基于供需匹配度的風(fēng)光儲(chǔ)套餐定價(jià)策略

謝 琳，馮天波，李 梁，王煒韜，趙 健

（1.上海電力大學(xué)電氣工程學(xué)院，上海 200090；2.國網(wǎng)上海市電力公司信息通信公司，上海 200122）

隨著售電側(cè)的逐步放開[1]，市場(chǎng)競爭格局逐漸形成，據(jù)統(tǒng)計(jì)，目前國內(nèi)存在3 000多家售電商[2]。售電商作為區(qū)域購、售電實(shí)體，具有激發(fā)用戶側(cè)需求響應(yīng)的能力，可提升整個(gè)系統(tǒng)的運(yùn)營效率[3-4]。同時(shí)，用戶側(cè)大規(guī)模先進(jìn)量測(cè)裝置的應(yīng)用也提升了負(fù)荷調(diào)節(jié)的靈活性，在此背景下，售電電價(jià)機(jī)制將更為靈活，未來售電商以供電套餐方式售電會(huì)成為一種趨勢(shì)[5-6]。

套餐定價(jià)可以吸引用戶積極參與，提高源、荷兩側(cè)互動(dòng)性，實(shí)現(xiàn)售電商和用戶的雙贏[7-8]。國內(nèi)外學(xué)者對(duì)套餐定價(jià)問題展開一系列研究，文獻(xiàn)[9]根據(jù)用戶負(fù)荷的特點(diǎn)，構(gòu)建實(shí)時(shí)電價(jià)模型，提供不同套餐零售價(jià)格；文獻(xiàn)[10]提出一種考慮用戶自主選擇性的供電套餐定價(jià)策略，該策略考慮了用戶選擇行為，為同一類型用戶制定種類數(shù)量合適、費(fèi)率合理的套餐；文獻(xiàn)[11]提出一種考慮智能電表與能源提供商之間信息交互的實(shí)時(shí)電價(jià)算法；文獻(xiàn)[12]針對(duì)考慮用戶需求響應(yīng)的售電商運(yùn)行決策問題，建立以售電商購售電利潤最大化為目標(biāo)的電價(jià)決策模型。上述文獻(xiàn)均對(duì)套餐價(jià)格機(jī)制做出了一定探索，但較少考慮售電商提供的供電套餐與用戶實(shí)際用能需求之間的匹配度。售電商作為能源供應(yīng)商和用戶之間的橋梁，應(yīng)保證提供的套餐盡可能滿足用能需求，以降低購電成本及跨區(qū)域間電力交換所造成的能量損失。因此提出供需匹配度概念，并從價(jià)格支出和原有用電習(xí)慣兩個(gè)層面，將供需匹配度分為電費(fèi)支出滿意度和用電方式滿意度兩個(gè)指標(biāo)，通過對(duì)這兩個(gè)指標(biāo)的量化分析，得到各套餐與用戶的供需匹配度，進(jìn)而求得用戶選擇某一套餐的概率。

本文提出一種基于供需匹配度的風(fēng)、光、儲(chǔ)套餐定價(jià)策略。首先，以售電商為主體，面向上級(jí)能源供應(yīng)商構(gòu)建套餐度電成本UCOE（unit cost of electricity）[13]模型，實(shí)現(xiàn)購電成本測(cè)算；在售電方面考慮用戶側(cè)需求響應(yīng)，構(gòu)建負(fù)荷轉(zhuǎn)移率與電價(jià)差的需求響應(yīng)不確定性模型，得到以電價(jià)為自變量的用戶電量擬合函數(shù)，該模型充分考慮用戶參與電價(jià)響應(yīng)時(shí)具有死區(qū)、飽和特性和需求響應(yīng)的不確定性，提升了需求響應(yīng)模型的精度。然后，提出供需匹配度概念，引入電費(fèi)支出滿意度及用電方式滿意度指標(biāo)分析不同套餐與每一類用戶的供需匹配度，確定用戶選擇各套餐的概率，制定向上級(jí)能源供應(yīng)商的購電策略。最后，以售電商凈利潤最大為目標(biāo)函數(shù)，優(yōu)化求解出各套餐分時(shí)電價(jià)。仿真結(jié)果表明了定價(jià)策略的有效及合理性。

