负荷聚合商参与日前调峰市场的两部制补偿机制

胡 凯,黄 羚,蔡博武,廖 菲,马明玉

(1.国网湖北省电力有限公司调控中心,湖北 武汉 430071;2.武汉大学电气与自动化学院,湖北 武汉 430072)

0 引言

随着我国提出“在2030 年前实现碳达峰,2060年前实现碳中和”的建设目标[1],未来我国可再生能源将实现指数式爆发增长。以电动汽车产业为例,电动汽车发展正呈现出快速发展态势,截至2022 年12 月底,我国新能源汽车总量高达1 310万台[2]。规模化的灵活负荷能为电力系统调控提供巨大潜力资源,因此亟需完善灵活资源的市场化机制,管理调度各类灵活负荷资源,并将其转化为聚合调峰资源[3],参与电网动态平衡调控及电网辅助服务市场交易。

针对电力辅助服务的补偿机制研究,文献[4]基于“两个细则”确定了负荷聚合商的补偿标准并对聚合商辅助服务效果进行评估。文献[5]通过量化辅助服务市场中抽水蓄能电站在环境效益、社会效益方面的贡献,建立对抽水蓄能电站合理的价格补偿机制。文献[6]通过设定调节宽度和调节精确度指标,建立备用辅助服务的负荷资源绩效考核和补偿机制;文献[7]提出了电动汽车用户补偿价格上限的计算模型,并且设立了基于用户响应量的用户补偿机制。文献[8]针对电动汽车电池老化等问题,对用户参与市场调度的机会成本进行补偿,开启了补偿机制新思路。文献[9]提出包括容量支付和性能支付2种支付方法,并建立了新的市场出清模型,确定了补偿机制的定价。文献[10]基于用户满意度建立了可中断负荷参与备用辅助服务市场的补偿机制。文献[11]分析电动汽车充电概率和行驶里程统计数据,获取汽车负荷分布特性,结合用户用电需求,构建峰谷分时电价引导模型,从电价引导对电动汽车有序充电负荷的影响方面开展研究。文献[12]分析了储能技术在电力系统的应用模式,研究了储能技术分别在辅助服务、峰谷差套利及用户节电等应用领域的经济可行性。

现有研究虽然针对用户侧灵活负荷参加辅助服务市场提出多种补偿机制,但是未基于量化实际辅助效果制定补偿方式。此外,目前负荷聚合商参加调峰市场的补偿机制大多采用统一出清价格机制,但是实际中既存在着部分聚合商申报价格远高于自身成本上限的情况,也存在着聚合商利润较低的情况,现有方法无法全面考虑负荷聚合商的实际调峰效果及成本,对负荷聚合商进行公平合理的补偿。因此,本文提出了一种灵活负荷聚合商参与日前调峰辅助服务市场的两部制补偿模型。将聚合商的补偿费用分为容量补偿费用和电量补偿费用。其中容量补偿为负荷聚合商运营的固定成本补偿,以保证负荷聚合商容量的储备;电量补偿为用户侧灵活负荷参与调度所得成效的补偿,反映每个负荷聚合商在响应系统的调度信号时实际执行的工作量。

1 基于负荷聚合商固定成本的容量补偿模型

1.1 电动汽车聚合商成本

电动汽车聚合商的投资成本主要包括基础设备成本、配电设备成本和运营成本。

1.1.1 基础设备成本

基础设备成本包括:土地租借(或购买)成本费用、设施的建造成本费用、充电设施的安装成本费用、充电监控及安全监控安装成本费用。

式中:Cr1为土地租借成本;Cb1为土地购买成本;Cins为设施的建造成本费用;nc·Cchaq为充电设施的安装成本费用;nm·Cmoq为充电监控及安全监控安装成本费用;γ为布尔变量,当γ=1时,表示充电站通过租借土地建造充电站一年或者一个月需要缴费租金,当γ=0时,表示充电站购买土地的费用;Cchaq和nc分别为充电设施的建造单价和数量;Cmoq和nm分别为监控设施的购买单价和数量。

1.1.2 配电设施成本

配电设施成本包括箱式变电站建设费用、用户配电柜安装费用和电缆费用。

1.1.3 运营成本

运营成本包括电池保养及维修费用、保养维修成本费用和充电站内所有员工的费用。

式中:Cbattm为充电桩电池的保养及维修费用;Cdist为配电设施的保养维修成本费用;ne·Cemp为充电站内的员工薪资福利成本,其中ne为充电站的员工总人数,Cemp为员工年工资。配电设施维护成本可按照配电成本3%估算。

