需求響應(yīng)下計(jì)及電碳市場耦合的多元主體成本效益分析

靳冰潔，李家興，彭虹橋，羅澍忻，盧治霖，冷媛，董萍，梁梓楊

(1. 廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司電網(wǎng)規(guī)劃研究中心，廣州市 510080； 2. 華南理工大學(xué)電力學(xué)院，廣州市 510641； 3. 南方電網(wǎng)能源發(fā)展研究院有限責(zé)任公司，廣州市 510663)

0 引 言

2017年12月，廣東省能源局發(fā)布的《廣東電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)工作方案》為電力現(xiàn)貨市場提供了具體建設(shè)方案及管理辦法[1-2]，宣告了廣東電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的開始。另外，全國碳排放權(quán)市場于2021年7月16日正式上線交易[3]。“十四五”時(shí)期，中國碳排放市場將納入更多行業(yè)和企業(yè)，強(qiáng)化自愿減排量抵扣聯(lián)動(dòng)，完善定價(jià)機(jī)制，促進(jìn)中國統(tǒng)一市場與地方試點(diǎn)碳市場有效融合，以市場化、漸進(jìn)化的方式，促進(jìn)碳減排技術(shù)的發(fā)展。

目前，已有分別基于碳市場和電力市場的對各個(gè)市場主體進(jìn)行成本效益分析的研究。對于碳市場，文獻(xiàn)[4]提出了一種基于需求響應(yīng)機(jī)制的減碳效益分析模型，并用算例對需求響應(yīng)的執(zhí)行效果進(jìn)行了分析；文獻(xiàn)[5]分析了碳交易市場對于南方電網(wǎng)西電東送的影響，結(jié)果表明引入碳交易市場能夠提升西電東送的總體社會效益。對于電力市場，文獻(xiàn)[6]設(shè)計(jì)了廣東電力現(xiàn)貨市場交易結(jié)算機(jī)制，并在此基礎(chǔ)上提出了發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)成本效益分析模型；文獻(xiàn)[7]提出了需求響應(yīng)參與電力平衡的成本效益評估模型，結(jié)合算例得到了不同補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)下需求響應(yīng)的最佳比例；文獻(xiàn)[8]研究了可中斷負(fù)荷項(xiàng)目中負(fù)荷聚合商、電網(wǎng)及中小型用戶間的交易機(jī)制，在此基礎(chǔ)上提出了三方的成本效益分析模型，并分析了補(bǔ)償方案、前期補(bǔ)貼等因素對各方的影響；文獻(xiàn)[9-10]根據(jù)上海市實(shí)際試點(diǎn)情況，分別從電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)、發(fā)電側(cè)3個(gè)方面分析了電動(dòng)汽車參與需求響應(yīng)的效益，并對比了不同類型充電樁及換電站對結(jié)果的影響。綜上，現(xiàn)有的電碳市場成本效益分析沒有完整地考慮電碳市場耦合對各主體的影響[11]、實(shí)施需求響應(yīng)對各主體的影響[12]、多元主體參與市場的成本效益分析[13]等。

目前，我國已在多地開展實(shí)施碳交易，具備了一定的實(shí)踐基礎(chǔ)。因此，將碳交易的環(huán)節(jié)引入電力現(xiàn)貨市場交易中并進(jìn)行統(tǒng)一的成本效益分析，更符合市場的實(shí)際情況。對此，為了分析碳排放權(quán)市場對各市場主體成本效益的影響，本文首先介紹碳排放權(quán)交易市場與電力現(xiàn)貨市場的耦合機(jī)理；隨后基于碳交易與電力現(xiàn)貨市場耦合下各主體的交易結(jié)算機(jī)制，提出需求響應(yīng)下多個(gè)市場主體的成本效益分析模型，并采用某省電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行日對各項(xiàng)指標(biāo)進(jìn)行量化計(jì)算，獲得各個(gè)主體參與市場交易較為完整的成本效益情況。

1 南方(以廣東起步)電力市場總體框架

目前，南方(以廣東起步)電力市場框架如圖1所示，現(xiàn)貨市場交易主要指在日前市場和實(shí)時(shí)市場所開展的交易。本文對電力現(xiàn)貨市場與碳交易市場耦合的需求響應(yīng)成本效益分析是基于日前結(jié)算機(jī)制及實(shí)時(shí)結(jié)算機(jī)制[14]。

