基于现货电能量市场与一次调频市场联合优化模型的独立储能项目经济性分析

doi:10.19799/j.cnki.2095-4239.2024.0856

储能科学与技术 ›› 2025, Vol. 14 ›› Issue (2): 834-845.doi: 10.19799/j.cnki.2095-4239.2024.0856

基于现货电能量市场与一次调频市场联合优化模型的独立储能项目经济性分析

王雷¹(), 闫瑞涛², 张凡¹, 闫娜², 岳芬³(), 傅旭¹, 刘梦晨², 杨韵彰²

^1.中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，陕西西安 710075
^2.国网陕西省电力有限公司经济技术研究院，陕西西安 710075
^3.中关村储能产业技术联盟，北京 100190

收稿日期:2024-09-12 修回日期:2024-11-19 出版日期:2025-02-28 发布日期:2025-03-18
通讯作者: 岳芬 E-mail:wangleib@nwepdi.com;fen.yue@cnesa.org
作者简介:王雷（1984—），男，硕士，高级工程师、注册咨询工程师，研究方向为电力系统规划分析，E-mail：wangleib@nwepdi.com；

Economic analysis of independent energy-storage project participation based on the optimization model of in-spot power market and primary frequency regulation markets

Lei WANG¹(), Ruitao YAN², Fan ZHANG¹, Na YAN², Fen YUE³(), Xu FU¹, Mengchen LIU², Yunzhang YANG²

^1.Northwest Electric Power Design Institute Co. , Ltd. , China Power Engineering Consulting Group, Xi'an 710075, Shaanxi, China
^2.Research Institute of Economics and Technology of State Grid Shaanxi Electric Power Co. , Ltd. , Xi'an 710075, Shaanxi, China
^3.China Energy Storage Alliance, Beijing 100190, China

Received:2024-09-12 Revised:2024-11-19 Online:2025-02-28 Published:2025-03-18
Contact: Fen YUE E-mail:wangleib@nwepdi.com;fen.yue@cnesa.org

摘要/Abstract

摘要：

独立储能仅参与现货电能量市场难以回收成本，同时参与现货电能量市场和调频辅助服务市场将成为未来趋势。由于两个市场存在耦合，独立储能运营商需要制定合理的市场参与策略以实现收益最大化。考虑当前独立储能的损耗电量相关的价格机制和结算机制，基于现货电能量市场和一次调频辅助服务市场规则，提出了独立储能同时参与现货电能量和一次调频辅助服务市场的联合优化模型，并通过混合整数线性规划进行求解。采用PJM某节点日前现货市场价格、山西独立储能参与一次调频试运行数据，设计算例分析了独立储能在参与不同市场、不同调频申报功率上限情况下的成本及收益构成，分析了不同调频申报功率下储能日循环次数的变化趋势，研究了损耗电量引起的输配电价及基金附加对成本的影响。结果表明，在当前市场规则下，对当前普遍采用2 h以上的独立储能电站来说，同时参与现货电能量市场和一次调频两个市场，可在显著提升其收益水平的同时，降低寿命损耗，损耗电量引起的输配电价、政府性基金及附加成本最高可占储能运行成本的20%以上。

关键词: 独立储能, 一次调频, 经济性分析, 混合整数线性规划

Abstract:

It is difficult for independent energy storage to recover costs by only participating in the spot electricity market. Participation in both the spot and frequency regulation ancillary service markets will become a future trend. Due to the coupling of the two markets, independent energy-storage operators need to develop a reasonable market participation strategy to maximize returns. Considering the current price mechanisms and settlement mechanisms of power consumption of independent energy storage, based on the market rules of spot and primary frequency modulation, a joint optimization model of independent energy storage participating in spot and primary frequency modulation auxiliary service market at the same time is proposed and solved using mixed integer linear programming. Using the spot market price of a node in PJM and the data of Shanxi independent energy storage participating in a frequency modulation trial operation, an example is designed to analyze the cost and income composition of independent energy storage participating in different markets and different frequency modulation power ceilings, analyze the changing trend of daily cycle times of energy storage under different frequency modulation declared power, and compare the influence of transmission and distribution price and fund surcharge caused by power loss on the cost. Under the current market rules, independent energy storage power stations that use more than 2 h can significantly improve their income level and reduce life loss by simultaneously participating in spot and primary frequency modulation markets. The transmission and distribution price, government funds, and additional electricity charges costs caused by the loss of electricity can account for more than 20% of the operating cost of energy storage.

Key words: independent energy storage, primary frequency regulation, economic analysis, mixed integer linear programming

中图分类号:

TK 9

王雷, 闫瑞涛, 张凡, 闫娜, 岳芬, 傅旭, 刘梦晨, 杨韵彰. 基于现货电能量市场与一次调频市场联合优化模型的独立储能项目经济性分析[J]. 储能科学与技术, 2025, 14(2): 834-845.

Lei WANG, Ruitao YAN, Fan ZHANG, Na YAN, Fen YUE, Xu FU, Mengchen LIU, Yunzhang YANG. Economic analysis of independent energy-storage project participation based on the optimization model of in-spot power market and primary frequency regulation markets[J]. Energy Storage Science and Technology, 2025, 14(2): 834-845.

