朱宗耀，王秀麗，吳 雄，宋禎子，陳先龍，黃阮明

（1.西安交通大學(xué)電氣工程學(xué)院，陜西省 西安市 710049；2.國網(wǎng)上海市電力公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，上海市 200233）

0 引言

分布式儲能作為靈活調(diào)節(jié)資源，對于促進(jìn)新能源消納具有重要作用［1-2］，然而當(dāng)前儲能投資成本仍然較高，僅通過峰谷電價差套利對于成本回收及盈利較為困難［3］。因此，面向高比例新能源電力系統(tǒng)的運行需求，聚合數(shù)量眾多且具有一定閑置率的分布式儲能參與電力輔助服務(wù)市場，不僅可以保障電網(wǎng)的安全運行，還可以豐富儲能的盈利模式。

近年來，儲能資源如何參與輔助服務(wù)市場逐步成為研究熱點［4-5］，其中，電化學(xué)儲能由于其靈活快速的調(diào)節(jié)能力，可對電力系統(tǒng)的可靠運行提供支持。文獻(xiàn)［6］基于雙層模型建立了儲能系統(tǒng)聯(lián)合參與電能量市場與備用市場的最優(yōu)運行策略。文獻(xiàn)［7］建模驗證了儲能在促進(jìn)風(fēng)電消納基礎(chǔ)上進(jìn)一步參與備用輔助市場的可行性。文獻(xiàn)［8-9］建模分析了儲能在同時參與電能量與備用市場時系統(tǒng)負(fù)荷不確定性的影響。隨著電解水制氫技術(shù)的成熟［10］，氫儲能系統(tǒng)在輔助服務(wù)市場的應(yīng)用也逐步興起。文獻(xiàn)［11］設(shè)計了氫儲能系統(tǒng)同時參與電能量市場與備用市場的交易策略。文獻(xiàn)［12］研究了加氫站在向氫燃料汽車提供氫能的同時參與備用市場的可能性。

在頻率調(diào)節(jié)市場，傳統(tǒng)的水電及火電調(diào)頻機組存在一些固有的劣勢［13］，同時火電機組發(fā)電比例也在逐步下降［14］。而電化學(xué)儲能快速精確的響應(yīng)能力，使其參與調(diào)頻市場成為可能［15-17］。文獻(xiàn)［18］對比研究了儲能參與電能量市場與調(diào)頻市場時的收益及最優(yōu)投資規(guī)劃。文獻(xiàn)［19-20］在考慮循環(huán)壽命的基礎(chǔ)上提出了儲能參與調(diào)頻市場的運行策略。文獻(xiàn)［21］建立了儲能同時參與電能量市場、備用市場及調(diào)頻市場的多市場調(diào)度方案。然而，單一的調(diào)頻容量價格難以公平合理地對不同調(diào)頻資源進(jìn)行補償。為進(jìn)一步促進(jìn)儲能等優(yōu)質(zhì)調(diào)頻資源參與市場，國外多個市場引入了基于調(diào)頻效果的補償機制。文獻(xiàn)［22-23］對美國多個最新的調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)則及補償結(jié)算機制進(jìn)行了詳細(xì)介紹，其中，調(diào)頻資源的性能表現(xiàn)評分與其最終收益密切相關(guān)。文獻(xiàn)［24］則設(shè)計了評價調(diào)頻資源表現(xiàn)的性能指標(biāo)計算方法。

然而，目前關(guān)于氫儲能系統(tǒng)與電儲能合作參與輔助服務(wù)市場鮮有研究。氫儲系統(tǒng)由于電解槽與燃料電池面臨最小啟停時長、停機啟動及爬坡等約束，其快速響應(yīng)能力不及電化學(xué)儲能，但氫儲能系統(tǒng)具有能量密度大且清潔環(huán)保的優(yōu)勢。氫儲能作為能量型儲能與功率型的電化學(xué)儲能可形成優(yōu)勢互補［25-27］，氫儲能可以保證調(diào)整功率的持久性，而電儲能可彌補氫儲能響應(yīng)較慢的劣勢。特別在基于性能表現(xiàn)結(jié)算的調(diào)頻市場中，電儲能與氫儲能通過合作作為一個整體既可以實現(xiàn)更強的靈活調(diào)節(jié)能力，還可以保證較高的性能表現(xiàn)評分，從而獲得更大的收益。

