獨立儲能電站參與電力市場多交易品種的調控策略

劉璐瑤, 楊蘋, 楊康, 曾憲鍇, 袁金榮, 蔣建香

(華南理工大學 電力學院,廣東 廣州 510640)

0 引 言

隨著國內電力市場體制改革推進,靈活可控的儲能可作為獨立主體參與電力現(xiàn)貨市場交易,獲取經濟收益。逐漸開放的輔助服務市場交易也將進一步挖掘儲能支撐新型電力系統(tǒng)實時平衡的響應能力,增進電網安全性和穩(wěn)定性［1］。目前,國內由儲能組建的獨立儲能電站(independent energy storage power station,IESPS)處于商業(yè)化初期階段,盈利模式不清晰,使其參與市場交易的獲利受限［2］,建設發(fā)展進程遭遇瓶頸。電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下如何提升IESPS參與市場的收益,與所制訂的儲能調控策略密切相關。

目前,關于儲能調控策略的研究多集中在與其他對象聯(lián)合優(yōu)化,包括儲能在發(fā)電側協(xié)同可再生能源發(fā)電聯(lián)合優(yōu)化調控［3-4］、儲能在用戶側與分布式電源、用戶負荷聯(lián)合優(yōu)化調控［5-6］以及儲能在電網側輔助電網穩(wěn)定運行［7-8］。以上研究調控儲能利用其進行電源消納、功率平抑和電力短時支撐等,實現(xiàn)聯(lián)合整體經濟調控。關于儲能組建的IESPS參與市場交易的經濟化調控研究則較少［9-10］。且由于國內市場的發(fā)展變化,已有研究設置IESPS可參與的交易品種和交易階段有限,也未考慮市場價格波動時其可能面臨的收益風險。IESPS參與市場交易的調控策略有待進一步改善。

為此,本文首先結合其參與市場的盈利模式,明確IESPS參與各交易品種的開展方式和基本調控要求,綜合分析后建立IESPS調控模型;基于調控模型,通過CVaR表示出IESPS參與市場日前-實時交易時市場價格波動導致的收益風險成本,建立IESPS參與市場多品種交易的日前-實時優(yōu)化調控策略;最后由仿真算例驗證所提策略的可行性和經濟性。

1 IESPS參與電力市場多交易品種的調控模型

電力市場環(huán)境下,IESPS的盈利模式與其在市場中可參與的交易品種密切相關。設置IESPS可參與電能量市場中的購售電交易、電力輔助服務市場中的調峰輔助服務交易和調頻輔助服務交易,其盈利模式如下。

(1) 參與調頻輔助服務。IESPS根據(jù)市場調頻需求,結合自身調控性能提供調頻容量服務或調頻里程服務。該項收益參照兩部制補償機制計算。

(2) 參與調峰輔助服務。IESPS根據(jù)市場調峰需求,在負荷低谷充電、高峰放電?？紤]IESPS參與峰谷套利時高峰放電可直接上網套利,該項收益僅包括低谷充電的調峰補償。

(3) 價格套利。IESPS根據(jù)電能量市場中電價波動,低價購電和高價售電。該項收益由峰谷時段和日前-實時階段的電價差距決定。

綜上所述,IESPS參與電力市場多交易品種的收益如下。

(1)

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分析該盈利模式下IESPS參與多交易品種的開展方式和調控要求:日前階段,根據(jù)IESPS申報的調頻里程和調頻容量、調峰電量、購售電量,得到其日前調控計劃;實時階段,IESPS在日前調控計劃基礎上,結合電價波動下申報的調頻里程和購售電量,進一步協(xié)調IESPS下一時段充放電計劃。由此建立IESPS站參與電力市場多交易品種的調控模型如下。

(4)

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2 IESPS參與電力市場多交易品種的優(yōu)化調控策略

2.1 調控收益風險分析

結合IESPS盈利模式可知,市場交易價格波動會對其參與市場多交易品種的調控收益產生影響。實際交易價格不符合預期時,原定調控計劃可能無法實現(xiàn)收益最優(yōu)。條件風險價值可合理量化不同價格波動場景下IESPS參與市場多交易品種的收益風險成本［11］,公式如式(6)所示。

(6)

2.2 目標函數(shù)

考慮IESPS的運行成本、參與日前-實時市場的偏差轉移成本、市場價格波動造成的調控收益風險,使得IESPS參與市場多交易品種的收益最大化。優(yōu)化目標計算如式(7)～式(9)所示。

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2.3 約束條件

為防止IESPS中儲能出現(xiàn)過充過放、確保其申報電量在儲能調控特性范圍內,需對儲能自身調控特性、參與多品種交易時申報電量進行約束。

1)儲能調控特性約束

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(12)

