摘要
为评估电化学储能和抽水蓄能参与电力市场的运行价值，明确储能的成本效益机制，促进储能商业模式的发展和应用，构建了一种电能量、调频和备用联合市场出清优化模型，将电化学储能和抽水蓄能分别作为市场运营者的调度管理工具应用于联合市场，依据储能参与联合市场前后带来的市场总成本变化以及储能日运行成本，量化对比储能对联合市场所带来运行价值，并通过算例分析两类储能对市场出清价格的影响以及影响储能运行价值的主要因素，以期为储能的规划、建设和运行提供借鉴。
1 储能运行成本
储能成本评估是全面评估储能运行价值时的一个关键问题。电化学储能和抽水蓄能的运行成本都包括初始投资建设成本和运行维护成本，全生命周期内2种储能的运行成本折算至日的数学模型为
2 储能物理运行约束
2.1 电化学储能运行约束
1）功率约束。储能需为参与调频（上、下调频容量相等）与备用预留足够的功率与能量，储能功率上下限约束为
在实时调度时，备用的调用会引起储能容量变化，实际调用正负备用相当于储能进行充放电，为了保证备用的可调度性，日前市场储能中标的正负备用必须满足实际调度时储能容量约束。则 t 时刻的储能容量上下限约束应为
2.2 抽水蓄能电站运行约束
为统一表述，抽水蓄能电站抽水状态相当于抽水蓄能电站充电，发电状态相当于抽水蓄能电站放电，抽水蓄能电站的水库库容相当于抽水蓄能电站容量。抽水蓄能电站运行约束与电化学储能相似，其容量上下限约束、周期性容量约束同式（4）~（8）。由于抽水蓄能电站不能直接在发电状态与抽水状态间进行转换，必须以停机状态作为中间状态才能进行转换，因此须限制停机一个时段，通过引入工况状态标志的0-1变量实现。抽水蓄能电站功率上下限约束的表达式为
抽水蓄能电站须限制停机一个调度周期，相应的工况状态转换约束为
3 日前电能量与辅助服务联合市场出清
本文给出储能参与的日前电能量与辅助服务市场基本框架，包括市场交易品种和组织方式、联合出清模型及价格，明确储能参与的市场环境和机制。
3.1 市场基本框架
在电能量市场与辅助服务市场联合优化的模式下，交易品种包括电能量和辅助服务产品，其中辅助服务产品包括调频服务、正备用和负备用。其中，调频服务产品包括调频容量和调频里程，本文联合市场中上调频容量和下调频容量同时出清，即同时出清等量的上下调频容量。
为确保调频资源充足，在日前市场使用上一周的历史调度数据计算系统调频里程系数图片以求取系统调频里程需求，并计算机组调频里程系数图片和储能调频里程系数图片其中，系统调频里程系数为7天内系统所有设备的总历史实际调频里程量与总调频容量之比；机组和储能里程系数分别为某机组和某储能7天内总历史里程量与总调频容量之比。
本文电能量与辅助服务市场报价都采用发电侧单边报量报价的方式，其中电能量市场报价采用分段报价方式。为促进可再生能源全额消纳，风电场不参与市场竞价，优先安排风电场出力。为充分评估储能作为市场运行者的调度工具参与联合市场所创造的运行价值，储能在各类市场中不参与报价，仅作为优化市场的运行资源。
根据市场主体申报的信息及系统的运行方式、各联络线的输电计划，市场运营机构采用安全约束机组组合（security constrained unit commitment，SCUC）和经济调度（security constrained economic dispatch，SCED）程序，优化运行日的机组出力曲线、调频、备用容量计划，计算分时节点电能量价格、调频容量价格、调频里程价格与备用容量价格。
3.2 日前电能量与辅助服务联合市场出清模型
本文以1天 24 h 为一个出清周期，目前日前市场多采用两阶段市场出清，两阶段出清先由SCUC计算机组组合，基于此计算SCED模型，继而构造拉格朗日函数计算获得节点电价。本文以SCED模型为例进行介绍，以联合市场总成本最小为优化目标，即
1）电能量市场约束条件。电能量市场约束条件包括式（21）~（24），其中式（21）为系统功率平衡约束；式（22）为潮流越限约束；式（23）和式（24）为机组出力上下限约束。
