負荷聚合商參與日前調峰市場的兩部制補償機制

胡 凱,黃 羚,蔡博武,廖 菲,馬明玉

(1.國網湖北省電力有限公司調控中心,湖北 武漢 430071;2.武漢大學電氣與自動化學院,湖北 武漢 430072)

0 引言

隨著我國提出“在2030 年前實現碳達峰,2060年前實現碳中和”的建設目標[1],未來我國可再生能源將實現指數式爆發增長。以電動汽車產業為例,電動汽車發展正呈現出快速發展態勢,截至2022 年12 月底,我國新能源汽車總量高達1 310萬臺[2]。規模化的靈活負荷能為電力系統調控提供巨大潛力資源,因此亟需完善靈活資源的市場化機制,管理調度各類靈活負荷資源,并將其轉化為聚合調峰資源[3],參與電網動態平衡調控及電網輔助服務市場交易。

針對電力輔助服務的補償機制研究,文獻[4]基于“兩個細則”確定了負荷聚合商的補償標準并對聚合商輔助服務效果進行評估。文獻[5]通過量化輔助服務市場中抽水蓄能電站在環境效益、社會效益方面的貢獻,建立對抽水蓄能電站合理的價格補償機制。文獻[6]通過設定調節寬度和調節精確度指標,建立備用輔助服務的負荷資源績效考核和補償機制;文獻[7]提出了電動汽車用戶補償價格上限的計算模型,并且設立了基于用戶響應量的用戶補償機制。文獻[8]針對電動汽車電池老化等問題,對用戶參與市場調度的機會成本進行補償,開啟了補償機制新思路。文獻[9]提出包括容量支付和性能支付2種支付方法,并建立了新的市場出清模型,確定了補償機制的定價。文獻[10]基于用戶滿意度建立了可中斷負荷參與備用輔助服務市場的補償機制。文獻[11]分析電動汽車充電概率和行駛里程統計數據,獲取汽車負荷分布特性,結合用戶用電需求,構建峰谷分時電價引導模型,從電價引導對電動汽車有序充電負荷的影響方面開展研究。文獻[12]分析了儲能技術在電力系統的應用模式,研究了儲能技術分別在輔助服務、峰谷差套利及用戶節電等應用領域的經濟可行性。

現有研究雖然針對用戶側靈活負荷參加輔助服務市場提出多種補償機制,但是未基于量化實際輔助效果制定補償方式。此外,目前負荷聚合商參加調峰市場的補償機制大多采用統一出清價格機制,但是實際中既存在著部分聚合商申報價格遠高于自身成本上限的情況,也存在著聚合商利潤較低的情況,現有方法無法全面考慮負荷聚合商的實際調峰效果及成本,對負荷聚合商進行公平合理的補償。因此,本文提出了一種靈活負荷聚合商參與日前調峰輔助服務市場的兩部制補償模型。將聚合商的補償費用分為容量補償費用和電量補償費用。其中容量補償為負荷聚合商運營的固定成本補償,以保證負荷聚合商容量的儲備;電量補償為用戶側靈活負荷參與調度所得成效的補償,反映每個負荷聚合商在響應系統的調度信號時實際執行的工作量。

1 基于負荷聚合商固定成本的容量補償模型

1.1 電動汽車聚合商成本

電動汽車聚合商的投資成本主要包括基礎設備成本、配電設備成本和運營成本。

1.1.1 基礎設備成本

基礎設備成本包括:土地租借(或購買)成本費用、設施的建造成本費用、充電設施的安裝成本費用、充電監控及安全監控安裝成本費用。

式中:Cr1為土地租借成本;Cb1為土地購買成本;Cins為設施的建造成本費用;nc·Cchaq為充電設施的安裝成本費用;nm·Cmoq為充電監控及安全監控安裝成本費用;γ為布爾變量,當γ=1時,表示充電站通過租借土地建造充電站一年或者一個月需要繳費租金,當γ=0時,表示充電站購買土地的費用;Cchaq和nc分別為充電設施的建造單價和數量;Cmoq和nm分別為監控設施的購買單價和數量。

1.1.2 配電設施成本

配電設施成本包括箱式變電站建設費用、用戶配電柜安裝費用和電纜費用。

1.1.3 運營成本

運營成本包括電池保養及維修費用、保養維修成本費用和充電站內所有員工的費用。

式中:Cbattm為充電樁電池的保養及維修費用;Cdist為配電設施的保養維修成本費用;ne·Cemp為充電站內的員工薪資福利成本,其中ne為充電站的員工總人數,Cemp為員工年工資。配電設施維護成本可按照配電成本3%估算。

