CN106022579A - 一种基于辅助服务的光储电站上网电价调整方案 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于辅助服务的光储电站上网电价调整方案，涉及光储电站上网电价调整技术领具体域。本发明对光储电站备用容量服务、黑启动电量服务、电量调相服务、电量调频服务、电网调峰服务五项动态辅助服务进行合理价值补偿计于光储站上网电费中。本发明将有储能功能的光伏电站提供的所辅助服务定价作为上网电价中的一部分，经过合理设计辅助服务价值，使光储电站在保障良好的电能质量和供电稳定性，避免电能质量波动或供电中段带来的经济损失等前提下，使光储站的收益更加合理，保障其市场生存能力，鼓励光伏电站配置储能设施，又不影响用户的合法权益，使用户不因定价不合理而拒绝的现象发生。

Description

一种基于辅助服务的光储电站上网电价调整方案

技术领域

本发明涉及光储电站上网电价调整技术领域，具体涉及一种基于辅助服务的光储电站上网电价调整方案。

背景技术

光储电站是配有储能的光伏电站，有诸多技术上的优势，能比较好地解决纯光伏站的接入对电网带来的负面影响，能提高电网对光伏的消纳能力；有了储能系统，光伏站并网能保证电能质量，不用给电网增加额外备用，甚至可以配合应用于电网配电网侧来削峰填谷，提高系统负荷率，降低网损，提高电网供电的可靠性和电网的供电能力；有储能功能的光伏电站能提供辅助服务，配合电网对电厂的要求提供调峰、调频、调频、黑启动和备用功能。

辅助服务是一种特殊的电力商品，贯穿于电能量市场的每一个交易时段，是电力市场中的重要部分。对于用电侧来说，辅助服务可以保障良好的电能质量和供电稳定性，避免因电能质量波动或供电中断带来的不必要的经济损失；对于供电侧来说，辅助服务有利于整个电网的安全稳定运行，有利于输变电设备和线路的维护；对于发电侧来说，辅助服务有助于提高其上网电价，有利于其财务生存能力。但是我国目前还没有建立完整的辅助服务市场，电力辅助服务的方式和定价机制有待进一步的探讨和研究。

当前大型地面光伏电站通过升压站并入高压输电网络，不直接为负载供电，所采取的商业模式是“上网电价”，即全部发电量按照光伏上网电价全部出售给电网企业。“上网电价”是固定单一的电价，在我国目前是按照光照强度划分区域来制定的。在当前的光伏上网电价机制下，光储站却很难有生存发展的空间，主要原因就在于当前针对光储站的上网电价和储能的充放电电价没有一个明确的规定，没有相关的电价政策或是补贴支持。如何制定合理的光储站的上网电价机制，对于高质量的光储站的电能，给予合理的高价格；将有助于光储站的推广，也可以促使现有光伏站主动增配储能装置。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是提供一种基于辅助服务的光储电站上网电价调整方案，旨在结合光储电站的可储能的特点，在现有“两部制电价”的基础上，建立一种考虑光储电站辅助服务功能的“三部制电价”，来作为光储联合发电定价机制，使光储电站的收益更加合理，保障其市场生存能力，鼓励光伏电站配置储能设施。

为解决上述技术问题，本发明所采取的技术方案是：一种基于辅助服务的光储电站上网电价调整方案，其特征在于：对光储电站备用容量服务、黑启动电量服务、电量调相服务、电量调频服务、电网调峰服务五项动态辅助服务进行合理价值补偿计于光储电站上网电费中。

