基于電力市場環境的儲能電站運營策略研究

張葛軍 吳翠翠 王一依 陳思哲

（1.江蘇龍源風力發電有限公司 2.江蘇龍源風力發電有限公司3.龍源（北京）風電工程設計咨詢有限公司 4.南京南瑞繼保工程技術有限公司）

0 引言

為實現碳達峰、碳中和，以及能源綠色低碳轉型的戰略目標，可再生能源成為全國能源發展的主力，進入跨越式發展階段。2021年作為“十四五”開局之年，國家在錨定碳達峰、碳中和目標任務基礎上，加強頂層設計，完善支持可再生能源產業發展的體制機制，優化產業發展環境，努力推動可再生能源產業大規模、高比例、高質量躍升發展。2021年我國新增可再生能源發電裝機容量1.34億kW，可再生能源累計裝機容量歷史性突破10億kW 大關，水電、風電、光伏發電裝機均超過3億kW。然而，風電光伏裝機容量的快速提升對電力系統提出了嚴峻考驗，現有靈活性資源已逐漸無力支持電網接納如此高比例的波動性能源。儲能作為更優質的靈活性資源，一方面，可促進可再生能源的消納；另一方面，可解決風光出力隨機性和波動性帶來的運行穩定問題。

隨著我國電力市場進程的不斷推進，儲能作為獨立主體參與調峰的優越性已經得到廣泛認可，但尚缺乏完整的市場交易機制來激勵和規范儲能調峰能力的發揮。2021年，國家發改委頒布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》明確了新型儲能的獨立市場主體地位，加快推動儲能進入并允許同時參與各類電力市場，因地制宜建立完善“按效果付費”的電力輔助服務補償。因此，如何在電網結構短時期內難以改變的現狀下，建立電網側儲能參與電力輔助服務市場的市場交易機制以調動儲能參與調峰的積極性，成為儲能投資主體當前亟需解決的問題。

1 儲能參與電力市場的模式

1.1 儲能電站的服務價值

儲能電站在源側、網側和荷側等不同的應用場景下，可以提供的服務價值各不相同，主要體現在能量市場和輔助服務市場兩方面，具體如圖1所示。

圖1 儲能電站在不同場景下的市場價值體現

能量市場：能量市場主要表現為價格套利服務。通過安排儲能電站充放電輸出，在較低的能源市場價格購買（充）能源，并在較高的能源市場價格出售（放）能源，從而獲得收入。原則上，價格套利服務與允許儲能電站盈利的時間價差相關。同時，儲能在源側可平抑新能源發電的間歇性和波動性，平穩新能源場站的輸出功率，抑制預測和實際輸出間的功率不平衡。

輔助服務市場：當前我國將調峰、調頻、備用服務、黑啟動等作為輔助服務。然而，調峰服務將在電力現貨市場完備后失去意義。因此，調頻服務可理解為輔助服務的核心內容。為保證電力系統頻率質量，儲能必須在極短的時間內（一般為幾秒鐘到幾分鐘）進行有功出力調整以控制頻率偏差在允許的范圍內。

1.2 當前我國電力市場機制

當前，我國電力市場現貨市場正處于摸索階段，結構還不太健全，新型儲能尚處于適應電網調節任務階段，亟須市場化機制引導推動發展。鑒于此，國家能源局于2021年12月修訂發布了《電力并網運行管理規定》、《電力輔助服務管理辦法》。此次修訂主要體現在新主體、新品種和新機制三方面：一是擴大了電力輔助服務新主體。為適應新型電力系統主體多元、源網荷儲良性互動的特征，新增了對新能源、新型儲能、負荷側并網主體等并網技術指導及管理要求。按照國務院《2030年前碳達峰行動方案》有關要求，擴大了輔助服務提供主體范圍，通過市場機制充分挖掘供需兩側的靈活調節能力，更加適應新型電力系統需求，促進推動能源低碳轉型，推動落實碳達峰、碳中和目標。二是豐富了電力輔助服務新品種。為適應高比例新能源、高比例電力電子設備接入系統的需要，平抑新能源間歇性、波動性對電力系統運行帶來的擾動影響，新增了轉動慣量、爬坡、穩定切機、穩定切負荷等輔助服務品種，進一步促進新能源消納，提升電力系統可靠性和電能質量，更好地保障能源安全與推動綠色低碳發展。三是健全了市場形成價格新機制。在現階段以調峰輔助服務市場化交易為主的基礎上，持續推動以市場競爭方式確定輔助服務提供主體，形成交易價格，降低系統輔助服務成本，更好地發揮市場在資源配置中的決定性作用。

