虚拟电厂参与能量与辅助服务市场的协同优化策略.docxVIP

摘要

虚拟电厂作为一种具备储能特性的灵活性资源，虽然其在配合电网削峰填谷、消纳新能源等方面的作用越发重要，但其目前在市场运营上缺乏经济性及高效性，直接导致其参与市场积极性不足。鉴于此，提出一种虚拟电厂参与电能量市场与辅助服务市场协同工作策略。首先，基于现货市场电价与虚拟电厂的聚合情况，确定其参与市场各时段策略；其次，以虚拟电厂收益最大化为目标，采用动态规划方法构建多时间尺度下虚拟电厂参与现货电能量-调频市场协同优化模型；最后，通过仿真分析对比虚拟电厂只参与单独市场与联合优化情况下的收益及利用率，并使用shapely值法对参与虚拟电厂聚合的各类资源进行收益分摊分析，验证所提方案的可行性及有效性。

01

基于协同优化策略的虚拟电厂参与主辅市场策略

1.1?虚拟电厂参与主辅市场的策略分析

1.1.1?虚拟电厂的聚合服务策略

虚拟电厂是一种基于“源-网-荷-储”的控制技术和商业模式，能够聚合各类灵活性资源进行协同优化运行控制和市场交易。通过聚合的方式，虚拟电厂可以有效解决分散式、容量小的需求侧资源直接参与市场存在门槛高且资源利用率低的问题。如图1所示，将分布式发电、储能、电动汽车等资源聚合为虚拟电厂，既可作为用电端吸收功率，也可作为供电端进行放电。

图1??虚拟电厂的聚合模式

Fig.1??AggregationmodeofVPP

虚拟电厂对外的购售电模型及约束可表示为

式中：δg,t、δy,t分别为虚拟电厂以供电或用电端的身份参与市场出清的中标状态，取值为0-1变量；Qg,t、pg,t和Qy,t、py,t分别为以供电或用电端的身份参与市场出清的申报电量与电价，其功率及市场出清约束条件为

式中：为虚拟电厂在t时刻向电网输送的总功率；为聚合有U个成员的虚拟电厂其第i个成员在t时刻向电网输送的功率；分别为光伏、风电、电动汽车和其余参与聚合的市场主体在t时刻向电网输送的功率；为t时刻电网向虚拟电厂输送的总功率；为t时刻向虚拟电厂中的储能端输送的功率；为t时刻向虚拟电厂中的负荷端输送的功率。

使用较为广泛的shapely值法，可对有U个内部成员的虚拟电厂利润分配问题描述为

式中：为成员u的分配利润；为虚拟电厂S对应的利润；为虚拟电厂S中去掉参与者u后对应的利润。

1.1.2?电能量市场及调频辅助服务市场

依据虚拟电厂内部聚合的资源特性，其在电能量市场中既可以视为用电主体也可视为供电主体，在低谷时购买电量、高峰时卖出以赚取峰谷价差。目前由于中国缺乏全国统一的电能量市场交易规则，不同省份对于虚拟电厂参与电能量市场有不同的规定，清洁能源占比较高的省份（地区），虚拟电厂在聚合风电、光伏等资源后可以以“报量报价”的方式参与，但多数省份还是采取的新能源全电量优先出清，虚拟电厂聚合相关资源后以“报量不报价”的方式参与，被动接受市场出清价格，即根据节点边际电价出清的方式确定现货市场价格的运行方式。此外，虚拟电厂聚合储能资源后在调频上具有响应速度快、跟踪精确、短时功率吞吐能力强等良好性能，在调频辅助服务的性能上远超火电机组，并且随着储能技术的进步，调频成本也在逐年降低。

1.2?虚拟电厂参与主辅市场的协同框架分析

首先，在日前电能量市场中，虚拟电厂有能力对负荷的峰谷值及分时段电价做出较为稳定的预测，但调频辅助服务为日内实时场景，由于市场行为存在的扰动以及供电与负荷的不平衡，导致辅助服务市场的价格无法准确预测且随机性较大。其次，具有反调峰特性的新能源大规模并网导致中国电力系统峰谷价差逐渐拉大，虚拟电厂在负荷的尖峰和低谷时刻参与能量市场，有助于缓解系统的压力，促进可再生能源消纳的同时，获取更大的差价利润。再次，能量市场价格与辅助服务市场价格存在着显著正相关性，供需不匹配时，辅助服务市场补偿价格会有较为显著的攀升，尽管调频服务市场的收益由于现货市场的不成熟，即目前对于调频定价存在报价上限，收益大多小于电能量市场，但虚拟电厂由于聚合的资源特性导致整体容量偏小且新能源属于非可控型资源，只参加电能量市场会导致清洁能源的消纳困难，存在弃风等惩罚成本，对于储能资源的利用率也不高。另外，受相关交易规则的限制，部分省份的虚拟电厂无法以报量报价的形式参与现货市场，即在参与能量市场时主要是作为价格接受者，存在一定收益期望风险。基于以上考虑，虚拟电厂应该将能量市场作为主要场景、调频辅助服务为辅助场景，考虑进行主辅市场的联合出清。

综上，本文以虚拟电厂利益最大化为目标，根据现货市场电价的最低时段及最高时段确定虚拟电厂的充放电时段，而在其余时间段虚拟电厂同时参与能量和辅助服务市场，进行能量市场与辅助服务市场的联合出清。图2为虚拟电厂参与市场的框架。

图2??虚拟电厂参与市场框架

Fig.2??FrameworkforVPPparticipatinginmarket