新電改背景下綜合能源服務商的購售電策略優化

張 倩，張延遲，解 大

（1．上海電機學院 電氣學院，上海 200240；2．上海交通大學 電子信息與電氣工程學院，上海 200240）

0 引言

隨著售電側改革的推進，配售電業務的陸續放開，數千家獨立售電公司進入市場， 三批約500 個增量配電業務試點持續推進，原本由電網公司一家獨大的供電格局逐漸被打破，為MEP（綜合能源服務商）提供了大量的機遇[1]。在新一輪的技術革命中，分布式發電技術、能源互聯網技術及新能源交易方式得到快速發展，促使售電公司加快轉型為MEP，改變了以往僅通過買賣差價賺取利潤的傳統模式[2]，成為提供電力能源產品和能源調度的綜合服務提供商。

傳統能源服務多是從產業鏈上游向下游延伸的合縱模式，而綜合能源服務則是圍繞客戶需求而展開的提供多種服務的連橫模式[3]。文獻[4-6]分別介紹了美國、英國、法國等國外成熟的售電側市場的運行機制，分析了零售市場存在的問題，對比了國外與中國售電市場的生存環境；文獻[7-8]分析了市場交易的結算過程，優化LA（負荷聚合商）的購電策略；文獻[9-10]分析了售電公司進行中斷電價機制以期達到收益最大化，但是沒有考慮售電公司參與市場競價的影響。上述文獻主要是圍繞國外售電市場化改革和運行實踐經驗總結，以及對售電公司購售電策略進行優化研究。但是，目前少有文獻研究新電改背景下，MEP的購售電策略。

本文從售電行業的現狀出發，分析售電公司轉型的必要性，計及DG（分布式能源）、LA 的影響， 考慮了需求側不同用戶的用電特性， 建立MEP 的購售電決策模型，算例結果表明了該模型的可行性，能為MEP 的競爭策略提供參考。

1 售電行業現狀

1.1 售電公司的發展現狀

2015 年，中共中央、國務院發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》[11]，明確提出要“按照管住中間、放開兩頭的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本放開配售電業務”。政策層面放寬售電公司的準入門檻，一大批售電公司相繼成立。據統計，截至2017 年底，全國各地已經成立的售電公司上萬家，其中公示的有近3 000 家，僅華東地區注冊的售電公司有1 316 家，具體組建情況見表1。

表1 華東地區售電公司組建情況

據統計，從售電公司的注冊規模來看，華東地區大部分售電公司注冊資金都在1 億元以下，共1 024 家，江蘇省注冊資金在1 億元以上的售電公司中數目最多，共121 家。

1.2 售電公司的轉型

由于市場競爭激烈，一些沒有核心競爭力，只能通過購售電賺取價格差的小型售電公司被迫退出競爭市場。與此同時，新一輪電力體制改革促使售電業得到飛速發展，售電公司不再局限于售電，而是朝著一個多元化的能源服務商的角色轉變[12-13]。2017 年11 月，國家電網發布《關于在各省公司開展綜合能源服務業務的意見》，明確將發展綜合能源服務業務作為公司轉型的重要方向，鼓勵售電企業創新服務模式，幫助用戶節約電能，提高生產運行效率，創新制定可再生能源用電模式，推動可再生能源電力消費向廣大電力用戶延伸。

2 MEP 的決策模型

MEP 實現了廣域范圍內傳統電網調度無法涉及的大量分布式資源的靈活控制，在傳統電源出力不足的情況下，調度DG 上網，緩解供電壓力。MEP 還可以同時通過與用戶簽訂中斷協議，在用電高峰時，通過LA 中斷部分非緊急負荷，極大程度地提升負荷側的削峰填谷能力。本文設計的MEP 購售電模型包括3 個部分：第1 部分，在MEP 中，在執行購售電決策之前，先通過LA進行負荷調節，削峰填谷，節約購電成本，再通過調度DG 優先上網，優先使用清潔能源；第2部分，在電力市場中，存在售電商和發電商兩類群體，MEP 可以向發電商批量買電，也可以賣電給其他售電商；第3 部分，在需求側中，存在大工業用戶、商業用戶和居民用戶。具體決策模型見圖1。

圖1 MEP 購售電決策模型

2.1 優化決策的目標函數

在電力市場中，MEP 參與市場競爭的優化決策目標為總利潤最大化：

式中：f 表示MEP 購售電的利潤；fsell表示MEP向不同類型用戶出售電能的收入；fs表示MEP 參與現貨市場的期望購電費用；fLA表示MEP 聚合LA 達到減少發電量而節省的期望購電費用；fDG表示MEP 調用自建DG 所節省的期望購電費用。

2.1.1 售電收入

MEP 向區域內的大工業用戶、商業用戶和居民用戶等出售電能，售電收入fsell為：

式中：a（t）表示在t 時間內MEP 與大工業用戶i所協商確定的售電價格；P1，i（t）表示大工業用戶i 向MEP 購買的電量；N1是大工業用戶的數量；b（t）表示在t 時間內MEP 與商業用戶j 所協商確定的售電價格；P3，j（t）表示商業用戶j 向MEP 購買的電量；N2是商業用戶的數量；c（t）表示在t時間內MEP 與居民用戶k所協商確定的售電價格；P3，k（t）表示大工業用戶k 向MEP 購買的電量；N3是居民用戶的數量。

2.1.2 現貨市場期望購電費用

在已知用戶需求的情況下，若不考慮MEP購電策略，全部通過參與現貨市場購得電量，相應的期望購電費用為：

式中：d（t）表示在t 時間內期貨市場的能量價格；Ps（t）表示MEP 在現貨市場中的購電量。

2.1.3 LA 期望節約費用

當現貨市場電價過高或者某時段用電負荷達到高峰時，MEP 可以根據簽訂的可中斷負荷合同，開展需求側響應，通過降低尖峰負荷，移峰填谷等降低成本，增加經濟性，所節省的期望購電成本為：

