考慮獨立型源網荷儲一體化系統成本的峰谷電價優化模型

恩格貝，張 巖，田冰穎

（華北電力大學經濟與管理學院，北京 102206）

0 引言

在“雙碳”戰略目標下，未來能源結構中可再生能源的比例將逐步提升，除分布式發電能源以外，大量間歇性新型負荷如儲能、電動汽車也在不斷涌現，傳統“源隨荷動”的互動方式逐漸轉換為“源荷互動”［1-4］。新型負荷涌現對電力高質量發展提出新要求，電力需求激增，電力供需矛盾日益凸顯，部分地區出現了用電緊張的局面，拉閘限電對企業生產和居民生活造成了一定影響。未來隨著高靈活性、高可靠性的新型負荷占比不斷提高，需求側對新型電力系統的調節能力及供電可靠性提出了更高的要求，需要更能利用價格信號引導需求側資源健康發展的電價新機制［5-8］。

此外，2021 年國家發改委、國家能源局聯合印發《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》，提出要發揮源網荷儲一體化和多能互補在保障能源安全中的作用，積極探索源網荷儲一體化項目的發展路徑［9］。

相比于微電網系統，源網荷儲一體化系統更多關注整體系統運行優化，如通過負荷管理、儲能系統以及與電網的互動，實現更高效的能源使用。目前，源網荷儲一體化系統主要依靠能源交互收益［10］、輔助服務交易［11］、綠證市場［12］以及投資回收殘值等方式疏導其成本。受地區政策及電力市場情況的約束，單一成本疏導機制具有一定的局限性，如中西部部分地區嚴格規定在一體化項目運行期內，因負荷或調峰能力不足造成棄風棄光，則該類項目務必自行承擔風險，無權向公共電網反送電。將此類要求自行全額消納新能源發電量、無法向公共電網反送電的源網荷儲一體化系統統稱為獨立型源網荷儲一體化系統（以下簡稱一體化系統）。

因此亟須立足該情況提出相應的成本疏導模式，推動當地一體化系統進一步發展。該類一體化系統可充分利用峰谷分時電價降低成本。

有關峰谷分時電價方面的研究，其方法主要基于用戶響應分析，有學者提出了基于主從博弈的分時電價制定策略，該方法可以充分考慮供用電兩側利益［13］，但沒有對新能源充分并網的環境背景加以考慮。還有學者基于可再生能源大量并網的背景，從電價機制方面入手，建立了適應新能源出力不確定性及消費者感知的電價模型［14-15］，但對于用戶側的經濟效益評價有待進一步深入。也有學者考慮分布式光伏發電和儲能設施的使用壽命，提出了用戶側光伏儲能雙層優化配置模型，為合理制定電價體系提供了理論依據，但并未給出電價調整的具體方案［16］。有研究建立了充分考慮儲能系統經濟性及新能源消納的峰谷電價模型，但其經濟效益模型僅從成本角度進行評價，同時也不適用于一體化系統［17］。

綜上所述，目前在峰谷定價模型相關的研究中，對于幫助促進綠證交易和柔性負荷激勵互動相關的商業模式探索較少。

因此，文中首先建立了一種基于電價信號的需求響應+綠證交易+柔性負荷互動的一體化系統經濟效益模型，即根據電價信號和內部功率互濟后的負荷曲線特征，系統靈活調整新能源發電及儲能充放電時間和功率，提高清潔能源消納率，賺取綠證收益。其次，在考慮一體化系統的經濟效益時，兼顧該地整體用戶以及電網效益，建立峰谷分時電價模型。使用R-NSGA-III 算法進行求解，通過算例分析，驗證了模型的有效性。

1 一體化系統經濟效益模型

在一體化系統配置風光儲系統時，用戶可以通過儲能系統配合提高清潔電源消納率，減少用戶電量電費；其中風光發電量獲得的綠色證書也可以出售給其他發電企業獲得收益；此外，儲能系統也可以配合系統進行柔性負荷互動，進一步減少用戶容量電費。

