當前電力體制下考慮需求側管理的電網規劃新思路

儲琳琳，張 亮，倪群輝，高賜威，李 揚

（1.上海市電力公司 市南供電分公司，上海 200233；2.東南大學 電氣工程學院，南京 210096）

DSM是現代電力系統在電力市場條件下產生的用電管理模式，通過提高終端用電效率和優化用電方式，在完成同樣用電功能的同時減少電力功率和電量消耗，實現低成本電力服務，達到節約能源和保護環境的目的。DSM是節能減排、改善環境、應對全球氣候變化行之有效的手段，也是國家可持續發展的重要戰略選擇［1］。隨著當前國家對節能減排工作的重視，DSM已經成為各級電網公司日常工作的重要組成部分。

實施DSM計劃要采取多種手段，它是以先進的技術設備為基礎，以經濟效益為中心，以法制為保障，以政策為先導，采用市場經濟運作方式，克服市場障礙，實施有效的管理，主要有行政手段、經濟手段、技術手段、引導手段［2—3］。當前電力公司實施的DSM措施主要以行政手段為主，由電力公司確定具體的實施方案規劃，同時報送相關政府部門批準并發文，具體而言有錯峰、輪休、負控限電等。本文選取電力公司DSM常態化的錯峰、輪休措施作為主要目標，研究如何在電網規劃中考慮它們的影響。

國內外對配網規劃的研究較多，但是對配網規劃中考慮DSM因素的研究較少。文獻［4］在總結DSM對配網規劃影響的基礎上探討了在高壓配電網規劃中如何處理DSM的影響。文獻［5］提出基于用戶行為的分步優化合約方案，能有效地估算用戶實施該措施的成本。文獻［6］提出在電網規劃階段考慮DSM的影響有助于發揮DSM的作用和提高電網規劃經濟性，但該文未能具體指出在電網規劃中應如何考慮DSM的影響。

本文在以往研究的基礎上提出幾點考慮DSM的電網規劃新思路，并通過算例驗證這些模型的有效性。

1 配網規劃

電網規劃是所在供電區域國民經濟和社會發展的重要組成部分，同時也是電力企業自身長遠發展規劃的重要基礎之一。電網規劃的目標就是能夠使電網發展能適應滿足并適度超前于供電區域內的經濟發展要求，并能發揮其對于電網建設、運行和供電保障的先導和決定作用［7］。

1.1 傳統電網規劃模型

傳統電網規劃就是要在滿足供電質量要求的條件下對系統建設資金最大可能限度的利用和有限投資的最大社會經濟效益的獲得。在目前的實際工程應用中，電網規劃方案經濟性評估工作一般只是粗略地計算一下電網建設所需的各種設備的造價，然后根據對設備的總投資來比較不同方案的經濟性。

傳統電網規劃如模型（1）所示：

式中：C為電網建設成本；P為電網輸送能力；Pmax為目標年網絡最大負荷。

由模型（1）可以看出，傳統電網規劃模型是在滿足最大負荷的條件下最小化電網建設成本。

1.2 采用IRP方法進行考慮DSM的電網綜合資源規劃

綜合資源規劃（integrated resource planning，IRP）是目前國際上推行的一種先進資源管理方法和管理技術，可以應用在電力、煤氣、熱力、供水等公共事業部門［4］。綜合資源優化電網規劃模型與傳統的電網規劃模型考慮建立的目標函數有著很大的不同，綜合資源優化電網規劃模型考慮的因素更為全面。

1.2.1 DSM對電網規劃的影響

當前條件下DSM對電網規劃的影響可歸納為以下3個方面［4］：

（1）負荷具有不確定性，并在一定程度上可控。

由于有些負荷將視電網的情況而中斷（例如負荷緊張時采取負控限電措施），就造成采用DSM后的負荷具有不確定性。另一方面由于可以對有些DSM措施（錯峰、輪休）進行量化，所以可根據量化的大小來確定可實施的DSM方法，這樣又使得負荷變得可控。

