考慮CBL誤差不確定性的PJM電力市場經濟需求響應模型研究

王健，梁華彬，杜兆斌

(華南理工大學電力學院,廣州市 510640)

考慮CBL誤差不確定性的PJM電力市場經濟需求響應模型研究

王健，梁華彬，杜兆斌

(華南理工大學電力學院,廣州市 510640)

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

經濟需求響應；用戶基線負荷；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域性電力市場，已經開展了約20年需求響應(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生利益沖突。

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

如何設計相應的市場機制，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]。本文提出讓發電商參與到EDR的交易中，采用負荷轉移的方式參與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，不能主動參與到DR的交易當中；另一方面，DR一般包含“削峰”和“填谷”兩方面內容，但是在以往大部分的研究和實踐都是以“削峰”的內容展開的，對“填谷”較少涉及[6-8]，在聯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]是負荷轉移在中國成功應用的案例，但是國內負荷轉移方案是一種行政手段，而非市場交易的結果，且其單位轉移負荷的補貼金額往往過于巨大。

與此同時，在構建DR模型時大部分研究將用戶基線負荷(customer baseline load,CBL)誤差和DR響應的不確定性一起計算[12-14]，這樣無法估算DR響應誤差的影響程度，進而無法準確計算出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的結算有較大的影響，不能簡單地忽略或與DR響應誤差合并。

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

1 負荷轉移型EDR方案

1.1 方案的內容與意義

1.1.1 方案的詳細內容

結合上述的分析以及PJM電力市場實際的操作經驗[7, 15-18]，提出新的EDR方案，主要包含如下6條規則：

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

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

(3)負荷增加以相應負荷削減時刻為準的后15天內實施，實施時段為LMP小于凈收益電價(net benefit price, NBP)時段；以負荷削減量為基準，負荷轉移量應等于相應的負荷削減量；

(4)負荷削減后，CSP在規定時間內向PJM市場提供負荷增加申請，申請內容包括負荷增加時間、CBL測驗結果以及負荷增加量和持續時間；

(5)PJM應對每天負荷轉移量以及發電商收益的臨界值進行預估，如果轉移量小于臨界值，則允許其缺額單獨在批發市場中進行增負荷交易；

(6)增加負荷量同樣參與批發電能市場，以實際負荷削減量為基準結算：對CSP增加的負荷量，發電商不對CSP收取費用；負荷增加量偏差超過±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，該負荷轉移方案的實質是對原有PJM市場模式的擴展，主要表現在兩方面：其一是EDR參與市場主體的拓展，發電商被EDR的交易中；其二是Order 745規則的拓展，將該規則拓展到谷時時段。

圖1 各利益主體關系圖

圖2 負荷轉移型EDR

1.1.3 利益的轉移

如圖2所示，峰時時段，由負荷削減導致的批發

電價降低，收益由發電商向LSE轉移；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，由負荷增加導致的批發電價上升，收益由LSE向發電商轉移，受益發電商補償CSP。

1.1.4 新EDR的組成

新EDR的組成如圖3所示。受限于削減負荷的特性，削減的負荷只有部分能夠進行轉移；而轉移到谷時的負荷可能并不能給發電商帶來正收益，因此新的方案中提出了規則6。本方案并未將負荷削減和負荷增加完全分開交易，而是通過負荷轉移將其“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方案的微觀經濟學分析

如圖4所示，負荷削減的EDR發生在峰時需求曲線與供應曲線之間，即均衡點從A點到A′點的轉移；負荷轉移的EDR發生在非峰時需求曲線與供應曲線之間，即均衡點從B點到B′點轉移。2種情況下LSEs或發電商因EDR而獲得的收益均為：ΔpL0p0ΔL，其中Δp是負荷削減/增加前后的價格差；L0是原負荷；ΔL是負荷變化量；p0是原電價。LSE或發電商的收益在圖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 短期電力市場中負荷削減與轉移的效益分析

(1)

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

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

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預測與其實際負荷，以及市場出清后DR的響應情況均存在不確定性，即應當將CBL值與DR值看作是隨機變量。

假設負荷削減后CSP的實際負荷為

(2)

