時(shí)智勇，王彩霞，胡 靜

（國網(wǎng)能源研究院有限公司，北京 102209）

高比例新能源、高比例電力電子裝備的大規(guī)模并網(wǎng)給電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行和電力電量平衡帶來極大挑戰(zhàn)，電力系統(tǒng)對靈活性資源需求迫切[1-2]。新型儲能是指除抽水蓄能外，以電力為主要輸出形式的儲能技術(shù)，對推動能源綠色轉(zhuǎn)型、應(yīng)對極端事件、保障電力可靠供應(yīng)等具有重要意義。獨(dú)立新型儲能電站是指直接接入公用電網(wǎng)，功率等級較大，接受統(tǒng)一調(diào)度并獨(dú)立運(yùn)行的儲能設(shè)施，是新型儲能應(yīng)用的主要形式之一。

國家鼓勵(lì)新型儲能通過電力市場疏導(dǎo)成本，國家發(fā)展改革委、國家能源局《進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》已明確新型儲能可作為獨(dú)立主體參與輔助服務(wù)、中長期交易、現(xiàn)貨交易等。當(dāng)前，以鋰電池為代表的獨(dú)立新型儲能技術(shù)成本仍然較高，僅通過電力市場難以盈利，社會資本投資建設(shè)新型儲能積極性不高。同時(shí)，為加快推動實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰目標(biāo)，國家鼓勵(lì)新能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模，配置儲能已成為多個(gè)省份新能源發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)的前提條件[3]，加大了新能源電站的經(jīng)營壓力。因此在電力市場改革過渡期和儲能成本相對較高的發(fā)展階段，有必要研究設(shè)計(jì)合理的價(jià)格機(jī)制，一方面全面反映儲能價(jià)值，促進(jìn)儲能發(fā)展[4]；另一方面有效疏導(dǎo)儲能成本，保障各利益相關(guān)方合理承擔(dān)費(fèi)用。

本文主要針對獨(dú)立新型儲能電站(下文簡稱儲能電站)的價(jià)格機(jī)制開展研究，總結(jié)了國外典型國家儲能電站價(jià)格形成機(jī)制的實(shí)踐和經(jīng)驗(yàn)，闡述了我國儲能電站價(jià)格機(jī)制的相關(guān)探索，基于功能與價(jià)值的統(tǒng)一、成本與收益的統(tǒng)一、責(zé)權(quán)利的統(tǒng)一設(shè)計(jì)原則，提出了引入傳遞因子的儲能電站價(jià)格形成機(jī)制及成本疏導(dǎo)優(yōu)化方法，最后通過案例進(jìn)行說明。

1 國內(nèi)外儲能電站價(jià)格機(jī)制

1.1 國外儲能電站價(jià)格機(jī)制經(jīng)驗(yàn)

儲能電站的價(jià)格機(jī)制多由自身的角色定位來確定，文獻(xiàn)[5]將國外儲能設(shè)施分為單一市場主體、單一被管制主體和同時(shí)作為市場主體和被管制主體三類。其中，儲能電站作為被管制主體是將其歸屬為輸配電資產(chǎn)納入監(jiān)管，并通過輸配電價(jià)或銷售電價(jià)回收，即管制定價(jià)；作為市場主體是指儲能電站通過參與電力市場獲利，由競爭產(chǎn)生價(jià)格，即市場定價(jià)。

儲能設(shè)施能否作為輸配電資產(chǎn)是管制定價(jià)的關(guān)鍵，各國仍在探索中。英國禁止電力系統(tǒng)運(yùn)營商(electrical system operator，ESO)直接投資運(yùn)營儲能資源[6]。歐盟禁止輸電運(yùn)營商(TSO)和配電運(yùn)營商(DSO)擁有并運(yùn)營儲能系統(tǒng)，提倡通過從第三方購買服務(wù)。美國聯(lián)邦能源管理委員會(Federal Energy Regulatory Commission，F(xiàn)ERC)原則上不允許獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商(independent system operator，ISO)擁有儲能資產(chǎn)，紐約州、德州的監(jiān)管機(jī)構(gòu)禁止公用事業(yè)公司擁有儲能資產(chǎn)，但考慮儲能在電力可靠供應(yīng)和系統(tǒng)安全運(yùn)行方面的重要作用，加州(CAISO)、賓西法尼亞-新澤西-馬里蘭(PJM)、美國中部(MISO)等各ISO探索儲能作為輸電資產(chǎn)并獲取收益的可能性，如CAISO 提出了SATA(storage as a transmission asset)一種新的合約機(jī)制，MISO 將儲能作為單一輸電資產(chǎn)的提案，已經(jīng)得到了FERC批準(zhǔn)通過[7-9]。意大利電力監(jiān)管部門允許電力公司建設(shè)和運(yùn)營用于輸電網(wǎng)安全運(yùn)行、提高可再生能源滲透率和用于調(diào)度服務(wù)的發(fā)電設(shè)施，Terna電力公司為解決西西里島和撒丁島可靠供電投資建設(shè)了1.6 萬千瓦儲能設(shè)施，項(xiàng)目經(jīng)過經(jīng)濟(jì)發(fā)展部和監(jiān)管機(jī)構(gòu)批準(zhǔn)后，相應(yīng)成本享受相應(yīng)的資產(chǎn)回報(bào)(regulated asset base，RAB)[10]。韓國實(shí)施電網(wǎng)運(yùn)營與電力調(diào)度一體化管理，韓國電力公司KEPCO提出“系統(tǒng)穩(wěn)定公共儲能建設(shè)計(jì)劃”，到2022年底建設(shè)128萬千瓦時(shí)電池系統(tǒng)，并獲得政府電力基礎(chǔ)設(shè)施基金支持。

