面向大峰谷差系统的储能参与分时段中长期交易技术研究

刘 勇，刘 行，蒋 磊，万 灿

（湖南电力交易中心，湖南 长沙 410009）

风力、光伏等可再生能源在发电过程中不使用燃料，具有零碳排放、环境效益好等优点，在绿色能源转型中将成为主力电源，“十三五”以来，中国在能源结构转型方面取得了显著成效。2020年，全国风电累计装机达2.8亿kW，占发电总装机（22亿kW）的12.8%；
全国光伏发电累计装机达2.5亿kW，占发电总装机的11.5%。2020年，风电和光伏发电量分别为4 146亿kW·h和14 09亿kW·h，分别占全国发电量的5.59%和1.92%。预计2030年中国风电、光伏发电总装机18亿kW，占比约48%；
2060年中国风电、光伏发电总 装机将达到63亿kW，占比约78%。

由于新能源发电的不确定性和波动性，新型电力系统在高速发展的同时也将带来一系列挑战：新能源出力波动大，常规电源调节困难；
新能源高出力持续时间长，大容量长时间储能需求大，部分时段出力极低，需与其他电源共同实现功率平衡；
新能源间歇性强，不确定性大，影响系统规划；
新能源尖峰出力功率大，电量小，全额消纳代价大；
日前功率预测误差大，增加发电计划制定的难度。

近3年来，中国全社会负荷水平、全社会用电量均呈上升趋势。以某省为例，“十四五”期间负荷将保持年均6.5%增长，预计2025年存在约1 000万kW电力缺口，峰谷差也将进一步增大。

从负荷上看，该省负荷在每日的10：45—23：30时段内均保持较高水平，呈现午高峰和晚高峰2个峰段。白天高峰时期为每日的11：15—17：15，夜晚高峰时期为每日的19：45—23：15。2020年，该省日最大负荷为33 225.86 MW，日平均负荷为19 292.687 68 MW；
日最大峰谷差为14 713.33 MW，日最大负荷波动率为29.839 5%，日平均负荷波动率为15.15%。

从风电出力上看，该省风电机组在深夜出力较高，白天出力较低，出力高峰期为每日20：00—次日01：00，低谷期为每日12：00—17：00。2020年，该省风电日最大出力为3 663.2 MW，日平均出力为1 066.394 MW；
日最大出力波动率为183.7115%，日平均出力波动率为42.3174%。2020年该省风电典型出力曲线与典型负荷曲线对比如图1所示。

图1 某省2020年负荷曲线和风电出力曲线

从光伏出力上看，该省光伏机组出力在白天较高，傍晚开始下降，夜间出力为0，出力时段在06：00—19：00，出力曲线呈倒“V”形。2020年该省光伏日最大出力为1 989.11 MW，日平均出力为582.9 MW；
日最大出力波动率为213.247 4%，日平均出力波动率为126.381 2%。2020年该省典型日光伏出力曲线与典型负荷曲线对比如图2所示。

图2 某省2020年负荷曲线和光伏出力曲线

综上所述，该省电网负荷日峰谷差大，且风电、光伏日出力呈现反调峰特性。电网负荷高峰时电力不足，低谷时电力富余，电网调峰压力加剧降低了系统运行的经济性。

2.1 分时段中长期交易方法

电力商品具有显著的时间价值，电力负荷和新能源出力均具有显著的时变特征，不同时段的电价体现了电力供需形势随时间的变化。中长期合约作为规避电力现货价格风险的金融工具，必须进行曲线分解，为电力现货市场的推进打好基础[1]。

维持电力供需平衡是保障电力系统安全稳定运行的重要前提。当用电负荷较大且可再生能源出力不足时，火电机组可能受限于最大出力，无法保障用户用电，导致强制拉闸限电；
当负荷较小且可再生能源出力富余时，火电机组可能受限于最小出力，无法保障清洁能源消纳，导致弃水、弃风严重。

分时段交易，即根据日内不同时段的电力供需关系，通过在负荷高峰时段适当调高电价、低谷时段适当降低电价，引导电力用户响应电价变化，合理调整用电计划，实现电网削峰填谷，缓解电力供需矛盾。

中长期分时段交易从月度分时段交易起步组织交易，用户可自行申报/按典型曲线形成分时段交易电量需求，发电企业通过历史出力数据确定分时段交易计划。发用双方通过双边自主协商、集中竞价等方式形成分时段成交电量和价差。电力交易机构基于市场主体各时段成交合同及发用电量偏差，分时段结算不同主体的发/用电费用。

2.2 分时段中长期交易下储能主体界定技术

储能作为灵活性调节资源参与电力中长期市场，其作用是保障电力系统供需平衡。在电网电力供应不足的场景下，储能作为电源向电网放电，缓解电网供电压力；
在电网电力供应富余的时段，储能作为负荷从电网充电，促进电网可再生能源消纳，实现资源优化配置[2-3]。