（2）經濟性指標內容更加豐富。

傳統電網規劃考慮的經濟指標比較簡單，采用DSM措施后需要考慮對用戶補償等問題，所以考慮DSM時的電網規劃模型將變得更加復雜。

（3）解決負荷增長方案多樣性

以往一般通過新建電力設施來滿足負荷的增長，而通過DSM手段的實施也可以緩解負荷增長的壓力，所以使得解決負荷增長的方法變得多樣。

1.2.2 考慮DSM的電網綜合資源規劃模型

考慮DSM的綜合資源優化電網規劃模型可以表示為：

式中：ΔS為電力公司推遲容量規劃所帶來的綜合收益；C（P，t）為由于電力公司電網規劃的投資成本；ΔE（P，t）為由于電網規劃建設帶來的售電利潤增量；C′（ξ）為DSM手段ξ的投資成本；t為時間范圍，即總收益中考慮資金的投資回報。

1.2.3 模型分析

在綜合資源優化電網規劃模型中，P=Pmax為不考慮DSM手段的目標年最大負荷，可采取相應的電網規劃方案，由此可以得到售電量收益E（P，t）和電網投資建設成本C（P，t），并得到電網規劃綜合效益。圖1所示為年持續負荷曲線，P=Pξmax表示考慮DSM手段ξ時的目標年最大負荷，可以通過綜合考慮DSM的削峰效果最大化電網規劃效益，見下圖。

圖1 年持續負荷曲線簡化示意圖

最大負荷是DSM手段的函數，DSM能夠有效減小峰谷差，但同時可能有售電量損失，而且DSM手段的實施也需要成本投入。通過計及DSM把用戶側也納入電網規劃模型中，實現IRP。

必須指出的是DSM經濟措施是模型（2）正確反映資源優化配置的前提，即最大負荷的削減建立在用戶得到合理的經濟補償，自愿調整電力需求側的基礎上。現階段行政DSM措施（輪休、錯峰、負控限電）需求側潛力特點：理論上等于總負荷，實際上考慮到電力公司的社會責任，一般DSM潛力不能大于總負荷的10%，而且如果不考慮電量損失成本，則基本沒有成本付出，在這種情況下，用戶并未得到合理經濟補償而自愿調整電力需求，實際上DSM的成本是由用戶側承擔的，換句話說，模型（2）并未能計及DSM行政措施的實施成本。因此，當前以行政措施為主的需求管理下，用戶電力需求由行政指令確定，模型（2）不能正確反映資源的優化配置，所得規劃方案一般過于保守。

2 考慮DSM的電網綜合資源規劃新思路

在當前DSM以行政手段為主的情況下，可以從以下思路考慮綜合資源優化的電網規劃方案：

（1）如果電網建設的資金總額一定的情況下，模型（2）可以比較各規劃工程的相對經濟性，在有限經濟資源的情況下做合理的分配，為最終規劃方案的確定提供參考。

當電網規劃資金總額Cb一定時，可采用模型進行各種可行性方案的比較。假設DSM成本與實施DSM量成二次函數關系，即

式中：C′（ξ）為DSM成本，萬元；ΔS′為DSM削減電源容量，MVA；a和b為系數，本文中分別取2和10。

（2）將DSM手段分層按照能力級別進行電網規劃，級別越低則越不宜作為資源參與規劃。

●能力A錯峰：電力公司不損失電量、用電企業基本無經濟損失；

●能力B輪休：電力公司損失電量、用電企業有經濟損失、但可預先調整安排；

●能力C負控限電：電力公司損失電量、用電企業有經濟損失且不易調整安排。

（3）對電力公司引入“社會責任約束”，即DSM行政措施實際上將節能減排有序用電的社會責任完全由企業來負擔，相關損失未能在模型（2）中考慮，因此有必要對模型（2）引入社會責任約束，即行政措施下DSM潛力不能大于α%·Pmax，即由電力用戶和電力公司共同承擔相關責任，α%·Pmax由企業承擔，不足部分由電力公司通過電網建設投入承擔，但此處合理α%比例較難確定，而且由部分電力用戶承擔全體用戶的社會責任也有值得商榷的地方。

