考慮綠證-碳聯合交易與需求響應綜合能源系統經濟運行

DOI：10.19912/j.0254-0096.tynxb.2022-1153 文章編號：0254-0096（2023）11-0538-09

摘 要：“30·60”雙碳背景下，將現有綠色證書交易、碳交易和需求響應機制實現聯動，更能反映可再生能源低碳屬性，實現系統低碳經濟性。該文提出考慮綠證-碳聯合交易與需求響應綜合能源系統經濟運行策略。首先，引入綠色證書交易和碳交易機制，通過綠色證書碳減排機理，聯動綠色證書交易與碳交易；其次，引入需求響應機制，優(yōu)化用戶用能行為，促進可再生能源消納，提高綠色證書和碳交易收益；最后，提出以購能成本、綠色證書交易成本、碳交易成本和需求響應補償成本之和最小為目標的經濟運行策略。算例結果證明：在綜合能源系統中引入綠色證書交易、碳交易和需求響應機制具有優(yōu)越的低碳經濟性。

關鍵詞：綠色證書交易；碳交易；需求響應；低碳經濟；綜合能源系統

中圖分類號：TM732"""""""""""" """""""" """""文獻標志碼：A

0 引 言

在碳達峰碳中和工作領導小組全體會議中，明確指出加快規(guī)劃可再生能源發(fā)展，建設新能源供給消納體系，同時要推動“雙碳”的市場化機制，完善和健全碳排放權交易市場。為此在綜合能源系統［1］（integrated energy system， IES）引入可再生能源配額制度（renewable portfolio standard， RPS）、綠色證書交易（green certificate trading， GCT）機制和階梯碳交易機制，為提高可再生能源利用度和降低碳排放提供了新的途徑。

圍繞RPS、GCT和階梯碳交易制度，大量學者進行了研究。文獻［2］將RPS和GCT引入IES優(yōu)化模型中，分析RPS和GCT可促進新能源消納和減少運行成本；文獻［3］結合中國國情從制度層面論證RPS和GCT的有效性；文獻［4-5］引入階梯碳交易機制，構建了分碳排放量區(qū)間的低碳經濟調度模型；文獻［6-7］在階梯碳交易模型中引入獎勵系數，證明系統在獎勵系數和碳交易價格合適下，能有效約束碳排放量降低系統運行成本。但上述文獻只單獨考慮碳交易機制或RPS和GCT，未研究將上述兩種機制聯合運行對系統運行的影響。文獻［8-9］考慮綠證機制和碳減排機制，構建IES調度模型，分析了綠證交易和碳排放交易價格對系統運行的影響。上述文獻盡管考慮在源側引入GCT、RPS和碳交易機制，但忽略了負荷側需求響應對系統的影響。

需求響應通過補償機制，引導用戶改變用能行為，實現調度需求側資源，同時起到削峰填谷和提高系統經濟性的作用。文獻［10-11］結合電熱氣負荷的耦合特性，提出計及電熱氣綜合需求響應的IES模型，算例結果證明應用需求響應可提升IES的低碳經濟性。文獻［12-13］考慮了階梯碳交易機制和需求響應聯合運行對于系統的影響，算例結果證明階梯碳交易機制和需求響應提升了系統低碳經濟性。

系統為獲取GCT收益，會優(yōu)先消納可再生能源，導致系統減少碳排放，故IES節(jié)省碳分配額并將其進行交易獲得碳收益；同時IES為消納更多可再生能源，通過需求響應機制主動調整用能習慣，獲取GCT收益，因此有必要研究GCT、階梯碳交易機制和需求響應三者協同運行對系統的影響。鑒于此，本文提出考慮綠證-碳聯合交易與需求響應綜合能源系統經濟運行模型。首先，引入綠證-碳聯合交易模型，構建GCT和階梯碳交易成本計算模型；然后，考慮IES的負荷特性引入需求響應機制，引導用戶改變用能行為；其次，以IES運行成本最小為目標，建立考慮綠證-碳聯合交易與需求響應綜合能源系統經濟運行模型，研究GCT、碳交易和需求響應機制對IES運行成本的影響，以期為促進“雙碳”目標實現提供參考。

