储能参与辅助服务补偿机制及多商业模式运行研究*

2020-06-14韦嘉睿江岳文

电器与能效管理技术 2020年5期

韦嘉睿, 江岳文

(福州大学电气工程与自动化学院, 福建福州 350108)

0 引言

近年来,我国风电、光伏等可再生能源发电不断发展,电网可再生能源发电比例不断升高,电力辅助服务需求也不断增大。得益于相关政策的推动,我国储能装机规模不断扩大。储能作为一种灵活的资源,在电力系统中得到了广泛的应用,如平滑风电出力消纳可再生能源[1-4]、调峰[5-7]、调频[8-10]、调压[11]等,合理利用储能资源参与电力系统有利于优化能源结构,提高电力系统稳定性。

目前,储能的运行优化研究大多针对同一运行模式。文献[6]通过建立双层优化模型以储能全寿命周期内经济效益最优为目标,优化储能配置容量与充放电运行策略,降低用户需量电费,同时利用峰谷电价套利获得收益。文献[9]针对储能参与调频辅助服务市场机制进行设计,将储能寿命影响加入决策中,采用容量均衡因子的竞价策略,对储能电站调频、调度进行研究;文献[12]将储能应用于削峰填谷中,提出恒功率削峰填谷优化模型及实用求解算法,并利用实测数据证明模型及算法的有效性。文献[13]建立针对用户侧储能系统的运营模式,根据现行政策分析不同种类的储能电池在不同场景下调峰收益及参数灵敏度,提出促进储能发展的相关政策并分析利弊。文献[14]针对调峰潜力巨大的工业园区,利用储能系统与用户需求响应,构建双层优化模型,对工业园区参与调峰的经济性和可行性进行分析。文献[15]集成多个分布式储能进行调频,针对AGC应用场景,建立储能AGC服务成本模型,对储能集群内实时功率分配进行优化控制。文献[16]考虑调频需求、荷电状态管理与电池寿命,以全生命周期内净现值最大化为目标优化储能参与一次调频的容量与相关控制参数,为日历寿命预测、调频容量配置提供依据。上述研究中,储能运行模式较为单一,大多只参与单个市场,没有体现储能资源的灵活性,多应用场景运行优化的研究较少。文献[17]根据美国PJM市场交易机制,提出了考虑调频绩效的储能多市场优化模型,在能量、调频、备用市场中进行优化投标,以扩大储能收益。文献[18]以美国加州基于调频效果的补偿机制为蓝本,综合考虑储能的运行特性,以系统报价成本最小为目标,在能量、调频市场中对储能进行联合优化调度。上述研究使储能应用更多样化,但也存在一定不足,文献大多以美国电力市场为背景,针对国内辅助服务进行的研究较少,而美国辅助服务市场不存在调峰服务,储能应用存在一定局限性。目前我国辅助服务市场处于起步阶段,其中规则大多数针对常规机组,适合储能的辅助服务市场规则仍在探索中。

为促进储能参与辅助服务市场,国家能源局于2016年6月发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》,随后国内一些省市对储能参与辅助服务进行了一些探索,出台了相应政策。目前“两个细则”中的大多数条款对储能的讨论较少,而在当前环境下,储能盈利状况与市场机制密切相关。完备合理的辅助服务市场机制、灵活多样的商业模式,不仅可以引导储能积极参与辅助服务[19-20],促进储能技术的发展,还可以优化能源结构,保证电力系统安全、稳定运行。

针对上述问题,本文首先对储能调峰成本、调频成本进行分析,提出了针对储能参与有偿调峰、调频辅助服务的补偿机制。其次,在本文提出的补偿机制的基础上,对储能参与多商业模式进行收益分析。

1 储能参与辅助服务补偿机制设计

由于储能的盈利方式受政策影响较大,而当前储能参与辅助服务的市场机制暂不明确。调峰、调频为储能在辅助服务市场的两种典型应用场景,该部分收入占据储能参与辅助服务市场收入的较大部分。因此,针对储能常用的调峰、调频两种辅助服务功能,对其补偿机制进行设计。

1.1 基于有偿调峰效果的补偿机制设计

在现行辅助服务政策中,火电等常规有偿调峰机组可根据不同的下调出力区间获取不同的调峰价格。类似地,在不同充电深度下,储能充电电量不同,调峰效果不同。故参照常规机组的调峰规则,制定针对储能的阶梯式有偿调峰补偿机制。具体的有偿调峰补偿机制如下:

