第46卷第22期2022年11月25日Vol.46No.22Nov.25,2022DOI：10.7500/AEPS20220208003面向电-碳市场协同的负荷响应机制与效益分析初探庞腊成1，2，吉斌，1，2徐帆，1，2昌力，1，2曹荣章1，2（1.南瑞集团有限公司（国网电力科学研究院有限公司），江苏省南京市211106；2.智能电网保护和运行控制国家重点实验室，江苏省南京市211106）摘要：为清洁高效地维护电网供需平衡，在电力市场考虑用电碳排放成本并构建市场化的源荷互动交易环境，提出负荷主体参与调控响应交易的用电碳排放核算模型、电-碳市场协同方式、用电碳排放成本核算及响应市场收益分析方法，通过弹性电价耦合需要调控响应的不平衡电量，实现跟踪调控响应需求而调整结算电价的功能。通过算例验证了所提电-碳市场协同机制和方法能够耦合不平衡电量，改变用电成本和碳排放收益，激励负荷主体参与调控响应。为负荷弹性资源纳入调控范畴、提高调控经济性和环保效益提供了市场化调控负荷弹性资源的价格手段和市场收益分析方法。关键词：电力市场；碳权市场；协同交易；效益分析；数据互动；需求响应0引言负荷特征和调节能力，以消纳风电比例最大和系统运行成本最低为约束条件，建立源荷互动模式下的2021年7月起，中国拥有了全球最大的碳权交调峰多目标优化模型。以上需求响应机制和模型的易市场，其中电力行业占40%，但人均用电碳权交经济优化调度中均未考虑碳权成本的影响，对响应易量相比欧洲等发达地区依旧不足［1］。面向“双碳”电网运行需求的成本评估不足。在面向负荷参与电目标的能源转型催生了适应高比例新能源为主体和力-碳权市场（简称电-碳市场）运营方面，文献［10］终端电气化高替代率的新型电力系统，将导致发、用从电力市场出发，将碳权交易市场作为其衍生市场，电结构的重大调整。当前，电力系统调控运行方式开展以电力不平衡量为依据的独立碳权交易市场机可能存在经济受限、安全削弱、稳定不足以及环境效制研究，提出了耦合电力交易的碳权责任市场规益低的潜在风险［2-4］。“双碳”目标下，社会主体直接则。文献［11-12］以区块链技术作为支撑，提出碳电或间接向大气排放二氧化碳的权利（简称碳权）被赋市场协同运行和交易的市场机制研究，为碳电市场予市场价值，可结合新型电力系统实践路径将传统协同低碳运营提供参考，但是并未对负荷主体参与电力电量平衡转变成“一二次能源综合平衡+需求市场响应后的用电经济性进行建模，且未明确负荷侧管理”的新模式，以市场引导方式实现电力系统平侧用电碳排放成本的核算方式。在发电碳排放转移衡由“源随荷动”转变为“不确定发电与不确定负荷核算方面，文献［13-14］通过电能量转移路径拓扑和双向匹配”，提高火电出力效率和新能源消纳比例，潮流信息确定发电碳排放转移量并核算对应的成本充分发挥负荷维护供需平衡和节能降碳的作用，适转移量，但是未考虑市场交易后的电量分割和新能应未来电网安全、低碳、经济的发展需求。源并网带来的影响。目前，面向负荷响应的研究以电力负荷特征建负荷侧市场主体参与电力需求响应交易很少从模和电力经济优化调度为主。文献［5-7］考虑负荷碳排放转移和碳市场对负荷响应行为产生影响。基主体用电与电网运行的特征互补性，设计面向负荷于此，本文立足于负荷侧开展面向电-碳市场融合的主体的响应机制和调度方法。文献［8］提出一种分协同机制和市场效益分析研究，提出电-碳市场系统时电价激励下的源荷互动规则，以系统运行成本最协同运行模型，为电-碳市场协同提供物理-信息交低为目标，构建了日前调度优化模型。文献［9］考虑互的基础；基于人口规模方案，建立负荷侧用电碳排放核算模型，为后续用电碳排放成本核算提供模型收稿日期：2022-02-08；修回日期：2022-07-15。支撑；结合发电至用电的输电拓扑，提出随电能量转上网日期：2022-10-19。移的碳权核算方法，为用电碳排放量核算提供方法；国家电网公司科技项目（5100-202155294A-0-0-00）。62庞腊成，等面向电-碳市场协同的负荷响应机制与效益分析初探最后，设计了响应不平衡电量的交易机制和电-碳市为3种：第1种是事前碳权预存方式，电力用户通过场效益分析模型，对交易主体的经济性、环保性进行碳市场购买一定的碳权量，当备用碳权量耗尽时，将量化分析。不允许继续参与电网需求响应，会实时出清对应调控响应用电交易的碳排放收益和响应收益；第2种1电-碳市场协同运营架构是事后碳交易抵消方式，电力用户参与用电交易和需求响应交易，按月核算用电碳排放量和参与碳权1.1电-碳市场协同架构市场，平衡上个月用电的碳排放缺额；第3种是碳权“双碳”目标加深了电-碳市场的联系，发电碳排期货方式，电力用户按需参与碳权期货交易，锁定未来碳权量，执行季度或者年度交割。当预付金额不放成本以电力市场为载体传导至负荷侧［15］，引导负足以完成对应比例期权的碳权交割时，需要电力用荷主体按需调整负荷功率，协同发、用电平衡互动。