儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制及多商業(yè)模式運(yùn)行研究*

韋嘉睿, 江岳文

(福州大學(xué) 電氣工程與自動(dòng)化學(xué)院, 福建 福州 350108)

0 引 言

近年來,我國(guó)風(fēng)電、光伏等可再生能源發(fā)電不斷發(fā)展,電網(wǎng)可再生能源發(fā)電比例不斷升高,電力輔助服務(wù)需求也不斷增大。得益于相關(guān)政策的推動(dòng),我國(guó)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模不斷擴(kuò)大。儲(chǔ)能作為一種靈活的資源,在電力系統(tǒng)中得到了廣泛的應(yīng)用,如平滑風(fēng)電出力消納可再生能源[1-4]、調(diào)峰[5-7]、調(diào)頻[8-10]、調(diào)壓[11]等,合理利用儲(chǔ)能資源參與電力系統(tǒng)有利于優(yōu)化能源結(jié)構(gòu),提高電力系統(tǒng)穩(wěn)定性。

目前,儲(chǔ)能的運(yùn)行優(yōu)化研究大多針對(duì)同一運(yùn)行模式。文獻(xiàn)[6]通過建立雙層優(yōu)化模型以儲(chǔ)能全壽命周期內(nèi)經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)為目標(biāo),優(yōu)化儲(chǔ)能配置容量與充放電運(yùn)行策略,降低用戶需量電費(fèi),同時(shí)利用峰谷電價(jià)套利獲得收益。文獻(xiàn)[9]針對(duì)儲(chǔ)能參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制進(jìn)行設(shè)計(jì),將儲(chǔ)能壽命影響加入決策中,采用容量均衡因子的競(jìng)價(jià)策略,對(duì)儲(chǔ)能電站調(diào)頻、調(diào)度進(jìn)行研究;文獻(xiàn)[12]將儲(chǔ)能應(yīng)用于削峰填谷中,提出恒功率削峰填谷優(yōu)化模型及實(shí)用求解算法,并利用實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)證明模型及算法的有效性。文獻(xiàn)[13]建立針對(duì)用戶側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的運(yùn)營(yíng)模式,根據(jù)現(xiàn)行政策分析不同種類的儲(chǔ)能電池在不同場(chǎng)景下調(diào)峰收益及參數(shù)靈敏度,提出促進(jìn)儲(chǔ)能發(fā)展的相關(guān)政策并分析利弊。文獻(xiàn)[14]針對(duì)調(diào)峰潛力巨大的工業(yè)園區(qū),利用儲(chǔ)能系統(tǒng)與用戶需求響應(yīng),構(gòu)建雙層優(yōu)化模型,對(duì)工業(yè)園區(qū)參與調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)性和可行性進(jìn)行分析。文獻(xiàn)[15]集成多個(gè)分布式儲(chǔ)能進(jìn)行調(diào)頻,針對(duì)AGC應(yīng)用場(chǎng)景,建立儲(chǔ)能AGC服務(wù)成本模型,對(duì)儲(chǔ)能集群內(nèi)實(shí)時(shí)功率分配進(jìn)行優(yōu)化控制。文獻(xiàn)[16]考慮調(diào)頻需求、荷電狀態(tài)管理與電池壽命,以全生命周期內(nèi)凈現(xiàn)值最大化為目標(biāo)優(yōu)化儲(chǔ)能參與一次調(diào)頻的容量與相關(guān)控制參數(shù),為日歷壽命預(yù)測(cè)、調(diào)頻容量配置提供依據(jù)。上述研究中,儲(chǔ)能運(yùn)行模式較為單一,大多只參與單個(gè)市場(chǎng),沒有體現(xiàn)儲(chǔ)能資源的靈活性,多應(yīng)用場(chǎng)景運(yùn)行優(yōu)化的研究較少。文獻(xiàn)[17]根據(jù)美國(guó)PJM市場(chǎng)交易機(jī)制,提出了考慮調(diào)頻績(jī)效的儲(chǔ)能多市場(chǎng)優(yōu)化模型,在能量、調(diào)頻、備用市場(chǎng)中進(jìn)行優(yōu)化投標(biāo),以擴(kuò)大儲(chǔ)能收益。文獻(xiàn)[18]以美國(guó)加州基于調(diào)頻效果的補(bǔ)償機(jī)制為藍(lán)本,綜合考慮儲(chǔ)能的運(yùn)行特性,以系統(tǒng)報(bào)價(jià)成本最小為目標(biāo),在能量、調(diào)頻市場(chǎng)中對(duì)儲(chǔ)能進(jìn)行聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度。上述研究使儲(chǔ)能應(yīng)用更多樣化,但也存在一定不足,文獻(xiàn)大多以美國(guó)電力市場(chǎng)為背景,針對(duì)國(guó)內(nèi)輔助服務(wù)進(jìn)行的研究較少,而美國(guó)輔助服務(wù)市場(chǎng)不存在調(diào)峰服務(wù),儲(chǔ)能應(yīng)用存在一定局限性。目前我國(guó)輔助服務(wù)市場(chǎng)處于起步階段,其中規(guī)則大多數(shù)針對(duì)常規(guī)機(jī)組,適合儲(chǔ)能的輔助服務(wù)市場(chǎng)規(guī)則仍在探索中。

