基于需求側競價的安徽省激勵型電力需求響應機制研究及應用

郝 潔，高賜威

（東南大學 電氣工程學院，南京 210096）

0 引言

電力需求響應（demand response，DR）通過電價或激勵等信號，引導負荷側資源移峰填谷優化電力供需平衡，提高源網荷互動水平，所以在國內外得到廣泛認同和應用。隨著我國清潔低碳新能源體系的建設，電力需求響應被賦予新能源消納及為用戶提供多樣化增值服務的新使命，并面臨從緊急態向常態化轉變。

新一輪電力體制改革將需求側資源提高到與電源側資源幾乎同等重要的地位，需求響應業務［1］、行為研究［2］、各類型用戶用電需求響應潛力分析［3］、需求響應技術［4］等方面不斷增強。隨著江蘇、上海、山東等地激勵型需求響應的成功嘗試，需求側競價模式［5］作為一種市場化機制因其更能激發電力用戶參與積極性而廣受關注，并提出需求側能量共享［6］概念。歐洲、美國、新加坡等國的電力市場中需求響應項目種類繁多，國外先進發展經驗為需求響應在國內市場的發展提供借鑒。

安徽省電力供需已發生深刻變化，出現電源側煤電裝機放緩、新能源大規模并網，電網側進入特高壓交直流混聯時代，負荷特性變差等情況，安徽電力發展面臨新形勢。

本文針對安徽面臨的電力發展新形勢，將電力需求響應理論與其具體實際相結合，先分析安徽省實施激勵型需求響應的契機，再結合需求響應理論研究適合的實施機制，并設計實施方案，為其開展需求響應工作提供理論和實踐支撐。

1 安徽省開展激勵型需求響應契機

在電力供需方面，能源結構轉型的重點是嚴控煤炭消耗，結合2015 年和2018 年的電源裝機及全社會最大負荷情況如表1所示。所以煤電裝機增幅僅20.23%，不僅遠低于光伏裝機的8 倍及風電的81.85%，也小于全社會最大負荷增幅29.52%。

表1 電力負荷供需情況對比Table 1 Comparison of power supply and load demand

電源結構調整過快給電網安全穩定運行帶來了明顯的挑戰。在風電、光伏大發的月份，會在并非負荷低谷時段午間形成新的火電機組出力低谷，由此造成調峰問題。在夏季晚高峰時段，風電出力不確定、光伏無出力的情況下，造成局部用電缺口問題，隨著中長期負荷增長需求而穩定出力的電源尚未落實。

在電力需求方面，安徽“十三五”前3 年期間全社會最大負荷年均增長率為9%，年平均日負荷率卻下降，夏季最大峰谷差拉大。

面對電力供需新形勢，特別是出現的午間低谷調峰困難及夏季晚高峰問題，實施激勵型需求響應是符合實際的解決思路。同時，江蘇、上海、山東等地成功開展激勵型需求響應積累的豐富經驗，為安徽提供很好的學習樣本。

2 安徽省激勵型需求響應機制研究

2.1 激勵型需求響應機制設計

以“需求響應優先，有序用電保底”原則組織激勵型需求響應，其機制設計結構如圖1所示。

用戶篩選方面，設置主體參與條件，確保形成上年度最大負荷5%負荷量的儲備庫，并按照提前通知時間進行分檔；在組織方式上，統籌安排響應實施；在啟動條件上，按實際需求適時啟動需求響應；在補償標準上，考慮用戶參與積極性及資金池容量；在資金來源上，考慮資金充裕度及穩定性。最后，通過實際實施效果調整啟動條件、補償標準等條件。本文以這幾個方面為主要研究方向，設計適應安徽電力供需新形勢的激勵型需求響應機制方案。

圖1 激勵型需求響應機制設計結構Fig.1 Structure of incentive demand response mechanism design

2.2 激勵型需求響應機制分析

激勵型需求響應按照功能可分為削峰式需求響應和填谷式需求響應。鑒于功能有區別，分別討論削峰式和填谷式需求響應機制，最終目的均是保障電網安全穩定運行。

2.2.1 需求響應組織方式

目前可行性較高的需求響應組織方式主要為年度集中申報，按需響應。響應模式分為需求側競價模式和約定補償模式，需求側競價又可分為設置補償標準上限和不設補償標準上限兩種方式。

需求側競價由計劃參與的負荷集成商及用戶自主申報參與的負荷量和所需激勵價格。在同等條件下，優先選擇申報激勵價格低、負荷量大的負荷集成商和用戶參與響應。需求側競價能更好激發參與用戶積極性，特別是參與用戶越來越多時，競價模式能夠降低補償成本，更容易與電力市場接軌。

