面向電-碳市場(chǎng)協(xié)同的負(fù)荷響應(yīng)機(jī)制與效益分析初探

龐臘成，吉 斌，徐 帆，昌 力，曹榮章

（1. 南瑞集團(tuán)有限公司（國(guó)網(wǎng)電力科學(xué)研究院有限公司），江蘇省 南京市 211106；2. 智能電網(wǎng)保護(hù)和運(yùn)行控制國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇省 南京市 211106）

0 引言

2021 年7 月起，中國(guó)擁有了全球最大的碳權(quán)交易市場(chǎng)，其中電力行業(yè)占40%，但人均用電碳權(quán)交易量相比歐洲等發(fā)達(dá)地區(qū)依舊不足［1］。面向“雙碳”目標(biāo)的能源轉(zhuǎn)型催生了適應(yīng)高比例新能源為主體和終端電氣化高替代率的新型電力系統(tǒng)，將導(dǎo)致發(fā)、用電結(jié)構(gòu)的重大調(diào)整。當(dāng)前，電力系統(tǒng)調(diào)控運(yùn)行方式可能存在經(jīng)濟(jì)受限、安全削弱、穩(wěn)定不足以及環(huán)境效益低的潛在風(fēng)險(xiǎn)［2-4］。“雙碳”目標(biāo)下，社會(huì)主體直接或間接向大氣排放二氧化碳的權(quán)利（簡(jiǎn)稱碳權(quán)）被賦予市場(chǎng)價(jià)值，可結(jié)合新型電力系統(tǒng)實(shí)踐路徑將傳統(tǒng)電力電量平衡轉(zhuǎn)變成“一二次能源綜合平衡+需求側(cè)管理”的新模式，以市場(chǎng)引導(dǎo)方式實(shí)現(xiàn)電力系統(tǒng)平衡由“源隨荷動(dòng)”轉(zhuǎn)變?yōu)椤安淮_定發(fā)電與不確定負(fù)荷雙向匹配”，提高火電出力效率和新能源消納比例，充分發(fā)揮負(fù)荷維護(hù)供需平衡和節(jié)能降碳的作用，適應(yīng)未來(lái)電網(wǎng)安全、低碳、經(jīng)濟(jì)的發(fā)展需求。

目前，面向負(fù)荷響應(yīng)的研究以電力負(fù)荷特征建模和電力經(jīng)濟(jì)優(yōu)化調(diào)度為主。文獻(xiàn)［5-7］考慮負(fù)荷主體用電與電網(wǎng)運(yùn)行的特征互補(bǔ)性，設(shè)計(jì)面向負(fù)荷主體的響應(yīng)機(jī)制和調(diào)度方法。文獻(xiàn)［8］提出一種分時(shí)電價(jià)激勵(lì)下的源荷互動(dòng)規(guī)則，以系統(tǒng)運(yùn)行成本最低為目標(biāo)，構(gòu)建了日前調(diào)度優(yōu)化模型。文獻(xiàn)［9］考慮負(fù)荷特征和調(diào)節(jié)能力，以消納風(fēng)電比例最大和系統(tǒng)運(yùn)行成本最低為約束條件，建立源荷互動(dòng)模式下的調(diào)峰多目標(biāo)優(yōu)化模型。以上需求響應(yīng)機(jī)制和模型的經(jīng)濟(jì)優(yōu)化調(diào)度中均未考慮碳權(quán)成本的影響，對(duì)響應(yīng)電網(wǎng)運(yùn)行需求的成本評(píng)估不足。在面向負(fù)荷參與電力-碳權(quán)市場(chǎng)（簡(jiǎn)稱電-碳市場(chǎng)）運(yùn)營(yíng)方面，文獻(xiàn)［10］從電力市場(chǎng)出發(fā)，將碳權(quán)交易市場(chǎng)作為其衍生市場(chǎng)，開展以電力不平衡量為依據(jù)的獨(dú)立碳權(quán)交易市場(chǎng)機(jī)制研究，提出了耦合電力交易的碳權(quán)責(zé)任市場(chǎng)規(guī)則。文獻(xiàn)［11-12］以區(qū)塊鏈技術(shù)作為支撐，提出碳電市場(chǎng)協(xié)同運(yùn)行和交易的市場(chǎng)機(jī)制研究，為碳電市場(chǎng)協(xié)同低碳運(yùn)營(yíng)提供參考，但是并未對(duì)負(fù)荷主體參與市場(chǎng)響應(yīng)后的用電經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行建模，且未明確負(fù)荷側(cè)用電碳排放成本的核算方式。在發(fā)電碳排放轉(zhuǎn)移核算方面，文獻(xiàn)［13-14］通過電能量轉(zhuǎn)移路徑拓?fù)浜统绷餍畔⒋_定發(fā)電碳排放轉(zhuǎn)移量并核算對(duì)應(yīng)的成本轉(zhuǎn)移量，但是未考慮市場(chǎng)交易后的電量分割和新能源并網(wǎng)帶來(lái)的影響。

負(fù)荷側(cè)市場(chǎng)主體參與電力需求響應(yīng)交易很少?gòu)奶寂欧呸D(zhuǎn)移和碳市場(chǎng)對(duì)負(fù)荷響應(yīng)行為產(chǎn)生影響?；诖耍疚牧⒆阌谪?fù)荷側(cè)開展面向電-碳市場(chǎng)融合的協(xié)同機(jī)制和市場(chǎng)效益分析研究，提出電-碳市場(chǎng)系統(tǒng)協(xié)同運(yùn)行模型，為電-碳市場(chǎng)協(xié)同提供物理-信息交互的基礎(chǔ)；基于人口規(guī)模方案，建立負(fù)荷側(cè)用電碳排放核算模型，為后續(xù)用電碳排放成本核算提供模型支撐；結(jié)合發(fā)電至用電的輸電拓?fù)?，提出隨電能量轉(zhuǎn)移的碳權(quán)核算方法，為用電碳排放量核算提供方法；最后，設(shè)計(jì)了響應(yīng)不平衡電量的交易機(jī)制和電-碳市場(chǎng)效益分析模型，對(duì)交易主體的經(jīng)濟(jì)性、環(huán)保性進(jìn)行量化分析。

