深度文章 | 共享模式市场机制下 售电公司储能优化配置及投资效益分析

4 售电公司共享储能建模 

近期开展共享经济模式逐渐成为提高资源配 置效率的新方案，并且已经出现了许多诸如 Airbnb、摩拜单车等成功案例。储能的高投资成本是限制其商业化发展的主要障碍，借鉴共享经济概念，利用用户负荷曲线的差异性，售电公司之间共同投资储能设备、协调运行，是储能配置的另一种思路。目前共享储能的模式主要有两种，针对未安装储能的用户，多个用户共同安装、维护、调度 1 个独立储能系统；针对已安装储能的用户，多个储 能系统协同运作，提升储能系统利用率。本文选择第 1 种模式进行具体分析。 4.1 共享储能优化模型多个售电公司共享储能的前提在于，共享储能 系统对任一个售电公司的优化结果都优于单个售电公司安装单个储能系统，优化模型以多个售电公司总购电成本最低为目标函数,最终共享储能所获 利益按照售电公司对集体的贡献度进行分配。优化模型具体表示为

5 算例分析 

5.1 基础数据

选取 T=24 h 作为优化周期，采用场景缩减法得 出的负荷典型场景见附录图 1，各场景概率分别 0.299 8、0.374 1、0.156 9、0.169 2。单位时段的负 荷预测误差用正态分布 N(25, 1.427 19)表示。设置 售电公司所需电量的 90%从中长期市场中购买。由 于我国电力市场交易尚处于起步阶段，实际数据较 少，因此本文参考美国 PJM 电力市场出清电价，峰 时段为 8:00—12:00，17:00—21:00；谷时段为 0:00— 8:00；剩余时间为平时段。售电公司在中长期交易市 场上峰时段、平时段和谷时段购电合约价格分别为 800、500 和 200 元/(MW·h)。 日前市场出清电价的负荷相关系数 d=0.0004， e=-0.235[24]，各场景下日前市场出清电价见附录图2。 实时市场中调节价格分别为上调时 800 元/(MW·h)和 下调时700元/(MW·h)，电量偏差裕度百分比为3%。 通货膨胀率为 1.5%，贴现率为 9%，基准收益率 10%[2]。 可中断负荷各项参数如附录表 1 所示，最小中 断时段数为 4，最小停止中断时段数为 6，最大中 断数为 6；上一周期最后时段数分别为 1、0、0， 连续中断时段分别为 2、0、0，连续停止中断时段 数分别为 0、1、2。 本 文 选 择 了 铅 酸 电 池 (VRLA) 、 钠 硫 电 池 (NaS)[25]、锂离子电池(Li-ion)和全钒液流电池 (V-Redox)[26]4 种电池储能进行对比分析，储能各项 参数见附录表 2，设置优化周期始末储能系统内电 量为 0，补贴单价为 100 元/(MW·h)。 

5.2 储能优化配置结果 

在未配置储能系统之前，售电公司中长期市场 购电成本 500 155.51 万元，日前市场购电成本 5841.924 万元，可中断负荷补偿费用为 595.2412 万 元，实时市场调节费用 0 元，售电公司年总购电成 本 56 452.68 万元。 在 LINGO 中运行优化程序后，4 种蓄电池的优 化结果如表 1 所示。

配置不同类型储能时售电公司在日前市场购 电量以及日前市场电价如图 3 所示，售电公司除中 长期市场成本以外的各项成本堆积图如图 4 所示。 

5.3 储能经济性及投资回报分析 

从表 1 数据可知，4 种蓄电池的配置容量相差不大，其中 NAS 和 Li-ion 配置容量都为 69.44 MW， V-Redox 配置容量最小，为 53.87 MW，但其回收周 期为 14.79 年，是 4 种蓄电池中最久的，其原因在 于 V-Redox 单价较高，而充放电效率较低，额定寿 命仅为 10 年，综合性能较差；4 种蓄电池中投资效 果最好的为 NAS，其将售电公司年购电成本降低了 2.677%，储能年投资成本为 1 118.47 万元，是 4 种 蓄电池中最低的，回收周期 9.15 年，即可以在寿命 周期内收回成本，无需增加额外的更新置换成本。 