2）备用市场约束条件。备用市场约束条件包括式（25）~（28），其中式（25）和式（26）为正负备用需求约束；式（27）和式（28）为正负备用可供容量上下限约束。
3.3 联合市场出清价格
1）节点电价。节点电价反映了某节点上增加单位负荷所需要增加的购电成本，能够有效反映负荷变化对系统影响。时刻t节点k上的节点电价为
4 储能运行价值
从市场运营者的角度，针对不同的交易品种，储能市场运行价值分为电能量市场、备用市场以及调频市场的运行价值，分别为
式中：下标0为储能未参与某市场时该市场的成本；下标es为储能参与某市场时该市场的成本。
储能的社会运行价值为储能所创造的市场运行价值总和与储能日均运行成本之差，即为储能参与市场与否的市场总成本差值与储能日平均运行成本的差值。
5 算例分析
系统调频容量需求为负荷的10%，系统里程系数为10，储能里程系数为20, 机组技术出力参数如表3所示。系统正负备用需求都为各时段负荷的5%。在Matlab中通过Yalmip工具箱调用Gurobi求解器实现该问题的求解。
5.1 储能运行价值分析及其对出清价格的影响
储能功率的出清情况如图2所示。由于储能具备独特的能量有限性和充放电效率，当充放电价格相差不大的情况下，2种储能都倾向于提供调频和备用辅助服务，较少在电能量市场中标。在电能量市场中，由于电化学储能能够适应频繁的充放电转换，在停机状态依旧可以中标辅助服务容量，仅在电价高峰和低谷时刻参与电能量市场。
抽水蓄能电站由于受到工况转换约束，抽水蓄能电站只有处于发电或抽水状态时才能中标辅助服务，在停机状态下抽水蓄能电站不能中标辅助服务产品，由于案例中负荷低谷时间比高峰时段长，因而抽水蓄能中标充电功率的时段比中标放电功率的时段多。相对于电化学储能，抽水蓄能电站能够中标的辅助服务容量较少。
配置储能前后市场成本的变化情况如表4所示，储能参与电力市场创造的运行价值如表5所示。由于2种储能在电能量市场中标量较小，在储能不报价时，储能放电会减小电能量市场成本，储能充电会增加电能量市场成本，因此储能充放电对电能量市场成本的影响小。从表4可知，电化学储能仅在高峰、低谷和最后一个时段内中标电能量，故其所创造的电能量市场运行价值很小，而抽水蓄能电站中标充电功率的时段比中标放电功率的时段多，故其所创造的电能量市场运行价值为负，储能在能量市场上价值为负并不意味着储能的价值为负，因为此时是能量、调频和备用3个市场的联合优化，抽蓄在能量市场上的负价值是为了更好地参与调频和备用市场，使得3个市场价值之和最大，因为抽蓄在非充或非放状态下没有参与调频。2种储能都承担了较多的调频服务和备用，它们加入后调频市场成本和备用市场成本明显下降，储能的调频市场运行价值和备用市场运行价值较为突出。由于抽蓄的电能量市场运行价值为负且调频市场运行价值较小，抽水蓄能电站的社会运行价值比电化学储能小。
有无储能参与市场的节点电价变化情况如图3所示。由图3可知，2种储能都起到了“移峰填谷”作用，降低负荷峰时电价、抬高负荷谷时电价。无储能时，多数时段线路1-2出现阻塞，16:00—20:00时段线路1-5出现阻塞，阻塞下游节点的电价被抬高。16:00—20:00时段2种储能参与时，线路1-5仍存在阻塞，但储能放电提供了逆向潮流，缓解了阻塞情况，节点电价有所下降。
备用出清价格如图4所示，调频市场出清价格如图5所示，储能不参与市场竞价，在2种储能中标调频或备用的时段降低了辅助服务市场出清价格。由于电化学储能中标了更多的辅助服务容量，电化学储能参与时，多数时段的备用价格、调频容量和里程价格都大幅下降，有电化学储能参与的辅助服务市场出清价格相比抽水蓄能参与的市场要更低，这得益于电化学储能的灵活运行方式。
5.2 储能运行价值敏感性分析
储能运行价值受到诸多因素影响，本文采用敏感度方法分别分析负荷变化、储能额定容量和额定功率以及储能布局对其运行价值的影响。
