论文赏析：电网企业参与分布式电力交易经济效益评估

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分布式电力是指分布式电源供应的电力。分布式电源(Distributed Generation，DG)是指建在用户附近，所生产电力除自用外，多余电力送入当地配电网的发电系统或多联供系统【ll；具有靠近用户、优先满足自用、供电灵活高效和环保等特征。随着节能减排压力增大和电力缺口扩大，DG与大电网相结合是未来电力工业发展的重要方向L2 。但因DG入网易造成电网不稳定和电网企业经济收益损失，电基金项目： 中央高校基本科研业务费个人项目(CDJXS11 020006)；国家电网重庆电力公司项目(2011001)网企业参与DG电力交易的积极性不高， 已严重阻碍了DG产业的发展。为促进DG入网，亟需对电网企业参与DG 电力交易的经济效益进行量化评估，对电网企业决策提供依据。

目前，国内外学者对DG入网的系统电压p j、网损[5,8-9]、潮流分布[10-11l等技术效益做了大量研究，但经济效益研究相对较少且不全面。如文献[2，5】涉及线损收益；文献[12】考虑延缓电网投资收益；文献[13】涉及市场、工程和融资角度的成本收益；文献[14．151涉及延缓电网投资更新效益；文献[16]考虑购电费用。此外，电网企业经济效益的实现条件是DG经济运行，而在经济效益评估中考虑该条件的文献尚不多见，如文献[17．20】。鉴于此，本文提出考虑DG经济吴文建，等 电网企业参与分布式电力交易经济效益评估．95．运行条件的电网企业经济效益评估模型。

为解决问题之需，本文做出以下假设：(1)本文的DG 由用户而非电网企业进行投资；(2)DG入网后的整个生命周期都与电网企业进行电力交易；(3)电网企业负责安装DG入网设备。

1 电网企业参与DG电力交易经济效益分析

DG 入网打破集中供电模式从而改变电网企业的成本收益。根据经济学的成本收益原理，电网企业的收益和成本可归纳为：(1)网损收益。DG 离负荷区域较近，接入配网后影响潮流分布，进而影响系统网损量。系统网损量减少能够降低电网企业购电成本。(2)避免高价购电收益。电力短缺时期，若DG电价低于市场电价， 电网企业接受DG电力可避免高价购电成本。(3)延缓投资收益。DG 靠近负荷区域，可减少系统扩容投资支出。(4)售电收益损失。原先大电网向DG用户供电，现由DG微网供电，因此电网企业将损失部分售电收益。(5)补贴支出。为鼓励DG在供电不足时多出力，电网企业采取的补贴措施。(6)其他费用。

DG 电力交易占电力市场总交易量的比例较小，因此暂不考虑对市场电价的影响。网损收益、高价购电收益、补贴支出与DG实时运行状况有关，以小时为单位来计量。延缓更新投资收益和售电损失收益相对稳定，以年来计算。

2 电网企业参与DG电力交易经济效益模型

2．1各类损益量化模型

2．1．1网损收益

网损收益主要与网损降低量和市场电价相关。网损降低量通过分别计算无DG和有DG情况下的系统网损而得。假设集中电源和负荷之间为典型放射状链式配电网，配电系统采用星型三相接线。负荷端和电源端之间由长为 km的配电网馈线相连，线路单位长度电阻为ro(Q／fan)。负荷端相电压为 ，吸收的视在功率 =PL+j 。可得无DG接入的配电网中线路流入负荷端的电流为，，： =』 ，系统线-

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设i时刻的负荷端需求功率为Pl，则电网企业需购电竹十尸l ，其中电力批发市场购电价为Cff，DG 购电价为C2f，批发市场和DG 的线损分别为PI。。。o 、P1 DG。若电网企业从批发市场购电需花费( Pl oi)×C1f；从DG购电需花费(Pf+局。 DGf)×C2f，计算得到电网企业从DG购电取代从批发市场购电节约的开支为 ，