户追缴碳权锁定费用，否则将强制平仓来抵消用电低碳市场协同运行架构需要由政府设置各行业排放碳权，并锁止电力用户继续参与电力交易。方式2基线并分配排放配额，第三方碳排放量核查与监管侧重减排效果，仅需要在规定结算周期内完成碳权单位实际监测各行业（主体）的实时碳排放量并出具的交易与抵消，满足整体减排目标；方式3注重碳权对应周期内的碳排放报告；重点排放单位开展节能的金融属性，通过期权锁定长周期的碳权量，为市场降碳生产并参与碳权交易；电力市场与碳市场关联博弈提供市场环境。目前，国内电力市场和碳市场市场信息，传递碳权的价值。电-碳市场协同运营架正处于发展初期，需要严格匹配电-碳市场交易出清构如图1所示。和结算的成本，方式1侧重于碳市场的实时市场属性，将碳权实时交易价格作为调控响应交易碳权的政府机构用电市场主体“日清”依据，可满足电力市场的电能时间价值，引导及交易代理电力用户及时调整用电量。全社会碳排放信息1.3用电响应机制与流程设计披露与执行督导考虑用电碳排放成本会增加电力用户的用电负碳控排市场碳排放市场参与电担，引导负荷市场主体参与电力需求响应交易以改规则修订与交易与监测善用电效益。负荷主体在既定用户计划基础上参与需求响应交易并实时按需调整负荷功率，电力用户交易背书力市场参与用电响应的过程如图2所示。市场数参与调电力调度控制中心发布电网的实时不平衡电据交互量，首先由已经签订响应合同的市场主体申报响应发电碳反馈社会碳排放权控响应交易信息，响应电量不足时，再向该区域的全体电力排放生产碳排交易市场市场主体发送电网需求信息，直至响应电量满足或报告放报告电力市场提供到达截止时间。如果到达需求响应的截止时间仍未满足电网供需平衡，则由电力调度控制中心调用备碳成本转电能用电源平抑电网不平衡电量，产生的电能费用和碳排放费用按照电能交易结算和分摊规则执行。市场途径获取移与分摊1.4电-碳市场协同运行方式生产碳排放权结合事前碳权预存联营方式进行电-碳市场协社会生产核查与监测同运营，需要一套支持电-碳市场数据协同交互的支持系统。目前，国内已有电力交易系统信息化供应发电碳排放监管商开展了相关研发工作［10］，从电力调度系统层面提出了电-碳市场数据协同的交互方案。本文结合实第三方核查与社会工业生产时电力市场的实时特征，将用电交易和调控响应交监管单位(发电)易的出清结果信息发送到碳权交易系统获得电力用户用电碳排放量，再核算电力用户的人均碳权配额，图1电-碳市场协同的架构示意图最后获得用电碳权收益和费用结果数据。Fig.1Schematicdiagramofarchitecturefor电-碳市场协同运行的数据交互流程如图3所electricity-carbonmarketcollaboration1.2电-碳市场协同运营分析电力市场与碳市场存在结算周期差异，电力市场结算周期分为年、季、月、日、小时，而碳市场主要是年度核算与实时交易结算相结合，即碳市场主体根据自身需求在实时碳权交易市场购买需求碳权，并以实时碳权价格作为结算价格。年终核算年度碳权量时，配额碳权不足部分通过碳权市场交易进行清缴，碳权交易价格以交割价格为准。因此，电力市场与碳市场存在交易结算周期差异，应针对实时电网平衡维护的电力交易品种同步电-碳市场的交易结算周期，降低因结算周期不同导致的电-碳市场间不确定成本分摊与转移影响，提高市场对负荷用电的激励引导作用。典型电-碳市场协调融合运营方式可以分http：//www.aeps-info.com632022，46（22）·学术研究·开始电力市场碳权市场发布电量交割不平衡量用电交易碳权配额核算发送响应需求信息等待用户确认电力交易申报等待签订响应协议的用户确认电力交易出清核算出清电力交易碳权量出清是否N用户是否确认或N含火电?Y更新缺额响应交易碳权量是否达到截止时间?仅核算用能碳排放用电成本成本反馈实时碳权价格用能碳权费用Y电力响应申报电力响应出清负荷侧全域消息响应需求推送更新碳权缺额电力用户响应申报N碳权再修正到达截止时间?Y核算发用电不平衡量出清是否Y缺额碳权量实时碳权价格含火电?实际用电是否平衡?NN碳权费用仅核算响应Y电量收益出清不平衡电量响应量响应收益核算本轮不平衡电量的响应量、价格信息电-碳市场成本核算调用高价备用电源Fig.3图3电-碳市场协同运行数据交互流程Datainteractionprocessofelectricity-carbonmarketcollaborativeoperationFig.2结束此，需要考虑未来经济发展情况。在“十四五”规划中，要求碳排放量较“十三五”期间降低18%，即未图2调控响应流程图来单位国内生产总值（GDP）的碳排放量为2016年Flowchartofregulationresponse至2020年平均碳排放量的82%，所以在考虑国家经济发展速度的前提下，应降低单位GDP的碳排放示。