高比例新能源接入下電網輸配電成本多主體分攤模型

顏炯,盧生煒,張濤,謝浩東,桑子夏,汪穎翔,周斌

(1．國網湖北省電力有限公司經濟技術研究院,武漢市 430077;2．國網湖北省電力有限公司,武漢市 430077;3．湖南大學電氣與信息工程學院,長沙市 410082)

0 引 言

在“雙碳”目標導向下,我國能源發(fā)展重點逐步轉向低碳清潔的新能源。但由于新能源發(fā)電具有不確定性和反調峰性等特點[1-2],為支撐高比例新能源并網,電網需投資建設大量配套基建工程以提高新能源接納能力[3-5]。其中,這部分由新能源接入電網導致的輸配電成本(后統(tǒng)稱為新增輸配電成本)一般可分為接網成本和強化成本[6]。前者是指新能源場站與電網之間的連接設備(變電站、線路、開關等)的建設成本,后者是指為適應新能源接入電網而對電網進行升級改造(輸變電設施加固擴容、抽水蓄能等)的建設成本[5-6]。隨著電力系統(tǒng)中新能源滲透率不斷提高,新能源接入電網催生的接網成本和強化成本逐漸上升,壓縮了電網的經營發(fā)展空間,并引發(fā)終端電價上漲的風險[7]。因此,迫切需要完善面向新型電力系統(tǒng)的電網投資規(guī)劃理論,制定公平科學的電網投資成本分攤策略以合理疏導高比例新能源接入導致的新增輸配電成本[8-9]。

國外關于新增輸配電成本分攤的研究相對較早。文獻[10]以英國海上風電接網項目為研究對象,提出一種基于投資收益率劃定分攤比例的接網成本分攤方法。文獻[11]將德國、荷蘭、英國等歐洲國家的新能源接入電網帶來的強化成本作為研究對象,發(fā)現電網強化改造成本由電網運營商承擔可減少新能源并網障礙,而附加的這類額外成本則需通過提升用戶側電價來回收。文獻[6]闡述了一種在源網間平均分攤接網成本的分配策略,但未考慮到不同新能源發(fā)電企業(yè)經濟、技術等因素的差異。目前,我國尚未制定明確的接網成本和強化成本分攤政策,新增輸配電成本仍被視為常規(guī)輸配電成本,由電網承擔并最終傳導至終端用戶。國內學者針對常規(guī)輸配電成本的分攤已有許多研究,按照分攤依據可分為郵票法、峰荷責任法、邊際潮流法、邊際成本法、受益分攤法[12-14]等。然而,上述方法存在交叉補貼、費率短時波動性大等問題,難以直接應用于新增輸配電成本的多主體成本分攤場景。此外,接網成本隸屬于聯系源網兩側的專項服務工程,而強化成本服務于整個電力網絡[6]。若忽略兩種成本的成本屬性差異,對二者使用相同的分攤策略將導致分攤結果的公平合理性不足。

針對上述問題,本文分別提出了基于成本責任的接網成本分攤模型和計及新能源并網風險的強化成本分攤模型。本文具體貢獻如下:

1)提出了基于成本責任度量的接網成本分攤模型,基于新能源企業(yè)異質性特征聚類得到新能源企業(yè)集群,分析量化接網成本責任要素,考慮新能源企業(yè)集群異質性厘清新能源企業(yè)和電網側之間的成本責任并分攤接網成本。

2)提出了計及新能源并網風險的強化成本分攤模型,基于成本效益按比例分配強化成本至源網兩側,并分析新能源并網風險,構建新能源企業(yè)聚合體-聯盟聚合體的雙層分攤結構,最后利用計及新能源并網風險的EANS-Owen值法對強化成本進行分攤。

1 基于成本責任度量的接網成本分攤模型

1.1 新能源企業(yè)異質性聚類分析

新能源企業(yè)數量眾多,制定接網成本分攤策略時,忽略企業(yè)間的成本承擔能力差異有失合理性。以源網平均分攤接網成本為例,統(tǒng)一的分攤比例使資產體量較小、經營水平低的新能源企業(yè)承擔過高的接網成本,不利于高比例新能源并網接入。本節(jié)基于各新能源企業(yè)異質性,將經營水平相似的新能源企業(yè)聚類到同一集群,在異質性相似的發(fā)電企業(yè)集群內確定接網成本分攤比例,從而提高接網成本分攤結果的合理性與實用性。

企業(yè)異質性是新能源企業(yè)在激烈的市場競爭中形成利潤與成本優(yōu)勢的基礎,通常會導致企業(yè)之間生產效率存在一定差異[15]。從新能源企業(yè)的資產體量、生產經營、投資管理三個維度出發(fā),建立新能源企業(yè)異質性指標體系,具體如圖1所示。

