【精彩论文】电化学储能和抽水蓄能电站参与多市场联合运行价值分析

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电化学储能和抽水蓄能电站参与多市场联合运行价值分析

林毅^1,2, 林威¹, 吴威¹, 江岳文³, 林阿竹³

（1. 国网福建省电力有限公司经济技术研究院，福建 福州 350012; 2. 浙江大学 电气工程学院，浙江 杭州 310027; 3. 福州大学 电气工程与自动化学院，福建 福州 350108）

摘要：为评估电化学储能和抽水蓄能参与电力市场的运行价值，明确储能的成本效益机制，促进储能商业模式的发展和应用，构建了一种电能量、调频和备用联合市场出清优化模型，将电化学储能和抽水蓄能分别作为市场运营者的调度管理工具应用于联合市场，依据储能参与联合市场前后带来的市场总成本变化以及储能日运行成本，量化对比储能对联合市场所带来运行价值，并通过算例分析两类储能对市场出清价格的影响以及影响储能运行价值的主要因素，以期为储能的规划、建设和运行提供借鉴。

引文信息

林毅, 林威, 吴威, 等. 电化学储能和抽水蓄能电站参与多市场联合运行价值分析[J]. 中国电力, 2023, 56(7): 175-185.

LIN Yi, LIN Wei, WU Wei, et al. Analysis on operation value of electrochemical energy storage and pumped storage participating in a joint market[J]. Electric Power, 2023, 56(7): 175-185.

引言储能技术能够有效实现电能转换、储存和利用，有助于提升电力系统运行灵活性并促进可再生能源消纳^[1]。随着中国电力市场改革持续推进，未来储能的商业化运营将主要在市场化的大背景下实现^[2]。为推动储能参与电力市场，2017年，国家发改委等五部委联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（发改能源[2017]1701 号），提出结合电改完善储能参与的市场机制^[3]。目前较为成熟的储能方式主要有抽水蓄能和电化学储能2大类。为应对储能参与市场带来的挑战，学界针对储能参与电力市场的交易机制开展了大量的研究。部分研究针对储能设计了单独的金融使用权市场，市场主体可以通过集中拍卖或者自由协商方式对储能使用权进行交易^[4-6]。更多的研究针对现行的市场框架，探索储能参与市场的方式，文献[7]研究区域综合能源系统中储能参与多重辅助服务的兼容性和经济效益最优运行策略。文献[8]设计储能参与多种市场的规划方法，储能最初将参与调频辅助服务市场，经过一定寿命退化后则用于提供移峰填谷服务。文献[7-8]验证了与单一应用服务相比，储能参与多种应用服务的市场交易能提高利用率并获得更高的收益。日前电能量市场与辅助服务市场联合出清机制有助于提升电力市场整体的经济效益，因此在国外的一些成熟的电力市场中得到广泛应用^[9-11]，储能参与电能量和辅助服务联合市场是未来电力市场主体多样化的必然趋势。对于市场来说，储能的参与将对市场成本、出清价格和调度计划等都将产生重要的影响，从市场运营方的角度出发厘清储能参与电能量与辅助服务联合市场的运行价值将有助于合理制定储能参与联合市场的相关机制。目前关于储能运行价值评估的研究，较多的文献从储能的角度上根据储能自身的市场收益和运行成本对储能技术经济性进行分析。文献[12-14]综合考虑技术经济评估指标，对用户侧储能系统进行全面经济性评估。文献[15]建立风储系统参与风电辅助服务综合经济效益模型，计算储能电站的投资回报率、投资回收期等经济指标评估储能的效益优劣。文献[16]分析不同辅助服务定价机制下抽蓄电站的收益情况。文献[17]计算不同国家电力市场的抽水蓄能电站的套利价值，评估支持储能行业投资的潜力，但未考虑储能成本。此外，也有部分文献站在系统方评估储能运行价值，文献[18]分析集中式储能和分布式储能系统参与日前电能量市场的2种调度模型，以系统运行成本量化储能的运行效益，但未能计及储能提供辅助服务的经济效益。文献[19-20]全面分析储能在电力系统中的价值构成，以设备利用率、静态投资回收期和盈利能力指数等作为储能使用价值的评估指标。文献[21]构建计及外部性的储能系统价值测算模型，分别从投资者角度和社会整体效益角度预估储能投资成本和收益。文献[22]构建Shapely值法利益分配模型，量化储能的贡献和价值并分配利益。文献[19-22]都是使用经济学指标对储能价值进行定量计算，未能计及实际市场运行约束，不能很好地反映储能参与实际市场运行前后市场成本及出清结果的变化。目前尚未有从市场运营商的角度对储能参与电能量和辅助服务联合市场运行价值的综合评估分析。

