計及需求響應的促進風能消納電能交易模式研究

（上海理工大學電氣工程系，上海 200093）

0 引言

近年來，清潔能源裝機和發電量占比大幅提升。風電裝機容量年均增長13%，2020 年風電裝機容量占比達到了11.5%，較2015 年提高了2.9%。為了提高風電在電力系統中的利用率，需要應用需求響應技術充分挖掘負荷側資源，實現資源的綜合優化管理。由于需求側資源特性各異，分布分散，調控難度較大，需要在電力市場中引入負荷聚合商，其作為中介將用戶需求整合后提交給售電方[1]。市場環境下根據價格或激勵信息實時調整的需求響應是未來的發展趨勢[2]?；趦r格的需求響應是指用戶根據收到的價格信號相應地調整電力需求；基于激勵的需求響應是指用戶在系統需要時主動減少電力需求，以獲得補償[3]。文獻[4]分析比較電網公司采用不同電價策略時電力用戶的響應行為，從而確定最優的光伏定價策略。文獻[5]結合實時電價和用戶響應模型激勵用戶參與需求響應，以提高系統的光伏消納能力。文獻[6]指導園區運營商通過制定差異化分時電價套餐，挖掘園區的需求響應潛力，提高可再生能源的綜合利用效率。文獻[7]通過風電商與用戶之間簽訂供需互動合同來協調風電出力。文獻[8]提出了讓柔性負荷參與市場競價，設計了一種考慮發電機組和柔性負荷參與日前市場出清的電價機制。文獻[9]提出售電公司分時盈利策略，制定分時電價引導用戶降低負荷峰谷差，從而減少電廠投資和發電成本。文獻[10-11]從用戶的角度考慮最佳需求響應策略。文獻[12]從系統運營者角度建立了負荷聚合商、終端用戶模型。

為了促進風能消納，需要建立合理的市場化交易模式，以提高風力發電商參與電力市場交易的積極性[13]。目前國內外研究主體主要包括各種需求響應用戶和系統運營者。文獻[14]從電網、用戶、聚合商三方的需求出發，建立了促進大規模分布式能源消納的能源系統博弈競爭模型。文獻[3]提出了充電負荷聚合商與分布式能源發電商、充電負荷用戶之間的主從博弈框架。文獻[15-16]從風電投資的角度分析風能參與競爭性電力市場的利益。現有研究成果已從電價制定策略、需求響應模型、多主體博弈以及經濟安全調度等諸多方面分析了促進風電消納的方法，但針對風力發電商參與電力市場的研究還較少。

本文為解決分布式風電的消納問題提出一種計及需求響應的電力市場能源交易機制，利用多個市場主體之間的協調運作來促進風電消納。結合具有配電網經營權的售電公司制定的分時電價和用戶用電心理學理論，確定用戶的價格型需求響應行為；在保證風力發電商所預測風電量完全消納的前提下，以售電商最小購電成本為目標，考慮配電網的功率平衡約束和電壓約束，得到需要聚合商調控的激勵型需求響應行為；明確風力發電商在電力市場中的定位，將電網作為競爭對手，采用競爭導向定價法確定其售電價格。

1 交易架構

本文將市場參與主體主要分為：電網公司、具有配電網經營權的售電公司、風力發電商、負荷聚合商、終端用戶。各主體之間的交易關系如圖1 所示。

圖1 各市場主體交易架構

電網公司：承擔輸變電任務，將發電廠的電能經由輸電網傳輸運到配電網，售賣給擁有配電網經營權的售電公司。輸配電價改革實施后，發電、售電價格與電網收入無關，輸配電價由政府按“準許成本加合理收益”原則分電壓等級核定，用戶或售電主體按照其接入的電網電壓等級所對應的輸配電價支付費用。為了簡化風電價格機制設定流程，將傳統發電廠與電網當作一個整體。其售電價格1 采用成本導向定價法獲得，發電廠發電成本與電網輸變電成本決定了最終賣給售電公司的電價。

風力發電商：銷售風能。由于風電出力的波動性極大，難以匹配用戶需求，需要利用需求響應來提高風電的消納率，一定意義上講，負荷聚合商與風力發電商存在合作關系，它們的合作由售電公司促成。風力發電商的售電價格對應于售電價格2。風力發電商與電網公司作為提供電能的兩方，兩者存在競爭關系。電網公司作為大供電方，其售電價格取決于機組的發電難度與傳輸問題；風力發電商則需要根據電網公司的售電價格以及風電出力情況來制定風能的銷售價格。