圖1 廣東電力市場框架Fig.1 Framework of Guangdong electricity market

2 電碳市場耦合下的仿真分析框架

為分析碳排放權(quán)交易(carbon emissions trading，CET)市場運(yùn)作對電力現(xiàn)貨市場出清情況的影響[15]，本節(jié)基于廣東省現(xiàn)貨市場規(guī)則，考慮CET市場和電力現(xiàn)貨市場耦合的相互作用，將碳交易成本納入出清模型的機(jī)組報(bào)價(jià)中，用以結(jié)合2個(gè)市場的交互機(jī)理，體現(xiàn)CET市場的耦合影響。

2.1 市場出清框架

CET市場與現(xiàn)貨市場之間的交互機(jī)理可總結(jié)如下：在CET市場中，有多余碳排放配額的機(jī)組可通過交易其剩余的碳排放配額來獲得利潤；同樣地，當(dāng)機(jī)組碳排放量超過其分配所得的免費(fèi)配額時(shí)，需要支付額外的碳排放成本[16]。因此，在現(xiàn)貨市場中，發(fā)電機(jī)組在市場投標(biāo)前會根據(jù)政府分配的免費(fèi)碳排放配額來評估其所需支付的碳排放成本[17]。

本文基于廣東省現(xiàn)貨市場規(guī)則，構(gòu)建了電碳市場耦合下的市場出清框架，如圖2所示，以實(shí)現(xiàn)對節(jié)點(diǎn)電價(jià)、機(jī)組中標(biāo)情況及碳交易情況的計(jì)算。

圖2 電力市場出清框架Fig.2 Framework of electricity market clearing

2.2 免費(fèi)碳排放配額分配方法

目前，我國以年為時(shí)間尺度分配碳排放配額。本文為研究CET市場對現(xiàn)貨市場的影響，以日為時(shí)間尺度分配碳排放配額。全國碳市場中的免費(fèi)碳排放配額是由基線法確定的，根據(jù)該方法，機(jī)組的碳排放配額由供電、供熱兩部分配額組成，機(jī)組i按基線法分配獲得的碳排放配額Eq,i為：

Eq,i=Ee,i+Eh,i

(1)

式中：Ee,i為機(jī)組供電的碳配額量；Eh,i為機(jī)組供熱的碳配額量。

其中，機(jī)組供電碳排放配額計(jì)算公式為：

Ee,i=Pe,iBe,iFl,iFr,iFf,i

(2)

式中：Pe,i為機(jī)組供電量；Be,i為機(jī)組所屬類別的供電基準(zhǔn)值，當(dāng)前全國各類別機(jī)組碳排放基準(zhǔn)值規(guī)定見表1；Fl,i為機(jī)組冷卻方式修正系數(shù)；Fr,i為機(jī)組i的供熱量修正系數(shù)；Ff,i為機(jī)組出力修正系數(shù)。

表1 各類別機(jī)組碳排放基準(zhǔn)值Table 1 Carbon emission baseline of various units

另外，機(jī)組供熱碳排放配額計(jì)算公式為：

Eh,i=Qh,iBh,i

(3)

式中：Qh,i為機(jī)組供熱量，Qh,i與機(jī)組供熱配額總量成正比；Bh,i為機(jī)組所屬類別的供熱基準(zhǔn)值。

2.3 考慮碳排放成本的常規(guī)機(jī)組報(bào)價(jià)

(4)

式中：ρre為碳排放價(jià)格[18]；βi為常規(guī)機(jī)組i對應(yīng)的碳排放強(qiáng)度系數(shù)；η為配額免費(fèi)發(fā)放的比例；Pi,max為常規(guī)機(jī)組i在時(shí)段t的最大出力。

本文基于發(fā)電側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià)、負(fù)荷側(cè)報(bào)量不報(bào)價(jià)的方式開展研究。當(dāng)不考慮CET市場耦合時(shí)，常規(guī)機(jī)組以遞增的階梯電價(jià)進(jìn)行報(bào)價(jià)，而隨著CET市場的加入，常規(guī)機(jī)組i的總發(fā)電成本將受到碳排放權(quán)交易的影響。因此，各常規(guī)機(jī)組會調(diào)整其在市場中的報(bào)價(jià)[19]。常規(guī)機(jī)組i在時(shí)段t的第m段報(bào)價(jià)Ci,t,m為：

(5)

式中：Ci,m為機(jī)組i申報(bào)的第m個(gè)出力區(qū)間對應(yīng)的能量價(jià)格。

則機(jī)組運(yùn)行費(fèi)用Ci,t表達(dá)式為：

(6)