通過電網建設增加電源供應能力和通過DSM降低最大負荷可以達到滿足負荷增長的要求，在現階段，電網建設費用由電力公司承擔，而DSM成本實際上大部分是由企業用戶承擔，因此DSM效果率（DSM降負荷占總負荷的百分比）可作為衡量電力公司和用戶之間承擔社會責任的指標。對于電力公司而言，其成本收益可以從電網建設成本和售電量收益2個方面來考慮。

●分推至年的電網建設運行投資成本

式中：ΔC（P）為實施DSM措施后節省的電網規劃成本；C′（P）為常規電網規劃成本；t為投資成本考慮的時間期限；ct為變電容量成本，暫取107元/MVA；β為DSM降負荷效果率；Sb為滿足最大負荷時的變電站容量。

●電力公司實施DSM售電量收益損失值

式中：ε為單位負荷用電量損失率，即減少單位負荷時損失的電量；ΔW為實施DSM后損失的電量MWh/年；Pmax為預計的最大負荷；0.625β為輪休效果率，β為DSM降負荷效果率；Pr為電力公司售電利潤率，取200元/MWh。

（4）合理評價電力用戶的缺電損失，對企業予以合理經濟補償，使得模型（2）能夠正確體現DSM的成本，同時正確反映電網公司的經濟收益。如可依據可靠性計算時的負荷缺電損失評價，依據某行業單位電能的經濟效益評價計算缺電損失，當然這種做法一方面是靜態的，另一方面不能反映具體個體的實際損失情況，但是從宏觀上來說使得模型（2）可以較為科學的表達社會效益，而且不增加DSM的經濟投入，在現階段也更具有可操作性。

（5）行政措施轉變為經濟措施，改變原有的行政指令，通過電價機制和經濟補償機制使得電力用戶自愿調整電力負荷，使得模型（2）合理體現DSM的經濟成本，當然這種情況下將有較高的DSM經濟投入，完全由電力公司承擔合理有序用電的社會責任。

3 實例分析

綜合資源規劃可以考慮電力規劃建設的綜合社會成本，其中DSM的經濟價值通過對用戶的充分經濟補償得以體現，電力公司可以綜合權衡DSM的成本、電網建設的成本以及售電量損失（收益）的成本獲得最優規劃方案。本文將以某地區2020年電網規劃為例分析考慮DSM的各種電網規劃新思路。

3.1 基本情況

根據該地區的2020年遠期負荷預測結果（見表1），可以對該區域的變壓器容量進行規劃。

表1 該地區遠期負荷預測

由表1可知2020年該地區用電負荷可達Pmax為532.03MW，按變電站主變負載率為65%，功率因數0.9計算，所需變電站容量至少為Sb=909.46MVA。

3.2 DSM經濟性分析

假設該地區2020年該地區錯峰降負荷量和輪休降負荷量占最大負荷的比例和2008年的相同，分別為1.5%和2.5%，從而DSM的效果為最大負荷的4%，單位負荷用電量損失率ε為0.065，工業企業單位用電量產生的利潤c為2.06元/kWh。

3.2.1 電力公司售電損失分析

根據該地區2020年的DSM效果可得在2020年實施DSM措施可錯峰降負荷7.98 MW，輪休降負荷13.3MW，DSM（本文指考慮電力公司常態化的錯峰和輪休措施）降負荷為21.28MW，考慮變電站負載率和功率因數后，錯峰可節省變電站容量為13.64MVA，輪休可節省變電站容量為22.74MVA，DSM可節省變電站容量為36.38MVA。

對于電量損失的計算，可近似認為負荷的增長與電量的增加成線性正比例關系：

式中：ΔW為用電量的損失；ΔP為最大負荷的變化；ε為單位負荷用電量損失率。

由于2020年該地區平均輪休降負荷ΔP′為13.3MW，由式（6）可得由于輪休電力公司損失的電量：

根據平均利潤c為0.2元/kWh方法來計算電力公司售電損失，實行DSM措施后電力公司的售電損失為：

所以平均每少建1MVA容量，電力公司售電損失為：

3.2.2 工業企業利潤損失分析

由于工業企業單位用電量產生的利潤c為2.06元/kWh，且由于輪休針對對象為工業企業，電力公司損失的售電量ΔW即為工業企業輪休所產生的，所以利用ΔW計算該年所有企業輪休的總利潤的損失為：