计算可知，配置储能后，售电公司年购电成本 平均降低了 2.246%，从图 3、4 可以看出，储能系 统主要是通过降低日前市场购电成本来降低售电 公司总购电成本；储能系统在低电价时段充电，高 电价时段放电，从而减少高电价时段的购电量，最 终日前市场购电成本平均下降了 40%；配置储能后 售电公司主要成本仍由中长期市场和日前市场购 电成本组成，不同的在于配置储能后储能年投资成 本大于可中断负荷补偿费用在总成本中的占比。 本文设置储能在日前市场中充放电，因此储能 配置规模主要受两个因素影响，分别是日前市场购 电量和日前市场电价波动幅度；上述分析是基于日前市场购电量占总购电量 10%而进行的，此时日前 市场出清电价的峰谷价差为 689.9 元/(MW·h)，为进 一步分析市场机制对售电公司储能的优化配置的 影响，以 Li-ion 为例，分析不同日前市场购电比例 和波动幅度下储能的优化配置情况。

5.4 不同日前市场购电比例下储能优化结果

将售电公司在日前市场中的购电比例由原来 的 10%分别增加至 20%、30%和 40%，对比分析 4 种情况下 Li-ion 配置结果和投资结果，结果如表 2 所示，不同购电比例下售电公司在日前市场的购电 曲线见图 5，各项成本见图 6 所示。 

从上述图表可见，当日前市场购电比例提高至 20%时，储能配置容量降低为 18.91 MW，售电公司购电成本下降了 1.612%，且回收周期仅为 6.53 年， 对比购电比例 10%时，虽然购电成本下降比例缩小，但是较小的配置容量意味着每年更小的投资成 本，结合降低的回收周期来看，此时储能的优化结果更好；日前市场购电比例增加至 30%时，储能配 置 56.25 MW，购电成本下降了 3.047%，且回收周 期仅为 9.31 年；增加至 40%时，购电成本下降比例 为 2.584%，回收周期比之前 3 种情况更低，仅为 5.54 年。

综合来看，售电公司在日前市场的购电比例越 高，由于日前市场电价波动等因素，售电公司在实时市场的调节成本越高，售电公司总成本中储能投 资成本的占比超过可中断负荷补偿费用占比；同时 结果显示较高的日前市场购电比例下，储能的优化和投资效果较好，投资储能的必要性进一步增加， 接下来分析相同购电比例，不同电价波动幅度对储 能优化结果的影响。

5.5 不同日前市场电价波动幅度下储能优化结果

在日前市场平均电价基本不变的情况下，分析不同电价波动下储能的配置结果，4 种情况下的日 前市场出清电价如图 7 所示，可见 4 条电价曲线的波动幅度依次减小。

针对 4 种日前市场出清电价情况分别进行储能优化配置，结果如表 3 所示。 从表 3 数据可以看出，随着日前市场出清电价 波动幅度的减小，储能系统的配置容量总体呈现下 降趋势，并且售电公司购电成本降低的比例也随之减小，在日前市场电价曲线 3 和 4 的情况下，储能系统仅将购电成本降低了 0.21%和 0.307%，且回收周期分别达到 25.77 年和 36.75 年，超过了其额定运行寿命，会产生额外的更新置换成本，可见，此时储能并不适合投资使用。 

其中的原因在于，当日前市场电价波动幅度较 小时，峰谷价差也较小，储能无法充分发挥其转移负荷的能力，加之其对于售电公司额外的成本负担，投资效果则较差，综上，储能系统在日前市场购电比例较大，且电价波动幅度也较大时的投资效 果更好。

