中廣核新能源西北分公司 馬虎林 龐 晶 張 瑞 孫寶霞 石家太 馮富榮

1 研究背景及意義

隨著《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)[2015]9號(hào))文的頒布，標(biāo)志著我國新一輪電力體制改革正式拉開了序幕。中發(fā)9號(hào)文及其配套文件對推動(dòng)符合國情的電力市場建設(shè)進(jìn)行了綱領(lǐng)性的設(shè)計(jì)，明確要逐步建立以中長期交易規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)、以現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價(jià)格的功能完善的電力市場[1]。

為進(jìn)一步推動(dòng)電力市場化改革，2021年國家發(fā)改委對電力中長期合同簽訂提出了“六簽”要求，進(jìn)一步發(fā)揮中長期交易“壓艙石”作用，推動(dòng)中長期分時(shí)段、帶電力曲線簽約，拉大峰谷差價(jià)，實(shí)現(xiàn)與現(xiàn)貨市場無縫銜接。為更好地適應(yīng)現(xiàn)貨市場，2022年開展約定電力曲線的分時(shí)段中長期交易，市場主體在簽訂中長期合約時(shí)約定分時(shí)曲線及結(jié)算價(jià)格，合約簽訂即確定了最終的交易結(jié)算曲線。

在此形勢下，新能源企業(yè)簽訂電力中長期合同因自身特殊性需要面臨巨大挑戰(zhàn)，簽約中長期合同需對下一年自身發(fā)電能力進(jìn)行預(yù)測和評(píng)估，中長期簽約過大會(huì)導(dǎo)致在日前現(xiàn)貨市場不足以補(bǔ)償中長期合約電量，以高于中長期簽約價(jià)格的日前出清價(jià)格“購入”市場電量抵償，反而沒有發(fā)揮出電力中長期交易對沖或規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)以及鎖定收益的作用，還為企業(yè)帶來了經(jīng)濟(jì)損失，新能源企業(yè)在中長期階段預(yù)測未來的發(fā)電功率難度較大，存在較大的不確定性，這就使得新能源發(fā)電企業(yè)參與電力現(xiàn)貨市場將面臨較大風(fēng)險(xiǎn)[1]。因此新能源企業(yè)如何合理地制定中長期分時(shí)簽約曲線的問題迫在眉睫。

本文嘗試從數(shù)據(jù)分布的角度出發(fā)，選取甘肅區(qū)域場站近兩年的歷史理論功率數(shù)據(jù)繪制各場站每月不同時(shí)段的累計(jì)頻數(shù)分布直方圖，通過現(xiàn)貨價(jià)格與市場供需等因素估計(jì)累計(jì)百分比取值、進(jìn)而確定各時(shí)段中長期簽約出力參考值；最后根據(jù)各時(shí)段中長期簽約出力參考值繪制出各場站每月的分時(shí)段中長期簽約曲線。經(jīng)驗(yàn)證，通過該方法預(yù)測的中長期簽約電量與去年同期實(shí)際中長期簽約電量做相比，三個(gè)場站中長期簽約電量的相對誤差每個(gè)月均在15%以內(nèi)，在地理位置相鄰（氣象資源相同）、且相同斷面下的兩座裝機(jī)容量相同的風(fēng)電場進(jìn)行市場運(yùn)行，采用該方法使得綜合市場發(fā)電收入提升38.59%，說明本文提出的中長期分時(shí)簽約方法對于指導(dǎo)中長期的簽訂具有一定的參考價(jià)值，且更科學(xué)的描述了場站分時(shí)出力特征。

2 方法介紹

2.1 理論介紹

2.1.1 直方圖

直方圖（histogram）是用于展示分組數(shù)據(jù)分布特征的一種圖形，是用矩形的寬度和高度來表示頻數(shù)分布的。繪制該圖時(shí)，在平面直角坐標(biāo)中橫軸表示數(shù)據(jù)分組、縱軸表示頻數(shù)或頻率，如圖1所示，能明顯看到各組頻數(shù)分布的情況。