进一步的技术方案在于，所述光储电站上网电费还包括主要来源于国家政策补贴的容量电费，以及基于光储电站的运行及维护成本的电量电费。

进一步的技术方案在于，所述备用容量服务价值补偿为对光储机组在提供负荷备用、检修备用、事故备用、调频备用、黑启动备用等辅助服务所需电量进行价值补偿；

所述备用容量服务价值补偿F₁有如下关系：

F₁＝k_F1×(U-V)×S₁

式中：K_F1—备用容量补偿比例系数；U—电量电价；V—电量成本；S₁—光储机组负责提供的备用容量之和。

进一步的技术方案在于，所述黑启动电量服务价值补偿为使电网从断电状态恢复到正常稳定运行状态所需电量进行价值补偿；

所述黑启动电量服务价值补偿F₂有如下关系：

F₂＝(黑启动成本+k_F2×预计挽回经济损失)/黑启动电量

式中，k_F2为补偿系数。

进一步的技术方案在于，所述电量调相服务价值补偿为光储电站进行机组多发无功电量和吸无功电量的电量价值补偿，以及机组少发有功电量的电量价值补偿；

所述电量调相服务价值补偿F₃有如下关系：

F₃＝F₃₁+F'₃₁+F₃₂＝无功电量电价×(多发无功电量+吸无功电量)+少发有功电量补偿电价×少发有功功率＝M_Q×(W′+W″)+M_p+W″′

式中，F₃₁为多发无功电量价值，F'₃₁为吸无功电量价值，F₃₂为少发有功电量价值补偿，M_Q为无功电量电价，无功电量的电价小于有功电量电价。

进一步的技术方案在于，所述电量调相频服务价值补偿为对光储机组的调频电量效益进行价值补偿；

所述电量调频服务价值补偿F₄有如下关系：

调频电量×电量调频服务价值补偿F₄＝(一次调频电量+二次调频电量)×调频电量电价＝(W_B+W_AGC)×U×k_F4

式中，U为其它类型的发电站上网电量电价，k_F4为市场供求系数。

进一步的技术方案还在于，所述电网调峰服务价值补偿为光储电站的储能系统对电网的调峰功能进行价值补偿；

所述电网调峰服务价值F₅有如下关系：

F₅＝k_F5×P_TOU×S₅

式中，k_F5为补偿系数；P_TOU是分时电价；S₅为调峰期间所发电量。

采用上述技术方案所产生的有益效果在于：本发明将有储能功能的光伏电站提供的所辅助服务定价作为上网电价中的一部分，经过合理设计辅助服务价值，使光储电站在保障良好的电能质量和供电稳定性，避免电能质量波动或供电中段带来的经济损失等前提下，使光储站的收益更加合理，保障其市场生存能力，鼓励光伏电站配置储能设施，又不影响用户的合法权益，使用户不因定价不合理而拒绝的现象发生。

附图说明

下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

图1是本发明中光伏发电站固定成本详细构成图；

图2是本发明中电能质量评定方式图；

具体实施方式

下面结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施例的限制。

本发明为了在市场条件下光储电站提供动态辅助服务时能得到价值补偿，提出改进的两部制电价体制，也可称为三部制电价。在该三部制上网电价下，光储站上网电费如下：

电费收入P＝容量电费R’+电量电费D‘+辅助服务电费F’

执行三部制电价用户的电费计算公式如下：

P＝cR+nD+mF

其中：P为总电费(元)，R为每单位容量电价(元/kW或元/kVA)，c为计费容量(kW或kVA)，D为每单位电量电价(元/kW·h)，n为计费电量(kW·h)，F为每单位辅助电价(元/kW·h)，m为计费辅助电量(元)。

应用该三部制上网电价，通过容量电价来回收光储电站的固定成本，通过电量电价来回收光储电站的变动成本，并通过容量电价和电量电价保障光储电站一定的经济利润；通过辅助电价来体现光储电站的辅助服务的价值，并激励光储电站提高电能质量和供电可靠性。

1、容量电价R

容量电费收入体现了光储电站中光伏发电设备和储能设备的建设成本，是光储电站经济收入的基本保障。容量电价R是一个固定值，主要来自国家政策补贴，由光伏发电建设补贴和储能设施建设补贴两部分构成。即：

R＝R₁+R₂

式中，R为容量电价，R₁为单位容量光伏发电建设补贴，R₂为单位容量储能设施建设补贴。

其中，光伏建设补贴可以参考国家相关政策，根据光伏发电装机容量和地区差异，并考虑成本回收周期来确定补贴标准。从某种程度来讲，光伏发电站的装机容量反映了其初期建设成本，主要包括光伏发电设备(如太阳能电池板及换流装置)购置及安装费用、建筑工程费用、资本化的建设期贷款利息、运营期初流动资金投资等，具体如图1所示。

此外，根据光储电站所在区域的不同，受其地理环境影响，其太阳能资源丰富程度不同，即年利用小时数不同。例如，我国西部太阳能资源丰富，但是用电量较小；而我国东部太阳能资源相对较少，但是用电量较大。光伏建设补贴应该予以区分，对于光照强度较差差，年利用小时数较少的地区，适当提高补贴额度，来达到鼓励光储发电站建设的目的。

储能建设补贴则需要根据储能设备的种类和占比来确定。目前常见的几种储能用蓄电池有铅酸电池、锂离子电池、液流电池等，根据储能蓄电池类型的不同，其建设成本不同，使用折旧周期也不同。另一方面，储能储能建设补贴在很大程度上应该跟储能的建设规模占比有关，储能设施的建设比例直接影响光储电站的建设成本，储能设置占比越大，建设成本越高；储能建设占比越小，建设成本越低。

