中國儲能網(wǎng)訊：
作者：時雨 1 圖片張忠 2楊晶瑩 1錢薇 2李昊 1趙祥 1楊欣桐 1
單位：1. 國網(wǎng)吉林省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院；2. 大連理工大學(xué) 電氣工程學(xué)院
引用： 時雨,張忠,楊晶瑩等.儲能電池系統(tǒng)提供AGC調(diào)頻的機(jī)會成本建模與市場策略[J].儲能科學(xué)與技術(shù),2022,11(07):2366-2373.
DOI：10.19799/j.cnki.2095-4239.2021.0581
摘 要 在“雙碳”背景下，可再生能源發(fā)電在電網(wǎng)中的比重越來越高，電力系統(tǒng)的AGC調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)需求也顯著增加。儲能電池系統(tǒng)作為一種新型靈活資源，在提供輔助服務(wù)方面潛力巨大。同時，儲能電池系統(tǒng)也面臨著參與電能量市場與輔助服務(wù)市場的收益權(quán)衡問題。為此，本文以鋰電池儲能電池系統(tǒng)為例，基于機(jī)會成本概念，提出了儲能電池系統(tǒng)提供AGC調(diào)頻的機(jī)會成本分析與建模方法；進(jìn)而提出了儲能電池系統(tǒng)參與電能量市場與AGC調(diào)頻市場運(yùn)行策略。算例分析表明，儲能電池系統(tǒng)提供AGC調(diào)頻的邊際機(jī)會成本隨申報容量的增加而增加，因此，當(dāng)AGC調(diào)頻容量的邊際機(jī)會成本與AGC調(diào)節(jié)成本之和等于AGC調(diào)頻補(bǔ)償價格時，儲能電池系統(tǒng)的總收益達(dá)到最大。
關(guān)鍵詞 鋰電池儲能；AGC調(diào)頻；機(jī)會成本；電能量市場；市場策略
“雙碳”目標(biāo)下，新能源發(fā)電裝機(jī)容量逐年攀升。雖然目前我國的電力來源結(jié)構(gòu)中，火電、水電發(fā)電形式仍占較大比重，但這一比重將逐漸降低。2020年煤電發(fā)電裝機(jī)容量占比下降至49.1%，非化石能源裝機(jī)容量升高至44.8%。以風(fēng)能、太陽能為代表的可再生能源發(fā)電具有較大的不確定性與波動性，使得電力系統(tǒng)的調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)需求顯著增加。
為了維護(hù)電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行，減少新能源發(fā)電對電網(wǎng)運(yùn)行的不利影響，輔助服務(wù)市場將進(jìn)一步擴(kuò)大，以挖掘和激勵更多的輔助服務(wù)資源。儲能電池系統(tǒng)作為一種新型靈活資源，在提供輔助服務(wù)方面潛力巨大。然而，儲能電池系統(tǒng)具有充、放特性，其表現(xiàn)為負(fù)荷、電源雙重角色。同時又是電能量市場與輔助服務(wù)市場的重要參與者，因此，儲能電池系統(tǒng)參與能量市場與輔助服務(wù)市場的決策和效益分析問題變得較為復(fù)雜。本文以機(jī)會成本概念為基礎(chǔ)，為儲能電池系統(tǒng)參與AGC調(diào)頻輔助服務(wù)的決策問題提供了一種分析與解決方法。
電源側(cè)的輔助服務(wù)資源已難以滿足新形勢下電網(wǎng)調(diào)峰、備用等需求。因此，世界范圍內(nèi)越來越重視儲能與需求側(cè)靈活資源參與輔助服務(wù)市場。英國電網(wǎng)公司已經(jīng)明確定義了儲能與負(fù)荷響應(yīng)的頻率響應(yīng)產(chǎn)品。相關(guān)文獻(xiàn)對儲能電池系統(tǒng)以及負(fù)荷側(cè)參與輔助服務(wù)的運(yùn)行和收益問題開展了初步的研究。
