基于电力市场环境的储能电站运营策略研究

张葛军 吴翠翠 王一依 陈思哲

（1.江苏龙源风力发电有限公司 2.江苏龙源风力发电有限公司3.龙源（北京）风电工程设计咨询有限公司 4.南京南瑞继保工程技术有限公司）

0 引言

为实现碳达峰、碳中和，以及能源绿色低碳转型的战略目标，可再生能源成为全国能源发展的主力，进入跨越式发展阶段。2021年作为“十四五”开局之年，国家在锚定碳达峰、碳中和目标任务基础上，加强顶层设计，完善支持可再生能源产业发展的体制机制，优化产业发展环境，努力推动可再生能源产业大规模、高比例、高质量跃升发展。2021年我国新增可再生能源发电装机容量1.34亿kW，可再生能源累计装机容量历史性突破10亿kW 大关，水电、风电、光伏发电装机均超过3亿kW。然而，风电光伏装机容量的快速提升对电力系统提出了严峻考验，现有灵活性资源已逐渐无力支持电网接纳如此高比例的波动性能源。储能作为更优质的灵活性资源，一方面，可促进可再生能源的消纳；另一方面，可解决风光出力随机性和波动性带来的运行稳定问题。

随着我国电力市场进程的不断推进，储能作为独立主体参与调峰的优越性已经得到广泛认可，但尚缺乏完整的市场交易机制来激励和规范储能调峰能力的发挥。2021年，国家发改委颁布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确了新型储能的独立市场主体地位，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场，因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿。因此，如何在电网结构短时期内难以改变的现状下，建立电网侧储能参与电力辅助服务市场的市场交易机制以调动储能参与调峰的积极性，成为储能投资主体当前亟需解决的问题。

1 储能参与电力市场的模式

1.1 储能电站的服务价值

储能电站在源侧、网侧和荷侧等不同的应用场景下，可以提供的服务价值各不相同，主要体现在能量市场和辅助服务市场两方面，具体如图1所示。

图1 储能电站在不同场景下的市场价值体现

能量市场：能量市场主要表现为价格套利服务。通过安排储能电站充放电输出，在较低的能源市场价格购买（充）能源，并在较高的能源市场价格出售（放）能源，从而获得收入。原则上，价格套利服务与允许储能电站盈利的时间价差相关。同时，储能在源侧可平抑新能源发电的间歇性和波动性，平稳新能源场站的输出功率，抑制预测和实际输出间的功率不平衡。

辅助服务市场：当前我国将调峰、调频、备用服务、黑启动等作为辅助服务。然而，调峰服务将在电力现货市场完备后失去意义。因此，调频服务可理解为辅助服务的核心内容。为保证电力系统频率质量，储能必须在极短的时间内（一般为几秒钟到几分钟）进行有功出力调整以控制频率偏差在允许的范围内。

1.2 当前我国电力市场机制

当前，我国电力市场现货市场正处于摸索阶段，结构还不太健全，新型储能尚处于适应电网调节任务阶段，亟须市场化机制引导推动发展。鉴于此，国家能源局于2021年12月修订发布了《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》。此次修订主要体现在新主体、新品种和新机制三方面：一是扩大了电力辅助服务新主体。为适应新型电力系统主体多元、源网荷储良性互动的特征，新增了对新能源、新型储能、负荷侧并网主体等并网技术指导及管理要求。按照国务院《2030年前碳达峰行动方案》有关要求，扩大了辅助服务提供主体范围，通过市场机制充分挖掘供需两侧的灵活调节能力，更加适应新型电力系统需求，促进推动能源低碳转型，推动落实碳达峰、碳中和目标。二是丰富了电力辅助服务新品种。为适应高比例新能源、高比例电力电子设备接入系统的需要，平抑新能源间歇性、波动性对电力系统运行带来的扰动影响，新增了转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种，进一步促进新能源消纳，提升电力系统可靠性和电能质量，更好地保障能源安全与推动绿色低碳发展。三是健全了市场形成价格新机制。在现阶段以调峰辅助服务市场化交易为主的基础上，持续推动以市场竞争方式确定辅助服务提供主体，形成交易价格，降低系统辅助服务成本，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。

2022年6月7日，由国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》。该文件明确指出：“新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。”

针对近期国家密集出台的一系列文件政策进行解读，明显可见，储能电站作为一种新兴的电力辅助服务新主体具备了参与电力市场的条件，其提供的电力辅助服务多样，主要体现在调频、调峰、黑启动等方面。且参与的并网运行、辅助服务管理等市场交易机制也将逐渐健全。显然，在当前电力现货市场尚未成熟阶段，电力辅助服务只是一个过渡产品。待现货市场成熟后，可通过现货市场的实时市场或平衡机制实现相关的辅助服务。因此，本文将针对储能电站参与电网的调峰、调频两种辅助服务市场以及未来的现货市场交易机制开展分析研究，其具体的运营模式如图2所示。

图2 储能电站的运营模式

2 储能运营策略模型

考虑到场景集规模较大情况下计算时间与计算精度的折中，本文采用ARMA法生成场景集合s，并基于k－均值聚类方法进行场景聚类，获得期望电价曲线。

2.1 目标函数

以储能的市场收益最大化为目标，通过优化各时段的充放电功率和备用出力，实现储能在电力市场中的经济运行：

式中，E为储能电站在电力市场中的总收益；Eah为储能电站在能量市场中的收益；Eau为储能电站预留一定容量参与辅助服务市场的收益；Ecost为储能电站系统参与电力市场的运行成本。