1.1 系統成本分析

在典型日內，除風光儲系統購置及運行維護成本外，系統還要為用戶支付可削減負荷激勵獎勵，以降低購電費用，充分消耗系統新能源發電量，降低最大負荷從而減少系統容量電費。因此該模式下的典型日運維成本Cop可以表示為

式中：CPV為光伏系統初始投資；ηPV為光伏運維成本占投資成本比例；CWIND為風電系統初始投資；ηWIND為風電運維成本占投資成本比例；CST為儲能系統初始投資；ηST為儲能運維成本占投資成本比例；Ctariff為電費相關成本為典型日調度后給予用戶的可削減補償費用，即單位功率負荷轉移的補償價格。

式中：θt為典型日t時刻的負荷削減系數，θt∈[0,1]。

1.2 系統收益分析

一體化系統主要的收益fGC即綠色證書交易收益，具體可以表示為

2 考慮一體化系統效益的峰谷定價模型

在制定峰谷電價時，充分考慮一體化系統用戶的經濟效益，鼓勵其規模化發展。同時，也兼顧了如系統凈負荷、系統峰谷差以及供電公司和其他工商業用戶電價變化等因素，同時滿足了電網的安全穩定及經濟效益等要求。

2.1 目標函數

2.1.1 一般工商業用戶典型日最大凈負荷

為保證系統穩定性，要確保其他工商業用戶在調整分時電價后其最高凈負荷保持最低水平。

式中：Lnl為一般工商業用戶目標凈負荷；Lt為調整后一般工商業用戶典型日t時刻負荷；Pt為典型日t時刻對應的新能源出力。

式中：L0t為調整前典型日t時刻負荷；εt為一般工商業用戶t時刻的電力需求價格彈性系數分別為調整后、調整前一般工商業用戶t時刻的電價。

式中：kf為尖高浮動系數；kp為峰平浮動系數；kv為谷平浮動系數；ξ為不參與峰谷電價浮動的政府性基金及附加；pF為平段電價；pS、pP及pV分別為尖峰、高峰及谷段電價。

2.1.2 一般工商業用戶典型日凈負荷峰谷差

同理，一般工商業用戶在調整峰谷電價后其典型日凈負荷峰谷差也必須最小。

式中：Lvp為一般工商業用戶目標凈負荷峰谷差。

2.1.3 一體化系統用戶成本

在滿足電網穩定性要求后，為充分激勵用戶建設一體化系統，要充分利用峰谷分時電價信號減少其典型日目標成本fdc。

2.2 約束條件

2.2.1 電網公司的收益約束

電價策略調整后，電網公司收益將發生變化，須對其加以控制，即

式中：Qt為一般工商業用戶調整后t時刻的用電量；Q0t為一般工商業用戶調整前t時刻的用電量；KRl、KRh分別為一般工商業用戶在新舊電價水平下供電公司收益之比的下限、上限。

2.2.2 一體化系統相關約束

模型還需要考慮一體化系統中的各種約束，具體如下。

1）儲能功率約束。

在任意t時刻，儲能系統從電網充電或者本地充電的功率不能超過儲能裝置的最大充放電功率Pmax。

式中：Wch,t為t時刻儲能充電功率；Wdis,t為t時刻儲能放電功率。

2）儲能系統容量約束。

在t時刻的儲能容量不能大于儲能系統的額定容量。

式中：Sfixed為一體化系統儲能額定容量；St為t時刻一體化系統儲能余量；St-1為t-1 時刻一體化系統儲能余量；Bch,t、Bdis,t為t時刻儲能充放電狀態，其值為0 或1，儲能無反應時Bch,t=0、Bdis,t=0，儲能向本地供電時Bch,t=0、Bdis,t=1，儲能向電網買電時Bch,t=1、Bdis,t=0。