储能主体指在电力交易中心完成注册，具备独立身份的市场主体，可以是集中式储能电站，也可通过储能聚合商对分散式储能进行聚合，代理所管辖储能签订市场交易合同，安排所管辖储能设备的充放电计划。储能主体应具备获取所管辖储能设备SOC状态、最大最小充放电速率、最长最短连续充放电时间等物理参数能力，满足储能聚合及其充放电控制的技术支持手段。储能参与的中长期交易组织结构如图3所示。

图3 储能参与的中长期交易组织结构

在电力批发市场，储能主体作为用户主体向发电主体购电时，可通过双边协商与发电主体签订年/月度合同，或者通过集中竞价，由交易中心进行统一月度磋商和出清，确定储能主体的购电量及购电价格；
储能主体作为发电主体向售电主体售电时，可通过双边协商与发电主体签订年/月度合同，或者通过集中竞价，由交易中心进行统一月度磋商和出清，确定储能主体的售电量及售电价格。

在电力零售市场，储能聚合商与分布式储能自主选择交易对象，平等协商建立购售电关系，按规定与电网企业签订《市场化零售业务协议》，明确各方的权利和义务等。储能聚合商与分布式储能通过双边协商方式签订年/月度购/售电合同，储能聚合商可按合同获取一定的代理费用。

独立储能放电作为电源时，权利和义务与发电主体相同；
独立储能充电作为负荷时，权利和义务与售电主体相同，独立储能获得公平的输电服务和电网接入服务，以独立身份参与中长期批发和零售交易。

在“分时段，带曲线”的竞价交易方法下，储能在不同时段以不同主体身份参与分时段集中竞价交易（充电时作为用电主体，放电时作为发电主体）。在电力供过于求（负荷低谷、可再生能源出力富余）时，储能作为用户主体与售电公司、大用户同台竞价；
在电力供不应求（负荷高峰、可再生能源出力不足）时，储能作为发电主体与发电企业同台竞价。储能2种类型主体身份的时段不重叠，身份可以转换。

储能参与的分时段中长期交易集中竞价流程如图4所示。

图4 储能参与的分时段中长期交易集中竞价流程

在集中竞价交易模式下，市场主体申报电量、电价，电力交易机构按申报价格由高到低的次序排列用电侧主体申报电量，形成价格单调递减的购方申报电量队列，按申报价格由低到高的排列发电侧主体申报电量，形成价格单调递增的售方申报电量队列，高低匹配，撮合出清，直到用电侧的报价低于发电侧的报价或其中一方电量全部成交。

分时段集中竞价交易将竞价交易周期分成多个竞价时段，以某个月度/旬的电量作为交易标的物，并分解到时段，按时段对电能量进行交易。

发电企业、电力用户和售电公司、独立储能等市场主体通过电力交易中心，按时段进行电量、价差申报（即对各个交易时段分别申报电量、价差），由电力交易平台按时段独立开展出清计算，各时段交易市场出清结果各自独立，互不影响。

独立储能主体采用报量不报价的参与方法：储能作为价格接受者，采用报量不报价的模式参与集中竞价交易。在高峰、尖峰时段，储能作为发电主体仅申报对应时段的售电量，电力交易中心按发电主体最低报价对储能进行优先出清；
在谷荷、腰荷时段，储能作为用户主体仅申报对应时段的购电量，电力交易中心按用户主体最高报价对储能进行优先出清。

独立储能主体采用报量报价的参与方法：储能作为自主决策者，依据自身成本，采用报量报价的模式集中竞价交易。在高峰、尖峰时段，储能作为发电主体申报对应时段的售电量、价差；
在谷荷、腰荷时段，储能作为用户主体申报对应时段的购电量、价差，电力交易中心按照市场规则对市场主体共同进行市场出清。

在储能参与分时段中长期交易技术下，储能在低谷时段作为购电方参与市场，使发电侧发电能力充分发挥，提升市场生产者剩余；
在高峰时段作为售电方参与电力市场，使用户侧用电能力充分发挥，提升市场消费者剩余，在促进市场供需平衡、保证市场资源高效配置、增加社会福利的同时，获取自身收益[4-5]。

首先以某省2020年电网运行数据为例分析了大峰谷差系统运行的特点，电网负荷日峰谷差大，风电、光伏日出力呈现反调峰特性，电网高峰时电力不足，低谷时电力富余；
引出了分时段中长期交易方法，即根据日内不同时段的电力供需关系，按时段进行电能量交易；
进一步分析了储能参与的分时段中长期交易技术，分析了储能参与分时段中长期交易的市场功能，对储能主体身份及参与方式进行了界定，提出了储能在不同时段以不同主体身份参与分时段集中竞价交易方法；
最后提出了储能主体参与分时段中长期交易集中竞价的技术及流程，并提出了“报量报价”“报量不报价”2种储能竞价方法，为储能参与中长期市场及向现货市场过渡奠定了基础。