1 考慮綠證-碳聯合交易與需求響應綜合能源系統架構

本文所提的考慮綠證-碳聯合交易與需求響應綜合能源系統架構如圖1所示。在IES中主要分為3部分：電源側、能源轉換與儲存設備和負荷側。其中電源側考慮外部電網、外部氣網、風電和光伏。能源轉換與儲存設備包含冷熱電聯產機組CHP（燃氣輪機、余熱鍋爐和吸收式制冷機）、電轉氣P2G、燃氣鍋爐GB、電制冷為主的多能源轉換設備和儲電、儲熱、儲冷、儲氣設備。負荷側則分別連接電、熱、冷、氣4種負荷，同時負荷側引入需求響應。

2 綠證-碳聯合交易與需求響應模型

2.1 綠證-碳聯合交易機制

2.1.1 綠證機制

1） 綠證機制原理

2019年5月國家發(fā)展改革委、國家能源局聯合印發(fā)《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，標志RPS和GCT機制的誕生。通過RPS和GCT相結合，促進售電企業(yè)和電力用戶消納綠色電力。

GCT通過市場交易的靈活性來發(fā)揮資源配置優(yōu)化。交易流程為：IES向國家可再生能源信息管理中心提出申請，待審查合格后同意參與GCT，同時分配可再生能源配額；滿足可再生能源配額的IES在GCT平臺上出售綠色證書，不滿足配額要求則需在平臺上購買綠色證書以滿足考核要求。GCT交易原理如圖2所示。

2） 綠證機制模型

根據綠證定義，政府要求IES滿足RPS所需的綠證數量和IES所需的綠證數量如式（1）所示。

[NIES.ob=n=1nt=1TPngreen（t）/1000NIES.ne=ψt=1TPsum（t）/1000Ngre=NIES.ob-NIES.ne]"""""" （1）

式中：[NIES.ob]、[NIES.ne]、[Ngre]——IES獲得的綠證數量、滿足強制配額要求和進行自由交易的綠證數量，個；[Pngreen（t）]——[t]時刻第[n]類可再生能源的實際發(fā)電功率，kW；[ψ]——IES分配新能源發(fā)電量配額占比；[Psum（t）]——[t]時刻系統實際發(fā)功率，kW。

[Fgreen=-ξsGCTNgre"""""""""""""""""""Ngre≥0-ξbGCTNgre-ξfGCTNgre"""Ngre≤0]""""" （2）

式中：[Fgreen]——綠證交易成本，元；[ξsGCT]、[ξbGCT]、[ξfGCT]——單位綠證交易售出、購買、懲罰價格，元。

2.1.2 綠證-碳交易聯合交易成本

1） 綠證-碳交易聯動原理

由于綠證本身具有碳減排屬性，當買方購買綠證時其碳減排效益由賣方轉移到買方，為避免碳減排屬性的重復計算，本文將賣方所售出綠證的碳減排屬性予以扣除，買方的碳減排屬性予以增加。明確綠證權益歸屬后，系統通過持有綠證碳減排量抵消部分碳排放參與到碳交易。此時系統通過綠證參與綠證交易和碳交易，同時借助配額量和價格因素實現兩者聯動運行［14］。綠證-碳交易聯動原理如圖3所示。

本文認為外購電力由火電機組承擔，將可再生能源發(fā)電機組與火電機組的碳排放量做對比，進而得到相應可再生能源所產生的碳減排量。

[Dgc.n=Gh-GnEgc=n=1nDgc.nNIES.ne]"""" （3）

式中：[Dgc.n]——第[n]類綠證體現的碳減排量，kg；[Gh]、[Gn]——火電機組和綠證對應可再生能源機組所產生的碳排放量，kg；[Egc]——綠證所減少的碳排放量，kg。

本文碳交易機制由初碳排放權交易額和階梯式碳交易兩部分構成。

2） 碳排放權交易額

電力行業(yè)對初始碳排放額進行無償分配［15］。IES的碳排放源主要來源有3類：外購電力、冷熱電聯產機組和燃氣鍋爐。同時，P2G電轉氣裝置吸收一部分的CO2。故根據上述進行初始分配碳排放權和計算實際碳排放量。

