1 需求响应的概念与分类
1.1 概念需求响应是用户在正常的消费方式下,根据市场电价变化,或通过所激励报酬机制降低高峰时电价,或在系统可靠性受到威胁时进行反应,改变其固有用电模式的行为。
需求响应项目允许用户在负荷期间减少用电以换取低成本电价或电价回扣;它是系统组合方法的一部分,包括能效与整体资源保护计划;它能够成为系统容量运行储备,应对负荷不确定性,是重要的系统风险管理工具。
典型的需求响应项目是依据市场电价机制和激励机制进行削峰填谷,缓解系统短期容量缺额,达到延缓电源、输配电线路投资的目的。
1.2 分类需求响应一般可分为“基于电价的需求响应”和“基于激励机制的需求响应”两类[6]。
(1)基于电价的需求响应是指电力用户响应市场电价变化(如实时电价、主要峰荷电价和峰谷分时电价)而改变用电方式。
(2)基于激励机制需求响应项目由电力公司、负荷服务公司以及区域电网运行管理机构建立。这些项目对电力用户实施一些减少使用负荷的激励措施(如通过附加或脱离零售电价的方法),这些激励措施可以是不变的,也可以是时变的。当电网管理者认为需要满足系统可靠性,或者电价太高时,就需要采取减少负荷的激励措施。
2 需求响应的成本与效益分析需求响应产生的效益主要体现为:通过提高供电效益实现资源节约,并通过市场确定谁获利、靠什么措施获利以及获利多少。通过跟踪这些效益的流向,来指导电力市场下的需求响应。
2.1 需求响应成本需求响应成本可分为参与成本和系统成本。
参与成本又分为参与初始成本和参与特定事件成本;系统成本又分为系统初始成本和系统在实施项目成本。个人用户调整用电方式引起需求响应的参与成本,而系统成本由DR项目的实施机构为了建立相应的基础支持实施而产生。参与成本一般由参与DR计划的用户来承担,而系统成本由DR实施机构进行承担。
参与初始成本包括使能技术投资和建立响应计划成本。使能技术成本包括灵巧温度调控、峰荷控制、能量管理控制以及用于备用服务的现场发电机等。参与特定事件成本一般是指用户承担意料到的电力使用的“机会成本”,一般包括用户舒服、环境美好降低、重新安排付款期限成本、现场发电机燃料和维护成本等。
系统初始成本可分为测量/通信系统的更新、公司设备或软件费用、公司中账单系统的升级以及电力用户教育成本等。系统实施项目成本包括项目管理、销售/招募新人员、对参与用户的支付、项目评估以及测量与通信成本等,它适用于基于激励需求响应项目和可选择电价。
对于基于激励机制的需求响应项目,附加成本也包括支付给参与用户的费用;对于大多数选择基于默认电价的,则没有与任何其它默认电价相关的增量实施成本。无论如何,系统在实施成本主要依赖于在使用的测量和通信基础设施,以及在运行设备。
2.2 需求响应效益需求响应的效益可分为3类:直接效益、间接效益和其它的效益。直接效益能够直接使参与承担需求响应调整的用户受益,而间接效益和其它效益只有其中部分电力用户能得到好处。直接和间接效益可以用货币进行量化,而其它效益量化和货币化则比较困难。
直接效益可分为经济效益和可靠性效益。属于经济效益的有结算存款、激励机制支付等方式;可靠性效益措施有减少强迫停机、减小系统停电的风险,以及多样化资源以维护系统可靠性,如分布式电源等。
间接效益分为短期市场影响和长期市场影响。从需求响应来讲,短期市场影响是对需求响应最直接、最容易量测的财政效益资源;长期市场影响依赖于需求响应调整系统或当地峰荷需求的能力,推迟电网扩容增建电厂、输配电网等基础设施。这是因为电力部门是以资产为核心的资产密集型企业,避免容量投资可以节省大量的资源。
其它效益主要包括更加稳健的零售市场、市场性能、环境以及能源安全效益等。
2.3 需求响应的经济与可靠性效益需求响应的经济效益可分为短期市场影响的供电成本和长期市场影响的容量效益两部分。
(1)短期市场影响:供电成本与市场电价短期市场影响是通过允许用户基于边际供电费用(而非平均供电费用)决定他们的用电方式,以提高经济效益。