為促進(jìn)儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)市場(chǎng),國(guó)家能源局于2016年6月發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)電儲(chǔ)能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務(wù)補(bǔ)償(市場(chǎng))機(jī)制試點(diǎn)工作的通知》,隨后國(guó)內(nèi)一些省市對(duì)儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)進(jìn)行了一些探索,出臺(tái)了相應(yīng)政策。目前“兩個(gè)細(xì)則”中的大多數(shù)條款對(duì)儲(chǔ)能的討論較少,而在當(dāng)前環(huán)境下,儲(chǔ)能盈利狀況與市場(chǎng)機(jī)制密切相關(guān)。完備合理的輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制、靈活多樣的商業(yè)模式,不僅可以引導(dǎo)儲(chǔ)能積極參與輔助服務(wù)[19-20],促進(jìn)儲(chǔ)能技術(shù)的發(fā)展,還可以優(yōu)化能源結(jié)構(gòu),保證電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定運(yùn)行。

針對(duì)上述問題,本文首先對(duì)儲(chǔ)能調(diào)峰成本、調(diào)頻成本進(jìn)行分析,提出了針對(duì)儲(chǔ)能參與有償調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)的補(bǔ)償機(jī)制。其次,在本文提出的補(bǔ)償機(jī)制的基礎(chǔ)上,對(duì)儲(chǔ)能參與多商業(yè)模式進(jìn)行收益分析 。

1 儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制設(shè)計(jì)

由于儲(chǔ)能的盈利方式受政策影響較大,而當(dāng)前儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)的市場(chǎng)機(jī)制暫不明確。調(diào)峰、調(diào)頻為儲(chǔ)能在輔助服務(wù)市場(chǎng)的兩種典型應(yīng)用場(chǎng)景,該部分收入占據(jù)儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)收入的較大部分。因此,針對(duì)儲(chǔ)能常用的調(diào)峰、調(diào)頻兩種輔助服務(wù)功能,對(duì)其補(bǔ)償機(jī)制進(jìn)行設(shè)計(jì)。

1.1 基于有償調(diào)峰效果的補(bǔ)償機(jī)制設(shè)計(jì)

在現(xiàn)行輔助服務(wù)政策中,火電等常規(guī)有償調(diào)峰機(jī)組可根據(jù)不同的下調(diào)出力區(qū)間獲取不同的調(diào)峰價(jià)格。類似地,在不同充電深度下,儲(chǔ)能充電電量不同,調(diào)峰效果不同。故參照常規(guī)機(jī)組的調(diào)峰規(guī)則,制定針對(duì)儲(chǔ)能的階梯式有償調(diào)峰補(bǔ)償機(jī)制。具體的有償調(diào)峰補(bǔ)償機(jī)制如下:

(1) 由于儲(chǔ)能在不同充電深度下,充電電量不同,使用年限不同,每年需回收的成本不同,故考慮采用類似于常規(guī)機(jī)組的階梯式補(bǔ)償辦法。擁有市場(chǎng)準(zhǔn)入資格的儲(chǔ)能電站參與有償調(diào)峰交易時(shí),以循環(huán)深度為區(qū)間,采取階梯式補(bǔ)償。市場(chǎng)運(yùn)行初期以25%為一個(gè)補(bǔ)償區(qū)間,隨循環(huán)深度增加依次遞增補(bǔ)償。