1 風(fēng)光儲(chǔ)套餐定價(jià)流程

售電商擁有配電網(wǎng)的運(yùn)營權(quán)，以購、售電業(yè)務(wù)為主，其經(jīng)營收益來自購、售電差額利潤[14]。在本文中，售電商購電主要來源于能源供應(yīng)商，購電類目按照風(fēng)、光與儲(chǔ)能容量比例分為K個(gè)不同套餐。每類套餐單位購電成本為該套餐UCOE與能源供應(yīng)商收益率的乘積，為了保證售電商能夠盈利，需降低向能源供應(yīng)商的單位購電成本。售電商能夠以幫助能源供應(yīng)商降低考核成本、緩解高峰時(shí)段供電壓力為條件，與對(duì)方協(xié)商購電，降低購電成本[15]。在售電時(shí)，用戶按照自身情況選用一個(gè)合適的套餐，按照套餐合同調(diào)整用電，售電商按套餐需求量向能源供應(yīng)商購電；在結(jié)算時(shí)，若售電商供電曲線與用戶用電曲線發(fā)生偏離，缺額部分由售電商在實(shí)時(shí)市場(chǎng)上購電補(bǔ)足，用戶按照所選套餐合同規(guī)定繳納電費(fèi)?；诠┬杵ヅ涠鹊娘L(fēng)、光、儲(chǔ)套餐定價(jià)流程如圖1所示，其具體步驟如下。

圖1 風(fēng)光儲(chǔ)套餐定價(jià)流程Fig.1 Pricing process of wind-PV-storage package

步驟1分析全壽命周期內(nèi)分布式風(fēng)、光、儲(chǔ)的成本及收益，考慮儲(chǔ)能充、放電功率和荷電狀態(tài)SOC（state-of-charge）等約束，建立套餐UCOE模型，得到各套餐UCOE。

步驟2考慮到用戶對(duì)電價(jià)響應(yīng)時(shí)存在死區(qū)、飽和特性，以及需求響應(yīng)的不確定性，采用三角隸屬度函數(shù)表征負(fù)荷轉(zhuǎn)移誤差，構(gòu)建負(fù)荷轉(zhuǎn)移率與電價(jià)差的需求響應(yīng)不確定性模型，得到以電價(jià)為自變量的用戶電量擬合函數(shù)。

步驟3在步驟2的基礎(chǔ)上，將每一類用戶與各套餐的匹配度分為電費(fèi)支出滿意度指標(biāo)和用電方式滿意度指標(biāo)，確定用戶選擇各套餐的概率，從而制定售電商向能源供應(yīng)商的購電決策；最后以售電商購售電凈利潤最大為目標(biāo)，優(yōu)化求解各套餐分時(shí)電價(jià)。

2 套餐UCOE模型

分布式儲(chǔ)能的引入，改變了分布式風(fēng)、光的運(yùn)行模式，傳統(tǒng)的UCOE模型已不再適用，本節(jié)將構(gòu)建適用于分布式風(fēng)、光、儲(chǔ)的UCOE電價(jià)模型。

UCOE是指在全生命周期內(nèi)每千瓦時(shí)的成本，即總成本費(fèi)用的折現(xiàn)值與發(fā)電量的比值，可表示為

式中：Qr為第r年發(fā)電量，r=1，2，…，N，N為分布式風(fēng)、光、儲(chǔ)的運(yùn)行壽命；f為折現(xiàn)率；Cr為第r年成本。第r年成本Cr可表示為

式中：Cpv，r為光伏第r年成本；Cpw，r為風(fēng)電第r年成本；Cbess，r為儲(chǔ)能第r年成本；Mr為風(fēng)、光、儲(chǔ)第r年考核成本。