电力市场需要将用电交易出清结果信息发送到量。单位GDP的碳权配额降低，需要考虑经济增速碳权市场的碳权核算功能模块，计算电力用户的碳和单位经济增长这2个因素，即“十四五”期间相比权缺额，系统自动更新全国碳权交易市场的实时碳于“十三五”期间经济增长对应降低的碳排放量，如权交易价格，并折算成当前用电碳权成本；电力用户式（1）和式（2）所示。接收到用电碳权成本后，结合自身用电和调控响应的需求，决策并申报参与调控响应的电量；调控响应ERQ，t=(CI，t-1-CI，t)AGDP，tt=2021，2022，…市场出清负荷侧市场主体响应中标结果，核算响应电量的碳权。负荷主体结合响应出清结果和响应中∑TERQ=ERQ，t（1）标电量对应减少的碳权，再次核算负荷侧用电的缺t（2）额碳权，核算本时段用电量及对应碳排放的成本。最后，结合用电成本、响应收益以及响应电量的碳排式中：ERQ，t为t年碳减排配额；TERQ为t年内碳减排放成本，计算本时段的综合用电成本。配额总量；CI，t为t年整体碳排放强度；AGDP，t为t年内2用电碳成本分摊与核算方法GDP。式（1）为“十四五”期间各年降低的碳排放2.1用电免费碳权配额方法目前，发电碳排放配额方法需结合具体业务进量，式（2）为降低的总碳排放量。行选择，可选方案主要包括“共同参与但区别责任”结合各年国民经济增长率和碳排放降低率，各的原则［16-17］、祖父分配方案［18］、人口规模方案等。然而，本文侧重于电力用户参与电力市场的公平和经年碳排放和经济增长预测值如式（3）至式（5）所示。济性研究，为降低市场和各地政策不确定性对碳权市场经济效益的影响，采用体现碳权配额人人平等CI，t=CI，s(1-α)t-s（3）的人口规模方案［19］。AGDP，t=AGDP，s(1+β)t-s（4）考虑人口规模方案是按照核算人均单位经济增量对应碳排放量来衡量经济发展的碳排放成本，因e-sCI，e（5）α=CI，s64式中：e和s分别为碳排放核算的终止和起始年份；α和β分别为参考年份到t年的碳排放降低率和经济增长率，按照政府工作报告中的全国各省平均增长庞腊成，等面向电-碳市场协同的负荷响应机制与效益分析初探率，β取6.5%。所示。结合文献［16］所提的人口规模方案，提出每个Qz=Qh+Qx（9）人的碳权配额量，如式（6）和式（7）所示。Qh（10）CR，n=QnδeE=ANGDP，tGDP，t（6）p，tQzE=EC=EEI，tC-CI，t-1I，t（7）∑∑δe=m（11）GDP，tI，tGDP，tNp，tδgQh，g式中：EGDP，t为t年每个人的平均年收入；Np，t为计算g=1mQh，gg=1碳权对应年份的统计人口；EEI，t为t年每个人的平均式中：Qz、Qh、Qx分别为总用电量、火电量和新能源碳排放量。电量；CR，n为电力用户n用电的碳排放量；δe为电力按照用电费用所占自身经济比例，核算对应用用户的单位电量的碳排放率；δg为政府核算的火电电碳排放配额量，即通过用电费用占全部开支的比厂第g个机组的碳排放系数；Qh，g为火电厂第g个机例提出对应用电碳权量，从而确定居民免费碳排放组的发电量；Qn为电力用户n的用电量；m为并网火配额量，如式（8）所示。电机组数量。∑DE，t=EEI，tfd（8）根据用电碳权配额量与实际的碳排放量可得需z要参与碳权市场交易的碳权量ΔCR，n为：μkfkΔCR，n=CR，n-EEI，t，n（12）k=1式中：DE，t为t年用电对应的碳排放量；fd为用电费式中：EEI，t，n为t年电力用户n的平均碳排放量。用；μk为第k种生活开支类型对应折算成用电费用3响应调控的用电成本建模的折算因子；fk为第k种生活开支类型的费用；z为生3.1实时响应用电价格设计活开支类型的总数。利用市场主体“趋利性”特征，实时披露电价和2.2用电碳排放量核算方法响应收益，引导电力用户参与调控需求响应交易，使电力用户的实际用电碳排放率存在差异，涉及发电并网类型、机组碳排放率以及从发电侧至用电电力用户主动调整负荷功率，满足电网安全、低碳的侧的电网架构分布。结合电网拓扑的碳排放流理论［13-14］，对落点区域的调控响应火电占比进行计算，运行要求。因此，本文提出实时反映电力供需紧张如图4所示。程度的实时电价，包含响应交易出清电价和反映供需不平衡电量的弹性电价。其中，出清电价为响应光伏电站2电网不平衡电量的发电成本，弹性电价则反映了市水电站场实时供需的紧张程度。需要指出的是，不平衡电光伏电站1电站量在时间上存在连续性，即本时段的电量紧张程度核算核算断面与上一时段的市场电量供需关系存在关联。故本文电站断面输电塔将上一时段的弹性系数折算到本时段，结合文献…［20］中提出的弹性电价模型进行改进，如式（13）所变压器示，并提出连续弹性系数以反映日内负荷侧电力用火电站变压器核算户响应不平衡电量的弹性系数变化对本时段弹性电断面价的影响，如式（14）所示。