圖1 直方圖

2.1.2 累計(jì)頻數(shù)分布直方圖的繪制步驟

本文在預(yù)測中長期分時(shí)簽約曲線時(shí)所使用的直方圖是為累積頻數(shù)分布直方圖，即以電力分組值作為橫坐標(biāo)，以頻數(shù)和累積百分比作為縱坐標(biāo)。就數(shù)據(jù)分布而言，選擇以頻數(shù)、頻率、頻率除以組距中的哪種指標(biāo)作為縱坐標(biāo)，數(shù)據(jù)的分布形狀并沒有發(fā)生改變。

繪制累計(jì)頻數(shù)分布直方圖的具體步驟如下：確定組數(shù)。一般根據(jù)數(shù)據(jù)自身的特點(diǎn)、數(shù)據(jù)量及分析需求來確定組數(shù)；確定組距。組距（class width）是一個(gè)組的上限與下限的差：組距=(最大值-最小值)/組數(shù)；根據(jù)分組統(tǒng)計(jì)各組的頻數(shù)并計(jì)算頻率、累計(jì)百分比。通常規(guī)定各組區(qū)間左閉右開，即各組的上限不包括在本組內(nèi)，最后一組取閉區(qū)間；在平面直角坐標(biāo)系中，以數(shù)據(jù)分組為橫坐標(biāo)、頻數(shù)和累計(jì)百分比為縱坐標(biāo)，畫出累計(jì)頻數(shù)分布直方圖。

2.1.3 中長期分時(shí)簽約方法

預(yù)測中遠(yuǎn)期的發(fā)電能力對于新能源行業(yè)而言是一大痛點(diǎn)，通常向后預(yù)測1天準(zhǔn)確率只有70%左右，預(yù)判向后預(yù)測一年其準(zhǔn)確度將會(huì)非常低，本文嘗試用較為簡單直觀的直方圖算法來解決該問題：中長期分時(shí)簽約方法。輸入：每15分鐘的理論功率數(shù)據(jù)，數(shù)據(jù)周期為近2年；輸出：甘肅某幾個(gè)場站的中長期分時(shí)簽約曲線。確定交易時(shí)段劃分標(biāo)準(zhǔn)；繪制各場站每月理論功率累計(jì)頻率直方圖；根據(jù)現(xiàn)貨價(jià)格與市場供需確定累計(jì)百分比取值；基于累計(jì)百分比取值確定各場站每月各時(shí)段中長期簽約參考值；繪制各場站每月分時(shí)典型出力曲線。

3 基于數(shù)據(jù)分布確定場站中長期分時(shí)簽約曲線

數(shù)據(jù)概況：本文所使用的分析數(shù)據(jù)來源于場站風(fēng)功率預(yù)測系統(tǒng)中每日每15分鐘的理論功率，數(shù)據(jù)周期為兩年，對于數(shù)據(jù)中存在的缺失值與重復(fù)值，用相近年份同一時(shí)間點(diǎn)的數(shù)據(jù)進(jìn)行填補(bǔ)來保證數(shù)據(jù)的完整性。

3.1 交易時(shí)段劃分標(biāo)準(zhǔn)

甘肅省中長期交易的時(shí)段大致區(qū)分為峰、平、谷段三段，其中峰段為17:00～18:00、18:00～19:00、19:00～23:00， 平段為0:00～1:00、1:00～5:00、5:00～7:00、7:00～9:00、23:00～24:00，谷段為9:00～11:00、11:00～17:00，發(fā)電企業(yè)可合理組合交易申報(bào)時(shí)段，以便實(shí)現(xiàn)交易時(shí)段與用戶時(shí)段曲線相匹配。故本文沿用該時(shí)段，進(jìn)行分段預(yù)測。

