基于改進用電碳計量的綠電市場-碳市場聯動交易

周汝鑫，趙 勇，胡 斐，黃 成

（1.華中科技大學人工智能與自動化學院，武漢 430074；2.國網江蘇省電力公司電力科學研究院，南京 211103）

近年來，溫室氣體排放導致的氣候變化問題已成為全球關注的一個焦點。在2021 年全國兩會上，我國政府提出了“碳達峰、碳中和”的承諾。作為占全國總碳排放近五成的高排行業，發電行業被列入2021 年全國碳交易市場的首批覆蓋行業[1]。目前，盡管發電側是二氧化碳的直接排放者，但用電側卻也具備促進降碳減排的潛在能力。為了降低電力的碳排放，需明確用電側碳排放的責任，完善用電側碳排放的核算體系，統籌考慮綠電交易與碳排放核算間的關系，從市場的角度出發建立電力市場和碳市場的聯動交易機制，并調動用戶消費綠色電力的積極性，促進電碳市場協同降碳減排。

目前，關于電力系統降碳減排的研究大多基于“源側”視角，從電源投資規劃、低碳調度等方面展開。在電源規劃領域，文獻[2-3]通過構建實物期權模型及魯棒投入產出線性規劃IO-LP（input-output linear programming）模型，分析了電源側投資對電力系統碳排放的影響，認為投資清潔發電技術可有效降低系統碳排放。但針對電源側投資改造通常需要較長周期，減碳的時效性不高。在低碳調度方面，文獻[4-6]考慮碳捕集電廠的“削峰填谷”特性和碳排放特性，研究了含碳捕集電廠的電力系統低碳優化調度問題。然而，碳捕集設備的投資及運行成本較高，在降低碳排放的同時犧牲了一定的經濟性。從市場的角度出發，文獻[7-8]進一步考慮了參與碳交易的經濟效益，在源側引入碳交易機制，分別針對含大規模光伏及儲能的電力系統、區域電-熱綜合能源系統等構建優化調度模型。以上研究均從“源側”角度出發，通過電源投資規劃或低碳調度等手段實現碳減排。但是，傳統電力系統具有顯著的“源隨荷動”特征，上述調度模型沒有考慮用戶的主動用能行為對電力系統碳減排的影響。

隨著全國碳交易市場的不斷發展，碳排放核算將逐漸聚焦用電企業?？紤]到用戶用能行為對電力系統碳排放的作用，部分學者將研究視角轉移到“荷側”，例如：文獻[9]引入碳交易和需求側響應，建立了配電網的低碳經濟規劃方法；文獻[10]在源側引入碳捕集電廠的綜合靈活運行方式、在荷側考慮需求響應，提出了源荷互補的電力系統低碳實現機制；文獻[11]提出了一個碳交易機制下考慮需求響應的綜合能源系統優化運行模型，實現了系統經濟性和低碳性的協同。這類研究考慮了需求響應對電力系統碳減排的作用，但減碳的效果體現在節能上，忽視了用戶側主動減碳的重要激勵信號——用電碳排放因子。用電碳排放因子用于反映用戶單位用電量對應產生的源側直接碳排放量[12]，目前主要是由區域電網轄內年度發電產生的直接碳排放量與總發電量相除得到的。隨著高比例新能源的接入，現行用電碳排放因子核算的不足之處逐漸顯現：一是計量誤差較大，數據更新不及時；二是不具有差異性，不能反映用戶不同用電結構的碳排放情況；三是只具有統計意義，不能激勵用戶消納更多綠色電力[13]。鑒于此，文獻[14]提出了低碳需求響應機制，以實時動態碳排放因子為信號來引導用戶主動響應，并達到減碳目的。但是，由于綠電交易與碳配額清繳履約之間的關系尚未厘清，這些方法未能與現行的綠電交易進行有效融合，導致用戶不能通過主動消費綠電來節約碳配額，限制了碳市場與綠電市場的銜接。因此，建立相關機制體現綠電的減碳價值以聯動碳市場與綠電市場，具有積極的現實意義。

