張 倩，張延遲，解 大

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

0 引言

隨著售電側(cè)改革的推進(jìn)，配售電業(yè)務(wù)的陸續(xù)放開，數(shù)千家獨(dú)立售電公司進(jìn)入市場， 三批約500 個增量配電業(yè)務(wù)試點持續(xù)推進(jìn)，原本由電網(wǎng)公司一家獨(dú)大的供電格局逐漸被打破，為MEP（綜合能源服務(wù)商）提供了大量的機(jī)遇[1]。在新一輪的技術(shù)革命中，分布式發(fā)電技術(shù)、能源互聯(lián)網(wǎng)技術(shù)及新能源交易方式得到快速發(fā)展，促使售電公司加快轉(zhuǎn)型為MEP，改變了以往僅通過買賣差價賺取利潤的傳統(tǒng)模式[2]，成為提供電力能源產(chǎn)品和能源調(diào)度的綜合服務(wù)提供商。

傳統(tǒng)能源服務(wù)多是從產(chǎn)業(yè)鏈上游向下游延伸的合縱模式，而綜合能源服務(wù)則是圍繞客戶需求而展開的提供多種服務(wù)的連橫模式[3]。文獻(xiàn)[4-6]分別介紹了美國、英國、法國等國外成熟的售電側(cè)市場的運(yùn)行機(jī)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(huán)境；文獻(xiàn)[7-8]分析了市場交易的結(jié)算過程，優(yōu)化LA（負(fù)荷聚合商）的購電策略；文獻(xiàn)[9-10]分析了售電公司進(jìn)行中斷電價機(jī)制以期達(dá)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(xiàn)主要是圍繞國外售電市場化改革和運(yùn)行實踐經(jīng)驗總結(jié)，以及對售電公司購售電策略進(jìn)行優(yōu)化研究。但是，目前少有文獻(xiàn)研究新電改背景下，MEP的購售電策略。

本文從售電行業(yè)的現(xiàn)狀出發(fā)，分析售電公司轉(zhuǎn)型的必要性，計及DG（分布式能源）、LA 的影響， 考慮了需求側(cè)不同用戶的用電特性， 建立MEP 的購售電決策模型，算例結(jié)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(yè)現(xiàn)狀

1.1 售電公司的發(fā)展現(xiàn)狀

2015 年，中共中央、國務(wù)院發(fā)布《關(guān)于進(jìn)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(gòu)，有序放開輸配以外的競爭性環(huán)節(jié)電價，有序向社會資本放開配售電業(yè)務(wù)”。政策層面放寬售電公司的準(zhǔn)入門檻，一大批售電公司相繼成立。據(jù)統(tǒng)計，截至2017 年底，全國各地已經(jīng)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(qū)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(qū)售電公司組建情況

據(jù)統(tǒng)計，從售電公司的注冊規(guī)模來看，華東地區(qū)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(shù)目最多，共121 家。

1.2 售電公司的轉(zhuǎn)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(yè)得到飛速發(fā)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(wù)商的角色轉(zhuǎn)變[12-13]。2017 年11 月，國家電網(wǎng)發(fā)布《關(guān)于在各省公司開展綜合能源服務(wù)業(yè)務(wù)的意見》，明確將發(fā)展綜合能源服務(wù)業(yè)務(wù)作為公司轉(zhuǎn)型的重要方向，鼓勵售電企業(yè)創(chuàng)新服務(wù)模式，幫助用戶節(jié)約電能，提高生產(chǎn)運(yùn)行效率，創(chuàng)新制定可再生能源用電模式，推動可再生能源電力消費(fèi)向廣大電力用戶延伸。

