基于电力市场环境的储能电站运营策略研究

随着我国能源结构转型步伐的加快,储能作为一种新业态在提高电网电能质量、消纳、调频和电力可靠性等方面起着关键性作用。然而,我国电力市场并不完善,如何最大化储能电站的收益是电力市场环境下投资、运营亟需解决的重要问题。本文研究储能电站参与电力市场的优化运行策略。从我国电力市场建设政策方面分析储能参与电力市场的可行性;基于调频服务补偿机制,建立了储能电站参与价格套利服务和调频服务市场的优化模型。通过算例,分析当前分时电价机制下本文提出的组合服务运营策略能够显著提升储能电站的投资经济性,具有较好的应用前景。     

电力市场化改革对储能产业发展的影响

2015年中国重启新一轮电力体制改革,并在价格机制调整、售电市场放开、直接交易和辅助服务市场试点建设方面取得了突破性进展,这正在为储能技术规模化应用和新增价值收益点铺平道路。输配电价改革是价格机制调整的第一步,由此所带来的未来整个价格机制的形成将决定储能产业的走向,售电市场放开为储能技术应用提供了平台,而辅助服务市场建设为储能创造了价值增值的机会,仅通过峰谷差价获取收益的商业模式将随着市场化程度的深入而发生本质改变。在开放的电力市场中,储能系统可参与日前能量市场、实时能量市场、调频市场和旋转备用服务市场等多个电力市场并获取收益,其中获取收益最大的应用领域应该是调频辅助服务市场。此外,储能系统还可以通过参与需求响应服务获取收益,随着长效机制的完善,该应用领域也将成为储能技术获取增值的关键平台。开放的电力市场是储能商业化的重要前提,储能系统在市场应用中会获得更高的基础价值。     

电网侧电化学储能经济性分析方法

随着可再生能源装机规模的不断提高,储能成为保证风电、光伏等间歇性可再生能源大规模、平稳接入电网的关键技术。利用电化学储能可灵活配置、响应速度快、适合规模化应用等优势,在电网侧不仅可提供调峰、调频、电压调节、旋转备用等辅助服务,还能产生延缓设备投资、降低电网损耗、回收退役电池等间接价值。辅助服务是目前电网侧储能最直接可靠的收益来源,其中调峰收益是单位电量补偿标准与充放电电量的乘积;调频收益由储能系统接受自动发电控制调度指令的响应容量和时间,以及单次调用调频性能指标和补偿标准决定;电压调节与电站容量、投运时间、自动电压控制投运率和调节合格率有关;旋转备用收益是单位补偿标准与备用容量、备用时间的乘积。从全生命周期看,储能成本主要包括设备成本、购电成本和运维成本。结合电网侧储能价值收益和成本计算方法,提出储能经济性的简易判据,即储能系统各项收益总和以及成本总和的年化数值之差。以安徽省为例,基于华东和安徽现有储能政策,分析电网侧电化学储能的经济性,分析思路和方法在其他省区也具备适用性。     

独立新型储能电站价格形成机制及成本疏导优化方法北大核心CSCD

新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备,合理有效的价格机制是新型储能发展的关键。针对独立新型储能电站的价格机制开展研究,总结了国外典型国家的实践和经验,分析了我国储能电站价格机制的相关探索,储能电站管制定价模式与独立参与电力市场均难以支撑其大规模商业化应用。在各相关方责权利对等的基础上,提出了基于传递因子的储能电站价格形成机制及成本疏导优化方法,最后通过案例进行说明。结果显示,传递因子可有效分配储能容量收益和电力市场收益,保障了各利益相关方的效益平衡。     

多场景下新型储能项目盈利模式分析及成本补偿机制建议

新型储能是构建以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑。新型储能的盈利模式与政策、市场机制息息相关,是决定储能能否大规模商业应用的关键。通过调研国内外典型地区新型储能项目的发展背景、配套政策和运营模式,开展多场景下新型储能盈利模式分析和对比研究。国外新能源配储在长期购电协议和税收抵免机制的共同作用下,已有较好的收益;国外现货市场、辅助服务市场比较完善,电网侧独立储能收益来源较丰富,加上一系列补贴政策,电网侧独立储能经济性较好。与国外相比,国内新能源配储、电网侧独立储能都存在收益来源少、收益不稳定、经济性差的问题;国内部分省份用户侧储能短期内收益较好。鉴于此,关于我国新型储能成本补偿机制,建议对电源侧储能准入条件、保障利用小时数、放电量补偿及可参与品种给予政策倾斜;在电网侧独立储能发展初期,出台容量租赁、电价补贴或容量补贴等政策,以促进其成本回收;加快完善需求侧响应电价机制以及虚拟电厂等聚合资源的商业模式,增加用户侧储能收益来源;加快完善电力市场建设,丰富各侧储能可参与的交易品种。     

