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)濟技術研究院；2. 大連理工大學 電氣工程學院
引用： 時雨,張忠,楊晶瑩等.儲能電池系統(tǒng)提供AGC調(diào)頻的機會成本建模與市場策略[J].儲能科學與技術,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市場的收益權衡問題。為此，本文以鋰電池儲能電池系統(tǒng)為例，基于機會成本概念，提出了儲能電池系統(tǒng)提供AGC調(diào)頻的機會成本分析與建模方法；進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)頻的邊際機會成本隨申報容量的增加而增加，因此，當AGC調(diào)頻容量的邊際機會成本與AGC調(diào)節(jié)成本之和等于AGC調(diào)頻補償價格時，儲能電池系統(tǒng)的總收益達到最大。
關鍵詞 鋰電池儲能；AGC調(diào)頻；機會成本；電能量市場；市場策略
“雙碳”目標下，新能源發(fā)電裝機容量逐年攀升。雖然目前我國的電力來源結構中，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)電裝機容量占比下降至49.1%，非化石能源裝機容量升高至44.8%。以風能、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、備用等輔助服務需求顯著增加。
為了維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，減少新能源發(fā)電對電網(wǎng)運行的不利影響，輔助服務市場將進一步擴大，以挖掘和激勵更多的輔助服務資源。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)為負荷、電源雙重角色。同時又是電能量市場與輔助服務市場的重要參與者，因此，儲能電池系統(tǒng)參與能量市場與輔助服務市場的決策和效益分析問題變得較為復雜。本文以機會成本概念為基礎，為儲能電池系統(tǒng)參與AGC調(diào)頻輔助服務的決策問題提供了一種分析與解決方法。
電源側的輔助服務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靈活資源參與輔助服務市場。英國電網(wǎng)公司已經(jīng)明確定義了儲能與負荷響應的頻率響應產(chǎn)品。相關文獻對儲能電池系統(tǒng)以及負荷側參與輔助服務的運行和收益問題開展了初步的研究。
針對儲能電池系統(tǒng)提供輔助服務的技術可行性已開展了較多的研究。文獻[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)的實現(xiàn)方案，該方案根據(jù)實時頻率變化，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[8]提出了風能轉換系統(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)，減輕風電不確定性對電網(wǎng)頻率的影響。文獻[9]為了提高AGC的動態(tài)響應性能，以總功率偏差最小和調(diào)頻里程成本最小為目標，建立了考慮儲能電池系統(tǒng)參與調(diào)頻的雙目標互補控制模型，基于灰色目標決策理論，提出了兼顧運行經(jīng)濟性和電能質(zhì)量的綜合調(diào)度方案。文獻[10]在考慮儲能設備的老化成本的基礎上，以獲得最大調(diào)頻收益為目標，提出了儲能電池系統(tǒng)提供調(diào)頻服務的控制方法。文獻[11]對比了火電機組和儲能系統(tǒng)的調(diào)頻性能，得出了儲能電池系統(tǒng)調(diào)頻具有響應速度快、穩(wěn)定性高的優(yōu)勢的結論。
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[12]提出了分布式儲能聚合商參與調(diào)峰輔助服務市場的交易模式。文獻[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和儲能設備的市場出清方案，實現(xiàn)了日前市場與實時市場的出清。文獻[14]在加利福尼亞獨立系統(tǒng)運營商的市場規(guī)則的背景下，研究了儲能電站與電動汽車參與調(diào)頻市場的運行策略，以及如何最小化總成本價。文獻[15]考慮了調(diào)頻性能指標，構建了風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行結算出清，驗證了風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，相關文獻從技術角度和市場總體層角度開展了儲能電池系統(tǒng)參與輔助服務的分析與建模。然而，儲能電池系統(tǒng)將逐漸成為獨立的市場參與單元，并完成市場決策，其參與電能量市場并提供輔助服務的成本和收益問題還有待進一步研究。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提供單元。本研究以鋰電池為例，以機會成本為理論基礎，研究儲能電池提供調(diào)頻輔助服務的成本，進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
電化學儲能技術較為成熟，已被大規(guī)模應用，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)應用中逐漸占據(jù)領先地位。鋰電池儲能具有低自放電、充電效率高、循環(huán)壽命長、無記憶效應等特點。
