考慮源荷儲協同優化的增量配售電公司決策模型

李雅婷，張 智，楊 莉，湯滌非，董晨景，季 超

（1. 浙江大學電氣工程學院，浙江省杭州市310027；2. 安徽電力交易中心有限公司，安徽省合肥市230061）

0 引言

放開增量配電與售電側業務是中國新一輪電力體制改革的重要任務，也是構建競爭有序的售電側市場、提高配電網投資與運營效率的一項重要舉措［1］。2016 年10 月，國家發展改革委和國家能源局印發了《有序放開配電網業務管理辦法》［1］和《售電公司準入與退出管理辦法》［2］，向社會資本放開配電網投資業務。截至2019 年底，國內各地先后啟動了4 批共計375 個增量配電業務改革試點，成立了70多家配售一體化的增量配售電公司（incremental electricity distribution and retail company，IDR）［3］。作為新型市場主體，IDR 既發揮售電公司職能，也參與區域配電網及相關設備的規劃運營，業務模式更加復雜，其購售電決策、靈活性資源配置等問題成為其適應電力市場的關鍵［4］。

售電公司代理電力用戶參與批發市場交易，其核心業務是如何在市場上購電并將其銷售給用戶［5］。在中國電力中長期交易為主、大部分省市電力現貨市場還不成熟的現狀下，售電公司實際用電量與合同電量間的偏差通常面臨懲罰性考核，IDR由于分布式電源（distributed generation，DG）和負荷的雙重不確定性，偏差考核風險更大。隨著智能控制與雙向通信技術在用戶側大量應用，需求響應和配置儲能成為IDR 降低偏差的有效方式［6］。

現有針對售電公司購售電決策研究大多通過“中長期+現貨”多市場分配電量提高收益，減少偏差電量。如文獻［7］考慮用戶需求響應對售電公司購售電決策的影響，構建了包含雙邊合同、日前市場、實時市場的售電公司-用戶雙層購售電決策模型；文獻［8］將售電公司購電業務分為中長期購電業務和現貨市場購電業務，并提出多種零售合同模式，建立了售電公司購售電業務綜合決策與風險評估模型；文獻［9］考慮可再生能源的不確定性，建立了售電公司參與日前市場和實時市場的多階段隨機優化購電決策模型，探討了市場價格和需求差異對售電公司購電策略的影響。然而，上述研究不適用于中國中長期電力市場環境。調用用戶側可中斷負荷是售電公司降低偏差的主要策略之一。對此，文獻［10］基于費希納定律構建了電力用戶參與可中斷項目意愿的決策模型，進而設計了計及可中斷負荷的售電公司營銷策略。文獻［11］分析了偏差電量考核對售電公司經營策略的影響，建立了考慮免考核電量的可中斷負荷調用模型。特別地，對于IDR，配置儲能是其降低偏差電量的另一重要手段。文獻［12］探討了儲能單元在虛擬電廠中的多種作用，從提高需求響應效益、削峰填谷、提升電壓質量3 個方面構建了儲能系統多目標優化配置模型。文獻［13］結合不同儲能技術的特征，考慮需求響應對降低偏差的影響，以可靠性和經濟性為目標優化了主動配電網中儲能的配置方案。

綜上所述，現有研究大多為某一方面或某一時間尺度內的售電公司的決策，實際上對IDR 而言，從長時間尺度儲能容量配置到實時可中斷負荷、儲能的調用，其決策問題應為一個涉及規劃和運行的多維度、多時間尺度的優化問題。為此，本文提出了考慮源荷儲多時間尺度協同優化的IDR 綜合決策模型，在購、售電環節分別考慮了IDR 的曲線購電模式以及基于消費者心理學的用戶需求響應行為，并通過算例仿真驗證了模型的合理性和有效性。

1 IDR 決策框架

IDR 擁有區域配電網的運營權，通常由電網公司或社會資本投資的增量配電網運營商組建而成［1］，其經營收益主要來自購售電差額利潤，同時面臨著偏差考核的風險。IDR 經營方式復雜，擁有多種靈活性資源，其經營決策是一個多時間尺度、多維度問題，如圖1 所示。圖中:Eess為儲能配置的容量；Pess為儲能配置的功率；Pcap，IL為購買的可中斷負荷容量；α為零售合同電價系數；uj，k為用戶合同類型的選 擇 變 量；Econ，y，i(y=1，2，…，Y)為 合 約 購 電 量；PIL為削減的負荷量；Pcha和Pdis分別為儲能充、放電功 率；Pbuy為IDR 的 購 電 功 率；PPV和PWG分 別 為 光伏和風電出力；Enon為IDR 的不平衡電量。圖中藍色部分表示IDR 的決策。