參與電力市場是歐美等國儲能應(yīng)用的主要形式，因此，市場定價(jià)也是主要的價(jià)格形成機(jī)制[11-13]。儲能電站參與電能量市場(中長期交易、現(xiàn)貨交易)、輔助服務(wù)市場(調(diào)頻、備用)、容量市場，通過雙邊協(xié)商、集中競價(jià)、集中撮合、拍賣等方式形成價(jià)格。電能量批發(fā)市場方面，美國主要ISO采取統(tǒng)一運(yùn)營模式，日前、實(shí)時(shí)執(zhí)行全電量出清形成市場價(jià)格。英國儲能設(shè)施通過雙邊交易形成價(jià)格和電力曲線或通過集中競價(jià)參與平衡市場。輔助服務(wù)市場方面，美國PJM、英國、澳大利亞等均推出了針對快速調(diào)頻資源的調(diào)頻輔助服務(wù)市場以提升系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性，并突出了按效果付費(fèi)的補(bǔ)償機(jī)制。容量市場方面，美國PJM、英國主要通過競價(jià)或拍賣方式形成容量價(jià)格，儲能由于受放電時(shí)長的限制，均設(shè)定了容量補(bǔ)償系數(shù)，儲能放電時(shí)長越短系數(shù)越低。與此同時(shí)，歐美等國均允許儲能電站可同時(shí)參與電能量、輔助服務(wù)和容量等多種市場，提升了儲能盈利水平。美國能源信息署(Energy Information Administration，EIA)對截至2020 年底美國公用儲能電站(容量大于1兆瓦)應(yīng)用領(lǐng)域進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，如圖1所示：約有885 兆瓦(占公用事業(yè)規(guī)模電池總?cè)萘康?9%)用于頻率響應(yīng)，583兆瓦(占比39%)用于爬坡或備轉(zhuǎn)容量，586 兆瓦(占比37%)參與現(xiàn)貨市場。

圖1 美國公用儲能電站應(yīng)用領(lǐng)域分布(2016—2020)Fig.1 Use cases for US utility-scale battery storage capacity(2016—2020)

1.2 我國儲能電站價(jià)格機(jī)制探索

在管制定價(jià)方面，儲能電站價(jià)格機(jī)制的研究主要參考抽水蓄能的兩部制電價(jià)政策[14-15]。容量電價(jià)核定方面，體現(xiàn)儲能電站提供調(diào)頻、調(diào)壓、備用和黑啟動等系統(tǒng)價(jià)值，通過對標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平合理確定核價(jià)參數(shù)，按照經(jīng)營期定價(jià)法核定容量電價(jià)，容量電價(jià)覆蓋儲能電站的固定投資、充放電損耗等；電量電價(jià)以競爭性方式形成或執(zhí)行當(dāng)?shù)氐碾妰r(jià)政策[16]?；趦刹恐齐妰r(jià)，文獻(xiàn)[17]提出儲能標(biāo)桿電價(jià)方案，電費(fèi)納入電網(wǎng)公司購電成本，從銷售電價(jià)予以疏導(dǎo)。文獻(xiàn)[18]在測算財(cái)務(wù)收益與價(jià)值效益的基礎(chǔ)上，分析了將電網(wǎng)替代性儲能成本納入輸配電價(jià)回收的合理性。從鋰離子儲能電站投資成本來看，其容量電費(fèi)遠(yuǎn)高于515 元/(kW·月)的抽水蓄能平均容量電費(fèi)，若新型儲能大規(guī)模應(yīng)用容量電價(jià)并通過輸配電價(jià)疏導(dǎo)勢必推高終端電價(jià)。因此，該類定價(jià)模式適用于兩類場景，一類是當(dāng)前造價(jià)較高但技術(shù)先進(jìn)且未來具有商業(yè)化應(yīng)用前景的示范項(xiàng)目，如目前已批復(fù)的200 MW/800 MWh 大連液流電池儲能調(diào)峰電站國家示范項(xiàng)目；另一類是電力系統(tǒng)保安全、保供應(yīng)運(yùn)行需要，且其他替代方案經(jīng)濟(jì)性不足或無法通過市場盈利但必須配置的儲能項(xiàng)目。