[EIES.f=δet=1TPgrid（t）+δgt=1TPGT.g（t）+PGB.g（t）EIES.a=λet=1TPgrid（t）+λgt=1TPGT.g（t）+PGB.g（t）-Ep2g.aEp2g.a=λp2gt=1TPp2g.a（t）]"""" （4）

式中：[EIES.f]、[EIES.a]——IES碳排放配額和實際碳排放，kg；[δe]、[δg]——單位購電功率、天然氣消耗的碳排放權配額，分別為0.728、0.385 t/MWh；[T]——1天內的24時段；[Pgrid（t）]——[t]時段購電功率，kW；[PGT.g（t）]、[PGB.g（t）]——[t]時段冷熱電聯產機組和燃氣鍋爐天然氣消耗量，kW；[λe]、[λg]——單位購電功率、天然氣實際碳排放量，分別為1.08、0.234 t/MWh；[Ep2g.a]——P2G減少的碳排放量，kg；[λp2g]——P2G轉換單位天然氣減少的CO2量，t/MWh；[Pp2g.a（t）]——[t]時段P2G轉換天然氣功率，kW。

根據上述的初始碳排放權配額、實際碳排放量和綠證碳減排效益，可求出園區(qū)IES實際參與的碳交易額為：

[EIES.t=EIES.a-EIES.f-Egc]"""""" （5）

式中：[EIES.t]——IES參與市場的碳交易額。

3） 階梯碳交易模型

相比于傳統碳交易模式，階梯碳交易將CO2排放量劃分為若干區(qū)間，隨著碳排放量的增多，單位碳交易價格就越高，相應系統就需花費更多，其成本如式（6）［7］所示：

[Fc=-β（2+3ω）l+β（1+3ω）（EIES.t-2l），EIES.t≤-2l-β（1+ω）l+β（1+2ω）（EIES.t-l），-2llt; EIES.t≤-lβ（1+ω）EIES.t，-llt; EIES.t≤0βEIES.t， 0lt; EIES.t≤lβl+β（1+α）（EIES.t-l），llt;EIES.t≤2lβ（2+α）l+β（1+2α）（EIES.t-2l），2 llt;EIES.t≤3lβ（3+3α）l+β（1+3α）（EIES.t-3l），3 llt;EIES.t ]"""""" （6）

式中：[Fc]——系統碳交易成本；[β]——市場碳交易基價，250元/t；[ω]——獎勵系數，取20%；[l]——系統碳排放量的區(qū)間長度，取3 t；[α]——價格增長幅度，取25%。

2.2 需求響應機制

本文根據IES的電、熱、氣、冷負荷特性，將其分為固定負荷、柔性負荷。固定負荷為基礎負荷，不可轉移、不可轉換。柔性負荷分為可轉移負荷和可轉換負荷［16］。任一時刻系統負荷如（7）所示：

[Pj，load（t）=Pg.bj，load（t）+Pz.bj，load（t）+Pd.bj，load（t）] （7）

式中：[j]——負荷的種類，為{e，h，c，g}；[Pj，load（t）]——需求響應后[t]時段第[j]類負荷值，kW；[Pg.bj，load（t）]——[t]時段第[j]類固定負荷，kW；[Pz.bj，load（t）]、[Pd.bj，load（t）]——需求響應前[t]時段第[j]類負荷的可轉移負荷和可轉換負荷值，kW。

2.2.1 固定負荷

本文固定負荷不參加需求響應。

2.2.2 柔性負荷

本文中的柔性負荷包含可轉移負荷和可轉換負荷。

其中可轉移負荷［17］在持續(xù)時間上并無要求，但需保證轉移負荷的轉移總量為0，即保證總負荷大小恒定，稱為橫向平移，如（8）所示：

[Pzj，load（t）=Pz.bj，load（t）+ΔPzj，load（t）ΔPzj，load（t）=ωz.inj（t）Pz.inj，load（t）-ωz.outj（t）Pz.outj，load（t）t=1TΔPzj，load（t）=0ωz.inj（t）+ωz.outj（t）∈（0，1）ΔPminj，load.z≤ΔPzj，load（t）≤ΔPmaxj，load.z]"""" （8）

