计及需求响应的促进风能消纳电能交易模式研究

2021-01-09

浙江电力 2020年12期

（上海理工大学电气工程系，上海 200093）

0 引言

近年来，清洁能源装机和发电量占比大幅提升。风电装机容量年均增长13%，2020 年风电装机容量占比达到了11.5%，较2015 年提高了2.9%。为了提高风电在电力系统中的利用率，需要应用需求响应技术充分挖掘负荷侧资源，实现资源的综合优化管理。由于需求侧资源特性各异，分布分散，调控难度较大，需要在电力市场中引入负荷聚合商，其作为中介将用户需求整合后提交给售电方[1]。市场环境下根据价格或激励信息实时调整的需求响应是未来的发展趋势[2]。基于价格的需求响应是指用户根据收到的价格信号相应地调整电力需求；基于激励的需求响应是指用户在系统需要时主动减少电力需求，以获得补偿[3]。文献[4]分析比较电网公司采用不同电价策略时电力用户的响应行为，从而确定最优的光伏定价策略。文献[5]结合实时电价和用户响应模型激励用户参与需求响应，以提高系统的光伏消纳能力。文献[6]指导园区运营商通过制定差异化分时电价套餐，挖掘园区的需求响应潜力，提高可再生能源的综合利用效率。文献[7]通过风电商与用户之间签订供需互动合同来协调风电出力。文献[8]提出了让柔性负荷参与市场竞价，设计了一种考虑发电机组和柔性负荷参与日前市场出清的电价机制。文献[9]提出售电公司分时盈利策略，制定分时电价引导用户降低负荷峰谷差，从而减少电厂投资和发电成本。文献[10-11]从用户的角度考虑最佳需求响应策略。文献[12]从系统运营者角度建立了负荷聚合商、终端用户模型。

为了促进风能消纳，需要建立合理的市场化交易模式，以提高风力发电商参与电力市场交易的积极性[13]。目前国内外研究主体主要包括各种需求响应用户和系统运营者。文献[14]从电网、用户、聚合商三方的需求出发，建立了促进大规模分布式能源消纳的能源系统博弈竞争模型。文献[3]提出了充电负荷聚合商与分布式能源发电商、充电负荷用户之间的主从博弈框架。文献[15-16]从风电投资的角度分析风能参与竞争性电力市场的利益。现有研究成果已从电价制定策略、需求响应模型、多主体博弈以及经济安全调度等诸多方面分析了促进风电消纳的方法，但针对风力发电商参与电力市场的研究还较少。

本文为解决分布式风电的消纳问题提出一种计及需求响应的电力市场能源交易机制，利用多个市场主体之间的协调运作来促进风电消纳。结合具有配电网经营权的售电公司制定的分时电价和用户用电心理学理论，确定用户的价格型需求响应行为；在保证风力发电商所预测风电量完全消纳的前提下，以售电商最小购电成本为目标，考虑配电网的功率平衡约束和电压约束，得到需要聚合商调控的激励型需求响应行为；明确风力发电商在电力市场中的定位，将电网作为竞争对手，采用竞争导向定价法确定其售电价格。

1 交易架构

本文将市场参与主体主要分为：电网公司、具有配电网经营权的售电公司、风力发电商、负荷聚合商、终端用户。各主体之间的交易关系如图1 所示。

图1 各市场主体交易架构

电网公司：承担输变电任务，将发电厂的电能经由输电网传输运到配电网，售卖给拥有配电网经营权的售电公司。输配电价改革实施后，发电、售电价格与电网收入无关，输配电价由政府按“准许成本加合理收益”原则分电压等级核定，用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。为了简化风电价格机制设定流程，将传统发电厂与电网当作一个整体。其售电价格1 采用成本导向定价法获得，发电厂发电成本与电网输变电成本决定了最终卖给售电公司的电价。

风力发电商：销售风能。由于风电出力的波动性极大，难以匹配用户需求，需要利用需求响应来提高风电的消纳率，一定意义上讲，负荷聚合商与风力发电商存在合作关系，它们的合作由售电公司促成。风力发电商的售电价格对应于售电价格2。风力发电商与电网公司作为提供电能的两方，两者存在竞争关系。电网公司作为大供电方，其售电价格取决于机组的发电难度与传输问题；风力发电商则需要根据电网公司的售电价格以及风电出力情况来制定风能的销售价格。