2.1 光伏和風(fēng)電成本模型

分布式光伏的成本包括投資資金、年財(cái)務(wù)成本、年運(yùn)營成本和回收價(jià)值。

光伏投資資金Cpv_inv可表示為

式中：ipv為光伏貸款比例；cpv為光伏單位容量投資成本；Ppv為光伏裝機(jī)容量。

光伏年財(cái)務(wù)成本Cpv_fi，r可表示為

式中：i1為光伏年貸款利率；rpv0為光伏建設(shè)年限；rpva為光伏建設(shè)的還款年限。

光伏的年運(yùn)營成本Cpv_op，r可表示為

式中：ipv_op為光伏年運(yùn)營費(fèi)用占總投資成本的比例；Npv為光伏壽命。

光伏的回收價(jià)值Cpv_re可表示為

式中，γpv為回收價(jià)值系數(shù)。

風(fēng)電成本與光伏成本類似，也包括投資資金、年財(cái)務(wù)成本、年運(yùn)營成本和回收價(jià)值，這里不再贅述。

2.2 儲(chǔ)能成本模型

儲(chǔ)能具有靈活的調(diào)節(jié)特性和抑制風(fēng)電、光伏的反負(fù)荷特性，在提高可再生能源消納能力的同時(shí)還能促進(jìn)該區(qū)域電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。在配置分布式儲(chǔ)能后，上網(wǎng)發(fā)電量增加，系統(tǒng)總成本也隨之增加，需要考慮分布式儲(chǔ)能的初始投資及后期運(yùn)行中對(duì)儲(chǔ)能電池的維護(hù)成本。儲(chǔ)能成本包括投資資金、年財(cái)務(wù)成本、年運(yùn)營成本和回收價(jià)值。

儲(chǔ)能投資資金Cbess_inv可表示為

式中：ibess為儲(chǔ)能貸款利率；c1為儲(chǔ)能單位功率投資成本；c2為儲(chǔ)能單位容量投資成本；Pbess、Ebess分別為儲(chǔ)能功率和容量，單位分別為kW和kW·h。

儲(chǔ)能年財(cái)務(wù)成本Cbess_fi，r可表示為

式中：i2為儲(chǔ)能年貸款利率；rbess0為儲(chǔ)能建設(shè)年限；rbessa為儲(chǔ)能建設(shè)的還款年限。

儲(chǔ)能年運(yùn)行成本Cbess_op，r可表示為

式中：cbess_op為儲(chǔ)能單位功率運(yùn)行成本；Nbess為儲(chǔ)能壽命。

儲(chǔ)能回收價(jià)值Cbess_re可表示為

式中，γbess為儲(chǔ)能回收價(jià)值系數(shù)。

2.3 收益及約束條件

目前，我國風(fēng)、光發(fā)電主要以風(fēng)、光電量全額上網(wǎng)的統(tǒng)購統(tǒng)銷模式為主[16]，本文假設(shè)售電商的收益均來自向用戶售電收益。分布式儲(chǔ)能的引入使棄風(fēng)、棄光的比例減少，上網(wǎng)電量有所增加，可得風(fēng)、光、儲(chǔ)日發(fā)電量函數(shù)為

式中：Qd為風(fēng)、光、儲(chǔ)日發(fā)電量；Δt為采樣間隔；Pgrid（t）為t時(shí)刻風(fēng)、光、儲(chǔ)并網(wǎng)功率。

約束條件如下。

（1）功率平衡約束。

為保證風(fēng)、光、儲(chǔ)跟蹤調(diào)度計(jì)劃，根據(jù)功率平衡條件則有

式中：Ppv（t）為t時(shí)刻光伏出力；Ppw（t）為t時(shí)刻風(fēng)電出力；Pbess（t）為t時(shí)刻儲(chǔ)能電站功率。

（2）儲(chǔ)能電池功率約束。

（3）儲(chǔ)能電池的SOC約束。

儲(chǔ)能電池的SOC可以反映電池的充、放電情況，過度充電和放電會(huì)縮短電池壽命。為了保證儲(chǔ)能電池的使用壽命，將儲(chǔ)能電池的SOC限制為