推動儲能通過市場盈利是我國儲能發(fā)展的基本方向[19]，國家和地方政府積極推動電力市場化改革，為儲能商業(yè)化應(yīng)用創(chuàng)造條件。目前，已經(jīng)明確了儲能電站中長期交易市場主體身份，不斷擴(kuò)大現(xiàn)貨試點(diǎn)范圍，山東等部分省份明確將儲能納入現(xiàn)貨交易，不斷完善輔助服務(wù)市場化運(yùn)營和補(bǔ)償機(jī)制，為儲能電站參與交易提供了更多可能[20]。從實(shí)際成效來看，一方面，儲能電站成本仍然較高，在市場上難以與火電、抽蓄等其他替代資源相競爭；另一方面，市場機(jī)制尚不完善，儲能在單一市場中的利用率較低，多重價(jià)值、系統(tǒng)價(jià)值難以得到全面體現(xiàn)。因此，儲能電站僅通過電力市場還難以實(shí)現(xiàn)盈利。

在能源低碳轉(zhuǎn)型與電力市場改革“雙期”疊加階段，儲能電站政府兩部制定價(jià)模式和獨(dú)立參與電力市場均難以支撐其大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用。通過市場盈利是儲能電站未來主要發(fā)展趨勢，在此過渡期內(nèi)，需要對儲能電站有效的價(jià)格形成機(jī)制進(jìn)一步探索。

2 儲能電站價(jià)格機(jī)制設(shè)計(jì)原則

2.1 功能與價(jià)值的統(tǒng)一

儲能電站在空間上可以實(shí)現(xiàn)容量共享，在時(shí)間上可以實(shí)現(xiàn)能量轉(zhuǎn)移，因此在價(jià)格機(jī)制設(shè)計(jì)上既要考慮容量價(jià)值也要考慮電量價(jià)值。容量方面主要包括一次調(diào)頻、調(diào)壓、黑啟動、緊急備用等，其價(jià)值主要體現(xiàn)在保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行、保障電力可靠供應(yīng)、延緩電力設(shè)施擴(kuò)容改造、緩解線路擁塞等，評價(jià)指標(biāo)主要包括充放電功率、響應(yīng)時(shí)間、調(diào)節(jié)速度、調(diào)節(jié)精度等。儲能電站的電量價(jià)值主要通過能量時(shí)移來實(shí)現(xiàn)，包括電力系統(tǒng)削峰填谷、促進(jìn)新能源消納以及平抑電力現(xiàn)貨的價(jià)格波動等，并通過運(yùn)營的指標(biāo)體現(xiàn)，包括充放電價(jià)格、充放電效率、充放電持續(xù)時(shí)長等。

2.2 成本與收益的統(tǒng)一

儲能電站項(xiàng)目的投資收益率需要達(dá)到一定的合理水平，方可實(shí)現(xiàn)價(jià)格機(jī)制設(shè)計(jì)的有效性。儲能電站容量的應(yīng)用具有時(shí)間不確定、調(diào)用容量大小不固定的特點(diǎn)，但對于系統(tǒng)運(yùn)行可備而不用，不能用而無備，其特點(diǎn)決定了儲能電站在常規(guī)的電力市場中難以獲得穩(wěn)定的收益。儲能電站容量成本主要由固定投資決定，因此需要建立穩(wěn)定的容量收益機(jī)制保障固定投資的回收。儲能電站電量收益由短期的電力供需關(guān)系決定，因此推動儲能常態(tài)化參與電力市場，通過市場競爭形成價(jià)格，不斷擴(kuò)大電量帶來的收益。