鑒于此，本文擬改進用電碳計量方法，通過設計綠電交易與用電碳排放核算的互認機制來聯動綠電市場與碳市場，構建考慮電碳聯動和需求響應的聚合商與用戶日前零售市場交易的主從博弈模型，并借助算例仿真分析綠電市場-碳市場聯動機制下碳交易價格、碳交易限額等對用戶用電結構的影響。

1 基于綠證-碳排互認機制的綠電-碳市場聯動交易

現行的區域平均用電碳排放因子法使得用戶只能通過減少用電來控制碳排放量，不能通過市場化交易手段——消費綠電來降低碳排放，因此需構建綠電交易與碳減排間的認證機制。目前，我國綠色電力交易正處于起步階段，用戶購買光伏、風電等新能源電力，可同時獲得相應的綠色證書。綠證包含了新能源上網的全部信息，因此在明確其綠色權益的歸屬后，可憑綠證中新能源供能的碳減排量在碳排放核算時抵消部分碳排放，用戶再依據核算后碳排量在碳市場進行碳配額交易，實現綠電市場與碳市場間的聯動。

1.1 綠證-碳排互認機制

首先，將區域平均碳排放因子[14]的計量周期改為月度等短時間尺度，用戶用電碳排放因子θCO2按所在區域的化石燃料發電商平均發電的碳排放因子計量，有

式中：QC∑和SC∑分別為計量周期內該區域電網覆蓋的地理范圍內化石燃料發電企業總發電量及發電產生的CO2直接排放總量；F為化石燃料集合；LFΣ,n為計量周期內該區域電網覆蓋的地理范圍內用于發電的化石燃料n的消費量；δn為化石燃料n的碳排放因子。

如果用戶只購買火電，那么不考慮網損時其用電碳排放等于火電發電的直接碳排放。實際上，用戶除了購買火電，還可能購買綠電，在綠電交易中用戶已經支付了清潔屬性費用，則用電碳排放核算時不應重復計入。因此，建立綠證-碳排互認機制，用戶可以憑借綠電交易獲得的綠證抵消部分碳排放。由于綠色電力生產過程中幾乎不產生碳排放，因此可設定其單位電量碳減排量等價于火電發電的碳排放量。也就是說，綠證-碳排互認機制相當于為不同屬性能源的電力設置了不同的用電碳排放因子，因此在碳排放核算時可通過綠證持有量區分用戶不同屬性電力的消費量，從而調動用戶消費綠電的積極性。

1.2 綠電市場-碳市場聯動交易

綠電市場與碳市場聯動交易過程如圖1 所示。用戶在電力市場中決定異質性電力的購電量，在碳市場中購買或出售碳配額以完成碳排放考核。通過綠證實現綠電市場與碳市場聯動：用戶參與綠電市場購買綠色電力獲得綠證，并憑借綠證對應的碳減排量在碳排放核算時抵消部分碳排放，進而影響其在碳市場中的交易量。

圖1 綠電市場與碳市場聯動交易示意Fig.1 Schematic of linkage trading between green electricity market and carbon market

以綠色證書為紐帶，可以實現“證電統一”和“證電分離”兩種模式下的綠電市場-碳市場聯動交易?！白C電統一”模式下，用戶每購買1單位綠電，將同時獲得1單位綠證以證明其綠色電力屬性，此時綠電價格包括電能價值和環保價值。這一模式下用戶的碳交易成本或收益[15]CCO2表示為

式中：Q為用戶的火電購買量，綠電用量不納入碳排放考核；PCO2為碳排放權價格；K為用戶分配的免費碳配額。

“證電分離”模式下，可將綠證明確定位為環境權益憑證，綠電與火電的電能價值無差異，若要抵消碳排量則需額外購買綠證。此時，用戶持有的綠證數量并不一定表明實際消耗的綠電，綠證僅作為消耗綠電的一種間接證明。當用戶購買Q單位電力、并同時購買相當于Qg單位電力的綠色證書時，碳排放考核可將相應數量的綠電量予以扣減，用戶參與碳市場的成本或收益CCO2′可表示為