式中：M為機(jī)組報(bào)價(jià)總段數(shù)；Pi,t,m為機(jī)組i在時(shí)段t第m個(gè)出力區(qū)間的中標(biāo)電量。

市場交易出清模型以最小化系統(tǒng)運(yùn)行成本為優(yōu)化目標(biāo)，建立安全約束機(jī)組組合、安全約束經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型并進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算，得到現(xiàn)貨市場出清結(jié)果[20]。

3 電碳交易市場耦合下各市場主體參與需求響應(yīng)的成本效益分析模型

本節(jié)在CET市場與現(xiàn)貨市場耦合環(huán)境下，分別從發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)、負(fù)荷聚合商、儲能運(yùn)營商及電網(wǎng)側(cè)等主體視角開展分析，提出了以上各個(gè)主體參與需求響應(yīng)的成本效益分析框架及各項(xiàng)指標(biāo)計(jì)算公式，用于評估CET市場與現(xiàn)貨市場耦合下實(shí)施需求響應(yīng)的成本與效益，具體框架如圖3所示。

圖3 總體分析框架Fig.3 Overall analysis framework

3.1 發(fā)電側(cè)模型

電碳交易市場耦合下發(fā)電側(cè)參與需求響應(yīng)的成本效益分析模型如圖4所示，其效益指標(biāo)包括市場化發(fā)電效益及需求響應(yīng)效益，成本指標(biāo)包括發(fā)電、碳排放權(quán)交易成本及市場偏差考核成本。

圖4 發(fā)電側(cè)成本與效益分析框架Fig.4 Framework of generating-side cost and benefit analysis

總效益模型為：

G=Bc+Br+BLCfD+BDR-Cg-Cch

(7)

式中：G為發(fā)電側(cè)總效益；Bc為發(fā)電側(cè)日前市場結(jié)算收益；Br為發(fā)電側(cè)實(shí)時(shí)市場結(jié)算收益；BLCfD為發(fā)電側(cè)中長期市場結(jié)算收益；BDR為需求響應(yīng)下發(fā)電側(cè)的效益；Cg為發(fā)電成本及碳排放權(quán)交易成本；Cch為發(fā)電側(cè)市場偏差考核成本。

3.1.1 效益分析模型

1)日前市場結(jié)算收益：

Bc=∑[(QGc,t-QGL,t)ρGc,t]

(8)

式中：QGc,t為發(fā)電側(cè)日前市場t時(shí)段需求電量；QGL,t為發(fā)電側(cè)在中長期市場t時(shí)段的合約電量；ρGc,t為t時(shí)段的日前節(jié)點(diǎn)電價(jià)。

2) 實(shí)時(shí)市場結(jié)算收益：

Br=∑[(Qu,t-QGc,t)ρGr,t]

(9)

式中：Qu,t為發(fā)電側(cè)實(shí)時(shí)市場上網(wǎng)電量；ρGr,t為t時(shí)段的實(shí)時(shí)節(jié)點(diǎn)電價(jià)。

3) 中長期市場結(jié)算收益：

BLCfD=∑QGL,tρGL,t

(10)

式中：QGL,t為t時(shí)段中長期凈合約電量；ρGL,t為機(jī)組t時(shí)段凈合約價(jià)格。

4) 需求響應(yīng)效益：

(11)

式中：Bi為需求響應(yīng)下發(fā)電側(cè)減少的機(jī)組投資成本；Cdrg為需求響應(yīng)下發(fā)電側(cè)減少的發(fā)電收益；co為單位發(fā)電量的機(jī)組日均投資成本；PDR,t為t時(shí)段參與需求響應(yīng)削峰避免的機(jī)組投資容量；ρt為機(jī)組在t時(shí)段的報(bào)價(jià)；ΔQDR,t為t時(shí)段需求響應(yīng)前后的電量變化量。

3.1.2 成本分析模型

1)發(fā)電及碳排放權(quán)交易成本：

Cg=∑ρtPt

(12)

式中：Pt為機(jī)組在時(shí)段t的出力。

2)市場偏差考核成本：

Cch=∑max{ρGc,tMg,ρmin}·
max{Pdec,gDR,tRg-Preal,gDR,t,0}

(13)

式中：Mg為懲罰因子；ρmin為考核價(jià)格下限；Pdec,gDR,t為發(fā)電側(cè)申報(bào)響應(yīng)容量；Preal,gDR,t為發(fā)電側(cè)實(shí)際響應(yīng)容量；Rg為響應(yīng)比例門檻。