圖1 新能源企業(yè)異質性指標體系Fig.1 Heterogeneity index system of renewable energy enterprise

根據發(fā)電形式和接網電壓等級對新能源企業(yè)初步分類后,將新能源企業(yè)異質性指標作為輸入特征,引入自適應DBSCAN(density-based spatial clustering of applications with noise)算法[16]聚類劃歸新能源企業(yè)集群。

此外,為防止集群內部成員數量過少,同時避免個別樣本點被識別為離群點而無法形成新能源企業(yè)集群,進一步基于豪斯多夫距離對聚類結果進行二次集群劃歸。若輸出的新能源企業(yè)聚類結果中出現小集群(樣本點少于設定閾值)或離群點,則基于豪斯多夫距離[17]將其進行二次劃歸到距離最近的新能源企業(yè)集群,最終得到具有不同異質性的新能源企業(yè)集群,為差異化、精細化分攤各接網工程成本奠定基礎。

1.2 考慮發(fā)電企業(yè)異質性的接網成本分攤

參考國外接網成本分攤策略,在不同新能源接入規(guī)模下可對不同范圍的接網資產進行劃責分攤,從而在保證新能源高質量發(fā)展的同時緩解終端電價抬升壓力。根據成本分攤范圍有超淺度、半淺度、淺度和深度四種接網成本分攤策略[6,8],具體如圖2所示。本節(jié)參考半淺度策略對接網成本分攤問題進行建模:在得到新能源異質性集群的基礎上,量化分析源網兩側成本責任,最終構建考慮發(fā)電企業(yè)異質性的接網成本分攤模型。

圖2 不同成本分攤策略及對應分攤范圍Fig.2 Different cost allocation strategies and corresponding allocation range

成本責任是指生產環(huán)節(jié)中各主體根據其權限和責任范圍所應承擔的經濟責任[18]。接網工程成本責任隸屬于新能源側與電網側,最終的接網成本分攤比例由新能源側與電網側各自成本責任量化表達。

從新能源側角度,接網成本與新能源場站地理位置、技術水平和發(fā)電容量等因素相關[6]。提出新能源側成本責任量化公式:

αRe,i,j=[w1(ηi,j-ηmin,j)2+w1(Li,j-Lmin,j)2+

w3(Wi,j-Wmin,j)2+w4(Qi,j-Qmin,j)2]0.5

(1)

式中:下標i、j代表集群j中的第i個新能源企業(yè);下標min表示集群中該項指標的最小值,下同;αRe,i,j為集群j中第i個新能源企業(yè)的接網成本責任,綜合反映出各發(fā)電企業(yè)在集群內接網線路最大負載率(ηi,j)、接網線路長度(Li,j)、全生命周期發(fā)電量(Wi,j)和發(fā)電電能質量(Qi,j)的優(yōu)劣,其中,Qi,j由新能源場站輸出功率最大波動率與輸出電流總諧波畸變率的均值表征;w1、w2、w3和w4分別為各指標所占權重,由組合賦權法[19]計算得到。

從電網側角度,新能源配套電網基建工程建設時序落后于新能源場站的情況頻頻出現,導致新能源企業(yè)延遲并網并產生經濟損失[8];此外,短路比是衡量電源接入點并網強度的重要指標[20],電網提供新能源并網點的短路比不滿足最優(yōu)經濟技術要求也將導致后續(xù)發(fā)電企業(yè)擴容困難等問題,因此提出電網側成本責任計算公式:

(2)

式中:αGr,i,j為電網的接網成本責任,綜合反映出延遲并網發(fā)電側損失與接入點的短路比優(yōu)劣;θi,j為新能源企業(yè)因延遲并網損失的上網電量;ΔRi,j為新能源企業(yè)最優(yōu)并網點的短路比與實際短路比的差值。

綜合考慮上述源網兩側接網成本責任因素,提出基于成本責任的接網工程成本分攤模型:

(3)

(4)

(5)

2 計及新能源并網風險的強化成本分攤模型

2.1 強化成本核算

強化成本主要由電網側配套的輸變電工程擴容改造、抽水蓄能和無功補償設備建設成本組成,其成本屬性為固定成本。其中,抽水蓄能和無功補償設備建設成本疏導機制在目前的輔助服務市場和容量電價政策中尚未明確,故在本文中仍將二者按固定成本考慮。為保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行,強化成本隨新能源裝機容量的提高而抬升?；趶娀杀舅邆涞倪呺H成本遞減效應,結合電網歷史強化投資項目數據,構建強化成本函數如下所示:

(6)

式中:Cstr(S)為新能源裝機容量的強化成本函數;S為新能源裝機容量;β1、β2、β3為待求參數,其單位分別為億元/(MVA)2、億元/(MVA)和億元,可結合電網歷史強化投資項目數據求解。

電網側和新能源側均受益于強化改造工程:對新能源側,可降低棄電量;對電網側,可降低輸電阻塞費用,同時提高供電可靠性以增加售電量?；凇罢l受益,誰承擔”的原則,考慮新能源側與電網側的效益大小,設計強化成本核算系數,從而將強化成本在新能源側和電網側分配。具體為:

(7)

(8)

(9)

綜上,考慮成本效益的新能源側強化成本函數可表示為:

(10)

2.2 新能源并網風險因素

新能源并網會引入不確定性因素,給電網造成運行風險[21-22]。新能源發(fā)電企業(yè)造成的并網風險高意味著對應分攤的強化成本也應有所提高。新能源并網風險大小可由以下幾個因素表征:

1)發(fā)電容量可信度。

該指標是指在保持供電可靠性不變的前提下,地區(qū)內引入新能源發(fā)電后可以增加的負荷量,能直觀描述新能源場站群的綜合效用和可靠程度[23]。

2)發(fā)電出力波動率和諧波含有率。

隨著新能源滲透率的不斷提升,新能源輸出功率的波動性、諧波注入降低電網電能質量問題,造成一定運行風險,電網側需投入大量的濾波、無功補償等電力電子裝置[24]。

3)儲能容量配置比例。

儲能可平抑新能源發(fā)電功率波動、提高電能質量以及降低出力偏差[24-25]。新能源側配置儲能可減少風光電站間歇性出力對電力系統(tǒng)的沖擊,同時可為電網提供一定容量支撐和調峰能力[26],從而間接減少和延緩電網側強化成本的投入。

2.3 基于EANS-Owen值的強化成本分攤

風光基地是我國發(fā)展新能源發(fā)電的主要形式,基地內的新能源企業(yè)可以形成企業(yè)聚合體,由電網統(tǒng)一調度管理,共享儲能、送出通道、電力電子補償裝置等資源,從而提高強化改造工程的利用效率,減少強化成本投入的冗余。此外,各個風光基地共同接入到電網中,從電氣角度構成了一種聯盟聚合體,該聯盟共同使用電網中的輸配電設施和靈活性資源,進一步降低強化成本投入。基于上述分析,構建新能源企業(yè)聚合體-聯盟聚合體雙層成本分攤結構。由于電網的強化成本分攤可以視為一種“收益分攤”,因此本文引入一種具有Owen聯盟結構的收益分配模型[27]分攤強化成本。Owen值是Shapley值的一種推廣,其基本思想主要基于雙層Shapley聯盟結構[28],其中下層結構指新能源企業(yè)組成的企業(yè)聚合體,上層結構指新能源企業(yè)聚合體組成的聯盟聚合體。與此同時,以聯盟中的不可分成本衡量新能源并網風險,最終構建基于EANS-Owen值的強化成本分攤模型。

1)上層企業(yè)聚合體間的成本分攤。

(11)

(12)

式中:π(k)是加權因子;SR表示R中所有新能源企業(yè)的裝機容量之和。

對于聯盟聚合體N的總強化成本而言,還存在并不單獨由某個新能源企業(yè)引起的成本,即不可分成本CNSC(N):

(13)

式中:SN為聯盟聚合體N中所有新能源企業(yè)裝機容量之和;SNk}為聯盟聚合體N中去除新能源企業(yè)聚合體k之后,剩余的新能源企業(yè)裝機容量之和。

(14)

(15)

式中:Hk為企業(yè)聚合體k的發(fā)電容量可信度,其數值越大表示風險越小,計算時需將其正向化;ΔHk為企業(yè)聚合體的上層風險因子,表征新能源并網風險。

2)下層企業(yè)聚合體內的成本分攤。

(16)

(17)

式中:φ(i)為新能源企業(yè)i的初始Shapley值;CNSC(k)為企業(yè)聚合體k的不可分成本;Nk為聚合體k包含的新能源企業(yè)數量;Δζi,k為新能源企業(yè)i的下層風險因子;Vi,k、Di,k、和Mi,k分別為新能源企業(yè)i的輸出功率最大波動率、電流總諧波畸變率、儲能容量配置比例,其中,Mi,k越大表示新能源并網風險越小,計算時將其正向化。

