龐臘成，吉 斌，徐 帆，昌 力，曹榮章

（1. 南瑞集團有限公司（國網(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)保護和運行控制國家重點實驗室，江蘇省 南京市 211106）

0 引言

2021 年7 月起，中國擁有了全球最大的碳權(quán)交易市場，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)控運行方式可能存在經(jīng)濟受限、安全削弱、穩(wěn)定不足以及環(huán)境效益低的潛在風(fēng)險［2-4］。“雙碳”目標(biāo)下，社會主體直接或間接向大氣排放二氧化碳的權(quán)利（簡稱碳權(quán)）被賦予市場價值，可結(jié)合新型電力系統(tǒng)實踐路徑將傳統(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，以市場引導(dǎo)方式實現(xiàn)電力系統(tǒng)平衡由“源隨荷動”轉(zhuǎn)變?yōu)椤安淮_定發(fā)電與不確定負荷雙向匹配”，提高火電出力效率和新能源消納比例，充分發(fā)揮負荷維護供需平衡和節(jié)能降碳的作用，適應(yīng)未來電網(wǎng)安全、低碳、經(jīng)濟的發(fā)展需求。

目前，面向負荷響應(yīng)的研究以電力負荷特征建模和電力經(jīng)濟優(yōu)化調(diào)度為主。文獻［5-7］考慮負荷主體用電與電網(wǎng)運行的特征互補性，設(shè)計面向負荷主體的響應(yīng)機制和調(diào)度方法。文獻［8］提出一種分時電價激勵下的源荷互動規(guī)則，以系統(tǒng)運行成本最低為目標(biāo)，構(gòu)建了日前調(diào)度優(yōu)化模型。文獻［9］考慮負荷特征和調(diào)節(jié)能力，以消納風(fēng)電比例最大和系統(tǒng)運行成本最低為約束條件，建立源荷互動模式下的調(diào)峰多目標(biāo)優(yōu)化模型。以上需求響應(yīng)機制和模型的經(jīng)濟優(yōu)化調(diào)度中均未考慮碳權(quán)成本的影響，對響應(yīng)電網(wǎng)運行需求的成本評估不足。在面向負荷參與電力-碳權(quán)市場（簡稱電-碳市場）運營方面，文獻［10］從電力市場出發(fā)，將碳權(quán)交易市場作為其衍生市場，開展以電力不平衡量為依據(jù)的獨立碳權(quán)交易市場機制研究，提出了耦合電力交易的碳權(quán)責(zé)任市場規(guī)則。文獻［11-12］以區(qū)塊鏈技術(shù)作為支撐，提出碳電市場協(xié)同運行和交易的市場機制研究，為碳電市場協(xié)同低碳運營提供參考，但是并未對負荷主體參與市場響應(yīng)后的用電經(jīng)濟性進行建模，且未明確負荷側(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［13-14］通過電能量轉(zhuǎn)移路徑拓撲和潮流信息確定發(fā)電碳排放轉(zhuǎn)移量并核算對應(yīng)的成本轉(zhuǎn)移量，但是未考慮市場交易后的電量分割和新能源并網(wǎng)帶來的影響。

負荷側(cè)市場主體參與電力需求響應(yīng)交易很少從碳排放轉(zhuǎn)移和碳市場對負荷響應(yīng)行為產(chǎn)生影響?；诖耍疚牧⒆阌谪摵蓚?cè)開展面向電-碳市場融合的協(xié)同機制和市場效益分析研究，提出電-碳市場系統(tǒng)協(xié)同運行模型，為電-碳市場協(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)電至用電的輸電拓撲，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)計了響應(yīng)不平衡電量的交易機制和電-碳市場效益分析模型，對交易主體的經(jīng)濟性、環(huán)保性進行量化分析。

1 電-碳市場協(xié)同運營架構(gòu)

1.1 電-碳市場協(xié)同架構(gòu)