(2) 儲(chǔ)能電站參與調(diào)峰時(shí),不同循環(huán)深度下調(diào)峰的效果不同。從自身的角度看,儲(chǔ)能以較高循環(huán)深度參與調(diào)峰時(shí),由于調(diào)峰時(shí)間較長(zhǎng),運(yùn)行模式受限,調(diào)峰收入占儲(chǔ)能總收入比例較高;以較低循環(huán)深度參與調(diào)峰時(shí),調(diào)峰時(shí)間較短,但儲(chǔ)能有更多機(jī)會(huì)參與其他模式(如削減偏差考核等)獲利,獲利途徑較為靈活,調(diào)峰收入占比小。從電網(wǎng)角度看,儲(chǔ)能以低循環(huán)深度參與有償調(diào)峰時(shí),由于充電電量較少,調(diào)峰效果與深度充電的儲(chǔ)能相比效果較差。因此,各區(qū)間的調(diào)峰貢獻(xiàn)均按最大循環(huán)深度下儲(chǔ)能的調(diào)峰效果乘以比例系數(shù)ki折算。在每日一充一放的條件下,有償調(diào)峰補(bǔ)償為

(1)

式中:λpeak,i——儲(chǔ)能有償調(diào)峰價(jià)格;

ki——調(diào)峰貢獻(xiàn)系數(shù);

cbat——儲(chǔ)能電池單位能量成本;

E——儲(chǔ)能總能量;

cp——儲(chǔ)能功率轉(zhuǎn)換設(shè)備單位成本;

P——儲(chǔ)能額定功率;

i——基準(zhǔn)投資收益率;

n——儲(chǔ)能使用年限;

L(Dm)——最大放電深度Dm下循環(huán)次數(shù)。

(3) 僅參與有償調(diào)峰時(shí),儲(chǔ)能可根據(jù)充電深度按階梯式獲得補(bǔ)償。此時(shí)充電電費(fèi)不記,儲(chǔ)能需根據(jù)調(diào)度放電,放電時(shí)不給予補(bǔ)償。若儲(chǔ)能想同時(shí)參與能量市場(chǎng)套利,此時(shí)儲(chǔ)能充電費(fèi)用按當(dāng)前時(shí)段峰谷電價(jià)結(jié)算,充入電量視為自有電量,可以直接上網(wǎng)。

1.2 基于調(diào)頻效果的補(bǔ)償機(jī)制設(shè)計(jì)

美國(guó)聯(lián)邦能源管理委員會(huì)頒布755號(hào)法案后,下屬各州均采用了基于調(diào)頻容量與調(diào)頻效果的兩部制調(diào)頻補(bǔ)償。在該市場(chǎng)機(jī)制下,調(diào)頻性能好的機(jī)組可獲得更高的調(diào)頻收益。由于在額定的功率范圍內(nèi),成熟的儲(chǔ)能系統(tǒng)調(diào)節(jié)精度高、速度快,調(diào)節(jié)效率大大高于水電、燃?xì)狻⑷济簷C(jī)組[21]。采用基于調(diào)頻效果的輔助服務(wù)機(jī)制將有利于體現(xiàn)儲(chǔ)能調(diào)頻性能的優(yōu)越性,提高儲(chǔ)能收入。故本文同樣采用兩部制補(bǔ)償形式,以“容量補(bǔ)償+里程補(bǔ)償”對(duì)儲(chǔ)能電站參與調(diào)頻輔助服務(wù)進(jìn)行補(bǔ)償。容量補(bǔ)償、里程補(bǔ)償計(jì)算方法如下:

(1) 儲(chǔ)能AGC容量按照可投入AGC運(yùn)行的調(diào)節(jié)容量上、下限之差計(jì)算。每個(gè)調(diào)度周期內(nèi)容量補(bǔ)償根據(jù)儲(chǔ)能因提供調(diào)頻服務(wù)而不能參與能量市場(chǎng)“低充高放”套利導(dǎo)致的機(jī)會(huì)成本折算。折算方式為