對于上述交易時(shí)段的劃分，除0:00～1:00和23:00～24:00兩個(gè)時(shí)段其他時(shí)間段的區(qū)間都是左開右閉的。由于本文所使用的理論功率是每15分鐘監(jiān)測一次，故對于左開右閉的時(shí)間段內(nèi)，一小時(shí)都包含4個(gè)監(jiān)測時(shí)間點(diǎn)；而0:00～1:00時(shí)間段是閉區(qū)間（包含0:00和1:00時(shí)刻），故該時(shí)段內(nèi)包含5個(gè)監(jiān)測時(shí)間點(diǎn)；23:00～24:00時(shí)間段是開區(qū)間（不包含23:00和24:00時(shí)刻），故該時(shí)段內(nèi)包含3個(gè)監(jiān)測時(shí)間點(diǎn)。

3.2 確定各場站每月典型出力曲線

3.2.1 繪制累計(jì)頻率分布直方圖

本文以甘肅某風(fēng)電場為例，對該場站每個(gè)月的理論功率數(shù)據(jù)按照中長期交易時(shí)段分別繪制理論功率累計(jì)頻數(shù)分布直方圖，圖2為該場站1月份0:00～1:00時(shí)間段理論功率的累計(jì)頻數(shù)分布直方圖。在繪制過程中本文綜合場站的裝機(jī)容量（400MW）和該時(shí)段的數(shù)據(jù)量（310）來確定組數(shù)，參考統(tǒng)計(jì)學(xué)常用的數(shù)據(jù)分組以及實(shí)際數(shù)據(jù)分布，最終確定直方圖的組數(shù)為40組，最后根據(jù)組距公式計(jì)算得組距為10.24。

圖2 某場站1月份0:00～1:00時(shí)間段理論功率累計(jì)頻數(shù)分布直方圖

3.2.2 確定累計(jì)百分比的取值

通過觀察累計(jì)頻率分布直方圖，數(shù)據(jù)的分布特征清晰可見，那么如何根據(jù)數(shù)據(jù)的分布特征確定各時(shí)段中長期簽約的出力值呢？從統(tǒng)計(jì)意義上講，應(yīng)取頻數(shù)最高即眾數(shù)所在的區(qū)間的上限作為該場站該月份該時(shí)段的中長期簽約的出力值。但從實(shí)際經(jīng)驗(yàn)來看，不可能將400MW 裝機(jī)容量的場站的中長期簽約出力值定在10.24MW 左右，首先過于保守地估計(jì)導(dǎo)致在大風(fēng)天氣或風(fēng)光同時(shí)率高的時(shí)段造成大規(guī)模棄電，其次不能最大化鎖定中長期收益，因而本文選擇累計(jì)百分比作為度量場站發(fā)電能力的指標(biāo)來確定各時(shí)段中長期簽約的出力值。

確定累計(jì)百分比的取值為多少才能合理地估計(jì)場站的發(fā)電能力是一個(gè)難點(diǎn)，本文主要基于各時(shí)段的價(jià)格和市場供需形勢來確定累計(jì)百分比的取值。由于平段現(xiàn)貨價(jià)格不確定，因此選取50%這個(gè)既不保守、又不激進(jìn)的比例作為平段的累計(jì)百分比的取值，表示有一半時(shí)間出力分布在50%對應(yīng)的橫坐標(biāo)取值以下。

以50%為參照基準(zhǔn)，如圖3所示，峰段現(xiàn)貨價(jià)格為高價(jià)，防止高價(jià)虧損需要減少中長期簽約量，且早晚高峰光伏沒有發(fā)電能力，但負(fù)荷需求大，經(jīng)常是供小于需，所以應(yīng)降低累計(jì)百分比取值，取值小于50%；中午和下午谷段風(fēng)光疊加，發(fā)電能力較強(qiáng)、供大于需，如圖3所示，現(xiàn)貨價(jià)格為低價(jià)，在現(xiàn)貨市場上為鎖定中長期收益需要提高累計(jì)百分比的取值，取值大于50%?；谝陨显瓌t，確定各時(shí)間段的累積百分比取值，其中平段為50%、峰段為40%、谷段為60%。