储能调频系统接入火力发电厂电气一次系统研究

近几年,越来越多火电厂改造增加储能调频系统,参与电力辅助服务,获取收益.储能调频系统接入火力发电厂的接入方案直接关系到储能系统联合火力机组参与调频的运行策略,同时影响到火力发电厂和储能设备正常可靠运行,为保证火电厂的安全经济运行,对储能调频电站接入火力发电厂的接入方案进行了研究,分析不同的接入方案的优缺点及储能调频系统...     

电力市场环境下储能电站和光伏电站合作博弈模型

与传统电力市场主体不同,储能电站既可以参与发电侧,也可以参与用户侧,进而获取利益。文章以发电商、售电公司、用户、储能电站和光伏电站为市场主体,建立电力市场博弈模型;以储能电站在某一时段的运行方式和报价作为博弈策略,计及储能电站必要的运行约束条件,建立储能电站运行模型;基于招标电价制建立光伏电站运行模型。考虑储能电站与光伏电站进行合作博弈,以最大化联盟收益为剩余博弈支付,以联盟内部交换功率和交易电价为协议,基于Shapley值对合作博弈剩余进行分配,通过分析得到模型的Nash均衡。文章通过算例验证了所提出方法的正确性和有效性,所建立的模型适用于储能电站与光伏电站进行合作博弈参与电力市场的情景。     

南方区域电力营销环境下的储能市场研究

  目的   随着清洁能源转型和电力市场化改革深入,南方区域电力储能的政策机制和市场环境不断向好。   方法   研究了南方区域储能相关的电力辅助服务市场和需求响应市场规则,从辅助服务交易品种、用户侧需求响应、新能源配储能和独立储能站等四个方面分析了南方区域储能市场发展趋势,并以用户侧储能投资运营经济性评估为例进行量化分析。   结果   研究表明:电力营销市场竞争条件下,越是在调频、调峰需求量大、灵活性调节资源缺乏的地区,储能参与辅助服务或需求响应对系统做出的贡献越大越显著,所带来的综合效益越多。   结论   可为电力储能商业模式创新和应用推广提供思路。      

基于EMD分解的混合储能辅助火电机组一次调频容量规划北大核心CSCD

高新能源渗透率的新型电力系统更容易发生发电侧与用户侧的负荷失衡,从而造成电网频率波动,这对电网安全带来了巨大的挑战。提升发电侧主动调频支撑成为解决这一问题的关键。储能技术辅助调频主力的火电机组参与发电侧一次调频不仅可以提升电网安全性,也能降低机组磨损,提升机组运行的经济性。现存一次调频储能容量配置方法比较单一。因此,本文提出了一种基于EMD分解的混合储能辅助火电机组一次调频容量规划方法。使用EMD对储能的目标功率进行处理,并将处理后的IMF分量进行重构,从而确定混合储能的功率与能量配额,以归一化成本为最优目标,完成储能系统规划,弥补了现存研究未充分考虑功率高低频响应导致的储能配置方案不合理,不能充分利用不同形式储能特性造成的储能投资成本高、储能系统收益低、调频效果不理想等缺点。并以宿迁660 MW机组为一次调频算例验证了本文方法的可行性与经济性。研究结果可以为参与一次调频的火电机组储能规划提供一定技术参考。     

适应大规模新能源消纳的网源协调系统控制优化研究

光伏发电、风电等新能源出力的波动性和随机性会造成发电系统输出功率随机波动,加重电网频率的调节负担,同时大规模新能源接入电力系统,会替代部分常规机组,进一步削弱电网的调频能力。首先阐述了大规模新能源并网后对电力系统频率响应的影响及电力系统对调频的需求,然后从光伏发电、风电等新能源,需求侧资源,储能系统等参与调频以提高电网调频能力方面进行了综述分析。结论表明,光伏发电、风电等新能源参与调频,需求侧资源与适当容量储能合理参与调频市场是提高电网调频能力的有效方法,随着调度技术的日益成熟、储能成本的降低,针对电网调频进行研究将具有更高的实际应用价值。