(2)

式中:λcap——每個(gè)交易周期儲(chǔ)能參與調(diào)頻的容量補(bǔ)償價(jià)格;

Cop——儲(chǔ)能因提供調(diào)頻服務(wù)而不能參加“低充高放”套利而導(dǎo)致的機(jī)會(huì)成本;

Sprofit——同規(guī)格儲(chǔ)能在“低充高放”套利的運(yùn)行模式下每日的最大獲益;

2P——調(diào)頻容量,由于儲(chǔ)能充電可視為下調(diào)頻,放電可視為上調(diào)頻,故其可獲得2倍于上報(bào)功率的容量;

N——每日總交易周期數(shù),每個(gè)交易周期取15 min。

Sprofit可按下式計(jì)算:

(3)

式中:λe(t)——t時(shí)段峰谷分時(shí)電價(jià);

Pe_dis(t)——套利模式下t時(shí)段儲(chǔ)能放電功率;

Pe_cha(t)——套利模式下t時(shí)段儲(chǔ)能充電功率;

ΔT——時(shí)間間隔,取15 min。

(2) 儲(chǔ)能里程補(bǔ)償主要補(bǔ)償儲(chǔ)能因頻繁充放電引起的壽命折損成本,按照一次投資成本扣除運(yùn)行周期內(nèi)調(diào)頻容量收益折算。由于在調(diào)頻運(yùn)行過程中,儲(chǔ)能并不是一直以最大功率進(jìn)行充放電,假設(shè)在1 h內(nèi)充電或放電調(diào)用的電量為βP,將該時(shí)間段內(nèi)調(diào)頻頻繁動(dòng)作等效為1次電量為βP的全循環(huán)來計(jì)算[22],按照每小時(shí)循環(huán)深度βP/E計(jì)算循環(huán)次數(shù)與使用年限。假設(shè)在每小時(shí)循環(huán)深度為βP/E的全循環(huán)下,儲(chǔ)能每小時(shí)平均調(diào)用的里程為mβP,折算到15 min交易周期內(nèi)的平均調(diào)用里程為mP。此時(shí)調(diào)頻里程補(bǔ)償為

(4)

式中:λmil——儲(chǔ)能調(diào)頻里程價(jià)格;

T——每年總調(diào)度周期數(shù);

n——調(diào)頻模式下儲(chǔ)能使用年限;

L(Dβ)——按循環(huán)深度βP/E計(jì)算的儲(chǔ)能循環(huán)次數(shù),β為每小時(shí)調(diào)頻實(shí)際調(diào)用電量與調(diào)頻上報(bào)功率的比值;

mβ——平均每小時(shí)里程系數(shù)。

2 多商業(yè)模式運(yùn)行優(yōu)化

2.1 目標(biāo)函數(shù)

當(dāng)前儲(chǔ)能電站的收益模式較為單一,多為調(diào)峰、調(diào)頻或套利的單一收益模式,當(dāng)儲(chǔ)能處于調(diào)峰或套利模式時(shí),電池閑置時(shí)間較長(zhǎng),因此可在當(dāng)前調(diào)峰、調(diào)頻單一收益模式下考慮參與調(diào)頻市場(chǎng)以提高電池利用率。考慮儲(chǔ)能共用電池組,以利益最大化為目標(biāo),分時(shí)參與不同市場(chǎng)。假設(shè)儲(chǔ)能可以分時(shí)參加有償調(diào)峰、調(diào)頻、能量市場(chǎng),每日運(yùn)行結(jié)束后電量恢復(fù)到當(dāng)天初始狀態(tài)。儲(chǔ)能多商業(yè)模式運(yùn)行模型優(yōu)化目標(biāo)為儲(chǔ)能日收益最大化,目標(biāo)函數(shù)包含4部分:有償調(diào)峰收益Ws、調(diào)頻收益Wfr、套利收益We、日運(yùn)維成本Copr。

maxW=Ws+Wfr+We-Copr

(5)

2.1.1 有償調(diào)峰收益

考慮有償調(diào)峰的階梯型補(bǔ)償,有償調(diào)峰收益為

(6)

式中:T1——有償調(diào)峰交易時(shí)間段;

