風電-抽水蓄能聯合運營利潤分配研究

盧 姬，常俊曉，熊洋建

（1.三峽大學 電氣與新能源學院，湖北宜昌443002；2.國網湖北省荊州供電公司檢修分公司，湖北荊州434000）

0 引 言

由于風能具有隨機波動和反調峰等特性，使得大規模風電場的風電并網容量大大受限。2013年全國棄風損失達到16.2 TWh，給風電企業帶來巨大的經濟損失。因此，提高電力系統調峰能力是解決風電消納問題的關鍵，抽水蓄能電站是目前最為成熟可靠的調峰電源，其機組具有運行速度快、反應靈活的特點，調峰系數可達200%，這是其他調峰電源無法做到的［1-2］。利用抽水蓄能電站響應靈活的特點，與風電場聯合運營，和風電的隨機波動性形成互補，有利于提高風電的并網量和保障電網的穩定運行［3］。

目前，國內外對風電場與抽水蓄能電站聯合運營的研究主要有：聯合優化運行模型［4，5］，聯合系統能量轉換效益研究［6］，聯合系統容量規劃方法研究［7］，但很少涉及利潤分配。正確處理兩者之間的利益分配問題，是風電場與抽水蓄能電站能夠長期良好聯合運營的前提。為此，本文研究了風電與抽水蓄能電站聯合運營下的利潤分配問題。

1 發電企業的成本

發電企業的成本主要來自四個方面：建設成本、運行維護成本、資金成本以及燃料成本。相對于常規能源發電，可再生能源發電最顯著的特點是不需要考慮燃料成本。因此，對于風電場和抽水蓄能電站的發電成本主要從建設成本、運行維護成本和資金成本三個方面來考慮。

（1）建設成本

建設成本是建設風電場和抽水蓄能電站時的全部投資，包括建設前的勘測和設計等費用，建設中的施工費用和設備的購置安裝等費用之和，用Uk表示。

（2）運行維護成本

運行維護成本包含了風電場和抽水蓄能電站為維持正常運行而每年所需的固定年費用和年運行費用。

固定年費用有建筑物和機電等設施的折舊費和大修提存費用，用Us表示，公式如下：

式中，Ul指電站經濟壽命終了時的可回收成本；T為電站的經濟壽命。

年運行費，指電站在運行期內所需的經常性維護費，包括廠用電費、抽水發電機組啟停和工況轉換費用，以及補水費等，記為Uy。

（3）資金成本

由于電站在初期投資建設時，只有少數的自有資金，其它大部分為商業貸款，因此應計及風電場和抽水蓄能電站在經濟壽命期內每年應支付的利息和攤還的本金組成的資金成本，用Ud表示，公式如下：

式中，r為折現率，一般按貸款利率取值。

綜上，風電場和抽水蓄能電站的發電總成本Uac可表示為：

2 利潤分配模型

2.1 利潤分配原則

合理的利潤分配不僅可以使所有者的合法權益得到保護，還可以保障合作長期穩定進行。風電-抽水蓄能電站合作聯營的總利潤受自然、社會等因素影響。只有將各因素考慮在內，才能盡可能地保證利潤分配機制的合理性。本文主要考慮聯營共同創造的總利潤，以及風電場和抽水蓄能電站的貢獻，分別介紹如下：

（1）聯營獲取的總利潤

風電-抽水蓄能電站聯合運營需要兩者合理地做出機組組合調度，因此并網售電獲得的總利潤是共同創造的，應一同分享。

（2）聯營中的貢獻

風電-抽水蓄能電站聯合運營關系達成之時，就形成了初步的利潤分配方案。但是，風電場和抽水蓄能電站運行中，受自然條件等不確定影響頻多，有可能導致風機倒塌或者水泵水輪機故障停機等事故發生。實際利潤分配時考慮風電場和抽水蓄能電站對整個合作起到的貢獻，以此可提高兩者在維護設備等方面工作的積極性，既保證了合作聯營的可靠性，又有助于增加收益。

2.2 利潤分配的方法

合作博弈包含參與者集合N與特征函數v兩個基本元素。令N＝｛1，2，…，i，…，n｝為有限參與者集合，其中i（1≤i≤n）為參與者的編號；集合N中的所有成員通過合作產生價值，記作v（θ）。用x（i）表示N中第i個成員從合作總利潤中應得到的一份收益，則X＝｛x（1），x（2），…，x（n）｝稱為合作博弈對策的分配策略。

目前解決合作利益分配問題的有效方法主要有均分策略、按容量分配策略、Shapely值法三種分配策略。

2.2.1 均分策略

均分策略下每位參與者平均分享聯盟收益，風電-抽水蓄能電站合作組成的聯盟中只有兩個參與者，風電場w和抽水蓄能電站p，分別獲得的利潤x（w）和x（p）表示為：

式中，v（w，p）為合作后的整體利潤。

2.2.2 按容量分配策略

該策略下，考慮每位參與者在合作中的貢獻，收益與貢獻成正比。

式中，Ww表示風電場在合作中貢獻的電量，Wp表示抽水蓄能電站發出的電量。

2.2.3 Shapely值法

大規模風電場與抽水蓄能電站聯合運營的前提是增加雙方的收益，或者一方收益增加，另一方不受損害，整體收益大于每個成員單獨經營時的收益［8］。合作能夠產生一種合作剩余，可以借助于合作博弈理論研究風電-抽水蓄能聯營企業的利潤分配問題。

