电力市场环境下的需求侧响应

2017-01-10 11:59:04 大云网　点击量：评论 (0)

:电力市场化改革给电力行业实施需求侧管理(DSM)))demandsidemanagement)带来了新的挑战,原有垂直垄断体制下实施DSM给电力公司带来的效益被分散,一些传统的DSM措施如负荷管理(loadmanagement)与能效(energyeffici

:电力市场化改革给电力行业实施需求侧管理(DSM)))demandsidemanagement)带来了新的挑战,原有垂直垄断体制下实施DSM给电力公司带来的效益被分散,一些传统的DSM措施如负荷管理(loadmanagement)与能效(energyefficiency)的实施基础也发生了变化。随着竞争市场的发展与完善,电力系统的利益主体逐步多元化,需求侧资源在竞争市场中的作用正在被重新认识。在电力市场竞争中引入需求响应(DR)))demandresponse),通过价格信号和激励机制来增加需求侧在市场中的作用,并将供应侧和需求侧的资源进行综合资源规划[2],是适应电力市场发展的必然要求。

电能不能大规模经济存储,而且供需双方需要保证实时平衡,电力系统的这些特性要求电网必须预先规划以确保系统运行的可靠性,也决定了电力市场在较长一段时间内并不是理想的完全竞争市场。在传统的电力体制下,只有通过新建更多的发电和输电设施来适应电力系统的发展,而在引入DR以后,由于DR的立足点是放松零售价格管制并提高需求弹性,它也是全面参与电力市场的新资源,因而,可以用相对低廉的成本来解决这些问题。各国的电力市场发展模式都在不断探索和完善中。美国加州电力市场失败的教训表明由于缺乏需求侧的实时响应,加上出现电力供应紧张情况造成了电力卖方市场。因此,只有把需求侧和供应侧同等对待,才能形成一个真正良性运行的电力市场。

基于这个背景,许多国家和地区对DR进行了广泛的研究与实践,尤其是美国在开展DR方面组织完善,取得了良好的效果。2005年8月,美国总统布什签署了能源政策法案(EPACT),该法案明确规定了将对实施DR给予大力支持,之后,美国能源部于2006年2月向美国国会提交了DR的研究报告，详细阐述了实施DR的效益和相关建议。另外,美国联邦能源监管委员会(FERC)也分别于2006年8月和2007年9月向美国国会提交了DR的年度报告,系统地分析了DR的实施背景与现状、DR对系统的影响以及高级计量基础设施(advancedmeteringinfrastructure，AMI)在DR中的应用。目前,美国加州ISO(CAISO)、新英格兰ISO(ISO-NE)和宾夕法尼亚)新泽西)马里兰(PJM)RTO等7个ISO/RTO,以及太平洋天然气与电气(PG&E)和南加州爱迪生(SCE)等众多电力公司都已经陆续建立了基于市场运作的DR项目。根据美国各个ISO/RTO的统计,在2006年夏季高峰负荷时期,通过实施DR降低了系统114%~411%的高峰负荷。其他国家和地区(如英国、北欧、澳大利亚等)的电力市场也开展了DR项目。

1需求侧响应分类

DR的概念是美国在进行了电力市场化改革以后,针对DSM如何在竞争市场中充分发挥作用以维持系统可靠性和提高市场运行效率而提出的。广义上来说,DR可以定义为电力市场中的用户针对市场价格信号或者激励机制做出响应,并改变正常电力消费模式的市场参与行为。

根据美国能源部的研究报告[3],可以按照用户不同的响应方式将电力市场下的DR划分为以下2种类型:基于价格的DR(price-basedDR)和基于激励的DR(incentive-basedDR)。

1.1基于价格的DR

基于价格的DR是指用户响应零售电价的变化并相应地调整用电需求,包括分时电价(time-of-usepricing，TOU)、实时电价(real-timepricing,RTP)、和尖峰电价(criticalpeakpricing，CPP)等。用户通过内部的经济决策过程,将用电时段调整到低电价时段,并在高电价时段减少用电,来实现减少电费支出的目的。参与此类DR项目的用户可以与DR实施机构签订相关的定价合同,但用户在进行负荷调整时是完全自愿的。目前,在美国主要

有以下3种零售电价的执行方式:

1)强制电价(mandatory-servicepricing)。强制用户执行某种电价,如强制大用户执行TOU。

2)默认电价(default-servicepricing)。设定一种电价作为用户的默认电价,如果用户不接受,可以选择其他电价。

3)可选择电价(optiona-lservicepricing)。提供、用户一个电价选择表,用户根据自身情况可以选择其中的一种。

1.2基于激励的DR

基于激励的DR是指DR实施机构通过制定确定性的或者随时间变化的政策,来激励用户在系统可靠性受到影响或者电价较高时及时响应并削减负荷,包括直接负荷控制(directloadcontrol，DLC))、可中断负荷(interruptibleload，IL)、需求侧竞价(demandsidebidding，DSB)、紧急需求响应(emergencydemandresponse，EDR)和容量/辅助服务计划(capacity/ancillaryserviceprogram，CASP)等。激励费率一般是独立于或者叠加于用户的零售电价之上的,并且有电价折扣或者切负荷赔偿这2种方式。参与此类DR项目的用户一般需要与DR的实施机构签订合同,并在合同中明确用户的基本负荷消费量和削减负荷量的计算方法、激励费率的确定方法以及用户不能按照合同规定进行响应时的惩罚措施等。

这2类DR项目存在一定的内在联系,而且可以实现互补。例如,通过实施基于电价的DR项目,可以使用户响应价格变化并做出负荷调整,从而削减价格高峰和缓解系统备用不足,进一步也可以降低实施基于激励的DR项目的必要性。因而,DR实施机构在制定各类DR项目时,需要考虑各个子类的互补性,如美国加州PG&E公司就规定参与了CPP的用户不能再参与IL等基于激励的DR项目。

由于DR和能效都可以实现削峰、减缓需求增长速度和节省用户电费支出,因而,可以将这2种资源统称为需求资源(demandresources)[5]。图1说明了在各个时间尺度上能效和各类DR项目与电力系统规划和运行的关系[3-5]。可以看出,从年度系统规划到实时市场调度,DR可在不同时间尺度上灵活部署,并参与协调市场定价与系统调度管理。