2.2.2 需求響應啟動條件設計

（1）削峰式需求響應

在電網出現備用容量不足、各因素造成的電力供應缺口，電力系統峰谷差過大，以及其他不確定因素造成的電力供需失衡時需要減少用電負荷。

（2）填谷式需求響應

電力系統峰谷差過大，或風光等可再生能源間歇性、波動性上網引起調峰需求，以及其他不確定因素造成的電力供需失衡時需要增加用電負荷。

2.2.3 補償標準建模

2.2.3.1 削峰式需求響應

采用相關試點補償標準對比法，及采用增加頂峰電源計算補償標準上限，完成相關研究。

（1）相關試點補償標準對比法

參考與本省經濟水平和產業結構相似地區的平均補償水平，計算如下

式中:pi為參考地區補償標準；N為參考地區總數。

（2）補償標準上限計算模型

增加頂峰電源以代替削減電力負荷，從電源側解決電力供需平衡問題，則頂峰電源的發電成本可作為削峰式DR 的補償標準上限。長期來看，補償標準高于此上限時，建設頂峰電源更加經濟。頂峰電源在負荷高峰時能增加電能供應，應具備靈活、啟動快等特點，選擇抽水蓄能電站為頂峰電源。

抽水蓄能電站的成本為

式中:Cf,ves為投資功率成本；Cf,elc為發電的度電成本；Cc,r為容量費用。

投資成本計算為

式中:Cp為單位功率投資成本，元/kW；Pf為電源功率，kW。

以投資期內總發電量計算發電的度電成本，即

式中:pelc為電價，元/kWh；Qf,n為年發電量，kWh；n為統計年數。

容量費用計算為

式中:pc,r為容量電價。

所以，新增抽水蓄能電站平均度電成本可作為削峰式DR補償標準上限，即

式中:Qf為累計發電量。

2.2.3.2 填谷式需求響應

采用相關試點補償標準對比法、調峰市場補償標準分析法，及采用增加調峰電源計算補償標準上限，完成相關研究。

（1）相關試點補償標準對比法

參考與本省經濟水平和產業結構相似地區的平均補償水平，計算如下

式中:pi為參考地區補償標準；N為參考地區總數。

（2）調峰市場補償標準分析法

根據開展地區具體的調峰市場交易運行規則，火電機組的報價上限可作為填谷式DR補償標準的一種參考。則補償標準計算式為

式中:pb為燃煤機組調峰報價上限，元/MWh；D為報價檔位數。

鑒于源側調峰成本普遍較低，所求的的補償標準也較低，但仍不失一種負荷側參與調峰的補償標準參考。

（3）補償標準上限計算模型

增加調峰電源代替增加負荷用電，從電源側解決電力供需平衡問題。則調峰電源的用電成本可作為填谷式DR的補償標準上限。長期來看，補償標準高于此上限時，建設調峰電源更加經濟。從經濟性角度考慮，抽水蓄能的儲能成本是目前不同類型儲能中最低的，所以選擇抽水蓄能電站為調峰電源。

抽水蓄能電站的成本為

式中:Cg,ves為投資功率成本；Cg,elc為調峰的度電成本；Cg,r為容量電費。

投資成本計算為

式中:Cp為單位功率投資成本，元/kW；Pg為用電功率，kW。

以投資期內總用電量計算調峰度電成本，即

式中:pg,elc為電價，元/kWh；Qg,n為年用電量，kWh；n為統計年數。

容量費用計算為

式中:pg,r為容量電價。

所以，新增抽水蓄能電站平均度電成本可作為填谷式DR補償標準上限，即

式中:Qg為累計用電量。

2.2.4 資金來源

按照“誰受益，誰付費”原則，且電力公司在需求響應工作中保持收支平衡，將削峰式和填谷式需求響應資金來源進行區別分析。

削峰式需求響應:削峰需求是因用電負荷過多，電力供不應求導致。所以對在削峰式需求響應期間繼續保持用電的電力用戶收取資金，以補償此時段犧牲用電需求的電力用戶。

填谷式需求響應:填谷需求是因電源側負荷率過低，電力供過于求導致。鑒于目前執行的新能源優先上網政策，從填谷時段各類電源企業上網電量征收資金，并增大新能源發電企業度電資金增收系數，以補償此時段增加用電負荷的用戶。

另外，為使資金使用更加規范，設置?？顚Ｓ弥握?，確保每筆支出服務于需求響應工作。

3 安徽省激勵型需求響應實踐設計

3.1 組織方式選擇

參考各試點激勵型需求響應工作經驗，并結合安徽電力供需實際情況，適宜選擇年度集中申報按需實施，并設定報價上限的需求側競價模式。

3.2 補償標準計算

以安徽省“十四五”整個5 年為計算周期，利用所提建模方法計算補償標準，各建模方法運用如下。

3.2.1 削峰式需求響應

（1）相關試點補償標準對比法

試點中除江蘇補償價格較高外，河南、山東、浙江、天津和上?？傮w較為接近，約定需求響應補償情況如表2、表3所示。由式（1）求得，采用電量補償標準時，求得約定需求響應的補償標準為2.8 元/kWh；采用容量補償標準時，求得約定需求響應的補償標準為25.6元/（kW·年）。實時需求響應補償標準一般為約定式的3倍。