針對儲能電池系統(tǒng)提供輔助服務(wù)的技術(shù)可行性已開展了較多的研究。文獻(xiàn)[7]提出了一種基于分布式自主控制的、蓄電池儲能用于頻率調(diào)節(jié)的實(shí)現(xiàn)方案，該方案根據(jù)實(shí)時頻率變化，確定蓄電池儲能與可再生能源系統(tǒng)的最優(yōu)控制方案。文獻(xiàn)[8]提出了風(fēng)能轉(zhuǎn)換系統(tǒng)(WECS)和壓縮空氣儲能系統(tǒng)(CAES)的協(xié)同控制框架，CAES在充放電模式下參與頻率調(diào)節(jié)，減輕風(fēng)電不確定性對電網(wǎng)頻率的影響。文獻(xiàn)[9]為了提高AGC的動態(tài)響應(yīng)性能，以總功率偏差最小和調(diào)頻里程成本最小為目標(biāo)，建立了考慮儲能電池系統(tǒng)參與調(diào)頻的雙目標(biāo)互補(bǔ)控制模型，基于灰色目標(biāo)決策理論，提出了兼顧運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性和電能質(zhì)量的綜合調(diào)度方案。文獻(xiàn)[10]在考慮儲能設(shè)備的老化成本的基礎(chǔ)上，以獲得最大調(diào)頻收益為目標(biāo)，提出了儲能電池系統(tǒng)提供調(diào)頻服務(wù)的控制方法。文獻(xiàn)[11]對比了火電機(jī)組和儲能系統(tǒng)的調(diào)頻性能，得出了儲能電池系統(tǒng)調(diào)頻具有響應(yīng)速度快、穩(wěn)定性高的優(yōu)勢的結(jié)論。
市場層面上，已開展了考慮儲能參與的市場規(guī)則和建模等研究。文獻(xiàn)[12]提出了分布式儲能聚合商參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場的交易模式。文獻(xiàn)[13]考慮了儲能電站對電力市場的影響，提出了一種考慮需求響應(yīng)和儲能設(shè)備的市場出清方案，實(shí)現(xiàn)了日前市場與實(shí)時市場的出清。文獻(xiàn)[14]在加利福尼亞獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商的市場規(guī)則的背景下，研究了儲能電站與電動汽車參與調(diào)頻市場的運(yùn)行策略，以及如何最小化總成本價。文獻(xiàn)[15]考慮了調(diào)頻性能指標(biāo)，構(gòu)建了風(fēng)光水火儲等多類型電源參與調(diào)頻市場、采用順序競價模式和邊際價格進(jìn)行結(jié)算出清，驗(yàn)證了風(fēng)光水火儲等多類型電源參與調(diào)頻有利于提高系統(tǒng)的調(diào)頻性能。
綜上，相關(guān)文獻(xiàn)從技術(shù)角度和市場總體層角度開展了儲能電池系統(tǒng)參與輔助服務(wù)的分析與建模。然而，儲能電池系統(tǒng)將逐漸成為獨(dú)立的市場參與單元，并完成市場決策，其參與電能量市場并提供輔助服務(wù)的成本和收益問題還有待進(jìn)一步研究。鋰電池作為典型的儲能電池類型之一，也逐漸成為重要的輔助服務(wù)提供單元。本研究以鋰電池為例，以機(jī)會成本為理論基礎(chǔ)，研究儲能電池提供調(diào)頻輔助服務(wù)的成本，進(jìn)而提出儲能電池系統(tǒng)參與電能量市場與調(diào)頻市場的最優(yōu)運(yùn)行策略。
1 鋰電池儲能的AGC調(diào)頻特性分析
1.1 鋰電池儲能特性分析
電化學(xué)儲能技術(shù)較為成熟，已被大規(guī)模應(yīng)用，其安全性和環(huán)境友好性得到了很大的提升，成本也逐步下降，在電力系統(tǒng)應(yīng)用中逐漸占據(jù)領(lǐng)先地位。鋰電池儲能具有低自放電、充電效率高、循環(huán)壽命長、無記憶效應(yīng)等特點(diǎn)。