3.2 用戶側(cè)模型

用戶參與需求響應(yīng)的成本效益分析模型如圖5所示，其效益指標(biāo)包括參與需求響應(yīng)減少的電費(fèi)成本、網(wǎng)損成本及獲得的補(bǔ)償，成本指標(biāo)包括電費(fèi)、承擔(dān)的網(wǎng)損成本、參與需求響應(yīng)繳納的管理費(fèi)用及考核成本。

圖5 用戶側(cè)成本與效益分析框架Fig.5 Framework of user-side cost and benefit analysis

總效益模型為：

U=Bdf+Bloss+Brei-Cdf-Closs-Cuch-Cmu

(14)

式中：U為需求響應(yīng)用戶總效益；Bdf為用戶參與需求響應(yīng)減少的電費(fèi)成本；Bloss為參與需求響應(yīng)減少的網(wǎng)損成本；Brei為參與需求響應(yīng)獲得的補(bǔ)償；Cdf為用戶電費(fèi)支出；Closs為用戶承擔(dān)的網(wǎng)損費(fèi)用；Cuch為用戶參與需求響應(yīng)的考核成本；Cmu為用戶向負(fù)荷聚合商繳納的運(yùn)行管理費(fèi)用。

3.2.1 效益分析模型

1)參與需求響應(yīng)減少的電費(fèi)成本：

Bdf=∑(QDR,tρdf,t)

(15)

式中：QDR,t為用戶全天t時(shí)段參與需求響應(yīng)所減少的電量；ρdf,t為用戶t時(shí)段所要交納的電費(fèi)。

ρdf,t=ρGr,t+ρtran,t+ρfund,t

(16)

式中：ρtran,t為t時(shí)段的輸配電價(jià)；ρfund,t為基金及附加單價(jià)。

2)參與需求響應(yīng)減少的網(wǎng)損成本：

Bloss=∑[(ΔQ′loss,t-ΔQloss,t)ρdf,t]

(17)

式中：ΔQ′loss,t為需求響應(yīng)前t時(shí)段總網(wǎng)損；ΔQloss,t為需求響應(yīng)后t時(shí)段總網(wǎng)損。

3)參與可中斷負(fù)荷項(xiàng)目獲得的補(bǔ)償：

(18)

式中：brei,n為用戶第n次參與需求響應(yīng)負(fù)荷聚合商提供的單位補(bǔ)償價(jià)格；QDR為響應(yīng)需求響應(yīng)所削減的電量；N為需求響應(yīng)發(fā)生次數(shù)。

3.2.2 成本分析模型

1)用戶電費(fèi)支出：

Cdf=∑(Qday,tρdf,t)

(19)

式中：Qday,t為用戶全天t時(shí)段實(shí)際用電量。

2)承擔(dān)網(wǎng)損成本：

Closs=∑(ΔQloss,tρdf,t)

(20)

3)用戶需求響應(yīng)考核成本：

Cuch=∑max{ρdf,tMu,ρmin}·
max{Pdec,uDR,tRu-Preal,uDR,t,0}

(21)

式中：Mu為懲罰因子；Pdec,uDR,t為用戶申報(bào)響應(yīng)容量；Preal,uDR,t為用戶實(shí)際響應(yīng)容量；Ru為響應(yīng)比例門檻。

3.3 負(fù)荷聚合商模型

負(fù)荷聚合商參與需求響應(yīng)的成本效益分析模型如圖6所示，其效益指標(biāo)包括電網(wǎng)給與的需求響應(yīng)補(bǔ)償及用戶繳納的項(xiàng)目管理費(fèi)用，成本指標(biāo)包括支付給用戶的需求響應(yīng)補(bǔ)償及自身的項(xiàng)目管理費(fèi)用。

圖6 負(fù)荷聚合商成本與效益分析框架Fig.6 Cost and benefit analysis framework for load aggregators

負(fù)荷聚合商作為電網(wǎng)與用戶間的中間機(jī)構(gòu)，在需求響應(yīng)的實(shí)施中起著重要的作用，在實(shí)施過程中，聚合商分別與電網(wǎng)和用戶簽訂合同，從電網(wǎng)獲得響應(yīng)補(bǔ)償，并給與用戶一定的響應(yīng)補(bǔ)償，這兩者的補(bǔ)償價(jià)格不同，聚合商從中獲益。負(fù)荷聚合商的總效

益模型為：

I=Breg+Bmu-Crei-Cmi

(22)