5.6 售电公司共享储能分析

由优化结果可见，储能的投资可以有效降低售 电公司购电成本，但是其自身的高投资成本也会给售电公司带来投资压力，成为限制其商业化发展的主要阻碍，因此本文将对多个售电公司间共享储能的经济性进行分析。算例以 3 个售电公司共享储能 为例，其余两个售电公司的负荷曲线见附录图 3、 图 4，各项参数同上，选取 Li-ion 电池为代表，首 先分别对 3 个售电公司进行储能的优化配置，配置结果如表 4 所示，配置储能前后售电公司在日前市场的电量曲线如图 8 所示。

可以看出，通过转移日前市场高电价时段的电量，3 个售电公司的总购电成本平均下降了 5.03%， 储能的投资成本平均每年为 786.96 万元，约占总成 本的 1.4%，且 3 个售电公司的储能回收周期皆不满 11 年，可以在其寿命内收回投资成本。 采用 4.1 节所述共享储能优化模型，对 3 个售电公司进行共享储能的容量和充放电过程进行优化，3 个售电共享储能容量为 28.61 MW，年投资总成本 528.27 万元，回收周期 1.26 年。

成本分配和效益分配后，具体结果如表 5 所示， 各个售电公司安装储能前在日前集中竞价市场的每时段购电量以及参与共享储能之后日前市场总购电量如图 9 所示。

从优化结果可以看出，售电公司之间共享储能时，3 个售电公司所需储能总容量为 28.61 MW，单 独配置储能则共需要 129.974 MW，且从图 9 可以看出，共享模式下，售电公司在日前市场总购电量相较于单独配置储能时，3 个售电公司总购电量进 一步减小；并且售电公司每年所需的储能投资成本大幅降低，平均降低约 80%，其在总成本中的占比则均不足 0.5%；相较于单独配置储能，3 个售电公司的购电成本下降比例分别由 2.59%、3.92%和 8.59%增加至 3.03%、4.35%和 9.99%；共享储能的回收周期仅为 1.26 年。可见，共享模式下，售电公司在初始投资成本大幅下降的同时，购电成本下降 比例增加，且回收周期缩短，储能的投资效果明显 优于单独配置储能，同时储能配置容量较小，利用率提高，更符合低碳环保的理念。

6 结论

本文以售电公司购电成本最小作为优化目标， 全面考虑了中长期市场、日前市场、实时市场、可中断负荷以及储能设备等因素，建立了售电公司多时间尺度购电模型，采用全寿命周期成本分析方法建立储能系统成本模型，得出售电公司储能的容量 配置方法与投资策略，采用一种追踪用户负荷波动 和电价波动的充放电策略对储能充放电过程进行优化；提出了多个售电公司共享储能的优化配置模 型，并基于售电公司贡献度进行利益分配；算例分析以蓄电池为储能代表，对比了 4 种蓄电池的优化 配置结果及投资效益，并分析了日前市场购电比例 和电价波动对储能配置的影响，最后对比了售电公 司单独配置储能和多个售电公司共享储能的经济 性。

主要结论如下： 

1）在市场机制下，由于负荷预测、天气等各 项因素影响，售电公司需要承担一定的购电风险， 储能作为一种可以实现平移负荷的设备，能够增加 售电公司在低电价时段的购电量，并通过充放电有 效减少售电公司购电风险，提升售电公司经济效益。 

2）售电公司侧储能配置的容量以及投资效果主要受到日前市场购电比例以及日前市场电价波动幅度的影响，日前市场购电比例越大，意味着需 要越大容量的储能以实现将更多高电价时段的购电量转移至低电价时段，同时，储能转移负荷的前 提在于不同时段存在电价差，当电价波动幅度较小，转移负荷的意义就不大，而储能的配置还会给 售电公司带来额外成本，因此在这种情况下储能并不适合投资使用。 

3）由于目前总体上储能投资成本较高，虽然其可以降低售电公司购电成本，但是初期较大的投资也会给售电公司产生压力，而共享储能则有效解决了这种问题，算例显示，多个售电公司共享储能所需配置的容量小于单独配置储能的容量和，每年所需投资成本也较小，同时也可以达到很好地降低购电成本的效果，也更加符合低碳环保的理念。