（1）能量市场收益

储能在主能量市场中的收益取决于通过放电行为向市场售电的收益和通过充电行为向市场购电的成本。假设储能充电功率为正、放电功率为负，储能系统主能量市场收益期望为：

（2）日内辅助服务市场收益

储能电站参与辅助服务的，根据调节容量、调节电量，对储能电站提供的辅助服务实施补偿。每15min为一个补偿时段，每日统计补偿费用，月度汇总。当辅助服务性能考核不合格时，该时段对应的补偿为零。储能参与的日前能量市场可视为调峰的辅助服务，且成熟电力市场中，是不将调峰作为辅助服务的。故日内的辅助服务市场按调频进行分析。

根据AGC指令获取起始时刻、终止时刻、起始出力及目标出力计算调节电量补偿。

式中，Pki为当前实际出力；为起始出力，为目标出力，pau为单位电量补偿价格，目标出力调节电量积分时段为指令下发时刻到指令结束时刻，取之于AGC考核中的值。

（3）储能参与市场运行成本

储能参与市场的运行成本可简化描述为：

式中，p0为考虑充放电效率的单位电量成本；ΔWt为第t个时段内储能充电或放电电量。

2.2 约束条件

（1）充放电功率约束

能量市场充放电功率约束：

（2）荷电状态约束

式中，ηch和ηdis分别为储能充电效率和放电效率；SOCmax和SOCmin分别为储能系统最大、最小荷电状态；WN为储能额定容量；Wt为t时段储能系统存储的电量。

（3）日剩余电量水平约束

为保证储能系统在每一个运行周期都具备一定的充放电能力，因此限制储能电站在运行周期始末状态的荷电状态之差在一个允许的小范围内。

式中，SOC0和SOCT分别为储能在一天内的始末荷电状态；ΔS为一个较小正数。

3 算例分析

选择某地建设100MW／200MWh的储能电站为例开展算例分析。该电站储能电池选用铅碳电池，设充放循环次数限额2200次，寿命约为10年，充放电效率90%，最终衰减后余量80%，平均衰减0.91%／100次循环，项目投资约40000万元。本文基于某月现货市场结算试运行的相关数据，对储能电站分别参与价格套利、调频服务市场以及价格套利和调频服务市场的收益进行模拟测算。

储能电站只参与价格套利服务。储能电站只参与价格套利服务时，其运行主要是依据削峰填谷的原则。储能电站通过在平时或谷时充电，在峰时放电，从而获取经济利益。但受到储能电站装机容量的限制，该电站仅在最优时段内进行相应的充放电。储能电站只参与调频服务市场。储能电站只参与调频服务市场时，其运行主要是依据调频服务市场中的调频容量电价、调频里程电价以及调频实际使用电量系数提供相应的调频服务。但由于上述决定因素随着时间不断变化，从而每时段调频服务的收益也会不同。储能电站同时参与价格套利服务和调频服务市场。需要分析在不同市场中获取的利益情况不同，从而将储能电站的电量参与价格套利服务和调频服务市场中的部分进行合理的分配。

由表1可知，在峰谷分时电价下，储能电站同时参与价格套利服务和调频服务市场可显著提升储能电站的收益，比单独参与价格套利服务收益增长21%，比单独参与调频服务市场收益增长296%，同时可以看出，由于储能电站参与调频服务市场需要占用部分容量，导致其在价格套利服务中的收益减少12%，但是，由于同时参与价格套利和调频服务市场，其收益还是有显著增长的。

表1 典型日内储能的盈利分析

由算例设置数据可以算出，储能电站初始投资成本约为41820万元，年运行成本为450万元。通过对全年实验数据的模拟运行，可得分时电价条件下储能电站仅参与价格套利服务与同时参与价格套利服务和调频服务市场下各月的收益情况，如图3所示。

图3 储能电站全年各月收益

从图中可以得出储能电站同时参与价格套利服务和调频服务市场全年的收入为1059.44万元，而仅参与价格套利服务时全年的收入为555.02万元。

储能电站不同模式下的现金流量如表2所示。

表2 储能电站现金流分析 （单位：万元）

储能电站投资回收期：

经测算，仅参与价格套利服务的投资回报期为15.12年，大于标准投资回收期，投资应予以否定，即若储能电站仅参与价格套利服务，则不具备经济性。

反之，参与价格套利服务和调频市场净收入的投资回报期为6.85年，投资回收期小于标准投资回收期，投资应予以肯定，即若储能电站同时参与价格套利服务和调频服务市场，则具备经济性。

4 结束语

储能电站可以发挥促进新能源消纳、减少旋转备用、顶高峰负荷、提供紧急功率支撑等多重作用。其全电量参与现货电能量市场需要寻求市场价差空间才能获得盈利，受储能转换效率、容量损耗和输配电及附加成本的影响，储能参与电能量市场获利难度较大。电力市场中，储能应主要参与电能量市场，参与调频市场为辅，作为电网灵活调度资源参与辅助服务市场。同时参与价格套利服务和调频市场将获得较好的资本回报率。