2、电量电价D

电量电费收入在一定程度上反映了光储电站的运行及维护成本，包括设备运行成本、设备修理成本、职工工资等。电量电价D是动态变化的，不仅跟光储电站的运行及维护成本相关，还跟光储电站所发电能的质量有关。

电量电价D＝(光伏发电设备运行成本+设备修理成本+可变税金及附加+职工工资和福利费)/(k₁×k₂×上网发电电量)

其中，k₁为光伏发电机组可用率调整系数：

式中：T₀为光储机组年上网小时数；T_i为同类同质机组年上网小时数，n为电网内与光储机组同质的机组；k₂为电力市场调整系数。

市场调整系数k₂＝(去年电力供应缺口/去年系统内可用装机容量)/(预计当年电力供应缺口/预计当年系统内可用装机容量)＝(Q_n-1/Z_n-1)/(Q_n/Z_n)

光伏电站在接入电力系统向电网输送电能时，应保证电能质量符合标准要求，否则不允许并网；若在运行中电能质量出现偏离标准的越限情况，系统应能检测到这些偏差并将光伏系统与电网安全断开。反映电能质量的参数有：电压偏差、频率偏差、谐波和波形畸变、直流分量、电压不平衡度等。不同于普通的光伏电站，光储电站配有较大规模的储能装置，在接入电力系统时，可以更有效地提高上网电能质量。

在确定电量电价时，根据电能的各项参数，对光储电站向当地交流负载提供电能和向电网发送的电能进行等级评定，按照电能质量的好坏，划分为几个等级，而电量电价与电能质量的好坏直接相关。电量电价在保证光储电站盈利的情况下，动态调整，有利于提高光伏电站配置储能设备的积极性。电能质量等级评定的具体方式如下：

电能质量等级

其中，w_i为各个电能质量参数的权重，L_i为各个电能质量参数的评价等级。电能质量等级评价方式如图2所示：

在对电能质量各项参数等级进行评定之后，可以得出电能质量的等级，从而对电量电价在运行维护成本的基础上进行一定程度的上下调节，达到奖惩的目的。

3、辅助服务电价F

在以往的蓄能电站电价体系的研究中，往往将其电费收入简单化，对辅助动态服务一般不予以考虑，这一现状造成了蓄能电站的辅助服务补偿淡化，没有合理的体现蓄能电站的效益，造成其财务生存能力低下。本发明中，根据对光储电站动态效益的详细研究，将建立对光储电站备用、黑启动、调相、调频、调峰五项动态辅助服务的合理，可行的价格补偿机制。

(1)备用容量价值补偿F₁

光储机组因提供负荷备用、检修备用、事故备用、调频备用、黑启动备用等辅助服务，减少了发电的机会，形成机会成本。

F₁＝k_F1×(U-V)×S₁

式中：K_F1—备用容量补偿比例系数；U—电量电价；V—电量成本；S₁—光储机组负责提供的备用容量之和。

由于光储机组提供备用容量服务的同时，减少了发电量，所以应按照一定的比例进行补偿，但补偿额度不宜过大，否则会导致过度补偿，不利于辅助服务市场的平衡发展。备用容量补偿系数k₃应该根据国家政策和市场情况而定。

(2)黑启动电量服务价值补偿F₂

用于黑启动的电能，不仅能够帮助使电网从断电状态恢复到正常稳定运行状态，而且还能够挽回许多经济损失，有利于社会的稳定和谐，这部分电量的价值要高于普通上网电量，其价格应该根据其价值来进行一定的补偿。将黑启动电量服务价值补偿设为F₂，该部分补偿额度应该既能弥补光储站承担黑启动职责所需的成本，还应针对其挽回的经济损失体现一定程度的奖励，即满足：

F₂＝(黑启动成本+k_F2×预计挽回经济损失)/黑启动电量

其中，k_F2为补偿系数，用来体现黑启动电量补偿的奖励作用。

(3)电量调相服务价值补偿F₃

光储电站电量调相服务价值补偿F₃主要补偿两个方面的内容，一是多发无功电量(F₃₁)和吸无功电量的电量电费(F'₃₁)，二是机组少发有功电量的电量电费补偿(F₃₂)。