图/表 16

表1

图1

表2

部分省份出台的独立储能电价政策"

政策名称	政策要点	政策解读
山东-关于印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》的通知(鲁发改能源〔2023〕877号)	独立新型储能充电时作为市场用户，从电力市场中直接购电；放电时作为发电企业，从电力市场中进行售电。支持独立储能参与中长期市场和现货市场。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加	充电时作为用户，意味着充电电量(下网电量)需按用户当前的价格机制执行
广西-《加快推动广西新型储能示范项目建设的若干措施(试行)》的通知	在示范项目未参与电力市场交易前，充电电量用电价格暂按电网企业代理购电工商业及其他用电类别单一制电价标准执行，并执行峰谷分时电价政策；放电时作为发电企业，上网电价暂参照广西燃煤发电平均基准价0.4207元/千瓦时执行。在示范项目参与电力市场交易后向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加	未参与电力市场交易前，充电电力按单一制用户峰谷分时电价政策执行
河北-《关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》(冀发改能价〔2024〕172号)	独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价、系统运行费和政府性基金及附加，不执行功率因数考核，按规定承担上网环节线损费用	明确了独立储能与上网电量对应的充电电量除了不承担输配电价和政府性基金附加外，还不承担系统运行费，但要承担线损费用
宁夏-《自治区发展改革委关于促进储能健康发展的通知(征求意见稿)》	独立储能损耗电量承担输配电价(免收基本电费)、系统运行费、上网环节线损费用和政府性基金及附加，上网电量对应的下网电量不承担上述费用。下网无功电量执行功率因数调整电费	明确了独立储能损耗电量部分应承担的费用构成
贵州-《省发展改革委关于完善峰谷分时电价机制有关事项的通知》(黔发改价格〔2023〕481号)	独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加	与上网电量对应的充电电量不承担政府性基金及附加

表2

图2

表3

图3

图4

图5

表4

参考文献 17

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15	山西能源监管办. 关于印发«山西电力一次调频市场交易实施细则(试行)»的通知[EB/OL].(2023-09-13)[2024-08-15]. https://sxb.nea.gov.cn/dtyw/jggg/202309/t20230913_60810.html.
16	国家能源局山东监管办公室. 关于印发«山东电力市场规则(试行)»的通知[EB/OL].(2024-04-19)[2024-08-15]. https://sdb.nea.gov.cn/dtyw/tzgg/202404/t20240419_261034.html.
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市场规则	山西省	广东省	山东省
准入门槛	20 MW/40 MWh	5 MW/5 MWh	5 MW/10 MWh
参与市场方式	按月自主选择以“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场	现阶段可按照“报量报价”或“报量不报价”的方式参与	独立新型储能电站以“报量报价”方式参与现货市场出清
偏差结算方式	实际上网(下网)电量与日前出清结果的偏差按照实时现货市场节点电价(统一结算点电价)进行结算	每小时实际充放电量与日前市场出清电量的偏差，按照所在节点实时市场分时价格结算	实际结算电量与日前市场出清电量的偏差按实时市场价格结算
电量结算方式	上网电量按照日前现货市场的分时节点电价进行结算，下网电量按照日前现货市场统一结算点电价进行结算	以日前现货市场所在节点的小时平均节点电价作为相应时段的充电、放电结算价格	上网电量按日前现货市场所在物理节点的节点电价结算，下网电量以日前现货市场统一结算点现货电价结算

电量类型	责任主体	电价机制	电价构成
网损电量E_ctl	储能电站、用户	按责任主体各自用电量×上网环节线损折价	上网环节线损折价：根据当地电网统一的综合线损率来计算，依据代理购电价格得出

损耗电量E_cs	储能电站	充电按用户，是否考虑峰谷分时系数不明确；放电按电源，按所在节点电价收费	上网电价+上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加
站用电量E_s	储能电站	采用用户分时电价机制承担费用，考虑峰谷分时系数
上网电量E_on	用户	采用用户侧分时电价机制，考虑峰谷分时系数

$P m a x$	$E e s$	$S O C m i n$	$S O C m a x$	$η c h$ 、 $η d i s$
100 MW	200 MWh	0.05	0.95	0.92
$K s t$	$C R$	$C E S t o t a l$	$N e s, c i r c l e$	N_life
2	10元/MW	3亿元	2次/天	10年
$E c u m$	$p a v e$	$k t d$	$k l$	k_om
365万kWh	0.5元/kWh	0.072元/kWh	0.014元/kWh	0.01
$P m a x r e$	$β$	m	$S O C m a x r e$	$S O C m i n r e$
30	0.03	10	0.7	0.3

对比项	情形1:只参与现货市场(不考虑充放电次数约束)	情形2:只参与现货市场(考虑充放电次数约束)	情形3：参与现货和一次调频市场(考虑充放电次数约束)
初始投资成本年值/万元	4271	4271	4271
年运维成本/万元	300	300	300
输配电价及基金附加成本/万元	225	158	129
网损成本/万元	44	31	25
厂用电成本/万元	183	183	183
充电成本/万元	2197	1466	1374
放电收益/万元	3907	3050	2350
调频收益/万元	0	0	5008
总收益/万元	-3313	-3359	1076
日均循环次数/次	2.85	2	1.64

对比项	$P m a x r e = 15$ MW	$P m a x r e = 30$ MW	$P m a x r e = 45$ MW	$P m a x r e = 60$ MW	$P m a x r e = 75$ MW	$P m a x r e = 90$ MW
初始投资成本年值/万元	4271	4271	4271	4271	4271	4271
年运维成本/万元	300	300	300	300	300	300
输配电价及基金附加成本/万元	140	129	125	118	91	60
年网损成本/万元	27	25	24	23	18	12
年厂用电成本/万元	183	183	183	183	183	183
年充电成本/万元	1459	1374	1366	1333	1092	808
年放电收益/万元	2556	2350	2221	2068	1640	1135
年调频收益/万元	2433	5008	7523	10021	12506	14910
年净收益/万元	-1391	1075	3475	5862	8191	10411
日均循环次数/次	1.78	1.64	1.59	1.50	1.17	0.77

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