本文關(guān)鍵詞：電網(wǎng)企業(yè)參與分布式電力交易經(jīng)濟(jì)效益評估，由筆耕文化傳播整理發(fā)布。

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分布式電力是指分布式電源供應(yīng)的電力。分布式電源(Distributed Generation，DG)是指建在用戶附近，所生產(chǎn)電力除自用外，多余電力送入當(dāng)?shù)嘏潆娋W(wǎng)的發(fā)電系統(tǒng)或多聯(lián)供系統(tǒng)【ll；具有靠近用戶、優(yōu)先滿足自用、供電靈活高效和環(huán)保等特征。隨著節(jié)能減排壓力增大和電力缺口擴(kuò)大，DG與大電網(wǎng)相結(jié)合是未來電力工業(yè)發(fā)展的重要方向L2 。但因DG入網(wǎng)易造成電網(wǎng)不穩(wěn)定和電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)濟(jì)收益損失，電基金項(xiàng)目： 中央高校基本科研業(yè)務(wù)費(fèi)個人項(xiàng)目(CDJXS11 020006)；國家電網(wǎng)重慶電力公司項(xiàng)目(2011001)網(wǎng)企業(yè)參與DG電力交易的積極性不高， 已嚴(yán)重阻礙了DG產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。為促進(jìn)DG入網(wǎng)，亟需對電網(wǎng)企業(yè)參與DG 電力交易的經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行量化評估，對電網(wǎng)企業(yè)決策提供依據(jù)。

目前，國內(nèi)外學(xué)者對DG入網(wǎng)的系統(tǒng)電壓p j、網(wǎng)損[5,8-9]、潮流分布[10-11l等技術(shù)效益做了大量研究，但經(jīng)濟(jì)效益研究相對較少且不全面。如文獻(xiàn)[2，5】涉及線損收益；文獻(xiàn)[12】考慮延緩電網(wǎng)投資收益；文獻(xiàn)[13】涉及市場、工程和融資角度的成本收益；文獻(xiàn)[14．151涉及延緩電網(wǎng)投資更新效益；文獻(xiàn)[16]考慮購電費(fèi)用。此外，電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益的實(shí)現(xiàn)條件是DG經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，而在經(jīng)濟(jì)效益評估中考慮該條件的文獻(xiàn)尚不多見，如文獻(xiàn)[17．20】。鑒于此，本文提出考慮DG經(jīng)濟(jì)吳文建，等 電網(wǎng)企業(yè)參與分布式電力交易經(jīng)濟(jì)效益評估．95．運(yùn)行條件的電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益評估模型。

為解決問題之需，本文做出以下假設(shè)：(1)本文的DG 由用戶而非電網(wǎng)企業(yè)進(jìn)行投資；(2)DG入網(wǎng)后的整個生命周期都與電網(wǎng)企業(yè)進(jìn)行電力交易；(3)電網(wǎng)企業(yè)負(fù)責(zé)安裝DG入網(wǎng)設(shè)備。

1 電網(wǎng)企業(yè)參與DG電力交易經(jīng)濟(jì)效益分析

DG 入網(wǎng)打破集中供電模式從而改變電網(wǎng)企業(yè)的成本收益。根據(jù)經(jīng)濟(jì)學(xué)的成本收益原理，電網(wǎng)企業(yè)的收益和成本可歸納為：(1)網(wǎng)損收益。DG 離負(fù)荷區(qū)域較近，接入配網(wǎng)后影響潮流分布，進(jìn)而影響系統(tǒng)網(wǎng)損量。系統(tǒng)網(wǎng)損量減少能夠降低電網(wǎng)企業(yè)購電成本。(2)避免高價(jià)購電收益。電力短缺時(shí)期，若DG電價(jià)低于市場電價(jià)， 電網(wǎng)企業(yè)接受DG電力可避免高價(jià)購電成本。(3)延緩?fù)顿Y收益。DG 靠近負(fù)荷區(qū)域，可減少系統(tǒng)擴(kuò)容投資支出。(4)售電收益損失。原先大電網(wǎng)向DG用戶供電，現(xiàn)由DG微網(wǎng)供電，因此電網(wǎng)企業(yè)將損失部分售電收益。(5)補(bǔ)貼支出。為鼓勵DG在供電不足時(shí)多出力，電網(wǎng)企業(yè)采取的補(bǔ)貼措施。(6)其他費(fèi)用。

DG 電力交易占電力市場總交易量的比例較小，因此暫不考慮對市場電價(jià)的影響。網(wǎng)損收益、高價(jià)購電收益、補(bǔ)貼支出與DG實(shí)時(shí)運(yùn)行狀況有關(guān)，以小時(shí)為單位來計(jì)量。延緩更新投資收益和售電損失收益相對穩(wěn)定，以年來計(jì)算。