式中：SOC（t）為t時(shí)刻儲(chǔ)能電池的SOC；SOCmax、SOCmin分別為電池SOC的上、下限值；SOC（0）為電池SOC初始值。

3 需求響應(yīng)不確定性模型

基于消費(fèi)者心理學(xué)原理[17]，可得引起用戶負(fù)荷改變的兩種因素為：①用戶只對(duì)一定范圍內(nèi)變化的電價(jià)做出響應(yīng)，改變用電習(xí)慣；②由于用戶受到自愿參與、剛性用電需求等非電價(jià)因素的影響，使需求響應(yīng)存在不確定性，即真實(shí)的響應(yīng)度應(yīng)介于樂觀情形和悲觀情形下的負(fù)荷轉(zhuǎn)移率之間。上述因素可以由電價(jià)差與負(fù)荷轉(zhuǎn)移率之間的變化來描述，如圖2所示。圖2中，橫坐標(biāo)表示電價(jià)差Δp；縱坐標(biāo)表示負(fù)荷轉(zhuǎn)移率λ；Δpa為死區(qū)與響應(yīng)區(qū)交界點(diǎn)；Δpb為響應(yīng)區(qū)與飽和區(qū)交界點(diǎn)；λmax為用戶能達(dá)到的最大轉(zhuǎn)移率；Δpmax為用戶做出響應(yīng)電價(jià)差的最大值；λmax（Δp）、λmin（Δp）分別為樂觀情形和悲觀情形下用戶的負(fù)荷轉(zhuǎn)移率；d為負(fù)荷轉(zhuǎn)移率誤差。

圖2 用戶需求響應(yīng)不確定性表示Fig.2 Uncertainty representation of user demand response

隨著電價(jià)差的增大，將用戶轉(zhuǎn)移率與電價(jià)的變化情況劃分為死區(qū)（Δp≤Δpa）、響應(yīng)區(qū)（Δpa＜Δp≤Δpb）及飽和區(qū)（Δp＞Δpb），在不計(jì)及負(fù)荷轉(zhuǎn)移不確定性時(shí)，負(fù)荷轉(zhuǎn)移率與電價(jià)差之間的關(guān)系可表示為

式中：λ為不考慮不確定性情況下的負(fù)荷轉(zhuǎn)移率；Δp為電價(jià)差；ε為響應(yīng)率曲線斜率，即負(fù)荷峰時(shí)段自彈性系數(shù)[17]，通過歷史用電負(fù)荷與電價(jià)關(guān)系求得。

由圖2可知，當(dāng)電價(jià)差位于死區(qū)時(shí)，用戶用電量不僅不轉(zhuǎn)移，還可能增加用電量，負(fù)荷轉(zhuǎn)移率主要取決于隨機(jī)性；當(dāng)電價(jià)差位于響應(yīng)區(qū)時(shí)，負(fù)荷轉(zhuǎn)移率隨電價(jià)差的增大而增大，這是因?yàn)榇藭r(shí)用戶用電量主要受經(jīng)濟(jì)因素影響，響應(yīng)積極性得到調(diào)動(dòng)，此外，需求響應(yīng)的不確定性隨著電價(jià)差的增大呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢(shì)[18]；當(dāng)電價(jià)差位于飽和區(qū)時(shí)，用戶用電量呈現(xiàn)飽和狀態(tài)，響應(yīng)不隨電價(jià)差增大而增大，且響應(yīng)的不確定性逐漸減小，當(dāng)Δp＞Δpmax時(shí)響應(yīng)不確定性可忽略不計(jì)。

為了表征上述需求響應(yīng)不確定性隨電價(jià)差變化的規(guī)律，采用三角形模糊隸屬度函數(shù)[19]預(yù)測(cè)需求響應(yīng)的不確定性，即

式中，k1、k2為預(yù)測(cè)誤差隨電價(jià)差變化曲線參數(shù)。

綜上，對(duì)于某用戶，可得兩時(shí)段之間考慮需求響應(yīng)不確定性的負(fù)荷轉(zhuǎn)移模型為

結(jié)合后續(xù)套餐電價(jià)制定的需要，將一天分為峰、平、谷3個(gè)時(shí)段，可以得到某用戶峰谷負(fù)荷轉(zhuǎn)移率、峰平負(fù)荷轉(zhuǎn)移率和平谷負(fù)荷轉(zhuǎn)移率，因此峰谷平分時(shí)電價(jià)需求響應(yīng)不確定性模型可表示為

售電商利用價(jià)格杠桿來影響用戶用電行為，用戶在套餐電價(jià)的影響下調(diào)整用電量。分時(shí)電價(jià)激勵(lì)下用戶i使用套餐j后負(fù)荷預(yù)測(cè)值可表示為