具有配電網經營權的售電公司：有選擇性地從電網公司和風力發電商兩方購電。擁有配電網運營權的售電公司承擔配電區內的結算業務。針對小規模分布式電源，市場環境下其主要通過售電公司代理參與市場交易，在發展初期可作為常態化的運營模式實現購售電收益。隨著售電市場趨于穩定，擁有配電網經營權的售電公司或將在市場上擁有更大的話語權。憑借配電網資源，售電公司亦可通過集約化管理進一步降低成本，提高市場競爭力。另外其電能質量、供電安全更有保障，并且可以延伸服務，獲得更高的經濟收益。售電公司以售電價格3 向用戶售賣電能。

負荷聚合商：是一個整合用戶需求響應并提供給市場購買者的獨立組織，不僅可以為中小負荷提供參與市場調節的機會，還可以通過專業的技術手段充分發掘負荷資源，提供市場需要的輔助服務產品。市場環境下，其可作為電網側和用戶側之間重要的協調機構，可以是電網公司調度部門，也可以是市場環境下獨立的第三方機構。電力用戶作為具有自身用電習慣的分散個體，可以在負荷聚合商的協調下，合理有序地參與需求響應項目。在需求響應合同定價方面，需要考慮的信息包括主網決定的分時電價、用戶可參與需求響應的時間、參與可以獲得的收益、用戶的舒適度。負荷聚合商主要根據用戶意愿對需求響應資源進行整合后，將確定的用電量計劃分配給相應的用戶。

終端用戶：終端用戶按照用戶對于需求響應的參與情況或意愿分為3 類。A 類用戶對電價信息比較敏感，會根據分時電價改變自己的用電行為，即參與價格型需求響應，本文主要指可轉移負荷，在日前市場根據消費者心理學理論可大致確定其響應行為。B 類用戶與負荷聚合商簽訂需求響應合同，主要參與激勵型需求響應，該類用戶的響應存在于日前和日內市場中。日前市場中負荷聚合商調控B 類用戶進行負荷平移，以提高風電消納；日內市場中負荷聚合商在系統需要時控制用戶主動減少電力需求，用戶獲得的補償以合同為基準來進行結算。C 類用戶對舒適度要求較高，不愿參與需求響應。

2 電力市場中各主體交易行為分析

結合圖1 的交易架構分析各主體交易行為及其收益和成本，明確各主體的定價機制，從而幫助制定合理的交易機制。

2.1 電網

本文將電網與發電廠視為一個整體，對于該整體而言，負荷曲線的峰谷差越小，發電所需成本越小。需求響應給其帶來的收益為：

式中：α 為傳統發電機組和電網輸變電線路由于負荷峰谷差變小所帶來的單位功率收益；為需求響應后最大負荷功率；為需求響應后最小負荷功率。

2.2 風力發電商

對于風力發電商，其主要收益fwind取決于售電量與售電價格：

式中：Wwind，i，t為配電網中節點i 上的風力發電商所售電量；ηwind，t為風電銷售價格；N 為配電網的總節點數；T 為總時間分段數。

為避免棄風現象發生，首先考慮利用需求響應營造利于風能消納的配電網架構，即合理配置與調控配電網中的需求側資源。在保障風電可以被完全消納的前提下，再考慮合理的風電定價機制，使風電在電力市場中具有競爭力。雖然風力發電商的主要成本在于風電機組的造價，但單純采用成本導向定價法，在與電網競爭的過程中，其售電量很難達到其發電值，風力發電商要在市場中生存，最好是以競爭為中心，采用以競爭對手的定價為依據的競爭導向定價法。

2.3 售電商

售電商的售電價格需考慮消費者的需求，采用以消費者的需求為中心的需求導向定價法，它不是根據產品的成本，也不是單純考慮競爭狀況的企業定價，而是根據消費者對商品的需求強度和對商品價值的認識程度來制定價格。依據上述說明，售電商應采用分時電價售賣電能。售電商收益為：

式中：Wgrid，t為售電商向電網購電量；ηgrid，t為電網售電價格；ηsell，t為售電商售電價格。

2.4 負荷聚合商

聚合商為用戶端參與需求響應提供技術支撐。聚合商與用戶簽訂需求響應合同，合同的制定需要考慮不同類型需求響應資源的特性。利用需求響應可以實現電力供需平衡，增加系統可靠性，提高能源的利用效率。本文將需求側響應資源按其響應特性分為可平移負荷和可削減負荷，分別建立數學模型。

可平移負荷為工作功率與工作持續時間不能改變，但可以改變其工作開始時間的負荷。針對可平移負荷建模，需要考慮用戶的舒適度，可轉移負荷的轉移時間需要有一定的限制，盡量不影響用電用戶的生活。