2 MEP 的決策模型

MEP 實現(xiàn)了廣域范圍內(nèi)傳統(tǒng)電網(wǎng)調(diào)度無法涉及的大量分布式資源的靈活控制，在傳統(tǒng)電源出力不足的情況下，調(diào)度DG 上網(wǎng)，緩解供電壓力。MEP 還可以同時通過與用戶簽訂中斷協(xié)議，在用電高峰時，通過LA 中斷部分非緊急負(fù)荷，極大程度地提升負(fù)荷側(cè)的削峰填谷能力。本文設(shè)計的MEP 購售電模型包括3 個部分：第1 部分，在MEP 中，在執(zhí)行購售電決策之前，先通過LA進(jìn)行負(fù)荷調(diào)節(jié)，削峰填谷，節(jié)約購電成本，再通過調(diào)度DG 優(yōu)先上網(wǎng)，優(yōu)先使用清潔能源；第2部分，在電力市場中，存在售電商和發(fā)電商兩類群體，MEP 可以向發(fā)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(cè)中，存在大工業(yè)用戶、商業(yè)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(yōu)化決策的目標(biāo)函數(shù)

在電力市場中，MEP 參與市場競爭的優(yōu)化決策目標(biāo)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(xiàn)貨市場的期望購電費(fèi)用；fLA表示MEP 聚合LA 達(dá)到減少發(fā)電量而節(jié)省的期望購電費(fèi)用；fDG表示MEP 調(diào)用自建DG 所節(jié)省的期望購電費(fèi)用。

2.1.1 售電收入

MEP 向區(qū)域內(nèi)的大工業(yè)用戶、商業(yè)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(nèi)MEP 與大工業(yè)用戶i所協(xié)商確定的售電價格；P1，i（t）表示大工業(yè)用戶i 向MEP 購買的電量；N1是大工業(yè)用戶的數(shù)量；b（t）表示在t 時間內(nèi)MEP 與商業(yè)用戶j 所協(xié)商確定的售電價格；P3，j（t）表示商業(yè)用戶j 向MEP 購買的電量；N2是商業(yè)用戶的數(shù)量；c（t）表示在t時間內(nèi)MEP 與居民用戶k所協(xié)商確定的售電價格；P3，k（t）表示大工業(yè)用戶k 向MEP 購買的電量；N3是居民用戶的數(shù)量。

2.1.2 現(xiàn)貨市場期望購電費(fèi)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(xiàn)貨市場購得電量，相應(yīng)的期望購電費(fèi)用為：

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

2.1.3 LA 期望節(jié)約費(fèi)用

當(dāng)現(xiàn)貨市場電價過高或者某時段用電負(fù)荷達(dá)到高峰時，MEP 可以根據(jù)簽訂的可中斷負(fù)荷合同，開展需求側(cè)響應(yīng)，通過降低尖峰負(fù)荷，移峰填谷等降低成本，增加經(jīng)濟(jì)性，所節(jié)省的期望購電成本為：

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

2.1.4 調(diào)度DG 期望節(jié)約費(fèi)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(wǎng)電量；hDG（t）表示調(diào)度分布能源的配電費(fèi)用。

2.2 約束條件

MEP 在進(jìn)行購售電決策時需要考慮可中斷負(fù)荷的約束條件，調(diào)度機(jī)組的運(yùn)行約束及購售電能力平衡約束等。

2.2.1 可中斷負(fù)荷響應(yīng)能力約束

LA 簽訂的可中斷響應(yīng)能力約束為：

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

2.2.2 可中斷負(fù)荷調(diào)用次數(shù)約束

LA 與電力用戶簽訂的可中斷負(fù)荷合約每次調(diào)度至少需要持續(xù)1 h，全天調(diào)用次數(shù)約束：調(diào)度自建的DG，減少購電成本， 因為考慮到風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電資源的邊際成本極低，故忽略DG 的發(fā)電成本，所節(jié)省的期望購電成本為：

式中：Tres，max表示可中斷負(fù)荷全天調(diào)用次數(shù)上限。

2.2.3 調(diào)度DG 機(jī)組運(yùn)行約束

對DG 機(jī)組來說，其運(yùn)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(nèi)DG 機(jī)組是否被調(diào)用的0-1 整數(shù)變量；PDG（t）表示t 時間內(nèi)DG 機(jī)組的發(fā)電量；PDG，min和PDG，max分別表示DG 機(jī)組發(fā)電容量的最小值和最大值；EDG，n，max表示DG 機(jī)組全天的發(fā)電量限制，n 表示DG 機(jī)組的總數(shù)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(xiàn)貨市場中購買的電量、調(diào)用DG 機(jī)組的發(fā)電量和調(diào)用LA 的響應(yīng)電量之和等于MEP 向大工業(yè)用戶、商業(yè)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(shù)規(guī)劃）[14]問題，本文采用求解器CPLEX[15]對MILP 進(jìn)行快速可靠求解。