4 基于供需匹配度的套餐定價(jià)模型

4.1 基于供需匹配度的套餐選擇概率模型

用戶由于缺乏相關(guān)專業(yè)知識(shí)和能力，難以和售電商進(jìn)行協(xié)商議價(jià)[10]，更多的是在不同套餐中選用一個(gè)合適的套餐，并按照套餐合同調(diào)整用電。在選擇過程中，用戶不是選擇價(jià)格最低的套餐，而是從多維度考慮售電商所提供的套餐與自身的匹配度，匹配度越高，用戶選擇某一套餐概率越大，研究用戶對(duì)套餐的選擇行為至關(guān)重要。因此，提出供需匹配度的概念，即售電商提供的套餐與自身用電情況的匹配程度，并從價(jià)格支出和原有用電習(xí)慣偏好兩個(gè)角度來考慮，將供需匹配度分為電費(fèi)支出滿意度和用電方式滿意度兩個(gè)指標(biāo)。利用熵權(quán)法[20]對(duì)電費(fèi)支出滿意度和用電方式滿意度兩個(gè)指標(biāo)進(jìn)行定量分析，然后根據(jù)效用理論[21]，得到每一類用戶與各套餐的供需匹配度。

1）電費(fèi)支出滿意度

電費(fèi)支出滿意度指標(biāo)與用戶選擇套餐后應(yīng)繳納電費(fèi)費(fèi)用有關(guān)，繳納電費(fèi)越少，套餐對(duì)用戶吸引力越大。根據(jù)用戶i的負(fù)荷值，利用式（19）計(jì)算出使用套餐j的負(fù)荷，然后計(jì)算單位時(shí)間內(nèi)該用戶使用套餐j的總電費(fèi)，以量化該用戶的電費(fèi)支出滿意度。用戶從電費(fèi)支出方面選擇套餐的傾向可表示為

2）用電方式滿意度

一般情況下，如果電價(jià)較為穩(wěn)定，用戶會(huì)按照原有方式用電。用電方式滿意度是決定用戶是否改變?cè)杏秒娏?xí)慣，參與需求響應(yīng)的重要指標(biāo)。用戶選擇套餐后，根據(jù)需求響應(yīng)不確定性模型進(jìn)行負(fù)荷轉(zhuǎn)移，由于改變了用戶原用電習(xí)慣，使實(shí)現(xiàn)需求響應(yīng)后的負(fù)荷曲線與原負(fù)荷曲線之間存在一定偏移，該偏移量可以衡量用電方式滿意度指標(biāo)，即兩曲線偏移越小說明用電方式滿意度越好。用電方式滿意度可表示為

3）供需匹配度計(jì)算方法

電費(fèi)支出滿意度指標(biāo)和用電方式滿意度指標(biāo)均屬于成本型指標(biāo)，將其標(biāo)準(zhǔn)化為

設(shè)w1、w2分別為電費(fèi)支出滿意度指標(biāo)和用電方式滿意度指標(biāo)權(quán)重，則供需平衡度為標(biāo)準(zhǔn)化后電費(fèi)支出滿意度和用電方式滿意度與其對(duì)應(yīng)權(quán)重乘積之和。用戶i選擇套餐j的供需匹配度可表示為

在與售電商簽訂套餐合同后，所有用戶都會(huì)根據(jù)合同規(guī)定的用電情況用電，則用戶i選擇套餐j的概率Pr（i，j）可表示為

售電商預(yù)測(cè)用戶在其選定的套餐下響應(yīng)的負(fù)荷曲線L（t）可表示為

式中，n為用戶類別。

4.2 以凈利潤最大為目標(biāo)的套餐定價(jià)模型

套餐價(jià)格的制定需要吸引用戶積極參與需求響應(yīng)，售電價(jià)格越低，對(duì)用戶的吸引力越大。因此，為了保證售電商能夠盈利，需要降低向能源供應(yīng)商的單位購電成本。在套餐定價(jià)合理的情況下，用戶選擇套餐后，能夠達(dá)到轉(zhuǎn)移峰谷用電量，進(jìn)而平滑用電曲線。售電商以幫助能源供應(yīng)商降低考核成本，緩解高峰時(shí)段供電壓力為條件，與對(duì)方協(xié)商購電，降低購電成本。負(fù)荷曲線波動(dòng)程度為負(fù)荷的平均變化率，可用來衡量系統(tǒng)效率和穩(wěn)定性。售電商所服務(wù)用戶總負(fù)荷的平均變化率γ可表示為