1 電-碳市場(chǎng)協(xié)同運(yùn)營(yíng)架構(gòu)

1.1 電-碳市場(chǎng)協(xié)同架構(gòu)

“雙碳”目標(biāo)加深了電-碳市場(chǎng)的聯(lián)系，發(fā)電碳排放成本以電力市場(chǎng)為載體傳導(dǎo)至負(fù)荷側(cè)［15］，引導(dǎo)負(fù)荷主體按需調(diào)整負(fù)荷功率，協(xié)同發(fā)、用電平衡互動(dòng)。低碳市場(chǎng)協(xié)同運(yùn)行架構(gòu)需要由政府設(shè)置各行業(yè)排放基線并分配排放配額，第三方碳排放量核查與監(jiān)管單位實(shí)際監(jiān)測(cè)各行業(yè)（主體）的實(shí)時(shí)碳排放量并出具對(duì)應(yīng)周期內(nèi)的碳排放報(bào)告；重點(diǎn)排放單位開展節(jié)能降碳生產(chǎn)并參與碳權(quán)交易；電力市場(chǎng)與碳市場(chǎng)關(guān)聯(lián)市場(chǎng)信息，傳遞碳權(quán)的價(jià)值。電-碳市場(chǎng)協(xié)同運(yùn)營(yíng)架構(gòu)如圖1 所示。

圖1 電-碳市場(chǎng)協(xié)同的架構(gòu)示意圖Fig.1 Schematic diagram of architecture for electricity-carbon market collaboration

1.2 電-碳市場(chǎng)協(xié)同運(yùn)營(yíng)分析

電力市場(chǎng)與碳市場(chǎng)存在結(jié)算周期差異，電力市場(chǎng)結(jié)算周期分為年、季、月、日、小時(shí)，而碳市場(chǎng)主要是年度核算與實(shí)時(shí)交易結(jié)算相結(jié)合，即碳市場(chǎng)主體根據(jù)自身需求在實(shí)時(shí)碳權(quán)交易市場(chǎng)購(gòu)買需求碳權(quán)，并以實(shí)時(shí)碳權(quán)價(jià)格作為結(jié)算價(jià)格。年終核算年度碳權(quán)量時(shí)，配額碳權(quán)不足部分通過碳權(quán)市場(chǎng)交易進(jìn)行清繳，碳權(quán)交易價(jià)格以交割價(jià)格為準(zhǔn)。因此，電力市場(chǎng)與碳市場(chǎng)存在交易結(jié)算周期差異，應(yīng)針對(duì)實(shí)時(shí)電網(wǎng)平衡維護(hù)的電力交易品種同步電-碳市場(chǎng)的交易結(jié)算周期，降低因結(jié)算周期不同導(dǎo)致的電-碳市場(chǎng)間不確定成本分?jǐn)偱c轉(zhuǎn)移影響，提高市場(chǎng)對(duì)負(fù)荷用電的激勵(lì)引導(dǎo)作用。

典型電-碳市場(chǎng)協(xié)調(diào)融合運(yùn)營(yíng)方式可以分為3 種：第1 種是事前碳權(quán)預(yù)存方式，電力用戶通過碳市場(chǎng)購(gòu)買一定的碳權(quán)量，當(dāng)備用碳權(quán)量耗盡時(shí)，將不允許繼續(xù)參與電網(wǎng)需求響應(yīng)，會(huì)實(shí)時(shí)出清對(duì)應(yīng)調(diào)控響應(yīng)用電交易的碳排放收益和響應(yīng)收益；第2 種是事后碳交易抵消方式，電力用戶參與用電交易和需求響應(yīng)交易，按月核算用電碳排放量和參與碳權(quán)市場(chǎng)，平衡上個(gè)月用電的碳排放缺額；第3 種是碳權(quán)期貨方式，電力用戶按需參與碳權(quán)期貨交易，鎖定未來(lái)碳權(quán)量，執(zhí)行季度或者年度交割。當(dāng)預(yù)付金額不足以完成對(duì)應(yīng)比例期權(quán)的碳權(quán)交割時(shí)，需要電力用戶追繳碳權(quán)鎖定費(fèi)用，否則將強(qiáng)制平倉(cāng)來(lái)抵消用電碳權(quán)，并鎖止電力用戶繼續(xù)參與電力交易。方式2側(cè)重減排效果，僅需要在規(guī)定結(jié)算周期內(nèi)完成碳權(quán)的交易與抵消，滿足整體減排目標(biāo)；方式3 注重碳權(quán)的金融屬性，通過期權(quán)鎖定長(zhǎng)周期的碳權(quán)量，為市場(chǎng)博弈提供市場(chǎng)環(huán)境。目前，國(guó)內(nèi)電力市場(chǎng)和碳市場(chǎng)正處于發(fā)展初期，需要嚴(yán)格匹配電-碳市場(chǎng)交易出清和結(jié)算的成本，方式1 側(cè)重于碳市場(chǎng)的實(shí)時(shí)市場(chǎng)屬性，將碳權(quán)實(shí)時(shí)交易價(jià)格作為調(diào)控響應(yīng)交易碳權(quán)的“日清”依據(jù)，可滿足電力市場(chǎng)的電能時(shí)間價(jià)值，引導(dǎo)電力用戶及時(shí)調(diào)整用電量。

1.3 用電響應(yīng)機(jī)制與流程設(shè)計(jì)

考慮用電碳排放成本會(huì)增加電力用戶的用電負(fù)擔(dān)，引導(dǎo)負(fù)荷市場(chǎng)主體參與電力需求響應(yīng)交易以改善用電效益。負(fù)荷主體在既定用戶計(jì)劃基礎(chǔ)上參與需求響應(yīng)交易并實(shí)時(shí)按需調(diào)整負(fù)荷功率，電力用戶參與用電響應(yīng)的過程如圖2 所示。