1.2 电采暖聚合商成本

蓄热式电采暖的主要投资成本是将初始投资成本CI是和退役残值CD平均分摊到电采暖总使用年限Y年内的成本,并考虑能源单价的影响[13]。

式中:Ct.d为每年的投资成本;ξ为能源单价每年的增长率;meb为建造单位面积电采暖的价格;S为电采暖建造面积。退役残值为初始投资成本的5%。

1.3 储能聚合商成本

用户侧蓄电池储能的成本包括安装成本、运行维护成本和回收成本,考虑到蓄电池寿命较长,本文暂不考虑回收成本。在特定的市场经济环境下,多种用户侧电池的储能可以通过计算将每年的成本时间转换为月份进行统一评估。

1.3.1 安装成本

电池储能由蓄电池和电能转换系统(PCS)组成,电池储能的安装成本如下

式中:Cbat为电池安装费用;CPCS为电能转换系统安装费用;CE为电能的单价;E为电池的额定容量;τ为电池的转换效率;CP为电能转换系统单位电量的转换价格;Pa为电池的额定功率。

1.3.2 运行维护成本

蓄电池储能的年度运营维修费用包含两部分,人工成本和管理成本,这类投资成本与电池储能的运行过程没有关系,仅与储能的电池种类和储能的额定功率有关。

式中:Cser为运行维护成本;Cfp为单位能量运行维护成本。

1.4 负荷聚合商容量补偿

负荷聚合商的容量补偿是针对负荷聚合商的建设以及运营成本做出的补偿,其计算流程如图1所示。

图1 容量补偿计算流程

由负荷聚合商的总成本与聚合商寿命年限内总共调节电量的比值可得出单位电量补偿价格。

式中:c e,t为负荷聚合商e单位电量的成本补偿价格;C e为负荷聚合商的总成本;T e为负荷聚合商设备利用小时总数;p为单次电量调节量;θ为一天参与的次数。

对于参与日前辅助服务集中出清的负荷聚合商,每15 min在中标调峰服务市场获得的调峰服务容量补偿费用,等于在调峰市场中标的调峰容量与成本补偿价格的乘积。

式中:为出清时段t内负荷聚合商e获得的市场调峰服务费用;为负荷聚合商e在t时段的中标容量。

2 基于负荷聚合商调峰贡献度的电量补偿模型

2.1 负荷聚合商基准功率认定

若调峰响应日为工作日,则取响应日前的3˜5个工作日对应时段的平均负荷作为基准负荷功率;若响应日为周末,则取响应日前一个周末对应时段的平均负荷作为基准负荷功率。

基准负荷功率分别按灵活负荷聚合商和独立用户资源计算,灵活负荷聚合商基准负荷功率为参与运行日的用户资源组合中各独立用户基准负荷功率之和。

2.2 负荷聚合商调峰贡献度

本文基于负荷聚合商的理论贡献度和实际贡献度来确定最终有效贡献度。

2.2.1 实际贡献度

实际贡献度是指聚合商实际调节的电量占总电网调峰需求量的比例。

式中:α2为实际贡献度;P t,e,b为负荷聚合商e在t时段的基准功率;P t,e为t时段负荷聚合商e的实际功率;P t,c为t时段电网调峰需求量。

2.2.2 理论贡献度

理论贡献度为负荷聚合商中标容量占总的电网调峰需求的比例。

式中:α1为理论贡献度。

2.2.3 有效贡献度

负荷聚合商的有效贡献度为实际贡献度和理论贡献度两者中的较小值。

2.3 负荷聚合商的电量补偿

负荷聚合商的电量补偿是针对负荷聚合商实际参与调峰市场的有效电量调节量做出的补偿,其计算流程如图2所示。

图2 电量补偿流程

负荷聚合商每15 min从中标调峰服务市场获得的调峰电量补偿费用,等于在调峰市场实际的调峰容量、出清时长与中标价格的乘积。

式中:是负荷聚合商e在t时段电量补偿费用;αe为负荷聚合商e的调峰贡献度;λe,t是负荷聚合商e在t时段的中标价格;t为出清时长,取0.25 h。

3 负荷聚合商两部制补偿模型

调峰辅助服务的补偿费用中费用与成本的对应关系如图3所示。

图3 补偿费用与成本的关系

在日前调峰辅助服务中聚合商每15 min获得的调峰市场补偿费用,计算如下

式中:F e,t为聚合商e在t时段获得的调峰市场补偿费用。

4 仿真分析

4.1 仿真数据

本文以华北某地区某典型日的日前调峰辅助服务市场为例进行仿真分析,图4为电网日负荷曲线,图5为日调峰需求曲线。

图4 电网日负荷曲线

图5 电网日调峰需求

由图4和5可知,在02:15—08:15,电网处于负荷低谷时期,负荷聚合商需增加自身的用电量,在中午11:45—13:45和晚上17:00—20:45,电网处于负荷高峰时期,负荷聚合商应降低自身的用电量。