在分別得到計及新能源并網風險的上下層Shapley值后,各新能源發(fā)電企業(yè)計及風險的EANS-Owen值(即最終分攤的強化成本)為:

(18)

3 算例分析

3.1 接網成本分攤結果及分析

根據發(fā)電形式和電壓等級對某省所有新能源企業(yè)進行初步分類后,輸入異質性指標對新能源企業(yè)進行聚類分析。為直觀表示聚類結果,將新能源企業(yè)的二級異質性指標進行標準化后取平均值作為該企業(yè)資產體量、生產經營和投資管理方面的評分值,集群劃分結果如圖3所示。

圖3 新能源企業(yè)集群劃分結果Fig.3 Heterogeneity index system of renewable energy enterprise

由圖3可知,聚類得到了圖中7個新能源企業(yè)集群(即7個顏色各異的95%置信橢球體),但同時保留了兩個小集群,其內部的企業(yè)數量分別為5個和6個,低于設定閾值。因此,基于豪斯多夫距離對兩個小集群進行二次劃歸。結果顯示:與圖3中位置靠上的小集群1的豪斯多夫距離最小的是集群6,因此將小集群1劃歸至企業(yè)集群6。同理,對小集群2進行類似處理,將兩個小集群進行二次劃歸后,重新計算這兩個置信橢圓的置信度分別為90%和86%。

為驗證本文聚類方法的優(yōu)越性,選取DBSCAN和K-means算法進行對比,并采用平均輪廓系數和戴維森堡丁指標[30]對整體聚類效果進行評估,結果如表1所示。由表1可知,DBSCAN和K-means算法得到的聚類集群中包含的新能源企業(yè)相對離散,承擔能力具有一定差異的企業(yè)被劃分至同一集群,分攤接網成本時可能導致成本承擔能力低的新能源企業(yè)分攤過多接網工程成本。而本文所用方法所得到的新能源企業(yè)集群內部緊密且集群間分散性好,為后續(xù)接網成本的合理分攤奠定了基礎。

表1 不同聚類方法的指標值對比Table 1 Comparison of index values of different clustering methods

以企業(yè)集群1內10個新能源企業(yè)的接網工程為例,對應的成本責任指標如表2所示。根據源網兩側成本責任指標計算新能源側和電網側接網成本,分攤結果如圖4所示。

表2 成本責任指標Table 2 Cost responsibility index

圖4 接網成本分攤結果Fig.4 Allocation result of connection cost

根據圖4,對比各新能源發(fā)電企業(yè)接網成本分攤結果(接網工程為專項服務工程,與新能源企業(yè)一一對應,二者設置相同編號),企業(yè)1、2、3、4、8所分攤的接網成本占比低于50%,企業(yè)5、6、7、9、10所分攤的接網成本占比均高于50%。原因是企業(yè)1、3、4的成本責任指標中的接網長度偏小、企業(yè)2、8的發(fā)電電能質量更優(yōu),負載情況更均衡,同時受電網投資接網工程時序影響,導致企業(yè)1、2、3、4、8的延遲并網收益損失較大,這些因素導致這5個企業(yè)在集群1內具備更大的成本責任競爭優(yōu)勢,而企業(yè)5、6、7、9、10的情況恰巧相反。

為進一步說明本文方法公平合理性,選取源網平均分攤法與本文所提模型分攤結果進行對比,如圖5所示。

圖5 不同方法的接網成本分攤結果Fig.5 Allocation results of different method for connection cost

由圖5可知,平均分攤法忽視了電網側延期并網和并網短路點優(yōu)劣的成本責任,使得企業(yè)4和8分攤的成本高于本文所提模型。此外,以50%的固定比例平均分攤接網成本忽視了新能源企業(yè)的成本承擔能力,過高的前期投資會對資產體量較小的新能源企業(yè)形成一定的并網障礙。

3.2 強化成本分攤結果及分析

根據省級電網強化投資項目歷史數據,強化成本函數的各項邊界參數為:κRe=0.78,β1=-2.41×10-6,β2=3.55×10-3,β3=2.13。選取某地10個新能源發(fā)電企業(yè)作為研究對象,3個企業(yè)聚合體記為{A1,A2,A3},各企業(yè)聚合體包含的新能源企業(yè)為A1={1,2,3,4}、A2={5,6,7}和A2={8,9,10}。根據強化成本函數核算不同企業(yè)聚合體組合下的強化成本(A1、A2和A3非聯盟情況下的強化成本由專家評估得到),結果如表3所示。

表3 不同聯盟聚合體結構的強化成本Table 3 Reinforcement cost for different alliance aggregation structures

