考虑负电价的建筑储能控制策略与优化配置设计方法

在双碳战略背景下,清洁能源已经成为城市能源供应的重要组成部分,与此同时建筑再电气化率也在不断提高,为了应对新形势下的能源供需平衡,我国电力市场不断完善,然而新市场规则带来的负电价现象,对建筑能源系统工程设计和运维带来了极大的挑战。本文以建筑光储系统为研究对象,考虑负电价情况,提出新市场机制下系统调度策略与容量配置方法,并通过Matlab进行模拟仿真,验证了该方法的有效性。

四川省气电容量成本回收机制研究

四川省发展气电是实现“双碳”目标,提升电力调峰调频、确保安全稳定供电的重大举措。2022年四川省出台气电上网两部制电价政策指导意见,明确气电容量电价按一定合理收益回收固定投资成本,电量电价与气价实施联动调整。通过梳理国家及部分省份的气电两部制电价政策,调查分析四川气电的成本构成,研究对气电投资成本回收机制并测算容量电价,提出了容量电价测算原则、方法以及疏导路径的相关建议。研究结果表明:①因地制宜出台气电价格政策有利于推动气电产业健康可持续发展;②实施气电两部制电价有利于通过容量电价回收固定成本且取得合理收益,有利于促进四川气电产业有序健康可持续发展,并通过相对较低的电量电价实现与电力市场逐步接轨,增强市场竞争力;③容量电价按照“谁受益、谁承担”和“合理分摊、动态调整”原则进行疏导;④气电容量电价标准按资本金内部收益率8%对应取值,F机组容量电价标准可为28元/(kW·月),并且容量电费由该省内大工业、一般工商业用户疏导分摊。

新型电力系统下抽水蓄能电站高质量发展探究

为实现“双碳”目标,我国新能源装机规模快速增长,建设以新能源为主体的新型电力系统势在必行。新型电力系统中新能源大规模并网,对灵活性资源有了更高要求。抽水蓄能电站作为技术成熟的储能电站,在解决以新能源为主体的新型电力系统负荷波动方面发挥重要价值,能够同时应对源荷双侧的挑战。然而,抽水蓄能电站成本回收机制的不清晰对其发展模式造成阻碍,本文依据抽水蓄能电站在不同市场环境下的价值属性,对抽水蓄能电站成本回收机制提出建议,推动我国抽水蓄能产业可持续发展,满足新型电力系统建设需要。

全国统一电力市场演进过程下省间-省内市场出清及定价模型

为了促进电力资源在省间的余缺互济和在全国范围内的优化配置,我国正有序推进电力市场改革,逐步实现省间-省内市场的耦合和全国统一市场的演进。根据省间-省内市场耦合程度的不同,该文将演进过程划分为三个阶段:分层阶段、松耦合阶段和紧耦合阶段。进一步考虑跨区、跨省以及省内输电的输电费回收问题,跨区直流输电线路与区域内交流输电线路按照传输电量收费,省内线路按照用户负荷用电量收费。构建了面向不同输电费收取方式的出清模型与定价机制,分层阶段采用顺序出清,松耦合阶段采用双层迭代出清,紧耦合阶段采用统一出清,定价机制均采用节点电价定价机制。最后,利用IEEE 39节点和118节点系统进行仿真计算,验证了出清模型和定价机制的有效性,并分析了输电费对出清和定价结果的影响。

不同市场环境下贵州省抽水蓄能电站的电价形成机制研究

在梳理我国抽水蓄能电站电价政策演变历程的基础上,针对贵州省电力市场的发展方向,制定了针对贵州省乌江流域抽水蓄能电站在不同电力市场环境下的电价形成机制,分别对现货市场形成前后电力市场环境下的电量电价和容量电价进行测算。结果表明,在不完善的电力市场环境下电站上网电价为0.351 5元/(kW·h),抽水电价为0.263 6元/(kW·h),站点容量电价为668.50~771.70元/(kW·a);在较完善的电力市场环境下峰谷电价差为0.331~0.504元/(kW·h),站点容量电价为586.17~689.37元/(kW·a),可认为现阶段未形成现货市场的情况下严格执行两部制电价是合理有效的,未来形成现货市场后将由市场竞争生成电价。