表2 試點削峰式需求響應電量補償標準折算Table 2 The electricity compensation standard of peak-clipping DR in some areas

表3 試點削峰式需求響應容量補償標準折算Table 3 The capacity compensation standard of peak-clipping DR in some areas

（2）補償標準上限計算模型

根據安徽負荷增長情況，預計2025 年全社會最大負荷達6 500 萬kW，以年最大負荷97%以上的尖峰負荷 195 萬 kW 為目標，通過新建 200 萬 kW 的抽水蓄能電站滿足尖峰負荷需求。2016 年—2018年抽水蓄能電站年均發電量約為24 億kWh，若“十四五”新建抽蓄承擔50%發電任務，則2021年—2025年累計發電量為60億kWh。設置各參數如下:單位功率投資成本7 000 元/kW；發電成本0.25 元/kWh；年容量電價760 元/kW；新建容量200 kW；發電量60 億kWh。運用式（6）求得計算結果可以看出，補償標準上限宜設置為2.8元/kWh。

3.2.2 填谷式需求響應

（1）相關試點補償標準對比法

選擇山東、浙江、天津和上海為參考試點地區，約定需求響應補償情況如表4、表5所示。由式（7）求得，采用電量補償標準時，求得約定需求響應的補償標準為1.6元/kWh；采用容量補償標準時，參考天津和上海，求得約定需求響應的補償標準為7.8元（/kW·年）。實時需求響應補償標準一般為約定式的3倍。

表4 試點填谷式需求響應電量補償標準折算Table 4 The electricity compensation standard of valley-filling DR in some areas

表5 試點填谷式需求響應容量補償標準折算Table 5 The capacity compensation standard of valley-filling DR in some areas

（2）調峰市場補償標準分析法

根據安徽調峰市場交易運行規則，煤電機組參與調峰時的報價上限如表6 所示，電源側調峰補償標準在0.1～1.0元/kWh 范圍，由式（7）求得電量補償標準為0.5 元/kWh；啟停調峰報價上限如表7 所示，求得容量補償標準為1.1元/（kW·次）。

（3）補償標準上限計算模型

依然通過新建200 萬kW 的抽水蓄能電站滿足調峰需求。依據削峰時發電60億kWh，根據抽水蓄能75%的電能轉換效率，則2021年—2025年累計用電量80億kWh。設置各參數如下:單位功率投資成本7 000元/kW；發電成本0.062元/kWh；年容量電價760元/kW；新建容量400 kW；發電量80億kWh。運用式（6）求得計算結果為，補償標準上限宜設置為2元/kWh。

表6 安徽省深度調峰交易分檔報價上限Table 6 Depth peak trading offer in Anhui province

表7 安徽省應急停機調峰交易報價上限Table 7 Emergency shutdown peak regulation trading offer in Anhui province萬元/（臺·次）

3.3 資金來源探討

安徽削峰式DR資金來源:依據削峰式DR資金來源分析，設置“削峰臨時電價”，此電價應高于此時段所定銷售電價50%，以對削峰響應時段用電的全體用戶（或工商業用戶）進行資金收取。這既是對現有電價體系的補充，又具有靈活性以電價調節電力供需。

安徽填谷式DR 資金來源:分析安徽目前的填谷需求原因，一方面節假日用電負荷較低，另一方面新能源優先上網政策擠壓火電出力空間，所以暫可由填谷時段各類電源企業按上網電量平均分攤填谷需求響應補償資金。

若理論資金來源存在困難，可根據實際情況如納入輸配電價、跨省區可再生能源電力現貨交易市場結余等途徑擴展資金來源。

4 結束語

在安徽電力發展新形勢下，運用市場機制和經濟杠桿，設計符合安徽實際情況的激勵型需求響應機制，調節負荷側資源時空價值，進一步提升安徽電網的調節能力。

對于安徽省激勵型需求形影機制設計，在組織方式上，選擇年度集中申報，按需響應，并選擇設定報價上限的需求側競價模式；通過相關試點補償標準對比法、調峰市場補償標準分析法、補償標準上限計算模型3 種方法計算削峰填谷的補償標準；區分削峰式和填谷式資金來源，削峰式選擇高于此時段所定銷售電價50%的削峰臨時電價，填谷式選擇填谷時段各類電源企業按上網電量平均分攤填谷需求響應補償資金。各切入角度得出的結論對安徽實施激勵型需求響應具有指導意義。