(1) 由于储能在不同充电深度下,充电电量不同,使用年限不同,每年需回收的成本不同,故考虑采用类似于常规机组的阶梯式补偿办法。拥有市场准入资格的储能电站参与有偿调峰交易时,以循环深度为区间,采取阶梯式补偿。市场运行初期以25%为一个补偿区间,随循环深度增加依次递增补偿。

(2) 储能电站参与调峰时,不同循环深度下调峰的效果不同。从自身的角度看,储能以较高循环深度参与调峰时,由于调峰时间较长,运行模式受限,调峰收入占储能总收入比例较高;以较低循环深度参与调峰时,调峰时间较短,但储能有更多机会参与其他模式(如削减偏差考核等)获利,获利途径较为灵活,调峰收入占比小。从电网角度看,储能以低循环深度参与有偿调峰时,由于充电电量较少,调峰效果与深度充电的储能相比效果较差。因此,各区间的调峰贡献均按最大循环深度下储能的调峰效果乘以比例系数ki折算。在每日一充一放的条件下,有偿调峰补偿为

(1)

式中:λpeak,i——储能有偿调峰价格;

ki——调峰贡献系数;

cbat——储能电池单位能量成本;

E——储能总能量;

cp——储能功率转换设备单位成本;

P——储能额定功率;

i——基准投资收益率;

n——储能使用年限;

L(Dm)——最大放电深度Dm下循环次数。

(3) 仅参与有偿调峰时,储能可根据充电深度按阶梯式获得补偿。此时充电电费不记,储能需根据调度放电,放电时不给予补偿。若储能想同时参与能量市场套利,此时储能充电费用按当前时段峰谷电价结算,充入电量视为自有电量,可以直接上网。

1.2 基于调频效果的补偿机制设计

美国联邦能源管理委员会颁布755号法案后,下属各州均采用了基于调频容量与调频效果的两部制调频补偿。在该市场机制下,调频性能好的机组可获得更高的调频收益。由于在额定的功率范围内,成熟的储能系统调节精度高、速度快,调节效率大大高于水电、燃气、燃煤机组[21]。采用基于调频效果的辅助服务机制将有利于体现储能调频性能的优越性,提高储能收入。故本文同样采用两部制补偿形式,以“容量补偿+里程补偿”对储能电站参与调频辅助服务进行补偿。容量补偿、里程补偿计算方法如下:

(1) 储能AGC容量按照可投入AGC运行的调节容量上、下限之差计算。每个调度周期内容量补偿根据储能因提供调频服务而不能参与能量市场“低充高放”套利导致的机会成本折算。折算方式为

(2)

式中:λcap——每个交易周期储能参与调频的容量补偿价格;

Cop——储能因提供调频服务而不能参加“低充高放”套利而导致的机会成本;

Sprofit——同规格储能在“低充高放”套利的运行模式下每日的最大获益;

2P——调频容量,由于储能充电可视为下调频,放电可视为上调频,故其可获得2倍于上报功率的容量;

N——每日总交易周期数,每个交易周期取15 min。

Sprofit可按下式计算:

(3)

式中:λe(t)——t时段峰谷分时电价;

Pe_dis(t)——套利模式下t时段储能放电功率;

Pe_cha(t)——套利模式下t时段储能充电功率;

ΔT——时间间隔,取15 min。

(2) 储能里程补偿主要补偿储能因频繁充放电引起的寿命折损成本,按照一次投资成本扣除运行周期内调频容量收益折算。由于在调频运行过程中,储能并不是一直以最大功率进行充放电,假设在1 h内充电或放电调用的电量为βP,将该时间段内调频频繁动作等效为1次电量为βP的全循环来计算[22],按照每小时循环深度βP/E计算循环次数与使用年限。假设在每小时循环深度为βP/E的全循环下,储能每小时平均调用的里程为mβP,折算到15 min交易周期内的平均调用里程为mP。此时调频里程补偿为

(4)

式中:λmil——储能调频里程价格;

T——每年总调度周期数;

n——调频模式下储能使用年限;