2.3 責(zé)權(quán)利的統(tǒng)一

責(zé)權(quán)利的統(tǒng)一是儲能電站成本疏導(dǎo)的關(guān)鍵。圖2所示為新能源電站、電網(wǎng)運(yùn)營商、儲能電站開發(fā)商的關(guān)系圖，對于調(diào)峰資源不足的地區(qū)，新建新能源電站需要承擔(dān)新增調(diào)峰能力的建設(shè)成本，如儲能的容量投資；因高比例新能源、高比例電力電子裝備并網(wǎng)產(chǎn)生的系統(tǒng)頻率、電壓等涉及全網(wǎng)安全穩(wěn)定問題，應(yīng)由電力系統(tǒng)承擔(dān)儲能容量服務(wù)費(fèi)用；因提升電網(wǎng)輸送能力、緩解阻塞，有效替代新建擴(kuò)建輸配電設(shè)施，相關(guān)儲能服務(wù)成本應(yīng)在監(jiān)審要求下通過輸配電價(jià)疏導(dǎo)。從承擔(dān)能力上看，新能源電站、電網(wǎng)運(yùn)營商自建儲能一次性投資大，政策風(fēng)險(xiǎn)高，儲能利用具有不定時(shí)、不定量等特點(diǎn)，多為備用狀態(tài)，利用率不高。相比而言，通過租賃或購買儲能容量服務(wù)年運(yùn)營資金小，政策風(fēng)險(xiǎn)低，儲能電站既可以滿足新能源電站、電網(wǎng)運(yùn)營商需求，也可以滿足電力系統(tǒng)運(yùn)行的需求。

圖2 儲能電站與多利益主體關(guān)系Fig.2 Energy storage power station and multistakeholder relationship

因此，在全面通過市場盈利之前，儲能電站價(jià)格機(jī)制首先考慮儲能容量帶來的系統(tǒng)共享和多方獲益的特點(diǎn)，按照“誰受益、誰分擔(dān)”的原則承擔(dān)相應(yīng)的容量成本，保障儲能投資的可持續(xù)性；其次，通過提升儲能電站精益化運(yùn)營和管理水平，擴(kuò)大參與電力市場獲利空間，防止建而不用；最后，要建立容量收益與市場收益之間的合理分配關(guān)系，保障各利益相關(guān)方的效益均衡。

3 基于傳遞因子的儲能電站價(jià)格機(jī)制設(shè)計(jì)及成本疏導(dǎo)方法

3.1 目標(biāo)函數(shù)

3.1.1 容量成本

儲能電站的容量成本主要為初始投資：

式中，Cinv-bess為儲能電站的初始投資，萬元；CP為PCS、變壓器等設(shè)備單位功率成本，萬元/MW；P為儲能電站額定功率，MW；CE為儲能電池單位容量成本，萬元/MWh；E為儲能電站容量，MWh。儲能電站的控制保護(hù)系統(tǒng)、BMS、集裝箱、線纜、消防以及土建施工等費(fèi)用折算至單位容量成本中。

3.1.2 參與電力市場凈收益

（1） 儲能電站參與電力市場類型

如圖3所示，儲能電站參與電力市場的類型主要包括現(xiàn)貨市場、調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)市場。

圖3 儲能電站參與電力市場結(jié)構(gòu)圖Fig.3 Structure diagram showing the energy storage power stations participating in the electricity market

電力現(xiàn)貨市場中儲能電站在日前、日內(nèi)報(bào)量報(bào)價(jià)與其他電源共同競爭，通過全電量集中優(yōu)化，按節(jié)點(diǎn)邊際價(jià)格出清得到現(xiàn)貨交易價(jià)格，儲能電站以現(xiàn)貨市場不同時(shí)段的出清價(jià)格進(jìn)行充放電獲利，其中充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加[21]。市場初期，儲能電站可報(bào)量不報(bào)價(jià)，并作為現(xiàn)貨市場出清價(jià)格的接受者，提升利用水平。

調(diào)峰輔助服務(wù)市場中，因各類調(diào)峰資源的交易標(biāo)的不同，儲能電站調(diào)峰需獨(dú)立組織，通過雙邊協(xié)商或集中競價(jià)形成交易價(jià)格，市場按需啟動或定期啟動。集中競價(jià)的價(jià)格機(jī)制包括儲能電站充放電價(jià)以及調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格，其中充放電價(jià)可采用平進(jìn)平出方式解決。

我國部分省份將獨(dú)立儲能電站納入調(diào)頻輔助服務(wù)市場，儲能電站與其他調(diào)頻電源共同在日前申報(bào)調(diào)頻容量、調(diào)頻里程價(jià)格，并集中競價(jià)出清。調(diào)頻輔助服務(wù)市場定期啟動，執(zhí)行計(jì)及調(diào)節(jié)效果的“里程補(bǔ)償”與考慮機(jī)會成本的“容量補(bǔ)償”兩部制價(jià)格機(jī)制。

（2） 儲能電站參與電力市場凈收益

①現(xiàn)貨市場

電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行地區(qū)，儲能電站運(yùn)營成本與收益如下。