未来交易时段对本时段风电站…的电量供需影响尚未明确，故取值为1。输电网络;电能潮流;负荷主体;落点区域∑∑Ct=T（13）图4负荷侧用电碳排放占比核算方法示意图QIL，iPc，t-1Fig.4Schematicdiagramofaccountingmethodforcarbonemissionproportionofpowerconsumptionati=1TloadsideεiQneed，ii=1为简化用电侧用电碳排放率计算方法，按照并「■■■ε1，10⋯00■■■■网电量和实测碳排放率依次计算各负荷侧落点电量■■■■ε2，1ε2，2⋯00■■■■和对应电能碳排放率，中途并网线路需要重新对火⋮⋮力发电并网电量占比进行更新，如式（9）和式（10）εi=■■⋮⋮（14）■■ε，εi，2⋯εi，i0■■■i1εi+1，2⋯εi+1，i1」■■εi+1，1http：//www.aeps-info.com652022，46（22）·学术研究·式中：Ct为弹性电价；QIL，i为时段i的不平衡电量；电网不平衡电量一般由新能源发电和电力用户Qneed，i为时段i的用电量；T为本时段总数；Pc，t-1为未按照日前或日内发、用电计划执行导致，维护电网响应市场主体的日内本轮交易中标价格；εi为负荷平衡产生的响应费用按照发、用电的偏差电量分摊市场主体响应电网不平衡电量的弹性系数矩阵，反机制进行分摊，如式（20）所示。映实际供给量与需求电量之间的比值关系；εi，i为T∑En，i自弹性系数；εi，j为时段i对时段j的延迟影响，一般E'n，o=i=1Qn"，o（20）前3个时段会对本时段的电量供需带来影响，且越T∑Qn'，i靠近本时段的延迟影响越大，如式（15）所示。i=1∑3（15）式中：En'，o为市场主体o需要承担的费用；En，i为时段i响应电网不平衡电量的费用；Q'n，i为时段i响εi=σεi，i+τjεi，i-j应的电量；Q"n，o为市场主体o未按照计划发、用电量。3.3响应用电综合成本分析j=13.3.1响应用电成本分析式中：σ为自弹性系数修正系数；τj为相邻时段j的互本文考虑用电碳排放费用，则电力用户的用电弹性修正系数；εi，i-j为互弹性系数。成本将包括电能量和用电碳排放治理费用2个部分，如式（21）所示。其中，碳市场为金融市场，交易随着全国统一电力市场开放交易，需要兼顾电价格随市场供需关系变化，用电碳权交易量为碳权力fk的价格风险管控要求，即引入电力交易价格上配额量、调控响应电量的折算碳权之差。实际用电结算价格由交易出清电价和弹性电价组成，电能供下限约束。同时，为保证交易能够实际交割，需要限需关系由弹性电价体现。{制电力用户参与调控响应交易的申报电量，即Ci，min≤Cc≤Ci，max（16）Cc=Cs+Ct式中：Ci，max和Ci，min分别为用电价格的上、下限；Cc和Cs分别为实际结算电价、市场主体申报价格。Qn，min≤Qn'≤Qn，max（17）Ef=Ps(Q's，n+Qn')-Qn'(Ps'+Ct)+式中：Q、Qn，min、Qn，maxn'分别为电力用户单位时段响(CR，n-EEI，t，l-EEI，t)Pt，s（21）应的最小电量、最大电量、中标电量。式中：Ef为电力用户的用电费用；Ps为电力用户购电力用户响应电网不平衡电量不仅需要考虑响电申报价格；Q's，n为电力用户n的实际用电量；Pt，s为应电量约束（式（17）），还需要考虑电力用户在连续电力用户参与碳权交易的交易碳价；EEI，t，l为负荷主时段内叠加的响应电量，如式（18）所示。体l的碳排放量。■■■δ0pto≤px≤δ1pto3.3.2碳排放成本影响分析■■-pta，0电-碳市场协同运行需要考虑用电碳排放成本■■pto=δ0■■■■pta，1=δ（18）对电力用户用电造成的影响，碳权价格变化率会影响电力用户响应电力调控的积极性。因此，需要在■■■pto1电力市场价格相对稳定的情况下，研究碳权交易价式中：δ0为反向（增加负荷用电）调整系数；δ1为正向格变化对负荷侧市场主体用电成本的影响。结合式（降低负荷用电）调整系数；pto为电力用户的负荷总（13）反向推导出碳权价格变化对碳权需求量的影功率；px为电力用户申报响应电力的调整负荷功率；响，如式（22）所示。pta，0为反向调整负荷功率；pta，1为正向调整负荷Δpc，t=ΔTDMPc，t-1（22）εc，iTneed功率。式中：Δpc，t为t时段碳权交易价格变化量引起的电3.2电量响应收益分析价变化量；ΔTDM为用电对应碳权缺额；Tneed为用电电力用户通过协议或临时响应申报的方式参与对应实际需求碳权量；εc，i为时段i的碳权弹性系数。调控响应交易，其中电网需求响应电量对应的结算结合用电和碳排放之间的关系可以得到：价格包括中标的出清电价和弹性电价。