面向大峰谷差系統的儲能參與分時段中長期交易技術研究

劉 勇，劉 行，蔣 磊，萬 燦

（湖南電力交易中心，湖南 長沙 410009）

風力、光伏等可再生能源在發電過程中不使用燃料，具有零碳排放、環境效益好等優點，在綠色能源轉型中將成為主力電源，“十三五”以來，中國在能源結構轉型方面取得了顯著成效。2020年，全國風電累計裝機達2.8億kW，占發電總裝機（22億kW）的12.8%；全國光伏發電累計裝機達2.5億kW，占發電總裝機的11.5%。2020年，風電和光伏發電量分別為4 146億kW·h和14 09億kW·h，分別占全國發電量的5.59%和1.92%。預計2030年中國風電、光伏發電總裝機18億kW，占比約48%；2060年中國風電、光伏發電總 裝機將達到63億kW，占比約78%。

由于新能源發電的不確定性和波動性，新型電力系統在高速發展的同時也將帶來一系列挑戰：新能源出力波動大，常規電源調節困難；新能源高出力持續時間長，大容量長時間儲能需求大，部分時段出力極低，需與其他電源共同實現功率平衡；新能源間歇性強，不確定性大，影響系統規劃；新能源尖峰出力功率大，電量小，全額消納代價大；日前功率預測誤差大，增加發電計劃制定的難度。

1 大峰谷差電力系統運行特點概述

近3年來，中國全社會負荷水平、全社會用電量均呈上升趨勢。以某省為例，“十四五”期間負荷將保持年均6.5%增長，預計2025年存在約1 000萬kW電力缺口，峰谷差也將進一步增大。

從負荷上看，該省負荷在每日的10：45—23：30時段內均保持較高水平，呈現午高峰和晚高峰2個峰段。白天高峰時期為每日的11：15—17：15，夜晚高峰時期為每日的19：45—23：15。2020年，該省日最大負荷為33 225.86 MW，日平均負荷為19 292.687 68 MW；日最大峰谷差為14 713.33 MW，日最大負荷波動率為29.839 5%，日平均負荷波動率為15.15%。

從風電出力上看，該省風電機組在深夜出力較高，白天出力較低，出力高峰期為每日20：00—次日01：00，低谷期為每日12：00—17：00。2020年，該省風電日最大出力為3 663.2 MW，日平均出力為1 066.394 MW；日最大出力波動率為183.7115%，日平均出力波動率為42.3174%。2020年該省風電典型出力曲線與典型負荷曲線對比如圖1所示。

圖1 某省2020年負荷曲線和風電出力曲線

從光伏出力上看，該省光伏機組出力在白天較高，傍晚開始下降，夜間出力為0，出力時段在06：00—19：00，出力曲線呈倒“V”形。2020年該省光伏日最大出力為1 989.11 MW，日平均出力為582.9 MW；日最大出力波動率為213.247 4%，日平均出力波動率為126.381 2%。2020年該省典型日光伏出力曲線與典型負荷曲線對比如圖2所示。

圖2 某省2020年負荷曲線和光伏出力曲線

綜上所述，該省電網負荷日峰谷差大，且風電、光伏日出力呈現反調峰特性。電網負荷高峰時電力不足，低谷時電力富余，電網調峰壓力加劇降低了系統運行的經濟性。

2 儲能參與的分時段中長期交易技術

2.1 分時段中長期交易方法

電力商品具有顯著的時間價值，電力負荷和新能源出力均具有顯著的時變特征，不同時段的電價體現了電力供需形勢隨時間的變化。中長期合約作為規避電力現貨價格風險的金融工具，必須進行曲線分解，為電力現貨市場的推進打好基礎[1]。

維持電力供需平衡是保障電力系統安全穩定運行的重要前提。當用電負荷較大且可再生能源出力不足時，火電機組可能受限于最大出力，無法保障用戶用電，導致強制拉閘限電；當負荷較小且可再生能源出力富余時，火電機組可能受限于最小出力，無法保障清潔能源消納，導致棄水、棄風嚴重。

分時段交易，即根據日內不同時段的電力供需關系，通過在負荷高峰時段適當調高電價、低谷時段適當降低電價，引導電力用戶響應電價變化，合理調整用電計劃，實現電網削峰填谷，緩解電力供需矛盾。

中長期分時段交易從月度分時段交易起步組織交易，用戶可自行申報/按典型曲線形成分時段交易電量需求，發電企業通過歷史出力數據確定分時段交易計劃。發用雙方通過雙邊自主協商、集中競價等方式形成分時段成交電量和價差。電力交易機構基于市場主體各時段成交合同及發用電量偏差，分時段結算不同主體的發/用電費用。

2.2 分時段中長期交易下儲能主體界定技術

儲能作為靈活性調節資源參與電力中長期市場，其作用是保障電力系統供需平衡。在電網電力供應不足的場景下，儲能作為電源向電網放電，緩解電網供電壓力；在電網電力供應富余的時段，儲能作為負荷從電網充電，促進電網可再生能源消納，實現資源優化配置[2-3]。