文獻(xiàn)[11]對相同裝機(jī)容量的火電機(jī)組和儲能電池系統(tǒng)的調(diào)頻響應(yīng)速度指標(biāo)開展了測試并發(fā)現(xiàn)：在相同擾動下，儲能響應(yīng)頻率偏差并達(dá)到穩(wěn)定出力狀態(tài)所需的時間約為1 s，而火電機(jī)組所需的時間約為6 s。并且火電機(jī)組在調(diào)節(jié)過程中出現(xiàn)了一定的超調(diào)現(xiàn)象，而儲能電池系統(tǒng)調(diào)節(jié)過程的超調(diào)現(xiàn)象并不明顯，表明儲能電池系統(tǒng)具有較好的頻率響應(yīng)性能。鋰電池儲能系統(tǒng)的快速響應(yīng)能力為電力系統(tǒng)在頻率波動初期提供一定的有功功率補(bǔ)償，使系統(tǒng)較快地響應(yīng)頻率偏差，減少頻率的最大偏移量。
1.2 鋰電池儲能的調(diào)頻原理分析
鋰電池儲能系統(tǒng)通過入網(wǎng)變流器的功率控制實(shí)現(xiàn)頻率響應(yīng)控制，從而達(dá)到頻率調(diào)整目的。儲能系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)頻率調(diào)節(jié)功率，需要經(jīng)過兩個環(huán)節(jié)的控制過程。
（1）DC/AC變流器控制
DC/AC變流器控制包括內(nèi)環(huán)控制和外環(huán)控制兩部分。內(nèi)環(huán)控制為內(nèi)環(huán)電流的解耦控制，外環(huán)控制可實(shí)現(xiàn)綜合慣性控制、下垂控制。
鋰電池儲能系統(tǒng)響應(yīng)電力系統(tǒng)頻率偏差的控制方法中，有功-頻率下垂控制是較為常用的控制方法之一，其有功增量與頻率偏差滿足如下關(guān)系：
2 鋰電池儲能的運(yùn)行建模
2.1 鋰電池儲能的運(yùn)行建模
鋰電池儲能系統(tǒng)在電力系統(tǒng)運(yùn)行中，需要考慮其最大充放電功率的限制和荷電狀態(tài)(state of charge，SOC)限制，由于儲能系統(tǒng)具有較快的調(diào)節(jié)速率，一般不考慮其爬坡約束。儲能在運(yùn)行調(diào)度建模中的最大充放電功率約束、荷電狀態(tài)的連續(xù)性約束，以及荷電狀態(tài)上、下限約束：
上述鋰電池儲能系統(tǒng)的運(yùn)行約束將作為含儲能的電能量市場出清問題的約束條件的一部分。
2.2 鋰電池儲能系統(tǒng)參與電能量市場的收益建模
在電能量市場中鋰電池儲能系統(tǒng)在電價較低時充電、在電價較高時放電來獲得最大的收益。鋰電池儲能系統(tǒng)的凈收益為其充、放電收益減去其運(yùn)行折舊與運(yùn)行維護(hù)成本。
（1）運(yùn)行成本
鋰電池的運(yùn)行壽命與放電深度有關(guān)，文獻(xiàn)[17]提出了如式(9)所示的鋰電池運(yùn)行折舊成本模型：
(9)
式(9)中，圖片鋰電池儲能系統(tǒng)的運(yùn)行折舊成本；圖片為鋰電池儲能系統(tǒng)的初始投資費(fèi)用，圖片為鋰電池儲能系統(tǒng)的平均循環(huán)壽命，圖片為鋰電池儲能系統(tǒng)的額定容量。
鋰電池儲能系統(tǒng)在充、放過程中，儲能系統(tǒng)的設(shè)備運(yùn)行維護(hù)會產(chǎn)生費(fèi)用，單位時間的運(yùn)行維護(hù)成本和充、放電功率有關(guān)：
(10)
式中，圖片為t時段儲能設(shè)備的運(yùn)行維護(hù)成本，圖片為系統(tǒng)運(yùn)行維護(hù)成本系數(shù)。
（2）運(yùn)行收益