需要注意的■■ΔTDM=δtQDM是，在分布式交易过程中，中标的出清电价可能会不■Tneed=δtQtx（23）同。负荷用电响应的收益如式（19）所示。En=Qn'Pc'=Qn'(Ps'+Ct)（19）δt=αtβt（24）式中：En为响应电网需求电量的收益；Pc'为响应电Δpc，t=αtβtQDMPc，t-1（25）量的综合价格；Ps'为响应申报电价。εc，iαtβtQtx66庞腊成，等面向电-碳市场协同的负荷响应机制与效益分析初探QDM=Δpc，d，tεc，iQtx（26）布模型随机生成电力用户在0~0.6之间响应电网需pc，t-1求而调整负荷功率比。表1为该小区某日18：00—18：15时间段的供需电量响应情况，供需比为式中：δt为t时段用电单位碳排放修正系数；αt为t时240kW·h/350kW·h。附录A表A1为月度小区用段单位用电量的火电占比；βt为t时段单位火电单位电实际需求和响应电量交易情况，供需比为230MW·h/250MW·h。发电碳排放系数；Δpc，d，t为碳权交易价格在t时段的小区供电拓扑如附录B图B1所示。该小区变化量；Qtx为电力交易出清电量；pc，t-1为碳权交易15min的供电包括火电220kW·h、光伏2kW·h、风电18kW·h，根据2.2节的用电碳排放率核算方法可t-1时段的历史交易价格；QDM为碳权价格变化导得该时段的用电碳排放率为0.733kg/（kW·h）。月致电力市场主体响应调控需求的变化量。度供电包括火电197MW、光伏10.5MW、风电22.5MW，该月用电碳排放率为0.685kg/（kW·h）。根据碳市场价格变化导致的调控响应需求变化单时段与月度用户响应电量对应减少的碳排放量分的成本分析如式（27）所示。别如表1和附录A表A1所示，合计分别减少80.63kg和1370kg。Ef'=Qtxptx-QDMpdm+(Δpc，t+pc，t)(Tneed-ΔTDM)（27）式中：Ef'为碳权价格变化后的负荷市场主体的用电成本；ptx为电力交易出清电价；pdm为响应电网调控需求的交易电价。4算例分析Table1表1日内某时段调控响应交易信息Regulationresponsetransactioninformation4.1省级人均年碳排放量核算为简化电力用户的用电碳权配额量，以2021年inacertainperiodoftheday为基准，计算2022年的负荷侧电力用户的用电碳权中标减排中标价格/中标减排中标价格/配额量。根据式（1）至式（8），结合中国江苏省经济电量/量/kg(元·(kW·电量/量/kg(元·(kW·情况和碳排放量，即2021年的GDP约为11万亿元，(kW·h)(kW·h)碳排放量超过5亿t，经济增长率取6.5%；2022年在h)-1)h)-1)2020年的基础上经济增长率为6.5%，单位GDP碳排放率降低3.6%（以“十三五”为基准，“十四五”的8.66.30380.3691013.69.96880.3790单位GDP碳排放率降低18%），2021年的江苏省人口总数约为0.85亿人。10.87.91640.369102.11.53930.3799综合以上分析，可以计算出2022年全社会碳排12.28.94260.369156.34.61790.3833放量约为5.2亿t，其中，电力行业占到全社会碳排放量的40%［15］，约为2.08亿t，而居民用电占比约为全4.02.93200.369251.81.31940.3910社会发电量的15%~20%［21］，即居民用电碳排放量约为0.31亿t至0.45亿t，江苏省人均年用电碳7.45.42420.369303.22.34560.3940排放量在370~530kg之间，按照单位煤发电与碳排放转换率来看［22-23］，居民人均年火电用电量约11.28.20960.371002.41.75920.3950为479~639kW·h，每月约为40~53kW·h。据2021年10月统计消息，国内发电侧火电上网比例超3.52.56550.371501.91.39270.395970%［21］，所以按照经济发展规律，居民每月总用电量约为52~69kW·h。文献［20］指出，负荷侧电力15.010.99500.374002.01.46600.4010用户可响应电网不平衡电量的比例高达自身总负荷的60%以上，所以对于负荷参与电力需求响应需要2.21.61200.375001.81.31940.4010进行经济效益和环境效益的分析。4.2调控响应交易基础数据整理选取小区的人均用电年排放量为500kg，则家庭平均碳排放量为1500kg/户，每月排放125kg，每按照以上人均用电碳排放量范围，选取江苏省日约排放4.17kg。按照目前欧洲成熟碳市场的交南京市的某小区作为模拟数据参考来源。