“雙碳”目標(biāo)加深了電-碳市場的聯(lián)系，發(fā)電碳排放成本以電力市場為載體傳導(dǎo)至負荷側(cè)［15］，引導(dǎo)負荷主體按需調(diào)整負荷功率，協(xié)同發(fā)、用電平衡互動。低碳市場協(xié)同運行架構(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)管單位實際監(jiān)測各行業(yè)（主體）的實時碳排放量并出具對應(yīng)周期內(nèi)的碳排放報告；重點排放單位開展節(jié)能降碳生產(chǎn)并參與碳權(quán)交易；電力市場與碳市場關(guān)聯(lián)市場信息，傳遞碳權(quán)的價值。電-碳市場協(xié)同運營架構(gòu)如圖1 所示。

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

1.2 電-碳市場協(xié)同運營分析

電力市場與碳市場存在結(jié)算周期差異，電力市場結(jié)算周期分為年、季、月、日、小時，而碳市場主要是年度核算與實時交易結(jié)算相結(jié)合，即碳市場主體根據(jù)自身需求在實時碳權(quán)交易市場購買需求碳權(quán)，并以實時碳權(quán)價格作為結(jié)算價格。年終核算年度碳權(quán)量時，配額碳權(quán)不足部分通過碳權(quán)市場交易進行清繳，碳權(quán)交易價格以交割價格為準(zhǔn)。因此，電力市場與碳市場存在交易結(jié)算周期差異，應(yīng)針對實時電網(wǎng)平衡維護的電力交易品種同步電-碳市場的交易結(jié)算周期，降低因結(jié)算周期不同導(dǎo)致的電-碳市場間不確定成本分攤與轉(zhuǎn)移影響，提高市場對負荷用電的激勵引導(dǎo)作用。

典型電-碳市場協(xié)調(diào)融合運營方式可以分為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購買一定的碳權(quán)量，當(dāng)備用碳權(quán)量耗盡時，將不允許繼續(xù)參與電網(wǎng)需求響應(yīng)，會實時出清對應(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，平衡上個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應(yīng)比例期權(quán)的碳權(quán)交割時，需要電力用戶追繳碳權(quán)鎖定費用，否則將強制平倉來抵消用電碳權(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)鎖定長周期的碳權(quán)量，為市場博弈提供市場環(huán)境。目前，國內(nèi)電力市場和碳市場正處于發(fā)展初期，需要嚴格匹配電-碳市場交易出清和結(jié)算的成本，方式1 側(cè)重于碳市場的實時市場屬性，將碳權(quán)實時交易價格作為調(diào)控響應(yīng)交易碳權(quán)的“日清”依據(jù)，可滿足電力市場的電能時間價值，引導(dǎo)電力用戶及時調(diào)整用電量。

1.3 用電響應(yīng)機制與流程設(shè)計

考慮用電碳排放成本會增加電力用戶的用電負擔(dān)，引導(dǎo)負荷市場主體參與電力需求響應(yīng)交易以改善用電效益。負荷主體在既定用戶計劃基礎(chǔ)上參與需求響應(yīng)交易并實時按需調(diào)整負荷功率，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)的實時不平衡電量，首先由已經(jīng)簽訂響應(yīng)合同的市場主體申報響應(yīng)交易信息，響應(yīng)電量不足時，再向該區(qū)域的全體電力市場主體發(fā)送電網(wǎng)需求信息，直至響應(yīng)電量滿足或到達截止時間。如果到達需求響應(yīng)的截止時間仍未滿足電網(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)生的電能費用和碳排放費用按照電能交易結(jié)算和分攤規(guī)則執(zhí)行。

1.4 電-碳市場協(xié)同運行方式

結(jié)合事前碳權(quán)預(yù)存聯(lián)營方式進行電-碳市場協(xié)同運營，需要一套支持電-碳市場數(shù)據(jù)協(xié)同交互的支持系統(tǒng)。目前，國內(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-碳市場數(shù)據(jù)協(xié)同的交互方案。本文結(jié)合實時電力市場的實時特征，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)收益和費用結(jié)果數(shù)據(jù)。

