考虑独立型源网荷储一体化系统成本的峰谷电价优化模型

恩格贝，张 岩，田冰颖

（华北电力大学经济与管理学院，北京 102206）

0 引言

在“双碳”战略目标下，未来能源结构中可再生能源的比例将逐步提升，除分布式发电能源以外，大量间歇性新型负荷如储能、电动汽车也在不断涌现，传统“源随荷动”的互动方式逐渐转换为“源荷互动”［1-4］。新型负荷涌现对电力高质量发展提出新要求，电力需求激增，电力供需矛盾日益凸显，部分地区出现了用电紧张的局面，拉闸限电对企业生产和居民生活造成了一定影响。未来随着高灵活性、高可靠性的新型负荷占比不断提高，需求侧对新型电力系统的调节能力及供电可靠性提出了更高的要求，需要更能利用价格信号引导需求侧资源健康发展的电价新机制［5-8］。

此外，2021 年国家发改委、国家能源局联合印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，提出要发挥源网荷储一体化和多能互补在保障能源安全中的作用，积极探索源网荷储一体化项目的发展路径［9］。

相比于微电网系统，源网荷储一体化系统更多关注整体系统运行优化，如通过负荷管理、储能系统以及与电网的互动，实现更高效的能源使用。目前，源网荷储一体化系统主要依靠能源交互收益［10］、辅助服务交易［11］、绿证市场［12］以及投资回收残值等方式疏导其成本。受地区政策及电力市场情况的约束，单一成本疏导机制具有一定的局限性，如中西部部分地区严格规定在一体化项目运行期内，因负荷或调峰能力不足造成弃风弃光，则该类项目务必自行承担风险，无权向公共电网反送电。将此类要求自行全额消纳新能源发电量、无法向公共电网反送电的源网荷储一体化系统统称为独立型源网荷储一体化系统（以下简称一体化系统）。

因此亟须立足该情况提出相应的成本疏导模式，推动当地一体化系统进一步发展。该类一体化系统可充分利用峰谷分时电价降低成本。

有关峰谷分时电价方面的研究，其方法主要基于用户响应分析，有学者提出了基于主从博弈的分时电价制定策略，该方法可以充分考虑供用电两侧利益［13］，但没有对新能源充分并网的环境背景加以考虑。还有学者基于可再生能源大量并网的背景，从电价机制方面入手，建立了适应新能源出力不确定性及消费者感知的电价模型［14-15］，但对于用户侧的经济效益评价有待进一步深入。也有学者考虑分布式光伏发电和储能设施的使用寿命，提出了用户侧光伏储能双层优化配置模型，为合理制定电价体系提供了理论依据，但并未给出电价调整的具体方案［16］。有研究建立了充分考虑储能系统经济性及新能源消纳的峰谷电价模型，但其经济效益模型仅从成本角度进行评价，同时也不适用于一体化系统［17］。

综上所述，目前在峰谷定价模型相关的研究中，对于帮助促进绿证交易和柔性负荷激励互动相关的商业模式探索较少。

因此，文中首先建立了一种基于电价信号的需求响应+绿证交易+柔性负荷互动的一体化系统经济效益模型，即根据电价信号和内部功率互济后的负荷曲线特征，系统灵活调整新能源发电及储能充放电时间和功率，提高清洁能源消纳率，赚取绿证收益。其次，在考虑一体化系统的经济效益时，兼顾该地整体用户以及电网效益，建立峰谷分时电价模型。使用R-NSGA-III 算法进行求解，通过算例分析，验证了模型的有效性。

1 一体化系统经济效益模型

在一体化系统配置风光储系统时，用户可以通过储能系统配合提高清洁电源消纳率，减少用户电量电费；其中风光发电量获得的绿色证书也可以出售给其他发电企业获得收益；此外，储能系统也可以配合系统进行柔性负荷互动，进一步减少用户容量电费。

1.1 系统成本分析

在典型日内，除风光储系统购置及运行维护成本外，系统还要为用户支付可削减负荷激励奖励，以降低购电费用，充分消耗系统新能源发电量，降低最大负荷从而减少系统容量电费。因此该模式下的典型日运维成本Cop可以表示为

式中：CPV为光伏系统初始投资；ηPV为光伏运维成本占投资成本比例；CWIND为风电系统初始投资；ηWIND为风电运维成本占投资成本比例；CST为储能系统初始投资；ηST为储能运维成本占投资成本比例；Ctariff为电费相关成本为典型日调度后给予用户的可削减补偿费用，即单位功率负荷转移的补偿价格。

式中：θt为典型日t时刻的负荷削减系数，θt∈[0,1]。

1.2 系统收益分析

一体化系统主要的收益fGC即绿色证书交易收益，具体可以表示为

2 考虑一体化系统效益的峰谷定价模型

在制定峰谷电价时，充分考虑一体化系统用户的经济效益，鼓励其规模化发展。同时，也兼顾了如系统净负荷、系统峰谷差以及供电公司和其他工商业用户电价变化等因素，同时满足了电网的安全稳定及经济效益等要求。