经济理论认为:当消费决策是基于对供应边际成本价格的反映时,资源才会得到最有效的使用。在电力市场中,边际电量供给曲线是通过订购从最低到最高运行成本的发电机来形成的。
由于电力系统电能产生的技术特点，供给去曲线的右部向上部分变得陡直增长。这意味着当电力需求接近系统电源安装能量时,任一小的需求增加都将迫使增加更多的发电成本,即在需求已经很高的情况下,电量边际成本对需求的变化非常灵敏。不管电价如何,电力需求可用一条从左至右向下延伸的曲线来刻画。从图1可知,最有效的电价和电能使用是供给曲线和需求曲线的交叉点。图1中阴影部分表示资源损耗,资源损耗是指零售电价不能够反映边际供给成本时的情况。
短期市场影响可用图2来说明。供给曲线反映了电力公司的供给成本,这些成本包括公司拥有的电厂和其它批发电力购销。如果预测需求为Q,那么调整消费到QDR的需求减小将使公司避免增加图中右边阴影部分的供给成本[3]。
对于区域电力市场来说,相同的用电负荷减少或调整会产生更大的影响。由于电源之间的竞争,每个电厂的竞价反映了他们的边际运行和维护成本。在某些情况下,附加的边际成本甚至会超过固定成本。同时,负荷服务公司也进入市场竞价他们期望的负荷需求,制定需求曲线。最后将负荷服务公司最后所购买电厂的竞价电价设置为整个电力市场的市场清算电价。这意味着需求的减少(Q-QDR)不但避免了在一体化管理下的可变成本储蓄的供应,而且也降低了市场上所有购买其它电量的电价。
另一个市场的影响是通过图2中上面矩形阴影部分所表示的,这部分影响依赖于电价减小水平(P-PDR)和在应用市场上电量的交易量。负荷服务公司通常与发电厂以混合双边远期合同委托他们的期望能量需求,并且以前天的实时电价购买电量,如图2中的点线。
(2)长期市场影响:容量效益需求响应的长期市场影响取决于减少系统峰荷需求。调整系统峰荷需求能够避免或延期建设新电厂、输电线和配网容量的需求,相当于为对电力用户作出了电能储备。
由于发电容量是非常昂贵的,大概每年费用为5 000~100 000USD/MW[3],因此,需求响应取代了安装新的基础设施,可以避免配置巨大的成本储备。边际容量一般指的是峰时发电单元。通常,在每年的峰荷期间,增加发电机以满足每年中几小时的峰荷期间的负荷需求。对美国来讲,目前峰荷发电电源通常为燃烧天然气电厂,每年资本成本约为75 USD/kW。
输配电网系统容量投资也是资产密集的,需求响应可以减少在基础设施容量附近的最大需求,也能够避免巨大的成本储备。因此,基于容量需求响应项目的价值具有广泛的应用前景。实际上,降低尖峰需求就是按照设计节制系统的峰荷期间的最大需求。由于存在系统尖峰需求预测误差,因此项目管理者必须制定一些条款以确保系统需求响应计划的合理应用,能够有效降低系统尖峰需求预测的误差。
(3)系统可靠性效益除了提高电力市场的效益,需求响应也能够对系统扰动反应进行评价。这些扰动往往会威胁调度维护整个电网可靠性的能力,增加强迫停机的可能性和范围[8]。
系统运行人员可以安排某些发电资源用做系统储备,以覆盖实时负荷服务要求,避免停机。在系统运行期间,必须维持预测需求的5% ~7%的储备。而基于需求响应的负荷调整能够用来取代一些备用电源,重新平衡系统的负荷与供给。
通过提供有助于恢复储备的负荷削减或调整以及为系统提供微增率可靠性效益,需求响应能够增强系统的可靠性。
通常,系统运行人员只有在用尽了所有可获得容量和运行储备之后,才安排启动紧急需求响应项目。当运行储备被要求启动备用资源服务于电力负荷时,此时如果附加替代资源不可获得,那么维持系统运行储备的水平就会降低。系统运行人员通过实施紧急需求响应计划参与调整负荷需求,能够减少系统脆弱性,因此可以实现减少系统需求和运行储备的要求。这意味着一些发电资源能够恢复到备用状态,以防备新的扰动事件的发生[9]。图3说明了这个影响,提供了一种进行估算这些可靠性效益的方式。
在某一时段,安排以电价P1提供D1电能容量。在这段时间期间,如果在系统发生一个扰动,此时供求曲线将向左边移动,或将用户需求曲线推向右边;如系统突然出现需求波动,系统的需求电量将从D1移向D2,因此供求曲线与需求曲线不再有交点,系统储备不足由需求曲线D2表示。