式中，Ccharge為儲能電站充電費(fèi)用；Cp-charge為充電價(jià)格，萬元/MWh；ηcharge為儲能充電效率，%；Cdischarge為放電收益；Cp-discharge為放電價(jià)格，萬元/MWh；ηdischarge為儲能放電效率，%；Cm為儲能電站年運(yùn)維成本，萬元；Comv為單位功率運(yùn)行維護(hù)成本，萬元/MW；Cspot為儲能電站參與現(xiàn)貨市場年凈收益，萬元；N為儲能電站年充放電次數(shù)，由年度等效利用小時(shí)數(shù)決定。其中ηcharge、ηdischarge應(yīng)綜合考慮電池容量衰減、電氣元件損耗等情況。

②調(diào)峰輔助服務(wù)市場

尚未開展電力現(xiàn)貨市場的地區(qū)，儲能電站通過參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場獲取收益。

式中，Cshaving為儲能電站參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場年凈收益；Cp-shaving為儲能電站調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格，萬元/MWh。

③調(diào)頻輔助服務(wù)市場

儲能電站調(diào)頻收益包括容量收益與調(diào)頻收益，如式(7)所示。

式中，Cfrequence為儲能電站調(diào)頻年收益；Cj為儲能電站調(diào)頻市場中標(biāo)容量，MW；Tj為容量補(bǔ)償價(jià)格，萬元/MW；s為可用率；l為儲能電站年中標(biāo)次數(shù)；Dj為儲能電站調(diào)頻里程，MW；Qj為調(diào)頻里程出清價(jià)格，萬元/MW；K為調(diào)頻效果；m為儲能電站年調(diào)頻動作次數(shù)。

④市場凈收益

三類市場中，調(diào)頻輔助服務(wù)市場充分考慮了容量補(bǔ)償，儲能電站不再具備容量租賃或出售條件，因此參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場的儲能電站具有獨(dú)立的價(jià)格形成機(jī)制，不在本文探討范圍內(nèi)?，F(xiàn)貨市場與調(diào)峰輔助服務(wù)市場本質(zhì)上同屬于電能量市場，開展現(xiàn)貨交易后通常取消了調(diào)峰輔助服務(wù)市場。因此，儲能電站電力市場凈收益為現(xiàn)貨市場凈收益或調(diào)峰輔助服務(wù)市場凈收益。

式中，Cmarket為儲能電站參與電力市場年凈收益，萬元。

3.1.3 引入傳遞因子的儲能收益目標(biāo)函數(shù)

（1） 容量成本全部通過容量出售疏導(dǎo)

將儲能電站容量成本折算到每個(gè)運(yùn)營年，對應(yīng)的年值Cannual-bess為

其中，k為儲能電站固定資產(chǎn)殘值率，%；i為折現(xiàn)率，%；n為儲能電站設(shè)計(jì)運(yùn)營年限，年。

按照“誰受益、誰承擔(dān)”原則，儲能電站主要向新能源電站、電網(wǎng)運(yùn)營商出售容量，若儲能電站容量投資全部由新能源電站、電網(wǎng)運(yùn)營商承擔(dān)時(shí)：

其中Cver-rent、Cgrid-rent分別為新能源電站、電網(wǎng)運(yùn)營商年租賃或購買儲能容量服務(wù)的費(fèi)用。

此時(shí)儲能電站內(nèi)部收益率由式(11)可得：

式中，IRR為儲能電站內(nèi)部收益率。

若儲能電站容量投資全部通過容量出售進(jìn)行疏導(dǎo)，儲能電站將獲得最大收益水平，但新能源電站或電網(wǎng)運(yùn)營商承擔(dān)的容量費(fèi)用通常超過自建儲能水平，該模式不可持續(xù)。

（2） 容量成本全部通過電力市場疏導(dǎo)

該模式下，儲能電站的全部收益來源于電力市場，內(nèi)部收益率由式(12)可得：

按當(dāng)前現(xiàn)貨或調(diào)峰輔助服務(wù)市場價(jià)格以及儲能利用小時(shí)數(shù)測算，儲能電站電力市場凈收益尚不能完全覆蓋儲能成本，同時(shí)，現(xiàn)貨市場或調(diào)峰輔助服務(wù)市場本質(zhì)為電能量市場，未考慮儲能容量價(jià)值，該模式有待后期儲能電站成本下降和市場機(jī)制的持續(xù)完善。

（3） 引入傳遞因子的容量成本疏導(dǎo)