本文从市场的角度出发，计及储能运行成本，提出一种储能参与日前电能量与辅助服务联合市场运行价值的评估方法。首先，针对电化学储能和抽水蓄能的运行特点，分别构建储能运行的数学模型；其次，构建电能量、调频和备用联合市场出清优化的数学模型模拟实际市场出清过程，分别根据2种储能参与市场后带来的市场成本变化以及储能日运行成本量化储能运行价值；最后，根据算例量化2种不同储能对市场出清价格的影响并从多方面分析影响储能运行价值的主要因素。

1  储能运行成本储能成本评估是全面评估储能运行价值时的一个关键问题。电化学储能和抽水蓄能的运行成本都包括初始投资建设成本和运行维护成本，全生命周期内2种储能的运行成本折算至日的数学模型为

式中： C_p 为储能系统单位功率成本；为储能k额定功率；r为储能项目贴现率；y为储能寿命； γ_yw 为储能系统运行维护费用成本系数。抽蓄电站目前单位造价约为6 000元/kW，但随着选址难度的提升，以及征迁费用、生态维护等费用的上涨，造价水平正持续上涨；而电化学储能目前成本约为2000元/kW，成本正逐步下降。抽蓄电站的运行寿命可达60年以上，而电化学储能系统大约在10年左右。

2  储能物理运行约束

2.1  电化学储能运行约束

1）功率约束。储能需为参与调频（上、下调频容量相等）与备用预留足够的功率与能量，储能功率上下限约束为

式中：分别为时段t储能k的充、放电功率；分别为时段t储能k正、负备用中标容量；为储能k在时段t的调频功率。式（2）和（3）限制储能的调频功率和正负备用客量不超过储能充放电功率上限。储能的调频功率和备用需求大于等于零，即和2）容量约束。储能在一个时段内会频繁地进行上下调频，相当于频繁进行充放电且电量较小，本文假设储能在一个时段内上下调频带来的能量变化相互抵消，不考虑储能调频带来的能量损耗，即储能调频能量中立，则时刻t储能k的容量 S_k,t 由t–1时刻的容量 S_k,t−1 和充放电功率决定，即式中： d_s 为自放电率； Δt 为时间间隔； η_cha 、 η_dis 分别为储能的充、放电效率。在实时调度时，备用的调用会引起储能容量变化，实际调用正负备用相当于储能进行充放电，为了保证备用的可调度性，日前市场储能中标的正负备用必须满足实际调度时储能容量约束。则 t 时刻的储能容量上下限约束应为式中：为储能单位额定容量； σ_max 、 σ_min 分别为储能荷电状态上下限比例。此外，储能须满足容量的周期性约束，即储能系统经过周期性运行后其容量应在一定范围内，即式中： e_max 、 e_min 分别为储能荷电状态周期性运行上下限比例。2.2  抽水蓄能电站运行约束为统一表述，抽水蓄能电站抽水状态相当于抽水蓄能电站充电，发电状态相当于抽水蓄能电站放电，抽水蓄能电站的水库库容相当于抽水蓄能电站容量。抽水蓄能电站运行约束与电化学储能相似，其容量上下限约束、周期性容量约束同式（4）~（8）。由于抽水蓄能电站不能直接在发电状态与抽水状态间进行转换，必须以停机状态作为中间状态才能进行转换，因此须限制停机一个时段，通过引入工况状态标志的0-1变量实现^[23]。抽水蓄能电站功率上下限约束的表达式为式中：为抽水蓄能电站k在时段t的发电状态变量，为1代表处于发电状态；为抽水蓄能电站k在时段t的抽水状态标志，其值为1代表处于抽水状态；当都为0时，抽水蓄能电站处于停机状态，不参与任何市场；分别为抽水蓄能电站在发电状态和抽水状态下中标的调频容量；分别为抽水蓄能电站在发电状态和抽水状态下中标的正备用容量；分别为抽水蓄能电站在发电状态和抽水状态下中标的负备用容量；抽水蓄能电站的抽水功率、发电功率仍须大于等于零，即抽水蓄能在一天内中标的调频和正负备用总量为抽水蓄能电站须限制停机一个调度周期，相应的工况状态转换约束为3  日前电能量与辅助服务联合市场出清