圖2 調(diào)控響應(yīng)流程圖Fig.2 Flow chart of regulation response

電力調(diào)度控制中心發(fā)布電網(wǎng)的實(shí)時(shí)不平衡電量，首先由已經(jīng)簽訂響應(yīng)合同的市場(chǎng)主體申報(bào)響應(yīng)交易信息，響應(yīng)電量不足時(shí)，再向該區(qū)域的全體電力市場(chǎng)主體發(fā)送電網(wǎng)需求信息，直至響應(yīng)電量滿足或到達(dá)截止時(shí)間。如果到達(dá)需求響應(yīng)的截止時(shí)間仍未滿足電網(wǎng)供需平衡，則由電力調(diào)度控制中心調(diào)用備用電源平抑電網(wǎng)不平衡電量，產(chǎn)生的電能費(fèi)用和碳排放費(fèi)用按照電能交易結(jié)算和分?jǐn)傄?guī)則執(zhí)行。

1.4 電-碳市場(chǎng)協(xié)同運(yùn)行方式

結(jié)合事前碳權(quán)預(yù)存聯(lián)營(yíng)方式進(jìn)行電-碳市場(chǎng)協(xié)同運(yùn)營(yíng)，需要一套支持電-碳市場(chǎng)數(shù)據(jù)協(xié)同交互的支持系統(tǒng)。目前，國(guó)內(nèi)已有電力交易系統(tǒng)信息化供應(yīng)商開展了相關(guān)研發(fā)工作［10］，從電力調(diào)度系統(tǒng)層面提出了電-碳市場(chǎng)數(shù)據(jù)協(xié)同的交互方案。本文結(jié)合實(shí)時(shí)電力市場(chǎng)的實(shí)時(shí)特征，將用電交易和調(diào)控響應(yīng)交易的出清結(jié)果信息發(fā)送到碳權(quán)交易系統(tǒng)獲得電力用戶用電碳排放量，再核算電力用戶的人均碳權(quán)配額，最后獲得用電碳權(quán)收益和費(fèi)用結(jié)果數(shù)據(jù)。

電-碳市場(chǎng)協(xié)同運(yùn)行的數(shù)據(jù)交互流程如圖3 所示。電力市場(chǎng)需要將用電交易出清結(jié)果信息發(fā)送到碳權(quán)市場(chǎng)的碳權(quán)核算功能模塊，計(jì)算電力用戶的碳權(quán)缺額，系統(tǒng)自動(dòng)更新全國(guó)碳權(quán)交易市場(chǎng)的實(shí)時(shí)碳權(quán)交易價(jià)格，并折算成當(dāng)前用電碳權(quán)成本；電力用戶接收到用電碳權(quán)成本后，結(jié)合自身用電和調(diào)控響應(yīng)的需求，決策并申報(bào)參與調(diào)控響應(yīng)的電量；調(diào)控響應(yīng)市場(chǎng)出清負(fù)荷側(cè)市場(chǎng)主體響應(yīng)中標(biāo)結(jié)果，核算響應(yīng)電量的碳權(quán)。負(fù)荷主體結(jié)合響應(yīng)出清結(jié)果和響應(yīng)中標(biāo)電量對(duì)應(yīng)減少的碳權(quán)，再次核算負(fù)荷側(cè)用電的缺額碳權(quán)，核算本時(shí)段用電量及對(duì)應(yīng)碳排放的成本。最后，結(jié)合用電成本、響應(yīng)收益以及響應(yīng)電量的碳排放成本，計(jì)算本時(shí)段的綜合用電成本。

圖3 電-碳市場(chǎng)協(xié)同運(yùn)行數(shù)據(jù)交互流程Fig.3 Data interaction process of electricity-carbon market collaborative operation

2 用電碳成本分?jǐn)偱c核算方法

2.1 用電免費(fèi)碳權(quán)配額方法

目前，發(fā)電碳排放配額方法需結(jié)合具體業(yè)務(wù)進(jìn)行選擇，可選方案主要包括“共同參與但區(qū)別責(zé)任”的原則［16-17］、祖父分配方案［18］、人口規(guī)模方案等。然而，本文側(cè)重于電力用戶參與電力市場(chǎng)的公平和經(jīng)濟(jì)性研究，為降低市場(chǎng)和各地政策不確定性對(duì)碳權(quán)市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)效益的影響，采用體現(xiàn)碳權(quán)配額人人平等的人口規(guī)模方案［19］。

考慮人口規(guī)模方案是按照核算人均單位經(jīng)濟(jì)增量對(duì)應(yīng)碳排放量來(lái)衡量經(jīng)濟(jì)發(fā)展的碳排放成本，因此，需要考慮未來(lái)經(jīng)濟(jì)發(fā)展情況。在“十四五”規(guī)劃中，要求碳排放量較“十三五”期間降低18%，即未來(lái)單位國(guó)內(nèi)生產(chǎn)總值（GDP）的碳排放量為2016 年至2020 年平均碳排放量的82%，所以在考慮國(guó)家經(jīng)濟(jì)發(fā)展速度的前提下，應(yīng)降低單位GDP 的碳排放量。單位GDP 的碳權(quán)配額降低，需要考慮經(jīng)濟(jì)增速和單位經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)這2 個(gè)因素，即“十四五”期間相比于“十三五”期間經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)對(duì)應(yīng)降低的碳排放量，如式（1）和式（2）所示。

式 中：ERQ，t為t年 碳 減 排 配 額；TERQ為t年 內(nèi) 碳 減 排配額總量；CI，t為t年整體碳排放強(qiáng)度；AGDP，t為t年內(nèi)GDP。式（1）為“十四五”期間各年降低的碳排放量，式（2）為降低的總碳排放量。