基于上述討論，本文提出了聚合分布式電儲能和氫儲能的復(fù)合儲能運營機制，建立了復(fù)合儲能同時參與電能量市場、旋轉(zhuǎn)備用市場及調(diào)頻市場的多市場運行策略模型。為保證合作運行時收益分配的公平性及激勵相容性，基于聚合運行時各分布式儲能的貢獻(xiàn)度，采用Shapley 值法進(jìn)行收益分配。最后，通過仿真算例對所提模型的有效性進(jìn)行了分析驗證。

1 系統(tǒng)運營框架

圖1 所示為系統(tǒng)框圖，首先通過聚合分布式電儲能和氫儲能形成復(fù)合儲能系統(tǒng)，然后復(fù)合儲能系統(tǒng)作為一個整體參與電能量市場及輔助服務(wù)市場。由于目前分布式電儲能數(shù)量龐大而氫儲能的部署仍相對有限，考慮聚合的復(fù)合儲能系統(tǒng)由一個氫儲能系統(tǒng)和多個電儲能共同組成，其中，氫儲能由電解槽、壓縮機、儲氫罐和燃料電池組成。電解槽可利用電能生產(chǎn)氫氣，氫氣被壓縮后存儲于儲氫罐中，而儲氫罐內(nèi)的氫氣不僅可以供燃料電池發(fā)電，也可直接進(jìn)行售賣獲利。復(fù)合儲能系統(tǒng)不僅可以參與電能量市場，還可參與旋轉(zhuǎn)備用市場及調(diào)頻市場。參考美國PJM 市場中電能量市場與輔助服務(wù)市場聯(lián)合優(yōu)化出清規(guī)則，本文中市場參與主體復(fù)合儲能系統(tǒng)在日前同時向電能量市場、旋轉(zhuǎn)備用市場和調(diào)頻市場上報交易容量。需要注意的是，復(fù)合儲能系統(tǒng)中單位調(diào)節(jié)容量同一時刻只能提供電能量、旋轉(zhuǎn)備用和調(diào)頻服務(wù)中的一種，即在各市場上報的總功率不能超過自身容量，而復(fù)合儲能系統(tǒng)在實時運行階段最終的充、放電功率為各市場需履約功率的累加和。

圖1 系統(tǒng)框圖Fig.1 System framework diagram

本文中旋轉(zhuǎn)備用市場收益由兩部分組成：首先，根據(jù)備用價格及所報容量對備用容量收益進(jìn)行結(jié)算；其次，對于實際調(diào)用的備用容量再依據(jù)日前電價進(jìn)行結(jié)算。調(diào)頻市場結(jié)算機制參考美國PJM 市場基于調(diào)頻性能表現(xiàn)的定價機制［28］，由容量收益及里程收益兩部分組成，其收益與調(diào)頻資源的性能表現(xiàn)評分密切相關(guān)。在PJM 市場中，調(diào)頻信號每2 s 向調(diào)頻資源發(fā)送一次，但性能表現(xiàn)評分是以小時為單位計算的。因此，出于經(jīng)濟(jì)結(jié)算方便的考慮，本文簡化地采用小時級的調(diào)頻信號和調(diào)頻價格來計算調(diào)頻收益［18-19］。

由于復(fù)合儲能系統(tǒng)容量仍然有限，在各個市場其均作為價格接受者，在多個市場中根據(jù)不同市場的結(jié)算規(guī)則、預(yù)測的價格信息、調(diào)用信號及自身運行情況在不同市場進(jìn)行最優(yōu)的容量分配，從而實現(xiàn)收益最大化。

2 數(shù)學(xué)優(yōu)化模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

優(yōu)化目標(biāo)為復(fù)合儲能系統(tǒng)總收益Ctotal最高，系統(tǒng)總收益等于各市場的收益及售氫利潤減去運行成本，即

式中：T 為時段集合；I 為分布式電儲能集合；Rdt、Rret和分別為復(fù)合儲能在日前市場、旋轉(zhuǎn)備用市場和調(diào)頻市場的收益；Rreg，capt和Rreg，perft分別為調(diào)頻容量收益和里程收益；和分別為售氫利潤及系統(tǒng)的運行成本；Δt表示小時時段；和分別為日前電價、備用價格、容量價格、里程價格和氫氣價格；和分別為日前市場、備用市場、調(diào)頻市場的報量和氫氣售賣量；分別為預(yù)測的正、負(fù)備用調(diào)用率，∈[0，1]且=0；Sreg和分別為調(diào)頻性能評分和里程調(diào)用率；oes、oel、otk和ofc分別為電儲能、電解槽、儲氫罐和燃料電池的單位運行成本，反映了各設(shè)備運行帶來的壽命老化成本；和分別為電儲能i的實際充、放電功率；和分別為電解槽和燃料電池實際運行功率；和分別為儲氫罐氫氣的輸入和輸出量。