式中：[Pzj，load（t）]、[ΔPzj，load（t）]——[t]時刻第[j]類可轉移負荷的需求響應后負荷和參與需求響應變化負荷量，kW；[ωz.inj（t）]、[ωz.outj（t）]——[t]時刻第[j]類可轉移負荷的轉入、轉出狀態(tài)標記，其值為0表示停止轉入、轉出，為[1]表示進行轉入、轉出；[ΔPmaxj，load.z、][ΔPminj，load.z]——可轉移負荷的上、下限，kW。

此外，為保證用戶在同一時刻滿足自身的供能需求，可選擇將此負荷類型轉換為其他負荷類型，即實現負荷縱向轉移，為可轉換負荷。考慮到人體適宜溫度為18～24 ℃，通過調節(jié)室內溫度可實現小范圍熱、冷負荷轉換。但可轉換負荷需保證同一時刻可轉換的負荷總量不變。參與需求響應縱向平移負荷如式（9）所示：

[Pdj，load（t）=Pd.bj，load（t）+ΔPdj，load（t）ΔPdj，load（t）=ωd.inj（t）Pd.inj，load（t）-ωd.outj（t）Pd.outj，load（t）j=14ΔPdj，load（t）=0ωd.inj（t）+ωd.outj（t）∈（0，1）ΔPminj，load.d≤ΔPzj，load（t）≤ΔPmaxj，load.d]"""""" （9）

式中：[Pdj，load（t）]、[ΔPdj，load（t）]——[t]時刻第[j]類可轉換負荷的需求響應后負荷值和參與需求響應變化負荷量；[ωd.inj（t）]、[ωd.outj（t）]——t時刻第j類可轉換負荷的轉入、轉出狀態(tài)標記，其值為0表示停止轉入、轉出，為1表示進行轉入、轉出；[ΔPmaxj，load.d、][ΔPminj，load.d]——可轉換負荷的上、下限。

2.2.3 需求響應補償成本

為激勵用戶主動參與需求響應，對進行負荷平移以及轉換的用戶給與費用補貼，則需求響應成本如式（10）所示：

[Fxq=j=14t=1TχzΔPzj，load（t）+χdΔPdj，load（t）]""" （10）

式中：[Fxq]——IES需求響應補貼成本，元；[χz]、[χd]——可平移負荷和可轉換負荷的補貼系數。

3 考慮綠證-碳聯合交易與需求響應綜合能源系統經濟運行模型

3.1 目標函數

對于含綠證-碳聯合交易與需求響應的并網運行綜合能源，以購能成本、綠色證書交易、碳交易成本以及需求響應補償成本之和最小為目標函數，即：

[minF=Fbuy+Fgreen+Fc+Fxq]"""" （11）

購能成本為：

[Fbuy=t=1TctgridPgrid（t）+ctgasPgas（t）]""""" （12）

式中：[ctgrid]、[ctgas]——[t]時刻購電價格和購氣價格，元/kW；[Pgas（t）]——[t]時刻IES的購氣量，kW。

3.2 約束條件

3.2.1 功率平衡約束

1） 電功率平衡

[Pgrid（t）+Pwind（t）+Ppv（t）+PGT.e（t）+PeES.S（t）=""""""""""""" Pe.load（t）+Pp2g（t）+Pec（t）+PeES.C（t）]""" （13）

式中：[Pwind（t）]、[Ppv（t）]、[PGT.e（t）]——[t]時刻風、光、冷熱電聯產機組的發(fā)電功率，kW；[Pe.load（t）]——[t]時刻的電負荷，kW；[Pp2g（t）]、[Pec（t）]——[t]時刻輸入電轉氣、電制冷的電功率，kW；[PeES.S（t）]、[PeES.C（t）]——[t]時刻儲電設備的放電、充電功率，kW。

2） 熱功率平衡

[PGT.h（t）+PGB（t）+PhES.S（t）=Ph.load（t）+PhES.C（t）]"""""" （14）

式中：[PGT.h（t）]、[PGB（t）]——[t]時刻冷熱電聯產機組、燃氣鍋爐的輸出熱功率，kW；[Ph.load（t）]——[t]時刻的熱負荷，kW；[PhES.S（t）]、[PhES.C（t）]——[t]時刻儲熱設備的放、蓄熱功率，kW。