社区在供易价格来看，碳权价格在不断上升，2021年平均交电所的开户数约为1600，其中常住人口约3900人，易价格为90欧元/t［24］，约为0.9元/kg。则对应发电最近一个月的用电量约为250MW·h。采用正态分碳排放量约为0.8kg/（kW·h），对应单位火电碳排放成本为0.72元/（kW·h）。2021年中国碳排放交易价格（以上海能源交易所为准）约为60元/t，即0.06元/kg，则对应单位火电碳排放成本为0.048元/（kW·h）。用户响应电量对应的碳权国内价值分别为4.84元、82.2元，未来价值（以欧洲碳权价格）分别为72.567元、1233元。4.3弹性价格模型验证为验证本文所提弹性电价的有效性，将弹性系数依次从0.1~0.9按照0.1的梯度进行取值，同时不平衡电量分别从0~20MW按照2MW的梯度进行http：//www.aeps-info.com672022，46（22）·学术研究·取值，验证弹性电价与弹性系数和不平衡电量之间电价存在较大差异，主要是因为日内交易的不平衡的关系，如图5所示。电量达到了31.4%，而月度不平衡电量仅为8%，所以月度弹性电价主要反映本月电量供需情况，而日弹性电价/(元·(kW·h)-1)0.5内单轮弹性电价明显高于月度，主要是因为日内的0.4实时供需偏差量相对于月度整体供需而言，实时电网不平衡电量的调控需求较高，可以通过实时电价0.3反映电能的实时市场供需价值。4.4日内响应电-碳市场收益分析0.2电力用户调控响应不平衡电量的收益包括响应0.120电量对应的交易费用、弹性电价对应的弹性收益以及响应电量对应的减排收益，其中响应电量对应的01.0015减排收益分为欧洲发达国家和中国市场价格进行讨10/MW论。从附录B图B3可以看出，电力用户获得收益直0.2接与自身响应不平衡电量和申报交易电价有关，响0.4量应的不平衡电量越多，获得的综合收益越高，同时申5衡电报的响应价格越高，获得的较好收益越多，但需要承弹性系数0.60.8担可能不中标的风险。如附录B图B4所示，本轮不平平衡电量情况下的弹性价格为0.1687元/（kW·h），不最终各响应主体的交易实际价格取决于参与响应交易的申报价格。实际交易价格与固定电价的比值反(a)散点图映出本文的绝大多数成交价低于固定电价，说明本案例分析所选弹性系数较合理，能够将交易价格稳弹性电价/(元·(kW·h)-1)0.5定在合理范围内。0.4目前，中国碳市场开市时间较短且碳市场化程0.3度尚未达到欧洲发达国家的程度，导致单位碳排放价格较低。从附录B图B5可知，中国面向电力交易0.2的碳权交易价格相对欧洲还存在较大差距，其中，中国与欧洲响应分摊后的用电单价曲线之间的差值是0.120中国用电碳排放价格增长的空间。所以，以欧洲碳交易收益作为引导负荷侧弹性负荷资源参与调控响15应的收益较大，但中国碳市场成长空间需要进一步挖掘。010量/MW参与电力调控响应的日内单轮电力交易情况如0.2附录B图B6所示，电力用户通过响应不平衡电量，降低发电侧电能供应和发电碳排放量，并获得响应0.45衡电电量的用电收益和碳权补贴。引导电力用户参与日平内调控需求响应交易，可以达到节能减碳的效果，如弹性系数0.60.8不附录B图B7所示，如果仅考虑电力用户响应不平衡1.00电量在社会效益方面的影响，降低的用电费用和费用比例效果不明显。但如果将响应费用分摊到单位(b)曲面图用电量，固定用电价格为0.817467元/（kW·h），相比于电力用户自身申报的价格增加了100%，对激图5弹性系数和不平衡电量与弹性电价的关系励电力用户积极参与响应交易以降低自身用电成本Fig.5Relationshipamongelasticitycoefficient,具有一定的引导力。unbalancedelectricityquantityandelasticelectricityprice结合图5（a）可以看出，在弹性系数一定的情况下，不平衡电量越大，弹性电价越高；不平衡电量一定时，弹性系数越小，弹性电价越高。不平衡电量越大，需要更多负荷侧电力用户参与不平衡电量响应，故需要更高的电价激励电力用户响应不平衡电量。弹性系数越小，表示电力用户可调节弹性负荷资源越少，从而需要更高弹性电价激励电力用户响应不平衡电量。图5（b）中的弹性电价受弹性系数和不平衡电量共同作用，可以根据市场需求调整弹性系数已达到预期的弹性价格达到引导负荷侧电力用户参与响应交易的效果。本文算例中月度和日内响应交易对应弹性系数的弹性电价如附录B图B2所示。月度和日内弹性68庞腊成，等面向电-碳市场协同的负荷响应机制与效益分析初探4.5月度响应电-碳收益核算分析应负荷侧用电碳排放量越少。