電-碳市場協(xié)同運行的數(shù)據(jù)交互流程如圖3 所示。電力市場需要將用電交易出清結(jié)果信息發(fā)送到碳權(quán)市場的碳權(quán)核算功能模塊，計算電力用戶的碳權(quán)缺額，系統(tǒng)自動更新全國碳權(quán)交易市場的實時碳權(quán)交易價格，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，決策并申報參與調(diào)控響應(yīng)的電量；調(diào)控響應(yīng)市場出清負荷側(cè)市場主體響應(yīng)中標(biāo)結(jié)果，核算響應(yīng)電量的碳權(quán)。負荷主體結(jié)合響應(yīng)出清結(jié)果和響應(yīng)中標(biāo)電量對應(yīng)減少的碳權(quán)，再次核算負荷側(cè)用電的缺額碳權(quán)，核算本時段用電量及對應(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，計算本時段的綜合用電成本。

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

2 用電碳成本分攤與核算方法

2.1 用電免費碳權(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的公平和經(jīng)濟性研究，為降低市場和各地政策不確定性對碳權(quán)市場經(jīng)濟效益的影響，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)濟增量對應(yīng)碳排放量來衡量經(jīng)濟發(fā)展的碳排放成本，因此，需要考慮未來經(jīng)濟發(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%，即未來單位國內(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%，所以在考慮國家經(jīng)濟發(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)濟增速和單位經(jīng)濟增長這2 個因素，即“十四五”期間相比于“十三五”期間經(jīng)濟增長對應(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)合各年國民經(jīng)濟增長率和碳排放降低率，各年碳排放和經(jīng)濟增長預(yù)測值如式（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)濟增長率，按照政府工作報告中的全國各省平均增長率，β取6.5%。

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

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

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

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

2.2 用電碳排放量核算方法

電力用戶的實際用電碳排放率存在差異，涉及發(fā)電并網(wǎng)類型、機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)拓撲的碳排放流理論［13-14］，對落點區(qū)域的調(diào)控響應(yīng)火電占比進行計算，如圖4 所示。

圖4 負荷側(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

為簡化用電側(cè)用電碳排放率計算方法，按照并網(wǎng)電量和實測碳排放率依次計算各負荷側(cè)落點電量和對應(yīng)電能碳排放率，中途并網(wǎng)線路需要重新對火力發(fā)電并網(wǎng)電量占比進行更新，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個機組的碳排放系數(shù)；Qh，g為火電廠第g個機組的發(fā)電量；Qn為電力用戶n的用電量；m為并網(wǎng)火電機組數(shù)量。

根據(jù)用電碳權(quán)配額量與實際的碳排放量可得需要參與碳權(quán)市場交易的碳權(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 實時響應(yīng)用電價格設(shè)計

利用市場主體“趨利性”特征，實時披露電價和響應(yīng)收益，引導(dǎo)電力用戶參與調(diào)控需求響應(yīng)交易，使電力用戶主動調(diào)整負荷功率，滿足電網(wǎng)安全、低碳的運行要求。因此，本文提出實時反映電力供需緊張程度的實時電價，包含響應(yīng)交易出清電價和反映供需不平衡電量的彈性電價。其中，出清電價為響應(yīng)電網(wǎng)不平衡電量的發(fā)電成本，彈性電價則反映了市場實時供需的緊張程度。需要指出的是，不平衡電量在時間上存在連續(xù)性，即本時段的電量緊張程度與上一時段的市場電量供需關(guān)系存在關(guān)聯(lián)。故本文將上一時段的彈性系數(shù)折算到本時段，結(jié)合文獻［20］中提出的彈性電價模型進行改進，如式（13）所示，并提出連續(xù)彈性系數(shù)以反映日內(nèi)負荷側(cè)電力用戶響應(yīng)不平衡電量的彈性系數(shù)變化對本時段彈性電價的影響，如式（14）所示。未來交易時段對本時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；QIL，i為 時 段i的 不 平 衡 電 量；Qneed，i為 時 段i的 用 電 量；T為 本 時 段 總 數(shù)；Pc，t-1為響應(yīng)市場主體的日內(nèi)本輪交易中標(biāo)價格；εi為負荷市場主體響應(yīng)電網(wǎng)不平衡電量的彈性系數(shù)矩陣，反映實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 段i對 時 段j的 延 遲 影 響，一 般前3 個時段會對本時段的電量供需帶來影響，且越靠近本時段的延遲影響越大，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)。