套餐度電購電成本包括套餐原UCOE、協(xié)商成本與補(bǔ)償成本。售電商與能源供應(yīng)商雙邊協(xié)商購電成本可表示為

售電商峰、谷、平分時(shí)電價(jià)的優(yōu)化目標(biāo)為售電商購、售電凈利潤最大。其中，收入為售電商面向用戶的售電收入；成本主要為面向能源供應(yīng)商的購電成本，其他成本包括實(shí)時(shí)市場(chǎng)中的購電成本。其優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)可表示為

式中：I為售電商購、售電凈利潤；R（t）為售電商t時(shí)刻售電收入；C1（t）、C2（t）分別為t時(shí)刻售電商向能源供應(yīng)商購電成本和在實(shí)時(shí)市場(chǎng)中購電成本；Lj（t）為t時(shí)刻選擇套餐j的負(fù)荷值；Lgrid（t）為t時(shí)刻售電商與配網(wǎng)在實(shí)時(shí)市場(chǎng)中交換的不平衡功率；dj（t）為t時(shí)刻售電商與配網(wǎng)實(shí)時(shí)交易電價(jià)。

約束條件包括售電價(jià)格約束、峰谷差約束、負(fù)荷轉(zhuǎn)移率約束、售電商購電成本約束、電價(jià)政策約束和聯(lián)絡(luò)線交互功率限制約束。其中，售電價(jià)格約束是對(duì)套餐電價(jià)進(jìn)行限制，保證用戶i選擇套餐j后的電費(fèi)小于原來每天的電費(fèi)；峰谷差約束用于保證用戶選擇套餐后峰谷差現(xiàn)象不會(huì)加??；負(fù)荷轉(zhuǎn)移率約束是為了平滑用電曲線，達(dá)到削峰填谷的目的；售電商購電成本約束用于保證售電商利益不受損害；電價(jià)政策約束用于保證定價(jià)的科學(xué)性；聯(lián)絡(luò)線交互功率限制約束用于保證跨區(qū)售電的安全性。

1）售電價(jià)格約束

式中：p0（t）為t時(shí)刻原電價(jià)；pj，p（t）、pj，v（t）和pj，f（t）分別為套餐j在峰、谷、平時(shí)刻的分時(shí)電價(jià)；wp、wv分別為峰、谷時(shí)段電價(jià)系數(shù)。

2）峰谷差約束

式中：vmax、vmin分別為當(dāng)前負(fù)荷曲線的峰值和谷值；vmax，0、vmin，0分別為未實(shí)行套餐定價(jià)之前負(fù)荷曲線的峰值和谷值。

3）負(fù)荷轉(zhuǎn)移率約束

為保障區(qū)域運(yùn)行的安全穩(wěn)定性，實(shí)行套餐定價(jià)后，要將該區(qū)域所有用戶的負(fù)荷轉(zhuǎn)移率控制在一定范圍內(nèi)，即

式中，γ0為在實(shí)行套餐定價(jià)前的原負(fù)荷平均變化率。

4）售電商購電成本約束

式中，cmax、cmin分別為購電上、下限。

5）電價(jià)政策約束

售電商電價(jià)會(huì)受到政府監(jiān)管部門約束，一方面平均價(jià)格不能超過一定限制，以免消費(fèi)者福利受損；另一方面峰谷電價(jià)差不能過大，以免引起用戶過度響應(yīng)，造成峰谷倒置等情況。電價(jià)政策約束可表示為

式中：pavg為峰、谷、平電價(jià)的平均值；preg為政府監(jiān)管部門規(guī)定的平均價(jià)格上限；θ為峰谷電價(jià)比的常數(shù)，參考發(fā)改委通知將θ設(shè)為5。