具有配电网经营权的售电公司：有选择性地从电网公司和风力发电商两方购电。拥有配电网运营权的售电公司承担配电区内的结算业务。针对小规模分布式电源，市场环境下其主要通过售电公司代理参与市场交易，在发展初期可作为常态化的运营模式实现购售电收益。随着售电市场趋于稳定，拥有配电网经营权的售电公司或将在市场上拥有更大的话语权。凭借配电网资源，售电公司亦可通过集约化管理进一步降低成本，提高市场竞争力。另外其电能质量、供电安全更有保障，并且可以延伸服务，获得更高的经济收益。售电公司以售电价格3 向用户售卖电能。

负荷聚合商：是一个整合用户需求响应并提供给市场购买者的独立组织，不仅可以为中小负荷提供参与市场调节的机会，还可以通过专业的技术手段充分发掘负荷资源，提供市场需要的辅助服务产品。市场环境下，其可作为电网侧和用户侧之间重要的协调机构，可以是电网公司调度部门，也可以是市场环境下独立的第三方机构。电力用户作为具有自身用电习惯的分散个体，可以在负荷聚合商的协调下，合理有序地参与需求响应项目。在需求响应合同定价方面，需要考虑的信息包括主网决定的分时电价、用户可参与需求响应的时间、参与可以获得的收益、用户的舒适度。负荷聚合商主要根据用户意愿对需求响应资源进行整合后，将确定的用电量计划分配给相应的用户。

终端用户：终端用户按照用户对于需求响应的参与情况或意愿分为3 类。A 类用户对电价信息比较敏感，会根据分时电价改变自己的用电行为，即参与价格型需求响应，本文主要指可转移负荷，在日前市场根据消费者心理学理论可大致确定其响应行为。B 类用户与负荷聚合商签订需求响应合同，主要参与激励型需求响应，该类用户的响应存在于日前和日内市场中。日前市场中负荷聚合商调控B 类用户进行负荷平移，以提高风电消纳；日内市场中负荷聚合商在系统需要时控制用户主动减少电力需求，用户获得的补偿以合同为基准来进行结算。C 类用户对舒适度要求较高，不愿参与需求响应。

2 电力市场中各主体交易行为分析

结合图1 的交易架构分析各主体交易行为及其收益和成本，明确各主体的定价机制，从而帮助制定合理的交易机制。

2.1 电网

本文将电网与发电厂视为一个整体，对于该整体而言，负荷曲线的峰谷差越小，发电所需成本越小。需求响应给其带来的收益为：

式中：α 为传统发电机组和电网输变电线路由于负荷峰谷差变小所带来的单位功率收益；为需求响应后最大负荷功率；为需求响应后最小负荷功率。

2.2 风力发电商

对于风力发电商，其主要收益fwind取决于售电量与售电价格：

式中：Wwind，i，t为配电网中节点i 上的风力发电商所售电量；ηwind，t为风电销售价格；N 为配电网的总节点数；T 为总时间分段数。

为避免弃风现象发生，首先考虑利用需求响应营造利于风能消纳的配电网架构，即合理配置与调控配电网中的需求侧资源。在保障风电可以被完全消纳的前提下，再考虑合理的风电定价机制，使风电在电力市场中具有竞争力。虽然风力发电商的主要成本在于风电机组的造价，但单纯采用成本导向定价法，在与电网竞争的过程中，其售电量很难达到其发电值，风力发电商要在市场中生存，最好是以竞争为中心，采用以竞争对手的定价为依据的竞争导向定价法。

2.3 售电商

售电商的售电价格需考虑消费者的需求，采用以消费者的需求为中心的需求导向定价法，它不是根据产品的成本，也不是单纯考虑竞争状况的企业定价，而是根据消费者对商品的需求强度和对商品价值的认识程度来制定价格。依据上述说明，售电商应采用分时电价售卖电能。售电商收益为：

式中：Wgrid，t为售电商向电网购电量；ηgrid，t为电网售电价格；ηsell，t为售电商售电价格。

2.4 负荷聚合商

聚合商为用户端参与需求响应提供技术支撑。聚合商与用户签订需求响应合同，合同的制定需要考虑不同类型需求响应资源的特性。利用需求响应可以实现电力供需平衡，增加系统可靠性，提高能源的利用效率。本文将需求侧响应资源按其响应特性分为可平移负荷和可削减负荷，分别建立数学模型。