式（2）用于計算復(fù)合儲能系統(tǒng)的日前收益；旋轉(zhuǎn)備用市場收益由所報的備用容量收益和實際調(diào)用容量結(jié)算值兩部分組成，如式（3）所示；式（4）表示調(diào)頻收益由容量收益和里程收益兩部分組成，具體由式（5）和式（6）分別計算求得；式（7）為售氫收益；式（8）用于計算整個系統(tǒng)的運行成本，分別由電儲能、電解槽、儲氫罐和燃料電池各部分運行成本共同組成。

2.2 約束條件

復(fù)合儲能系統(tǒng)在日前市場、旋轉(zhuǎn)備用市場和調(diào)頻市場的報量主要由電解槽、燃料電池和電儲能3 個部分共同組成；而針對電儲能具有充放電兩種運行方式的情況對充放電的報量行為進(jìn)行了解耦建模。系統(tǒng)各模塊的運行約束具體如下：

1）日前市場

日前市場報量為：

2）旋轉(zhuǎn)備用市場

旋轉(zhuǎn)備用市場報量分正備用報量和負(fù)備用報量，可分別由式（10）和式（11）求得。而對于備用市場一般要求正、負(fù)備用相等，即均等于備用市場報量，如式（12）所示。

3）調(diào)頻市場

調(diào)頻市場報量可由式（13）求得，其中，電儲能的調(diào)頻報量由充放電兩個過程的調(diào)頻報量共同組成，如式（14）所示。此外，本文中調(diào)頻市場采用基于調(diào)頻資源調(diào)節(jié)性能的定價機制，因此，調(diào)頻收益會受到調(diào)頻資源性能評分的影響。電儲能由于其靈活快速的調(diào)節(jié)能力具有顯著的調(diào)頻優(yōu)勢，而氫儲能系統(tǒng)則會受最小開關(guān)機時長和爬坡啟停等運行約束的影響。因此，為保證復(fù)合儲能系統(tǒng)具有較高的調(diào)頻性能評分，在調(diào)頻市場進(jìn)行報量時，需要使電儲能的調(diào)頻報量占總調(diào)頻報量的一定比例以上，具體如式（15）所示。

4）與電網(wǎng)功率交互

復(fù)合儲能系統(tǒng)與電網(wǎng)的功率交互由電能量市場交易量、備用市場調(diào)用量和調(diào)頻市場響應(yīng)量3 個部分組成，即復(fù)合儲能實時運行階段最終的充、放電功率，具體如式（16）所示。式（17）則對儲能系統(tǒng)與電網(wǎng)的功率交互上限進(jìn)行了約束。

5）電解槽

首先，電解槽在各市場的報量之和均需滿足其最大和最小出力約束，從而保證實際運行時的可執(zhí)行性，如式（18）和式（19）所示。

其次，電解槽實際運行時還需滿足最小開停機時長約束。式（20）用于計算電解槽實際運行時的功率值；式（21）約束了電解槽的功率上下限；而式（22）—式（24）則對電解槽的最小開停機時長進(jìn)行了約束。

6）燃料電池

燃料電池在各市場的報量之和也需滿足其出力約束限制，從而保證可執(zhí)行性，如式（25）和式（26）所示。

燃料電池的實際運行功率如式（27）所示；式（28）則約束了其出力的上下限；類似于電解槽，式（29）—式（31）表示燃料電池的最小開停機時間限制；式（32）和式（33）分別表示燃料電池的爬坡、啟動約束和減出力及停機約束。

7）電氫耦合約束

電解槽可以將電能轉(zhuǎn)換為氫能，而燃料電池則可通過消耗氫能進(jìn)行發(fā)電，兩個過程的具體物理建模如下：

式中：ηel和ηfc分別為電解槽效率和燃料電池發(fā)電效率；LHV為氫氣的低熱值；和分別為電解槽生成的氫氣和燃料電池消耗的氫氣。

8）儲氫罐

儲氫罐輸入的氫氣完全由電解槽提供，而輸出的氫氣由燃料電池消耗和直接售賣兩部分組成，分別如式（36）和式（37）所示；同時，儲氫罐的輸入、輸出不能超過其上限，如式（38）和式（39）所示；式（40）表示儲氫罐的壓力計算方程，且儲能罐的壓力需要維持在一定范圍內(nèi)，如式（41）所示；式（42）表示整個調(diào)度周期前后儲氫罐的壓力水平需一致。