圖1 IDR 的決策框架Fig.1 Decision-making framework of IDR

在批發市場，IDR 可根據市場提供的交易品種簽訂合約進行購電，例如年度、季度、月度合約等。考慮到中國電力中長期交易向現貨市場過渡的實際需求和IDR 的物理特性，基于《廣東電力市場中長期交易實施細則》提出的常用日分時電量曲線［14］，本文提出一種以常用分解曲線為交易標的的購電模式。

在售電環節，IDR 代理用戶的用電特性各不相同，為了盡可能滿足各類電力用戶的需求，擴大市場份額，IDR 會提供多樣化的零售合同供用戶選擇。用戶在綜合考慮各類零售合同的價格后，選擇自身用電效益最大的合同［15］。此外，為了控制實時運行的偏差，IDR 可配置儲能或與用戶簽訂可中斷負荷合同。其中，儲能配置需要考慮其全壽命周期內的成本與效益，是一個多年的決策問題，而可中斷負荷合同期限較短，一般為半年或一年［16］。

綜上所述，如何合理分配各類合約的購電比例、制定零售合同的售電價格、確定可中斷負荷購買容量和儲能配置容量以及實時運行時如何調用可中斷負荷和儲能控制偏差以獲取最大的經營利潤，是IDR 決策的關鍵。

2 電力中長期交易下的曲線購電模型

曲線購電是指市場運營機構提前確定每類合約的日分時電量曲線和價格，IDR 可根據自身負荷特征合理安排各類合約的購買量。2018 年8 月國家能源局南方監管局發布的《廣東電力市場中長期交易實施細則》提出了3 種常用的日分時電量曲線，如附錄A 圖A1 所示。根據分解曲線形狀不同，將IDR的購電合約分為3 類:峰谷平合約、全天平均合約、高峰時段合約。

峰谷平合約將一天T個調度時段劃分為峰段Tp、平段Tf和谷段Tv，不同時段電量比例給定，購電單價為c1，t；全天平均合約在各時段購入相同的電量，購電單價c2，t全天相同，且低于峰谷平合約平時段電價；高峰時段合約的購電單價為c3，t，高于峰谷平合約峰時段電價，即

式中:ki（i=1，2，3）為合約電價系數，以峰谷平合約的 價 格 為 基 準，則 有k1=1，0 ≤k2≤1，k3≥1；cp、cf、cv分別為峰谷平合約峰時段、平時段、谷時段的購電單價；t為當前調度時段。

以年作為IDR 綜合決策模型的考核尺度，則其年度合約購電成本Ccon為:

3 計及需求側響應的IDR 售電模型

3.1 考慮用戶合同選擇的零售合同定價模型

為用戶提供多樣化的零售合同能夠增強用戶黏性、提高競爭力，是IDR 持續盈利的關鍵。由于零售合同設計并非本文的研究重點，暫假定IDR 只提供2 種年度零售合同:目錄電價合同和分時電價合同。目錄電價合同即IDR 提供的保底供電服務，合同售電價格r1，t等于目錄電價且全天價格相同。分時電價合同各時段的售電價格r2，t采用與峰谷平合約購電價格聯動的模式，可表示為:

式中:αu為分時電價合同的上浮系數，1≤αu≤αu，max，其中αu，max為上浮系數的最大值。

IDR 代理的用戶用電特征有所不同，如大型制造工業白天負荷高，晚上負荷低，負荷曲線呈現峰平型；三班制工廠全天24 h 負荷波動不大，屬于平滑型負荷；還有少數電力用戶晚上用電多于白天，負荷曲線為避峰型［15，17］。假設IDR 下有K種類型的電力用戶，不同類型用戶可以根據自身用電需求選擇合適的零售合同以減少用電支出，提高用電效益。同時，用戶實際用電量有一定的需求價格彈性，會隨著用電價格的變化而變化［18］。需求價格彈性ρk為:

式 中:EA，k和Edir，k分 別 為 第k類 用 戶 實 際 用 電 量 和在目錄電價下的原始用電量；rA和rdir分別為用戶實際用電價格和目錄電價。

用戶以平均用電成本最小為目標選擇IDR 提供的電力零售合同，第k類用戶目標函數為:

式中:Fk為第k類用戶的單位用電成本；J為IDR 提供零售合同的總類別數，本文J=2；uj，k為0-1 變量，uj，k=1表示第k類用戶選擇第j類零售合同，uj，k=0 表示 第k類 用 戶 不 選 擇 第j類 零 售 合 同；SL，k為 第k類 用戶選擇合同時考慮的場景數，用于模擬負荷的波動性；ωsL，k為 場 景sL，k的 概 率；EA，sL，k為 第k類 用 戶 選 擇第j類零售合同后在場景sL，k下時段t內的實際用電量，由式（6）表示的需求價格彈性計算得到。

考慮用戶對零售合同的選擇，IDR 年度售電收益R可表示為:

3.2 基于用戶心理學的可中斷負荷補償模型

可中斷負荷合同是IDR 進行需求側管理的有效方式。IDR 須提前與用戶簽訂可中斷負荷合同，并在用戶側裝設通信設備與控制設備，以實現對可中斷負荷的實時控制，在電力緊缺時直接中斷負荷［19］。IDR 支付給用戶的費用包括容量費用和停電補償，容量費用用于購買一年內可中斷的負荷容量，停電補償是指運行中調用可中斷負荷后付給用戶的補償。IDR 需支付的總費用CIL為:

式中:ccap，IL為可中斷負荷的容量購買單價；SR為IDR 決策時考慮的場景數；ωsR為場景sR的概率；cIL，t為時段t可中斷負荷的停電補償價格；PIL，sR為合約期y內場景sR下時段t內中斷的負荷；Δt為單位調度時長。

可中斷合同中應明確停電補償的計算方式。消費者心理學認為停電補償價格影響到用戶響應中斷的負荷量［20］。用戶的響應曲線分為死區、線性區和飽和區，如附錄A 圖A2 所示。當補償單價低于死區閾值cIL，min時，用戶不愿意中斷負荷；超過該閾值，用戶開始響應中斷，且在一定范圍內，隨著補償單價的提高，用戶中斷的負荷量線性上升；超過某一上限cIL，max時，用戶中斷負荷的能力趨于飽和，無法提供更多的可中斷容量［21］。

以可削減容量系數λIL來描述可中斷負荷對停電補償價格的響應程度，其含義為某時段中斷的負荷量占可中斷負荷容量的比例，表示為:

式中:ηIL為可中斷負荷線性區的斜率；cIL為可中斷負荷的停電補償價格。

考慮到IDR 調用可中斷負荷后，售電收益會隨之減少。為簡化模型，假設可中斷用戶都選擇了目錄電價合同，得到修正后IDR 支付的總費用C′IL為:

4 IDR 多時間尺度綜合決策模型

《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》規定，電網企業和其他供電主體須全額收購規劃范圍內的可再生能源發電項目的上網電量［22］。由于DG出力和負荷需求的不確定性，IDR 購售電偏差難以避免，若IDR 通過與大電網交易平衡偏差電量［23］，則其調整成本Cnon可表示為:

式中:cu和rv分別為IDR 向大電網購、售電的價格，且cu≥rv；Enon，sR為 合 約 期y內 場 景sR下 時 段t內 的偏差電量；f(x)為一分段函數，表達式見式（14）。

為 方 便 處 理，引 入2 個 非 負 松 弛 變 量uy，sR，t和vy，sR，t，令Enon，sR=uy，sR，t-vy，sR，t，顯 然uy，sR，t/vy，sR，t實 質為IDR 在合約期y內場景s下時段t內的缺額/富余電量，則式（13）可等價為:

配置儲能是IDR 降低偏差費用的有效方式。儲能響應速度快、充放電轉換迅速，可以有效平抑DG 和負荷的波動［24-25］。此外，IDR 還可以利用儲能在時間軸上的轉移能量，進行“低買高賣”盈利。與可中斷負荷相比，儲能投資費用高于可中斷負荷容量費用，但運營時的電量損失費用低于可中斷負荷的停電補償［26］。儲能投資成本Cess為:

式中:cess、cess，E、cess，P分別為儲能的固定投資成本、單位容量投資成本、單位功率投資成本；Aess為設備投資成本的年等值系數。

綜上所述，IDR 決策變量包括儲能容量Eess、儲能功率Pess、分時電價合同上浮系數αu、可中斷負荷容量Pcap，IL、合約購電量Econ，y，i、負荷中斷量PIL，sR、儲能 充 電 功 率Pcha，sR和 儲 能 放 電 功 率Pdis，sR，其 經 營 利潤為售電收益R扣除合約購電成本Ccon、可中斷負荷成本C′IL、儲能投資成本Cess和偏差調整成本Cnon，目標函數為年度經營利潤最大，即即調用的中斷負荷不能超過提前簽約的可中斷負荷容量。

式中:Smax和Smin分別為儲能荷電狀態的上、下限；Sy，sR，t為 合 約 期y內 場 景sR下 時 段t儲 能 的 荷 電 狀 態；ηcha和ηdis分別為儲能的充、放電效率。式（20）和式（21）為儲能充放電功率約束；式（22）為儲能荷電狀態約束；式（23）為儲能的狀態轉移方程；式（24）為儲能一天內充放電量一致性約束［27］。

眼見巖鷹又要沖入洞中，青辰忽然靈機一動，他轉身抓起身后的一對鷹卵，朝著巖鷹大嚷：“別過來！信不信我摔碎你的蛋！”作勢欲往地上砸。

本文所建立的IDR 綜合決策模型是一個涉及雙層優化的混合整數規劃問題，難以直接用求解器求解。采用MATLAB 優化工具箱中的fmincon 函數求解規劃部分的決策變量，采用CPLEX 求解器求解調度部分的決策變量，采用窮舉法求解用戶對零售合同類型的決策，具體求解流程如附錄A 圖A3所示。

5 算例分析

選取某區域IDR 的風電、光伏、負荷等相關數據對模型進行仿真分析，該區域負荷總量為60 MW，其中可中斷的容量為5 MW，風電裝機容量為10 MW，光伏裝機容量為15 MW，調度時段T=24。假設IDR 以季度為周期進行購電，即Y=4。合約電價系數k2=1，k3=1，峰谷平合約中峰、平、谷時段功率大小之比為1.5∶1.2∶1.0。IDR 代理的用戶類型K=3，分別為峰平型、平滑型、避峰型。用戶需求價格彈性系數ρk=-0.7［28］。風電、光伏4 個季度的典型場景概率及24 h 典型出力曲線如附錄A圖A4 所示。3 類用戶的典型場景概率及24 h 典型負荷曲線如附錄A 圖A5 所示。電價、可中斷負荷、儲能相關參數見附錄A 表A1 至表A3。

5.1 IDR 決策模型優化結果

求解上述模型得到IDR 的優化決策結果如表1所示。在不同時間尺度下，IDR 分別對儲能配置、售電定價、可中斷負荷容量購買、合約購電量進行了決策。4 個季度的負荷曲線特征不同，DG 出力也存在差異，如夏季負荷峰谷差較大、光伏較多，春季和冬季風電較多，使得IDR 在4 個季度的購電組合有較大差異。在用戶側，峰平型用戶和平滑型用戶選擇了目錄電價合同，避峰型用戶選擇了分時電價合同，這是由于避峰型用戶峰時段用電少、谷時段用電多，基于峰谷平合約的分時電價合同可以有效減小其用電費用。

表1 IDR 決策優化結果Table 1 Decision-making optimization results of IDR

4 個季度的IDR 的購電決策及運行決策如附錄A 圖A6 至圖A8 所示。以第2 季度為例進行說明，本文原始負荷、DG 出力的不確定性由多個場景描述，圖2 和圖3 僅展示了某一場景，其中，負荷曲線1為基于實際數據的典型日負荷曲線，負荷曲線2 為用戶調整用電量后的負荷曲線，負荷曲線3 為負荷曲線2 扣除風光出力后的凈負荷曲線。如圖2 所示，IDR通過購買48 900 MW·h 峰谷平合約和7 743 MW·h高峰時段合約，從一定程度上擬合了負荷曲線。圖3 為第2 季度典型場景下的運行策略，實際負荷與合約購電的偏差由IDR 通過調用可中斷負荷、調度儲能、向大電網實時購售電解決。夜間負荷較低，01:00—04:00 儲能一直處于充電狀態，在04:00 達到容量上限。05:00—07:00 IDR 無法消納多余的購電量，產生了負偏差。08:00 和18:00—19:00 雖屬于平時段，但負荷較高，IDR 調用了可中斷負荷。09:00—17:00 負荷的波動基本由儲能充放電來解決，在12:00 和17:00 產生了負偏差。21:00—24:00負荷較低，儲能受最大充電功率1.37 MW 的限制無法吸收所有負偏差，IDR 需要向電網出售一部分偏差電量。可以看出，IDR 通過調度可中斷負荷及儲能，減少購售電曲線的偏差，從而減小偏差成本，增加利潤。