6）聯(lián)絡(luò)線交互功率限制約束

考慮到跨區(qū)售電可能引起的聯(lián)絡(luò)線功率越限問題，需要將聯(lián)絡(luò)線功率控制在一定范圍內(nèi)，即

5 算例分析

5.1 套餐度電成本分析

設(shè)定3個(gè)不同套餐容量配置如下：套餐1的儲(chǔ)能容量為風(fēng)、光容量比=1∶10，即儲(chǔ)能占比1/11；套餐2的儲(chǔ)能容量為風(fēng)、光容量比=2∶10，即儲(chǔ)能占比1/6；套餐3的儲(chǔ)能容量為風(fēng)、光容量比=5∶10，即儲(chǔ)能占比1/3。參考文獻(xiàn)[22]設(shè)定參數(shù)，選取3月某典型日做實(shí)例分析，以最小化套餐UCOE為目標(biāo)函數(shù)，式（12）～（14）為約束條件，得到不同套餐的風(fēng)、光、儲(chǔ)出力曲線如圖3～圖5所示；各套餐UCOE如表1所示。

圖3 套餐1風(fēng)光儲(chǔ)出力曲線Fig.3 Wind-PV-storage output curve for Package 1

圖4 套餐2風(fēng)光儲(chǔ)出力曲線Fig.4 Wind-PV-storage output curve for Package 2

圖5 套餐3風(fēng)光儲(chǔ)出力曲線Fig.5 Wind-PV-storage output curve for Package 3

表1 套餐度電成本Tab.1 Unit cost of electricity of packages

隨著儲(chǔ)能占比的提高，棄風(fēng)、棄光率由原來的8.1%降為0，可實(shí)現(xiàn)風(fēng)、光的完全消納，并在這種規(guī)劃運(yùn)行情況下，實(shí)時(shí)市場(chǎng)購電率由原來22.8%降至14.7%。對(duì)比套餐1和套餐2，套餐3通過促進(jìn)風(fēng)電、光伏消納，減少了其從主網(wǎng)購電成本，因此雖然套餐3顯著提升了儲(chǔ)能的占比，但由于減少了從主網(wǎng)購電，套餐UCOE并未顯著升高。

5.2 套餐價(jià)格水平

以某城市某區(qū)域內(nèi)230戶大工業(yè)用戶為研究對(duì)象，將同一類型用戶的日負(fù)荷曲線疊加取平均進(jìn)行工程實(shí)例分析。設(shè)定用戶負(fù)荷的采樣間隔為1h，日采樣點(diǎn)數(shù)為24；原峰、平、谷分時(shí)電價(jià)分別為1.04￥/（kW·h）、0.85￥/（kW·h）和0.35￥/（kW·h）；售電商峰、平、谷分時(shí)購電價(jià)格分別為0.82￥/（kW·h）、0.53￥/（kW·h）和0.25￥/（kW·h）。其余參數(shù)設(shè)定如下：售電商市場(chǎng)占有率為0.48；峰時(shí)段電價(jià)系數(shù)為1.5；谷時(shí)段電價(jià)系數(shù)為0.5；政府監(jiān)管部門規(guī)定的平均價(jià)格上限為0.85；聯(lián)絡(luò)線交互功率的上限為500 kW。

應(yīng)用聚類算法將用戶分為三類，即雙峰型、峰平型和平滑型。具體為雙峰型用戶156戶、峰平型用戶58戶和平滑型用戶16戶。選取與各聚類中心歐氏距離最近的50%個(gè)用戶的負(fù)荷曲線疊加取平均作為該類負(fù)荷的典型負(fù)荷曲線，如圖6所示。

圖6 各類負(fù)荷的典型負(fù)荷曲線Fig.6 Typical load curve of various loads

需求響應(yīng)模型參數(shù)是通過擬合套餐實(shí)施前后同一時(shí)間段的負(fù)荷曲線得到負(fù)荷轉(zhuǎn)移率參數(shù)進(jìn)行初步分析，然后用長期積累數(shù)據(jù)修正。參考文獻(xiàn)[23]設(shè)置參數(shù)如表2所示。

表2 用戶需求響應(yīng)模型參數(shù)Tab.2 Parameters of user demand response model

對(duì)式（28）中t時(shí)刻套餐j的電價(jià) pj（t）進(jìn)行迭代優(yōu)化，設(shè)定迭代步長為0.01，進(jìn)行遍歷迭代后的各風(fēng)、光、儲(chǔ)套餐電價(jià)如圖7所示。