不同电价模式下独栋住宅的光伏-储能系统运行策略及效果分析

为了解不同电价模式下,光伏-储能系统在独栋住宅应采取的运行策略以及运行效果,对样本建筑用电量和光伏系统发电量进行建模,针对阶梯电价和分时电价2种情景,为光伏-储能系统制定了常规运行模式和混合运行模式2种运行策略。随后,给出了1000~2500元/(kW·h)4种储能单价下,独栋住宅光伏-储能系统经济性指标净现值(net present value,NPV)和自消纳率(self consumption rate,SC)随储能容量增长的变化趋势并进行了分析。结果表明:光伏装机容量越大,NPV初始值越高。在常规运行模式下,不同装机容量下的光伏系统自消纳率随着储能容量的变大而逐渐提高,而在混合运行模式下,自消纳率基本不随储能容量增加而变化。在2种运行模式下,仅考虑经济性的最优储能容量均位于NPV曲线最高点,并且不同的光伏装机容量都会导致NPV初始值和排序的不同。

电力市场环境下抽水蓄能电站容量电费定价与成本分摊方法

抽水蓄能电站作为一种有效的电力系统灵活性资源,将成为保障新型电力系统安全稳定运行的重要手段。制定合理的回收抽水蓄能电站建设固定成本方案是支撑系统运行、激励投资的关键问题。在抽水蓄能电站的市场化运行背景下,构建了抽水蓄能电站顺次参与现货-辅助服务市场的容量电费定价模型,实现以经营期内收支平衡为目标定期滚动核定抽水蓄能电站的待分摊成本。同时,考虑抽水蓄能电站容量电费的潜在分摊对象,提出采用效用比例VCG(Vickrey-Clarke-Groves)机制对抽水蓄能电站容量电费进行成本分摊,量化源荷侧分摊主体的替代效益,并将容量电费按比例分摊。实际系统算例的仿真分析验证了所提方法的有效性。

计及发电容量充裕度的容量市场多能源定价模型

随着风、光、水等可再生能源发电高比例并入电力系统,可再生能源发电的低成本使传统火电机组的成本回收受到极大挑战,导致火电机组退出容量市场越来越多。但可再生能源发电依赖于天气,在负荷高峰时段,其无法保证发电容量的充裕度,而容量市场的合理定价机制是解决该问题的关键。对此,提出了计及容量市场定价机制及电能需求的多能源交易模型。首先,在容量市场层面给出了传统火电机组、风电机组、光伏发电、水电、储能的分时段负荷需求和容量特性的定价模型,并将其作为主问题;其次,在电能交易层面给出了以日现货交易市场的火电、风电、光伏发电、水电和储能的联合优化调度模型,并将其作为子问题;然后,通过主问题、子问题的迭代求解,给出了火力发电、风电、光伏发电、水电和储能的容量定价机制;最后,以某实际电网数据为例,进行多场景仿真验证,证明了所提方案的合理性和有效性。

考虑分时电价的风光储系统技术经济性研究

基于分时上网电价和风光储系统成本对源-网-荷-储系统的技术经济性开展了研究。首先,提出了一种集成可再生能源和储能的微电网系统模型,该系统包括光伏、风电、储能、电网和用户负荷;然后,在满足对负荷可靠供电的前提下,根据负荷数据、辐照数据、风速数据、分时电价数据以及系统各单元的成本,以系统经济性最优为目标建立了源-网-荷-储系统的优化模型;最后,通过算例详细分析了某地区配置风光储系统的最优容量以及系统的经济性。分析结果表明,储能系统通过在低电价时储能,在高电价时释能,从而避免用户在高电价时从电网购电,进而降低用户从电网的购电成本。

调节性水电容量补偿方案设计研究

为缓解目前单一制电价政策下调节性水电在电力市场中的不利地位,亟需配置合理的容量补偿机制。研究以调节性水电为对象,结合我国电力系统实际,采用固定容量价格机制下的未补偿成本法作为容量补偿电价核定方法,建立了一套兼具实用性和可操作性的水电容量补偿方案,并对长江流域某地6座新投调节性水电站进行测算,对比验证了方案的实施效果。结果表明,设计的补偿方案意义明确,适应性强,测算结果合理。