3） 冷功率平衡

[Pec.c（t）+PGT.c（t）+PcES.S（t）=Pc.load（t）+PcES.C（t）] （15）

式中：[Pec.c（t）]、[PGT.c（t）]——[t]時刻電制冷、冷熱電聯產機組的輸出冷功率，kW；[Pc.load（t）]——[t]時刻的冷負荷，kW；[PcES.S（t）]、[PcES.C（t）]——[t]時刻儲冷設備的放冷、蓄冷功率，kW。

4） 氣功率平衡

[Pgas（t）+Pp2g.g（t）+PgES.S（t）=Pg.load（t）+PGT.g（t）+PGB.g（t）+PgES.C（t）]"""""" （16）

式中：[PgES.S（t）]、[PgES.C（t）]——[t]時刻的儲氣設備的放氣、充氣功率，kW；[Pg.load（t）]——[t]時刻的氣負荷，kW。

3.2.2 能源轉換設備約束

1） 冷熱電聯產機組［18］

[PGT.e（t）=ηeGTPGT.g（t）PGT.h（t）=ηhGTPGT.g（t）PGT.c（t）=ηcGTPGT.g（t）ΔPminGT.g≤PGT.g（t+1）-PGT.g（t）≤ΔPmaxGT.gPminGT.g≤PGT.g（t）≤PmaxGT.g]"""" （17）

式中：[ηeGT]、[ηhGT]、[ηcGT]——冷熱電聯產機組的發(fā)電、制熱、制冷效率；[ΔPmaxGT.g]、[ΔPminGT.g]——冷熱電聯產機組的爬坡上、下限，kW；[PmaxGT.g]、[PminGT.g]——輸入冷熱電聯產機組的氣功率上、下限，kW。

2） P2G設備

[Pp2g.g（t）=ηgp2gPp2g（t）ΔPminp2g≤Pp2g（t+1）-Pp2g（t）≤ΔPmaxp2gPminp2g≤Pp2g（t）≤Pmaxp2g]"""" （18）

式中：[ηgp2g]——P2G的電轉氣的轉換效率；[ΔPmaxp2g]、[ΔPminp2g]——P2G的爬坡上、下限，kW；[Pmaxp2g]、[Pminp2g]——輸入P2G的電功率上、下限，kW。

3） 燃氣鍋爐

[PGB（t）=ηGBPGB.g（t）ΔPminGB.g≤PGB.g（t+1）-PGB.g（t）≤ΔPmaxGB.gPminGB.g≤PGB.g（t）≤PmaxGB.g]""""" （19）

式中：[ηGB]——燃氣鍋爐的電轉氣的轉換效率；[ΔPmaxGB.g]、[ΔPminGB.g]——燃氣鍋爐的爬坡上、下限，kW；[PmaxGB.g]、[PminGB.g]——輸入燃氣鍋爐的氣功率上、下限，kW。

4） 電制冷

[Pec.c（t）=ηecPec（t）ΔPminec≤Pec（t+1）-Pec（t）≤ΔPmaxecPminec≤Pec（t）≤Pmaxec] （20）

式中：[ηec]——電制冷的轉換效率；[ΔPmaxec]、[ΔPminec]——電制冷的爬坡上、下限，kW；[Pmaxec]、[Pminec]——輸入電制冷的電功率上、下限，kW。

5） 儲能約束

[ωjES.S（t）Pj.minES.S≤PjES.S（t）≤ωjES.S（t）Pj.maxES.SωjES.C（t）Pj.minES.C≤PjES.C（t）≤ωjES.C（t）Pj.maxES.CEjES（t）=EjES（t-1）+ηjES.CPjES.C（t）-PjES.S（t）/ηjES.SΔtPminj≤EjES（t）Ej.capES≤PmaxjEES（1）=EES（24）ωjES.S（t）+ωjES.C（t）∈（0，1）]"""" （21）

式中：[ωjES.C（t）]、[ωjES.S（t）]——[t]時刻儲能設備充、放狀態(tài)標記，為1時進行充、放，為0時則為停止充、放；[Pj.minES.C]、[Pj.minES.S]——第[j]類儲能設備的充、放最小功率，kW；[PjES.C（t）]、[PjES.S（t）]——[t]時刻第[j]類儲能設備的充、放功率，kW；[Pj.maxES.C]、[Pj.maxES.S]——第[j]類儲能設備的充、放最大功率，kW；[Ej.capES]——第[j]類儲能設備的額定容量，kWh；[ηjES.C]、[ηjES.S]——第[j]類儲能設備的充、放能效率；[EjES（t）]——[t]時刻第[j]類儲能設備儲存的能量；[Pmaxj]、[Pminj]——第[j]類儲能設備的容量上、下限約束，kW。