2022年6月7日，由國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司聯合印發《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》。該文件明確指出：“新型儲能具有響應快、配置靈活、建設周期短等優勢，可在電力運行中發揮頂峰、調峰、調頻、爬坡、黑啟動等多種作用，是構建新型電力系統的重要組成部分。要建立完善適應儲能參與的市場機制，鼓勵新型儲能自主選擇參與電力市場，堅持以市場化方式形成價格，持續完善調度運行機制，發揮儲能技術優勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進行業健康發展。”

針對近期國家密集出臺的一系列文件政策進行解讀，明顯可見，儲能電站作為一種新興的電力輔助服務新主體具備了參與電力市場的條件，其提供的電力輔助服務多樣，主要體現在調頻、調峰、黑啟動等方面。且參與的并網運行、輔助服務管理等市場交易機制也將逐漸健全。顯然，在當前電力現貨市場尚未成熟階段，電力輔助服務只是一個過渡產品。待現貨市場成熟后，可通過現貨市場的實時市場或平衡機制實現相關的輔助服務。因此，本文將針對儲能電站參與電網的調峰、調頻兩種輔助服務市場以及未來的現貨市場交易機制開展分析研究，其具體的運營模式如圖2所示。

圖2 儲能電站的運營模式

2 儲能運營策略模型

考慮到場景集規模較大情況下計算時間與計算精度的折中，本文采用ARMA法生成場景集合s，并基于k－均值聚類方法進行場景聚類，獲得期望電價曲線。

2.1 目標函數

以儲能的市場收益最大化為目標，通過優化各時段的充放電功率和備用出力，實現儲能在電力市場中的經濟運行：

式中，E為儲能電站在電力市場中的總收益；Eah為儲能電站在能量市場中的收益；Eau為儲能電站預留一定容量參與輔助服務市場的收益；Ecost為儲能電站系統參與電力市場的運行成本。

（1）能量市場收益

儲能在主能量市場中的收益取決于通過放電行為向市場售電的收益和通過充電行為向市場購電的成本。假設儲能充電功率為正、放電功率為負，儲能系統主能量市場收益期望為：

（2）日內輔助服務市場收益

儲能電站參與輔助服務的，根據調節容量、調節電量，對儲能電站提供的輔助服務實施補償。每15min為一個補償時段，每日統計補償費用，月度匯總。當輔助服務性能考核不合格時，該時段對應的補償為零。儲能參與的日前能量市場可視為調峰的輔助服務，且成熟電力市場中，是不將調峰作為輔助服務的。故日內的輔助服務市場按調頻進行分析。

根據AGC指令獲取起始時刻、終止時刻、起始出力及目標出力計算調節電量補償。

式中，Pki為當前實際出力；為起始出力，為目標出力，pau為單位電量補償價格，目標出力調節電量積分時段為指令下發時刻到指令結束時刻，取之于AGC考核中的值。

（3）儲能參與市場運行成本

儲能參與市場的運行成本可簡化描述為：

式中，p0為考慮充放電效率的單位電量成本；ΔWt為第t個時段內儲能充電或放電電量。

2.2 約束條件

（1）充放電功率約束

能量市場充放電功率約束：

（2）荷電狀態約束

式中，ηch和ηdis分別為儲能充電效率和放電效率；SOCmax和SOCmin分別為儲能系統最大、最小荷電狀態；WN為儲能額定容量；Wt為t時段儲能系統存儲的電量。