1.2 電采暖聚合商成本

蓄熱式電采暖的主要投資成本是將初始投資成本CI是和退役殘值CD平均分攤到電采暖總使用年限Y年內的成本,并考慮能源單價的影響[13]。

式中:Ct.d為每年的投資成本;ξ為能源單價每年的增長率;meb為建造單位面積電采暖的價格;S為電采暖建造面積。退役殘值為初始投資成本的5%。

1.3 儲能聚合商成本

用戶側蓄電池儲能的成本包括安裝成本、運行維護成本和回收成本,考慮到蓄電池壽命較長,本文暫不考慮回收成本。在特定的市場經濟環境下,多種用戶側電池的儲能可以通過計算將每年的成本時間轉換為月份進行統一評估。

1.3.1 安裝成本

電池儲能由蓄電池和電能轉換系統(PCS)組成,電池儲能的安裝成本如下

式中:Cbat為電池安裝費用;CPCS為電能轉換系統安裝費用;CE為電能的單價;E為電池的額定容量;τ為電池的轉換效率;CP為電能轉換系統單位電量的轉換價格;Pa為電池的額定功率。

1.3.2 運行維護成本

蓄電池儲能的年度運營維修費用包含兩部分,人工成本和管理成本,這類投資成本與電池儲能的運行過程沒有關系,僅與儲能的電池種類和儲能的額定功率有關。

式中:Cser為運行維護成本;Cfp為單位能量運行維護成本。

1.4 負荷聚合商容量補償

負荷聚合商的容量補償是針對負荷聚合商的建設以及運營成本做出的補償,其計算流程如圖1所示。

圖1 容量補償計算流程

由負荷聚合商的總成本與聚合商壽命年限內總共調節電量的比值可得出單位電量補償價格。

式中:c e,t為負荷聚合商e單位電量的成本補償價格;C e為負荷聚合商的總成本;T e為負荷聚合商設備利用小時總數;p為單次電量調節量;θ為一天參與的次數。

對于參與日前輔助服務集中出清的負荷聚合商,每15 min在中標調峰服務市場獲得的調峰服務容量補償費用,等于在調峰市場中標的調峰容量與成本補償價格的乘積。

式中:為出清時段t內負荷聚合商e獲得的市場調峰服務費用;為負荷聚合商e在t時段的中標容量。

2 基于負荷聚合商調峰貢獻度的電量補償模型

2.1 負荷聚合商基準功率認定

若調峰響應日為工作日,則取響應日前的3?5個工作日對應時段的平均負荷作為基準負荷功率;若響應日為周末,則取響應日前一個周末對應時段的平均負荷作為基準負荷功率。

基準負荷功率分別按靈活負荷聚合商和獨立用戶資源計算,靈活負荷聚合商基準負荷功率為參與運行日的用戶資源組合中各獨立用戶基準負荷功率之和。

2.2 負荷聚合商調峰貢獻度

本文基于負荷聚合商的理論貢獻度和實際貢獻度來確定最終有效貢獻度。

2.2.1 實際貢獻度

實際貢獻度是指聚合商實際調節的電量占總電網調峰需求量的比例。

式中:α2為實際貢獻度;P t,e,b為負荷聚合商e在t時段的基準功率;P t,e為t時段負荷聚合商e的實際功率;P t,c為t時段電網調峰需求量。

2.2.2 理論貢獻度

理論貢獻度為負荷聚合商中標容量占總的電網調峰需求的比例。

式中:α1為理論貢獻度。

2.2.3 有效貢獻度

負荷聚合商的有效貢獻度為實際貢獻度和理論貢獻度兩者中的較小值。

2.3 負荷聚合商的電量補償

負荷聚合商的電量補償是針對負荷聚合商實際參與調峰市場的有效電量調節量做出的補償,其計算流程如圖2所示。

圖2 電量補償流程

負荷聚合商每15 min從中標調峰服務市場獲得的調峰電量補償費用,等于在調峰市場實際的調峰容量、出清時長與中標價格的乘積。

式中:是負荷聚合商e在t時段電量補償費用;αe為負荷聚合商e的調峰貢獻度;λe,t是負荷聚合商e在t時段的中標價格;t為出清時長,取0.25 h。

3 負荷聚合商兩部制補償模型

調峰輔助服務的補償費用中費用與成本的對應關系如圖3所示。

圖3 補償費用與成本的關系

在日前調峰輔助服務中聚合商每15 min獲得的調峰市場補償費用,計算如下

式中:F e,t為聚合商e在t時段獲得的調峰市場補償費用。

4 仿真分析

4.1 仿真數據

本文以華北某地區某典型日的日前調峰輔助服務市場為例進行仿真分析,圖4為電網日負荷曲線,圖5為日調峰需求曲線。

圖4 電網日負荷曲線

圖5 電網日調峰需求

由圖4和5可知,在02:15—08:15,電網處于負荷低谷時期,負荷聚合商需增加自身的用電量,在中午11:45—13:45和晚上17:00—20:45,電網處于負荷高峰時期,負荷聚合商應降低自身的用電量。