式中，Qg為所購綠證對應的電量。于是，用戶購買綠色電力節約的碳交易成本（或增加的碳交易收益）為

可知，當綠證價格Pg＜PCO2θCO2時，用戶可通過參與綠電市場-碳市場聯動交易獲得額外碳減排收益。

2 基于綠電-碳市場聯動的日前零售市場博弈模型

本節討論在綠電市場-碳市場聯動機制下，日前零售市場中電力聚合商和用戶的交易問題。這里，電力聚合商是指參與電力市場交易的一類特定的、可統一管理調度中小型分布式發電的市場實體，如管理光伏、風電、小型機組以及儲能設備等。作為電力批發市場和零售市場間的中介，電力聚合商承擔著提供電力服務和新能源消納的責任。假設用戶由于能力限制，無法直接從批發市場購買電力，其購電需求可委托電力聚合商提供?？紤]到用戶可通過購買綠電抵消碳排放來參與碳交易市場獲得額外收益，即用戶具有差異化的電力需求，電力聚合商可提供兩種異質性電力：火電和綠電，其中綠電的環保屬性由綠色證書體現，用戶每消耗1單位綠色電力即獲得1單位綠色證書，作為使用綠色電力的證明。由于我國綠色電力交易試點采取“證電統一”的交易方式，因此實際操作中，電力聚合商出售綠電可采取“證電統一”的方式，用戶的碳支付按式（3）計算。市場結構如圖2所示。

圖2 市場結構Fig.2 Structure of market

圖2 中，、和、分別為聚合商t時段對用戶j的火電、綠電報價和火電、綠電購電量；、、和分別為t時段在批發市場銷售綠電電量、購買綠電電量、銷售火電電量和購買火電電量。假設用戶j在t時段分別以價格從聚合商處購買火電和綠電，購電量分別為，聚合商所售電力主要來自于小型火電機組及中小型分布式可再生能源。在t時段，當聚合商自身發電能力不足時，分別以給定的并網價格從批發市場購買火電和綠電，購電量為；當發電過剩時，則分別以給定的價格向批發市場出售，售電量分別為除了基本的電能量價格，綠電還存在環境溢價，因此可假設無論在批發還是零售市場，綠電價格均高于傳統火電價格。

該小型零售市場中，決策過程如下。首先，電力聚合商作為電力供應者提前發布日前報價；然后，用戶綜合考慮電價、碳價以及綠電對碳排放的抵消作用，以最小化購電成本和碳交易成本之和為目標制定相應的最優火電、綠電購電計劃；最后，電力聚合商根據用戶提供的購電計劃以利潤最大化為目標，決定火電機組發電計劃和批發市場交易量。

上述決策中，電力聚合商需要解決的問題是制定次日各時段的火電/綠電電價、批發市場交易量以及機組發電計劃，其收益取決于用戶購電方案，而用戶的購電方案又受電力聚合商的定價以及碳市場收益影響?？梢?，兩個市場主體間正好構成了一主多從的Stackelberg 博弈，其中電力聚合商為上層領導者，用戶為下層跟隨者。通過求解該主從博弈，可得到零售市場的結算價格和用戶的購電方案，進而得到電力聚合商的調度計劃和批發市場交易量，以此構建具體的綠電-碳市場聯動交易GECMLT（green electricity-carbon market linkage trading）模型。

2.1 上層模型：電力聚合商收益最大

1）目標函數

電力聚合商的目標為最大化總收益，即

式中：fC為聚合商在用戶側的售電收入；fM為其在批發市場的并網收益；fG為其發電成本；為t時段火電機組發電量。變量、和、、、、為聚合商的決策變量。

（1）用戶側的售電收入為

式中：T為交易時段集合；J為用戶集合。每個用戶根據聚合商的報價決定其各時段異質性電力的購電量，那么可視為的函數，即，同理也可視為的函數。此時，fC中出現了兩個連續變量相乘，可視為雙線性的[16]。