本文给出储能参与的日前电能量与辅助服务市场基本框架，包括市场交易品种和组织方式、联合出清模型及价格，明确储能参与的市场环境和机制。

3.1  市场基本框架

在电能量市场与辅助服务市场联合优化的模式下，交易品种包括电能量和辅助服务产品，其中辅助服务产品包括调频服务、正备用和负备用。其中，调频服务产品包括调频容量和调频里程，本文联合市场中上调频容量和下调频容量同时出清，即同时出清等量的上下调频容量。

为确保调频资源充足，在日前市场使用上一周的历史调度数据计算系统调频里程系数以求取系统调频里程需求，并计算机组调频里程系数和储能调频里程系数其中，系统调频里程系数为7天内系统所有设备的总历史实际调频里程量与总调频容量之比；机组和储能里程系数分别为某机组和某储能7天内总历史里程量与总调频容量之比。

本文电能量与辅助服务市场报价都采用发电侧单边报量报价的方式，其中电能量市场报价采用分段报价方式。为促进可再生能源全额消纳，风电场不参与市场竞价，优先安排风电场出力。为充分评估储能作为市场运行者的调度工具参与联合市场所创造的运行价值，储能在各类市场中不参与报价，仅作为优化市场的运行资源。

根据市场主体申报的信息及系统的运行方式、各联络线的输电计划，市场运营机构采用安全约束机组组合（security constrained unit commitment，SCUC）和经济调度（security constrained economic dispatch，SCED）程序，优化运行日的机组出力曲线、调频、备用容量计划，计算分时节点电能量价格、调频容量价格、调频里程价格与备用容量价格。

3.2  日前电能量与辅助服务联合市场出清模型

本文以1天 24 h 为一个出清周期，目前日前市场多采用两阶段市场出清，两阶段出清先由SCUC计算机组组合，基于此计算SCED模型，继而构造拉格朗日函数计算获得节点电价。本文以SCED模型为例进行介绍，以联合市场总成本最小为优化目标，即