結(jié)合各年國(guó)民經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)率和碳排放降低率，各年碳排放和經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)預(yù)測(cè)值如式（3）至式（5）所示。

式中：e和s分別為碳排放核算的終止和起始年份；α和β分別為參考年份到t年的碳排放降低率和經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)率，按照政府工作報(bào)告中的全國(guó)各省平均增長(zhǎng)率，β取6.5%。

結(jié)合文獻(xiàn)［16］所提的人口規(guī)模方案，提出每個(gè)人的碳權(quán)配額量，如式（6）和式（7）所示。

式 中：EGDP，t為t年 每 個(gè) 人 的 平 均 年 收 入；Np，t為 計(jì) 算碳權(quán)對(duì)應(yīng)年份的統(tǒng)計(jì)人口；EEI，t為t年每個(gè)人的平均碳排放量。

按照用電費(fèi)用所占自身經(jīng)濟(jì)比例，核算對(duì)應(yīng)用電碳排放配額量，即通過用電費(fèi)用占全部開支的比例提出對(duì)應(yīng)用電碳權(quán)量，從而確定居民免費(fèi)碳排放配額量，如式（8）所示。

式 中：DE，t為t年 用 電 對(duì) 應(yīng) 的 碳 排 放 量；fd為 用 電 費(fèi)用；μk為第k種生活開支類型對(duì)應(yīng)折算成用電費(fèi)用的折算因子；fk為第k種生活開支類型的費(fèi)用；z為生活開支類型的總數(shù)。

2.2 用電碳排放量核算方法

電力用戶的實(shí)際用電碳排放率存在差異，涉及發(fā)電并網(wǎng)類型、機(jī)組碳排放率以及從發(fā)電側(cè)至用電側(cè)的電網(wǎng)架構(gòu)分布。結(jié)合電網(wǎng)拓?fù)涞奶寂欧帕骼碚摚?3-14］，對(duì)落點(diǎn)區(qū)域的調(diào)控響應(yīng)火電占比進(jìn)行計(jì)算，如圖4 所示。

圖4 負(fù)荷側(cè)用電碳排放占比核算方法示意圖Fig.4 Schematic diagram of accounting method for carbon emission proportion of power consumption at load side

為簡(jiǎn)化用電側(cè)用電碳排放率計(jì)算方法，按照并網(wǎng)電量和實(shí)測(cè)碳排放率依次計(jì)算各負(fù)荷側(cè)落點(diǎn)電量和對(duì)應(yīng)電能碳排放率，中途并網(wǎng)線路需要重新對(duì)火力發(fā)電并網(wǎng)電量占比進(jìn)行更新，如式（9）和式（10）所示。

式中：Qz、Qh、Qx分別為總用電量、火電量和新能源電量；CR，n為電力用戶n用電的碳排放量；δe為電力用戶的單位電量的碳排放率；δg為政府核算的火電廠第g個(gè)機(jī)組的碳排放系數(shù)；Qh，g為火電廠第g個(gè)機(jī)組的發(fā)電量；Qn為電力用戶n的用電量；m為并網(wǎng)火電機(jī)組數(shù)量。

根據(jù)用電碳權(quán)配額量與實(shí)際的碳排放量可得需要參與碳權(quán)市場(chǎng)交易的碳權(quán)量ΔCR，n為：

式 中：EEI，t，n為t年 電 力 用 戶n的 平 均 碳 排 放 量。

3 響應(yīng)調(diào)控的用電成本建模

3.1 實(shí)時(shí)響應(yīng)用電價(jià)格設(shè)計(jì)

利用市場(chǎng)主體“趨利性”特征，實(shí)時(shí)披露電價(jià)和響應(yīng)收益，引導(dǎo)電力用戶參與調(diào)控需求響應(yīng)交易，使電力用戶主動(dòng)調(diào)整負(fù)荷功率，滿足電網(wǎng)安全、低碳的運(yùn)行要求。因此，本文提出實(shí)時(shí)反映電力供需緊張程度的實(shí)時(shí)電價(jià)，包含響應(yīng)交易出清電價(jià)和反映供需不平衡電量的彈性電價(jià)。其中，出清電價(jià)為響應(yīng)電網(wǎng)不平衡電量的發(fā)電成本，彈性電價(jià)則反映了市場(chǎng)實(shí)時(shí)供需的緊張程度。需要指出的是，不平衡電量在時(shí)間上存在連續(xù)性，即本時(shí)段的電量緊張程度與上一時(shí)段的市場(chǎng)電量供需關(guān)系存在關(guān)聯(lián)。故本文將上一時(shí)段的彈性系數(shù)折算到本時(shí)段，結(jié)合文獻(xiàn)［20］中提出的彈性電價(jià)模型進(jìn)行改進(jìn)，如式（13）所示，并提出連續(xù)彈性系數(shù)以反映日內(nèi)負(fù)荷側(cè)電力用戶響應(yīng)不平衡電量的彈性系數(shù)變化對(duì)本時(shí)段彈性電價(jià)的影響，如式（14）所示。未來(lái)交易時(shí)段對(duì)本時(shí)段的電量供需影響尚未明確，故取值為1。

式 中：Ct為 彈 性 電 價(jià)；QIL，i為 時(shí) 段i的 不 平 衡 電 量；Qneed，i為 時(shí) 段i的 用 電 量；T為 本 時(shí) 段 總 數(shù)；Pc，t-1為響應(yīng)市場(chǎng)主體的日內(nèi)本輪交易中標(biāo)價(jià)格；εi為負(fù)荷市場(chǎng)主體響應(yīng)電網(wǎng)不平衡電量的彈性系數(shù)矩陣，反映實(shí)際供給量與需求電量之間的比值關(guān)系；εi，i為自 彈 性 系 數(shù)；εi，j為 時(shí) 段i對(duì) 時(shí) 段j的 延 遲 影 響，一 般前3 個(gè)時(shí)段會(huì)對(duì)本時(shí)段的電量供需帶來(lái)影響，且越靠近本時(shí)段的延遲影響越大，如式（15）所示。