可平移负荷为工作功率与工作持续时间不能改变，但可以改变其工作开始时间的负荷。针对可平移负荷建模，需要考虑用户的舒适度，可转移负荷的转移时间需要有一定的限制，尽量不影响用电用户的生活。

式中：PTL，e为可平移用电设备在ts—te这一正常工作时段工作的额定功率，ts和te分别为该正常工作时段的起、止时间；tc为平移时间；为节点i 上时刻t 可平移负荷用电设备平移后引起的负荷改变量。

可削减负荷为在其正常工作时间内可以降低其用电功率的负荷。

式中：PIL，e为可削减负荷的最大允许削减量，实际的削减量取决于系数σ 的值。为可削减负荷用电设备的进行负荷削减的时间段，一般为负荷高峰时段；为节点i 上时刻t 可削减负荷用电设备削减后引起的负荷改变量。

用户参与需求响应后负荷的改变量为：

针对不同的需求响应资源需拟定不同的合同价格。售电商通过负荷聚合商引导用户参与激励型需求响应，在分析负荷聚合商的收益fDR时，将负荷聚合商与终端用户当作一个整体。该整体的收益即为售电商和风力发电商应支付的需求响应成本，因为需求响应主要是降低配电网网损以及提高风电消纳率。

式中：PTL，t为可平移负荷功率；PCFL，t为可削减负荷功率；ηTL，t为可平移负荷平移单位功率的价格；ηCFL，t为可削减负荷削减单位功率的价格。

2.5 终端用户

依据消费者心理学理论可知，电力用户的用电行为主要受经济性及用电习惯等因素影响。由文献[17]可知，在分时电价信号引导下负荷将在不同时段间进行转移，该部分可以分为3 个阶段：死区——用户对激励信号响应的收益较低，从而倾向于维持原有用电曲线；线性区——用户响应行为收益提升，负荷转移现象明显；饱和区——负荷侧可调节潜力发挥趋于上限，收益增加，负荷转移现象不明显。

利用sigmoid 曲线可以较准确地表示分时电价下峰-谷负荷转移功率：

式中：S（Δη）为当前峰谷差价Δη 下用户由高峰向低谷转移的负荷功率；γ 和λ 为影响曲线形状的系数；ΔPTL，max为最大的峰-谷负荷转移功率；Δη 为峰-谷电价差。

3 定价机制

在分析定价机制时应考虑配电网的结构，即考虑功率平衡约束和节点电压约束。

式中：Pwind，i，t为节点i 上时刻t 风电出力；Pgrid，t为根节点在时刻t 输入的有功功率；Pload，i，t为节点i 上时刻t 的负荷；Ui，t和Uj，t分别为节点i，j 在时刻t的电压幅值；θij，t为节点i，j 在时刻t 的电压相角差；gij和bij分别为节点i 到j 间的电导和电纳；c（i）为所有以i 为首端节点的末端节点集合；和分别为节点i 上的最大和最小电压允许值。

以电力用户在日前市场提交的下一日用电负荷曲线作为用户参与需求响应的依据，建立促进风能消纳的需求侧响应机制和风电实时定价策略。具体的定价流程如图2 所示。该流程图在利用需求响应保证风电消纳率的同时，保障了售电商的利益，并且从售电商和风力发电商所赚得利益中分出一部分给聚合商。定价流程主要可分为6 个步骤：

步骤1，电力用户提交下一日的用电负荷曲线，风力发电商向负荷聚合商提交预测的下一日风电出力曲线。

步骤2，为促进风电消纳，售电商按照提交的用电负荷曲线与风力发电曲线确定净负荷曲线，发电厂按照净负荷曲线制定下一日的发电计划，并按照成本导向定价法制定销售给售电商的售电价格。

步骤3，售电商以从电网购电的价格为基准，再考虑自身利益要求，拟定分时电价。负荷聚合商在日前市场分析出在分时电价信号引导下，A 类负荷的价格型需求行为，得到新的用电负荷曲线。