9）電儲能

類似于電解槽和燃料電池，電儲能在各市場的報量也需滿足其出力上下限約束，從而保證在實時運行階段出現(xiàn)調(diào)用比例預(yù)測偏差時仍有裕量進(jìn)行調(diào)整。本文對電儲能的充放電過程進(jìn)行了解耦建模，式（43）和式（44）、式（45）和式（46）分別表示各分布式電儲能充電和放電過程在各市場聯(lián)合報量的約束。

各分布式電儲能的充放電功率可分別由式（47）和式（48）計算；充放電功率也需滿足最大功率約束，如式（49）和式（50）所示；由于各電儲能實際運行中不能同時進(jìn)行充放電行為，采用式（51）進(jìn)行約束；式（52）用于計算電儲能i實時能量值；式（53）則表示電儲能i內(nèi)部能量值需維持在一定范圍內(nèi)；式（54）表示電儲能i在調(diào)度周期首末能量狀態(tài)需一致。

2.3 分布式儲能收益分配及經(jīng)濟(jì)性分析

1）分布式儲能收益分配

針對聚合運行后各分布式儲能的收益分配問題，引入Shapley 值法［29］，在考慮各主體所做貢獻(xiàn)的基礎(chǔ)上，將合作后的利潤向各分布式儲能主體進(jìn)行分配。設(shè)N={1，2，…，n}（n為集合N中分布式儲能的個數(shù)）為參與聚合的各分布式儲能集合，對于分布式儲能m∈N，其分配到的利潤為φm，計算方法如下：

式中：Sm為集合N中包含分布式儲能m的所有子集形成的集合；s為集合Sm的子集；|s|為集合s中分布式儲能的個數(shù)；υ(s)和υ(sm)分別為子集s的運行利潤和子集s中除去分布式儲能m后的運行利潤；ω(|s|)為加權(quán)因子，其計算方法如式（57）所示。

2）分布式儲能投資經(jīng)濟(jì)性分析

由于系統(tǒng)中不同設(shè)備的運行壽命年限不同，因此，將復(fù)合儲能系統(tǒng)總投資成本等效折算為日投資成本，從而與系統(tǒng)日運行收益對比以評估投資的經(jīng)濟(jì)性。折算后的復(fù)合儲能系統(tǒng)日投資成本Ccap由電儲能和包含電解槽、儲氫罐及燃料電池的氫儲能系統(tǒng)共同組成，具體計算公式如下：

式中：ccap和ccon分別為電儲能單位容量和功率的投資成本；ctk為儲氫罐的單位體積投資成本；cel和cfc分別為電解槽和燃料電池的單位功率投資成本；和分別為電儲能的容量和最大充放電功率；κ(yes)、κ(yel)、κ(ytk)和κ(yfc)分別為將電儲能、電解槽、儲氫罐和燃料電池投資成本折算為日投資成本的對應(yīng)折算系數(shù)，具體計算方法如式（59）所示。

式中：yes、yel、ytk和yfc分別為電儲能、電解槽、儲氫罐和燃料電池的壽命年數(shù)；d為貼現(xiàn)率；Yd為一年中的總天數(shù)。

3 算例分析

3.1 仿真說明

本文通過一日前24 h 時段的仿真算例來驗證所提運行策略的有效性。電能量市場、旋轉(zhuǎn)備用市場和調(diào)頻市場價格分別參考美國得克薩斯州和PJM 市場價格，見附錄A 圖A1［19］。備用市場調(diào)用率及調(diào)頻信號采用美國PJM 市場公開的輔助服務(wù)市場運行數(shù)據(jù)［30］，其中，調(diào)頻市場價格及其調(diào)用率分別為各小時內(nèi)平均值和累加值［18］。調(diào)頻性能評分參考PJM 市場中儲能參與調(diào)頻市場時的歷史評分統(tǒng)計數(shù)據(jù)，取0.95［31］。參與聚合的分布式儲能包括3 個電儲能和一個氫儲能，3 個電儲能的容量分別為1、0.6、0.4 MW·h，最大充放電功率分別為0.5、0.3、0.2 MW。各分布式儲能及建模仿真的其他相關(guān)已知參數(shù)見表A1。本文所提模型為混合整數(shù)線性規(guī)劃問題，可通過MATLAB 建模并調(diào)用Cplex 商業(yè)求解器直接求解。