3）本地功率平衡限制。

式中：PPV,t為t時刻本地光伏出力；PWIND,t為t時刻本地風電出力；PLOAD,t為t時刻一體化系統總負荷（包含柔性負荷）。

4）柔性負荷相關約束。

式中：Nmax為最大削減次數；為最大連續削減時間，h。

3 算例分析

3.1 基礎數據

3.1.1 一體化系統相關數據

選取中西部某地區重點批復建設一體化系統作為研究對象，包括光伏、風電機組、蓄電池。其中，風電裝機為54 萬kW，單位功率造價取3 400 元/kW；光伏裝機為21 萬kW，單位功率造價取6 500 元/kW；儲能容量為11.5 萬kW，單位功率造價取1 800 元/kW，風光儲運維費率均取5%；儲能荷電狀態上限取0.95，荷電狀態下限取0.4，充放電效率取90%，自放電損耗系數取0.001；該系統最大負荷為61 萬kW；綠證交易價格取0.22 元/kWh［18］；典型日負荷曲線、風電及光伏系統最大出力曲線如圖1—圖3 所示。

圖1 系統典型日負荷曲線Fig.1 Typical daily load curve of self-dependence sourcegrid-load-storage integrated system

圖2 系統典型日風電出力Fig.2 Typical daily wind power output of integrated sourcegrid-load-storage system

圖3 系統典型日光伏出力Fig.3 Typical daily photovoltaic output of self-dependence source-grid-load-storage integrated system

設置可削減負荷，補償價格設置為0.4 元/kW，最小連續削減時間設置為2 h，最大連續削減時間設置為5 h，削減上限設置為8 h［19］。具體如圖4—圖5 所示。

圖4 系統夏季典型日柔性負荷分布Fig.4 Typical daily flexible load distribution of selfdependence source-grid-load-storage system in summer

圖5 系統冬季典型日柔性負荷分布Fig.5 Typical daily flexible load distribution of selfdependence source-grid-load-storage system in winter

3.1.2 峰谷分時電價相關數據

中西部某地區的峰谷電價時刻劃分及電價水平如表1 所示。

表1 中西部某地區的峰谷時刻劃分情況Table 1 Current peak valley time division in a western region

該地區尖峰電價約為1.22 元/kWh，高峰電價約為0.78 元/kWh，平段電價約為0.53 元/kWh，谷段電價約為0.27 元/kWh。此外，大工業用戶容量電費均為28 元/（kW·月）（按最大容量計算）。

經過整理部分資料，我國中西部某地區工商業及其他用戶電力需求價格彈性系數如表2 所示。

表2 某地區工商業及其他用戶電力需求彈性系數Table 2 Elasticity coefficient of electricity demand for industry，commerce，and other users in a certain region of the west

采用R-NSGA-III 求解多目標函數，引入一種新的參考點生成方法對原有的NSGA-III 算法進行了擴展［20］，而種群自適應標準化、關聯操作等過程基本與NSGA-III 算法一致，算法操作流程如圖6 所示。

圖6 峰谷電價模型求解流程Fig.6 Flow chart for solving peak valley electricity price model

3.2 結果分析

3.2.1 多目標優化結果

可行解的帕累托前沿如表3 所示。

表3 可行解的帕累托前沿Table 3 Pareto frontier of feasible solution

從整體工商業典型日最大凈負荷及最大凈負荷峰谷差最低、夏季及冬季典型日成本最低角度來看，可采用的最優谷平浮動系數、峰平浮動系數、尖高浮動系數為0.2、2.2、1.7，此時一般工商業用戶典型日最大凈負荷為470 萬kW，相比之前減少了2% 左右，典型日凈負荷峰谷差為297.03 萬kW，相比之前減少了1%。此時一體化系統夏季典型日成本為157.97 萬元，冬季典型日可盈利9.17 萬元。而原先峰谷分時電價下不使用綠證交易進行盈利，不對柔性負荷進行激勵互動的方案下，夏季典型日支出為294.83 萬元，冬季典型日支出為131.99 萬元。

3.2.2 經濟效益分析

為充分驗證采用分時電價及一體化系統運營策略帶來的經濟效益，分別對如下方案進行經濟效益對比分析：方案1 為不對峰谷分時電價進行調整，一體化系統僅根據分時電價信號進行調度；方案2 為不對峰谷分時電價進行調整，一體化系統增加綠證交易盈利模式；方案3 為不對峰谷分時電價進行調整，且系統在方案2 基礎上增加柔性負荷激勵互動模式；方案4 為對峰谷分時電價進行調整，且系統在方案2 基礎上增加柔性負荷激勵互動模式。