儲能主體指在電力交易中心完成注冊，具備獨立身份的市場主體，可以是集中式儲能電站，也可通過儲能聚合商對分散式儲能進行聚合，代理所管轄儲能簽訂市場交易合同，安排所管轄儲能設備的充放電計劃。儲能主體應具備獲取所管轄儲能設備SOC狀態、最大最小充放電速率、最長最短連續充放電時間等物理參數能力，滿足儲能聚合及其充放電控制的技術支持手段。儲能參與的中長期交易組織結構如圖3所示。

圖3 儲能參與的中長期交易組織結構

在電力批發市場，儲能主體作為用戶主體向發電主體購電時，可通過雙邊協商與發電主體簽訂年/月度合同，或者通過集中競價，由交易中心進行統一月度磋商和出清，確定儲能主體的購電量及購電價格；儲能主體作為發電主體向售電主體售電時，可通過雙邊協商與發電主體簽訂年/月度合同，或者通過集中競價，由交易中心進行統一月度磋商和出清，確定儲能主體的售電量及售電價格。

在電力零售市場，儲能聚合商與分布式儲能自主選擇交易對象，平等協商建立購售電關系，按規定與電網企業簽訂《市場化零售業務協議》，明確各方的權利和義務等。儲能聚合商與分布式儲能通過雙邊協商方式簽訂年/月度購/售電合同，儲能聚合商可按合同獲取一定的代理費用。

獨立儲能放電作為電源時，權利和義務與發電主體相同；獨立儲能充電作為負荷時，權利和義務與售電主體相同，獨立儲能獲得公平的輸電服務和電網接入服務，以獨立身份參與中長期批發和零售交易。

在“分時段，帶曲線”的競價交易方法下，儲能在不同時段以不同主體身份參與分時段集中競價交易（充電時作為用電主體，放電時作為發電主體）。在電力供過于求（負荷低谷、可再生能源出力富余）時，儲能作為用戶主體與售電公司、大用戶同臺競價；在電力供不應求（負荷高峰、可再生能源出力不足）時，儲能作為發電主體與發電企業同臺競價。儲能2種類型主體身份的時段不重疊，身份可以轉換。

3 儲能參與的分時段中長期交易集中競價交易技術及流程

儲能參與的分時段中長期交易集中競價流程如圖4所示。

圖4 儲能參與的分時段中長期交易集中競價流程

在集中競價交易模式下，市場主體申報電量、電價，電力交易機構按申報價格由高到低的次序排列用電側主體申報電量，形成價格單調遞減的購方申報電量隊列，按申報價格由低到高的排列發電側主體申報電量，形成價格單調遞增的售方申報電量隊列，高低匹配，撮合出清，直到用電側的報價低于發電側的報價或其中一方電量全部成交。

分時段集中競價交易將競價交易周期分成多個競價時段，以某個月度/旬的電量作為交易標的物，并分解到時段，按時段對電能量進行交易。

發電企業、電力用戶和售電公司、獨立儲能等市場主體通過電力交易中心，按時段進行電量、價差申報（即對各個交易時段分別申報電量、價差），由電力交易平臺按時段獨立開展出清計算，各時段交易市場出清結果各自獨立，互不影響。

獨立儲能主體采用報量不報價的參與方法：儲能作為價格接受者，采用報量不報價的模式參與集中競價交易。在高峰、尖峰時段，儲能作為發電主體僅申報對應時段的售電量，電力交易中心按發電主體最低報價對儲能進行優先出清；在谷荷、腰荷時段，儲能作為用戶主體僅申報對應時段的購電量，電力交易中心按用戶主體最高報價對儲能進行優先出清。

獨立儲能主體采用報量報價的參與方法：儲能作為自主決策者，依據自身成本，采用報量報價的模式集中競價交易。在高峰、尖峰時段，儲能作為發電主體申報對應時段的售電量、價差；在谷荷、腰荷時段，儲能作為用戶主體申報對應時段的購電量、價差，電力交易中心按照市場規則對市場主體共同進行市場出清。

4 技術特點及創新點

在儲能參與分時段中長期交易技術下，儲能在低谷時段作為購電方參與市場，使發電側發電能力充分發揮，提升市場生產者剩余；在高峰時段作為售電方參與電力市場，使用戶側用電能力充分發揮，提升市場消費者剩余，在促進市場供需平衡、保證市場資源高效配置、增加社會福利的同時，獲取自身收益[4-5]。

5 結論

首先以某省2020年電網運行數據為例分析了大峰谷差系統運行的特點，電網負荷日峰谷差大，風電、光伏日出力呈現反調峰特性，電網高峰時電力不足，低谷時電力富余；引出了分時段中長期交易方法，即根據日內不同時段的電力供需關系，按時段進行電能量交易；進一步分析了儲能參與的分時段中長期交易技術，分析了儲能參與分時段中長期交易的市場功能，對儲能主體身份及參與方式進行了界定，提出了儲能在不同時段以不同主體身份參與分時段集中競價交易方法；最后提出了儲能主體參與分時段中長期交易集中競價的技術及流程，并提出了“報量報價”“報量不報價”2種儲能競價方法，為儲能參與中長期市場及向現貨市場過渡奠定了基礎。