式中：PTL，e為可平移用電設備在ts—te這一正常工作時段工作的額定功率，ts和te分別為該正常工作時段的起、止時間；tc為平移時間；為節點i 上時刻t 可平移負荷用電設備平移后引起的負荷改變量。

可削減負荷為在其正常工作時間內可以降低其用電功率的負荷。

式中：PIL，e為可削減負荷的最大允許削減量，實際的削減量取決于系數σ 的值。為可削減負荷用電設備的進行負荷削減的時間段，一般為負荷高峰時段；為節點i 上時刻t 可削減負荷用電設備削減后引起的負荷改變量。

用戶參與需求響應后負荷的改變量為：

針對不同的需求響應資源需擬定不同的合同價格。售電商通過負荷聚合商引導用戶參與激勵型需求響應，在分析負荷聚合商的收益fDR時，將負荷聚合商與終端用戶當作一個整體。該整體的收益即為售電商和風力發電商應支付的需求響應成本，因為需求響應主要是降低配電網網損以及提高風電消納率。

式中：PTL，t為可平移負荷功率；PCFL，t為可削減負荷功率；ηTL，t為可平移負荷平移單位功率的價格；ηCFL，t為可削減負荷削減單位功率的價格。

2.5 終端用戶

依據消費者心理學理論可知，電力用戶的用電行為主要受經濟性及用電習慣等因素影響。由文獻[17]可知，在分時電價信號引導下負荷將在不同時段間進行轉移，該部分可以分為3 個階段：死區——用戶對激勵信號響應的收益較低，從而傾向于維持原有用電曲線；線性區——用戶響應行為收益提升，負荷轉移現象明顯；飽和區——負荷側可調節潛力發揮趨于上限，收益增加，負荷轉移現象不明顯。

利用sigmoid 曲線可以較準確地表示分時電價下峰-谷負荷轉移功率：

式中：S（Δη）為當前峰谷差價Δη 下用戶由高峰向低谷轉移的負荷功率；γ 和λ 為影響曲線形狀的系數；ΔPTL，max為最大的峰-谷負荷轉移功率；Δη 為峰-谷電價差。

3 定價機制

在分析定價機制時應考慮配電網的結構，即考慮功率平衡約束和節點電壓約束。

式中：Pwind，i，t為節點i 上時刻t 風電出力；Pgrid，t為根節點在時刻t 輸入的有功功率；Pload，i，t為節點i 上時刻t 的負荷；Ui，t和Uj，t分別為節點i，j 在時刻t的電壓幅值；θij，t為節點i，j 在時刻t 的電壓相角差；gij和bij分別為節點i 到j 間的電導和電納；c（i）為所有以i 為首端節點的末端節點集合；和分別為節點i 上的最大和最小電壓允許值。

以電力用戶在日前市場提交的下一日用電負荷曲線作為用戶參與需求響應的依據，建立促進風能消納的需求側響應機制和風電實時定價策略。具體的定價流程如圖2 所示。該流程圖在利用需求響應保證風電消納率的同時，保障了售電商的利益，并且從售電商和風力發電商所賺得利益中分出一部分給聚合商。定價流程主要可分為6 個步驟：

步驟1，電力用戶提交下一日的用電負荷曲線，風力發電商向負荷聚合商提交預測的下一日風電出力曲線。

步驟2，為促進風電消納，售電商按照提交的用電負荷曲線與風力發電曲線確定凈負荷曲線，發電廠按照凈負荷曲線制定下一日的發電計劃，并按照成本導向定價法制定銷售給售電商的售電價格。

步驟3，售電商以從電網購電的價格為基準，再考慮自身利益要求，擬定分時電價。負荷聚合商在日前市場分析出在分時電價信號引導下，A 類負荷的價格型需求行為，得到新的用電負荷曲線。

步驟4，考慮配電網的架構，以售電商購電成本最小為目標，保證風電全消納，確定可平移負荷的激勵型需求響應行為。

步驟5，確定各節點上的負荷曲線后，以售電商購電成本最小為目標，分析其購電行為，若從風力發電商購電量未達到最大值，降低風電售電價格。

步驟6，進入實時市場，聚合商根據每個用戶的表現確定補償費用。補償費用來自于沒有激勵型需求響應參與及有激勵型需求響應參與兩種情況下售電商的購電成本之差。

4 算例

4.1 算例條件

本文在MATLAB R2019a 下建模，并利用算法工具箱yalmip 與算法包Gurobi 進行計算，系統硬件條件為Intel Core I5 CPU，2.3 GHz，8 GB內存。算例考察對象為一個33 節點電力系統，系統最大有功負荷為3.55 MW，系統基準電壓為12.66 kV，除根節點電壓恒定，其余節點最大電壓偏差范圍為±10%。系統結構如圖3 所示。