隨著全國統(tǒng)一電力市場開放交易，需要兼顧電力fk的價格風(fēng)險管控要求，即引入電力交易價格上下限約束。同時，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)交易的申報電量，即

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

式 中：Qn，min、Qn，max、Q'n分別為電力用戶單位時段響應(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（增加負荷用電）調(diào)整系數(shù)；δ1為正向（降低負荷用電）調(diào)整系數(shù)；pto為電力用戶的負荷總功率；px為電力用戶申報響應(yīng)電力的調(diào)整負荷功率；pta，0為 反 向 調(diào) 整 負 荷 功 率；pta，1為 正 向 調(diào) 整 負 荷功率。

3.2 電量響應(yīng)收益分析

電力用戶通過協(xié)議或臨時響應(yīng)申報的方式參與調(diào)控響應(yīng)交易，其中電網(wǎng)需求響應(yīng)電量對應(yīng)的結(jié)算價格包括中標(biāo)的出清電價和彈性電價。需要注意的是，在分布式交易過程中，中標(biāo)的出清電價可能會不同。負荷用電響應(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)電量的綜合價格；P's為響應(yīng)申報電價。

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)、用電計劃執(zhí)行導(dǎo)致，維護電網(wǎng)平衡產(chǎn)生的響應(yīng)費用按照發(fā)、用電的偏差電量分攤機制進行分攤，如式（20）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用2 個部分，如式（21）所示。其中，碳市場為金融市場，交易價格隨市場供需關(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。實際用電結(jié)算價格由交易出清電價和彈性電價組成，電能供需關(guān)系由彈性電價體現(xiàn)。

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

3.3.2 碳排放成本影響分析

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

式中：Δpc，t為t時段碳權(quán)交易價格變化量引起的電價變化量；ΔTDM為用電對應(yīng)碳權(quán)缺額；Tneed為用電對應(yīng)實際需求碳權(quán)量；εc，i為時段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時段用電單位碳排放修正系數(shù)；αt為t時段單位用電量的火電占比；βt為t時段單位火電單位發(fā) 電 碳 排 放 系 數(shù)；Δpc，d，t為 碳 權(quán) 交 易 價 格 在t時 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 時段的歷史交易價格；QDM為碳權(quán)價格變化導(dǎo)致電力市場主體響應(yīng)調(diào)控需求的變化量。

根據(jù)碳市場價格變化導(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 省級人均年碳排放量核算

為簡化電力用戶的用電碳權(quán)配額量，以2021 年為基準(zhǔn)，計算2022 年的負荷側(cè)電力用戶的用電碳權(quán)配額量。根據(jù)式（1）至式（8），結(jié)合中國江蘇省經(jīng)濟情況和碳排放量，即2021 年的GDP 約為11 萬億元，碳排放量超過5 億t，經(jīng)濟增長率取6.5%；2022 年在2020 年的基礎(chǔ)上經(jīng)濟增長率為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，可以計算出2022 年全社會碳排放量約為5.2 億t，其中，電力行業(yè)占到全社會碳排放量的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)計消息，國內(nèi)發(fā)電側(cè)火電上網(wǎng)比例超70%［21］，所以按照經(jīng)濟發(fā)展規(guī)律，居民每月總用電量約為52～69 kW·h。文獻［20］指出，負荷側(cè)電力用戶可響應(yīng)電網(wǎng)不平衡電量的比例高達自身總負荷的60%以上，所以對于負荷參與電力需求響應(yīng)需要進行經(jīng)濟效益和環(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，最近一個月的用電量約為250 MW·h。采用正態(tài)分布模型隨機生成電力用戶在0～0.6 之間響應(yīng)電網(wǎng)需求而調(diào)整負荷功率比。表1 為該小區(qū)某日18：00—18：15 時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)供電拓撲如附錄B 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）。單時段與月度用戶響應(yīng)電量對應(yīng)減少的碳排放量分別如表1 和附錄A 表A1 所示，合計分別減少80.63 kg 和1 370 kg。