λpeak,i——有償調(diào)峰價(jià)格;

Ps_cha(t)——調(diào)峰模式下t時(shí)刻儲(chǔ)能充電功率;

ΔT——交易周期的時(shí)間間隔,取15 min。

2.1.2 調(diào)頻收益

儲(chǔ)能參與調(diào)頻收益包含容量補(bǔ)償與里程補(bǔ)償兩部分[23],調(diào)頻收益為

(7)

式中:T2——儲(chǔ)能調(diào)頻交易時(shí)段;

m——折算到每個(gè)調(diào)度周期的平均調(diào)頻里程系數(shù),每個(gè)調(diào)度周期取15 min;

Pfr(t) ——t時(shí)刻儲(chǔ)能調(diào)頻投標(biāo)申報(bào)功率。

2.1.3 分時(shí)電價(jià)套利收益

儲(chǔ)能參與分時(shí)電價(jià)套利收益為

(8)

式中:T3——儲(chǔ)能分時(shí)電價(jià)交易時(shí)段;

λe(t)——t時(shí)段峰谷分時(shí)電價(jià);

Pe_dis(t)——分時(shí)電價(jià)模式下t時(shí)段儲(chǔ)能放電功率;

Pe_cha(t)——分時(shí)電價(jià)模式下t時(shí)段儲(chǔ)能充電功率。

2.1.4 運(yùn)維成本

儲(chǔ)能年運(yùn)維成本主要由其規(guī)模確定,取一次投資成本的k倍,將年運(yùn)維成本折算至每日,則儲(chǔ)能日運(yùn)維成本為

(9)

式中:k——比例系數(shù);

H——儲(chǔ)能年運(yùn)行天數(shù)。

2.2 約束條件

本文所提儲(chǔ)能多商業(yè)模式運(yùn)行優(yōu)化方法包含兩種約束:功率約束、能量約束。

2.2.1 功率約束

假設(shè)儲(chǔ)能同一時(shí)間只能進(jìn)行一種功能(調(diào)峰、調(diào)頻或者套利),且充放電功率、調(diào)頻申報(bào)功率不可超過最大值,則儲(chǔ)能功率約束為

(10)

(11)

式中:usc(t)——儲(chǔ)能調(diào)峰標(biāo)志符號(hào),取0或1;

ufr(t)——儲(chǔ)能調(diào)頻標(biāo)志符號(hào),取0或1;

uec(t)——儲(chǔ)能套利充電標(biāo)志符號(hào),取0或1;

ued(t)——儲(chǔ)能套利放電標(biāo)志符號(hào),取0或1。

2.2.2 能量約束

參考PJM市場(chǎng)調(diào)節(jié)速度較快的RegD調(diào)頻信號(hào),假設(shè)調(diào)頻信號(hào)在一個(gè)周期內(nèi)均值約為0[1],但由于儲(chǔ)能受自身充放電效率的影響,儲(chǔ)能自身存在一定能量損失。儲(chǔ)能每個(gè)時(shí)刻的能量狀態(tài)不可超過其可儲(chǔ)存能量的上下限,同時(shí),要求運(yùn)行結(jié)束后儲(chǔ)能電量恢復(fù)到初始狀態(tài),則儲(chǔ)能能量約束可用下式表示:

(12)

式中:E(t)——儲(chǔ)能t時(shí)段電量;

η——儲(chǔ)能充放電效率;

βm——交易周期內(nèi)儲(chǔ)能實(shí)際調(diào)用電量與調(diào)頻申報(bào)容量的比值,按β乘以相應(yīng)時(shí)間間隔折算;

Smax、Smin——儲(chǔ)能荷電狀態(tài)的上、下限;

E0、Eend——每個(gè)運(yùn)行日初始、結(jié)束時(shí)段能量狀態(tài)。

式(5)～式(12)構(gòu)建出的儲(chǔ)能多商業(yè)模式運(yùn)行優(yōu)化問題是一個(gè)混合整數(shù)規(guī)劃問題,本文采用CPLEX求解器進(jìn)行求解。

3 算例分析

3.1 參數(shù)設(shè)置

以福建省峰谷分時(shí)電價(jià)作為電價(jià)參數(shù),峰谷分時(shí)電價(jià)如表1所示。

表1 峰谷分時(shí)電價(jià)

