低碳效益下含微電網區域協同發展的市場機制研究

黃維芳，陳 瑋

(廣州電力交易中心，廣東 廣州 510000)

隨著電力需求規模的不斷擴增，能源供需矛盾的持續擴大，可再生能源的統籌開發與市場消納成為迫切之需，而微電網作為分布式可再生能源利用的主要方式，其受可再生能源地域分異特征的影響，發展存在區域非均衡性，且因為不確定性、隨機性，微電網參與電力市場的競爭力較弱，加之市場機制不健全、區域消納責任不清等問題的存在，讓含微電網電能的跨區域消納面臨諸多壁壘，阻礙了其區域均衡配置。而為促進可再生能源發展，我國在2018年發布了《可再生能源電力配額及考核方法》的征求意見，初步形成了可再生能源消納的配額制框架，并在《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》中，明確各省區的消納責任[1-2]。但是各省區消納能力的差異，使得消納責任存在超額或未足額完成的情況，此時，綠色證書交易可基于配額的“再銷售”，調配區域消納的失衡性；而且，利用碳排放配額交易，也可驅動高碳排放區域進行節能減排，以促進可再生能源開發與利用，提升含微電網電能的消納水平。兩者均可以改變含微電網在不同區域的布局，故而，在配額制消納責任的約束下，通過建構碳排放與綠證交易協同的市場機制，來引導含微電網在各區域的均衡發展，對于提升整個電力行業的低碳效益具有重要意義。

1 含微電網低碳效益的形成機制

目前，低碳約束下，以風、水、光等可再生資源為基礎的低碳電力得以發展，截至2019年底，所有可再生能源電力總消納量達到了19 938億kWh，在全社會用電量中占比為27.5%，尤其，西藏、云南、青海、四川等消納量占比已經超過80%，但是，內蒙、新疆、甘肅、吉林、河北因可再生資源豐富，供電量畸高，與需求區域呈現逆向分布，由此，造成供需配置不均的問題。為此，國家能源局在《關于推進“互聯網+”智慧能源發展的指導意見》中指出：“要將地理分配不均、規模較小、功率輸出不連續、隨機波動性較大的可再生資源大規模的并網運行，以促成低碳效益的實現”[3]，但是，分布式電源技術存在隨機波形性、網點分散、運行監管復雜等問題，大規模接入電網會影響電能質量、降低電力運行穩定性，由此，微電網應運而生，其是由分布式電源、儲能裝置、能量轉換裝置、負荷與監控裝置匯聚而成的可自我管控和保護的輕型化發配電系統，具備多重低碳能力，其低碳效益的形成機理主要體現在電力供、需2個層面。

(1)供應側。風、光、水等可再生能源發電具有非確定性、波動性大、可調度性差等特點，其大規模接入電網會造成電網負荷過大，引發脫網事故、限能、棄能。而微電網可通過集成分布式電源和負荷進行電能的一體化優化調度，即通過準確把控可再生能源及常規能源的發電特性，優化調配各類能源的出力，以進行優勢互補，提升可再生能源并網發電能力，并可進行跨區域互聯，調配各區域綠色電力供給；且其具備并網、儲能技術優勢，可更多的兼容可再生能源，控制高耗、高碳基能源用量，進行分布式發電，如此，便可減少遠距離、集中電源的供電需求，降低供電系統的峰荷需求，進而減少供電裝機組容量，凸顯供電的低碳效益。

(2)需求側。調控高峰時段用電需求，實現基于需求響應的智能用電，是促成電網低碳發展的關鍵，而微電網是負荷、能量轉換、儲能等多種裝置集成在同一網絡的供電系統[4]，可根據電力供需的實時變化，參與調配大電網及系統內部的能量，對多種分布式新能源的電能進行統一調配；并可利用儲能優勢，在負荷高峰期放電，在非高峰期儲電，通過合理的分時定價達調控電力需求，以實現“削峰填谷、平抑負荷”的目的[5]，且可利用能源階梯利用技術，通過多能互補、一個二次到二次能源的高效轉換，促成冷、熱、電三聯供，以滿足用戶多能源需求，提升能源綜合利用效率，達到低碳發展的目的。

2 含微電網低碳效益的區域協同性分析

2.1 評價指標及方法

全國不同區域因為資金投入、設備及技術差異，含微電網的發展不一，所呈現的低碳效益也各不相同，而且，通過可再生、非可再生資源電力的消納數據統計，其區域分布不均的特點顯著，由此勢必引致含微電網低碳效益的區域分異特征。為厘清該差異性，本文借鑒能力結構關系模型，以區域之間含微電網低碳能力協同性為衡量標準，秉承科學、可得性、可操作性的原則，結合微電網“源—網—荷—儲”一體化的發展特征[6]，根據上述其低碳效益形成機制，從低碳電源、低損網絡、終端減排、移峰填谷4個層面來構建區域含微電網低碳效益區域協同的評價指標體系見表1。

表1 含微電網低碳效益發展能力的評價指標Tab.1 Evaluation indicators containing the development capacity of low-carbon benefits of microgrids