圖2 第2 季度購電決策Fig.2 Power purchasing decision-making in the second quarter

圖3 第2 季度運行決策Fig.3 Operation decision-making in the second quarter

5.2 中長期合約價格對IDR 決策的影響

中長期合約價格影響IDR 的購電組合，進而影響其可中斷負荷購買及儲能配置情況。如圖4 所示，當全天平均合約電價系數k2下降時，IDR 購買峰谷平合約的電量比例隨之下降，購買全天平均合約和高峰時段合約的電量比例上升，IDR 傾向于用全天平均合約和高峰時段合約的組合代替峰谷平合約。

圖4 不同合約價格下IDR 購電決策Fig.4 Power purchasing decision-making of IDR with different contract prices

如附錄A 圖A9 所示，當k2降低時，儲能配置不斷增加，而購買可中斷負荷的容量和實際調用量則沒有明顯的變化趨勢。經分析不同場景數據發現，由于減少了峰谷平合約的電量，全天平均合約和高峰時段合約的購電組合與IDR 實際負荷差距增加，對這種可以預見的、長期存在的偏差，儲能由于其運行成本小而更有優勢，因此整體上儲能的配置和調用都明顯增加，可中斷負荷由于運行成本高，更多地作為補充資源，用于一些小概率場景中其他靈活性資源調用后仍有差額的情況。

5.3 用戶結構對IDR 決策的影響

用戶結構影響IDR 的負荷曲線，從而影響其綜合決策。表2 為IDR 的3 種用戶結構比例，圖5為3 種結構比例下的IDR 的購電決策。如圖5 所示，情況1 下峰平型用戶比例較高，其負荷曲線與避峰型用戶負荷曲線抵消后，最終加權得到的負荷曲線仍為峰平型，因此IDR 同時購買了3 類合約。情況2 下負荷曲線最終呈平滑型，IDR 購買了大量的全天平均合約。情況3 下避峰型用戶占比最高，最終的加權負荷曲線呈避峰型，與3 類合約的曲線形狀都不匹配，此時IDR 更傾向于購買全天平均合約。

圖5 不同用戶結構下IDR 購電決策Fig.5 Power purchasing decision-making of IDR with different user structures

表2 IDR 的3 種典型情況Table 2 Three typical situations of IDR

對比附錄A 圖A10 中3 種情況下IDR 靈活性資源配置及調用情況，情況1 和情況2 下IDR 采用3 種合約來擬合負荷曲線，使得購電曲線與負荷曲線偏差較小，儲能和可中斷負荷配置與調用較少。情況3 下負荷曲線呈避峰型，購電曲線為平滑型，存在較大偏差，對這種可以預見的、長期存在的偏差，IDR的最優選擇為增加儲能的配置與調用，故情況3 下儲能的配置量和調用量明顯增加。

情況1 下IDR 的αu為1.39，避峰型用戶選擇了分時電價合同，且在需求彈性的作用下會減少峰時段用電量、增加谷時段用電量，在一定程度上減小了負荷峰谷差。情況2 和情況3 下αu分別為1.42 和1.47，此時分時電價較高，使得3 類用戶均選擇了全天價格相同的目錄電價合同，這是因為IDR 在購電時也選擇了全天價格相同的全天平均合約。

6 結語

作為新型市場主體，IDR 的運營決策涵蓋批發市場購電、零售合同定價、可中斷負荷購買、儲能規劃和實時調度，具有多維度、多時間尺度的特點。為此，本文提出了考慮源荷儲協同優化的IDR 綜合決策模型，采用多場景技術模擬用戶負荷和DG 的不確定性，并考慮了用戶零售合同選擇、可中斷負荷和儲能設備響應能力對IDR 決策的影響。仿真結果表明，所提模型能根據中長期交易價格、代理用戶結構等信息，靈活調整IDR 的決策結果，最大化其利潤。

本文尚未將中長期合約價格的不確定性引入IDR 的綜合決策模型，未來將進一步考慮市場風險因素以提高模型的適用性。

附錄見本刊網絡版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），掃英文摘要后二維碼可以閱讀網絡全文。