首先設定7，8，24，25，32 節點上接入額定容量為0.5 MW 的風電機組。負荷曲線與風電出力曲線如圖4 所示。

圖2 定價流程

圖3 33 節點配電網結構

圖4 負荷曲線與風電出力曲線

根據上述條件設定初始電網售電價格為固定值0.3 元/kWh。售電公司售電價格為分時電價：13 h—21 h 為高峰時段，高峰電價為1 元/kWh；9 h—12 h 和22 h—24 h 為平時段，平時電價為0.55 元/kWh；1 h—8 h 為低谷時段，低谷電價為0.35 元/kWh。設定A 類用戶占總負荷的20%；B類用戶占總負荷的30%，其中B 類用戶的可平移負荷占60%，可削減負荷占40%；C 類負荷占總負荷的50%。

由以上數據可得PTL，max=0.743 MW，代入式（8），再選定不同的λ 和γ 值可得到圖5。不同參數值的選擇表示用戶對分時電價的響應程序不同，在實際中需要對用戶行為進行統計分析，以求得準確的參數值。本文簡單設定式（8）中λ=0.4，γ=0.5，Δη=0.65，求得分時電價下峰谷負荷轉移量為0.625 MWh，最終得到價格型需求響應后的新負荷曲線?；谠撠摵汕€分析激勵型需求響應負荷的響應行為并確定最終的風電銷售價格。

圖5 不同參數下峰-谷負荷轉移功率與電價差的關系

4.2 算例分析

4.2.1 激勵型需求響應行為

保證風電完全消納，即售電商已確定將風力發電商所擁有的電能全部購買，以售電商從主網購電成本最小為目標函數，考慮約束（4），（5），（6），（9），（10），得到激勵型需求響應計劃如圖6 和圖7 所示。

圖6 中負荷計劃削減量未達到最大削減負荷功率，是因為考慮了配電網中各節點上的負荷分布情況、網架結構與風力機接入位置。圖7 是針對可平移負荷設定3 種平移方式，從13 h—15 h平移到1 h—3 h，從16 h—18 h 平移到4 h—5 h，從19 h—21 h 平移到6 h—8 h，最終得到優化的負荷平移計劃。

圖6 負荷削減計劃

圖7 負荷平移計劃

圖6、圖7 的激勵型需求響應計劃由負荷聚合商直接控制或引導用戶完成。經歷價格型需求響應和激勵型需求響應之后，需求響應前后凈負荷曲線的對比如圖8 所示。

圖8 需求響應前后負荷曲線對比

由圖8 可以看出，凈負荷曲線的峰谷差減小，發電機組發電難度降低，電網輸電可靠性增加，配電網網損降低。確定了需求響應計劃后，再來確定風力發電商售電價格。

4.2.2 風力發電商售電價格

當風力發電商售電價格與電網的售電價格一致時，以售電商最小購電成本為目標，確定售電商從風力發電商購得電量情況如圖9 所示。

圖9 風電銷售情況分析

由圖9 可知某些時刻風能售電量沒有達到風電的最大出力值，說明在相同的價格下，售電商更愿意從電網購電，因此風力發電商需降低售電價格以提高其在市場中的競爭力。

需要降低在2 h，3 h，4 h，17 h，23 h，24 h的風電銷售價格，才能使風能完全被售電商購買。按照圖2 的定價流程，經過計算確定風力發電商最佳的售電價格，得到風力發電商較電網售電價格需要降低的價格如表1 所示。由上述分析可以看出，需求響應參與可以促進風電消納，使得大部分情況下風力發電商能夠以與電網相同的價格銷售電能。

表1 風電價格降低情況

5 結語

本文提出了基于價格型需求響應與激勵型需求響應的用戶響應模型，根據需求響應后的負荷曲線與電網售電價格確定風電最佳售電價格，結合算例分析需求響應對風電在電力市場交易的促進作用，得到以下結論：

（1）利用sigmoid 模型表示分時電價下峰-谷負荷轉移率，選擇合適的參數可以較準確地描述用戶的價格型需求響應行為。

（2）考慮價格型需求響應與激勵型需求響應的電能交易模式有利于提升風電消納率。

（3）為提高風力發電商在電力市場中的競爭力，采用競爭導向定價法確定風電銷售價格，風力發電商售電價格較電網低一些。

本文研究需求側響應行為時未考慮儲能，未來可研究儲能的配置對提高風能在電力市場中競爭力的影響。