L(Dβ)——按循环深度βP/E计算的储能循环次数,β为每小时调频实际调用电量与调频上报功率的比值;

mβ——平均每小时里程系数。

2 多商业模式运行优化

2.1 目标函数

当前储能电站的收益模式较为单一,多为调峰、调频或套利的单一收益模式,当储能处于调峰或套利模式时,电池闲置时间较长,因此可在当前调峰、调频单一收益模式下考虑参与调频市场以提高电池利用率。考虑储能共用电池组,以利益最大化为目标,分时参与不同市场。假设储能可以分时参加有偿调峰、调频、能量市场,每日运行结束后电量恢复到当天初始状态。储能多商业模式运行模型优化目标为储能日收益最大化,目标函数包含4部分:有偿调峰收益Ws、调频收益Wfr、套利收益We、日运维成本Copr。

maxW=Ws+Wfr+We-Copr

(5)

2.1.1 有偿调峰收益

考虑有偿调峰的阶梯型补偿,有偿调峰收益为

(6)

式中:T1——有偿调峰交易时间段;

λpeak,i——有偿调峰价格;

Ps_cha(t)——调峰模式下t时刻储能充电功率;

ΔT——交易周期的时间间隔,取15 min。

2.1.2 调频收益

储能参与调频收益包含容量补偿与里程补偿两部分[23],调频收益为

(7)

式中:T2——储能调频交易时段;

m——折算到每个调度周期的平均调频里程系数,每个调度周期取15 min;

Pfr(t) ——t时刻储能调频投标申报功率。

2.1.3 分时电价套利收益

储能参与分时电价套利收益为

(8)

式中:T3——储能分时电价交易时段;

λe(t)——t时段峰谷分时电价;

Pe_dis(t)——分时电价模式下t时段储能放电功率;

Pe_cha(t)——分时电价模式下t时段储能充电功率。

2.1.4 运维成本

储能年运维成本主要由其规模确定,取一次投资成本的k倍,将年运维成本折算至每日,则储能日运维成本为

(9)

式中:k——比例系数;

H——储能年运行天数。

2.2 约束条件

本文所提储能多商业模式运行优化方法包含两种约束:功率约束、能量约束。

2.2.1 功率约束

假设储能同一时间只能进行一种功能(调峰、调频或者套利),且充放电功率、调频申报功率不可超过最大值,则储能功率约束为

(10)

(11)

式中:usc(t)——储能调峰标志符号,取0或1;

ufr(t)——储能调频标志符号,取0或1;

uec(t)——储能套利充电标志符号,取0或1;

ued(t)——储能套利放电标志符号,取0或1。

2.2.2 能量约束

参考PJM市场调节速度较快的RegD调频信号,假设调频信号在一个周期内均值约为0[1],但由于储能受自身充放电效率的影响,储能自身存在一定能量损失。储能每个时刻的能量状态不可超过其可储存能量的上下限,同时,要求运行结束后储能电量恢复到初始状态,则储能能量约束可用下式表示:

(12)

式中:E(t)——储能t时段电量;

η——储能充放电效率;

βm——交易周期内储能实际调用电量与调频申报容量的比值,按β乘以相应时间间隔折算;

Smax、Smin——储能荷电状态的上、下限;

E0、Eend——每个运行日初始、结束时段能量状态。

式(5)～式(12)构建出的储能多商业模式运行优化问题是一个混合整数规划问题,本文采用CPLEX求解器进行求解。

3 算例分析

3.1 参数设置

以福建省峰谷分时电价作为电价参数,峰谷分时电价如表1所示。

表1 峰谷分时电价

储能功率选取福建省调频辅助服务准入功率10 MW,为满足两个连续周期内的单方向动作,能量取5 MWh,储能价格参数由储能厂商提供,参数β、mβ源于文献[17],寿命参数源于文献[21]。假设基准投资收益率i取5%,由式(2)～式(4)可计算得到储能调频容量价格、里程价格,储能性能成本参数及调频价格如表2所示。根据式(1)计算得到储能调峰价格,储能有偿调峰报价如表3所示。有偿调峰时段根据福建省规定为每日0∶00～7∶00、12∶00～14∶00。

表2 储能性能成本参数及调频价格

表3 储能有偿调峰报价

3.2 多商业模式运行分析

3.2.1 调频模式收益分析

该运行模式下,储能仅参与调频服务。调频信号在一个调度周期内均值约为零,但由于储能本身充放电效率的影响导致存在一定能量损失。为保证每日运行结束时储能能量恢复到初始状态,储能根据自身需要按照峰谷电价充电进行能量补充。

储能调频运行策略如图1所示。

图1展示了调频模式下储能日投标策略,灰色部分代表储能在该时刻调频投标容量。在调频模式下,储能全天大部分时间均进行上调频及下调频的双向投标,中标时段的充放电行为需按照调度指令进行。该运行模式下,储能日收益为14 204元,按年调频天数365天计算,按照雨流计数法可得到使用寿命为3.7年[24]。储能年收益为536.97万元,投资内部收益率[25]为2.84%。

