“雙碳”背景下分時(shí)銷售電價(jià)時(shí)段劃分方法研究

王 睿，陳達(dá)鵬，張會(huì)娟，饒 嬈

(1. 中國(guó)廣核新能源控股有限公司，北京 100070；2. 電力規(guī)劃設(shè)計(jì)總院，北京 100120)

0 引言

分時(shí)電價(jià)是需求側(cè)管理中的最常見(jiàn)的一種措施[1]，是根據(jù)不同時(shí)段供電成本的差異，采取時(shí)段間差異化的定價(jià)水平[2]，鼓勵(lì)用戶改變用電方式，促進(jìn)電力系統(tǒng)負(fù)荷的削峰和填谷、保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，同時(shí)可有效減少或者延緩電網(wǎng)投資，提高電力資源利用效率，從而有效提高電力系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性、降低用戶的電能成本，使供電方和用戶方獲得雙贏而設(shè)計(jì)的電力價(jià)格制度。

時(shí)段劃分是分時(shí)電價(jià)方案制定的基礎(chǔ)及重要部分[3]?，F(xiàn)階段我國(guó)分時(shí)電價(jià)定價(jià)實(shí)踐中，時(shí)段劃分方法通常基于不同時(shí)段供電成本變化的差異，從系統(tǒng)負(fù)荷曲線入手，利用模糊數(shù)學(xué)方法對(duì)各時(shí)段進(jìn)行分類。在以火電等傳統(tǒng)電源為主力裝機(jī)的電力系統(tǒng)中，由于系統(tǒng)負(fù)荷曲線的高峰、低谷時(shí)段通常對(duì)應(yīng)于系統(tǒng)發(fā)電成本的高峰及低谷時(shí)段，采用基于系統(tǒng)負(fù)荷曲線的方法開(kāi)展時(shí)段劃分是相對(duì)合理的。

但隨著“雙碳”背景下，以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)進(jìn)程不斷加速，特別是風(fēng)電、光伏等不確定性電源裝機(jī)比例的階躍式提升，使得發(fā)電側(cè)供電成本的變化曲線與系統(tǒng)負(fù)荷曲線出現(xiàn)了較大程度的偏離[4]。如在一些太陽(yáng)能裝機(jī)滲透率較高的省份，白天太陽(yáng)能大發(fā)時(shí)段通常對(duì)應(yīng)原始分時(shí)電價(jià)的峰時(shí)段，過(guò)高的用電價(jià)格抑制了用戶的用電需求進(jìn)而對(duì)可再生能源消納產(chǎn)生消極影響，這使得傳統(tǒng)的基于系統(tǒng)負(fù)荷曲線開(kāi)展時(shí)段劃分的方式需要根據(jù)電源結(jié)構(gòu)的升級(jí)轉(zhuǎn)型做出適應(yīng)性調(diào)整。

在上述背景下，本文首先對(duì)現(xiàn)有銷售側(cè)分時(shí)電價(jià)定價(jià)模型在新能源大規(guī)模并網(wǎng)系統(tǒng)中的適用性及其癥結(jié)進(jìn)行了初步分析。而后，從分時(shí)電價(jià)的基本定價(jià)原理出發(fā)，提出了基于凈負(fù)荷曲線的分時(shí)電價(jià)時(shí)段劃分方法，并結(jié)合實(shí)際算例，驗(yàn)證了所提方法在“雙碳”背景下可有效促進(jìn)新能源消納，助力新型電力系統(tǒng)建設(shè)。最后，對(duì)本文所提時(shí)段劃分方法在下一階段的推廣應(yīng)用提出了具體政策建議。

1 現(xiàn)有分時(shí)電價(jià)時(shí)段劃分方法

在現(xiàn)有的分時(shí)電價(jià)時(shí)段劃分工作中，通?；诿咳盏南到y(tǒng)負(fù)荷曲線，引入模糊半梯度隸屬度函數(shù)分析其峰谷分布特征，并在此基礎(chǔ)上借助模糊聚類方法，進(jìn)而形成時(shí)段劃分的基礎(chǔ)方案[5-8]。

假設(shè)某省區(qū)日用戶負(fù)荷曲線上各時(shí)點(diǎn)組成的時(shí)點(diǎn)集合為T =｛t0，t1，…，t23｝，曲線上各時(shí)點(diǎn)對(duì)應(yīng)的負(fù)荷值集合為Q＝｛qt0，qt1，…，qt23｝。

采用偏大型半梯度隸屬度函數(shù)和偏小型半梯度隸屬度函數(shù)分別計(jì)算時(shí)點(diǎn)ti的峰隸屬度upti和谷隸屬度ulti。

式中：qti為時(shí)點(diǎn)ti的負(fù)荷值；b為各時(shí)點(diǎn)負(fù)荷中的最大值；a為各時(shí)點(diǎn)負(fù)荷中的最小值。