文獻[11]對相同裝機容量的火電機組和儲能電池系統(tǒng)的調(diào)頻響應速度指標開展了測試并發(fā)現(xiàn)：在相同擾動下，儲能響應頻率偏差并達到穩(wěn)定出力狀態(tài)所需的時間約為1 s，而火電機組所需的時間約為6 s。并且火電機組在調(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性能。鋰電池儲能系統(tǒng)的快速響應能力為電力系統(tǒng)在頻率波動初期提供一定的有功功率補償，使系統(tǒng)較快地響應頻率偏差，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現(xiàn)頻率響應控制，從而達到頻率調(diào)整目的。儲能系統(tǒng)實現(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)控制可實現(xiàn)綜合慣性控制、下垂控制。
鋰電池儲能系統(tǒng)響應電力系統(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系：
2 鋰電池儲能的運行建模
2.1 鋰電池儲能的運行建模
鋰電池儲能系統(tǒng)在電力系統(tǒng)運行中，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、放電收益減去其運行折舊與運行維護成本。
（1）運行成本
鋰電池的運行壽命與放電深度有關，文獻[17]提出了如式(9)所示的鋰電池運行折舊成本模型：
(9)
式(9)中，圖片鋰電池儲能系統(tǒng)的運行折舊成本；圖片為鋰電池儲能系統(tǒng)的初始投資費用，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)的設備運行維護會產(chǎn)生費用，單位時間的運行維護成本和充、放電功率有關：
(10)
式中，圖片為t時段儲能設備的運行維護成本，圖片為系統(tǒng)運行維護成本系數(shù)。
（2）運行收益
鋰電池儲能系統(tǒng)的運行收益是指在一定運行周期內(nèi)，放電的收益減去充電的費用和總運行成本。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)提供輔助服務的機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，包含火電機組、風電機組、鋰電池儲能系統(tǒng)和負荷。
以系統(tǒng)總運行成本最小為目標，包括火電機組發(fā)電成本、儲能系統(tǒng)的運行成本：
火電機組啟停約束：
式(15)～(20)中，圖片表示機組的運行狀態(tài)變量；圖片、圖片為機組的最大、最小技術出力；圖片、圖片分別為機組的最大向上、向下爬坡速率；圖片、圖片分別表示機組的開機、停機狀態(tài)變量；圖片、圖片為機組的最小開、停機時間。
新能源出力約束：
(21)
式(21)中，圖片為新能源發(fā)電的預測出力。
市場出清模型還包括鋰電池儲能運行約束，即式(4)～(8)。上述電量平衡約束、火電機組特性約束、新能源出力約束及鋰電池儲能系統(tǒng)運行約束一起構成了電能量市場出清優(yōu)化問題的可行域，保證市場出清結果的實際可行性。
3.2 鋰電池儲能提供AGC輔助服務的機會成本
機會成本在經(jīng)濟學上是指某種經(jīng)濟資源由于用于生產(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。之所以要考慮機會成本，本質(zhì)上是因為這種資源是稀缺的，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)的機會成本為零。機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)頻服務的機會成本是指儲能系統(tǒng)由于提供調(diào)頻輔助服務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)頻容量的機會成本，圖片表示儲能不提供調(diào)頻服務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)頻輔助服務機會成本分析模擬計算流程為：
（1）輸入各電源、儲能和負荷參數(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)；考慮預留AGC容量后，鋰電池儲能系統(tǒng)在電能量市場中的運行邊界將發(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)化并計算儲能在電能量市場中收益圖片；
（6）計算儲能提供AGC調(diào)頻容量的機會成本，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市場，需要預留出一部分容量，以備AGC的調(diào)用，而儲能一般有荷電狀態(tài)上、下限的約束，所以儲能除了要預留功率容量外，還需預留電量裕度，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)運行時間，例如10 min。
儲能提供AGC輔助服務包括兩部分功能，即提供AGC容量與AGC實時調(diào)節(jié)服務，前者的成本表現(xiàn)為機會成本，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)計算相應的折舊成本。然而電網(wǎng)中AGC調(diào)節(jié)工況復雜多變，難以預測。因此，可以通過經(jīng)驗法評估一段時間內(nèi)儲能提供AGC的功率調(diào)節(jié)量，進而折算出單位AGC調(diào)節(jié)容量對應的運行調(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)服務的實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市場時，其功率和電量容量有兩種選擇，參與電能量市場進行電量交易獲利，或者參與AGC輔助服務市場獲得補償收益。