按照儲能電站價(jià)格機(jī)制設(shè)計(jì)原則，儲能電站收益包括容量出售和參與電力市場兩部分組成。新能源發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)運(yùn)營商等受益主體承擔(dān)部分容量成本，根據(jù)儲能電站參與電力市場獲利水平，引入傳遞因子，降低容量出售的價(jià)格，滿足新能源發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)運(yùn)營商等利益主體購買容量服務(wù)的約束條件，實(shí)現(xiàn)效益的多方均衡分配。

引入傳遞因子λ，可以得到儲能電站容量收益以及新能源電站、電網(wǎng)運(yùn)營商的容量費(fèi)用。

傳遞因子λ的取值范圍應(yīng)滿足0≤λ≤1。當(dāng)λ=0時(shí)，儲能電站容量投資全部通過容量出售進(jìn)行疏導(dǎo)；當(dāng)λ=1 時(shí)，電力市場收益全部用于抵消容量投資。

儲能電站年度收益和全壽命周期內(nèi)部收益率目標(biāo)函數(shù)如式(14)、(15)所示

其中，Cincone-bess為儲能電站年度收益，萬元。儲能電站內(nèi)部收益率IRR 與λ取值直接相關(guān)，λ取值由電力市場凈收益情況決定。現(xiàn)貨市場下，儲能電站電力市場凈收益由現(xiàn)貨市場充放電價(jià)差、年等效充放電次數(shù)決定；調(diào)峰輔助服務(wù)市場下，則由調(diào)峰輔助服務(wù)市場出清價(jià)格水平、年調(diào)峰小時(shí)數(shù)決定。

3.2 約束條件

3.2.1 新能源電站租賃儲能容量費(fèi)用約束

對于新能源電站，如果租賃儲能電站費(fèi)用大于自建儲能電站費(fèi)用，新能源發(fā)電企業(yè)將選擇自建儲能。新能源電站自建儲能費(fèi)用按設(shè)計(jì)年限進(jìn)行年度等值，計(jì)算公式見式(18)。

其中Cver-constraint為新能源電站自己儲能等效年值，租賃儲能容量費(fèi)用上限約束；Cver-bess為新能源電站配置儲能初始總投資，萬元；Cver-m為儲能電站年運(yùn)維費(fèi)用，萬元；Cver-ab為儲能減少新能源棄電費(fèi)用，萬元；Cver-as為儲能減少新能源電站考核費(fèi)用，萬元。

3.2.2 電網(wǎng)運(yùn)營商購買儲能容量服務(wù)費(fèi)用約束

電網(wǎng)運(yùn)營商儲能服務(wù)購買費(fèi)用為電網(wǎng)擴(kuò)容改造替代費(fèi)用與需求響應(yīng)容量替代費(fèi)用之和。

儲能電網(wǎng)擴(kuò)容改造替代費(fèi)用為可根據(jù)電網(wǎng)投資年度折舊水平進(jìn)行測算

其中Ct&d-rent為儲能延緩輸配電網(wǎng)擴(kuò)容改造等效年度費(fèi)用，萬元；Ct&d為輸配電系統(tǒng)單位造價(jià)，萬元/MW；θt&d為輸配電設(shè)備的固定資產(chǎn)年度折舊率(輸配電線路與輸配電設(shè)備綜合折舊按25 年計(jì)算)。

需求響應(yīng)容量替代費(fèi)用可根據(jù)需求響應(yīng)價(jià)格報(bào)價(jià)方法，可按式(20)進(jìn)行費(fèi)用測算

其中Cd-rent為儲能替代需求響應(yīng)資源的容量費(fèi)用，萬元；θtime為調(diào)控時(shí)長系數(shù)；θspeed為響應(yīng)速度系數(shù)；Cp-demand單位容量響應(yīng)價(jià)格，元/MW。

Cgrid-constraint為電網(wǎng)運(yùn)營商年購買儲能容量服務(wù)費(fèi)用約束上限，萬元。

3.2.3 約束條件

儲能電站收益與成本疏導(dǎo)需滿足如下約束條件。

新能源電站租賃儲能容量費(fèi)用約束：

電網(wǎng)運(yùn)營商購買儲能容量服務(wù)費(fèi)用約束：

儲能電站充電效率約束：

儲能電站放電效率約束：

儲能電站充放電循環(huán)次數(shù)約束：

其中，ηcharge-loss為儲能電站充電損耗；ηdischarge-loss為儲能電站放電損耗；SOCmax為儲能電站荷電狀態(tài)上限；SOCmin為儲能電站荷電狀態(tài)下限；Nrated為儲能電站額定充放電次數(shù)。