式中：I為負(fù)荷聚合商的總收益；Breg為電網(wǎng)對參與需求響應(yīng)的補(bǔ)償費(fèi)用；Bmu為用戶參與可中斷負(fù)荷項(xiàng)目繳納的運(yùn)行管理費(fèi)用；Crei為給予用戶的補(bǔ)償費(fèi)用；Cmi為負(fù)荷聚合商實(shí)施需求響應(yīng)項(xiàng)目的管理費(fèi)用。

3.3.1 效益分析模型

電網(wǎng)給與的補(bǔ)償費(fèi)用為：

(23)

式中：breg,n為第n次需求響應(yīng)電網(wǎng)對負(fù)荷聚合商的單位補(bǔ)償價(jià)格。

3.3.2 成本分析模型

給用戶的補(bǔ)償費(fèi)用為

(24)

式中：crei,n為第n次需求響應(yīng)負(fù)荷聚合商提供給用戶的單位補(bǔ)償價(jià)格。

3.4 儲能運(yùn)營商模型

儲能運(yùn)營商參與需求響應(yīng)的成本效益分析模型如圖7所示，其主要是通過高發(fā)低儲獲得利潤，成本指標(biāo)包括儲能單元的折損成本、運(yùn)營成本及維護(hù)成本。

圖7 儲能運(yùn)營商成本與效益分析框架Fig.7 Cost and benefit analysis framework for energy storage operators

總效益模型為：

R=Be-Cbk-Cop

(25)

式中：R為儲能運(yùn)營商的總收益；Be為運(yùn)行日中儲能運(yùn)營商高發(fā)低儲的獲利；Cbk為儲能單元的日折損成本；Cop為儲能單元的單位日運(yùn)營及維護(hù)成本。

3.4.1 效益分析模型

高發(fā)低儲獲利為：

(26)

3.4.2 成本分析模型

1)儲能單元折損成本。

該項(xiàng)成本與儲能單元特性的關(guān)系密切，本文以儲能單元為鋰電池開展研究，其折損成本為：

(27)

式中：cbat為儲能單元的單位電池折損成本；cBRC為儲能電池的單位投資成本；σDOD為電池的允許放電深度；NCL為電池的循環(huán)壽命。以上系數(shù)都取決于儲能單元的新舊程度及其應(yīng)用技術(shù)。

2)儲能單元運(yùn)營及維護(hù)成本。

(28)

式中：δop表示儲能單元的單位運(yùn)營及維護(hù)費(fèi)率。

3.5 電網(wǎng)側(cè)模型

電碳交易市場耦合下電網(wǎng)側(cè)參與需求響應(yīng)的成本效益分析模型如圖8所示，其效益指標(biāo)包括市場結(jié)算收益、需求響應(yīng)效益及網(wǎng)損帶來的負(fù)荷增量收益，成本指標(biāo)包括實(shí)施需求響應(yīng)減少的網(wǎng)損收益、給負(fù)荷聚合商的補(bǔ)償費(fèi)用及項(xiàng)目管理費(fèi)用。

圖8 電網(wǎng)側(cè)成本與效益分析框架Fig.8 Framework of grid-side cost and benefit analysis

總效益模型為：

P=Bpc+Bpr+BpLCfD+BpDR+Bploss-
Cploss-Creg-Cmp

(29)

式中：P為電網(wǎng)側(cè)總效益；Bpc為電網(wǎng)日前市場的購售電量差價(jià)結(jié)算收益；Bpr為電網(wǎng)實(shí)時(shí)市場的購售電量差價(jià)結(jié)算收益；BpLCfD為電網(wǎng)中長期市場購售電量差價(jià)結(jié)算收益；BpDR為電網(wǎng)實(shí)施需求響應(yīng)的總效益；Bploss為網(wǎng)損帶來的負(fù)荷增加量收益；Cploss為實(shí)施需求響應(yīng)避免的網(wǎng)損收益費(fèi)用；Creg為電網(wǎng)給負(fù)荷聚合商的補(bǔ)償費(fèi)用；Cmp為電網(wǎng)的項(xiàng)目管理費(fèi)用。

3.5.1 效益分析模型

1)日前市場的購售電量差價(jià)收益：

Bpc=∑[(QUc,t-QUL,t)(ρsell,t-ρGc,t)]

(30)

式中：QUc,t為用戶日前市場t時(shí)段需求電量；QUL,t為用戶中長期市場t時(shí)段需求電量；ρsell,t為電網(wǎng)t時(shí)段的售電電價(jià)。