為了實現(xiàn)最優(yōu)的市場決策，可以通過比較單位容量的機會成本、AGC調(diào)節(jié)成本之和與AGC補償價格的大小做出決策。例如，若每小時AGC補償價格為0.16元/kW，單位容量儲能的機會成本為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補償價格，說明儲能系統(tǒng)提供AGC服務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。本研究將逐次計算鋰電池儲能提供不同AGC調(diào)頻容量下的機會成本，然后根據(jù)AGC機會成本、AGC調(diào)節(jié)成本之和與AGC補償價格的大小，做出參與電能量市場和輔助服務市場的決策。只要單位AGC容量的機會成本與AGC調(diào)節(jié)成本之和小于AGC補償價格，儲能系統(tǒng)就可以通過參與AGC市場獲得更多收益。因此，選取機會成本小于AGC補償價格下的最大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
基于改進的IEEE 6節(jié)點系統(tǒng)開展算例分析，如圖2所示。該系統(tǒng)中包含3臺常規(guī)機組：G1、G2、G3，分別接在編號為1、2、6號節(jié)點上；1個風電場(WT)接在編號為4的節(jié)點上；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)點上。三臺常規(guī)機組參數(shù)見表1，包括最大、最小技術出力參數(shù)、發(fā)電成本二次函數(shù)系數(shù)、燃料價格、以及各常規(guī)機組所能提供的AGC容量。
圖2 IEEE 6節(jié)點算例系統(tǒng)單線圖
表1 三臺常規(guī)機組參數(shù)
4.2 電能量市場出清結果
鋰電池儲能全部容量參與能量市場的出清結果如圖3～圖4所示，市場出清電價由常規(guī)發(fā)電機組的邊際發(fā)電成本決定，負荷越大，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行維護成本為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。可知：若峰時段電價乘以充放電效率后與谷時段電價只差大于儲能運行維護成本，儲能便可利用峰谷價差獲利。
圖3 負荷和電能量市場出清價格
圖4 電能量市場出清結果
圖4中，三個常規(guī)機組總出力是6106.89 MWh，風電出力是1471.2 MWh，儲能總充電功率為68.82 MWh，放電功率為61.94 MWh。利用峰谷電價差進行充放電的總收益為1199元，總運行成本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)頻機會成本計算結果
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一步降低；當調(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服務機會成本的變化情況。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，其機會成本進一步增加，儲能AGC調(diào)頻的機會成本曲線的斜率也逐漸增大，機會成本曲線的斜率即為邊際機會成本，說明邊際機會成本越來越大。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)頻容量下的儲能機會成本
為了實現(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，需要計算單位調(diào)頻容量的機會成本，計算結果如圖7所示?？梢钥闯?，申報的AGC調(diào)頻容量越大，單位調(diào)頻容量的機會成本越大，當該值與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容量的機會成本
我國電網(wǎng)各區(qū)域電網(wǎng)AGC補償方式和價格存在較大差異，其中華北電網(wǎng)AGC調(diào)節(jié)容量的補償價格為5元/MW，西北電網(wǎng)AGC調(diào)節(jié)容量的補償價格為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補償價格，若AGC調(diào)頻補償價格定為0.78 $/MW，AGC調(diào)節(jié)成本的經(jīng)驗值設為0.1 $/MW，則在調(diào)頻容量約為7.5 MW時，單位調(diào)頻容量的機會成本與AGC調(diào)節(jié)成本之和等于其AGC調(diào)頻補償價格，此時，儲能在電能量與AGC調(diào)頻市場中的總收益達到最大，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)容量的補償價格，由于補償價格高達3.14 $/MW，儲能全部容量將用于提供AGC服務，獲得更高收益。
5 結論
本文基于機會成本分析，提出了鋰電池儲能系統(tǒng)提供AGC調(diào)頻的機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)頻容量的機會成本。并通過機會成本與AGC補償價格對比，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)頻的邊際機會成本隨申報容量的增加而增加。當AGC調(diào)頻容量的邊際機會成本與AGC調(diào)節(jié)成本之和等于AGC調(diào)頻補償價格時，此時儲能系統(tǒng)在電能量市場與AGC市場中的總收益達到最大，對應的容量即為最優(yōu)AGC調(diào)頻申報容量。當AGC補償價格很大時，儲能系統(tǒng)全部容量將用于提供AGC服務。