2 電網(wǎng)企業(yè)參與DG電力交易經(jīng)濟(jì)效益模型

2．1各類損益量化模型

2．1．1網(wǎng)損收益

網(wǎng)損收益主要與網(wǎng)損降低量和市場電價(jià)相關(guān)。網(wǎng)損降低量通過分別計(jì)算無DG和有DG情況下的系統(tǒng)網(wǎng)損而得。假設(shè)集中電源和負(fù)荷之間為典型放射狀鏈?zhǔn)脚潆娋W(wǎng)，配電系統(tǒng)采用星型三相接線。負(fù)荷端和電源端之間由長為 km的配電網(wǎng)饋線相連，線路單位長度電阻為ro(Q／fan)。負(fù)荷端相電壓為 ，吸收的視在功率 =PL+j 。可得無DG接入的配電網(wǎng)中線路流入負(fù)荷端的電流為，，： =』 ，系統(tǒng)線-

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設(shè)i時(shí)刻的負(fù)荷端需求功率為Pl，則電網(wǎng)企業(yè)需購電竹十尸l ，其中電力批發(fā)市場購電價(jià)為Cff，DG 購電價(jià)為C2f，批發(fā)市場和DG 的線損分別為PI。。。o 、P1 DG。若電網(wǎng)企業(yè)從批發(fā)市場購電需花費(fèi)( Pl oi)×C1f；從DG購電需花費(fèi)(Pf+局。 DGf)×C2f，計(jì)算得到電網(wǎng)企業(yè)從DG購電取代從批發(fā)市場購電節(jié)約的開支為 ，

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2．1．2避免高價(jià)購電

電網(wǎng)企業(yè)從DG 購電獲得的收益主要與售電量、批發(fā)市場購電價(jià)差、市場負(fù)荷需求有關(guān)。同上，設(shè)i時(shí)刻負(fù)荷端功率缺口為Pf，DG功率為，電網(wǎng)企業(yè)從批發(fā)市場購電價(jià)為clf，從DG購電價(jià)為C2 ，用分布式發(fā)電代替從批發(fā)市場購電，則避免高價(jià)購電帶來的收益R2 可表示為有功功率與價(jià)差(C廣C2)之乘積，即

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2．1．3延緩?fù)顿Y

延緩?fù)顿Y所得收益主要指輸配電建設(shè)資金因推遲投資所產(chǎn)生的時(shí)間價(jià)值。延緩價(jià)值取決于輸配電建設(shè)投資額、所需分布式裝機(jī)容量和電網(wǎng)建設(shè)的資金成本。設(shè)C，為(無DG)配電網(wǎng)單位裝機(jī)的年更新成本，d為電網(wǎng)企業(yè)的加權(quán)平均資金成本，，z為延緩節(jié)點(diǎn)廠的更新投資時(shí)間，因此DG項(xiàng)目整個壽命周期對節(jié)點(diǎn)廠產(chǎn)生的延緩更新投資收益R3可表示為

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一般地，延緩的投資更新時(shí)間，2低于項(xiàng)目剩余生命周期71，因此n<T。

2．1．4售電損失

售電損失程度與用戶DG用電量、零售電價(jià)和電網(wǎng)企業(yè)售電成本有關(guān)。設(shè)用戶年用電量為p， 電網(wǎng)企業(yè)平均零售電價(jià)為P ，平均售電成本為 ，則無DG 時(shí)，此部分用戶帶給電網(wǎng)企業(yè)的收益為9．( 一G)。假設(shè)DG完全自用，則電網(wǎng)企業(yè)損失的收益為

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2．1．5補(bǔ)貼支出

為鼓勵DG多發(fā)電，電網(wǎng)企業(yè)給予DG一定的價(jià)格補(bǔ)貼。i時(shí)刻DG有功功率PDG 超過一定值尸時(shí)，每單位補(bǔ)貼X ($)，則電網(wǎng)企業(yè)的補(bǔ)貼支出表示為：

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2．1．6因DG接入產(chǎn)生的運(yùn)營成本

DG 接入配網(wǎng)，，使得配網(wǎng)的某些設(shè)備閑置或成為備用。如因DG運(yùn)行，其相應(yīng)的配電變壓器和電纜線路常因負(fù)荷小而輕載，成了DG的備用設(shè)備，導(dǎo)致配電網(wǎng)的成本增加。此外，新能源發(fā)電如風(fēng)電、光伏發(fā)電具有間歇性、隨機(jī)性等特點(diǎn)，將對系統(tǒng)潮流控制、輔助服務(wù)調(diào)用、短路電流控制、電能質(zhì)量保證等產(chǎn)生負(fù)面作用；影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。電網(wǎng)企業(yè)需專為分布式電源入網(wǎng)而安裝必要的設(shè)備，由此發(fā)生的輸變電投資和運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用，即接入費(fèi)。參照國家發(fā)改委《可再生能源電價(jià)附加收入調(diào)配暫行辦法》中接網(wǎng)費(fèi)用按線路長度制定的收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)，設(shè)接入費(fèi)為電網(wǎng)因接入DG發(fā)生的全部維護(hù)費(fèi)用。度電接入成本為c，接入線長s則第f年投入資金，可表示為