负荷聚合商的中标容量安排如图6所示,负荷聚合商的基准功率曲线及实际功率曲线如图7所示,负荷聚合商的实际负荷变化情况如图8所示。

图6 负荷聚合商中标容量

图7 负荷聚合商基准功率及实际负荷曲线

图8 负荷聚合商实际负荷变化情况

4.2 结果分析

本文对比研究不同补偿方式对负荷聚合商补偿费用的差距:1)采用统一出清价格补偿的方式,对成功参与调峰市场的负荷聚合商,按照统一的出清价格计算相应的补偿成本,对负荷聚合商的实际改变量进行补偿;2)采用本文两部制补偿的方式对负荷聚合商进行补偿。

4.2.1 日前调峰市场调度结果分析

对日前调峰市场的调度结果,按照各负荷聚合商以及发电机组的申报报价进行结算,结合各负荷聚合商以及火电机组的中标容量,得到电力系统对各负荷聚合商以及火电机组的调度费用如表1所示。

表1 调峰市场调度费用 元

由表1可知,调峰火电机组的调度费用最高,3类负荷聚合商的调度费用相对较低,可见通过市场机制调用灵活负荷参与调峰,能有效降低系统的调度成本,保证调度的经济性。因此,在实际调峰市场中,更应该鼓励电动汽车、电采暖、分布式储能等用户侧灵活负荷积极参与调峰辅助服务,降低电网调度成本。电网各个时段的调度费用如图9所示。调峰需求越高,所需的调度成本越高。

图9 各时段总的调峰调度费用

4.2.2 两部制补偿结果分析

负荷聚合商各个时段的电量补偿费用如图10所示,负荷聚合商各个时段的容量补偿费用如图11所示。

图10 负荷聚合商电量补偿费用

图11 负荷聚合商容量补偿费用

由图10和图11可知,负荷聚合商获得的补偿费用中,电量补偿费用占比较大,容量补偿占比较小,说明负荷聚合商的实际收益来源于自身实际提供的辅助服务,基于负荷聚合商的实际调峰效果求得调峰贡献度,对负荷聚合商进行合理补偿。负荷聚合商收到的容量补偿费用与中标容量成正比,且补偿费用并不高,仅仅是未来维持负荷聚合商的正常运行,对负荷聚合商的投资成本进行补偿,能够提高负荷聚合商的积极性,加快负荷聚合商这一市场主体的建设。

4.2.3 对比分析

经计算,采用统一出清价格补偿方式和本文补偿方式中负荷聚合商各个时段的补偿费用如图12所示。

图12 负荷聚合商的补偿费用

由图12可以看出,统一出清价格补偿总费用比两部制补偿费用略高,说明两部制补偿方式能够提高电网的经济性,同时负荷聚合商收到的补偿并未明显降低,保证了负荷聚合商的有效利益。各负荷聚合商在不同补偿方式下的补偿费用如表2所示。

表2 调峰市场补偿费用 元

通过分析结果可以发现,采用统一出清价格补偿方式,电力系统消耗的补偿费用大于两部制补偿方式的费用,说明本文的补偿方式经济性更好,且由于各个时段电动汽车聚合商中标容量最大,补偿费用也最高;储能的可调度容量最小,中标容量最少,获得的补偿也最少。

对比可知,本文采用的两部制补偿方法不但提高了系统的经济性,而且考虑了负荷聚合商的实际贡献度,更加公平公正,同时针对负荷聚合商的中标容量进行补偿,能够保证负荷聚合商不会亏损,维持负荷聚合商的日常运营。假如在调峰当天的实时调峰市场中,负荷聚合商由于电力系统的原因未被调度(负荷聚合商由于自身原因导致未被调度的除外),负荷聚合商仍然可以收到容量补偿费用,保证正常运营,提高了负荷聚合商参与调峰市场的积极性。

5 结论

本文以鼓励用户侧灵活负荷参与调峰辅助服务市场为目标,提出了包含电量补偿和容量补偿的两部制补偿方法。首先根据负荷聚合商的历史运行功率数据,提出负荷聚合商参与日前调峰辅助的基准功率确定方法;接着考虑负荷聚合商的计划充放电功率曲线与实际充放电曲线,确定负荷聚合商参与日前调峰辅助服务贡献度的认定方法,并计算对负荷聚合商的电量补偿;然后考虑负荷聚合商的成本,计算出单位容量补偿价格,对负荷聚合商进行容量补偿;最后建立负荷聚合商参与日前调峰市场的两部制补偿模型。通过仿真分析,与统一出清价格补偿方式比较表明,两部制补偿方法有利于节约市场调度的成本,考虑负荷聚合商的有效调节量,公平合理的对负荷聚合商进行补偿,提高用户侧灵活负荷参与调峰辅助服务的积极性。由于常规电源的增长滞后于电网负荷的增长,新能源装机增长迅猛,高峰负荷时段电力供需平衡紧张,腰荷及低谷时段调峰存在困难,负荷侧参与调峰辅助服务需求凸显。两部制补偿方法有利于负荷聚合商的发展,通过市场化手段引导负荷侧参与电网发用电平衡调节,以最优成本实现社会福利最大化。