通过激活基于激励需求响应项目进线启动用户需求缩减,使系统回到D1。因此,消除了系统的储备差额。
当供电电价由市场电价P1决定时,需求调整的价值由强迫停机减少概率来定义。经济学家通过定义失负荷价值(VOLL)来做为提高系统可靠性措施[10],这是由于失负荷价值反映了用户边际用电价值。失负荷价值与预期缺电量的乘积货币化了负荷减少的价值。即图3中阴影矩形,缩减的负荷对应着预期缺电量的数量。因此,紧急需求响应项目能够提高低成本、微增率资源( incre-mental resources),以保持在不同市场结构下的可靠性。
3 国外需求效益的实践情况2003年国际能源机构开展的需求响应资源研究,旨在推广将需求响应资源融入各国电力市场中,研究实现特定目标的必要方法、业务流程、基础、工具和实施进程[11]。建立需求响应资源对电价、系统备用、容量市场和市场流动性的影响模型,确定需求响应资源的价值。美国、英国、丹麦、瑞典等国在实施需求响应的研究和应用方面是比较成功的国家。
美国新英格兰地区电力系统的运行机构实施的需求响应计划分为两类:一类是负荷响应计划;一类是价格响应计划。用户只能选择参与其中之一,且减少负荷必须不少于100 kW ,不多于5MW。对不能减少100 kW但仍想参加该计划的用户,可以进行组合,组合后的负荷总量必须超过100 kW且必须位于同一区域。参加负荷响应计划的用户根据电力运行机构的指令进行调节,减少电力负荷用户可获得补偿[12]。
英国电力市场为了应对突然下降的频率问题,除了发电机推广功率支持外,要求需求侧也可以响应频率的变化。如英国的各水泥制造厂通过与电力系统的ISO签订双边合同参与频率响应。
在丹麦, ENERGINET的一个引导工程的备用发电容量为50MW,而在丹麦工业中,DR的潜能预计有380 MW,大约等于丹麦峰值负荷的7%[13]。
1998年加拿大阿尔伯塔实施了需求响应的可中断负荷计划,参与者在系统供电紧张的情况下根据系统控制中心调度指令的要求自愿减少其用电需求。在2001年电力市场开放之前,该计划的成本由配电公司通过协商结算补偿;在零售竞争实施之后,计划的成本应由市场参与者补偿。
具体实施的规则由电力公司制定,电力公司确定成本分摊机制并向实施减负荷者进行补偿[14]。
在希腊,需求响应策略应用表现为:在某些工业行业实行特殊电价,比如铝厂、金属和造纸业,用以减少燃煤火力发电厂的出力。减少的容量和时间由TSO来决定。
4 对我国实施需求响应的建议我国的电力市场下的需求侧管理从1992年开始实施,在不断总结、充分吸收国外电力市场中需求响应发展的经验,也取得了较大进展[15-19]。
其主要措施是推广节能产品,采用分时电价,进行移峰填谷的应用研究,目前在国内许多城市推行峰谷电价获得了良好的经济效益。对于在我国电力市场下实施需求响应的建议如下。
(1)将需求响应融入进我国电力市场设计规划中。由于需求响应是能够缓解系统短期容量缺额和推迟电网升级投资以及保证系统可靠性的有效方法,所以市场设计者在电力市场的规划建设中将需求响应融入其中,以提高电力市场的效率,使需求响应在电网运行中发挥更大效益。
(2)促进电价与激励措施。借鉴国外DR的成功经验,完善我国峰谷分时电价方法,合理分配谷峰时段数;合理实施丰枯和季节性电价,在条件成熟的地区推行尖峰电价,在峰荷弹性较大的用户使用实施电价和需求侧竞价策略。
(3)优化需求响应实施策略。由政府主导,电网调度公司、供电服务公司实施以及用户的参与,共同完善和实施市场下需求响应的应用,逐步在实践中优化需求响应的实施策略。
(4)加大实施需求响应技术的力度,建立完善的实现需求响应的通信基础实施建设,开发功能全面、灵活的智能自动化仪表与负荷控制系统,在电力市场环境下构建一个完善的需求响应应用平台。
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