3.2.3 外部交互能量約束

1） 購能約束

[0≤Pgrid（t）≤Pmaxgrid0≤Pgas（t）≤Pmaxgas]"" （22）

式中：[Pmaxgrid]、[Pmaxgas]——外部電網、氣網的最大購能功率，kW。

2） 風光出力約束

[0≤Pwind（t）≤Pmaxwind（t）0≤Ppv（t）≤Pmaxpv（t）]" （23）

式中：[Pmaxwind]、[Pmaxpv]——[t]時刻風電、光伏預測出力，kW。

3.2.4 可再生能源利用率

[η=t=1TPwind（t）+Ppv（t）t=1TPmaxwind（t）+Pmaxpv（t）×100%]""""" （24）

式中：[η]——可再生能源利用率。

3.3 模型求解

本文所建模型雖包含多種類型的能源耦合設備，但仍是混合整數線性規(guī)劃問題，為此本文通過Matalb中的工具包YALMIP調用GUROBI進行求解。

4 算例分析

本文案例于文獻［16，19］基礎上進行改進，通過算例驗證所提低碳經濟運行策略的有效性。以一天（24 h）為調度周期，單位調度時長為1 h，系統風光出力和電、熱、氣、冷負荷如圖4所示；天然氣價格取0.35元/kWh，外部購電采用分時電價［20］，峰、平、谷時段購電價格分別為1.20、0.68、0.38元/kWh，其中峰時段為12：00—14：00、19：00—22：00，平時段為08：00—11：00、15：00—18：00，谷時段為01：00—07：00、23：00—24：00；各種負荷的可轉移、可轉換負荷分別占總負荷的10%和5%；綠證購買、售出價格為100元/本，懲罰價格為300元/本；IES內各設備運行參數如表1所示。

為驗證本文所提考慮綠證-碳聯合交易與需求響應IES經濟運行策略有效性，假設綠證-碳聯合交易和需求響應機制都能順利進行，設置5種情景進行對比分析。

情景1：不考慮GCT、階梯碳交易和需求響應。

情景2：僅考慮GCT，不考慮階梯碳交易和需求響應。

情景3：同時考慮GCT和階梯碳交易機制，不考慮GCT與階梯碳交易聯動運行和需求響應機制。

情景4：在情景3的基礎上，考慮GCT與階梯碳交易聯動運行，不考慮需求響應機制。

情景5：在情景4的基礎上，考慮需求響應。

4.1 IES優(yōu)化結果分析

5種情景經濟運行結果如表2所示。由表2可知：與情景1相比，情景2～情景5的IES運行成本分別減少505、2012、4159、6589元；與僅考慮綠證情景2相比，情景4的碳交易收益增加3908元，運行成本降低3654元；與情景3相比，情景4的碳排放量下降125 kg，運行成本降低2147元。這是由于情景3未考慮綠證所具有的碳減排效益，而情景4考慮GCT和階梯碳交易聯動運行后，系統可通過綠證所具有的可再生能源低碳排量抵消部分碳排放從而參與碳交易，故系統獲取綠色證書收益和綠證所具有的碳減排效益，使得IES的碳交易成本大幅度下降。此外，與情景3相比，情景4

的可再生能源利用率提高1.07%，體現綠證-碳交易聯動運行有助于IES綠色轉型。與情景4相比，情景5的碳排放量減少3576 kg，綠色證書收益增加220元，可再生能源利用率提高12.27%，運行成本降低2430元，表明需求響應可改善IES低碳經濟性，這是由于價格信息會引導用戶在保證自身用能正常的情況下追求經濟效益，合理調整或降低各類負荷的需求，顯著提升系統靈活性，提高可再生能源利用率，同時獲得GCT和碳減排效益。

