)制不僅符合國家“30·60”目標(biāo)、降低碳排放量以及優(yōu)化IES能源結(jié)構(gòu)等要求，且算例結(jié)果證明本文的研究結(jié)果可為未來IES的低碳化發(fā)展提供一定的參考。

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CONSIDERING GREEN CERTIFICATE-CARBON JOINT TRADING AND DEMAND RESPONSE INTEGRATED ENERGY SYSTEM

ECONOMIC OPERATION

Li Yafeng，Wang Weiqing，Kou Yang，Zhu Shulin

（Engineering Research Center of Education Ministry for Renewable Energy Power Generation and Grid Technology（Xinjiang University），

Urumqi 830047， China）

Abstract：Under the“30·60”dual carbon background， the existing green certificate trading， carbon trading and demand response mechanisms will be linked， which can better reflect the low-carbon attributes of renewable energy and achieve low-carbon economy of the system. This paper constructs an economic operation strategy for an integrated energy system considering green certificate-carbon joint trading and demand response. Firstly， the green certificate trading and carbon trading mechanism is introduced， through the green certificate carbon emission reduction mechanism， the green certificate trading and carbon trading are linked； then the demand response mechanism is introduced to optimize the user’s energy consumption behavior， promote the consumption of renewable energy， and improve the profitability of green certificate and carbon trading. Finally， an economic operation strategy aiming at minimizing the sum of energy purchase cost， green certificate transaction cost， carbon transaction cost and demand response compensation cost is proposed. The calculation example results prove that the introduction of green certificate trading， carbon trading and demand response mechanisms in the integrated energy system has superior low-carbon economy.

Keywords：green certificate trading； carbon trading； demand response； low carbon economy； integrated energy system

收稿日期：2022-08-01

基金項目：國家自然科學(xué)基金（52067020）；新疆維吾爾自治區(qū)教育廳重點項目（XJEDU2019I009）

通信作者：王維慶（1959—），男，碩士、教授、博士生導(dǎo)師，主要從事風(fēng)能高效利用與智能電網(wǎng)方面的研究。wwq59@xju.edu.cn