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2．2經(jīng)濟(jì)效益目標(biāo)函數(shù)

入網(wǎng)百DG項(xiàng)目在剩余壽命周期內(nèi)都會對電網(wǎng)企業(yè)產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)效益影響，因此本文計(jì)量DG剩余壽命周期內(nèi) 帶給電網(wǎng)企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益。第年電網(wǎng)企業(yè)獲得的經(jīng)濟(jì)效益B可表示為

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其中：R¨為第f年的網(wǎng)損收益；R2，為第f年的避免高價(jià)購電收益；颶為第f年平均分?jǐn)偟难泳徃峦顿Y收益； 4，為第 年的售電損失；為第f年的補(bǔ)貼支出； 為第 年因接入DG產(chǎn)生的運(yùn)營成本。設(shè)年經(jīng)濟(jì)收益相同，將年收益折算到電網(wǎng)企業(yè)與DG電力交易的第一年(不考慮通貨膨脹)，則

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2．3約束條件

實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益，除考慮DG接入系統(tǒng)的功率平衡、機(jī)組出力上下限、輸電線路傳輸容量、系統(tǒng)備用等系統(tǒng)技術(shù)約束外，還應(yīng)考慮DG是否愿意售電。運(yùn)行經(jīng)濟(jì)可行是DG售電的前提【2們。因此這里重點(diǎn)分析DG運(yùn)行經(jīng)濟(jì)可行這一約束條件，采用凈現(xiàn)值法衡量。

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3 算例分析

3．1算例說明

假設(shè)一配電系統(tǒng)電壓為12．66 kV，負(fù)荷端有功與無功功率分別為1 5-25 MW 和13～23 Mvar。批發(fā)市場與集中負(fù)荷端相距30 km，線路單位長度電阻為1．98~)／km。一臺天然氣DG機(jī)組在距集中負(fù)荷端14 km處接入系統(tǒng)l ，輸入的最大有功和無功功率分別為4MW 和4Mvar。DG最大容量是4MVA，具體成本數(shù)據(jù)見表1；DG接到電網(wǎng)端距離1 km，度電繳納的接入費(fèi)為0．O3元。4MVA的DG可延緩4×lO。元的輸配電建設(shè)投資5年，電網(wǎng)建設(shè)投資的加權(quán)平均資本(wACc)為6％。假設(shè)該節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)每小時(shí)的負(fù)荷水平變化與某地區(qū)夏季典型負(fù)荷水平變化相一致(圖2)。高于45 Mw 的負(fù)荷時(shí)期出現(xiàn)在11點(diǎn)至22點(diǎn)，該時(shí)段DG總出力全部出售。由于DG主要用于調(diào)峰削峰功能，因此本文對11-22點(diǎn)設(shè)置了DG出力狀況的三種情景。

3．2 C1=C2時(shí)電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益

的影響，此處暫不考慮市場電價(jià)與DG電價(jià)的差異，分別從有無補(bǔ)貼兩個角度分析3種DG出力情景下

3．2．1 W=0條件下電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益

電價(jià)水平(見表21。下面以情景1為例，據(jù)式(16)、式(17)，計(jì)算結(jié)果見表3。用戶DG收益凈現(xiàn)值為表2不同DG出力水平的電價(jià)。

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DG出力差異對系統(tǒng)網(wǎng)損收益有明顯影響。情景1平均一天網(wǎng)損減少量(120 MW)遠(yuǎn)高于情景2(111．55 Mw)、情景3(112．22 Mw)。計(jì)算得到收益結(jié)果見表4，情景1 DG運(yùn)行經(jīng)濟(jì)不可行，電網(wǎng)企業(yè)無法獲利。情景2、3 DG運(yùn)行經(jīng)濟(jì)可行。情景3中，DG 出力較高且穩(wěn)定，而電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益最高。

3．2．2 0條件下電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益

假定電網(wǎng)企業(yè)依據(jù)DG峰荷期的出力水平進(jìn)行補(bǔ)貼，具體電價(jià)及補(bǔ)貼水平見表5。以情景1為例，通過式(12)、式(13)計(jì)算得到用戶和電網(wǎng)企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益見表6第1欄所示。該補(bǔ)貼水平下用戶效益現(xiàn)值(一0．11 MS)小于0，DG經(jīng)濟(jì)不可行，電網(wǎng)企業(yè)無法獲利。情景2、3中電網(wǎng)企業(yè)因?qū)嵤┭a(bǔ)貼，收益有所降低。