式中：F^ENE为购电能量成本；F^RES为备用容量成本；F^FEG为调频成本；为时段t节点k上的常规机组第d段出力；为发电机组k时段t第d分段的能量报价；分别为发电机组k时段t的正、负备用容量报价；分别为发电机组k时段t的正、负备用中标容量；分别为发电机组k时段t的调频容量报价和调频里程报价；分别为发电机组k时段t的调频中标容量和调频中标里程。1）电能量市场约束条件。电能量市场约束条件包括式（21）~（24），其中式（21）为系统功率平衡约束；式（22）为潮流越限约束；式（23）和式（24）为机组出力上下限约束。式中：分别为时刻t节点k上的常规发电机组、风电机组出力和负荷；W、ES、EL分别为风电场、储能、负荷节点集合；为时刻t储能设备k的充放电功率； R_ij−k 为节点k对线路ij传输容量灵敏度，其中支路 ij∈Φ ，Φ为所有线路集合；为常规发电机组k的最小和最大出力；为启停标志符，常规机组开机为1，停机为0；和为对应的拉格朗日乘子且有和此外，电能量市场运行约束还包括第2节的储能运行约束。2）备用市场约束条件。备用市场约束条件包括式（25）~（28），其中式（25）和式（26）为正负备用需求约束；式（27）和式（28）为正负备用可供容量上下限约束。式中：为时段t的正备用和负备用容量需求；分别为机组k正备用和负备用容量限值；为相应的拉格朗日乘子，且有3）调频市场约束条件。调频市场约束条件包括式（29）~（33），其中式（29）为系统调频功率需求约束；式（30）为机组调频容量上下限约束；式（31）为系统调频里程需求约束；式（32）和（33）为机组调频里程上下限约束。式中： 为机组k调频里程系数； 为储能调频里程系数；分别为时段t的调频容量需求和调频里程需求；为发电机组k的调频可供容量上限；为相应的拉格朗日乘子且有3.3  联合市场出清价格1）节点电价。节点电价反映了某节点上增加单位负荷所需要增加的购电成本，能够有效反映负荷变化对系统影响。时刻t节点k上的节点电价为式中：为系统电能价格；为阻塞分量。2）调频价格。系统调频容量或里程价格应当反映单位系统调频容量或里程需求增加所引起的市场总成本变化，则调频容量和调频里程出清价格可由拉格朗日函数对调频容量需求和调频里程需求求偏导得到，即式中：分别为时刻t调频容量和调频里程的出清价格。3）正负备用价格。系统备用价格应反映系统单位备用需求增加引起的市场总成本变化，系统正负备用出清价格可由拉格朗日函数对系统备用需求求偏导得到，即

式中：分别为时刻t调频容量和调频里程的出清价格。

4  储能运行价值

从市场运营者的角度，针对不同的交易品种，储能市场运行价值分为电能量市场、备用市场以及调频市场的运行价值，分别为

式中：下标0为储能未参与某市场时该市场的成本；下标es为储能参与某市场时该市场的成本。储能的社会运行价值为储能所创造的市场运行价值总和与储能日均运行成本之差，即为储能参与市场与否的市场总成本差值与储能日平均运行成本的差值。5  算例分析本文采用 6节点系统^[24]，系统参数如表1所示，总负荷水平和风电预测出力如图1所示。在节点5分别设置抽水蓄能电站或50 MW/100 MW·h的电化学储能计算2种储能的运行价值，初始容量状态为额定容量的50%，分别为0.4和0.6，分别为0.1和0.9，储能系统成本参数如表2所示，贴现率为6%，运行维护费用成本系数取2%。

表1  节点系统线路参数

Table 1  The line parameters of 6-node system

图1  总负荷和风电预测出力

Fig.1  Total load and predicted output of wind power

表2  储能系统成本参数

Table 2  Cost parameters of energy storage system

系统调频容量需求为负荷的10%，系统里程系数为10，储能里程系数为20^[25], 机组技术出力参数如表3所示。系统正负备用需求都为各时段负荷的5%。在Matlab中通过Yalmip工具箱调用Gurobi求解器实现该问题的求解。

表3  发电机组技术参数

Table 3  Technical parameters of generator

5.1  储能运行价值分析及其对出清价格的影响储能功率的出清情况如图2所示。由于储能具备独特的能量有限性和充放电效率，当充放电价格相差不大的情况下，2种储能都倾向于提供调频和备用辅助服务，较少在电能量市场中标。在电能量市场中，由于电化学储能能够适应频繁的充放电转换，在停机状态依旧可以中标辅助服务容量，仅在电价高峰和低谷时刻参与电能量市场。