3.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

MEP 以購電者身份進(jìn)入現(xiàn)貨市場進(jìn)行購電，工業(yè)、商業(yè)和居民用戶的用電曲線如圖2 所示。MEP 經(jīng)營區(qū)域內(nèi)包括大工業(yè)用戶10 戶，各工業(yè)用戶負(fù)荷峰值為120 MW；商業(yè)用戶50 戶，各商業(yè)用戶負(fù)荷峰值為35 MW； 小區(qū)居民用戶150戶，各小區(qū)居民用戶負(fù)荷峰值為5 MW。 設(shè)定MEP 與工業(yè)用戶、商業(yè)用戶以及居民用戶協(xié)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(fù)責(zé)區(qū)域的用戶總用電負(fù)荷曲線（見圖3）。

圖2 工業(yè)、商業(yè)和居民用戶的負(fù)荷曲線

圖3 MEP 的總購電需求

MEP 還可以調(diào)用自建DG 來發(fā)電，可調(diào)度的風(fēng)電總裝機(jī)容量為15 MW，光伏總裝機(jī)容量為10 MW。另外，MEP 中的LA 與用戶簽訂可中斷負(fù)荷協(xié)議，可中斷負(fù)荷容量為50 MW，與用戶簽訂的可中斷負(fù)荷合約價格為83 美元/MWh，每天最多可執(zhí)行2 次。

3.2 策略分析

為了滿足MEP 負(fù)責(zé)區(qū)域的用戶用電需求，第一階段，MEP 在調(diào)用自建DG 的前提下，并且用電高峰時啟動LA 調(diào)節(jié)，達(dá)到削峰填谷的作用，然后從現(xiàn)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(xiàn)利潤最大化，MEP 需要在調(diào)用自建DG 和從現(xiàn)貨市場購電之間進(jìn)行權(quán)衡，但是理論上調(diào)用自建DG 除了輸電費(fèi)用外不存在發(fā)電成本，若現(xiàn)貨市場價格較高，MEP 則更大限度地調(diào)用自建DG，反之則更多地從現(xiàn)貨市場購電。

MEP 從現(xiàn)貨市場購電曲線如圖4 所示，MEP調(diào)用的光伏發(fā)電的出力擬合曲線如圖5 所示。因為光伏發(fā)電有一定的局限性，在8:00-18:00 可以持續(xù)運(yùn)行，而且此時相對于現(xiàn)貨市場電力價格過高，調(diào)用自建光伏發(fā)電裝置（除前期投資之外）幾乎沒有發(fā)電成本。此外，根據(jù)預(yù)測價格的變化趨勢，MEP 可選擇在現(xiàn)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(xiàn)貨市場購電曲線

在18:00-20:00，現(xiàn)貨市場購電量需求和用戶用電負(fù)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(fù)荷，共計40 MW，計算可得節(jié)省期望購電費(fèi)用4 123．2 美元，光伏發(fā)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(xiàn)貨市場購電費(fèi)用為4．5×105美元。

圖5 光伏出力擬合曲線

4 結(jié)語

為了適應(yīng)激烈的市場競爭，售電公司轉(zhuǎn)型成MEP 更有利于其未來的發(fā)展。本文考慮了自建DG 和自備LA 的綜合能源負(fù)荷商的購售電優(yōu)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(yōu)購售電方案。因為MEP 調(diào)用自建DG，光伏發(fā)電和風(fēng)電除去前期投資較大外，幾乎不需要考慮發(fā)電成本，可以滿足一部分的發(fā)電需求。而且通過和用戶簽訂可中斷負(fù)荷合約，在用電高峰時，切斷部分非緊急負(fù)荷，也降低從現(xiàn)貨市場高價購電的成本。 當(dāng)然，通過分析現(xiàn)貨市場的價格曲線，也可以從現(xiàn)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。