浙江電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下儲能的市場交易機(jī)制與效益分析

莊曉丹，劉衛(wèi)東，黃為群，鄧暉，王偉

(1. 浙江電力交易中心有限公司，浙江 杭州 310020；2. 浙江華云電力實業(yè)集團(tuán)有限公司，浙江 杭州 310051；3. 國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，浙江 杭州 310014；4. 浙江華云信息科技有限公司，浙江 杭州 310051)

0 引言

目前，中國正積極推動更高比例的可再生能源接入電網(wǎng)[1-2]。以風(fēng)電、光伏等為代表的可再生能源對于電力系統(tǒng)靈活性以及電網(wǎng)可調(diào)節(jié)資源的配置提出了更高要求[3]。儲能技術(shù)具有迅速響應(yīng)、控制精確、可雙向調(diào)節(jié)充放電等特點[4]，可以解決可再生能源并網(wǎng)帶來的許多問題[5]。近年來，隨著儲能技術(shù)在投資成本、使用壽命、運行可靠性等方面取得突破性進(jìn)展[6-7]，調(diào)頻已成為最先能夠體現(xiàn)儲能技術(shù)價值的方式[8]。合理的輔助服務(wù)市場機(jī)制是儲能在調(diào)頻市場能盈利的重要保障[9]。

目前中國共17個地區(qū)已經(jīng)發(fā)布了針對電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則的政策，面對電化學(xué)儲能電站飛速發(fā)展和規(guī)模不斷擴(kuò)大的局面，電化學(xué)儲能的價格政策以及整體的市場化交易機(jī)制有一定滯后。近年來，國內(nèi)外學(xué)者們圍繞儲能主體獨立參與市場[10]，針對其成本構(gòu)成[11]、應(yīng)用場景、定價機(jī)制[12]、商業(yè)模式[13]和投資回報機(jī)制[14]展開了研究。同時，根據(jù)電力系統(tǒng)的物理結(jié)構(gòu)和運行模式，分別為儲能主體一次、二次調(diào)頻[15-16]建立相應(yīng)的儲能電源調(diào)頻模型。隨著綜合能源系統(tǒng)的發(fā)展，儲能與分布式光伏[17]、風(fēng)電[18]、火電[19]等形式的能源聯(lián)合運行優(yōu)化得到了廣泛研究，但目前儲能參與市場的商業(yè)模式和投資效益難以確定[20-21]。

本文首先對比分析了浙江與其他區(qū)域現(xiàn)貨電能量市場以及調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易機(jī)制的特點。然后以浙江省某月現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行環(huán)境為例，對儲能參與電能量市場和調(diào)頻輔助服務(wù)市場效益進(jìn)行模擬測算分析。

1 浙江現(xiàn)貨市場交易機(jī)制分析

浙江電力市場模式采用集中式，電能量市場設(shè)計按照交易周期分為中長期交易、日前交易和實時交易。中長期金融屬性差價合約以及全電量出清方式的現(xiàn)貨市場被應(yīng)用于浙江整體市場，并按照“日前基準(zhǔn)、實時差量、合約差價”的原則進(jìn)行結(jié)算。浙江第3次現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行期間采用發(fā)電側(cè)零和模式，市場各項分?jǐn)偡颠€費用包括電能量分?jǐn)偡颠€資金、成本補(bǔ)償費用、市場化輔助服務(wù)費用，由參與現(xiàn)貨市場試運行機(jī)組按照各自政府授權(quán)合約電費的比例進(jìn)行分?jǐn)偡颠€。

根據(jù)調(diào)頻性能指標(biāo)對調(diào)頻費用的影響，浙江與各區(qū)域現(xiàn)貨調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易機(jī)制分為3類：（1）現(xiàn)貨調(diào)頻輔助服務(wù)市場。容量價格和里程價格出清時考慮了機(jī)組調(diào)頻性能指標(biāo)，并且調(diào)頻性能指標(biāo)計算時考慮的要素更為全面，主要包括浙江電力市場和美國賓夕法尼亞—新澤西—馬里蘭（PJM）市場；（2）現(xiàn)貨調(diào)頻輔助服務(wù)市場。在容量價格和里程價格出清時都未考慮機(jī)組調(diào)頻性能指標(biāo)，主要包括山東和廣東電力市場；（3）現(xiàn)貨調(diào)頻輔助服務(wù)市場。在容量價格和里程價格出清時考慮了機(jī)組調(diào)頻性能指標(biāo)，但調(diào)頻性能指標(biāo)計算方法較為簡單，主要包括新英格蘭市場、加州、中部市場和紐約州市場[22-25]。