图2  储能功率出清结果

Fig.2  Clearing result of energy storage power

抽水蓄能电站由于受到工况转换约束，抽水蓄能电站只有处于发电或抽水状态时才能中标辅助服务，在停机状态下抽水蓄能电站不能中标辅助服务产品，由于案例中负荷低谷时间比高峰时段长，因而抽水蓄能中标充电功率的时段比中标放电功率的时段多。相对于电化学储能，抽水蓄能电站能够中标的辅助服务容量较少。配置储能前后市场成本的变化情况如表4所示，储能参与电力市场创造的运行价值如表5所示。由于2种储能在电能量市场中标量较小，在储能不报价时，储能放电会减小电能量市场成本，储能充电会增加电能量市场成本，因此储能充放电对电能量市场成本的影响小。从表4可知，电化学储能仅在高峰、低谷和最后一个时段内中标电能量，故其所创造的电能量市场运行价值很小，而抽水蓄能电站中标充电功率的时段比中标放电功率的时段多，故其所创造的电能量市场运行价值为负，储能在能量市场上价值为负并不意味着储能的价值为负，因为此时是能量、调频和备用3个市场的联合优化，抽蓄在能量市场上的负价值是为了更好地参与调频和备用市场，使得3个市场价值之和最大，因为抽蓄在非充或非放状态下没有参与调频。2种储能都承担了较多的调频服务和备用，它们加入后调频市场成本和备用市场成本明显下降，储能的调频市场运行价值和备用市场运行价值较为突出。由于抽蓄的电能量市场运行价值为负且调频市场运行价值较小，抽水蓄能电站的社会运行价值比电化学储能小。

表4  储能参与前后市场成本变化

Table 4  Market cost changes before and after energy storage participation

表5  储能日运行价值

Table 5  Daily operation value of energy storage

有无储能参与市场的节点电价变化情况如图3所示。由图3可知，2种储能都起到了“移峰填谷”作用，降低负荷峰时电价、抬高负荷谷时电价。无储能时，多数时段线路1-2出现阻塞，16:00—20:00时段线路1-5出现阻塞，阻塞下游节点的电价被抬高。16:00—20:00时段2种储能参与时，线路1-5仍存在阻塞，但储能放电提供了逆向潮流，缓解了阻塞情况，节点电价有所下降。

图3  有无储能参与的节点电价变化情况

Fig.3  Change of node electricity price with or without energy storage participation

备用出清价格如图4所示，调频市场出清价格如图5所示，储能不参与市场竞价，在2种储能中标调频或备用的时段降低了辅助服务市场出清价格。由于电化学储能中标了更多的辅助服务容量，电化学储能参与时，多数时段的备用价格、调频容量和里程价格都大幅下降，有电化学储能参与的辅助服务市场出清价格相比抽水蓄能参与的市场要更低，这得益于电化学储能的灵活运行方式。

图4  备用出清价格

Fig.4  Reserve clearing price

图5  调频出清价格

Fig.5  Frequency modulation clearing price

5.2  储能运行价值敏感性分析储能运行价值受到诸多因素影响，本文采用敏感度方法分别分析负荷变化、储能额定容量和额定功率以及储能布局对其运行价值的影响。1）市场需求对储能日运行价值的影响。由于调频和备用需求按各时段负荷大小确定，负荷的改变在改变能量市场出清的同时会影响调频和备用需求，改变机组中标情况、储能调度结果以及出清价格，从而影响储能运行价值。令储能的日均运行成本不变，按比例改变原负荷大小，2种储能各自运行价值的变化情况如图6所示。

图6  负荷改变对储能日运行价值的影响

Fig.6  Influence of load on the daily operation value of storage

电化学储能在电能量市场利用率较低，负荷主要由发电机组承担，负荷变化对电化学储能的电能量市场运行价值影响较小；对于抽水蓄能电站，随着负荷比例增大，中标的充放电功率越大，且充电功率多于放电功率，故对电能量市场成本的影响更大且价值会继续下降。2种储能的日均运行成本不变，辅助服务需求增大，将由2种储能提供更多的辅助服务容量，调频市场运行价值都随市场需求增大，而2种储能的备用市场运行价值和电能量市场运行价值占比较小，故2种储能的社会运行价值都随负荷的增大而增大。在负荷较小的时候，抽水蓄能电站可能增加市场总成本，创造负的社会运行价值，而电化学储能在负荷较小的时候仍可以创造一定的社会运行价值。由此可见，抽水蓄能电站不太适用于小系统，在实际工程应用中，抽水蓄能电站规模较大，一般也只在容量需求较大的系统中使用。2）储能额定功率和容量对日运行价值的影响。同比例改变储能原额定功率和额定容量大小，储能日平均运行成本会随着储能额定功率和容量增大而增大，结果如图7所示。