（2）對上級批發市場的并網收益。聚合商在批發市場的電力交易包括購買和銷售電力兩部分，其利潤函數可表示為

式中各項依次表示聚合商向批發市場銷售/購買綠電的收入/成本、銷售/購買火電的收入/成本，其中，、、和分別為t時段給定的綠電并網價格、綠電購買價格、火電并網價格以及火電購買價格。

（3）火電機組發電成本。假設火電的單位發電成本是其發電量的函數[17]，表述為

式中：aG和bG為火電機組的成本系數。

2）約束條件

（1）售電價格約束為

式中：NT為交易的總時段數；和分別為t時段聚合商對火電定價的上、下限；和分別為t時段綠電定價的上、下限。此外，為了保證用戶的利益，避免聚合商一直采取的上限定價策略，限定火電和綠電日平均價格的上限和，且滿足

（2）火電機組發電量上下限約束為

式中，QGMAX、QGMIN分別為發電量的上、下限。

（3）交易電量約束。電力聚合商在能源批發市場的交易限量分別為

式中：、分別為t時段火電和綠電購電量上限；為t時段綠電發電能力；為0-1 變量，限制了電力聚合商在t時段內不能從批發市場同時購買和出售火電；同理，0-1 變量限制了其在t時段內不能同時購買和出售綠電。

（4）電量平衡約束分別為

2.2 下層模型：用戶購電及碳交易成本最小化

用戶具有一定比例的可轉移負荷，即在滿足總負荷需求的前提下，用戶可決定每時段可轉移負荷的消費量，這與聚合商的報價有關。此外，綠證-碳排互認機制的引入建立了綠電市場與碳市場間的聯系，用戶需考慮以上聯系做出決策。用戶j∈J的決策模型如下。

1）目標函數

目標函數表示為

式中：等式右側中括號中第1大項為用戶j的購電總成本，包括火電購電成本和綠電購電成本；第2 大項為用戶j的碳交易成本；PCO2為碳排放權價格；Kj為分配給用戶j的免費碳配額。

2）約束條件

（1）參與需求響應的柔性負荷約束為

式中：為用戶j在t時段的最小負荷；為用戶j在t時段的最大負荷。

（2）負荷總量約束為

式中，為用戶j的總負荷。

（3）碳交易限額約束。采用“證電統一”的方式刻畫綠電-碳市場聯動關系，用戶j購買綠電可抵消碳排放量。對用戶碳配額交易限制為

式中：為用戶j碳配額的出售上限，表示當實際碳排小于免費配額時用戶可出售的多余配額上限，若用戶j只購買綠電則可將免費配額Kj全部出售；為用戶j碳配額的購買上限，表示當實際碳排高于免費配額時用戶為完成碳排放考核購買額外碳配額的上限。該約束不僅表示對用戶碳配額購買/出售量的限制，也體現了電力市場與碳市場間的制約關系。在進行碳配額清繳時，用戶所持有的碳配額應不小于用電產生的碳排放，因此制約用戶的購電選擇；而反過來，用戶在電力市場中的綠電購電量會抵消碳排放進而影響其最終碳交易量。

3 GECMLT 主從博弈模型的求解方法

下層用戶決策時，購電價格已知，用戶的決策是一個線性規劃問題，因此可將下層模型用Karush-Kuhn-Tucker（KKT）條件代替，作為上層模型的約束，將雙層模型轉化成單層模型求解。另外，由于上層電力聚合商的目標函數中存在雙線性項，可以運用強對偶理論進行線性化處理，并采用big-M法將非凸的互補約束線性化，于是可將該雙層模型轉化為單層混合整數二次規劃MIQP（mixed integer quadratic programming）問題，利用Cplex 等商業求解器進行求解。