式中：σ為自彈性系數(shù)修正系數(shù)；τj為相鄰時(shí)段j的互彈性修正系數(shù)；εi，i-j為互彈性系數(shù)。

隨著全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)開放交易，需要兼顧電力fk的價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)管控要求，即引入電力交易價(jià)格上下限約束。同時(shí)，為保證交易能夠?qū)嶋H交割，需要限制電力用戶參與調(diào)控響應(yīng)交易的申報(bào)電量，即

式 中：Ci，max和Ci，min分 別 為 用 電 價(jià) 格 的 上、下 限；Cc和Cs分別為實(shí)際結(jié)算電價(jià)、市場(chǎng)主體申報(bào)價(jià)格。

式 中：Qn，min、Qn，max、Q'n分別為電力用戶單位時(shí)段響應(yīng)的最小電量、最大電量、中標(biāo)電量。

電力用戶響應(yīng)電網(wǎng)不平衡電量不僅需要考慮響應(yīng)電量約束（式（17）），還需要考慮電力用戶在連續(xù)時(shí)段內(nèi)疊加的響應(yīng)電量，如式（18）所示。

式中：δ0為反向（增加負(fù)荷用電）調(diào)整系數(shù)；δ1為正向（降低負(fù)荷用電）調(diào)整系數(shù)；pto為電力用戶的負(fù)荷總功率；px為電力用戶申報(bào)響應(yīng)電力的調(diào)整負(fù)荷功率；pta，0為 反 向 調(diào) 整 負(fù) 荷 功 率；pta，1為 正 向 調(diào) 整 負(fù) 荷功率。

3.2 電量響應(yīng)收益分析

電力用戶通過協(xié)議或臨時(shí)響應(yīng)申報(bào)的方式參與調(diào)控響應(yīng)交易，其中電網(wǎng)需求響應(yīng)電量對(duì)應(yīng)的結(jié)算價(jià)格包括中標(biāo)的出清電價(jià)和彈性電價(jià)。需要注意的是，在分布式交易過程中，中標(biāo)的出清電價(jià)可能會(huì)不同。負(fù)荷用電響應(yīng)的收益如式（19）所示。

式中：En為響應(yīng)電網(wǎng)需求電量的收益；P'c為響應(yīng)電量的綜合價(jià)格；P's為響應(yīng)申報(bào)電價(jià)。

電網(wǎng)不平衡電量一般由新能源發(fā)電和電力用戶未按照日前或日內(nèi)發(fā)、用電計(jì)劃執(zhí)行導(dǎo)致，維護(hù)電網(wǎng)平衡產(chǎn)生的響應(yīng)費(fèi)用按照發(fā)、用電的偏差電量分?jǐn)倷C(jī)制進(jìn)行分?jǐn)?，如式?0）所示。

3.3 響應(yīng)用電綜合成本分析

3.3.1 響應(yīng)用電成本分析

本文考慮用電碳排放費(fèi)用，則電力用戶的用電成本將包括電能量和用電碳排放治理費(fèi)用2 個(gè)部分，如式（21）所示。其中，碳市場(chǎng)為金融市場(chǎng)，交易價(jià)格隨市場(chǎng)供需關(guān)系變化，用電碳權(quán)交易量為碳權(quán)配額量、調(diào)控響應(yīng)電量的折算碳權(quán)之差。實(shí)際用電結(jié)算價(jià)格由交易出清電價(jià)和彈性電價(jià)組成，電能供需關(guān)系由彈性電價(jià)體現(xiàn)。

式中：Ef為電力用戶的用電費(fèi)用；Ps為電力用戶購(gòu)電申報(bào)價(jià)格；為電力用戶n的實(shí)際用電量；Pt，s為電 力 用 戶 參 與 碳 權(quán) 交 易 的 交 易 碳 價(jià)；EEI，t，l為 負(fù) 荷 主體l的碳排放量。

3.3.2 碳排放成本影響分析

電-碳市場(chǎng)協(xié)同運(yùn)行需要考慮用電碳排放成本對(duì)電力用戶用電造成的影響，碳權(quán)價(jià)格變化率會(huì)影響電力用戶響應(yīng)電力調(diào)控的積極性。因此，需要在電力市場(chǎng)價(jià)格相對(duì)穩(wěn)定的情況下，研究碳權(quán)交易價(jià)格變化對(duì)負(fù)荷側(cè)市場(chǎng)主體用電成本的影響。結(jié)合式（13）反向推導(dǎo)出碳權(quán)價(jià)格變化對(duì)碳權(quán)需求量的影響，如式（22）所示。

式中：Δpc，t為t時(shí)段碳權(quán)交易價(jià)格變化量引起的電價(jià)變化量；ΔTDM為用電對(duì)應(yīng)碳權(quán)缺額；Tneed為用電對(duì)應(yīng)實(shí)際需求碳權(quán)量；εc，i為時(shí)段i的碳權(quán)彈性系數(shù)。結(jié)合用電和碳排放之間的關(guān)系可以得到：

式中：δt為t時(shí)段用電單位碳排放修正系數(shù)；αt為t時(shí)段單位用電量的火電占比；βt為t時(shí)段單位火電單位發(fā) 電 碳 排 放 系 數(shù)；Δpc，d，t為 碳 權(quán) 交 易 價(jià) 格 在t時(shí) 段 的變 化 量；Qtx為 電 力 交 易 出 清 電 量；pc，t-1為 碳 權(quán) 交 易t-1 時(shí)段的歷史交易價(jià)格；QDM為碳權(quán)價(jià)格變化導(dǎo)致電力市場(chǎng)主體響應(yīng)調(diào)控需求的變化量。