(3)

同理可以推導出，在負荷增加情況下有相同的結論。

在PJM電力市場實踐中，認為由CBL引起的誤差占總體需求響應削減量的比例小于±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

本文所構建的發電商、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，僅計及在批發市場中的收益。

對LSEs而言：

(4)

對發電商而言：

(6)

(7)

對CSPs而言：

(8)

(9)

(10)

式中β和β′分別是負荷削減和負荷增加階段的因響應誤差而產生的BOR費用，單位BOR費用按當時LMP收取。

3 案例分析

3.1 算例數據

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

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

3.2 考慮CBL誤差不確定性的影響

雖然在PJM實施報告中有關于CSP響應情況，但是并不能直接得到EDR的響應誤差。

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

3.2.1kt變化時BOR費用占CSP收益的百分比

當kt變化時，按照當前BOR的結算方式，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PJM經濟需求響應實施的報告，BOR費用百分比約為1%～3%，且實際DR實施中響應誤差是客觀存在的，因此kt應小于2.3。本文假設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誤差分布參數變化時BOR費用

當同時考慮CBL誤差與EDR響應不確定性時，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。圖中可以看出標準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%，標準差為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3.1節，設平均值kt=2.2，μ2=0，δ2=0.05，發電商、LSE和CSP等主體因EDR的實施而獲得的收益，分別考慮了現有的僅削減模式及考慮負荷轉移模式下的情況對比。

3.3.1 發電商

對于發電商，有50%的當日削減負荷轉移到LMP小于NBP時段時，發電商的收益如圖7所示。圖中某些日期中發電商收益為0，是因為該時間段發電商獲益的臨界值較高，按照方案中規則6增加的負荷僅使發電商在市場中不虧損。考慮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電商的收益大于0。

圖7 發電商收益圖

當負荷轉移占當日負荷削減比例發生遞增，發電商的收益如圖8所示，隨著負荷轉移比例的遞增，發電商的效益逐漸增大。方案中若沒有規則6，則需要62.5%以上的當日削減負荷轉移才能使發電商在市場中的總收益為正。考慮到當前參與負荷削減型EDR的用戶總量只占50%～70%，因此，為了保證發電商的收益，規則6是必要的。

圖8 不同轉移負荷比例下發電商收益圖

3.3.2 LSE

對于LSE而言，有無負荷轉移情況下因實施EDR而產生的效益如圖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，有無負荷轉移情況下獲得的效益如圖10所示。CSP收益由2部分組成：灰色部分表示負荷削減給CSP帶來的收益，黑色部分表示實施負荷轉移后，CSP增加的收益。

3.4 負荷與電價波動情況

負荷轉移型的EDR不僅能夠影響各市場主體的

圖10 CSP的收益圖

利益，對系統負荷和LMP均會產生影響。如圖11所示，實施負荷轉移型EDR后不僅能夠有效地削減高峰負荷，還能起到較為明顯的填谷作用。

圖11 負荷轉移類型EDR實施前后負荷圖形

圖12是負荷轉移型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 負荷轉移類型EDR實施前后LMP圖形

4 結 論

本文針對PJM電力市場中EDR近年來發生的問題，提出了采用負荷轉移方式部分地代替負荷削減的方案，協調各方的利益，并根據該方案建立模型。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，構建負荷轉移型的EDR模型，進行案例分析，得出以下結論。

(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)相對于純粹的負荷削減，在PJM電力市場中對部分削減負荷進行轉移，能夠協調發電商、LSE和CSP的利益，同時使得負荷和LMP的波動更小。轉移負荷占削減總負荷的比例越大，發電商與CSP的收益越大。

(3)實施負荷轉移型的EDR實質上是對PJM電力市場中EDR模式的擴展，將發電商引入EDR的交易中，同時將Order 745 擴展到LMP小于NBP時段應用，既能協調各方利益、豐富電力市場競爭模式，又能夠有效地平緩負荷和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

國家自然科學基金項目 (51577071) ，廣東省自然科學項目 (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、電力系統優化等方面的研究工作；

杜兆斌(1977)，男，博士，講師，主要從事電力系統運行分析的研究工作。

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