1）市场需求对储能日运行价值的影响。由于调频和备用需求按各时段负荷大小确定，负荷的改变在改变能量市场出清的同时会影响调频和备用需求，改变机组中标情况、储能调度结果以及出清价格，从而影响储能运行价值。令储能的日均运行成本不变，按比例改变原负荷大小，2种储能各自运行价值的变化情况如图6所示。
电化学储能在电能量市场利用率较低，负荷主要由发电机组承担，负荷变化对电化学储能的电能量市场运行价值影响较小；对于抽水蓄能电站，随着负荷比例增大，中标的充放电功率越大，且充电功率多于放电功率，故对电能量市场成本的影响更大且价值会继续下降。2种储能的日均运行成本不变，辅助服务需求增大，将由2种储能提供更多的辅助服务容量，调频市场运行价值都随市场需求增大，而2种储能的备用市场运行价值和电能量市场运行价值占比较小，故2种储能的社会运行价值都随负荷的增大而增大。
在负荷较小的时候，抽水蓄能电站可能增加市场总成本，创造负的社会运行价值，而电化学储能在负荷较小的时候仍可以创造一定的社会运行价值。由此可见，抽水蓄能电站不太适用于小系统，在实际工程应用中，抽水蓄能电站规模较大，一般也只在容量需求较大的系统中使用。
2）储能额定功率和容量对日运行价值的影响。同比例改变储能原额定功率和额定容量大小，储能日平均运行成本会随着储能额定功率和容量增大而增大，结果如图7所示。
随着储能额定功率和额定容量增大，储能能够提供的辅助服务越多，储能参与市场出清所创造的调频市场价值明显增大。达到原储能额定容量及功率的0.4倍之后，由于系统负荷和网络参数等无变化，调频容量需求和调频里程需求不变，故储能调频市场运行价值随储能容量及功率的增长幅度放缓，而储能所创造的电能量市场运行价值和备用市场运行价值较小，但储能日均运行成本仍随额定容量的增大而增大，因此社会运行价值随储能充、放电额定功率和额定容量的增大而降低。
由此可见，只有根据具体的系统、负荷等情况合理配置相应容量的储能系统，才能充分挖掘其使用潜力，使其社会运行价值达到最大，也将提高储能自身收益，盲目扩大储能容量则会导致储能闲置率增加，影响储能的成本效益。
3）储能布局对储能日运行价值的影响。不同接入节点下电化学储能和抽水蓄能电站的日运行价值分别如表6和表7所示。
在不同的接入节点下，受制于网络安全运行约束，储能在各个市场运行价值有所不同，其中电能量市场运行价值受储能布局影响最明显。在节点1处，机组1的电能量市场报价偏低，中标出力较多，节点1所连接的线路1-4和1-2容易出现阻塞，储能接入节点1、2或4时的中标功率受限，电能量市场运行价值较小，因而社会运行价值较小。可见，储能的布局会影响储能社会运行价值，合理优化储能布局有利于储能发挥更大的价值。
6 结论
本文提出电化学储能和抽水蓄能社会运行价值评估方法，构建电能量、调频和备用联合市场出清优化模型，计及储能日运行成本量化储能社会运行价值。以6节点测试系统为算例，研究得出如下结论。
1）对比分析有无储能参与的联合市场各个出清价格的变化，可以明晰储能对市场价格的影响。算例仿真结果表明，2种储能都对节点电价主要起到“移峰填谷”作用，降低了负荷峰时电价、抬高了负荷谷时电价；储能参与联合市场倾向于承担绝大多数的调频和备用辅助服务，调频容量价格、调频里程价格以及各级备用价格在多数时段都明显降低。
2）配置日均运行成本为4.76万元的抽水蓄能电站所创造的社会运行价值可达1.53万元，配置日均运行成本为4.75万元的电化学储能所创造的社会运行价值可达5.04万元，由于抽水蓄能充放电循环效率较电化学储能低，引起能量市场成本增加，故在调频需求比较大的系统，电化学储能体现的运行价值更大。
3）市场需求、储能规模、储能布局对储能参与电能量和辅助服务联合市场的社会运行价值有较大影响。在实际市场运行中，可以根据具体的市场实际供需关系合理配置储能参数并优化储能选址，以期发挥储能最大的社会运行价值。
注：本文内容呈现略有调整，如需要请查看原文。