2.1 目标函数

2.1.1 一般工商业用户典型日最大净负荷

为保证系统稳定性，要确保其他工商业用户在调整分时电价后其最高净负荷保持最低水平。

式中：Lnl为一般工商业用户目标净负荷；Lt为调整后一般工商业用户典型日t时刻负荷；Pt为典型日t时刻对应的新能源出力。

式中：L0t为调整前典型日t时刻负荷；εt为一般工商业用户t时刻的电力需求价格弹性系数分别为调整后、调整前一般工商业用户t时刻的电价。

式中：kf为尖高浮动系数；kp为峰平浮动系数；kv为谷平浮动系数；ξ为不参与峰谷电价浮动的政府性基金及附加；pF为平段电价；pS、pP及pV分别为尖峰、高峰及谷段电价。

2.1.2 一般工商业用户典型日净负荷峰谷差

同理，一般工商业用户在调整峰谷电价后其典型日净负荷峰谷差也必须最小。

式中：Lvp为一般工商业用户目标净负荷峰谷差。

2.1.3 一体化系统用户成本

在满足电网稳定性要求后，为充分激励用户建设一体化系统，要充分利用峰谷分时电价信号减少其典型日目标成本fdc。

2.2 约束条件

2.2.1 电网公司的收益约束

电价策略调整后，电网公司收益将发生变化，须对其加以控制，即

式中：Qt为一般工商业用户调整后t时刻的用电量；Q0t为一般工商业用户调整前t时刻的用电量；KRl、KRh分别为一般工商业用户在新旧电价水平下供电公司收益之比的下限、上限。

2.2.2 一体化系统相关约束

模型还需要考虑一体化系统中的各种约束，具体如下。

1）储能功率约束。

在任意t时刻，储能系统从电网充电或者本地充电的功率不能超过储能装置的最大充放电功率Pmax。

式中：Wch,t为t时刻储能充电功率；Wdis,t为t时刻储能放电功率。

2）储能系统容量约束。

在t时刻的储能容量不能大于储能系统的额定容量。

式中：Sfixed为一体化系统储能额定容量；St为t时刻一体化系统储能余量；St-1为t-1 时刻一体化系统储能余量；Bch,t、Bdis,t为t时刻储能充放电状态，其值为0 或1，储能无反应时Bch,t=0、Bdis,t=0，储能向本地供电时Bch,t=0、Bdis,t=1，储能向电网买电时Bch,t=1、Bdis,t=0。

3）本地功率平衡限制。

式中：PPV,t为t时刻本地光伏出力；PWIND,t为t时刻本地风电出力；PLOAD,t为t时刻一体化系统总负荷（包含柔性负荷）。

4）柔性负荷相关约束。

式中：Nmax为最大削减次数；为最大连续削减时间，h。

3 算例分析

3.1 基础数据

3.1.1 一体化系统相关数据

选取中西部某地区重点批复建设一体化系统作为研究对象，包括光伏、风电机组、蓄电池。其中，风电装机为54 万kW，单位功率造价取3 400 元/kW；光伏装机为21 万kW，单位功率造价取6 500 元/kW；储能容量为11.5 万kW，单位功率造价取1 800 元/kW，风光储运维费率均取5%；储能荷电状态上限取0.95，荷电状态下限取0.4，充放电效率取90%，自放电损耗系数取0.001；该系统最大负荷为61 万kW；绿证交易价格取0.22 元/kWh［18］；典型日负荷曲线、风电及光伏系统最大出力曲线如图1—图3 所示。

图1 系统典型日负荷曲线Fig.1 Typical daily load curve of self-dependence sourcegrid-load-storage integrated system

图2 系统典型日风电出力Fig.2 Typical daily wind power output of integrated sourcegrid-load-storage system

图3 系统典型日光伏出力Fig.3 Typical daily photovoltaic output of self-dependence source-grid-load-storage integrated system

设置可削减负荷，补偿价格设置为0.4 元/kW，最小连续削减时间设置为2 h，最大连续削减时间设置为5 h，削减上限设置为8 h［19］。具体如图4—图5 所示。

图4 系统夏季典型日柔性负荷分布Fig.4 Typical daily flexible load distribution of selfdependence source-grid-load-storage system in summer

图5 系统冬季典型日柔性负荷分布Fig.5 Typical daily flexible load distribution of selfdependence source-grid-load-storage system in winter

3.1.2 峰谷分时电价相关数据

中西部某地区的峰谷电价时刻划分及电价水平如表1 所示。

表1 中西部某地区的峰谷时刻划分情况Table 1 Current peak valley time division in a western region

该地区尖峰电价约为1.22 元/kWh，高峰电价约为0.78 元/kWh，平段电价约为0.53 元/kWh，谷段电价约为0.27 元/kWh。此外，大工业用户容量电费均为28 元/（kW·月）（按最大容量计算）。

经过整理部分资料，我国中西部某地区工商业及其他用户电力需求价格弹性系数如表2 所示。

表2 某地区工商业及其他用户电力需求弹性系数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 求解多目标函数，引入一种新的参考点生成方法对原有的NSGA-III 算法进行了扩展［20］，而种群自适应标准化、关联操作等过程基本与NSGA-III 算法一致，算法操作流程如图6 所示。