三星选煤厂降低用电成本的探索与实践

选煤生产过程中大型设备使用较多,加强选煤厂用电管理对稳定电力输送、提高能源利用、降低洗选加工成本等均具有重要意义。针对三星选煤厂因用电单耗高、电费单价高等原因造成的电费成本较高的问题,在分析电费组成及电费影响因素的基础上,结合当前电力体制改革政策,通过提高生产效率、缩短生产故障停时、细化生产组织管理、避高峰组织生产、降低力调电费等措施,来降低三星选煤厂用电成本。改进措施实施后,三星选煤厂装机总功率由原来的2794kW降低至2778kW;原煤处理量由280t/h提高至380t/h;生产故障停时由每生产100h停3 h缩短至1 h;总的生产时间中“谷时段”生产的比例由45%提高至60%左右。通过改进,吨原煤用电成本由4.25元降低至2.79元,每年可为企业节约电费175.2万元,10个月可收回成本。

新型电力系统下多元资源发电容量充裕性评估与保障机制

为了适应新型电力系统下容量资源多元化新趋势与投资激励新要求,针对中国发电容量充裕性保障机制建设问题,构建了考虑源储荷多元资源的容量补贴价格机制与容量评估方法。首先,基于边际发电成本理论,揭示了纯电能量市场“缺钱问题”与容量定价原理,提出容量补贴价格制定方法,引入容量调整系数有效激励投资。然后,紧密结合源储荷资源为系统峰荷容量提供支撑的不同特征,建立风光水可再生电源和新型储荷主体有功出力与调度模型,与两态法融合构建各类元件模型,采用序贯蒙特卡洛模拟建立了多元化资源充裕容量的可靠性评估方法。在此基础上,提出分类差别实用化评估方法,克服风光储荷传统评估方法的缺陷,较为科学地反映各类资源对容量支撑的实际贡献,兼顾计算简单透明。最后,算例验证表明,该机制能够实现公平补偿,提供科学的发电投资信号并确保回收,保障发电容量充裕与电价稳定,并且实用化评估方法较好平衡了评估精度与政策实施间的关系。

面向电动汽车充电运营商的动态阶梯过网费策略研究

提出了一种全新的动态阶梯过网费策略,旨在解决当前电动汽车充电运营商面临的服务效率低、用户成本高等问题。鉴于传统过网费设计的局限性以及电动汽车充电运营商的特殊性,通过将用户分为低、中、高价格弹性用户,并结合动态定价和阶梯定价机制,根据用户的充电需求和价格敏感度制定了不同的过网费设计方案,以提高电网服务效率、降低用户成本、提升电动汽车用户消费者剩余。结果表明,该策略能有效激励用户改变充电行为,缓解网络拥堵,确保配电网稳定运行,同时支持国家电动汽车发展目标的实现。

成都地区某商业用户储能投资收益分析

用户侧储能的投资收益决定了其市场发展前景。结合成都地区目前的储能市场、电价政策、充放电效率、容量衰减等因素对成都地区执行10 kV两部制电价的用户在全寿命周期内的投资收益情况进行测算,测算过程中考虑了分时电价收益、政府补贴、容量电费管理等多方面因素影响。最后,结合某商业用户的实际负荷情况测算了该客户储能投资收益情况。

面向配电网光伏接纳能力提升的分时电价优化方法

分布式光伏高比例接入配电网带来新的挑战。其引起的电压越限等问题严重限制了配电网接纳光伏的能力,也降低了发电效益,为此提出用于提升配电网光伏接纳能力的分时电价优化策略及方法。首先,分析了分布式光伏接入配电网对电压分布以及负荷曲线峰谷时段划分的影响,建立了综合考虑光伏出力特点与净负荷曲线的分时电价优化模型。然后,基于Tent混沌反向学习初始化策略和高斯扰动策略,从提高初始种群质量和加强帝国位置移动2个方面改进了帝国主义竞争算法(ICA),提高了其全局寻优能力,并将之用于对分时电价优化等问题的求解。最后,采用IEEE 33节点系统算例,对配电网分布式光伏的接纳能力进行了分析,结果表明所提方法可以提升配电网光伏接纳能力,并具有实用性和有效性。