由圖7可知，套餐1峰時(shí)段電價(jià)為0.99￥/（kW·h），出現(xiàn)在09：00—12：00、18：00—22：00時(shí)段；套餐2峰時(shí)段電價(jià)為1.12￥/（kW·h），出現(xiàn)在18：00—23：00時(shí)段；套餐3峰時(shí)段電價(jià)為1.27￥/（kW·h），出現(xiàn)在18：0—22：00時(shí)段?？傊妰r(jià)峰值常出現(xiàn)在18：00—22：00之間，此時(shí)用戶用電需求較高，風(fēng)電、光伏的出力較小，并且從主網(wǎng)的購電價(jià)格也較高。為了滿足用戶用電需求，只能通過從主網(wǎng)購電或者儲(chǔ)能放電，提升了售電商的供電成本。因此，為保證售電商的盈利及平滑用戶用電曲線需要制定較高的電價(jià)以充分利用用戶需求響應(yīng)能力，激勵(lì)用戶將高峰時(shí)段用電轉(zhuǎn)移至低谷時(shí)段。

圖7 套餐1～3價(jià)格水平Fig.7 Price level of Packages 1—3

疊加所有用戶的負(fù)荷曲線，可得到實(shí)行套餐后該地區(qū)所有用戶的日負(fù)荷曲線，并將其與原日負(fù)荷曲線進(jìn)行比較，如圖8所示。在套餐電價(jià)的激勵(lì)下，用戶能夠挖掘自身谷時(shí)段用電潛力，實(shí)現(xiàn)峰、谷時(shí)段的電量轉(zhuǎn)移，使用戶原有雙峰型負(fù)荷曲線呈現(xiàn)削峰填谷變化。由圖8可知，負(fù)荷峰、谷差降低2.3%；用戶峰時(shí)段用電功率由36.96 MW降低至36.12 MW；谷時(shí)段用電功率由9.71 MW提高至10.56 MW；總用電功率提高8.7%。這說明套餐電價(jià)很好地傳遞了價(jià)格信號(hào)，達(dá)到緩解高峰時(shí)段供電壓力的效果。

圖8 電力套餐實(shí)行前后用戶的總負(fù)荷曲線Fig.8 Total load curve of users before and after the implementation of power package

對(duì)于售電商，未實(shí)行套餐時(shí)月度購、售電收益為39.97×104￥，實(shí)行套餐后其月度購、售電收益達(dá)41.61×104￥，提高了4.1%。對(duì)于大工業(yè)用戶，未使用套餐時(shí)，雙峰型用戶月度購電成本為5.61×104￥，峰平型用戶購電成本為5.05×104￥，平滑型用戶購電成本為5.42×104￥；使用套餐后，雙峰型用戶購電成本為5.04×104￥，峰平型用戶購電成本為4.86×104￥，平滑型用戶購電成本為5.33×104￥。故在本文的定價(jià)策略下實(shí)現(xiàn)了售電商和用戶的雙贏。

6 結(jié)論

本文提出一種基于供需匹配度的風(fēng)、光、儲(chǔ)套餐定價(jià)策略，在可再生能源成本大幅降低的背景下，為售電商參與未來零售市場(chǎng)競爭提供了新思路。以售電商購售電凈利潤最大為目標(biāo)，考慮售電商購電成本和用戶需求響應(yīng)，基于供需匹配度對(duì)用戶的選擇行為進(jìn)行建模，以保證售電商所提供的供電套餐盡量滿足用戶用能需求，實(shí)現(xiàn)售電商、用戶的雙贏。所提出的定價(jià)策略具有如下特點(diǎn)：

（1）構(gòu)建的需求響應(yīng)不確定性模型，充分考慮了用戶參與電價(jià)響應(yīng)時(shí)具有死區(qū)和飽和特性，提升了需求響應(yīng)模型的精度，為后續(xù)套餐電價(jià)的制定奠定了基礎(chǔ)；

（2）建立的基于供需匹配度的套餐選擇模型能夠有效地反映用戶對(duì)套餐的選擇行為，使用戶更好地參與需求響應(yīng)，從而節(jié)省電網(wǎng)的運(yùn)營成本及延緩電網(wǎng)的改造升級(jí)。為使定價(jià)策略更具普適性，接下來的研究還需面向商業(yè)用戶及居民用戶，根據(jù)不同市場(chǎng)設(shè)計(jì)不同的供電套餐，并且在含有不同比例的工業(yè)、商業(yè)和居民用戶中展開定價(jià)策略的研究。