鋰電池儲能系統(tǒng)的運(yùn)行收益是指在一定運(yùn)行周期內(nèi)，放電的收益減去充電的費(fèi)用和總運(yùn)行成本。以一天作為一個周期，并分為N個時段，則一天內(nèi)儲能的收益為：
(11)
式(11)中，圖片為t時段的電價。
3 鋰電池儲能提供調(diào)頻的機(jī)會成本分析與市場策略
3.1 電能量市場模型
鋰電池儲能系統(tǒng)提供輔助服務(wù)的機(jī)會成本來自于電能量市場中收益損失量。為此，建立了電能量市場的出清模型，包含火電機(jī)組、風(fēng)電機(jī)組、鋰電池儲能系統(tǒng)和負(fù)荷。
以系統(tǒng)總運(yùn)行成本最小為目標(biāo)，包括火電機(jī)組發(fā)電成本、儲能系統(tǒng)的運(yùn)行成本：
火電機(jī)組啟停約束：
式(15)～(20)中，圖片表示機(jī)組的運(yùn)行狀態(tài)變量；圖片、圖片為機(jī)組的最大、最小技術(shù)出力；圖片、圖片分別為機(jī)組的最大向上、向下爬坡速率；圖片、圖片分別表示機(jī)組的開機(jī)、停機(jī)狀態(tài)變量；圖片、圖片為機(jī)組的最小開、停機(jī)時間。
新能源出力約束：
(21)
式(21)中，圖片為新能源發(fā)電的預(yù)測出力。
市場出清模型還包括鋰電池儲能運(yùn)行約束，即式(4)～(8)。上述電量平衡約束、火電機(jī)組特性約束、新能源出力約束及鋰電池儲能系統(tǒng)運(yùn)行約束一起構(gòu)成了電能量市場出清優(yōu)化問題的可行域，保證市場出清結(jié)果的實(shí)際可行性。
3.2 鋰電池儲能提供AGC輔助服務(wù)的機(jī)會成本
機(jī)會成本在經(jīng)濟(jì)學(xué)上是指某種經(jīng)濟(jì)資源由于用于生產(chǎn)一種產(chǎn)品而放棄生產(chǎn)其他產(chǎn)品可獲得的最大收益。之所以要考慮機(jī)會成本，本質(zhì)上是因?yàn)檫@種資源是稀缺的，并且它可以有另外的用途，如果這種資源是飽和狀態(tài)，那么它用于某種生產(chǎn)的機(jī)會成本為零。機(jī)會成本可以幫助決策者對資源做出合理的配置，使理論上的收益能最大化。
鋰電池儲能系統(tǒng)提供調(diào)頻服務(wù)的機(jī)會成本是指儲能系統(tǒng)由于提供調(diào)頻輔助服務(wù)而在電能量市場中減少的收益，如式(22)，儲能系統(tǒng)不提供調(diào)頻服務(wù)時在電能量市場中的收益減去儲能系統(tǒng)提供一定調(diào)頻容量后在電能量市場中的收益，即為儲能提供調(diào)頻容量的機(jī)會成本。
(22)
式中，圖片表示儲能提供一定容量調(diào)頻容量的機(jī)會成本，圖片表示儲能不提供調(diào)頻服務(wù)時在電能量市場中的收益，圖片儲能提供一定容量調(diào)頻容量后在電能量市場中的收益。
本研究中考慮儲能在AGC調(diào)頻市場中采用對稱報價策略，即申報的向上、向下AGC容量相同，價格也相等。在電能量市場中，鋰電池儲能系統(tǒng)提供AGC調(diào)頻輔助服務(wù)機(jī)會成本分析模擬計(jì)算流程為：
（1）輸入各電源、儲能和負(fù)荷參數(shù)；
（2）建立含儲能系統(tǒng)電能量市場優(yōu)化出清模型，即公式(4)～(10)、(12)～(21)；
（3）利用Cplex求解器完成上述優(yōu)化問題的求解；并計(jì)算儲能系統(tǒng)在電能量市場中收益圖片；
（4）考慮儲能系統(tǒng)參與AGC調(diào)頻市場并預(yù)留一定的向上、向下AGC調(diào)頻容量，本研究中采用對稱申報模式，即向上、向下AGC申報容量相等(Ru=Rd)；考慮預(yù)留AGC容量后，鋰電池儲能系統(tǒng)在電能量市場中的運(yùn)行邊界將發(fā)生變化，因此，需要更新其充、放電功率上限與荷電狀態(tài)上、下限；