負荷聚合商的中標容量安排如圖6所示,負荷聚合商的基準功率曲線及實際功率曲線如圖7所示,負荷聚合商的實際負荷變化情況如圖8所示。

圖6 負荷聚合商中標容量

圖7 負荷聚合商基準功率及實際負荷曲線

圖8 負荷聚合商實際負荷變化情況

4.2 結果分析

本文對比研究不同補償方式對負荷聚合商補償費用的差距:1)采用統一出清價格補償的方式,對成功參與調峰市場的負荷聚合商,按照統一的出清價格計算相應的補償成本,對負荷聚合商的實際改變量進行補償;2)采用本文兩部制補償的方式對負荷聚合商進行補償。

4.2.1 日前調峰市場調度結果分析

對日前調峰市場的調度結果,按照各負荷聚合商以及發電機組的申報報價進行結算,結合各負荷聚合商以及火電機組的中標容量,得到電力系統對各負荷聚合商以及火電機組的調度費用如表1所示。

表1 調峰市場調度費用 元

由表1可知,調峰火電機組的調度費用最高,3類負荷聚合商的調度費用相對較低,可見通過市場機制調用靈活負荷參與調峰,能有效降低系統的調度成本,保證調度的經濟性。因此,在實際調峰市場中,更應該鼓勵電動汽車、電采暖、分布式儲能等用戶側靈活負荷積極參與調峰輔助服務,降低電網調度成本。電網各個時段的調度費用如圖9所示。調峰需求越高,所需的調度成本越高。

圖9 各時段總的調峰調度費用

4.2.2 兩部制補償結果分析

負荷聚合商各個時段的電量補償費用如圖10所示,負荷聚合商各個時段的容量補償費用如圖11所示。

圖10 負荷聚合商電量補償費用

圖11 負荷聚合商容量補償費用

由圖10和圖11可知,負荷聚合商獲得的補償費用中,電量補償費用占比較大,容量補償占比較小,說明負荷聚合商的實際收益來源于自身實際提供的輔助服務,基于負荷聚合商的實際調峰效果求得調峰貢獻度,對負荷聚合商進行合理補償。負荷聚合商收到的容量補償費用與中標容量成正比,且補償費用并不高,僅僅是未來維持負荷聚合商的正常運行,對負荷聚合商的投資成本進行補償,能夠提高負荷聚合商的積極性,加快負荷聚合商這一市場主體的建設。

4.2.3 對比分析

經計算,采用統一出清價格補償方式和本文補償方式中負荷聚合商各個時段的補償費用如圖12所示。

圖12 負荷聚合商的補償費用

由圖12可以看出,統一出清價格補償總費用比兩部制補償費用略高,說明兩部制補償方式能夠提高電網的經濟性,同時負荷聚合商收到的補償并未明顯降低,保證了負荷聚合商的有效利益。各負荷聚合商在不同補償方式下的補償費用如表2所示。

表2 調峰市場補償費用 元

通過分析結果可以發現,采用統一出清價格補償方式,電力系統消耗的補償費用大于兩部制補償方式的費用,說明本文的補償方式經濟性更好,且由于各個時段電動汽車聚合商中標容量最大,補償費用也最高;儲能的可調度容量最小,中標容量最少,獲得的補償也最少。

對比可知,本文采用的兩部制補償方法不但提高了系統的經濟性,而且考慮了負荷聚合商的實際貢獻度,更加公平公正,同時針對負荷聚合商的中標容量進行補償,能夠保證負荷聚合商不會虧損,維持負荷聚合商的日常運營。假如在調峰當天的實時調峰市場中,負荷聚合商由于電力系統的原因未被調度(負荷聚合商由于自身原因導致未被調度的除外),負荷聚合商仍然可以收到容量補償費用,保證正常運營,提高了負荷聚合商參與調峰市場的積極性。

5 結論

本文以鼓勵用戶側靈活負荷參與調峰輔助服務市場為目標,提出了包含電量補償和容量補償的兩部制補償方法。首先根據負荷聚合商的歷史運行功率數據,提出負荷聚合商參與日前調峰輔助的基準功率確定方法;接著考慮負荷聚合商的計劃充放電功率曲線與實際充放電曲線,確定負荷聚合商參與日前調峰輔助服務貢獻度的認定方法,并計算對負荷聚合商的電量補償;然后考慮負荷聚合商的成本,計算出單位容量補償價格,對負荷聚合商進行容量補償;最后建立負荷聚合商參與日前調峰市場的兩部制補償模型。通過仿真分析,與統一出清價格補償方式比較表明,兩部制補償方法有利于節約市場調度的成本,考慮負荷聚合商的有效調節量,公平合理的對負荷聚合商進行補償,提高用戶側靈活負荷參與調峰輔助服務的積極性。由于常規電源的增長滯后于電網負荷的增長,新能源裝機增長迅猛,高峰負荷時段電力供需平衡緊張,腰荷及低谷時段調峰存在困難,負荷側參與調峰輔助服務需求凸顯。兩部制補償方法有利于負荷聚合商的發展,通過市場化手段引導負荷側參與電網發用電平衡調節,以最優成本實現社會福利最大化。