2)實(shí)時(shí)市場的購售電量差價(jià)收益：

Bpr=∑[(Qu,t-QUc,t)(ρsell,t-ρGr,t)]

(31)

式中：Qu,t為機(jī)組實(shí)時(shí)市場上網(wǎng)電量。

3)中長期合約購售電量差價(jià)收益：

BpLCfD=∑[QUL,t(ρsell,t-ρGL,t)]

(32)

4)實(shí)施需求響應(yīng)的效益：

(33)

式中：Bt為電網(wǎng)公司可避免容量的投資成本；Cg為實(shí)施需求響應(yīng)電網(wǎng)側(cè)減少的售電收益；ct為電網(wǎng)公司單位可避免容量的日均投資成本。

5)網(wǎng)損帶來的負(fù)荷增加量收益：

Bploss=∑(ΔQloss,tρsell,t)

(34)

3.5.2 成本分析模型

1)實(shí)施需求響應(yīng)避免的網(wǎng)損收益費(fèi)用：

Cploss=∑[(ΔQ′loss,t-ΔQloss,t)ρsell,t]

(35)

2)給予負(fù)荷聚合商的補(bǔ)償費(fèi)用：

(36)

式中：creg,n代表負(fù)荷聚合商第n次參與需求響應(yīng)電網(wǎng)提供的單位補(bǔ)償價(jià)格。

4 算例分析

4.1 仿真場景

為量化分析所提的需求響應(yīng)下計(jì)及電碳交易市場耦合的多元主體成本效益模型，本文采用我國某省某典型運(yùn)行日(出現(xiàn)尖峰負(fù)荷)作為仿真背景，模擬了需求響應(yīng)發(fā)生場景，運(yùn)用該省當(dāng)天的真實(shí)負(fù)荷數(shù)據(jù)對市場進(jìn)行出清，本算例中令日前負(fù)荷預(yù)測數(shù)據(jù)與真實(shí)負(fù)荷數(shù)據(jù)的誤差為5%，并對中長期合約電量進(jìn)行分日電量分解，分日電量比例設(shè)定為0.85。算例中需求響應(yīng)共削減3%尖峰負(fù)荷，其中，由用戶參與需求響應(yīng)削減2%尖峰負(fù)荷，由儲能在尖峰負(fù)荷時(shí)期放電轉(zhuǎn)移1%尖峰負(fù)荷，并在負(fù)荷低谷時(shí)期(00:00—08:00)對這部分電量進(jìn)行補(bǔ)充，場景示意如圖9所示。

圖9 負(fù)荷電量及需求響應(yīng)場景示意Fig.9 Schematic diagram of load and demand response scenarios

本文采用提出的機(jī)組報(bào)價(jià)模型進(jìn)行仿真出清，忽略線路阻塞，分別得出了日前市場出清電價(jià)及需求響應(yīng)后實(shí)時(shí)市場出清電價(jià)，將兩者進(jìn)行對比，如圖10所示。

圖10 日前市場及實(shí)時(shí)市場出清電價(jià)曲線Fig.10 Curves of day-ahead and real-time electricity market clearing prices

成本效益分析模型中的仿真參數(shù)設(shè)定如表2所示。將相關(guān)參數(shù)及所得出清電價(jià)用于對下文各個(gè)市場主體成本效益的仿真計(jì)算。

表2 仿真參數(shù)Table 2 Simulation parameters

4.2 仿真結(jié)果

采用本文所述模型及仿真參數(shù)對各主體成本效益進(jìn)行量化計(jì)算，所得各項(xiàng)指標(biāo)結(jié)果如圖11—15所示，其中實(shí)線表示效益指標(biāo)，點(diǎn)劃線表示成本指標(biāo)，各主體運(yùn)行日總效益見表3。可以看出，發(fā)電側(cè)的效益主要來源于需求響應(yīng)減少的機(jī)組投資以及其在現(xiàn)貨市場的發(fā)電收益，總體效益可觀；用戶側(cè)參與需求響應(yīng)項(xiàng)目為其帶來了一定收益，但由于其成本主要來源于消耗電能，總體收益為負(fù)；負(fù)荷聚合商作為電網(wǎng)與用戶間的中間機(jī)構(gòu)，主要起著評估用戶負(fù)荷削減潛力及管理需求響應(yīng)項(xiàng)目的作用，其收益主要來源于電網(wǎng)對于需求響應(yīng)的補(bǔ)償，總體收益為正；儲能運(yùn)營商主要通過轉(zhuǎn)移部分尖峰負(fù)荷，從峰谷電價(jià)的差異中獲得收益，但由于目前電池技術(shù)尚未成熟，成本較高，高發(fā)低儲獲得的收益低于需要承擔(dān)的電池折損費(fèi)用及設(shè)備運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用，因此儲能運(yùn)營商總體收益為負(fù)；電網(wǎng)側(cè)的收益主要來源于各個(gè)市場中賺取的購售電差價(jià)，而實(shí)施需求響應(yīng)也為電網(wǎng)帶來了一大筆可避免容量投資，其總效益是各個(gè)主體中最大的。