3.1 主從博弈模型的單層轉化

下層用戶j∈J決策時，購電價格是既定的，可將下層模型式（14）～式（17）式用KKT條件代替。引入對偶變量得到下層模型的拉格朗日函數，即

式中：、為柔性負荷約束式（15）的對偶變量；為負荷總量約束式（16）的對偶變量；、為碳交易限額約束式（17）的對偶變量。其KKT條件表示為

約束式（22）～式（23）是互補松弛條件，其中，0 ≤x⊥y≥0 的含義是標量x和y中至多有一個可以嚴格大于0?？梢钥吹?，將下層模型用KKT 條件式（19）～式（23）代替后，目標函數式（5）和互補松弛條件式（22）～式（23）仍然是非線性的。下面，進一步討論如何對GECMLT模型進行線性轉化。

3.2 單層模型線性化

1）目標函數的線性化

目標函數的非線性來自于電價與購電量的乘積?；谕箖灮膶ε祭碚揫18]，在最優解處對偶問題與原問題的目標函數值相等。對于線性規劃式（14）～式（17），可得等式

因此目標函數F1可轉化為

2）互補松弛條件的線性化

由于互補松弛條件約束式是非凸、且非線性的，目前沒有商業求解器能夠直接求解，通常采用文獻[19]提出的big-M法將互補松弛條件進行線性化處理。具體地，引入一個極大值M和0-1 整數變量、、和，將式（22）～式（23）分別轉化為不等式，即

通過上述變換，GECMLT 模型最終轉化為MIQP問題，目標函數為式（25），約束條件為式（10）～式（13），式（19）～式（21）及式（26）～式（29）。

4 算例分析

4.1 算例設置

考慮擁有1個電力聚合商和3個用戶的小型工業園區的電力交易市場，交易周期設為1 d。批發市場的分時電價見表1；綠電的發電預測值如圖3所示，綠電和火電的并網價格設置為批發市場價格的90%[20]；火電機組成本參數[20]見表2；碳市場交易的參數見表3，考慮到輸電安全，規定電力聚合商每個交易時段從批發市場購買電力的最大量為500 kW·h，聚合商的報價限制見表4，同時最小報價設置為批發市場分時電價的0.9，最大報價為其1.2倍。

表1 批發市場電價Tab.1 Electricity price on wholesale market 元

表2 火電機組參數Tab.2 Parameters of thermal power units

表3 碳交易參數Tab.3 Parameters of carbon trading

表4 電力聚合商零售市場定價參數Tab.4 Parameters of electricity aggregator’s pricing on retail market 元/（kW·h）

圖3 綠電各時段發電量預測Fig.3 Forecasting of green electricity generation in each period

用戶的初始用電計劃如圖4 所示。根據電力聚合商給出的報價，用戶形成新的用電計劃。其中可轉移負荷設置參考文獻[20]，在08：00—12：00 及19：00—22：00，最低負荷需求為計劃用電量的80%，其余20%為可轉移負荷；在13：00—18：00，最低負荷需求為計劃用電量的90%，其余10%為可轉移負荷；其他時段，最低負荷需求與最初用電計劃相同?？赊D移負荷對電價非常敏感，因此用戶會將可轉移負荷重新安排到價格較低的時段來減少用電成本。此外，為防止過度用電造成電網阻塞，規定每個時段的最大用電量不大于計劃用電量的1.5倍。

圖4 用戶各時段初始用電計劃Fig.4 Initial power consumption plan for consumers in each period

4.2 仿真分析

本文采用MATLAB 環境下的CPLEX 優化求解器對GECMLT模型進行求解。

4.2.1 可行性分析

基于綠電-碳市場聯動交易的電力聚合商零售市場定價如圖5所示?？梢钥闯?，GECMLT模型實現了火電和綠電的日前定價，其分時段價格與時序負荷特征相符，即在08：00—12：00 以及19：00—22：00的負荷高峰期價格較高，在00：00—07：00 等負荷低谷期價格較低，體現了電力作為商品的“物以稀為貴”屬性。