表1 日內(nèi)某時段調(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的交易價格來看，碳權(quán)價格在不斷上升，2021 年平均交易 價 格 為90 歐 元/t［24］，約 為0.9 元/kg。則 對 應(yīng) 發(fā) 電碳排放量約為0.8 kg/（kW·h），對應(yīng)單位火電碳排放成本為0.72 元/（kW·h）。2021 年中國碳排放交易價格（以上海能源交易所為準(zhǔn)）約為60 元/t，即0.06 元/kg，則對應(yīng)單位火電碳排放成本為0.048 元/（kW·h）。用戶響應(yīng)電量對應(yīng)的碳權(quán)國內(nèi)價值分別為4.84 元、82.2 元，未來價值（以歐洲碳權(quán)價格）分別為72.567 元、1 233 元。

4.3 彈性價格模型驗證

為驗證本文所提彈性電價的有效性，將彈性系數(shù)依次從0.1～0.9 按照0.1 的梯度進行取值，同時不平衡電量分別從0～20 MW 按照2 MW 的梯度進行取值，驗證彈性電價與彈性系數(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，彈性電價越高；不平衡電量一定時，彈性系數(shù)越小，彈性電價越高。不平衡電量越大，需要更多負荷側(cè)電力用戶參與不平衡電量響應(yīng)，故需要更高的電價激勵電力用戶響應(yīng)不平衡電量。彈性系數(shù)越小，表示電力用戶可調(diào)節(jié)彈性負荷資源越少，從而需要更高彈性電價激勵電力用戶響應(yīng)不平衡電量。圖5（b）中的彈性電價受彈性系數(shù)和不平衡電量共同作用，可以根據(jù)市場需求調(diào)整彈性系數(shù)已達到預(yù)期的彈性價格達到引導(dǎo)負荷側(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)交易對應(yīng)彈性系數(shù)的彈性電價如附錄B 圖B2 所示。月度和日內(nèi)彈性電價存在較大差異，主要是因為日內(nèi)交易的不平衡電量達到了31.4%，而月度不平衡電量僅為8%，所以月度彈性電價主要反映本月電量供需情況，而日內(nèi)單輪彈性電價明顯高于月度，主要是因為日內(nèi)的實時供需偏差量相對于月度整體供需而言，實時電網(wǎng)不平衡電量的調(diào)控需求較高，可以通過實時電價反映電能的實時市場供需價值。

4.4 日內(nèi)響應(yīng)電-碳市場收益分析

電力用戶調(diào)控響應(yīng)不平衡電量的收益包括響應(yīng)電量對應(yīng)的交易費用、彈性電價對應(yīng)的彈性收益以及響應(yīng)電量對應(yīng)的減排收益，其中響應(yīng)電量對應(yīng)的減排收益分為歐洲發(fā)達國家和中國市場價格進行討論。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)不平衡電量和申報交易電價有關(guān)，響應(yīng)的不平衡電量越多，獲得的綜合收益越高，同時申報的響應(yīng)價格越高，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。如附錄B 圖B4 所示，本輪不平衡電量情況下的彈性價格為0.168 7 元/（kW·h），最終各響應(yīng)主體的交易實際價格取決于參與響應(yīng)交易的申報價格。實際交易價格與固定電價的比值反映出本文的絕大多數(shù)成交價低于固定電價，說明本案例分析所選彈性系數(shù)較合理，能夠?qū)⒔灰變r格穩(wěn)定在合理范圍內(nèi)。