根據《中國統計年鑒》(2009—2019年)，國家統計局、國家電網、國家能源網的官方網站，對我國31個省域進行相關指標數據統計分析。同時，鑒于以往的AHP方法、模糊綜合評價等方法存在主觀片面性[7]，且未關注指標之間的相關性，容易對含微電網的低碳效益評價產生重復信息。故而，本文引入主成分約簡法，通過各指標貢獻值，從具有相關性的原始指標中，簡約出相互獨立的指標；而后，再利用突變級數法估算各項低碳效益能力指標的綜合指數，以判定其對含微電網低碳效益的影響權重。在此基礎上，為實測全國各區域含微電網低碳效益的協同性，本文參照文獻[8]能力結構關系模型建構能夠反映含微電網低碳效益區域協同性的能力結構指數，其可由上述構成低碳效益能力的各指標加權求和得出，設定A、B區域的含微電網各項低碳效益結構能力指數可通過式(1)、式(2)計算得出，此時，這兩區域的低碳效益能力結構的耦合度可通過式(3)得出：

iAi=WiAi，i=1，2，3，4

(1)

iBi=WiBi，i=1，2，3，4

(2)

(3)

式中，iAi、iBi分別為A、B區域含微電網的低碳效益能力結構指數；Wi為各項低碳效益能力指標對應的權重；Ai、Bi分別為A、B區域低碳效益能力的指標值；i為變量個數，本文選定的含微電網低碳效益能力結構指數為4個層面，故而i=4；CAB為A、B區域含微電網低碳效益的能力結構耦合度，該值越大，則表明區域協同度越大，相反，則越小，但是該值僅可反映各區域含微電網低碳效益的協同性強弱，但不能表征協同性水平的高低。為此，本文參照文獻[9]中創新能力結構與區域創新合作利益的關系，基于不同區域在含微電網協同發展中低碳效益高低，來判定其協同度水平。

設定扇形AOB為A、B區域協同發展含微電網獲得的總低碳效益，AOC、BOC分別為A、B區域發展含微電網獲得的低碳效益，OA、OB的斜率KOA=1-IA、KOB=1/(1-IB)分別為A、B區域含微電網的低碳效益能力結構指數的函數，如圖1所示。

圖1 區域含微電網低碳效益能力結構與效益分配關系Fig.1 The relationship between the low-carbon benefit capacity structure and benefit distribution of regional microgrids

據此可得OA、OB線的長度關于A、B兩區域低碳效益能力結構指數的函數式為：

LOA=LOB=IAIBCAB

(4)

據此，可得AOB、AOC、BOC發展含微電網獲得的低碳效益大小為：

SAOB=

(5)

(6)

(7)

可見，SAOB、SAOC、SBOC均是關于IA、IB的單調增函數，也即區域在含微電網發展中獲得的低碳效益隨著各能力結構的提高而上升，且A、B兩區自身的低碳效益能力結構大小決定其在區域協同中低碳效益大小。

2.2 各區域含微電網的低碳效益測評

根據式(1)、式(2)可計算得出2009—2019年全國各省域含微電網的低碳效益能力結構，且經過加權平均可得低碳能力結構指數，本文以樣本基期、末期的計算結果為準，如圖2所示。由圖2可知，基期、末期下東、中、西各低碳效益能力均值依次為7.00、3.25、2.33和40.55、19.50、14.75，樣本期內各區域含微電網的低碳效益均呈上升趨勢，但“東高、西低”的區域分異格局并未改變，且差距在持續擴大；其中，東部地區含微電網的低碳效益最高，尤其“京、滬、粵”更是名列前3位，且除了“冀、瓊”外見，其他各省區含微電網的低碳效益均全國領先地位，中部大部分省域處于中等水平，高于西部，西部僅“陜、川、渝”低碳效益較強，其余各省域則處于低位水平徘徊。究其原因在于東部地區位于電能的“消費中心”，面臨的電力需求和能源壓力較大，以往的集中發電、遠距離輸電的電力系統與之矛盾突出，進行可再生能源開發利用的動能較大，國家政策資金的大力支持下，其含微電網發展走在了前面；而中部地區雖滯后于東部，但優于西部，因中西部區域具有豐富的太陽能、水能、風能等資源優勢，具備規模化開發可再生能源基地的條件，這為含微電網發展提供了有利條件，但是，因中西部地處偏遠內陸，技術、人才、資金等基礎薄弱，建設“大機組、大電網、高電壓”的大電力系統，具有經濟和條件的不可操作性，且最大問題在于電力需求疲軟下的“消納難”，這成為其含微電網發展的“短板”，故而，中西部地區含微電網低碳效益雖在逐步上升，但與東部區域的差異性在不斷拉大，存在區域協同性問題。

圖2 各區域含微電網低碳效益能力結構指數Fig.2 Structure index of low-carbon benefit capability of microgrids in each region