社区电力用户响应电网安全稳定需求的月度收5结语益如附录B图B8所示，响应不平衡电量的收益占总收益的绝大部分，由于月度不平衡电量仅为8%，所本文结合新型电力系统和“双碳”目标要求，以以弹性响应收益占总收益的8%~10%，可知本文全国电力市场与碳权市场的市场化程度不断加深为月度弹性系数选择在合理范围内，并且电力用户的研究背景，在电力用户具备电-碳市场直接或间接参响应收益与响应电量紧密关联，即响应电量越多，获与能力的前提下，结合源荷互动协同的电量平衡维得的响应收益越多。本文案例的月度响应交易市场护需求，探索电力用户响应调控需求的电-碳市场协收益分析如附录B图B9所示，通过对比中国与欧洲调机制与效益分析方法。本文采用实时电量耦合电响应调控的响应收益可以看出，碳权交易的费用对网不平衡电量，调整实时交易电价，引导电力用户调负荷侧市场主体响应电网安全运行的影响较大，从整弹性负荷资源，维护电网供用电平衡。同时，分别中国和欧洲月度碳权交易费用除以中国月度碳权交构建电力市场和碳市场响应电量的收益分析模型，易费用得到的中国碳市场潜力可以看出：为实现源对响应不平衡电量的收益进行分析，验证了本文响荷互动交易市场的构建，电力碳权交易价格是引导应价格模型、交易机制等的有效性。最后，通过中国电力用户响应电网不平衡电量的重要经济激励和欧洲碳权交易价格的差异可以看出，未来中国碳手段。市场的发展潜力巨大，仍需进一步协同电力市场与碳市场的交易机制融合，通过市场引导源荷低碳灵按照本文案例的月度响应数据，用电量和碳排活互动，维护电网安全稳定。放量均减少，符合节能减排的可持续发展要求。针对响应调控需求的电力用户收益，响应收益按由少需要指出的是，本文的算例数据选取均来自相到多的顺序依次为无弹性电价的对应收益、月度收关行业或政府等公开发布的报告，针对特定区域或益（含弹性收益）、含碳排放收益（中国标准）、含碳排群体可能会存在一定的偏差。因此，后续需要进一放收益（欧洲标准）。收益越大，对市场主体的吸引步加强负荷侧用电特征和区域经济发展数据的特征力越大，响应的效果会越好。目前国内可以通过调匹配研究，提高负荷用电与经济发展之间的匹配整弹性电价的弹性系数来改变实际交易价格，未来关系。需要更加关注用电碳排放成本对用电的影响。本文研究受到南瑞集团科技项目为验证碳权价格对电力市场价格的影响，按照(524609210158)的支持和帮助，特此感谢！式（22）至式（25）分析碳权交易价格变化对电价的影响，同时结合式（26）进行碳权价格影响导致的响附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/应电量的变化对负荷侧市场主体响应调控需求的用aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读电成本分析。市场参数如下：月度碳权交易基准价网络全文。格为0.06元/kg、需求电量为250MW、小区平均用电价格为0.3582元/（kW·h）、碳权价格弹性系数为参考文献0.9，碳权交易取值如附录A表A2所示。［1］二氧化碳排放占四成，电力低碳助力早日碳达峰［EB/OL］.结合附录A表A2中数据分别计算碳排放价格［2020-12-01］.http：//www.tanpaifang.com/tanjiaoyi/2020/120从0.04~0.10元/kg，以0.005为梯度的按照碳权进1/75598_3.html.行响应用电的费用、按照计划用电的费用以及费用Carbondioxideemissionsaccountfor40percent，lowcarbon对比情况，如附录B图B10所示。图中，电力用户根powerhelpscarbonpeakassoonaspossible［EB/OL］.［2020-据碳权价格而变化，参与调控响应市场的用电成本12-01］.http：//www.tanpaifang.com/tanjiaoyi/2020/1201/随参与响应电量不断降低，响应收益对应减少，同时75598_3.html.低碳权价格对电力用户的用电合理规划约束不够，导致用电量有所增加，综合导致电力用户的用电总［2］王彩霞，时智勇，梁志峰，等.新能源为主体电力系统的需求侧费用和碳排放量会高于计划值。从图中可以看出，资源利用关键技术及展望［J］.电力系统自动化，2021，45（16）：用电成本降低量和降低比例受到电力响应弹性电价37-48.的影响而呈现二次线性关系，减少的碳排放量与响WANGCaixia，SHIZhiyong，LIANGZhifeng，etal.Key应电量之间呈现一次负相关，即响应的电量越多，对technologiesandprospectsofdemand-sideresourceutilizationforpowersystemsdominatedbyrenewableenergy［J］.AutomationofElectricPowerSystems，2021，45（16）：37-48.［3］吴润基，王冬骁，谢昌鸿，等.