根據(jù)碳市場(chǎng)價(jià)格變化導(dǎo)致的調(diào)控響應(yīng)需求變化的成本分析如式（27）所示。

4 算例分析

4.1 省級(jí)人均年碳排放量核算

為簡(jiǎn)化電力用戶的用電碳權(quán)配額量，以2021 年為基準(zhǔn)，計(jì)算2022 年的負(fù)荷側(cè)電力用戶的用電碳權(quán)配額量。根據(jù)式（1）至式（8），結(jié)合中國(guó)江蘇省經(jīng)濟(jì)情況和碳排放量，即2021 年的GDP 約為11 萬(wàn)億元，碳排放量超過5 億t，經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)率取6.5%；2022 年在2020 年的基礎(chǔ)上經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)率為6.5%，單位GDP 碳排放率降低3.6%（以“十三五”為基準(zhǔn)，“十四五”的單位GDP 碳排放率降低18%），2021 年的江蘇省人口總數(shù)約為0.85 億人。

綜合以上分析，可以計(jì)算出2022 年全社會(huì)碳排放量約為5.2 億t，其中，電力行業(yè)占到全社會(huì)碳排放量的40%［15］，約為2.08 億t，而居民用電占比約為全社會(huì)發(fā)電量的15%～20%［21］，即居民用電碳排放量約為0.31 億t 至0.45 億t，江蘇省人均年用電碳排放量在370～530 kg 之間，按照單位煤發(fā)電與碳排放轉(zhuǎn)換率來(lái)看［22-23］，居民人均年火電用電量約為479～639 kW·h，每 月 約 為40～53 kW·h。 據(jù)2021 年10 月統(tǒng)計(jì)消息，國(guó)內(nèi)發(fā)電側(cè)火電上網(wǎng)比例超70%［21］，所以按照經(jīng)濟(jì)發(fā)展規(guī)律，居民每月總用電量約為52～69 kW·h。文獻(xiàn)［20］指出，負(fù)荷側(cè)電力用戶可響應(yīng)電網(wǎng)不平衡電量的比例高達(dá)自身總負(fù)荷的60%以上，所以對(duì)于負(fù)荷參與電力需求響應(yīng)需要進(jìn)行經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)境效益的分析。

4.2 調(diào)控響應(yīng)交易基礎(chǔ)數(shù)據(jù)整理

按照以上人均用電碳排放量范圍，選取江蘇省南京市的某小區(qū)作為模擬數(shù)據(jù)參考來(lái)源。社區(qū)在供電所的開戶數(shù)約為1 600，其中常住人口約3 900 人，最近一個(gè)月的用電量約為250 MW·h。采用正態(tài)分布模型隨機(jī)生成電力用戶在0～0.6 之間響應(yīng)電網(wǎng)需求而調(diào)整負(fù)荷功率比。表1 為該小區(qū)某日18：00—18：15 時(shí)間段的供需電量響應(yīng)情況，供需比為240 kW·h/350 kW·h。附錄A 表A1 為月度小區(qū)用電實(shí)際需求和響應(yīng)電量交易情況，供需比為230 MW·h/250 MW·h。

小區(qū)供電拓?fù)淙绺戒汢 圖B1 所示。該小區(qū)15 min 的供電包括火電220 kW·h、光伏2 kW·h、風(fēng)電18 kW·h，根據(jù)2.2 節(jié)的用電碳排放率核算方法可得該時(shí)段的用電碳排放率為0.733 kg/（kW·h）。月度供電包括火電197 MW、光伏10.5 MW、風(fēng)電22.5 MW，該月用電碳排放率為0.685 kg/（kW·h）。單時(shí)段與月度用戶響應(yīng)電量對(duì)應(yīng)減少的碳排放量分別如表1 和附錄A 表A1 所示，合計(jì)分別減少80.63 kg 和1 370 kg。

表1 日內(nèi)某時(shí)段調(diào)控響應(yīng)交易信息Table 1 Regulation response transaction information in a certain period of the day

選取小區(qū)的人均用電年排放量為500 kg，則家庭平均碳排放量為1 500 kg/戶，每月排放125 kg，每日約排放4.17 kg。按照目前歐洲成熟碳市場(chǎng)的交易價(jià)格來(lái)看，碳權(quán)價(jià)格在不斷上升，2021 年平均交易 價(jià) 格 為90 歐 元/t［24］，約 為0.9 元/kg。則 對(duì) 應(yīng) 發(fā) 電碳排放量約為0.8 kg/（kW·h），對(duì)應(yīng)單位火電碳排放成本為0.72 元/（kW·h）。2021 年中國(guó)碳排放交易價(jià)格（以上海能源交易所為準(zhǔn)）約為60 元/t，即0.06 元/kg，則對(duì)應(yīng)單位火電碳排放成本為0.048 元/（kW·h）。用戶響應(yīng)電量對(duì)應(yīng)的碳權(quán)國(guó)內(nèi)價(jià)值分別為4.84 元、82.2 元，未來(lái)價(jià)值（以歐洲碳權(quán)價(jià)格）分別為72.567 元、1 233 元。

4.3 彈性價(jià)格模型驗(yàn)證

為驗(yàn)證本文所提彈性電價(jià)的有效性，將彈性系數(shù)依次從0.1～0.9 按照0.1 的梯度進(jìn)行取值，同時(shí)不平衡電量分別從0～20 MW 按照2 MW 的梯度進(jìn)行取值，驗(yàn)證彈性電價(jià)與彈性系數(shù)和不平衡電量之間的關(guān)系，如圖5 所示。

結(jié)合圖5（a）可以看出，在彈性系數(shù)一定的情況下，不平衡電量越大，彈性電價(jià)越高；不平衡電量一定時(shí)，彈性系數(shù)越小，彈性電價(jià)越高。不平衡電量越大，需要更多負(fù)荷側(cè)電力用戶參與不平衡電量響應(yīng)，故需要更高的電價(jià)激勵(lì)電力用戶響應(yīng)不平衡電量。彈性系數(shù)越小，表示電力用戶可調(diào)節(jié)彈性負(fù)荷資源越少，從而需要更高彈性電價(jià)激勵(lì)電力用戶響應(yīng)不平衡電量。圖5（b）中的彈性電價(jià)受彈性系數(shù)和不平衡電量共同作用，可以根據(jù)市場(chǎng)需求調(diào)整彈性系數(shù)已達(dá)到預(yù)期的彈性價(jià)格達(dá)到引導(dǎo)負(fù)荷側(cè)電力用戶參與響應(yīng)交易的效果。