Shapely值法為每個參與者賦予唯一且易于量化計算的數值，表征其貢獻，廣泛用于多人合作博弈。風電-抽水蓄能電站組成的合作聯盟滿足對稱性、有效性和累加性，因此可用Shapely值法進行利潤分配。Shapely值法在合作博弈中存在唯一的單值解，滿足個體理性和整體理性，第i位參與者分配得到的利潤為：

式中，θ為聯盟參與者的所有子集；|θ|為聯盟θ中的參與者數目；N為聯盟參與者的總數；r（θ）為聯盟θ的加權因子。

因此，Shapely值法可看作博弈中的各可能聯盟的邊際貢獻平均值，貢獻大的參與者可以獲得更多的利潤。

3 算例仿真

3.1 并網收益

根據參考文獻［9］中提到的風電-抽水蓄能電站聯合優化運營模型，考慮風電場和抽水蓄能電站發電并網收入，以及抽水蓄能電站中水泵抽水的費用，讓每天的效益最大化。算例結果分析中，計算出了當電網的功率限制為3～8 MW時，單獨風電運行時的收益為每天113 060元，而風電和抽水蓄能電站聯合運行時的日收入為119 180元。

參照文中給出的抽水蓄能電站的參數，當僅有抽水蓄能電站運行時，在每天的8點到22點時刻，上網電價較高時，把水庫中可利用的儲能全部用來發電上網，最大收入為：

同樣地，利用較低的電價，把水庫的可利用儲能達到最大值，消耗的抽水費用為：

因此，當抽水蓄能電站單獨運行時，每天可獲得的最大收益為：

3.2 運行成本

根據目前我國風力發電的實際情況，風電場建設期為1年，初期投資為8 000元／k W，年運行費用40元／k W，計劃經濟壽命為20年，殘余價值為500元／k W，折現率r取值6%。

抽水蓄能電站的初期投資為1 600元／k W，計劃經濟壽命為50年，殘余價值為200元／k W，折現率r取值6%。由于多余的風電補充了很大部分抽水費用，該模型中的抽水蓄能電站年運行費用為46元／k W。

文獻［9］中的模型參數中，風電場和抽水蓄能電站的容量為12 MW，分別計算其每天的總成本結果如表1。

表1 電站每天的總成本

3.3 利潤分配

3.3.1 均分時利潤

均分策略下，風電場和抽水蓄能電站得到的利潤為59 590元。

3.3.2 按容量分時利潤

文獻［9］中風電-抽水蓄能電站聯合運營模式下，風電場每天的上網電量為150 MWh，抽水蓄能電站每天的上網電量為14.5 MWh。因此，按容量分配貢獻分配利潤時，風電場和抽水蓄能電站分別得到總利潤的91.2%和8.8%。

3.3.3 Shapely值法時利潤

根據上述Shapely值法分別分配風電場和抽水蓄能電站利潤的計算方法如下：

（1）風電場的獲利x（w）如表2。

表2 風電場利潤計算

（2）抽水蓄能電站的獲利x（p）如表3。

表3 抽水蓄能電站利潤

綜上，風電場與抽水蓄能電站在三種利潤分配方法下，除去成本后，純利潤如表4。

表4 風電場和抽水蓄能在不同利益分配下的純利潤

如果按照均分策略來實現利潤分配，抽水蓄能電站的收益多于風電場，顯然不合理。如果按照容量分配策略來實現利潤分配，雖然參與者都能實現盈利，但是抽水蓄能電站的凈利潤比風電場要大得多，這顯然不利于兩者的長期穩定合作。如果根據Shapely分配法來實現利益分配，很大程度上考慮了對聯營的貢獻，也可使兩者的凈利潤大致均衡，這顯然更有利于聯盟的長期穩定運行。因此，Shapely方法更適合用于解決風電-抽水蓄能電站的利潤分配問題。

4 結 論

本文通過分析計算風電場和抽水蓄能電站的運營成本、合作方式和每天盈利，討論了不同的利潤分配方法及相應的獲利情況，最終確定了Shapely值法應用于該聯營模式下的利潤分配最為合理，體現了公平性，有助于激發兩者的積極性和建立長期穩定的合作關系。

［1］ 陳允鵬.發展抽水蓄能電站是電網調峰和經濟運行的選擇［J］.中國能源，2005，27（8）：31-34.

［2］ 宋 豪，宋曙光，王 超，等.抽水蓄能電站對山東電網風電接納能量的影響［J］.山東大學學報（工學版），2011，41（5）：138-142.

［3］ 朱建志.風電-抽水蓄能聯合優化運行研究［D］.長沙：長沙理工大學，2013.

［4］ 胡澤春，丁華杰，孔 濤.風電-抽水蓄能聯合日運行優化調度模型［J］.電力系統自動化，2012，36（2）：36-41.

［5］ 徐 飛，陳 磊，金和平，等.抽水蓄能電站與風電的聯合優化運行建模及應用分析［J］.電力系統自動化，2013，37（1）：149-154.

［6］ 李 強，袁 越，李振杰，等.考慮峰谷電價的風電-抽水蓄能聯合系統能量轉換效益研究［J］.電網技術，2009，33（6）：13-17.

［7］ 曹 昉.風電及抽水蓄能電站容量規劃方法研究［D］.保定：華北電力大學，2013.

［8］ 王瑩瑩，梅生偉，劉 峰.混合電力系統合作博弈規劃的分配策略研究［J］.系統科學與數學，2012，32（4）：418-428.

［9］ 潘文霞，范永威，楊 威.風-水電聯合優化運行分析［J］.太陽能學報，2008，29（1）：80-84.