由于應(yīng)用模糊隸屬度函數(shù)方法劃分時(shí)段，存在峰、谷區(qū)間分界時(shí)點(diǎn)難以合理界定的難題。為避免上述問(wèn)題的出現(xiàn)，還需引入模糊聚類方法，對(duì)各時(shí)段峰、谷隸屬度屬性進(jìn)行進(jìn)一步明晰，并形成時(shí)段劃分的基礎(chǔ)方案。模糊聚類方法較為成熟，具體可參考文獻(xiàn)[3]，本文不再贅述。

2 新能源大規(guī)模并網(wǎng)條件下現(xiàn)有時(shí)段劃分方法的適用性分析

基于我國(guó)西部某新能源富集地區(qū)實(shí)際數(shù)據(jù)，對(duì)新能源大規(guī)模并網(wǎng)條件下，進(jìn)行現(xiàn)有分時(shí)電價(jià)時(shí)段劃分方法的適用性分析。

截至2020年底，該地區(qū)電力系統(tǒng)全口徑總裝機(jī)容量4 030萬(wàn)kW。其中，火電393萬(wàn)kW，水電1 193萬(wàn)kW，風(fēng)電843萬(wàn)kW，光伏1 601萬(wàn)kW。新能源(風(fēng)電、光伏)裝機(jī)占總裝機(jī)比重已達(dá)到61%。

以每月1日為典型日，該地區(qū)2020年1～11月典型日系統(tǒng)負(fù)荷曲線如圖1所示。

圖1 某省區(qū)典型日負(fù)荷曲線

從負(fù)荷曲線特征來(lái)看，該地區(qū)負(fù)荷曲線總體較平，日內(nèi)峰谷差未超過(guò)6%。采用分時(shí)電價(jià)的時(shí)段劃分方法，由于全天峰谷特征不明顯，全天各時(shí)段均可劃定為平時(shí)段，不再單獨(dú)設(shè)置峰時(shí)段及谷時(shí)段。

該地區(qū)光伏機(jī)組典型日出力曲線如圖2所示。從出力曲線來(lái)看，光伏各月典型日出力特征較為一致。受光照條件影響，青海省光伏典型日出力集中于9:00～17:00，各月典型日出力曲線峰值出現(xiàn)于11:00～14:00之間。

圖2 某省區(qū)典型日光伏出力曲線

但在現(xiàn)有分時(shí)電價(jià)方法下，由于全天均為平時(shí)段，即全天用電價(jià)格在不同時(shí)段間是無(wú)差異的，用戶則更傾向于根據(jù)正常的生產(chǎn)、生活習(xí)慣安排用電行為。換而言之，在光伏出力相對(duì)集中的9:00～17:00，現(xiàn)有分時(shí)電價(jià)政策難以有效激勵(lì)用戶去調(diào)整用電行為，在光伏集中出力時(shí)段增加用電負(fù)荷，進(jìn)而促進(jìn)新能源消納。從近年來(lái)該地區(qū)實(shí)際棄光數(shù)據(jù)來(lái)看，棄光電量也主要集中于11:00～14:00之間，這也在一定程度上反證了現(xiàn)有分時(shí)電價(jià)定價(jià)機(jī)制對(duì)新能源發(fā)展和消納的制約作用。

3 新能源大規(guī)模并網(wǎng)條件下時(shí)段劃分方法的改進(jìn)

從分時(shí)銷售電價(jià)的定義來(lái)看，分時(shí)銷售電價(jià)本質(zhì)上是根據(jù)不同時(shí)段供電成本的差異對(duì)不同時(shí)段設(shè)定了不同的價(jià)格水平[9]。根據(jù)這一基本原理，本文提出了基于凈負(fù)荷曲線的分時(shí)電價(jià)時(shí)段劃分方法。

鑒于風(fēng)電、光伏等新能源技術(shù)的短期發(fā)電成本接近于0，系統(tǒng)發(fā)電成本曲線實(shí)際上更接近于系統(tǒng)負(fù)荷曲線扣除風(fēng)電、光伏出力曲線之后的凈負(fù)荷曲線[10]。因此，在新能源大規(guī)模并網(wǎng)條件下，采用凈負(fù)荷曲線設(shè)定分時(shí)電價(jià)更符合分時(shí)銷售電價(jià)的基本原理。

在基于凈負(fù)荷曲線的時(shí)段劃分方法中，日用戶負(fù)荷曲線上各時(shí)點(diǎn)組成的時(shí)點(diǎn)集合仍假定為T =｛t0，t1，…，t23｝，曲線上各時(shí)點(diǎn)對(duì)應(yīng)的負(fù)荷值集合為Q＝｛qt0，qt1，…，qt23｝。凈負(fù)荷曲線上各時(shí)點(diǎn)對(duì)應(yīng)的負(fù)荷值集合為