3.3 案例分析

某地區(qū)規(guī)劃新建1000 MW 新能源發(fā)電項(xiàng)目，要求同步配置新能源裝機(jī)10%，充電時(shí)長2 h的新型儲能，為提升新能源輸送能力，電網(wǎng)需要配套對220 kV 的輸電線路進(jìn)行升級，同時(shí)，為保障高比例新能源并網(wǎng)電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，需根據(jù)年最大負(fù)荷3%購買需求響應(yīng)資源。經(jīng)分析，計(jì)劃建設(shè)100 MW/200 MWh的鋰離子電池儲能電站。

（1） 新能源電站租賃儲能

以單個(gè)新能源電站裝機(jī)50 MW 測算，每個(gè)電站需配置5 MW/10 MWh 儲能，容量成本Cinv-bess=1500 萬元，電池殘值率k=5%，設(shè)計(jì)運(yùn)營年限n=10年，折現(xiàn)率i=8%，由式(9)可得儲能初始投資等效年值Cannual-bess=224萬元。配置儲能后，對于新能源電站每年可減少3%棄電量，減少年發(fā)電收入1%的考核費(fèi)用。若該省太陽能資源利用小時(shí)數(shù)1250，風(fēng)電資源利用小時(shí)數(shù)1850，新能源執(zhí)行平價(jià)上網(wǎng)(本地燃煤基準(zhǔn)價(jià)0.3934元/kWh)，則光伏電站減少棄電和考核費(fèi)用分別為73.8萬和24.6萬元，合計(jì)98.4 萬元，風(fēng)電場減少棄電和考核費(fèi)用分別為109.2 萬和36.4 萬元，合計(jì)145.6 萬元，平均減少新能源棄電和考核費(fèi)用合計(jì)Cver-ab+Cver-as=122萬元。若儲能年運(yùn)維成本按Comv=60元/kW計(jì)算，即年運(yùn)維費(fèi)用Cver-m=30 萬元，由式(18)可得，50 MW新能源電站租賃儲能年度費(fèi)用Cver-constraint不高于132 萬元，因此，1000 MW 新能源電站租賃儲能年度費(fèi)用合計(jì)不高于2640萬元。

（2） 電網(wǎng)運(yùn)營商購買儲能服務(wù)

電網(wǎng)輸配電設(shè)施延緩替代費(fèi)用按年限平均法折舊計(jì)算取θt&d=0.038，220 kV 輸配電設(shè)施單位功率造價(jià)Ct&d=200 萬/MW，儲能充電效率ηcharge=0.9，由式(19)可得100 MW/200 MWh 的儲能電站每年可延緩?fù)顿YCt&d-rent=684萬元。同時(shí)，該儲能電站可參與需求響應(yīng)替代對應(yīng)容量的可中斷負(fù)荷，儲能電站調(diào)控時(shí)長60～120分鐘，可實(shí)時(shí)響應(yīng)，需求響應(yīng)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)和補(bǔ)償系數(shù)如表1、表2 所示，調(diào)控時(shí)長系數(shù)θtime=1.2，響應(yīng)速度系數(shù)θspeed=3，單位容量響應(yīng)價(jià)格Cp-demand=10 元/kW，由式(20)可得，該儲能電站替代需求響應(yīng)資源費(fèi)用Cd-rent=360 萬元。由式(21)可得，電網(wǎng)運(yùn)營商年購買儲能服務(wù)費(fèi)用Cgrid-constraint不高于1044萬元。

表1 需求響應(yīng)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)Table.1 Demand response compensation standard

表2 需求響應(yīng)速度補(bǔ)償系數(shù)Table.2 Demand response speed compensation coefficient

（3） 儲能電站容量成本與電力市場凈收益

采用獨(dú)立儲能電站模式，100 MW/200 MWh儲能電站容量成本投資Cinv-bess=27000萬元，設(shè)計(jì)年限n=10 年，殘值率k=5%，由式(9)可得初始投資等效年值Cannual-bess=3823 萬元。假設(shè)該儲能電站參與現(xiàn)貨市場，年利用率60%，即N=219 次，滿足電池循環(huán)壽命約束條件，充放電效率ηdischarge=ηcharge=0.9，滿足電池荷電水平約束，現(xiàn)貨市場平均充放電價(jià)差Cp-discharge-Cp-charge=0.5元/kWh，若該電站年運(yùn)維費(fèi)用Comv=30 元/kW，年運(yùn)維費(fèi)合計(jì)Cver-m=300 萬元，由式(5)、(8)可得儲能電站現(xiàn)貨市場年凈收益Cmarket=Cspot=1671萬元。

（4） 儲能電站綜合效益

將Cmarket=1671、Cannual-bess=3823、Cinv-bess=27000、n=10、k=5%代入式(17)可得傳遞因子與儲能電站內(nèi)部收益率的關(guān)系：