本文算例中月度和日內(nèi)響應(yīng)交易對(duì)應(yīng)彈性系數(shù)的彈性電價(jià)如附錄B 圖B2 所示。月度和日內(nèi)彈性電價(jià)存在較大差異，主要是因?yàn)槿諆?nèi)交易的不平衡電量達(dá)到了31.4%，而月度不平衡電量?jī)H為8%，所以月度彈性電價(jià)主要反映本月電量供需情況，而日內(nèi)單輪彈性電價(jià)明顯高于月度，主要是因?yàn)槿諆?nèi)的實(shí)時(shí)供需偏差量相對(duì)于月度整體供需而言，實(shí)時(shí)電網(wǎng)不平衡電量的調(diào)控需求較高，可以通過實(shí)時(shí)電價(jià)反映電能的實(shí)時(shí)市場(chǎng)供需價(jià)值。

4.4 日內(nèi)響應(yīng)電-碳市場(chǎng)收益分析

電力用戶調(diào)控響應(yīng)不平衡電量的收益包括響應(yīng)電量對(duì)應(yīng)的交易費(fèi)用、彈性電價(jià)對(duì)應(yīng)的彈性收益以及響應(yīng)電量對(duì)應(yīng)的減排收益，其中響應(yīng)電量對(duì)應(yīng)的減排收益分為歐洲發(fā)達(dá)國(guó)家和中國(guó)市場(chǎng)價(jià)格進(jìn)行討論。從附錄B 圖B3 可以看出，電力用戶獲得收益直接與自身響應(yīng)不平衡電量和申報(bào)交易電價(jià)有關(guān)，響應(yīng)的不平衡電量越多，獲得的綜合收益越高，同時(shí)申報(bào)的響應(yīng)價(jià)格越高，獲得的較好收益越多，但需要承擔(dān)可能不中標(biāo)的風(fēng)險(xiǎn)。如附錄B 圖B4 所示，本輪不平衡電量情況下的彈性價(jià)格為0.168 7 元/（kW·h），最終各響應(yīng)主體的交易實(shí)際價(jià)格取決于參與響應(yīng)交易的申報(bào)價(jià)格。實(shí)際交易價(jià)格與固定電價(jià)的比值反映出本文的絕大多數(shù)成交價(jià)低于固定電價(jià)，說明本案例分析所選彈性系數(shù)較合理，能夠?qū)⒔灰變r(jià)格穩(wěn)定在合理范圍內(nèi)。

目前，中國(guó)碳市場(chǎng)開市時(shí)間較短且碳市場(chǎng)化程度尚未達(dá)到歐洲發(fā)達(dá)國(guó)家的程度，導(dǎo)致單位碳排放價(jià)格較低。從附錄B 圖B5 可知，中國(guó)面向電力交易的碳權(quán)交易價(jià)格相對(duì)歐洲還存在較大差距，其中，中國(guó)與歐洲響應(yīng)分?jǐn)偤蟮挠秒妴蝺r(jià)曲線之間的差值是中國(guó)用電碳排放價(jià)格增長(zhǎng)的空間。所以，以歐洲碳交易收益作為引導(dǎo)負(fù)荷側(cè)彈性負(fù)荷資源參與調(diào)控響應(yīng)的收益較大，但中國(guó)碳市場(chǎng)成長(zhǎng)空間需要進(jìn)一步挖掘。

參與電力調(diào)控響應(yīng)的日內(nèi)單輪電力交易情況如附錄B 圖B6 所示，電力用戶通過響應(yīng)不平衡電量，降低發(fā)電側(cè)電能供應(yīng)和發(fā)電碳排放量，并獲得響應(yīng)電量的用電收益和碳權(quán)補(bǔ)貼。引導(dǎo)電力用戶參與日內(nèi)調(diào)控需求響應(yīng)交易，可以達(dá)到節(jié)能減碳的效果，如附錄B 圖B7 所示，如果僅考慮電力用戶響應(yīng)不平衡電量在社會(huì)效益方面的影響，降低的用電費(fèi)用和費(fèi)用比例效果不明顯。但如果將響應(yīng)費(fèi)用分?jǐn)偟絾挝挥秒娏?，固定用電價(jià)格為0.817 467 元/（kW·h），相比于電力用戶自身申報(bào)的價(jià)格增加了100%，對(duì)激勵(lì)電力用戶積極參與響應(yīng)交易以降低自身用電成本具有一定的引導(dǎo)力。

4.5 月度響應(yīng)電-碳收益核算分析

社區(qū)電力用戶響應(yīng)電網(wǎng)安全穩(wěn)定需求的月度收益如附錄B 圖B8 所示，響應(yīng)不平衡電量的收益占總收益的絕大部分，由于月度不平衡電量?jī)H為8%，所以彈性響應(yīng)收益占總收益的8%～10%，可知本文月度彈性系數(shù)選擇在合理范圍內(nèi)，并且電力用戶的響應(yīng)收益與響應(yīng)電量緊密關(guān)聯(lián)，即響應(yīng)電量越多，獲得的響應(yīng)收益越多。本文案例的月度響應(yīng)交易市場(chǎng)收益分析如附錄B 圖B9 所示，通過對(duì)比中國(guó)與歐洲響應(yīng)調(diào)控的響應(yīng)收益可以看出，碳權(quán)交易的費(fèi)用對(duì)負(fù)荷側(cè)市場(chǎng)主體響應(yīng)電網(wǎng)安全運(yùn)行的影響較大，從中國(guó)和歐洲月度碳權(quán)交易費(fèi)用除以中國(guó)月度碳權(quán)交易費(fèi)用得到的中國(guó)碳市場(chǎng)潛力可以看出：為實(shí)現(xiàn)源荷互動(dòng)交易市場(chǎng)的構(gòu)建，電力碳權(quán)交易價(jià)格是引導(dǎo)電力用戶響應(yīng)電網(wǎng)不平衡電量的重要經(jīng)濟(jì)激勵(lì)手段。