（5）重新優(yōu)化并計(jì)算儲能在電能量市場中收益圖片；
（6）計(jì)算儲能提供AGC調(diào)頻容量的機(jī)會成本，即為圖片；
3.3 鋰電池儲能系統(tǒng)的市場策略分析
鋰電池儲能系統(tǒng)可以同時參與電能量市場和輔助服務(wù)市場，需要預(yù)留出一部分容量，以備AGC的調(diào)用，而儲能一般有荷電狀態(tài)上、下限的約束，所以儲能除了要預(yù)留功率容量外，還需預(yù)留電量裕度，即荷電狀態(tài)的上、下限：
式中，圖片、圖片分別為鋰電池儲能預(yù)留AGC容量圖片、圖片后，參與電能量市場的荷電狀態(tài)的上、下限；圖片表示調(diào)用時要求的AGC持續(xù)運(yùn)行時間，例如10 min。
儲能提供AGC輔助服務(wù)包括兩部分功能，即提供AGC容量與AGC實(shí)時調(diào)節(jié)服務(wù)，前者的成本表現(xiàn)為機(jī)會成本，后者的成本表現(xiàn)為頻繁的功率調(diào)節(jié)對鋰電池儲能壽命的影響，產(chǎn)生了折舊成本。若已知儲能的AGC調(diào)節(jié)量，可利用公式(9)計(jì)算相應(yīng)的折舊成本。然而電網(wǎng)中AGC調(diào)節(jié)工況復(fù)雜多變，難以預(yù)測。因此，可以通過經(jīng)驗(yàn)法評估一段時間內(nèi)儲能提供AGC的功率調(diào)節(jié)量，進(jìn)而折算出單位AGC調(diào)節(jié)容量對應(yīng)的運(yùn)行調(diào)節(jié)成本，用符號圖片表示，本研究主要討論儲能提供輔助服務(wù)的市場策略，僅在分析模型考慮AGC調(diào)節(jié)成本圖片，對其提供AGC調(diào)節(jié)服務(wù)的實(shí)際成本不作具體測算。
儲能系統(tǒng)參與電能量市場和輔助服務(wù)市場時，其功率和電量容量有兩種選擇，參與電能量市場進(jìn)行電量交易獲利，或者參與AGC輔助服務(wù)市場獲得補(bǔ)償收益。為了實(shí)現(xiàn)最優(yōu)的市場決策，可以通過比較單位容量的機(jī)會成本、AGC調(diào)節(jié)成本之和與AGC補(bǔ)償價格的大小做出決策。例如，若每小時AGC補(bǔ)償價格為0.16元/kW，單位容量儲能的機(jī)會成本為0.15元/kW，AGC調(diào)節(jié)成本0.02元/kW，兩者之和為0.17元/kW，大于AGC補(bǔ)償價格，說明儲能系統(tǒng)提供AGC服務(wù)的收益小于參加電能量市場的獲利，因此，將不參與AGC市場；若單位容量的機(jī)會成本為0.12元/kW，與AGC調(diào)節(jié)成本之和為0.14元/kW，小于調(diào)頻補(bǔ)償價格，說明通過參與調(diào)頻市場可以獲得更多的收益，因此，將參與AGC市場。
值得注意的是，如果儲能系統(tǒng)的容量相對于整個電力系統(tǒng)來說很小，則其對電能量市場出清電價的影響可以忽略不計(jì)。本研究將逐次計(jì)算鋰電池儲能提供不同AGC調(diào)頻容量下的機(jī)會成本，然后根據(jù)AGC機(jī)會成本、AGC調(diào)節(jié)成本之和與AGC補(bǔ)償價格的大小，做出參與電能量市場和輔助服務(wù)市場的決策。只要單位AGC容量的機(jī)會成本與AGC調(diào)節(jié)成本之和小于AGC補(bǔ)償價格，儲能系統(tǒng)就可以通過參與AGC市場獲得更多收益。因此，選取機(jī)會成本小于AGC補(bǔ)償價格下的最大AGC可申報容量，作為最優(yōu)決策，該市場策略的流程如圖1所示。
圖1 鋰電池儲能參與市場的決策流程
4 算例分析
4.1 算例介紹