3.3 電網規劃

本小節將用傳統電網規劃和電網綜合資源規化2種方法對該地區進行實例分析。

3.3.1 傳統電網規劃思路分析

這里將就滿足最大負荷的電網規劃方法和考慮現階段DSM措施的電網規劃方法進行分析比較。

（1）滿足最大負荷電網規劃

滿足最大負荷的電網規劃就是要在滿足最大負荷的前提下最小化電網建設和運營成本的電網規劃方法。如式（1）所示。電網規劃方案經濟性評估工作可只計算電網建設的工程造價，并比較不同方案的經濟性。

①電力公司收益

根據該地區2020年所需變電站容量Sb至少為909.46MVA，則需建造29×31.5MVA的35 kV變電站以滿足負荷的要求，設每建設1 kVA變電容量需要10 000元人民幣，則所需電網建設成本C1（P）為91.35億元。

分攤至每年為9.135億元，通過電網建設增加售電量，電力公司每年的多售電收益ΔE1（P，t）為0.173億元。

②用戶損失

由于通過電網規劃可以滿足用戶的用電需求，用戶損失為0。

（2）考慮現階段DSM措施的電網規劃

考慮2020年該地區DSM削減負荷效果為4%，可得：

①電力公司的收益

由于現階段實施DSM措施并不需要對用戶進行補貼，由前面計算可得由于DSM措施后節省容量為36.38MVA。這樣可以得到考慮DSM后的總投資Ca（P）為87.71億元，分攤到每年為8.771億元。

②用戶的損失

由于DSM造成部分用戶電力無法得到滿足，由上述分析可得用戶的損失為：

（3）2種規劃方法比較

以10年期考慮靜態資金回報率，其中規劃成本平均分配到10年中，對上述2種方法的計算結果進行比較可得表2所示，其中售電收益以考慮DSM措施的電網規劃方案為基準，社會綜合效益指標為電力公司收益和用戶收益之和：

表2 2種規劃方法每年成本效益分析億元

由表2可以看出，實施DSM措施后，規劃成本約減少0.364億元/年，考慮到電力公司的售電損失Peloss=0.173億元/年，可得電力公司平均節省成本為0.191億元/年。但是用戶的損失卻為1.78億元/年，可見考慮現階段DSM措施的電網規劃使得的電力公司的成本大幅降低，但是實施DSM措施的用戶利潤收益減少。顯然滿足最大負荷大大增加了電力公司的規劃建設成本，而當前體制下的考慮DSM措施的電網規劃則很大程度上減少了電力用戶的利益。因此需要引入新的規劃思路綜合權衡考慮電力公司和電力用戶的利益。

3.3.2 考慮實際情況的電網規劃新思路4種方法的分析

本節將應用第2節提出的方法（即規劃資金限制情況下僅用于方案比較、DSM潛力分級，對電力公司引入“社會責任約束”和科學計及DSM手段的實施成本）以該地區為例進行分析。

（1）規劃資金限制情況下的方案比較

假設有2種電網規劃方案可供比較：

方案A：

新增變電容量：750MVA，變電容量建設投資成本7.5億元/年，增收售電收益為6億元/年；需采用DSM措施錯避峰：159.46MVA，代入式（3）得DSM投資成本5.245億元/年。

方案B：

新增變電容量：800MVA，變電容量建設投資成本8億元/年，增收售電收益為6.4億元/年；需采用DSM措施錯避峰：109.64MVA，代入式（3）得DSM投資成本2.506億元/年。

將方案A、B計算結果可得10年靜態投資成本回報如表3所示。

表3 考慮實施DSM措施時規劃的每年成本效益分析億元

由表3可以看出，若考慮10年期靜態收益，若不考慮DSM成本，方案A的投資回報率較B高，若考慮DSM成本，方案B的投資回報率較A高，雖然DSM的成本在現階段沒有被充分計及，但是從承擔社會責任的角度出發，可作為選擇規劃方案的參考依據。