儲(chǔ)能功率選取福建省調(diào)頻輔助服務(wù)準(zhǔn)入功率10 MW,為滿足兩個(gè)連續(xù)周期內(nèi)的單方向動(dòng)作,能量取5 MWh,儲(chǔ)能價(jià)格參數(shù)由儲(chǔ)能廠商提供,參數(shù)β、mβ源于文獻(xiàn)[17],壽命參數(shù)源于文獻(xiàn)[21]。假設(shè)基準(zhǔn)投資收益率i取5%,由式(2)～式(4)可計(jì)算得到儲(chǔ)能調(diào)頻容量?jī)r(jià)格、里程價(jià)格,儲(chǔ)能性能成本參數(shù)及調(diào)頻價(jià)格如表2所示。根據(jù)式(1)計(jì)算得到儲(chǔ)能調(diào)峰價(jià)格,儲(chǔ)能有償調(diào)峰報(bào)價(jià)如表3所示。有償調(diào)峰時(shí)段根據(jù)福建省規(guī)定為每日0∶00～7∶00、12∶00～14∶00。

表2 儲(chǔ)能性能成本參數(shù)及調(diào)頻價(jià)格

表3 儲(chǔ)能有償調(diào)峰報(bào)價(jià)

3.2 多商業(yè)模式運(yùn)行分析

3.2.1 調(diào)頻模式收益分析

該運(yùn)行模式下,儲(chǔ)能僅參與調(diào)頻服務(wù)。調(diào)頻信號(hào)在一個(gè)調(diào)度周期內(nèi)均值約為零,但由于儲(chǔ)能本身充放電效率的影響導(dǎo)致存在一定能量損失。為保證每日運(yùn)行結(jié)束時(shí)儲(chǔ)能能量恢復(fù)到初始狀態(tài),儲(chǔ)能根據(jù)自身需要按照峰谷電價(jià)充電進(jìn)行能量補(bǔ)充。

儲(chǔ)能調(diào)頻運(yùn)行策略如圖1所示。

圖1展示了調(diào)頻模式下儲(chǔ)能日投標(biāo)策略,灰色部分代表儲(chǔ)能在該時(shí)刻調(diào)頻投標(biāo)容量。在調(diào)頻模式下,儲(chǔ)能全天大部分時(shí)間均進(jìn)行上調(diào)頻及下調(diào)頻的雙向投標(biāo),中標(biāo)時(shí)段的充放電行為需按照調(diào)度指令進(jìn)行。該運(yùn)行模式下,儲(chǔ)能日收益為14 204元,按年調(diào)頻天數(shù)365天計(jì)算,按照雨流計(jì)數(shù)法可得到使用壽命為3.7年[24]。儲(chǔ)能年收益為536.97萬元,投資內(nèi)部收益率[25]為2.84%。

3.2.2 有償調(diào)峰模式收益分析

在該運(yùn)行模式下,儲(chǔ)能僅參與有償調(diào)峰服務(wù)。充電補(bǔ)償按照階梯式補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn),充電電費(fèi)不記,儲(chǔ)能需根據(jù)調(diào)度放電,放電時(shí)不給予補(bǔ)償。

儲(chǔ)能有償調(diào)峰運(yùn)行策略如圖2所示。該模式下,儲(chǔ)能日最大收益為6 960元,有償調(diào)峰參與天數(shù)按每年365天計(jì),此時(shí)儲(chǔ)能使用壽命為9.6年。由圖2可知,由于儲(chǔ)能總能量較小,有償調(diào)峰時(shí)段較少,單一有償調(diào)峰模式下儲(chǔ)能閑置時(shí)間較長(zhǎng)。儲(chǔ)能年收益為254.03萬元,投資內(nèi)部收益率為5.56%。

3.2.3 “有償調(diào)峰、套利”混合模式收益分析

該運(yùn)行模式下,儲(chǔ)能在系統(tǒng)負(fù)荷低谷時(shí)進(jìn)行有償調(diào)峰服務(wù),此時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)充電電價(jià)按照當(dāng)前時(shí)段峰谷電價(jià)結(jié)算,同時(shí)可以根據(jù)表3按階梯式獲得有償調(diào)峰補(bǔ)償費(fèi)用。該模式下儲(chǔ)能系統(tǒng)在負(fù)荷低谷時(shí)段充入的電量視為其自有電量,可以直接上網(wǎng)。