基于分时电价的用户侧光伏储能系统容量配置

光伏与储能系统的配合使用已经是一种趋势,在用户侧合理配置光伏电池与储能电池的容量,可以明显提高用户的经济效益。为了提高用户在分时电价下的经济效益,基于用户侧典型日光伏发电曲线与典型日用户负荷特征曲线,结合用户分时电价,设计储能系统的能量调度策略,建立经济优化模型,并基于量子粒子群优化算法对模型进行求解,得出光伏与储能系统的最优容量。仿真分析和结果表明,本文方法可以明显提高分时电价条件下用户的经济效益,对大电网的削峰填谷也有一定的积极作用。

基于电力大数据的用户储能最优配置

以地区电力用户为研究对象,开展储能投资潜力分析。以用户投资储能的全寿命周期收益最高和最快回收成本建立目标函数,基于电力大数据排查适合投资的储能用户并计算容量配置,根据目标约束函数,结合当下储能相关参数和电价情况,得到营利用户储能配置容量的边界值,筛选出用户容量大于配置容量的用户,即为可发展储能配置的潜在用户。继而构建磷酸铁锂电池测算模型,通过对潜在用户可调资源的容量、时长以及效益测算,得到用户最优储能投资方案。采用配置储能电池和分时电价相结合的方式进一步降低储能成本,得到更高的经济性。

计及电价不确定性和容量衰减的电动汽车充放电商业模式

电动汽车作为移动储能设施,可以通过开展车网协同,促进电力系统的稳定。随着电动汽车的迅速发展,如何设计电动汽车充放电的商业模式成为亟须解决的问题。鉴于此,设计了电动汽车聚合商单独参与现货市场、联合参与现货市场及辅助服务市场2种模式。同时,考虑到电价不确定性和电池容量衰减的影响,对2种模式开展经济性测算和多因素敏感性分析。算例结果表明,电动汽车聚合商联合参与现货市场及辅助服务市场模式的经济性要优于单独参与现货市场模式。在该研究结果的基础上,设计现阶段电动汽车聚合商参与电力市场的商业方案。

国外输配电定价体系分析及其对构建新型输配电价体系的启示思考

针对我国省级电网现有输配电价中容量电费占比比较低,固定成本难以回收问题,研究新型电力系统建设背景下输配电电价体系问题。梳理了国外比较有代表性的英国、美国、法国等在完全电力市场环境下输配电电价体系,总结其特点和规律。在此基础上,结合构建新型电力系统的发展需求,分析构建以容量电价为基础的输配电价新体系的必要性,并以2021年度某省11个地级市大工业用户的电量数据为例,测算以容量电价为主的输配电价水平。测算结果表明,若实行容量电价,即使大量光伏并网,导致负荷水平下降,输配电成本仍然能够足额回收,对于我国省级电网输配电定价机制的设计具有参考意义。

发电容量充裕性保障机制国际实践与启示

电力能源绿色转型和现货市场加快推进使得中国发电容量充裕性保障机制建立及其路径选择问题日益迫切。围绕此问题,梳理容量充裕性保障机制的国际实践经验,综合比较稀缺定价、容量市场和容量补贴电价3类机制的基本原理、总体框架与核心制度、机制优劣与适用条件;以容量市场为重点,比较分散式、集中式和可靠性期权3类市场模式,归纳以容量配额、资格审查和市场交易为核心制度的基本框架体系,研究各个市场拍卖制度设计和容量需求曲线计算方法;阐释智利补贴机制中容量电价和充裕容量的核定原理与方法,探讨稀缺定价机制在社会政治层面的局限性及监管两难问题。最后,就中国容量充裕性保障机制建设问题,提出与中国电力市场建设发展相适应的分阶段建议。