圖5 電力聚合商零售市場定價策略Fig.5 Pricing strategy for electricity aggregator on retail market

聚合商在批發市場的交易量如圖6 所示。在整個交易周期中，聚合商在批發市場的綠電購買量為0，且出售量較少，意味著新能源發電大部分都用于滿足用戶購電需求，這是因為用戶可以通過購買綠電獲得低碳效益。此外，聚合商火電出售量為0，且需額外購買火電滿足用戶需求，在價格較高的高峰期，如08：00—12：00，聚合商的火電購買量相對較低。

圖6 電力聚合商批發市場交易量Fig.6 Trading volume for electricity aggregator on wholesale market

聚合商火電機組的發電量如圖7 所示，其變化趨勢與批發市場分時價格基本一致。這表明，當火力發電的成本大于批發市場交易價格時，對聚合商來說直接從批發市場購電以滿足負荷需求更加經濟。因此，火電機組的出力計劃與批發市場分時電價具有較強的關聯性。

圖7 火電機組發電量Fig.7 Output of thermal power units

每個用戶的購電組合如圖8 所示?？梢钥吹?，3 個用戶都有相應的綠電消耗。這是因為，當用戶側承擔碳排放責任時，若仍全部購買火電滿足負荷需求，則會面臨碳配額考核付出相應的碳成本。因此在綠電市場-碳市場聯動機制下，用戶將調整用電結構，通過主動購買綠電降低碳配額履約成本。

圖8 用戶購電組合Fig.8 Electricity purchase combination for consumers

圖9 表示了采用綠電市場-碳市場聯動交易機制前后用戶的碳排放量變化。相較于原始碳計量方法，改進用電側碳計量的電-碳聯動交易有效降低了碳排放，促進了新能源消納。這是因為，基于綠證-碳排互認機制的用電碳計量相當于在“碳視角”上“以用定發”，荷側根據不同屬性電力的用電碳排放決定其相應消納量，對綠電的需求增長從而降低了碳排放。

圖9 用戶碳排放量對比Fig.9 Comparison of carbon emissions among consumers

4.2.2 綠電市場-碳市場聯動交易分析

考慮以下3種情景：

情景1：無碳市場，用戶不參與碳市場交易；

情景2：用戶參與碳市場，無綠證-碳排互認機制聯動綠電市場與碳市場；

情景3：用戶參與碳市場，通過綠證-碳排互認機制聯動綠電市場與碳市場。

表5 所示為碳價取65 元/t 時4 種情景下用戶1的交易情況?？梢钥闯?，情景3的購電成本高于情景1和情景2的，這是因為，情景1中用戶不參與碳市場，相較于價格更高的綠電，用戶更傾向于購買價格便宜的火電；情景2 中用戶雖參與碳市場，但未引入綠證-碳排互認機制聯動綠電市場與碳市場，即仍采用現行區域平均用電碳排放計量方法，對用戶來說，火電和綠電均納入碳排放考核，購買價格較低的火電更為經濟；情景3中用戶參與碳市場，且通過綠證-碳排互認機制聯動綠電市場與碳市場，由于消耗綠電可以抵消碳排放，用戶將增加綠電購電量，因此購電成本提高，但用戶可以將購買綠電節省的碳配額進行出售獲得額外碳減排收益，碳成本的降低幅度更大，因此，相較于情景2，總成本降低。由此可知，相較于現行區域平均用電碳計量方法，通過綠證-碳排互認機制改進碳計量聯動綠電市場與碳市場，可以提高用戶消費綠電的積極性，減少對火電的需求從而降低電力碳排放。

表5 3 種情景下用戶1 交易情況Tab.5 Trading of Consumer 1 under three scenarios

4.2.3 碳排放權價格的影響

以用戶1為例，設置碳排放權價格分別為45元/t，85元/t及125元/t，得到3種情況下異質性電力的總購電量，如圖10所示。

圖10 用戶1 購電組合隨碳價變化趨勢Fig.10 Changes in Consumer 1’s electricity purchase combination with carbon price