儲(chǔ)能有償調(diào)峰、套利運(yùn)行策略如圖3所示。該運(yùn)行模式下,儲(chǔ)能日最大收益為9 703元,按年運(yùn)行天數(shù)按365天計(jì),此時(shí)其使用壽命為6.4年。增加套利功能后,儲(chǔ)能收益較單一調(diào)峰模式有所提高,儲(chǔ)能閑置時(shí)間減少。儲(chǔ)能年收益為354.15萬元,投資內(nèi)部收益率為5.77%。

3.2.4 儲(chǔ)能多商業(yè)模式(調(diào)峰+調(diào)頻+套利,簡(jiǎn)稱“多商業(yè)模式”)收益分析

在當(dāng)前電池配置規(guī)模下,由于儲(chǔ)能總?cè)萘枯^小,且峰谷電價(jià)持續(xù)時(shí)間較短,若僅參與有償調(diào)峰、套利模式,電池有較長(zhǎng)的空閑時(shí)段,利用率較低。在多功能運(yùn)行模式下,考慮讓儲(chǔ)能有償調(diào)峰時(shí)段參與有償調(diào)峰,在電價(jià)較高時(shí)段根據(jù)自身SOC情況適當(dāng)放電以提高儲(chǔ)能利用率,其余時(shí)刻運(yùn)行在調(diào)頻模式,以提高儲(chǔ)能收益。

儲(chǔ)能多商業(yè)模式運(yùn)行策略如圖4所示。由圖4可知,當(dāng)規(guī)模為10 MW/5 MWh時(shí),儲(chǔ)能主要運(yùn)行在調(diào)頻模式。當(dāng)自身電量較為充裕且當(dāng)前時(shí)段電價(jià)較高時(shí),儲(chǔ)能參與能量市場(chǎng)放電進(jìn)行套利。由于儲(chǔ)能在調(diào)頻過程中存在能量損失,在調(diào)峰時(shí)段適當(dāng)充電可保持自身SOC在正常水平并獲得一定的調(diào)峰收益。在該模式下,儲(chǔ)能日最大收益為22 346元,此時(shí)儲(chǔ)能使用壽命為2.7年。儲(chǔ)能年收益為815.63萬元,投資內(nèi)部收益率為9.82%。

在該模式下,若儲(chǔ)能僅獲得容量補(bǔ)償,此時(shí)日最大收益為11 183元,年收益為408.18萬元;若儲(chǔ)能僅能獲得里程補(bǔ)償,此時(shí)日最大收益為19 866元,年收益為725.11萬元。由此可知,儲(chǔ)能調(diào)頻里程收入占儲(chǔ)能調(diào)頻收入的很大一部分,若只考慮容量補(bǔ)償或里程補(bǔ)償,儲(chǔ)能收入有較大下滑。由于容量補(bǔ)償考慮的是因參加調(diào)頻而不能參與低充高放套利的機(jī)會(huì)成本,里程補(bǔ)償考慮的是儲(chǔ)能調(diào)頻的實(shí)際貢獻(xiàn)量。因此,采取容量補(bǔ)償與里程補(bǔ)償相結(jié)合的補(bǔ)償方式是更為合理的補(bǔ)償方式。

3.2.5 調(diào)頻價(jià)格對(duì)儲(chǔ)能多商業(yè)模式收益敏感性分析

在儲(chǔ)能多商業(yè)模式運(yùn)行下,儲(chǔ)能系統(tǒng)調(diào)頻價(jià)格對(duì)儲(chǔ)能收益的敏感性分析結(jié)果如圖5所示。

在該運(yùn)行模式下,儲(chǔ)能調(diào)頻容量?jī)r(jià)格、里程價(jià)格上漲均會(huì)引起儲(chǔ)能日收益增大。當(dāng)容量?jī)r(jià)格區(qū)間為[1.0,1.5]元/MW,里程價(jià)格區(qū)間為[10,20]元/MW時(shí),儲(chǔ)能日最低收益為17 776元,最高收益為26 161元。