按照本文案例的月度響應(yīng)數(shù)據(jù)，用電量和碳排放量均減少，符合節(jié)能減排的可持續(xù)發(fā)展要求。針對(duì)響應(yīng)調(diào)控需求的電力用戶收益，響應(yīng)收益按由少到多的順序依次為無(wú)彈性電價(jià)的對(duì)應(yīng)收益、月度收益（含彈性收益）、含碳排放收益（中國(guó)標(biāo)準(zhǔn)）、含碳排放收益（歐洲標(biāo)準(zhǔn)）。收益越大，對(duì)市場(chǎng)主體的吸引力越大，響應(yīng)的效果會(huì)越好。目前國(guó)內(nèi)可以通過調(diào)整彈性電價(jià)的彈性系數(shù)來(lái)改變實(shí)際交易價(jià)格，未來(lái)需要更加關(guān)注用電碳排放成本對(duì)用電的影響。

為驗(yàn)證碳權(quán)價(jià)格對(duì)電力市場(chǎng)價(jià)格的影響，按照式（22）至式（25）分析碳權(quán)交易價(jià)格變化對(duì)電價(jià)的影響，同時(shí)結(jié)合式（26）進(jìn)行碳權(quán)價(jià)格影響導(dǎo)致的響應(yīng)電量的變化對(duì)負(fù)荷側(cè)市場(chǎng)主體響應(yīng)調(diào)控需求的用電成本分析。市場(chǎng)參數(shù)如下：月度碳權(quán)交易基準(zhǔn)價(jià)格為0.06 元/kg、需求電量為250 MW、小區(qū)平均用電價(jià)格為0.358 2 元/（kW·h）、碳權(quán)價(jià)格彈性系數(shù)為0.9，碳權(quán)交易取值如附錄A 表A2 所示。

結(jié)合附錄A 表A2 中數(shù)據(jù)分別計(jì)算碳排放價(jià)格從0.04～0.10 元/kg，以0.005 為梯度的按照碳權(quán)進(jìn)行響應(yīng)用電的費(fèi)用、按照計(jì)劃用電的費(fèi)用以及費(fèi)用對(duì)比情況，如附錄B 圖B10 所示。圖中，電力用戶根據(jù)碳權(quán)價(jià)格而變化，參與調(diào)控響應(yīng)市場(chǎng)的用電成本隨參與響應(yīng)電量不斷降低，響應(yīng)收益對(duì)應(yīng)減少，同時(shí)低碳權(quán)價(jià)格對(duì)電力用戶的用電合理規(guī)劃約束不夠，導(dǎo)致用電量有所增加，綜合導(dǎo)致電力用戶的用電總費(fèi)用和碳排放量會(huì)高于計(jì)劃值。從圖中可以看出，用電成本降低量和降低比例受到電力響應(yīng)彈性電價(jià)的影響而呈現(xiàn)二次線性關(guān)系，減少的碳排放量與響應(yīng)電量之間呈現(xiàn)一次負(fù)相關(guān)，即響應(yīng)的電量越多，對(duì)應(yīng)負(fù)荷側(cè)用電碳排放量越少。

5 結(jié)語(yǔ)

本文結(jié)合新型電力系統(tǒng)和“雙碳”目標(biāo)要求，以全國(guó)電力市場(chǎng)與碳權(quán)市場(chǎng)的市場(chǎng)化程度不斷加深為研究背景，在電力用戶具備電-碳市場(chǎng)直接或間接參與能力的前提下，結(jié)合源荷互動(dòng)協(xié)同的電量平衡維護(hù)需求，探索電力用戶響應(yīng)調(diào)控需求的電-碳市場(chǎng)協(xié)調(diào)機(jī)制與效益分析方法。本文采用實(shí)時(shí)電量耦合電網(wǎng)不平衡電量，調(diào)整實(shí)時(shí)交易電價(jià)，引導(dǎo)電力用戶調(diào)整彈性負(fù)荷資源，維護(hù)電網(wǎng)供用電平衡。同時(shí)，分別構(gòu)建電力市場(chǎng)和碳市場(chǎng)響應(yīng)電量的收益分析模型，對(duì)響應(yīng)不平衡電量的收益進(jìn)行分析，驗(yàn)證了本文響應(yīng)價(jià)格模型、交易機(jī)制等的有效性。最后，通過中國(guó)和歐洲碳權(quán)交易價(jià)格的差異可以看出，未來(lái)中國(guó)碳市場(chǎng)的發(fā)展?jié)摿薮螅孕柽M(jìn)一步協(xié)同電力市場(chǎng)與碳市場(chǎng)的交易機(jī)制融合，通過市場(chǎng)引導(dǎo)源荷低碳靈活互動(dòng)，維護(hù)電網(wǎng)安全穩(wěn)定。

需要指出的是，本文的算例數(shù)據(jù)選取均來(lái)自相關(guān)行業(yè)或政府等公開發(fā)布的報(bào)告，針對(duì)特定區(qū)域或群體可能會(huì)存在一定的偏差。因此，后續(xù)需要進(jìn)一步加強(qiáng)負(fù)荷側(cè)用電特征和區(qū)域經(jīng)濟(jì)發(fā)展數(shù)據(jù)的特征匹配研究，提高負(fù)荷用電與經(jīng)濟(jì)發(fā)展之間的匹配關(guān)系。

本文研究受到南瑞集團(tuán)科技項(xiàng)目(524609210158)的支持和幫助，特此感謝！

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