隨著碳排放權價格的提高，用戶電力消費中綠電的占比不斷提升。一方面，用戶消耗火電將產生碳排放，當碳排放量大于免費配額量時，用戶需要從碳交易二級市場購買相應碳配額以滿足碳考核。當碳排放權價格提高，碳配額購買成本隨之提高，因此降低了對火電的需求；另一方面，通過綠電市場-碳市場聯動機制，用戶消耗綠電節省的碳配額可以在碳交易二級市場中出售獲利，調動了用戶主動消耗綠電的積極性。

4.2.4 碳交易限額的影響

對于面臨碳考核的用戶，碳交易限額對其用電結構將產生重要影響。

圖11（a）和（b）顯示了對用戶1 的碳配額最大購買量進行限制時，其用電結構變化趨勢。隨著碳配額最大購買量的降低，用戶的綠電消費量將會增加。這是因為，當碳排放權價格較低時，對用戶來說，購買火電并支付碳配額購買成本要比購買價格相對較高的綠電更為經濟。因此，當碳排放權價格較低時，通過限制用戶碳配額的最大購買量，既可以實現碳排總量的控制，又能促進新能源消納。

圖11 碳交易限額對用戶1 購電結構的影響Fig.11 Impact of carbon trading limit on Consumer 1’s electricity purchase structure

圖11（c）和（d）顯示了當用戶1 的碳配額最大出售量改變時，其用電結構變化趨勢。隨著碳配額最大出售量的提高，用戶1 的綠電購買量將會增加。這是因為，當碳排放權價格較高時，對用戶來說，購買綠電并出售節約的碳配額要比購買火電更為經濟。

4.2.5 批發市場分時電價的影響

電價會影響用戶的購電組合，進而影響其碳交易情況。圖12和圖13分別表示了碳價取65元/t時在原始綠電價格（見表1）和較高綠電價格（見表6）兩種情況下用戶碳交易情況和購電情況，其中碳交易量為正表示購買碳配額，為負表示出售碳配額?？梢钥吹?，當綠電價格較高時，用戶對綠電需求量降低，相應可抵消的碳排放量也降低，因此需要額外購買碳配額完成碳排放考核；當綠電價格較低時，用戶綠電需求量較大，因此抵消的碳排放量也較大，用戶碳配額購買量減少，或可出售碳配額。

表6 綠電分時電價Tab.6 Time-of-use price for green electricity 元

圖12 原始綠電價格下用戶碳交易情況及購電情況Fig.12 Carbon trading and electricity purchase of consumers at original green electricity price

圖13 綠電價格較高時用戶碳交易情況及購電情況Fig.13 Carbon trading and electricity purchase of consumers when green electricity prices are high

5 結 論

用電側具備降碳減排的潛在能力，為了更好地發揮綠電的減碳價值，調動用戶側消費綠電的積極性，本文提出了一種基于改進用電碳計量的綠電-碳市場聯動交易機制，并構建主從博弈模型，研究了用電側承擔碳排放責任背景下日前零售市場中聚合商和用戶的交易問題。主要貢獻包括以下3點：

（1）提出了綠電交易與用電碳排放的互認機制，為異質性電力設置了差異化的用電碳排放因子以刻畫用戶不同用電偏好的碳排放情況；

（2）設計了綠電市場-碳市場聯動交易機制，建立了綠電市場與碳市場之間的銜接關系；

（3）構建了基于綠電-碳市場聯動機制的雙層博弈模型，實現了聚合商的定價策略、調度計劃及用戶對異質性電力購電量的最優化。

算例分析結果表明，本文所提綠電-碳市場聯動交易模型可以有效降低電力系統碳排放，同時碳市場交易價格和碳配額交易限額對用戶的購電選擇具有重要影響，根據不同的碳價合理設置用戶碳配額的交易限額，將有助于進一步降低電力系統碳排放，促進新能源消納。