步骤4，考虑配电网的架构，以售电商购电成本最小为目标，保证风电全消纳，确定可平移负荷的激励型需求响应行为。

步骤5，确定各节点上的负荷曲线后，以售电商购电成本最小为目标，分析其购电行为，若从风力发电商购电量未达到最大值，降低风电售电价格。

步骤6，进入实时市场，聚合商根据每个用户的表现确定补偿费用。补偿费用来自于没有激励型需求响应参与及有激励型需求响应参与两种情况下售电商的购电成本之差。

4 算例

4.1 算例条件

本文在MATLAB R2019a 下建模，并利用算法工具箱yalmip 与算法包Gurobi 进行计算，系统硬件条件为Intel Core I5 CPU，2.3 GHz，8 GB内存。算例考察对象为一个33 节点电力系统，系统最大有功负荷为3.55 MW，系统基准电压为12.66 kV，除根节点电压恒定，其余节点最大电压偏差范围为±10%。系统结构如图3 所示。

首先设定7，8，24，25，32 节点上接入额定容量为0.5 MW 的风电机组。负荷曲线与风电出力曲线如图4 所示。

图2 定价流程

图3 33 节点配电网结构

图4 负荷曲线与风电出力曲线

根据上述条件设定初始电网售电价格为固定值0.3 元/kWh。售电公司售电价格为分时电价：13 h—21 h 为高峰时段，高峰电价为1 元/kWh；9 h—12 h 和22 h—24 h 为平时段，平时电价为0.55 元/kWh；1 h—8 h 为低谷时段，低谷电价为0.35 元/kWh。设定A 类用户占总负荷的20%；B类用户占总负荷的30%，其中B 类用户的可平移负荷占60%，可削减负荷占40%；C 类负荷占总负荷的50%。

由以上数据可得PTL，max=0.743 MW，代入式（8），再选定不同的λ 和γ 值可得到图5。不同参数值的选择表示用户对分时电价的响应程序不同，在实际中需要对用户行为进行统计分析，以求得准确的参数值。本文简单设定式（8）中λ=0.4，γ=0.5，Δη=0.65，求得分时电价下峰谷负荷转移量为0.625 MWh，最终得到价格型需求响应后的新负荷曲线。基于该负荷曲线分析激励型需求响应负荷的响应行为并确定最终的风电销售价格。

图5 不同参数下峰-谷负荷转移功率与电价差的关系

4.2 算例分析

4.2.1 激励型需求响应行为

保证风电完全消纳，即售电商已确定将风力发电商所拥有的电能全部购买，以售电商从主网购电成本最小为目标函数，考虑约束（4），（5），（6），（9），（10），得到激励型需求响应计划如图6 和图7 所示。

图6 中负荷计划削减量未达到最大削减负荷功率，是因为考虑了配电网中各节点上的负荷分布情况、网架结构与风力机接入位置。图7 是针对可平移负荷设定3 种平移方式，从13 h—15 h平移到1 h—3 h，从16 h—18 h 平移到4 h—5 h，从19 h—21 h 平移到6 h—8 h，最终得到优化的负荷平移计划。

图6 负荷削减计划

图7 负荷平移计划

图6、图7 的激励型需求响应计划由负荷聚合商直接控制或引导用户完成。经历价格型需求响应和激励型需求响应之后，需求响应前后净负荷曲线的对比如图8 所示。

图8 需求响应前后负荷曲线对比

由图8 可以看出，净负荷曲线的峰谷差减小，发电机组发电难度降低，电网输电可靠性增加，配电网网损降低。确定了需求响应计划后，再来确定风力发电商售电价格。

4.2.2 风力发电商售电价格

当风力发电商售电价格与电网的售电价格一致时，以售电商最小购电成本为目标，确定售电商从风力发电商购得电量情况如图9 所示。

图9 风电销售情况分析

由图9 可知某些时刻风能售电量没有达到风电的最大出力值，说明在相同的价格下，售电商更愿意从电网购电，因此风力发电商需降低售电价格以提高其在市场中的竞争力。

需要降低在2 h，3 h，4 h，17 h，23 h，24 h的风电销售价格，才能使风能完全被售电商购买。按照图2 的定价流程，经过计算确定风力发电商最佳的售电价格，得到风力发电商较电网售电价格需要降低的价格如表1 所示。由上述分析可以看出，需求响应参与可以促进风电消纳，使得大部分情况下风力发电商能够以与电网相同的价格销售电能。