（3）日剩余電量水平約束

為保證儲能系統在每一個運行周期都具備一定的充放電能力，因此限制儲能電站在運行周期始末狀態的荷電狀態之差在一個允許的小范圍內。

式中，SOC0和SOCT分別為儲能在一天內的始末荷電狀態；ΔS為一個較小正數。

3 算例分析

選擇某地建設100MW／200MWh的儲能電站為例開展算例分析。該電站儲能電池選用鉛碳電池，設充放循環次數限額2200次，壽命約為10年，充放電效率90%，最終衰減后余量80%，平均衰減0.91%／100次循環，項目投資約40000萬元。本文基于某月現貨市場結算試運行的相關數據，對儲能電站分別參與價格套利、調頻服務市場以及價格套利和調頻服務市場的收益進行模擬測算。

儲能電站只參與價格套利服務。儲能電站只參與價格套利服務時，其運行主要是依據削峰填谷的原則。儲能電站通過在平時或谷時充電，在峰時放電，從而獲取經濟利益。但受到儲能電站裝機容量的限制，該電站僅在最優時段內進行相應的充放電。儲能電站只參與調頻服務市場。儲能電站只參與調頻服務市場時，其運行主要是依據調頻服務市場中的調頻容量電價、調頻里程電價以及調頻實際使用電量系數提供相應的調頻服務。但由于上述決定因素隨著時間不斷變化，從而每時段調頻服務的收益也會不同。儲能電站同時參與價格套利服務和調頻服務市場。需要分析在不同市場中獲取的利益情況不同，從而將儲能電站的電量參與價格套利服務和調頻服務市場中的部分進行合理的分配。

由表1可知，在峰谷分時電價下，儲能電站同時參與價格套利服務和調頻服務市場可顯著提升儲能電站的收益，比單獨參與價格套利服務收益增長21%，比單獨參與調頻服務市場收益增長296%，同時可以看出，由于儲能電站參與調頻服務市場需要占用部分容量，導致其在價格套利服務中的收益減少12%，但是，由于同時參與價格套利和調頻服務市場，其收益還是有顯著增長的。

表1 典型日內儲能的盈利分析

由算例設置數據可以算出，儲能電站初始投資成本約為41820萬元，年運行成本為450萬元。通過對全年實驗數據的模擬運行，可得分時電價條件下儲能電站僅參與價格套利服務與同時參與價格套利服務和調頻服務市場下各月的收益情況，如圖3所示。

圖3 儲能電站全年各月收益

從圖中可以得出儲能電站同時參與價格套利服務和調頻服務市場全年的收入為1059.44萬元，而僅參與價格套利服務時全年的收入為555.02萬元。

儲能電站不同模式下的現金流量如表2所示。

表2 儲能電站現金流分析 （單位：萬元）

儲能電站投資回收期：

經測算，僅參與價格套利服務的投資回報期為15.12年，大于標準投資回收期，投資應予以否定，即若儲能電站僅參與價格套利服務，則不具備經濟性。

反之，參與價格套利服務和調頻市場凈收入的投資回報期為6.85年，投資回收期小于標準投資回收期，投資應予以肯定，即若儲能電站同時參與價格套利服務和調頻服務市場，則具備經濟性。

4 結束語

儲能電站可以發揮促進新能源消納、減少旋轉備用、頂高峰負荷、提供緊急功率支撐等多重作用。其全電量參與現貨電能量市場需要尋求市場價差空間才能獲得盈利，受儲能轉換效率、容量損耗和輸配電及附加成本的影響，儲能參與電能量市場獲利難度較大。電力市場中，儲能應主要參與電能量市場，參與調頻市場為輔，作為電網靈活調度資源參與輔助服務市場。同時參與價格套利服務和調頻市場將獲得較好的資本回報率。