PJM電力市場在調(diào)頻性能指標(biāo)的計算方面更為全面和嚴(yán)格，調(diào)頻性能指標(biāo)S可表示為

式中：Mrate為調(diào)節(jié)速率；Mdel為調(diào)節(jié)時效；Mpre為調(diào)節(jié)精度；k1、k2、k3分別為各參數(shù)的權(quán)重系數(shù)。

2 浙江電網(wǎng)算例分析

現(xiàn)有浙江某10 kV儲能電站，儲能電池選用鉛碳電池，設(shè)計額定充放電功率9 MW，儲能電量為 24 MW·h，深度充放循環(huán)次數(shù)限額 2 200次，壽命約為5 ～10年，充放電效率88%，最終衰減后余量80%，平均循環(huán)衰減為0.91%/100次，項目投資約8 000萬元。本文基于浙江某月現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行的相關(guān)數(shù)據(jù)，對儲能電站的收益進(jìn)行模擬測算，分析儲能收益。

2.1 儲能參與現(xiàn)貨電能量市場效益測算

根據(jù)浙江省電力市場的特點，設(shè)計了儲能參與現(xiàn)貨電能量市場的4種方案。方案A：根據(jù)峰平谷時段進(jìn)行充放電，每天兩充兩放，在低谷時段充電，結(jié)算價格為低谷電價353.6元/(MW·h)，在高峰時段放電，結(jié)算價格為燃煤標(biāo)桿電價412.3元/(MW·h)。方案B：根據(jù)現(xiàn)貨市場價格進(jìn)行兩充兩放，凌晨期間用電側(cè)平均電價最低時段充電，早高峰發(fā)電側(cè)節(jié)點電價高時段放電，中午負(fù)荷下降期間用電側(cè)平均電價最低時段二次充電，下午高峰時段發(fā)電側(cè)電價高時段放電。方案C：以自計劃機(jī)組參與現(xiàn)貨市場，作為價格的接收者。根據(jù)現(xiàn)貨試運行期間每日48個時段的平均負(fù)荷側(cè)價格和發(fā)電側(cè)價格情況，設(shè)置儲能電站自計劃運行時間，具體為08:45—11:00及14:15—16:45申報發(fā)電曲線，02:30—05:00及11:00—13:30申報充電曲線。方案D：充電及放電分別報量報價參與市場，報價采用每日統(tǒng)一報價方式。在保證總度電差價＞274.3元/(MW·h)的條件下，對每日的最優(yōu)報價情況進(jìn)行測算，負(fù)荷(充電)報價為–200 ～160元/(MW·h)，發(fā)電 (放電)報價為–434 ～230元/(MW·h)。

儲能參與市場模擬時合約電量為0，浙江現(xiàn)貨市場電能量結(jié)算公式為

基于以上情況，根據(jù)浙江現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行電量和電價等數(shù)據(jù)，不同方案下儲能電站參與現(xiàn)貨市場的整月收益情況如表1所示。在表1中，月收益是收入與月支出的差值。月支出由電能量費用和輸配電費用構(gòu)成，其中方案B和方案C的輸配電費用均為33.067萬元，方案D的輸配電費用為12.975萬元。

表1 不同方案下的結(jié)算數(shù)據(jù)Table 1 Settlement data of different schemes

2.2 儲能參與現(xiàn)貨調(diào)頻輔助服務(wù)市場效益測算

浙江電力市場在結(jié)算試運行期間，日前市場進(jìn)行調(diào)頻輔助服務(wù)的申報，包括調(diào)頻容量申報、調(diào)頻容量價格申報和調(diào)頻里程價格申報。系統(tǒng)根據(jù)每臺機(jī)組歷史調(diào)頻性能對報價進(jìn)行調(diào)整，得到調(diào)頻組合排序價格，并對調(diào)頻單元進(jìn)行排序，按調(diào)頻單元申報容量和系統(tǒng)調(diào)頻容量需求進(jìn)行邊際出清，確定中標(biāo)調(diào)頻單元，具體過程可表示為

若調(diào)頻單元的調(diào)頻容量和調(diào)頻里程申報均為零，則默認(rèn)其實際的調(diào)頻機(jī)會成本為零。若調(diào)頻單元的調(diào)頻申報不為零，則使用實時市場電能價格計算得到實際的調(diào)頻機(jī)會成本。實際出清中標(biāo)過程中的各個價格的計算公式為