3.2.6 峰谷電價(jià)對(duì)儲(chǔ)能多商業(yè)模式收益敏感性分析

在多商業(yè)模式運(yùn)行下,儲(chǔ)能峰谷電價(jià)對(duì)儲(chǔ)能收益的敏感性分析如圖6所示。

在該模式下,當(dāng)平時(shí)段電價(jià)不變時(shí),儲(chǔ)能收益隨著谷時(shí)電價(jià)下降與峰時(shí)電價(jià)上漲而增加。保持平時(shí)電價(jià)為0.579 7元/kWh不變,當(dāng)?shù)凸入妰r(jià)區(qū)間為[0.1,0.5]元/kWh、高峰電價(jià)區(qū)間為[0.7,1.1]元/kWh時(shí),儲(chǔ)能最低收益為20 409元,最高收益為25 542元。

3.3 結(jié)果分析

通過上述分析可以看出,在本文參數(shù)設(shè)置下,儲(chǔ)能進(jìn)行多功能模式運(yùn)行時(shí)收益略好于單一功能模式運(yùn)行。由于當(dāng)前儲(chǔ)能投資建設(shè)成本依然較大,根據(jù)投資建設(shè)成本測(cè)算得出的輔助服務(wù)補(bǔ)償價(jià)格略高于現(xiàn)有政策價(jià)格。隨著儲(chǔ)能的發(fā)展,當(dāng)儲(chǔ)能建設(shè)成本下降時(shí),可獲得收支平衡的調(diào)峰價(jià)格、里程價(jià)格也會(huì)相應(yīng)下降。多商業(yè)模式運(yùn)行時(shí),儲(chǔ)能收益易受到調(diào)頻補(bǔ)償價(jià)格、峰谷電價(jià)等因素影響。不同模式運(yùn)行下儲(chǔ)能收益如表4所示。

表4 不同運(yùn)行模式下儲(chǔ)能收益

當(dāng)前儲(chǔ)能電站的多商業(yè)模式運(yùn)行策略均對(duì)儲(chǔ)能電池進(jìn)行分組使用,即在調(diào)峰、調(diào)頻等功能上對(duì)儲(chǔ)能分組使用,不同組別的儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)不同功能,而本文使用同一組儲(chǔ)能進(jìn)行多商業(yè)模式的運(yùn)行,二者互有優(yōu)劣[26-29]。分組使用時(shí),可針對(duì)特定功能進(jìn)行定容優(yōu)化;同組使用時(shí),調(diào)頻模式可獲得較大的調(diào)頻容量,降低儲(chǔ)能閑置時(shí)間。

4 結(jié) 語

為探索儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)補(bǔ)償機(jī)制,針對(duì)當(dāng)前儲(chǔ)能應(yīng)用范圍較為單一的情況,本文設(shè)計(jì)了調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)的補(bǔ)償機(jī)制,并提出了儲(chǔ)能多商業(yè)模式運(yùn)行策略,主要結(jié)論如下:

(1) 儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)時(shí),將儲(chǔ)能度電成本納入調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格中,將容量成本、里程成本納入調(diào)頻補(bǔ)償價(jià)格中,有利于儲(chǔ)能在輔助服務(wù)市場(chǎng)回收成本。目前儲(chǔ)能投資建設(shè)成本依然較高,根據(jù)成本測(cè)算的輔助服務(wù)補(bǔ)償價(jià)格高于當(dāng)前政策價(jià)格。

(2) 調(diào)頻模式下,儲(chǔ)能日收益為14 204元;調(diào)峰模式下,儲(chǔ)能日收益為6 960元;調(diào)峰、套利混合模式下,儲(chǔ)能日收益為9 703元;多功能混合模式下,儲(chǔ)能日收益為22 346元。

(3) 儲(chǔ)能多商業(yè)化模式運(yùn)行收益情況受價(jià)格影響大,在文章設(shè)置的參數(shù)下,調(diào)頻價(jià)格的改變會(huì)使儲(chǔ)能日收益為17 776～26 161元,峰谷電價(jià)的改變會(huì)使儲(chǔ)能日收益為20 409～25 542元。