為了分析IES在綠證-碳交易聯動運行和需求響應機制下協調運行，以情景3、4、5進行對比分析。圖5為3種情景的電、熱功率平衡圖。

由圖5可知，情景5相較于情景3、4可通過需求響應機制風、光功率全部被消納；在夜間時段，由于電價較低和風電能源豐富，系統通過可轉換和可平移機制，使得電、熱負荷曲線盡可能地切合風電功率，在實現就地消納的同時，減少了白天時段的電負荷需求，系統減少購電成本；由于白天時段電價較高，系統通過需求響應后電負荷相應減少，此時系統受到縱向轉換限制，熱負荷功率增多，但此時燃氣輪機處于固定效率限制，為滿足熱負荷需求，故由效率更高的燃氣鍋爐出力增大，進而使煤電機組即購電量的高碳排放狀態(tài)得到了緩解。

結合表2和圖5可知，綠證可聯動綠證-碳交易運行，促進IES能源向綠電轉型，同時需求響應通過利用負荷側靈活性資源，降低碳排放量，有效提升可再生能源利用率，降低碳排放，進一步提高IES低碳經濟性，驗證了本文所提考慮綠證-碳交易聯動運行和需求響應IES經濟運行的有效性。

4.2 綠證-碳交易價格對IES運行影響

綠證價格相當于IES運行中可再生能源消納的權重，故綠證價格的大小會決定可再生能源出力；同時碳交易價格相當于IES中低碳目標的權重，故碳交易價格的大小會決定機組出力；同時綠證與碳交易價格通過改變可再生能源出力和機組出力互施影響，進而影響IES運行，如圖6、圖7所示。

圖6給出了不同綠證價格和碳交易基價下IES碳排放量和運行成本。如圖6所示，隨著綠證價格的增加，綠證對IES的影響增大，系統為獲取綠證收益大量消納可再生能源，平

抑系統的購能需求，從而減少系統的碳排放量和運行成本，但由于本系統可完全消納可再生能源，故碳排放量減少不明顯；隨著碳交易基價增加，系統的碳排放量和運行成本逐漸降低，這是由于通過綠證-碳聯動交易，導致系統分配的碳配額大于系統實際碳排放量，能通過售出碳排放權獲得收益，同時隨著碳交易基價的升高系統獲得收益增加，故系統主動降低碳排放量來獲取碳收益；但碳交易基價增加到一定值時，系統供能機組碳減排空間很小，進一步提高碳交易基價會削弱碳排的調節(jié)作用。

通過綠證-碳聯動交易導致IES實際碳排放量小于碳排放分配額，可通過售出碳排放權獲得收益，此時獎勵系數的介入顯著影響系統的碳減排積極性，即售出的碳排放權越多，則售出價格越高。圖7為碳交易基準為250元時，不同的綠證價格和獎勵系數下的系統碳排放量和運行成本。

如圖7所示，隨著獎勵系數的升高，系統運行成本逐漸降低，但碳排放量由下降趨于上升。這是由于獎勵系數的大小改變了系統對碳排放量的敏感度，即獎勵系數越大敏感程度升高，可是受機組出力的約束，碳排放量下降緩慢；同時由于系統一直處于出售碳排放權，獎勵系數一直增大會導致系統為進一步獲取碳排放配額致使碳排放量進一步增大；在不同獎勵系數下綠證價格對系統影響與不同碳交易基價下綠證價格對系統影響類似。

以上分析可知，隨著綠證價格的升高，系統的碳排放降低并趨于穩(wěn)定，是由于風光出力已完全消納，僅通過綠證價格無法降低碳排放量；碳交易基準價格大于一定值時，系統低碳機組出力已經滿發(fā)，碳排放量無法降低；補償系數在綠證-碳聯動交易時發(fā)揮重要作用，能顯著增加碳收益，極大調動企業(yè)的碳減排主動性，合理解決碳排放和經濟性之間的矛盾。因此，在制定綠證-碳交易聯動交易模型參數時，需將綠證價格和碳交易基價與獎勵系數的取值進行匹配，以便更好地提高系統低碳經濟性。