空调负荷参与配电网电压管理的分布式控制方法［J］.电力系统自动化，2021，45（6）：215-222.http：//www.aeps-info.com692022，46（22）·学术研究·WURunji，WANGDongxiao，XIEChanghong，etal.pathtocarbonpeakandcarbonneutrality［J］.HuadianDistributedcontrolmethodforair-conditioningloadparticipatingTechnology，2021，43（6）：33-40.involtagemanagementofdistributionnetwork［J］.Automationof［12］吉斌，刘妍，朱丽叶，等.基于联盟区块链的电力碳权交易机制ElectricPowerSystems，2021，45（6）：215-222.设计［J］.华电技术，2020，42（8）：32-40.［4］丁剑，方晓松，宋云亭，等.碳中和背景下西部新能源传输的电JIBin，LIUYan，ZHULiye，etal.Designofcarbonemission氢综合能源网构想［J］.电力系统自动化，2021，45（24）：1-9.permittradingmechanisminpowerindustrybasedonDINGJian，FANGXiaosong，SONGYunting，etal.consortiumblockchain［J］.HuadianTechnology，2020，42（8）：Conceptionofelectricityandhydrogenintegratedenergynetwork32-40.forrenewableenergyt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consideredandamarket-orientedsource-loadinteractivetradingenvironmentisbuilt.Then,theaccountingmodelofcarbonemissionfrompowerconsumption,theelectricity-carbonmarketcollaborationmode,thecostaccountingofcarbonemissionfrompowerconsumptionandtheanalysismethodofrespondingmarketbenefitforloadsubjectsparticipatingintheregulationresponsetradingareproposed.Bycouplingtheunbalancedelectricityquantitythatneedstheregulationresponsebyelasticelectricityprice,thefunctionoftrackingandadjustingthesettlementelectricitypriceinresponsetodemandcanberealized.Theproposedelectricity-carbonmarketcollaborationmechanismandmethodareverifiedbyanexample,whichcancoupletheunbalancedelectricityquantity,changetheelectricitycostandcarbonemissionbenefit,andencouragetheloadsubjectstoparticipateintheregulationresponse.Thepricemeansandmarketbenefitanalysismethodofmarket-orientedregulationofloadelasticresourcesareprovidedtobringloadelasticresourcesintotheregulationscopeandimprovetheregulationeconomyandenvironmentalprotectionbenefits.ThisworkissupportedbyStateGridCorporationofChina(No.5100-202155294A-0-0-00).Keywords:electricitymarket;carbonrightmarket;collaborativetrading;benefitanalysis;datainteraction;demandresponsehttp：//www.aeps-info.com71