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2．1．2避免高价购电

电网企业从DG 购电获得的收益主要与售电量、批发市场购电价差、市场负荷需求有关。同上，设i时刻负荷端功率缺口为Pf，DG功率为，电网企业从批发市场购电价为clf，从DG购电价为C2 ，用分布式发电代替从批发市场购电，则避免高价购电带来的收益R2 可表示为有功功率与价差(C广C2)之乘积，即

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2．1．3延缓投资

延缓投资所得收益主要指输配电建设资金因推迟投资所产生的时间价值。延缓价值取决于输配电建设投资额、所需分布式装机容量和电网建设的资金成本。设C，为(无DG)配电网单位装机的年更新成本，d为电网企业的加权平均资金成本，，z为延缓节点厂的更新投资时间，因此DG项目整个寿命周期对节点厂产生的延缓更新投资收益R3可表示为

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一般地，延缓的投资更新时间，2低于项目剩余生命周期71，因此n<T。

2．1．4售电损失

售电损失程度与用户DG用电量、零售电价和电网企业售电成本有关。设用户年用电量为p， 电网企业平均零售电价为P ，平均售电成本为 ，则无DG 时，此部分用户带给电网企业的收益为9．( 一G)。假设DG完全自用，则电网企业损失的收益为

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2．1．5补贴支出

为鼓励DG多发电，电网企业给予DG一定的价格补贴。i时刻DG有功功率PDG 超过一定值尸时，每单位补贴X ($)，则电网企业的补贴支出表示为：

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2．1．6因DG接入产生的运营成本

DG 接入配网，，使得配网的某些设备闲置或成为备用。如因DG运行，其相应的配电变压器和电缆线路常因负荷小而轻载，成了DG的备用设备，导致配电网的成本增加。此外，新能源发电如风电、光伏发电具有间歇性、随机性等特点，将对系统潮流控制、辅助服务调用、短路电流控制、电能质量保证等产生负面作用；影响电网安全稳定运行。电网企业需专为分布式电源入网而安装必要的设备，由此发生的输变电投资和运行维护费用，即接入费。参照国家发改委《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》中接网费用按线路长度制定的收费标准，设接入费为电网因接入DG发生的全部维护费用。度电接入成本为c，接入线长s则第f年投入资金，可表示为

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2．2经济效益目标函数

入网百DG项目在剩余寿命周期内都会对电网企业产生经济效益影响，因此本文计量DG剩余寿命周期内 带给电网企业的经济效益。第年电网企业获得的经济效益B可表示为

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其中：R¨为第f年的网损收益；R2，为第f年的避免高价购电收益；飓为第f年平均分摊的延缓更新投资收益； 4，为第 年的售电损失；为第f年的补贴支出； 为第 年因接入DG产生的运营成本。设年经济收益相同，将年收益折算到电网企业与DG电力交易的第一年(不考虑通货膨胀)，则

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2．3约束条件

实现电网企业经济效益，除考虑DG接入系统的功率平衡、机组出力上下限、输电线路传输容量、系统备用等系统技术约束外，还应考虑DG是否愿意售电。运行经济可行是DG售电的前提【2们。因此这里重点分析DG运行经济可行这一约束条件，采用净现值法衡量。

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3 算例分析

3．1算例说明

假设一配电系统电压为12．66 kV，负荷端有功与无功功率分别为1 5-25 MW 和13～23 Mvar。批发市场与集中负荷端相距30 km，线路单位长度电阻为1．98~)／km。一台天然气DG机组在距集中负荷端14 km处接入系统l ，输入的最大有功和无功功率分别为4MW 和4Mvar。DG最大容量是4MVA，具体成本数据见表1；DG接到电网端距离1 km，度电缴纳的接入费为0．O3元。4MVA的DG可延缓4×lO。元的输配电建设投资5年，电网建设投资的加权平均资本(wACc)为6％。假设该节点系统每小时的负荷水平变化与某地区夏季典型负荷水平变化相一致(图2)。高于45 Mw 的负荷时期出现在11点至22点，该时段DG总出力全部出售。由于DG主要用于调峰削峰功能，因此本文对11-22点设置了DG出力状况的三种情景。