目前，中國碳市場開市時間較短且碳市場化程度尚未達到歐洲發(fā)達國家的程度，導(dǎo)致單位碳排放價格較低。從附錄B 圖B5 可知，中國面向電力交易的碳權(quán)交易價格相對歐洲還存在較大差距，其中，中國與歐洲響應(yīng)分攤后的用電單價曲線之間的差值是中國用電碳排放價格增長的空間。所以，以歐洲碳交易收益作為引導(dǎo)負荷側(cè)彈性負荷資源參與調(diào)控響應(yīng)的收益較大，但中國碳市場成長空間需要進一步挖掘。

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)不平衡電量在社會效益方面的影響，降低的用電費用和費用比例效果不明顯。但如果將響應(yīng)費用分攤到單位用電量，固定用電價格為0.817 467 元/（kW·h），相比于電力用戶自身申報的價格增加了100%，對激勵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僅為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)交易市場收益分析如附錄B 圖B9 所示，通過對比中國與歐洲響應(yīng)調(diào)控的響應(yīng)收益可以看出，碳權(quán)交易的費用對負荷側(cè)市場主體響應(yīng)電網(wǎng)安全運行的影響較大，從中國和歐洲月度碳權(quán)交易費用除以中國月度碳權(quán)交易費用得到的中國碳市場潛力可以看出：為實現(xiàn)源荷互動交易市場的構(gòu)建，電力碳權(quán)交易價格是引導(dǎo)電力用戶響應(yīng)電網(wǎng)不平衡電量的重要經(jīng)濟激勵手段。

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彈性電價的對應(yīng)收益、月度收益（含彈性收益）、含碳排放收益（中國標(biāo)準(zhǔn)）、含碳排放收益（歐洲標(biāo)準(zhǔn)）。收益越大，對市場主體的吸引力越大，響應(yīng)的效果會越好。目前國內(nèi)可以通過調(diào)整彈性電價的彈性系數(shù)來改變實際交易價格，未來需要更加關(guān)注用電碳排放成本對用電的影響。

為驗證碳權(quán)價格對電力市場價格的影響，按照式（22）至式（25）分析碳權(quán)交易價格變化對電價的影響，同時結(jié)合式（26）進行碳權(quán)價格影響導(dǎo)致的響應(yīng)電量的變化對負荷側(cè)市場主體響應(yīng)調(diào)控需求的用電成本分析。市場參數(shù)如下：月度碳權(quán)交易基準(zhǔn)價格為0.06 元/kg、需求電量為250 MW、小區(qū)平均用電價格為0.358 2 元/（kW·h）、碳權(quán)價格彈性系數(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)分別計算碳排放價格從0.04～0.10 元/kg，以0.005 為梯度的按照碳權(quán)進行響應(yīng)用電的費用、按照計劃用電的費用以及費用對比情況，如附錄B 圖B10 所示。圖中，電力用戶根據(jù)碳權(quán)價格而變化，參與調(diào)控響應(yīng)市場的用電成本隨參與響應(yīng)電量不斷降低，響應(yīng)收益對應(yīng)減少，同時低碳權(quán)價格對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用和碳排放量會高于計劃值。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)一次負相關(guān)，即響應(yīng)的電量越多，對應(yīng)負荷側(cè)用電碳排放量越少。

5 結(jié)語

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

需要指出的是，本文的算例數(shù)據(jù)選取均來自相關(guān)行業(yè)或政府等公開發(fā)布的報告，針對特定區(qū)域或群體可能會存在一定的偏差。因此，后續(xù)需要進一步加強負荷側(cè)用電特征和區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展數(shù)據(jù)的特征匹配研究，提高負荷用電與經(jīng)濟發(fā)展之間的匹配關(guān)系。

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

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），掃英文摘要后二維碼可以閱讀網(wǎng)絡(luò)全文。