式中：qt1'為時(shí)點(diǎn)ti的凈負(fù)荷值分別為時(shí)點(diǎn)ti的系統(tǒng)負(fù)荷值、風(fēng)電出力值、光伏出力值。

而后，分別采用偏大型半梯度隸屬度函數(shù)和偏小型半梯度隸屬度函數(shù)計(jì)算時(shí)點(diǎn)ti的峰隸屬度up'ti和谷隸屬度ul'ti。

式中：b'為各時(shí)點(diǎn)負(fù)荷中的最大值；a'為各時(shí)點(diǎn)負(fù)荷中的最小值。

4 算例分析

基礎(chǔ)數(shù)據(jù)仍選取我國(guó)西部某新能源聚集地區(qū)2020年全年實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)。

基于全年系統(tǒng)負(fù)荷曲線、風(fēng)電、光伏出力曲線形成凈負(fù)荷曲線。通過(guò)聚類仿真對(duì)2020年全年凈負(fù)荷進(jìn)行聚類，獲得負(fù)荷特性相似的兩類凈負(fù)荷曲線，如圖3所示。

圖3 全年典型平均凈負(fù)荷曲線

兩類凈負(fù)荷曲線覆蓋全年總天數(shù)252 d，約為全年天數(shù)的2/3，其中第一類235 d，第二類17 d。

從聚類結(jié)果來(lái)看，兩類凈負(fù)荷曲線特征基本一致，均呈現(xiàn)出“夜間凈負(fù)荷高，日間凈負(fù)荷低”的特點(diǎn)。

采用本文提出的基于凈負(fù)荷曲線的時(shí)段劃分方法，對(duì)各時(shí)段進(jìn)行了峰平谷時(shí)段劃分，兩類日凈負(fù)荷曲線各時(shí)段凈負(fù)荷隸屬于峰、平、谷的天數(shù)占比如圖4所示。

圖4 凈負(fù)荷曲線各時(shí)段峰平谷天數(shù)占比

考慮到該地區(qū)凈負(fù)荷具有較為統(tǒng)一的特征，綜合考慮負(fù)荷情況與新能源出力情況，該地區(qū)最終的時(shí)段劃分推薦方案為：10:00～18:00為低谷時(shí)段；0:00～10:00，18:00～24:00為高峰時(shí)段，全天無(wú)平時(shí)段。

應(yīng)用新方法后，分時(shí)電價(jià)低電價(jià)時(shí)段10:00～18:00與光伏出力的集中時(shí)段9:00～17:00基本相吻合，且完全覆蓋了光伏出力的峰值時(shí)段(11:00～14:00)。換而言之，本文提出的基于凈負(fù)荷曲線的分時(shí)電價(jià)時(shí)段劃分方法可通過(guò)峰谷時(shí)段的有效調(diào)整激勵(lì)用戶調(diào)整用電行為，使其用電行為與新能源出力更貼近，進(jìn)而促進(jìn)新能源消納。

5 結(jié)語(yǔ)

考慮到“雙碳”背景下，銷售側(cè)分時(shí)電價(jià)政策實(shí)施的外部環(huán)境發(fā)生重大變化，分時(shí)電價(jià)政策也需要根據(jù)邊界條件的重大變化做出相應(yīng)的機(jī)制層面調(diào)整。在這一背景下，本文提出了基于凈負(fù)荷曲線的分時(shí)電價(jià)時(shí)段劃分方法，并結(jié)合實(shí)際算例，驗(yàn)證了所提時(shí)段劃分方法對(duì)新能源消納的促進(jìn)作用，將有效助力以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)。

需要指出的是，由于電力用戶的用能成本是由發(fā)電成本與輸配電成本共同組成，從系統(tǒng)供電成本角度，凈負(fù)荷曲線通常與發(fā)電成本曲線的變化走勢(shì)相一致，而輸配成本則通常與系統(tǒng)最大負(fù)荷(負(fù)荷曲線)更相關(guān)。因此，本文所提基于凈負(fù)荷曲線的時(shí)段劃分方法更適用于系統(tǒng)負(fù)荷總體平穩(wěn)且新能源裝機(jī)占比較高的電力系統(tǒng)。

基于這一考慮，建議本文所提方法可在西部高載能產(chǎn)業(yè)占比較高、負(fù)荷總體平穩(wěn)且新能源裝機(jī)占比較高的青海、內(nèi)蒙古等省區(qū)優(yōu)先開(kāi)始試點(diǎn)工作。后期，可在選取重點(diǎn)省份試點(diǎn)工作的基礎(chǔ)上，逐步完善并加以推廣。