實際調(diào)頻性能歸一化指標(biāo)將被考慮在調(diào)頻容量收入和調(diào)頻里程收入中，即

假定儲能及其他類型調(diào)頻輔助服務(wù)單元，參與市場的容量報價和里程報價一致，不考慮電能量市場影響，市場申報資源全部中標(biāo)，僅根據(jù)不同規(guī)則情況判斷其他參數(shù)對儲能參與調(diào)頻市場的影響。儲能參與調(diào)頻市場的基本參數(shù)如表2所示。根據(jù)表2的各項參數(shù)，結(jié)合浙江調(diào)頻輔助服務(wù)市場定價方法進(jìn)行結(jié)算，浙江電力市場調(diào)頻輔助服務(wù)的定價情況如表3所示。

表2 調(diào)頻市場的基本參數(shù)Table 2 Basic parameters of frequency regulation market

由表2和表3可以看出，雖然燃?xì)鈾C(jī)組、煤電機(jī)組和儲能調(diào)頻容量報價和里程報價一致，但由于儲能調(diào)頻性能指標(biāo)優(yōu)越，其在輔助服務(wù)市場中可以獲得優(yōu)先出清的概率增加。測算得出浙江規(guī)則下市場調(diào)頻出清價格為77.88元/(MW·h)，調(diào)頻里程價格為7.08元/MW，各調(diào)頻單元結(jié)算費用如表4所示。

表3 輔助服務(wù)市場調(diào)頻定價Table 3 Frequency regulation pricing in auxiliary service market

表4 調(diào)頻單元結(jié)算費用Table 4 Settlement cost of frequency regulation unit

根據(jù)表3可以看出，引入調(diào)頻性能指標(biāo)后，儲能的調(diào)頻組合排序價格具有顯著優(yōu)勢，可以優(yōu)先獲得出清，同時在調(diào)頻調(diào)用時也會被優(yōu)先調(diào)用，增加了儲能調(diào)頻里程收益。假設(shè)儲能站作為調(diào)頻市場中調(diào)節(jié)性能最好的機(jī)組，可以在調(diào)頻市場中優(yōu)先中標(biāo)獲得調(diào)用。該儲能站預(yù)期壽命5年，運行期間月收益為167.2萬元，年收益可達(dá)2 006.1萬元，年投資回報率可達(dá)到25%。

3 結(jié)果分析

考慮儲能轉(zhuǎn)換效率、容量衰減和輸配電成本的情況下，方案D收益最高。方案A采用計劃模式，儲能低谷充電按照電網(wǎng)銷售電價進(jìn)行結(jié)算，受交叉補(bǔ)貼影響，其充電成本較小，只能基本維持收益。方案B和方案C，雖然選擇了合適的價格時段和負(fù)荷時段進(jìn)行充放電，但是由于市場整體價差空間較小和輸配電成本占比較大，以及發(fā)電量增加后電量損耗成本增加，導(dǎo)致整體虧損。方案D通過積極響應(yīng)市場需求，合理申報發(fā)電電價和負(fù)荷電價，充分發(fā)揮了儲能的調(diào)節(jié)能力，發(fā)用電電量結(jié)算價差達(dá)到313.36元/(MW·h)，扣除輸配電費用后仍有83.33元/(MW·h)的收益空間。

考慮儲能轉(zhuǎn)換效率、容量損耗情況下，模擬測算中，儲能參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場月收益可達(dá)167.2萬元，遠(yuǎn)高于其參與電能量市場收益。若儲能同時參與電能量市場和調(diào)頻市場，即部分容量參與調(diào)頻市場，部分容量參與電能量市場，或者生命周期內(nèi)部分時段參與電能量市場，部分時段參與調(diào)頻市場時，其收益將在單獨參與電能量市場和調(diào)頻服務(wù)市場之間。

4 結(jié)語

本文對于適應(yīng)儲能參與現(xiàn)貨市場的交易機(jī)制進(jìn)行了有益的探索，有助于更好地引導(dǎo)電化學(xué)儲能參與現(xiàn)貨市場交易并取得良好效益。以浙江省為例，對于儲能參與現(xiàn)貨電能量市場的效益和參與調(diào)頻市場出清進(jìn)行了測算分析，結(jié)論如下。

（1）儲能具備電力生產(chǎn)和消費在時間上進(jìn)行解耦的彈性功能，其全電量參與現(xiàn)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(zhuǎn)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(yīng)以參與電能量市場為輔，參與調(diào)頻市場為主，作為電網(wǎng)靈活調(diào)度資源參與輔助服務(wù)市場。

（2）浙江、美國和廣東電力市場在調(diào)頻輔助服務(wù)市場機(jī)制各有不同，但整體來看都更注重實際調(diào)頻效果的補(bǔ)償。以浙江為例的測算分析表明在市場出清和價格結(jié)算方面引入調(diào)頻性能參數(shù)，有利于提高儲能單元參與調(diào)頻輔助服務(wù)的中標(biāo)概率。