基于改進(jìn)的IEEE 6節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)開展算例分析，如圖2所示。該系統(tǒng)中包含3臺常規(guī)機(jī)組：G1、G2、G3，分別接在編號為1、2、6號節(jié)點(diǎn)上；1個風(fēng)電場(WT)接在編號為4的節(jié)點(diǎn)上；1個容量為20 MW/100 MWh的鋰電池儲能系統(tǒng)接在編號為5號節(jié)點(diǎn)上。三臺常規(guī)機(jī)組參數(shù)見表1，包括最大、最小技術(shù)出力參數(shù)、發(fā)電成本二次函數(shù)系數(shù)、燃料價格、以及各常規(guī)機(jī)組所能提供的AGC容量。
圖2 IEEE 6節(jié)點(diǎn)算例系統(tǒng)單線圖
表1 三臺常規(guī)機(jī)組參數(shù)
4.2 電能量市場出清結(jié)果
鋰電池儲能全部容量參與能量市場的出清結(jié)果如圖3～圖4所示，市場出清電價由常規(guī)發(fā)電機(jī)組的邊際發(fā)電成本決定，負(fù)荷越大，市場出清電價越高，該算例中，峰時段電價為40.57 $/MWh，谷時段電價為17.05 $/MWh。儲能主要在電價低谷時段充電，電價高峰時段放電，從而利用電能量市場中的電價差獲得收益。本算例中，鋰電池儲能的充放電效率取值為90%，即充1度電可放0.9度電。單位充放電功率的運(yùn)行維護(hù)成本為4 $/MWh。算例中的峰、谷電價差23.52 $/MWh，因此，儲能可以在電能量市場中利用峰、谷電價差獲利?？芍喝舴鍟r段電價乘以充放電效率后與谷時段電價只差大于儲能運(yùn)行維護(hù)成本，儲能便可利用峰谷價差獲利。
圖3 負(fù)荷和電能量市場出清價格
圖4 電能量市場出清結(jié)果
圖4中，三個常規(guī)機(jī)組總出力是6106.89 MWh，風(fēng)電出力是1471.2 MWh，儲能總充電功率為68.82 MWh，放電功率為61.94 MWh。利用峰谷電價差進(jìn)行充放電的總收益為1199元，總運(yùn)行成本524元，因此儲能在電能量市場中的凈收益為675元。
4.3 鋰電池儲能系統(tǒng)AGC調(diào)頻機(jī)會成本計(jì)算結(jié)果
逐步模擬鋰電池儲能系統(tǒng)提供不同AGC調(diào)頻容量，其在電能量市場中的獲利情況，并獲取余下容量在能量市場中收益情況，并與全容量參與電能量市場時的收益對比，獲取儲能系統(tǒng)提供AGC調(diào)頻的機(jī)會成本。
鋰電池儲能系統(tǒng)提供不同AGC調(diào)頻容量時，其荷電狀態(tài)變化趨勢如圖5所示。儲能系統(tǒng)通過充放電參與電能量市場，獲取收益。因此，荷電狀態(tài)的變化程度也可反映其在電能量市場中的收益情況。調(diào)頻容量為0，即儲能系統(tǒng)只參與電能量市場時，儲能系統(tǒng)在電能量市場收益最大，最大荷電狀態(tài)接近100 MWh，最小值接近22 MWh；而當(dāng)調(diào)頻容量增大到10 MW時，儲能系統(tǒng)最多儲存的電量不到80 MWh；當(dāng)調(diào)頻容量增大到12 MW時，儲能系統(tǒng)最多儲存的電量不到70 MWh，儲能系統(tǒng)在電能量市場中的利用情況進(jìn)一步降低；當(dāng)調(diào)頻容量增大到18 MW時，儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)變化范圍為20～40 MWh，在電能量市場中的收益變得更小。當(dāng)系統(tǒng)儲能提供AGC容量較大時，儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)離上限范圍較大，即為松弛約束。然而，功率容量是限制儲能系統(tǒng)提供AGC獲利的主要因素。
圖5 不同AGC申報容量下儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)