表3 運(yùn)行日各市場主體總效益Table 3 Total benefit of each market entity on operation day

圖11 發(fā)電側(cè)各時(shí)段結(jié)算結(jié)果Fig.11 Generation-side results for each time period

圖12 用戶側(cè)各時(shí)段結(jié)算結(jié)果Fig.12 User-side results for each time period

圖13 負(fù)荷聚合商各時(shí)段結(jié)算結(jié)果Fig.13 Results of load aggregators for each time period

圖14 儲能運(yùn)營商各時(shí)段結(jié)算結(jié)果Fig.14 Results of energy storage operators for each time period

圖15 電網(wǎng)側(cè)各時(shí)段結(jié)算結(jié)果Fig.15 Grid-side results for each time period

4.3 考慮CET市場對各主體效益的影響

基于CET市場與現(xiàn)貨市場的交互機(jī)理及本文所提出清框架可知，碳排放權(quán)交易會使市場出清價(jià)格發(fā)生改變，從而對各個(gè)主體的效益產(chǎn)生影響。圖16給出了考慮和不考慮CET市場影響的日前市場出清電價(jià)對比。

圖16 出清電價(jià)對比Fig.16 Comparison of clear electricity prices

可以看到，考慮碳市場運(yùn)作后，市場出清價(jià)格發(fā)生明顯變化，出清電價(jià)在日內(nèi)全部時(shí)段比不考慮碳交易市場運(yùn)作時(shí)明顯上升，最高幅度為29.98%，但價(jià)格的總體變化趨勢基本相同。

此外，不考慮CET市場運(yùn)作時(shí)，目標(biāo)函數(shù)的機(jī)組報(bào)價(jià)中不包含單位碳排放成本，這將大大減少CET機(jī)制對碳排放總量的控制。為突出考慮CET市場運(yùn)作后的減排效果，本文對比了考慮和不考慮CET市場2種模式下的出清結(jié)果，如表4所示。

表4 兩種模式出清結(jié)果的對比Table 4 Comparison of the clearing results of the two modes

根據(jù)表4可得，考慮CET市場后的機(jī)組運(yùn)行費(fèi)用比不考慮時(shí)高19.46%，但發(fā)電側(cè)燃煤機(jī)組出力減少13.39%，對應(yīng)碳排放總量減少了10.03%。可見，考慮CET市場運(yùn)作后盡管無法降低機(jī)組總運(yùn)行費(fèi)用，但可一定程度降低常規(guī)機(jī)組在CET市場中的出力，并有效降低碳排放總量。

圖17對比了2種模式下運(yùn)行日各主體的總效益變化。

圖17 2種模式下運(yùn)行日各主體的總效益變化Fig.17 The change of the total benefit of each entity in the two operating days

從圖17可以看出，CET市場的運(yùn)行主要對發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)及電網(wǎng)側(cè)的效益產(chǎn)生影響。這主要是由于考慮碳排放權(quán)交易會抬高市場的出清價(jià)格，用戶的電費(fèi)亦隨之升高，使得發(fā)電側(cè)及用戶側(cè)的效益減少，電網(wǎng)側(cè)的效益增加。其中，CET市場對發(fā)電側(cè)的效益影響最大，考慮CET市場時(shí)發(fā)電側(cè)效益減少了61.78%。

4.4 需求響應(yīng)敏感性分析

以上算例均在需求響應(yīng)共削減3%尖峰負(fù)荷的場景下進(jìn)行，其中，由用戶參與需求響應(yīng)削減2%尖峰負(fù)荷，由儲能在尖峰負(fù)荷時(shí)期放電轉(zhuǎn)移1%尖峰負(fù)荷。而以上各比例的改變，勢必會對各主體的成本效益產(chǎn)生影響，本節(jié)將探究用戶參與需求響應(yīng)比例及總需求響應(yīng)比例改變對各方的影響。