4.3 需求響應負荷特性分析

場景5引入需求響應機制前后用戶的電、熱、冷、氣負荷曲線如圖8所示。

由圖8對比實施需求響應前后的負荷可看出，在電價高峰時段，系統選擇一部分電、冷負荷平移到電價低谷時段，冷熱電聯產機組的出力受到固定效率限制，故熱、冷負荷隨電負荷平移；由于燃氣鍋爐效率較高，系統通過可轉換熱負荷，替代一部分電、冷負荷，且天然氣通過冷熱電聯產機組和燃氣鍋爐會有一部分能量損耗，系統通過可轉換負荷選擇用氣負荷替代一部分電、冷負荷，此外減少購電需求相當于減少購電成本和高碳排放量機組出力，從而系統運行成本減少。在電價低谷時段，系統為獲取綠證-碳交易聯動收益，同時受到熱負荷碳排放和機組出力約束，將電、冷負荷替代部分的熱負荷，使系統有效消納可再生能源。

綜上所述，IES通過需求響應機制通過可平移負荷，部分高峰負荷被平移到低谷時段，降低了機組供能壓力，通過可替代負荷，系統根據能源的性價選擇合適的能源滿足自身用能行為，發(fā)揮了各種能源的互補互濟作用，同時使可再生能源近乎完全消納，減少了碳排放量，與綠證-碳聯合交易之間實現良性聯動，提高了系統低碳經濟性。

5 結 論

本文基于GCT、碳交易和需求響應機制，建立考慮綠證-碳聯合交易與需求響應低碳經濟運行模型。綜合考慮GCT、碳交易和需求響應機制的特點，比較不同的IES經濟運行策略和分析不同GCT價格、碳交易價格和需求響應機制對IES運行成本的影響，得到如下主要結論：

1）通過GCT機制聯動運行GCT和碳交易機制實現能源轉型和節(jié)能減排，激勵IES主動消納可再生能源獲取收益，具有優(yōu)越的低碳經濟性。

2）分析了綠證-碳聯動交易參數對系統碳排放和運行成本的影響。合適的綠證價格、碳交易價格和獎勵系數能有效約束系統碳排放量和運行成本。

3）本文在考慮綠證-碳聯動交易基礎上，通過引入需求響應，引導用戶主動改變用能行為，實現負荷側靈活性資源的充分利用和源側最大可能消納可再生能源，進一步降低IES碳排放量和經濟成本。

綜上，考慮GCT、碳交易和需求響應機制不僅符合國家“30·60”目標、降低碳排放量以及優(yōu)化IES能源結構等要求，且算例結果證明本文的研究結果可為未來IES的低碳化發(fā)展提供一定的參考。

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CONSIDERING GREEN CERTIFICATE-CARBON JOINT TRADING AND DEMAND RESPONSE INTEGRATED ENERGY SYSTEM

ECONOMIC OPERATION

Li Yafeng，Wang Weiqing，Kou Yang，Zhu Shulin

（Engineering Research Center of Education Ministry for Renewable Energy Power Generation and Grid Technology（Xinjiang University），

Urumqi 830047， China）

Abstract：Under the“30·60”dual carbon background， the existing green certificate trading， carbon trading and demand response mechanisms will be linked， which can better reflect the low-carbon attributes of renewable energy and achieve low-carbon economy of the system. This paper constructs an economic operation strategy for an integrated energy system considering green certificate-carbon joint trading and demand response. Firstly， the green certificate trading and carbon trading mechanism is introduced， through the green certificate carbon emission reduction mechanism， the green certificate trading and carbon trading are linked； then the demand response mechanism is introduced to optimize the user’s energy consumption behavior， promote the consumption of renewable energy， and improve the profitability of green certificate and carbon trading. Finally， an economic operation strategy aiming at minimizing the sum of energy purchase cost， green certificate transaction cost， carbon transaction cost and demand response compensation cost is proposed. The calculation example results prove that the introduction of green certificate trading， carbon trading and demand response mechanisms in the integrated energy system has superior low-carbon economy.

Keywords：green certificate trading； carbon trading； demand response； low carbon economy； integrated energy system

收稿日期：2022-08-01

基金項目：國家自然科學基金（52067020）；新疆維吾爾自治區(qū)教育廳重點項目（XJEDU2019I009）

通信作者：王維慶（1959—），男，碩士、教授、博士生導師，主要從事風能高效利用與智能電網方面的研究。wwq59@xju.edu.cn