當(dāng)λ=0時(shí)，即儲能電站容量成本年值Cannual-bess=3823 萬元全部通過容量出售，由新能源發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)運(yùn)營商承擔(dān)，分別為Cver-rent=2740 萬元和Cgrid-rent=1083萬元，此時(shí)儲能電站內(nèi)部收益率最高，IRR=15.55%，但新能源發(fā)電企業(yè)與電網(wǎng)運(yùn)營商支付的容量費(fèi)用超過了新能源電站自建儲能與電網(wǎng)運(yùn)營商升級改造電網(wǎng)的成本。

當(dāng)λ=0.083時(shí)，即新能源電站與電網(wǎng)運(yùn)營商按自建儲能與升級改造電網(wǎng)的成本支付儲能容量費(fèi)用時(shí)，分別為Cver-constraint=2640萬元與Cgrid-constraint=1044萬元，儲能電站總收益Cincone-bess=5355 萬元，其中儲能電站市場化收益中拿出139萬元抵消容量成本，此時(shí)儲能電站內(nèi)部收益率IRR=14.88%。

當(dāng)λ=0.936 時(shí)，新能源電站與電網(wǎng)運(yùn)營商支付的容量費(fèi)用分別為C'ver-rent=1619 萬元和C'grid-rent=640萬元，儲能電站總收益Cincone-bess=3930 萬元，可保障儲能電站8%內(nèi)部收益率，同時(shí)盡量降低了新能源電站和電網(wǎng)運(yùn)營商費(fèi)用，但隨著傳遞因子進(jìn)一步增加，儲能電站無法保障8%內(nèi)部收益率。

當(dāng)0.083≤λ≤0.936時(shí)，既可以保障儲能電站內(nèi)部收益率在8%以上，同時(shí)可以滿足新能源和電網(wǎng)運(yùn)營商租賃儲能費(fèi)用低于自建或電網(wǎng)擴(kuò)容改造成本。表3、圖4 分別給出了儲能電站收益分配情況以及儲能電站內(nèi)部收益率與傳遞因子關(guān)系。

表3 儲能電站收益分配表Table.3 Energy storage power station income distribution

圖4 儲能電站效益與傳遞因子關(guān)系圖Fig.4 Relationship between benefits of energy storage power station and transfer factors

（5） 傳遞因子敏感度分析

圖4 所示儲能電站內(nèi)部收益率IRR 與λ取值直接相關(guān)，λ取值由電力市場凈收益情況決定。取IRR=10%，分別分析現(xiàn)貨市場下充放電價(jià)差、年等效充放電次N數(shù)對λ取值的影響。若充放電效率為ηdischarge=ηcharge=0.9，年運(yùn)維費(fèi)Cver-m=300萬元，由式(5)、(17)可得：

其中Cp-difference為現(xiàn)貨市場儲能電站充放電價(jià)差。在不同年充放電次數(shù)N水平下，λ取值與現(xiàn)貨市場充放電價(jià)差關(guān)系如圖5所示。

圖5 不同年充放電次數(shù)下傳遞因子與充放電價(jià)差關(guān)系圖Fig.5 Relationship between the adjustment factor and the charge-discharge spread under different N

結(jié)果顯示，在相同年充放電次數(shù)下儲能電站現(xiàn)貨市場充放電價(jià)差越低，電力市場收益越低，為保證IRR=10%，傳遞因子λ取值越小，即需要獲取更多的容量收益，新能源電站和電網(wǎng)運(yùn)營企業(yè)承擔(dān)更多的容量成本。在相同的充放電價(jià)差下，充放電次數(shù)越多，即儲能利用率越低，市場收益水平越低，為保證IRR=10%，λ取值同樣越小。

4 結(jié)論

本文研究了獨(dú)立新型儲能電站的價(jià)格形成機(jī)制及成本疏導(dǎo)方法。通過總結(jié)國內(nèi)外儲能電站價(jià)格形成機(jī)制的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，分析得出在能源轉(zhuǎn)型與電力市場深化改革“雙期”疊加階段，政府兩部制定價(jià)模式和獨(dú)立參與電力市場均難以支撐儲能電站大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用。本文提出了基于傳遞因子的容量出售與市場收益相結(jié)合的儲能電站價(jià)格形成機(jī)制，以及多利益主體的成本疏導(dǎo)優(yōu)化分配方法可為當(dāng)前儲能電站商業(yè)化應(yīng)用提供一種思路。案例結(jié)果顯示，當(dāng)傳遞因子處于0.083 到0.936 范圍內(nèi)，可以有效分配儲能容量收益和市場收益，保障儲能自身合理的收益水平并實(shí)現(xiàn)多利益主體之間的效益平衡。