（2）考慮DSM分層實施時

為滿足最大負荷需建設變電站容量909.46MVA，規劃投資成本為90.946億元，假設電網規劃資金總額Cb為85億元。電力公司可以通過擴建變電容量和DSM來達到負荷平衡。

按照前文假設DSM效果率可知用戶在2020年實施DSM措施可錯峰降負荷7.98MW，輪休降負荷13.3MW。從而錯峰可節省變電站容量為13.64MVA，輪休可節省變電站容量為22.74MVA。

①電力公司的收益

只考慮錯峰手段時：可節省變電站容量為13.64MVA，則電網總投資降為8.1億元，總金額減少1.35億元，售電收益增加值為0.173億元/年；

同時考慮輪休手段時：可節省變電站容量22.74MVA，則電網總投資成本降為7.2億元，節省電網投資2.25億元。售電收益增加值為0。

②用戶的用電損失

由于實施錯峰措施只是將負荷進行轉移，用戶不損失電量，所以用戶用電損失為0，而實施輪休措施后，用戶損失電量，又上述分析可得，用戶損失為1.78億元/年。設t=10年，考慮錯峰和輪休2種情況進行綜合效益分析，從而可得表4。

表4 考慮分層實施DSM措施時規劃的每年成本效益分析億元

相對于常規電網規劃，當只考慮錯峰下的電網規劃時，電力公司收益增加值為0.135億元/年，用戶無用電損失，而只考慮輪休下的電網規劃時，電力公司收益增加值為0.052億元/年，用戶用電損失為1.78億元/年。由表4可知，規劃初期，采用輪休措施削減負荷量最高，節省規劃成本最高，但是如果考慮資金的時間效益和電力公司的售電收益，考慮錯峰下的電網規劃成本效益最高。可見，當考慮t=10年，即規劃電網正常運行10年時，考慮錯峰下的電網規劃電力公司年收益最高，且用戶無用電損失，所以可以根據錯峰為第一層次DSM措施、輪休作為第二層次DSM措施考慮電網規劃，僅當資金約束無法按照滿足最大負荷準則來規劃的時候，才在電網規劃模型中考慮輪休的降負荷措施，而錯峰措施的降負荷則可以作為電網規劃的長效機制進行考慮。

（3）考慮電力公司的社會責任

根據前面分析可得C′（P）=91.35億元，ct=107元/MVA，Sb=909.46MVA，Pmax=532.03MW。代入式（5）和（6）可得考慮DSM措施后電網規劃成本為C（P，t）=91.35-90.946β，輪休電量損失ΔE（P，t）=4.323β。電網公司需最小化其綜合成本：

其中由于DSM量最大可取到負荷增長量，假設負荷增長為10%，則β≤10%。電力公司的綜合成本為以DSM效果率β為變量的遞減一次函數，即電力公司不進行任何電網規劃建設時，成本最小。可引入電力公司的社會責任約束機制，即通過DSM效果限值設置，由電力用戶和電力公司共同承擔相關責任，在用戶和電力公司之間合理分配安全供電用電的社會責任。

（4）合理考慮DSM手段的投資成本

假設該地區企業停電平均利潤損失為c=2.06元/kWh，電力公司以a=2.06元/kWh對企業進行補貼，則可得DSM實施成本為：

計及該成本，則式（7）可變為：

由于β≤10%，電力公司的綜合成本為以DSM效果率β為變量的遞增一次函數。在該方案下電力公司對企業用戶進行完全的損失電量賠償，即由電力公司承擔滿足負荷的社會責任。

實際上，現行的錯峰手段工業企業損失很小，即電力公司可以通過較小的投入實現有效的降負荷效果，從而在企業和電力公司間通過DSM達到雙贏的局面。

4 結束語

電網規劃中考慮DSM的影響不僅有利于發揮DSM的作用而且能提高電網規劃的經濟性。本文在對傳統電網規劃和綜合資源電網規劃分析的基礎上提出幾點考慮DSM的電網規劃新思路，通過算例驗證了模型的有效性。

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