圖3 現(xiàn)貨價(jià)格走勢圖

需注意的是，各時(shí)段的累計(jì)百分比的取值并不是一成不變的，需要根據(jù)各區(qū)域風(fēng)資源的差異、季節(jié)的變化、現(xiàn)貨價(jià)格的走勢、消納情況、市場供需、中長期市場變化等因素進(jìn)行適時(shí)調(diào)整。

3.2.3 確定中長期簽約的參考值

根據(jù)已確定的各時(shí)段累計(jì)百分百比取值，在各時(shí)段的理論功率累計(jì)頻數(shù)分布直方圖上找到近似累計(jì)百分百比取值的矩形，該矩形的橫坐標(biāo)即為該時(shí)段的中長期簽約出力參考值，如圖1所示，可看出該場站1月份0:00～1:00時(shí)間段上累計(jì)百分比為53.55%時(shí)對應(yīng)的橫坐標(biāo)為20.5MW，故該場站1月份0:00～1:00時(shí)間段的中長期簽約出力參考值為20.5MW。該場站1月份各時(shí)段中長期簽約預(yù)測信息如表1所示。

表1 甘肅某風(fēng)電場1月份中長期簽約預(yù)測信息表

3.2.4 繪制每月的分時(shí)典型出力曲線

本文以劃分的時(shí)間段為橫坐標(biāo)，中長期簽約出力參考值為縱坐標(biāo)，繪制該場站1～12月份分時(shí)典型出力曲線（中長期分時(shí)簽約曲線）。圖4所示為該場站1月份的分時(shí)簽約曲線，曲線下的面積即為該場站1月份中長期的預(yù)測簽約總量，預(yù)計(jì)中長期簽約23095MWh，等效利用小時(shí)數(shù)為58。

圖4 甘肅某風(fēng)電場1月份中長期分時(shí)簽約曲線

4 結(jié)論

4.1 簽約電量誤差情況

本文采用相對誤差指標(biāo)來衡量方法的預(yù)測偏差及評(píng)價(jià)預(yù)測效果的好壞，然后選取了位于甘肅不同區(qū)域的三個(gè)風(fēng)電場，分別利用本文方法對三個(gè)場站每月中長期簽約電量進(jìn)行預(yù)測，并與去年同期實(shí)際中長期簽約電量對比，計(jì)算出二者的相對誤差（表2），可看出本文方法預(yù)測出來的三個(gè)場站中長期簽約電量的相對誤差每個(gè)月均在15%以內(nèi)，說明本文提出的中長期分時(shí)簽約方法具有一定的參考價(jià)值。

表2 中長期簽約電量預(yù)測誤差

4.2 市場運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性

本文選取地理位置相鄰（氣象資源相同）、并且相同斷面下的兩座裝機(jī)容量相同的風(fēng)電場進(jìn)行市場運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性驗(yàn)證，其中風(fēng)場電一采用本文所述方法簽約中長期電力并且參與省內(nèi)現(xiàn)貨市場，風(fēng)場電二采用傳統(tǒng)風(fēng)電功率預(yù)測的理論出力為參考簽約中長期電力并且參與省內(nèi)現(xiàn)貨市場，其風(fēng)電場一、風(fēng)電場二2022年1月份市場運(yùn)行結(jié)果分別為：裝機(jī)容量100、100兆瓦，上網(wǎng)電量5800、5100兆瓦時(shí)，度電收入0.2034、0.1669元/千瓦時(shí)，市場發(fā)電收入117.97、85.12萬元。由此可見，采用本文所述方法簽約中長期電力的風(fēng)電場較之使用傳統(tǒng)方法的風(fēng)電場，上網(wǎng)電量提高13.7%，度電收入提升21.87%，綜合市場發(fā)電收入提升38.59%，市場運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性改善明顯。