式中：Pres（t）表示在t 時間MEP 可調用的可中斷的電量；eres（t）表示MEP 與用戶簽訂的可中斷負荷合約的價格。

2.1.4 調度DG 期望節約費用

MEP 在已知用戶總電力需求量后，可以通過

式中：PDG（t）表示在t 時間MEP 可提供的DG 并網電量；hDG（t）表示調度分布能源的配電費用。

2.2 約束條件

MEP 在進行購售電決策時需要考慮可中斷負荷的約束條件，調度機組的運行約束及購售電能力平衡約束等。

2.2.1 可中斷負荷響應能力約束

LA 簽訂的可中斷響應能力約束為：

式中：δres（t）為t 時段內是否調用可中斷負荷的0-1整數變量；Pres，min，Pres，max分別為LA 可調用的中斷負荷響應容量的最小值與最大值。

2.2.2 可中斷負荷調用次數約束

LA 與電力用戶簽訂的可中斷負荷合約每次調度至少需要持續1 h，全天調用次數約束：調度自建的DG，減少購電成本， 因為考慮到風電、光伏等新能源發電資源的邊際成本極低，故忽略DG 的發電成本，所節省的期望購電成本為：

式中：Tres，max表示可中斷負荷全天調用次數上限。

2.2.3 調度DG 機組運行約束

對DG 機組來說，其運行約束主要包括容量上下限和電量約束：

式中：δDG，n（t）表示t 時間段內DG 機組是否被調用的0-1 整數變量；PDG（t）表示t 時間內DG 機組的發電量；PDG，min和PDG，max分別表示DG 機組發電容量的最小值和最大值；EDG，n，max表示DG 機組全天的發電量限制，n 表示DG 機組的總數量。

2.2.4 購售電平衡約束

MEP 購售電的電力平衡約束為：

式中：t∈[1，T]，MEP 在現貨市場中購買的電量、調用DG 機組的發電量和調用LA 的響應電量之和等于MEP 向大工業用戶、商業用戶及居民用戶的銷售的電量。

3 算例分析

由MEP 購售電決策模型可知，該模型屬于MILP（混合整數規劃）[14]問題，本文采用求解器CPLEX[15]對MILP 進行快速可靠求解。

3.1 基礎數據

MEP 以購電者身份進入現貨市場進行購電，工業、商業和居民用戶的用電曲線如圖2 所示。MEP 經營區域內包括大工業用戶10 戶，各工業用戶負荷峰值為120 MW；商業用戶50 戶，各商業用戶負荷峰值為35 MW； 小區居民用戶150戶，各小區居民用戶負荷峰值為5 MW。 設定MEP 與工業用戶、商業用戶以及居民用戶協商的售電價格分別是130 美元/MWh，180 美元/MWh和70 美元/MWh。通過計算可得出該MEP 負責區域的用戶總用電負荷曲線（見圖3）。

圖2 工業、商業和居民用戶的負荷曲線

圖3 MEP 的總購電需求

MEP 還可以調用自建DG 來發電，可調度的風電總裝機容量為15 MW，光伏總裝機容量為10 MW。另外，MEP 中的LA 與用戶簽訂可中斷負荷協議，可中斷負荷容量為50 MW，與用戶簽訂的可中斷負荷合約價格為83 美元/MWh，每天最多可執行2 次。

3.2 策略分析

為了滿足MEP 負責區域的用戶用電需求，第一階段，MEP 在調用自建DG 的前提下，并且用電高峰時啟動LA 調節，達到削峰填谷的作用，然后從現貨市場購電，即第一階段各項決策變量均為1。

第二階段，為了實現利潤最大化，MEP 需要在調用自建DG 和從現貨市場購電之間進行權衡，但是理論上調用自建DG 除了輸電費用外不存在發電成本，若現貨市場價格較高，MEP 則更大限度地調用自建DG，反之則更多地從現貨市場購電。

MEP 從現貨市場購電曲線如圖4 所示，MEP調用的光伏發電的出力擬合曲線如圖5 所示。因為光伏發電有一定的局限性，在8:00-18:00 可以持續運行，而且此時相對于現貨市場電力價格過高，調用自建光伏發電裝置（除前期投資之外）幾乎沒有發電成本。此外，根據預測價格的變化趨勢，MEP 可選擇在現貨市場電力價格較低時，如23:00-8:00 購入部分電力，滿足用戶電力需求。

圖4 現貨市場購電曲線

在18:00-20:00，現貨市場購電量需求和用戶用電負荷都較高的情況下（見圖2 和圖4），MEP還可以選擇中斷部分負荷，共計40 MW，計算可得節省期望購電費用4 123．2 美元，光伏發電量為3．75 MW，MEP 總利潤是4．5×106美元，售電收入為5．8×106美元，從現貨市場購電費用為4．5×105美元。

圖5 光伏出力擬合曲線

4 結語

為了適應激烈的市場競爭，售電公司轉型成MEP 更有利于其未來的發展。本文考慮了自建DG 和自備LA 的綜合能源負荷商的購售電優化策略。在分析不同類型用戶購電行為的情況下，通過MILP 求解模型，計算出最優購售電方案。因為MEP 調用自建DG，光伏發電和風電除去前期投資較大外，幾乎不需要考慮發電成本，可以滿足一部分的發電需求。而且通過和用戶簽訂可中斷負荷合約，在用電高峰時，切斷部分非緊急負荷，也降低從現貨市場高價購電的成本。 當然，通過分析現貨市場的價格曲線，也可以從現貨市場低價買電，在滿足用戶用電需求的同時賺取更多利潤。