2.3 各區域含微電網低碳效益的耦合度分析

結合式(3)可知，各區域能力結構之間的耦合度，可表征含微電網低碳效益的區域協同性，根據計算結果及實踐情況，為形成直觀認知，本文將2009—2019年各區域含微電網低碳效益能力結構的耦合度劃分為低耦合、中度耦合、高度耦合、協同耦合等5種類型，對應的CAB的門限值依次為[0，0.3]、(0.3，0.5]、(0.5，0.8]、(0.8，1.0]，并區域低碳效益能力耦合度與地理位置關聯，直觀表征各區域含微電網低碳效益的時空分異特征。

可見，從時間分異特征看，2009—2019年各區域含微電網低碳效益能力結構的耦合度呈現由低度耦合向中高度耦合發展的上升趨勢，整體上處于耦合的拮抗、磨合上升期，但尚未形成東、中、西部協同一致的水平；從空間分異特征看，各區域含微電網低碳效益能力結構的均衡與匹配程度均得到了顯著提升，但存在顯著的空間失衡性，極化特征明顯，呈現“東高西低”核心—邊緣的空間分異性，東部地區以“京、滬、粵”極化軸心，其輻射帶動京津冀、長江三角洲、環渤海經濟圈、珠江三角洲等為主核，以遼東、成渝、海峽西岸為次核的高度或協同耦合區域，而地處中西部的“藏、甘、青、寧、新”則處于低位耦合的邊緣區域，其雖具有資源優勢，但含微電網的低碳效益能力結構與東部區域存在較大差異。

2.4 各區域含微電網低碳效益的分配格局

為進一步探究各區域含微電網低碳效益的狀況，以分析其對于區域協同的影響性，本文根據式(5)、式(6)、式(7)計算各區域獨立或協同下，獲得含微電網低碳效益的差異。各區域含微電網低碳效益的所得值及獲益比見表2。

表2 各區域含微電網低碳效益的所得值及獲益比Tab.2 Values and ratios of low-carbon benefits of microgrids in each region

可見，不論區域協同與否，樣本期內各區域含微電網低碳效益均呈現上升趨勢，尤以東部最為顯著。但整體上看，全國含微電網低碳效益均處于低位徘徊，且區域間協同的低碳效益存在顯著的空間差異；從總獲益值看，東中部(0.036)>東西部(0.017)>中西部(0.011)。由此表明，區域含微電網低碳效益能力結構越強，對于區域協同中的總低碳效益影響越大，如東部依托技術、資源、政策等多重優勢，具備發展微電網的巨大優勢，其對于鄰近區域中部的輻射帶動作用更強，協同合作的概率大，區域協同中獲得低碳效益就大；相反，因其與西部距離較遠，含微電網低碳效益能力結構的溢出效應較弱，跨區域消納流轉的市場障礙也更多，故而，區域協同獲得低碳效益要小。從不同區域協同獲益比看，東西部(4.218)>東中部(1.932)>中西部(1.802)，含微電網低碳效益能力較高的東部，在與能力較低的西部合作中，其優勢更為明顯，故獲益比較高。

3 建議

結合上述分析，含微電網低碳效益存在明顯的空間分異特征，而這根源于各區域能力結構差異，該先天性區域失衡性較難改變。而配額制以法律形式賦予每個區域一個最低的消納責任[10]，為各區域含微電網低碳效益發展設定一個限額，但因為各區域的可再生資源稟賦、利用技術、政策資金等的限制，使得部分地區存在過度或過低消納的問題，此時，如何促成跨區域的消納量流轉成為化解低碳效益能力先天不足，破解含微電網區域失衡的關鍵。而綠證與碳排放交易的存在，均是低碳效益驅動下約束火電生產對環境負外部影響性的能源政策，兩者具有天然的共生協同性，且可彼此轉換，通過兩者協同構建含微電網電力市場交易機制，如此，便可形成全國“統一市場”，促成跨區消納責任的互濟，不僅分攤了超額區域含微電網的高成本，發揮了市場的調節效用，而且，也促成缺額區域更好的完成消納配額，以實現含微電網低碳效益的均衡發展。

低碳效益約束下，含微電網電力價值包含自身價值及減排價值，故而，減排價值應融入電力交易之中。但是，傳統的電力市場交易多遵循高低匹配原則，也即購買成本最小，未能體現減排價值，不能有效激發含微電網電能跨區域流轉，故而，本文將“低碳激勵因子”引入市場交易機制中，以此構建新的交易排序，讓缺額消納區域的常規能源企業排序靠前，獲得更高的“收益補貼”，以驅動其參與跨區消納流轉，促成超額與缺額消納區域的互動協同，實現含微電網低碳效益的區域均衡發展。

4 結論

面臨日益嚴峻的能源供需問題，清潔、可再生能源的有效利用也越來越迫切。作為可再生能源主要利用方式的微電網分布式功能系統成為電力領域未來發展和研究的重要方向。由于可再生能源具有明顯的地域分異特性，導致含微電網存在較大的不確定性和隨機性，含微電網電能的跨區消納嚴重受阻。針對含微電網發展的區域非均衡性，本文中對含微電網低碳效益的區域協同性進行了分析，并提出了實施多能源政策協同的市場導向機制的建議，對于解決含微電網區域失衡，實現含微現網低碳效益均衡發展具有重要意義。