F₃＝F₃₁+F'₃₁+F₃₂＝无功电量电价×(多发无功电量+吸无功电量)+少发有功电量补偿电价×少发有功功率＝M_Q×(W′+W″)+M_p+W″′

M_Q为无功电量电价，无功功率的存在是以有功功率为基础的，是为了更好的保证有功功率的传输，因此无功电量的电价应小于有功电量电价。

(4)调频效益补偿F₄

光储电站调频效益补偿F₄中的调频备用容量补偿已在上文中加以分析，但光储机组的调频电量效益还未进行计算，现剖析如下：

调频电量×调频效益补偿F₄＝(一次调频电量+二次调频电量)×调频电量电价＝(W_B+W_AGC)×U×k_F4

U为其它类型的发电站上网电量电价，k_F4为市场供求系数，可由和发电方和电网双方根据电力市场情况协定。

(5)电网调峰服务价值F₅

光储电站的储能系统在必要时刻可以承担电网的调峰功能，来缓解电网的负荷压力，同时带来可观的经济效益，因此应对调峰效益进行补偿。电网调峰服务价值F₅应根据给电网带来的经济效益，结合辅助服务市场，在峰谷分时电价的基础上进行补偿。

F₅＝k_F5×P_TOU×S₅

其中，k_F5为补偿系数；P_TOU时电价；S₅为调峰期间所发电量。

综合以上分析，光储电站动态辅助服务电价F：

F＝F₁+F₂+F₃+F₄+F₅

本发明针对光储电站的技术特点与其所能提供的动态辅助服务的补偿机制进行了初步研究，提出了一种针对光储电站的三部制上网电价机制，来使得光伏电站配置储能装置的收益更为合理，保障光储电站在电力市场中的财务生存能力，为光储电站进一步走向市场，参与市场竞争打下了一定的基础。

Claims (7)

1.一种基于辅助服务的光储电站上网电价调整方案，其特征在于：对光储电站备用容量服务、黑启动电量服务、电量调相服务、电量调频服务、电网调峰服务五项动态辅助服务进行合理价值补偿计于光储电站上网电费中。

2.根据权利要求1所述的一种基于辅助服务的光储电站上网电价调整方案，其特征在于：所述光储电站上网电费还包括主要来源于国家政策补贴的容量电费，以及基于光储电站的运行及维护成本的电量电费。

3.根据权利要求1所述的一种基于辅助服务的光储电站上网电价调整方案，其特征在于：所述备用容量服务价值补偿为对光储机组在提供负荷备用、检修备用、事故备用、调频备用、黑启动备用等辅助服务所需电量进行价值补偿；

所述备用容量服务价值补偿F₁有如下关系：

F₁＝k_F1×(U-V)×S₁

式中：K_F1—备用容量补偿比例系数；U—电量电价；V—电量成本；S₁—光储机组负责提供的备用容量之和。

4.根据权利要求1所述的一种基于辅助服务的光储电站上网电价调整方案，其特征在于：所述黑启动电量服务价值补偿为使电网从断电状态恢复到正常稳定运行状态所需电量进行价值补偿；

所述黑启动电量服务价值补偿F₂有如下关系：

F₂＝(黑启动成本+k_F2×预计挽回经济损失)/黑启动电量

式中，k_F2为补偿系数。

5.根据权利要求1所述的一种基于辅助服务的光储电站上网电价调整方案，其特征在于：所述电量调相服务价值补偿为光储电站进行机组多发无功电量和吸无功电量的电量价值补偿，以及机组少发有功电量的电量价值补偿；

所述电量调相服务价值补偿F₃有如下关系：

F₃＝F₃₁+F′₃₁+F₃₂＝无功电量电价×(多发无功电量+吸无功电量)+少发有功电量补偿电价×少发有功功率＝M_Q×(W′+W″)+M_p+W″′

式中，F₃₁为多发无功电量价值，F′₃₁为吸无功电量价值，F₃₂为少发有功电量价值补偿，M_Q为无功电量电价，无功电量的电价小于有功电量电价。

6.根据权利要求1所述的一种基于辅助服务的光储电站上网电价调整方案，其特征在于：所述电量调相频服务价值补偿为对光储机组的调频电量效益进行价值补偿；

所述电量调频服务价值补偿F₄有如下关系：

调频电量×电量调频服务价值补偿F₄＝(一次调频电量+二次调频电量)×调频电量电价＝(W_B+W_AGC)×U×k_F4

式中，U为其它类型的发电站上网电量电价，k_F4为市场供求系数。

7.根据权利要求1所述的一种基于辅助服务的光储电站上网电价调整方案，其特征在于：所述电网调峰服务价值补偿为光储电站的储能系统对电网的调峰功能进行价值补偿；

所述电网调峰服务价值F₅有如下关系：

F₅＝k_F5×P_TOU×S₅

式中，k_F5为补偿系数；P_TOU是分时电价；S₅为调峰期间所发电量。