基于表3中各聯盟下的強化成本,計算企業(yè)聚合體A1、A2和A3的初始上層Shapley值為8.263億、7.173億和6.333億元,聯盟聚合體的不可分成本為0.88億元。結合各企業(yè)聚合體的新能源并網風險因子,計算得到計及風險的上下層Shapley值,如圖6所示。

圖6 上層和下層Shapley值計算結果Fig.6 The upper and lower Shapley value calculation results

由圖6(a)可知,由于企業(yè)聚合體A3的發(fā)電容量可信度較高,可減少電網后續(xù)的強化成本投入,故而不可分強化成本支付為-0.205億元。相比之下,A1和A2發(fā)電容量可信度較低,導致電網需投入更多強化成本以保障可靠消納,故以附加的不可分強化成本作為懲罰,使得A1和A2的強化成本分別抬升了0.147億元和0.059億元。最終A1、A2和A3分攤的強化成本分別為8.410億元、7.232億元和6.128億元。計及新能源并網風險對強化成本的抬升影響提高了分攤結果的公平合理性。

進一步計算各企業(yè)聚合體內部的下層Shapley值,結果如圖6(b)所示。以企業(yè)聚合體A2為例,A2中不同發(fā)電企業(yè)組成聚合體的強化成本如表4所示。圖6(b)中,新能源企業(yè)5、6和7的初始下層Shapley值分別為2.64億、1.63億和3.58億元,根據表4計算得到企業(yè)聚合體A2的不可分成本為1.3億元,計及新能源并網風險后,企業(yè)5、6和7所分攤的不可分強化成本為0.087億、0.087億和-0.173億元。

表4 不同企業(yè)聚合體結構的強化成本Table 4 Reinforcement cost for of different enterprise aggregation structure

根據圖6中的各企業(yè)聚合體和發(fā)電企業(yè)計及風險的Shapley值,進一步計算得到各新能源發(fā)電企業(yè)計及并網風險的EANS-Owen值,即分攤到的強化成本,結果如表5所示。

表5 強化成本分攤結果Table 5 Allocation result of reinforcement cost

由表5可知,裝機容量較小的企業(yè)2和9對于各自所屬企業(yè)聚合體的成本貢獻較小,故最終分攤得到的強化成本較少;而企業(yè)4和7裝機容量大,發(fā)電技術成熟,雖上網電量較多,但企業(yè)內部的儲能容量配置比例較高,能平抑較多的出力波動,并網風險較低,因而企業(yè)4和7附加的不可分成本為負值,最終分攤的強化成本有所減少。此外,各新能源企業(yè)形成聯盟后分攤的成本均有所降低,滿足理性條件。

選取邊際成本法、Shapley值法與本文所提模型進行對比,結果如圖7所示。由圖7可知,采用邊際成本法的強化成本分攤結果在企業(yè)4和7的之間分攤時存在明顯的交叉補貼。邊際成本法計算的強化成本與各企業(yè)并網順序相關,而由于強化成本的邊際遞減特點,企業(yè)7后并網發(fā)電使其享受后發(fā)者的優(yōu)勢,而分攤更少的強化成本,因此分攤結果公平性不足,使得新能源企業(yè)并網積極性受挫。而采用本文所提分攤策略時,企業(yè)4和7的強化成本分攤結果十分接近,兩者分攤結果的差異是由于新能源并網風險不同引起的,因此更加公平合理。基于Shapley值法對強化成本分攤時,忽略了企業(yè)1、6和8能各自與電氣距離近的企業(yè)形成聚合體,共享儲能和輸電通道,從而減少強化成本投入,使得Shapley值法得出的企業(yè)1、6和8分攤強化成本較本文所提模型更高。

圖7 不同方法的強化成本分攤結果Fig.7 Allocation results of different method for reinforcement cost

4 結 論

本文構建了高比例新能源接入下電網輸配電成本多主體分攤模型,所建模型能夠有效促進新增輸配電成本的合理疏導。仿真結果表明:

1)本文所提基于成本責任度量的接網成本分攤模型可以厘清源網兩側的成本責任,確保成本分攤份額與新能源發(fā)電企業(yè)承擔能力相匹配的同時,給出提升發(fā)電技術水平和優(yōu)化電力資源配置的激勵信號。

2)本文所提計及新能源并網風險的強化成本分攤模型能夠根據成本貢獻分配各主體的強化成本,并引入了不可分成本來表征新能源發(fā)電企業(yè)抬升強化成本的并網風險差異,使得分攤結果更加公平合理,為合理疏導電網強化成本提供理論支撐。