图7  储能容量及功率改变对储能日运行价值的影响

Fig.7  Influence of energy storage capacity and power on the daily operation value of energy storage

随着储能额定功率和额定容量增大，储能能够提供的辅助服务越多，储能参与市场出清所创造的调频市场价值明显增大。达到原储能额定容量及功率的0.4倍之后，由于系统负荷和网络参数等无变化，调频容量需求和调频里程需求不变，故储能调频市场运行价值随储能容量及功率的增长幅度放缓，而储能所创造的电能量市场运行价值和备用市场运行价值较小，但储能日均运行成本仍随额定容量的增大而增大，因此社会运行价值随储能充、放电额定功率和额定容量的增大而降低。由此可见，只有根据具体的系统、负荷等情况合理配置相应容量的储能系统，才能充分挖掘其使用潜力，使其社会运行价值达到最大，也将提高储能自身收益，盲目扩大储能容量则会导致储能闲置率增加，影响储能的成本效益。3）储能布局对储能日运行价值的影响。不同接入节点下电化学储能和抽水蓄能电站的日运行价值分别如表6和表7所示。

表6  不同接入节点下电化学储能日运行价值

Table 6  The daily operation value of electrochemical energy storage under different access nodes

表7  不同接入节点下抽水蓄能日运行价值

Table 7  The daily operation value of pumped storage under different access nodes

在不同的接入节点下，受制于网络安全运行约束，储能在各个市场运行价值有所不同，其中电能量市场运行价值受储能布局影响最明显。在节点1处，机组1的电能量市场报价偏低，中标出力较多，节点1所连接的线路1-4和1-2容易出现阻塞，储能接入节点1、2或4时的中标功率受限，电能量市场运行价值较小，因而社会运行价值较小。可见，储能的布局会影响储能社会运行价值，合理优化储能布局有利于储能发挥更大的价值。

6  结论本文提出电化学储能和抽水蓄能社会运行价值评估方法，构建电能量、调频和备用联合市场出清优化模型，计及储能日运行成本量化储能社会运行价值。以6节点测试系统为算例，研究得出如下结论。1）对比分析有无储能参与的联合市场各个出清价格的变化，可以明晰储能对市场价格的影响。算例仿真结果表明，2种储能都对节点电价主要起到“移峰填谷”作用，降低了负荷峰时电价、抬高了负荷谷时电价；储能参与联合市场倾向于承担绝大多数的调频和备用辅助服务，调频容量价格、调频里程价格以及各级备用价格在多数时段都明显降低。2）配置日均运行成本为4.76万元的抽水蓄能电站所创造的社会运行价值可达1.53万元，配置日均运行成本为4.75万元的电化学储能所创造的社会运行价值可达5.04万元，由于抽水蓄能充放电循环效率较电化学储能低，引起能量市场成本增加，故在调频需求比较大的系统，电化学储能体现的运行价值更大。3）市场需求、储能规模、储能布局对储能参与电能量和辅助服务联合市场的社会运行价值有较大影响。在实际市场运行中，可以根据具体的市场实际供需关系合理配置储能参数并优化储能选址，以期发挥储能最大的社会运行价值。

（责任编辑　王文诗）

作者介绍

林毅（1985—），男，通信作者，高级工程师，从事电力系统优化及电网规划设计研究，E-mail：[e-mail];

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林威（1994—），男，工程师，从事电网规划与运行研究，E-mail：[e-mail];

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吴威（1978—），男，高级工程师，从事电网规划与运行研究，E-mail：[e-mail].

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编辑：于静茹

校对：王文诗

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