3.2.2 有偿调峰模式收益分析

在该运行模式下,储能仅参与有偿调峰服务。充电补偿按照阶梯式补偿标准,充电电费不记,储能需根据调度放电,放电时不给予补偿。

储能有偿调峰运行策略如图2所示。该模式下,储能日最大收益为6 960元,有偿调峰参与天数按每年365天计,此时储能使用寿命为9.6年。由图2可知,由于储能总能量较小,有偿调峰时段较少,单一有偿调峰模式下储能闲置时间较长。储能年收益为254.03万元,投资内部收益率为5.56%。

3.2.3 “有偿调峰、套利”混合模式收益分析

该运行模式下,储能在系统负荷低谷时进行有偿调峰服务,此时储能系统充电电价按照当前时段峰谷电价结算,同时可以根据表3按阶梯式获得有偿调峰补偿费用。该模式下储能系统在负荷低谷时段充入的电量视为其自有电量,可以直接上网。

储能有偿调峰、套利运行策略如图3所示。该运行模式下,储能日最大收益为9 703元,按年运行天数按365天计,此时其使用寿命为6.4年。增加套利功能后,储能收益较单一调峰模式有所提高,储能闲置时间减少。储能年收益为354.15万元,投资内部收益率为5.77%。

3.2.4 储能多商业模式(调峰+调频+套利,简称“多商业模式”)收益分析

在当前电池配置规模下,由于储能总容量较小,且峰谷电价持续时间较短,若仅参与有偿调峰、套利模式,电池有较长的空闲时段,利用率较低。在多功能运行模式下,考虑让储能有偿调峰时段参与有偿调峰,在电价较高时段根据自身SOC情况适当放电以提高储能利用率,其余时刻运行在调频模式,以提高储能收益。

储能多商业模式运行策略如图4所示。由图4可知,当规模为10 MW/5 MWh时,储能主要运行在调频模式。当自身电量较为充裕且当前时段电价较高时,储能参与能量市场放电进行套利。由于储能在调频过程中存在能量损失,在调峰时段适当充电可保持自身SOC在正常水平并获得一定的调峰收益。在该模式下,储能日最大收益为22 346元,此时储能使用寿命为2.7年。储能年收益为815.63万元,投资内部收益率为9.82%。

在该模式下,若储能仅获得容量补偿,此时日最大收益为11 183元,年收益为408.18万元;若储能仅能获得里程补偿,此时日最大收益为19 866元,年收益为725.11万元。由此可知,储能调频里程收入占储能调频收入的很大一部分,若只考虑容量补偿或里程补偿,储能收入有较大下滑。由于容量补偿考虑的是因参加调频而不能参与低充高放套利的机会成本,里程补偿考虑的是储能调频的实际贡献量。因此,采取容量补偿与里程补偿相结合的补偿方式是更为合理的补偿方式。

3.2.5 调频价格对储能多商业模式收益敏感性分析

在储能多商业模式运行下,储能系统调频价格对储能收益的敏感性分析结果如图5所示。

在该运行模式下,储能调频容量价格、里程价格上涨均会引起储能日收益增大。当容量价格区间为[1.0,1.5]元/MW,里程价格区间为[10,20]元/MW时,储能日最低收益为17 776元,最高收益为26 161元。

3.2.6 峰谷电价对储能多商业模式收益敏感性分析

在多商业模式运行下,储能峰谷电价对储能收益的敏感性分析如图6所示。

在该模式下,当平时段电价不变时,储能收益随着谷时电价下降与峰时电价上涨而增加。保持平时电价为0.579 7元/kWh不变,当低谷电价区间为[0.1,0.5]元/kWh、高峰电价区间为[0.7,1.1]元/kWh时,储能最低收益为20 409元,最高收益为25 542元。

3.3 结果分析

通过上述分析可以看出,在本文参数设置下,储能进行多功能模式运行时收益略好于单一功能模式运行。由于当前储能投资建设成本依然较大,根据投资建设成本测算得出的辅助服务补偿价格略高于现有政策价格。随着储能的发展,当储能建设成本下降时,可获得收支平衡的调峰价格、里程价格也会相应下降。多商业模式运行时,储能收益易受到调频补偿价格、峰谷电价等因素影响。不同模式运行下储能收益如表4所示。