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為檢驗(yàn)電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)濟(jì)收益是否對補(bǔ)貼因素敏感，本節(jié)假設(shè)4種補(bǔ)貼水平，第1種DG出力超過1 MW 以上每MWh補(bǔ)貼5$。第2種是在第1種基礎(chǔ)上，超過2 MW 的DG量每MWh補(bǔ)償提高5$。峰荷時(shí)刻為鼓勵DG多出力3 Mw 以上，第3和第4措施提出了比第2措施多5～10$的補(bǔ)貼，具體見表7。

結(jié)合表7數(shù)據(jù)，依據(jù)式(12)、式(13)，得到不同補(bǔ)貼水平的用戶及電網(wǎng)企業(yè)效益結(jié)果(見圖3)。結(jié)果表明：情景1中用戶凈現(xiàn)值為負(fù)，因此電網(wǎng)企業(yè)在情景1無法獲利；情景2、3中從政策1到政策4， 電網(wǎng)企業(yè)收益逐漸降低。

同時(shí)情景2、3中，補(bǔ)貼水平小幅增加，用戶收益明顯增長，但電網(wǎng)獲利水平略微下降。若用戶的策略空間為情景2、3的出力狀況，電網(wǎng)企業(yè)的策略空間為四種補(bǔ)貼水平；雙方形成靜態(tài)有限博弈關(guān)系。收益矩陣如表8所示。

可見，情景3下第四種補(bǔ)貼水平下的社會(包括用戶和電網(wǎng)企業(yè))總收益最高，而最終雙方收益是雙方多次重復(fù)博弈的均衡解。

以上分析了批發(fā)市場電價(jià)與DG 電價(jià)相等(Cl=C2)時(shí)的電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益，接下來對C1≠C2時(shí)的效益進(jìn)行評估。

3．3 C1≠C2時(shí)電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)濟(jì)收益

在競爭電力市場中，電網(wǎng)企業(yè)既可從批發(fā)市場購電，也可從DG購電。表9設(shè)定了電價(jià)差別為突出用戶DG的成本有效性，峰荷時(shí)期市場電價(jià)比DG高20$／MWh。不考慮補(bǔ)貼，經(jīng)計(jì)算得到電網(wǎng)企業(yè)效益現(xiàn)值。

情景1下DG凈現(xiàn)值為一0．063 MS，表明運(yùn)行經(jīng)濟(jì)不可行。而情景2、3中DG運(yùn)行均可行，電網(wǎng)企業(yè)在情景2、3均獲得較高經(jīng)濟(jì)效益(如圖4)。以情景2為例，電網(wǎng)企業(yè)獲得經(jīng)濟(jì)效益1．75 MS，其中避免的高購電收益1．86 M$、網(wǎng)損收益1．62 M$，售電收益損失1．38 MS，接入成本O．35 MS。表明電價(jià)差對電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)濟(jì)收益影響較大；C1>C2時(shí)，電網(wǎng)企業(yè)從DG購電具有顯著經(jīng)濟(jì)效益。

4 結(jié)論

本文在考慮DG運(yùn)行經(jīng)濟(jì)可行性等約束條件基礎(chǔ)上，系統(tǒng)分析量化了電網(wǎng)企業(yè)參與分布式電力交易可能獲得的經(jīng)濟(jì)效益。算例結(jié)果證明了模型的合理性。此外分析還得到以下結(jié)論：(1)合理設(shè)計(jì)DG接入運(yùn)營模式，能有效降低系統(tǒng)網(wǎng)損、延緩電網(wǎng)投資，避免高價(jià)購電成本；峰荷時(shí)段DG 出力相對穩(wěn)定對電網(wǎng)企業(yè)及用戶均有利。(2)對峰荷時(shí)段出力多的DG合理補(bǔ)貼可提高用戶經(jīng)濟(jì)收益，但補(bǔ)貼變動對電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益影響并不大。(3)峰荷時(shí)段市場電價(jià)高于DG購電價(jià)時(shí)，電網(wǎng)企業(yè)從DG購電可獲得顯著經(jīng)濟(jì)效益。(4)DG運(yùn)行經(jīng)濟(jì)可行是電網(wǎng)企業(yè)獲利的前提，電網(wǎng)企業(yè)最大收益是不同情景下與DG多次博弈的均衡結(jié)果。

本文僅提出一種經(jīng)濟(jì)效益靜態(tài)評估模型，下一步將考慮分布式發(fā)電以及電價(jià)的動態(tài)變化對電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益的影響。

  本文關(guān)鍵詞：電網(wǎng)企業(yè)參與分布式電力交易經(jīng)濟(jì)效益評估，由筆耕文化傳播整理發(fā)布。