幾種方案下一體化系統項目經濟性指標如表4所示。

表4 多方案項目經濟性指標對比Table 4 Comparison of economic indicators of multi schemes projects

由此可知，在當前的峰谷電價信號下，方案2 的夏季典型日成本為166.43 萬元，相比方案1 減少約45%，方案2 的冬季典型日成本為-0.41 萬元，相比方案1 減少約100.3%，轉為收益；方案3 的夏季典型日成本為158.24 萬元，相比方案2 減少約4.9%，方案3 的冬季典型日收益為7.88 萬元，相比方案2 增加約19 倍的收益；方案4 進行調整后夏季典型日成本為157.97 萬元，相比方案2 減少約0.17%，方案4的冬季典型日收益為9.17 萬元，相比方案3 增加約16.37%的收益。

此外，方案1、方案2 及方案3 具體的典型日成本差異如表5 及圖7 所示。

表5 各種方案下一體化系統年運營成本對比Table 5 Comparison of annual operating costs of independent source-grid-load-storage systems under various schemes 單位：萬元

圖7 各方案下系統成本分析Fig.7 System cost analysis under various schemes

由表5 可知，在夏季典型日，方案2 相比方案1增加了約128.40 萬元的綠證交易收入；而方案3 相比方案2，減少了1.10 萬元的容量電費，也減少了27.26 萬元的電量電費，而增加了20.08 萬元的柔性負荷激勵成本；在冬季典型日，方案2 相比方案1增加了約132.4 萬元的綠證交易收入；而方案3 相比方案2，減少了2.85 萬元的容量電費，也減少了13.99 萬元的電量電費，而增加了9.37 萬元的柔性負荷激勵成本。

由此可見柔性負荷激勵模式配合儲能系統能夠大幅降低系統成本。

3.2.3 調度策略分析

在分時電價調整后，在方案3 下，一體化系統運行策略如圖8 所示。

圖8 方案3下系統充放電策略分析Fig.8 System revenue analysis under schemes 3

可以看出，所有新能源基本都以最大程度進行消納，但仍然存在棄風棄光的問題，多余新能源電量直接存儲至儲能系統，尤其在電網價格低谷時刻，系統直接使用電網電量對儲能系統進行充電便于在高峰時刻放電節省高峰電價支出。

用戶柔性負荷變化情況如圖9 所示。

圖9 用戶柔性負荷變化Fig.9 User flexible load changes

結合圖5、圖8 及圖9，可以看出，在夏季及冬季典型日，可削減負荷均大量減少；在夏季典型日，為降低電量購電費，整體負荷水平在高峰及尖峰電價時刻（18：00—21：00）部分有明顯的下降。在系統負荷高峰（12：00—15：00）可削減負荷進一步減少，從而減少容量用電電費；冬季典型日的響應策略與夏季典型日基本一致。

4 結論

結合中西部某地區重點批復建設的獨立型源網荷儲一體化系統具體情況，提出一種基于分時價格信號引導的獨立型源網荷儲一體化系統調度策略；根據該調度策略，進行了峰谷分時電價優化調整。主要結論如下：

1）經過求解，對峰谷分時電價進行略微調整后，系統整體負荷峰谷差、最大負荷均降低的同時，獨立型源網荷儲一體化系統成本也進一步下降，證明了峰谷電價信號可以優化工商業用電習慣，有效幫助獨立型源網荷儲一體化系統降低成本。

2）對比發現，參與綠證市場交易以及進行柔性負荷激勵互動后的調度策略能夠有效保障獨立型源網荷儲一體化系統降低成本。參與綠證交易后，系統夏季典型日成本相比原先可減少45%，冬季直接轉為收益；進一步參加柔性負荷互動后，夏季典型日成本可繼續減少4.9%，冬季收益可增加19 倍。

3）文中僅提出了依托峰谷分時電價信號進行響應的成本回收機制，未來可以研究獨立型源網荷儲一體化系統參與電力市場“負出清”的模式進行成本回收。