4.4.1 用戶需求響應(yīng)占比對各主體效益的影響

該算例旨在探究需求響應(yīng)總比例不變的情況下，用戶參與需求響應(yīng)比例的改變對各主體及社會總效益的影響。其結(jié)果如圖18、19所示。

圖18 用戶需求響應(yīng)占比對各主體效益的影響Fig.18 The influence of user demand-response ratio on the benefit of each entity

圖19 用戶需求響應(yīng)占比對社會總效益的影響Fig.19 The influence of user demand-response ratio on total social benefit

從圖18、19可以看出，用戶需求響應(yīng)比例的改變主要對電網(wǎng)側(cè)及用戶側(cè)的效益產(chǎn)生影響。這主要是由于隨著用戶需求響應(yīng)占比的提高，儲能運(yùn)營商所轉(zhuǎn)移的尖峰負(fù)荷量減少，對低谷時(shí)期電費(fèi)的抬高作用也降低，因此用戶側(cè)電費(fèi)減少，總效益增加，電網(wǎng)側(cè)售電收益減少，總效益減少。另外，用戶側(cè)的考核成本也與該比例有關(guān)，該比例越高，則其所需要付出的考核成本越少，且儲能技術(shù)尚未成熟，其移峰填谷的量越少，能節(jié)省的運(yùn)維損失越多。因此，社會總效益也隨之增加。

4.4.2 總需求響應(yīng)比例對各主體效益的影響

該算例旨在探究需求響應(yīng)總比例變化時(shí)，各主體及社會總效益的變化。其結(jié)果如圖20、21所示。

圖20 總需求響應(yīng)比例對各主體效益的影響Fig.20 The influence of total demand-response ratio on the benefit of each entity

圖21 總需求響應(yīng)比例對社會總效益的影響Fig.21 The influence of total demand-response ratio on total social benefit

可以看出，隨著總需求響應(yīng)比例的提高，發(fā)電側(cè)及用戶側(cè)的效益明顯增加，而電網(wǎng)側(cè)的效益明顯減少。越高的需求響應(yīng)比例雖然會為電網(wǎng)側(cè)及發(fā)電側(cè)節(jié)省越多的可避免容量投資，但也意味著電網(wǎng)向用戶出售的電量將減少，這將使其損失一大筆售電收益，因此，電網(wǎng)總效益隨總需求響應(yīng)比例的提高而減少，發(fā)電側(cè)及用戶側(cè)總效益隨之增加。另外，隨著總需求響應(yīng)比例的提高，發(fā)電側(cè)及電網(wǎng)側(cè)的可避免容量投資也不斷增加，節(jié)省了一大筆投資成本，因此社會總效益隨之不斷增加。

5 結(jié) 論

本文研究了CET市場與現(xiàn)貨市場耦合下，多個(gè)市場主體的運(yùn)營交易機(jī)制，提出了各個(gè)主體的成本效益分析模型，以算例分析了各方成本效益變化的基本特點(diǎn)和機(jī)理，并探究了CET市場運(yùn)作、用戶需求響應(yīng)占比改變及總需求響應(yīng)比例改變對各方成本效益的影響。得到了如下結(jié)論：

1)發(fā)電側(cè)及電網(wǎng)側(cè)的收益主要來源于賺取購售電差價(jià)以及實(shí)施需求響應(yīng)可避免的容量投資；用戶參與需求響應(yīng)能獲得一定收益，但運(yùn)行日全天需要支付大量電費(fèi)成本，故總效益為負(fù)；儲能運(yùn)營商電池技術(shù)尚未成熟，暫不能通過參與需求響應(yīng)移峰填谷獲得收益；負(fù)荷運(yùn)營商負(fù)責(zé)管理用戶參與需求響應(yīng)項(xiàng)目，并從中獲取補(bǔ)償收益。

2)CET市場運(yùn)作將抬高電力市場出清價(jià)格，增加發(fā)電側(cè)的發(fā)電成本及用戶側(cè)購電成本，使得發(fā)電側(cè)及用戶側(cè)的效益減少，電網(wǎng)側(cè)效益增加。

3)用戶需求響應(yīng)占比及總需求響應(yīng)占比的提高都會增加社會總效益，證明現(xiàn)行電力市場下實(shí)施需求響應(yīng)項(xiàng)目具有良好的社會效益及發(fā)展前景。

隨著電力市場改革的持續(xù)進(jìn)行，CET市場與電力現(xiàn)貨市場的融合將不斷深入，對于各個(gè)主體間交易機(jī)制及策略的研究有待進(jìn)一步開展。