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2.3 提高供电可靠性的效益量化模型
分时电价、辅助服务市场提高了电力系统供电可靠性，从而降低了失负荷概率，减少了用户因为停电带来的经济损失。因此，供电可靠性得到优化是可以体现在经济效益上的，效益的大小一方面取决于地区生产效益水平（即产电比）；另一方面取决于原可靠性标准下非计划停电时间。其带来的经济效益可量化为
间，h；w 为产电比，元/(MW·h)。其中，平均停电时间计算方式为：计算周期（年、月、日）内，区域停电所造成的损失除以形成损失的产业设备的额定功率总和；尖峰备用容量的平均容量系数计算方式为：负荷需求侧尖峰时刻总备用容量在计算周期内的平均利用小时数与计算周期内总小时数的比值。
2.4 促进新能源消纳的总效益计算
分时电价、自备电厂发电权交易、备用辅助服务是本文研究的促进新能源高比例消纳的 3 种市场机制。对于交易双方来说，具体参与哪一种市场机制来获得市场效益，须通过效益计算和供需双方的效益分配博弈来决定。
新能源供需双方参与这三种市场所获得的效益包括环境效益、节省购电成本效益和供电可靠性效益，这三部分效益的和即为交易双方获得的总效益。从供需双方的角度，分别对环境效益、节省购电成本效益和供电可靠性效益进行计算并求和，可以获得各自的效益增量，再将供需双方的总效益相加，即为社会促进新能源高比例消纳的总效益。
通常来说，供需双方会根据各自效益计算结果，选择参与使己方获得最大市场效益的市场机制，实现协作共赢。当双方选择出现矛盾时则通过双方博弈来最后决定交易方式，可能需要市场监管机构协调或者双方约定以社会总效益最大化等方式来解决。
3 算例分析
以西北某省 A 地与东南沿海某省 B 地为例，对分时电价、自备电厂发电权转让、备用辅助服务市场促进新能源消纳贡献度，及对 A、B 两地促新能源消纳效益进行量化分析。A 地有负荷1 000 MW，风电装机 800 MW，火电装机 1 200 MW，弃风容量 500 MW，连接 A—B 的外送电通道1 000 MW；B 地有负荷 2 000 MW，火电装机1 600 MW，自备电厂装机 100 MW，外购电通道1 500 MW（含 A—B）。自备电厂发电权转让的平均成交价为 150 元/(MW·h)，B 地火电平均成交电价为 620 元/(MW·h)，A 地火电平均成交电价为498.3 元/(MW·h)，风电平均成交电价为 445 元/(MW·h)。A 地尖峰备用容量的平均容量系数为7%，年平均停电小时为 15 h，产电比为 6 990 元/(MW·h)；B 地尖峰备用容量的平均容量系数为10%，年平均停电小时为 20 h，产电比为 12 347 元/(MW·h)。A—B 线路核定年准许收益为 21 024 万元。
煤电生产过程中产生的 NO x 、SO 2 和 CO 2 ，借鉴文献 [24] 中的研究，将排放强度分别取为 1.634、3.445、86.472 5 kg/(MW·h)，同时污染气体（含CO 2 ）所产生的环境成本如表 2 所示。
根据效益量化模型，对 A、B 两地典型市场机制实施效益进行计算，3 种机制的实施效益增量如表 3 所示。详细计算结果如下。
（1）分时电价。
分别在 A、B 地实施分时电价，实施情况如表 4 所示。
结合 A、B 地区典型日负荷曲线，分时电价实施效果如图 2 所示。由计算可知，分时电价对 A地电力消费促进效果为：促进电量消纳 287(MW·h)/天，其中促进低谷时段风电消纳 1 008(MW·h)/天，减少尖峰时段火电电量 721(MW·h)/天。对B 地 的 电 力 消 费 促 进 效 果 为 ： 减 少 电 力 消 费239(MW·h)/天，其中增加低谷时段电力消费 1709(MW·h)/天 ， 减 少 高 峰 时 段 电 力 消 费 1948(MW·h)/天，若低谷时段进行新能源直接，则可新增风电消纳 1 709(MW·h)/天。
对于 A 地，实施分时电价取得的直接效益包括环境效益、提高供电可靠性，根据效益量化模型计算得出，A 地获得环境效益为 7.89 万元/天，提高供电可靠性收益为 86.41 万元/天。对于 B 地，实施分时电价取得的直接效益包括环境效益、提高供电可靠性、减少购电支出，根据效益量化模型计算得出，B 地获得环境效益为21.33万元/天，提高供电可靠性收益为412.39万元/天，减少购电支出收益为 45.23 万元/天。由于过网费针对不同用户电压等级不同，这里并未考虑国网费用，需要单独进行计算。若按 0.15 元/(kW·h) 进行计算，则本算例中过网费约为 25.63 万元，仍能保障购电支出减少 19.6 万元。
（2）自备电厂发电权转让。
在 A、B 两地开展自备电厂发电权转让交易，并且规定发电权仅能从排污率高的能源转向排污率低的能源，B 地尚未开发分布式新能源，则引导 B 地自备电厂发电权向 A 地新能源转让。
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