圖6展示了鋰電池儲能在不同AGC調(diào)頻容量下在能量市場收益的變化與AGC服務(wù)機(jī)會成本的變化情況。隨著申報的AGC調(diào)頻容量的增加，儲能在電能量市場中收益逐步減??；隨著申報的AGC調(diào)頻容量的增加，其機(jī)會成本進(jìn)一步增加，儲能AGC調(diào)頻的機(jī)會成本曲線的斜率也逐漸增大，機(jī)會成本曲線的斜率即為邊際機(jī)會成本，說明邊際機(jī)會成本越來越大。通過差分方法獲取不同時段上的曲線斜率，得到：0～2 MW處的斜率為0.1 $/MW，16～18 MW處的斜率為1.35 $/MW。
圖6 不同AGC調(diào)頻容量下的儲能機(jī)會成本
為了實(shí)現(xiàn)儲能的市場最優(yōu)決策，合理分配鋰電池儲能系統(tǒng)在電能量與AGC調(diào)頻市場中的容量，需要計(jì)算單位調(diào)頻容量的機(jī)會成本，計(jì)算結(jié)果如圖7所示?？梢钥闯?，申報的AGC調(diào)頻容量越大，單位調(diào)頻容量的機(jī)會成本越大，當(dāng)該值與AGC調(diào)節(jié)成本之和大于單位容量在調(diào)頻市場中的補(bǔ)償價格時，鋰電池儲能系統(tǒng)的總收益開始減少。
圖7 單位AGC容量的機(jī)會成本
我國電網(wǎng)各區(qū)域電網(wǎng)AGC補(bǔ)償方式和價格存在較大差異，其中華北電網(wǎng)AGC調(diào)節(jié)容量的補(bǔ)償價格為5元/MW，西北電網(wǎng)AGC調(diào)節(jié)容量的補(bǔ)償價格為20元/MW，折合成本算例中的單位分別為：0.78 $/MW和3.14 $/MW。如圖7所示，參考我國華北區(qū)域電網(wǎng)AGC補(bǔ)償價格，若AGC調(diào)頻補(bǔ)償價格定為0.78 $/MW，AGC調(diào)節(jié)成本的經(jīng)驗(yàn)值設(shè)為0.1 $/MW，則在調(diào)頻容量約為7.5 MW時，單位調(diào)頻容量的機(jī)會成本與AGC調(diào)節(jié)成本之和等于其AGC調(diào)頻補(bǔ)償價格，此時，儲能在電能量與AGC調(diào)頻市場中的總收益達(dá)到最大，即為最優(yōu)市場決策。若申報的AGC調(diào)頻容量大于7.5 MW，儲能獲得的總收益將開始減小。若參考西北電網(wǎng)AGC調(diào)節(jié)容量的補(bǔ)償價格，由于補(bǔ)償價格高達(dá)3.14 $/MW，儲能全部容量將用于提供AGC服務(wù)，獲得更高收益。
5 結(jié)論
本文基于機(jī)會成本分析，提出了鋰電池儲能系統(tǒng)提供AGC調(diào)頻的機(jī)會成本分析與建模方法。建立了含儲能參與的電能量市場出清模型，通過逐次模擬獲得儲能系統(tǒng)提供AGC調(diào)頻容量的機(jī)會成本。并通過機(jī)會成本與AGC補(bǔ)償價格對比，提出了儲能系統(tǒng)參與電能量市場與AGC調(diào)頻市場的最優(yōu)決策方法。
隨著儲能申報的AGC調(diào)頻容量的增加，其參與電能量市場的功率上限變小，同時其荷電狀態(tài)的可調(diào)節(jié)范圍也變小，從而導(dǎo)致在電能量市場中的收益變小。
儲能系統(tǒng)提供AGC調(diào)頻的邊際機(jī)會成本隨申報容量的增加而增加。當(dāng)AGC調(diào)頻容量的邊際機(jī)會成本與AGC調(diào)節(jié)成本之和等于AGC調(diào)頻補(bǔ)償價格時，此時儲能系統(tǒng)在電能量市場與AGC市場中的總收益達(dá)到最大，對應(yīng)的容量即為最優(yōu)AGC調(diào)頻申報容量。當(dāng)AGC補(bǔ)償價格很大時，儲能系統(tǒng)全部容量將用于提供AGC服務(wù)。