图6 峰谷电价模型求解流程Fig.6 Flow chart for solving peak valley electricity price model

3.2 结果分析

3.2.1 多目标优化结果

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

从整体工商业典型日最大净负荷及最大净负荷峰谷差最低、夏季及冬季典型日成本最低角度来看，可采用的最优谷平浮动系数、峰平浮动系数、尖高浮动系数为0.2、2.2、1.7，此时一般工商业用户典型日最大净负荷为470 万kW，相比之前减少了2% 左右，典型日净负荷峰谷差为297.03 万kW，相比之前减少了1%。此时一体化系统夏季典型日成本为157.97 万元，冬季典型日可盈利9.17 万元。而原先峰谷分时电价下不使用绿证交易进行盈利，不对柔性负荷进行激励互动的方案下，夏季典型日支出为294.83 万元，冬季典型日支出为131.99 万元。

3.2.2 经济效益分析

为充分验证采用分时电价及一体化系统运营策略带来的经济效益，分别对如下方案进行经济效益对比分析：方案1 为不对峰谷分时电价进行调整，一体化系统仅根据分时电价信号进行调度；方案2 为不对峰谷分时电价进行调整，一体化系统增加绿证交易盈利模式；方案3 为不对峰谷分时电价进行调整，且系统在方案2 基础上增加柔性负荷激励互动模式；方案4 为对峰谷分时电价进行调整，且系统在方案2 基础上增加柔性负荷激励互动模式。

几种方案下一体化系统项目经济性指标如表4所示。

表4 多方案项目经济性指标对比Table 4 Comparison of economic indicators of multi schemes projects

由此可知，在当前的峰谷电价信号下，方案2 的夏季典型日成本为166.43 万元，相比方案1 减少约45%，方案2 的冬季典型日成本为-0.41 万元，相比方案1 减少约100.3%，转为收益；方案3 的夏季典型日成本为158.24 万元，相比方案2 减少约4.9%，方案3 的冬季典型日收益为7.88 万元，相比方案2 增加约19 倍的收益；方案4 进行调整后夏季典型日成本为157.97 万元，相比方案2 减少约0.17%，方案4的冬季典型日收益为9.17 万元，相比方案3 增加约16.37%的收益。

此外，方案1、方案2 及方案3 具体的典型日成本差异如表5 及图7 所示。

表5 各种方案下一体化系统年运营成本对比Table 5 Comparison of annual operating costs of independent source-grid-load-storage systems under various schemes 单位：万元

图7 各方案下系统成本分析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增加了约128.40 万元的绿证交易收入；而方案3 相比方案2，减少了1.10 万元的容量电费，也减少了27.26 万元的电量电费，而增加了20.08 万元的柔性负荷激励成本；在冬季典型日，方案2 相比方案1增加了约132.4 万元的绿证交易收入；而方案3 相比方案2，减少了2.85 万元的容量电费，也减少了13.99 万元的电量电费，而增加了9.37 万元的柔性负荷激励成本。

由此可见柔性负荷激励模式配合储能系统能够大幅降低系统成本。

3.2.3 调度策略分析

在分时电价调整后，在方案3 下，一体化系统运行策略如图8 所示。

图8 方案3下系统充放电策略分析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进行消纳，但仍然存在弃风弃光的问题，多余新能源电量直接存储至储能系统，尤其在电网价格低谷时刻，系统直接使用电网电量对储能系统进行充电便于在高峰时刻放电节省高峰电价支出。

用户柔性负荷变化情况如图9 所示。

图9 用户柔性负荷变化Fig.9 User flexible load changes

结合图5、图8 及图9，可以看出，在夏季及冬季典型日，可削减负荷均大量减少；在夏季典型日，为降低电量购电费，整体负荷水平在高峰及尖峰电价时刻（18：00—21：00）部分有明显的下降。在系统负荷高峰（12：00—15：00）可削减负荷进一步减少，从而减少容量用电电费；冬季典型日的响应策略与夏季典型日基本一致。

4 结论

结合中西部某地区重点批复建设的独立型源网荷储一体化系统具体情况，提出一种基于分时价格信号引导的独立型源网荷储一体化系统调度策略；根据该调度策略，进行了峰谷分时电价优化调整。主要结论如下：

1）经过求解，对峰谷分时电价进行略微调整后，系统整体负荷峰谷差、最大负荷均降低的同时，独立型源网荷储一体化系统成本也进一步下降，证明了峰谷电价信号可以优化工商业用电习惯，有效帮助独立型源网荷储一体化系统降低成本。

2）对比发现，参与绿证市场交易以及进行柔性负荷激励互动后的调度策略能够有效保障独立型源网荷储一体化系统降低成本。参与绿证交易后，系统夏季典型日成本相比原先可减少45%，冬季直接转为收益；进一步参加柔性负荷互动后，夏季典型日成本可继续减少4.9%，冬季收益可增加19 倍。

3）文中仅提出了依托峰谷分时电价信号进行响应的成本回收机制，未来可以研究独立型源网荷储一体化系统参与电力市场“负出清”的模式进行成本回收。