2) 參與多交易品種約束

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2.4 優(yōu)化調控策略

建立日前和實時兩階段下IESPS參與市場多交易品種的優(yōu)化調控策略,如圖1所示。

圖1 IESPS參與市場多交易品種的優(yōu)化調控策略

(1) 日前階段。結合市場日前價格和收益風險,以IESPS參與多交易品種收益最優(yōu)為目標,優(yōu)化IESPS的購售電量、調峰電量、調頻容量和調頻里程,得到其日前最優(yōu)調控計劃。

(2) 實時階段。結合市場實時價格、收益風險和偏差轉移成本,再次優(yōu)化IESPS的購售電量、調頻里程,調整日前調控計劃并實時執(zhí)行。

3 算例分析

3.1 仿真參數(shù)設置

設計容量為20 MWh的IESPS進行仿真算例。儲能具體調節(jié)參數(shù)和輔助服務市場相關參數(shù)設置如表1所示。收益風險分析中設置置信水平α=0.95［12］。

表1 仿真參數(shù)

3.2 調控收益分析

選取IESPS的風險態(tài)度為λda=λrt=0.5進行調控收益分析。設置仿真場景包括:參與單一交易品種;參與多交易品種。不同場景下IESPS的調控收益如表2所示。

表2 不同場景下獨立儲能電站的調控收益

1) 場景一:參與單一交易品種

仿真結果如圖2所示,包括以下三種情況。

(1) 僅參與調頻輔助服務交易時,IESPS運營商需調控儲能,使相應時段其容量滿足中標的調頻容量,充放電功率滿足調用的調頻里程。由于儲能在充放電過程中正常消耗電量且存在自放電情況,均會在能量轉換中損失部分電量。因此IESPS在部分時刻無法提供向上調頻服務,需在電能量市場購電充電,保證調控結束時儲能滿足荷電狀態(tài)約束。

(2) 僅參與調峰輔助服務交易時,IESPS運營商僅調控儲能在中標時刻進行充電,并在市場電價較高時售電,保證容量滿足下一次調峰,其他時刻IESPS不動作。因此,與僅參與調頻相比,儲能在整個調控周期的利用率較低,相應調控收益略低。

(3) 僅參與價格套利時,IESPS運營商根據(jù)電能量市場電價波動,遵循“低價買入、高價賣出”利用儲能套利。由于日前和實時電價波動存在差異,IESPS并非按照單一階段的電價高低進行套利:市場允許偏差比例約束下,IESPS優(yōu)先在實時電價低且日前-實時電價差為正時購電;優(yōu)先在實時價格高且日前-實時電價差為負時售電。此時,需IESPS承擔充電費用,且調控特性約束下IESPS參與峰谷套利的購售電量有限,即套利收益有限。

2) 場景二:參與多交易品種

仿真結果如圖3所示。該場景下,IESPS運營商可根據(jù)參與各交易品種的調控需求、儲能自身調控特性約束,控制IESPS中儲能的充放電功率。

對比場景一和場景二的仿真結果,結合表2,IESPS的調控收益相比參與單一交易品種顯著提升。與場景一相比,場景二中IESPS可獲得收益時段增加,調控儲能在調峰需求時刻充電以提供調峰輔助服務、在電價及電價差合適時刻充放電以進行價格套利,其他時刻參與調頻輔助交易,顯著提高儲能利用率。

3.3 收益風險分析

為確定合理的風險態(tài)度,幫助IESPS規(guī)避電價波動風險,在0.4～1.5范圍內調整參數(shù),對不同風險態(tài)度下IESPS收益風險進行分析。仿真結果如圖4所示,IESPS調控收益伴隨風險態(tài)度的增加而降低。這是由于風險態(tài)度增加后IESPS應對市場價格波動風險的意愿降低,使得其減少自身市場交易活動以降低可能面臨的收益風險,導致調控收益反而下降。

圖4 不同風險態(tài)度下獨立儲能電站的調控收益

4 結束語

(1)相較于參與單一交易品種,IESPS可多時間尺度靈活調控儲能參與多交易品種,通過合理安排各交易品種的參與時段和電量,提高儲能容量和功率的利用率,結合市場日前-實時階段的電價變化獲得更優(yōu)的經濟收益。

(2) 利用條件價值風險規(guī)避市場電價波動的收益風險時,應合理設置風險態(tài)度,防止由于風險態(tài)度選值過高導致獨立儲能電站參與市場交易的意愿過低,反而造成調控收益下降。

(3) 目前,國內各省對于新型儲能參與電力現(xiàn)貨市場交易的允許程度不一,IESPS可參與的市場交易品種有限,明顯限制了IESPS收益,導致其投資回報性不高,發(fā)展受限?？紤]到新型電力系統(tǒng)的建設要求之緊迫,相關引導和參與機制需要更快落地。