3．2 C1=C2时电网企业经济效益

的影响，此处暂不考虑市场电价与DG电价的差异，分别从有无补贴两个角度分析3种DG出力情景下

3．2．1 W=0条件下电网企业经济效益

电价水平(见表21。下面以情景1为例，据式(16)、式(17)，计算结果见表3。用户DG收益净现值为表2不同DG出力水平的电价。

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DG出力差异对系统网损收益有明显影响。情景1平均一天网损减少量(120 MW)远高于情景2(111．55 Mw)、情景3(112．22 Mw)。计算得到收益结果见表4，情景1 DG运行经济不可行，电网企业无法获利。情景2、3 DG运行经济可行。情景3中，DG 出力较高且稳定，而电网企业经济效益最高。

3．2．2 0条件下电网企业经济效益

假定电网企业依据DG峰荷期的出力水平进行补贴，具体电价及补贴水平见表5。以情景1为例，通过式(12)、式(13)计算得到用户和电网企业的经济效益见表6第1栏所示。该补贴水平下用户效益现值(一0．11 MS)小于0，DG经济不可行，电网企业无法获利。情景2、3中电网企业因实施补贴，收益有所降低。

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为检验电网企业经济收益是否对补贴因素敏感，本节假设4种补贴水平，第1种DG出力超过1 MW 以上每MWh补贴5$。第2种是在第1种基础上，超过2 MW 的DG量每MWh补偿提高5$。峰荷时刻为鼓励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$的补贴，具体见表7。

结合表7数据，依据式(12)、式(13)，得到不同补贴水平的用户及电网企业效益结果(见图3)。结果表明：情景1中用户净现值为负，因此电网企业在情景1无法获利；情景2、3中从政策1到政策4， 电网企业收益逐渐降低。

同时情景2、3中，补贴水平小幅增加，用户收益明显增长，但电网获利水平略微下降。若用户的策略空间为情景2、3的出力状况，电网企业的策略空间为四种补贴水平；双方形成静态有限博弈关系。收益矩阵如表8所示。

可见，情景3下第四种补贴水平下的社会(包括用户和电网企业)总收益最高，而最终双方收益是双方多次重复博弈的均衡解。

以上分析了批发市场电价与DG 电价相等(Cl=C2)时的电网企业经济效益，接下来对C1≠C2时的效益进行评估。

3．3 C1≠C2时电网企业经济收益

在竞争电力市场中，电网企业既可从批发市场购电，也可从DG购电。表9设定了电价差别为突出用户DG的成本有效性，峰荷时期市场电价比DG高20$／MWh。不考虑补贴，经计算得到电网企业效益现值。

情景1下DG净现值为一0．063 MS，表明运行经济不可行。而情景2、3中DG运行均可行，电网企业在情景2、3均获得较高经济效益(如图4)。以情景2为例，电网企业获得经济效益1．75 MS，其中避免的高购电收益1．86 M$、网损收益1．62 M$，售电收益损失1．38 MS，接入成本O．35 MS。表明电价差对电网企业经济收益影响较大；C1>C2时，电网企业从DG购电具有显著经济效益。

4 结论

本文在考虑DG运行经济可行性等约束条件基础上，系统分析量化了电网企业参与分布式电力交易可能获得的经济效益。算例结果证明了模型的合理性。此外分析还得到以下结论：(1)合理设计DG接入运营模式，能有效降低系统网损、延缓电网投资，避免高价购电成本；峰荷时段DG 出力相对稳定对电网企业及用户均有利。(2)对峰荷时段出力多的DG合理补贴可提高用户经济收益，但补贴变动对电网企业经济效益影响并不大。(3)峰荷时段市场电价高于DG购电价时，电网企业从DG购电可获得显著经济效益。(4)DG运行经济可行是电网企业获利的前提，电网企业最大收益是不同情景下与DG多次博弈的均衡结果。

本文仅提出一种经济效益静态评估模型，下一步将考虑分布式发电以及电价的动态变化对电网企业经济效益的影响。

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