本文分別對復(fù)合儲能系統(tǒng)的4 種商業(yè)運營模式進(jìn)行了對比分析，具體如下：模式1 為僅參與電能量市場；模式2 為同時參與電能量市場與旋轉(zhuǎn)備用市場；模式3 為同時參與電能量市場與調(diào)頻市場；模式4 為同時參與電能量市場、旋轉(zhuǎn)備用市場及調(diào)頻市場。

3.2 儲能系統(tǒng)收益

1）復(fù)合儲能系統(tǒng)收益

表1 展示了復(fù)合儲能系統(tǒng)在不同運營模式下的利潤對比?？梢钥闯?，模式1 即僅參與日前電能量市場的總利潤最低，在該模式下盈利主要通過售氫及峰谷價差套利。此外，4 種模式下日前電能量市場收益均為負(fù)，這是由于復(fù)合儲能系統(tǒng)中并無電源，因此，需要通過電能量市場大量購電進(jìn)而參與輔助服務(wù)市場并售氫進(jìn)行盈利。同時，由表1 可得出以下結(jié)論：1）儲能系統(tǒng)通過參與輔助服務(wù)市場帶來的收益遠(yuǎn)大于僅參與電能量市場；2）對比模式2 和3可以看出，復(fù)合儲能在調(diào)頻市場中的收益大于旋轉(zhuǎn)備用市場；3）同時參與電能量市場、旋轉(zhuǎn)備用市場及調(diào)頻市場可使復(fù)合儲能系統(tǒng)利潤最大化。

表1 不同運營模式下利潤對比Table 1 Profit comparison of different operation modes

2）各分布式儲能收益分配

表2 所示為基于Shapley 值法各分布式儲能主體在不同運營模式下的利潤分配?？梢钥闯?，不同運營模式下各分布式儲能的利潤之和與表1 中對應(yīng)的總利潤相等。同時，對比各分布式儲能在各模式下獨立運營的利潤，可以得出通過合作所獲得的利潤增長及增長率。由此看出，在參與輔助服務(wù)市場的模式下，包括電儲能和氫儲能在內(nèi)的各分布式儲能利潤均有所增長，這不僅證明了分布式儲能聚合運營的優(yōu)勢，也證明了利潤分配的合理性。在模式3 下氫儲能的利潤增長率巨大，這主要是因為在與電儲能合作后，氫儲能的大容量優(yōu)勢為整個復(fù)合儲能系統(tǒng)在調(diào)頻市場的收益作出了較大的貢獻(xiàn)，因而為其分配的利潤更高。

表2 各分布式儲能在不同運營模式下的利潤分配Table 2 Profit distribution of distributed energy storage in different operation modes

3.3 市場報量及運行策略

圖2 分別展示了復(fù)合儲能系統(tǒng)在不同運營模式下的市場報量策略。圖3 則進(jìn)一步展示了在模式4下復(fù)合儲能系統(tǒng)在旋轉(zhuǎn)備用市場及調(diào)頻市場的實際響應(yīng)量，分別等于備用及調(diào)頻報量乘以備用調(diào)用率和調(diào)頻信號。

圖2 不同市場參與模式下的最優(yōu)報量策略Fig.2 Optimal power trading strategies in different market participation modes

圖3 不同市場的調(diào)用及響應(yīng)量Fig.3 Calls and responses in different markets

由圖2 可見，對于參與輔助服務(wù)市場的3 種運營模式絕大部分時段復(fù)合儲能系統(tǒng)都從電能量市場進(jìn)行購電以提供輔助服務(wù)。在模式1 下儲能系統(tǒng)僅參與日前電能量市場，結(jié)合圖2 電價曲線及表2 收益情況可以看出，儲能系統(tǒng)在電價較低時段購電存儲至高價時段出售盈利，同時利用購買的低價電能生產(chǎn)氫氣并售出。在模式2 下儲能系統(tǒng)在旋轉(zhuǎn)備用市場的報量曲線并不與備用價格曲線一致，這是由于在進(jìn)行備用報量時不僅需要考慮備用價格，還需要考慮各時段的備用調(diào)用率。而在模式3 下各時段調(diào)頻報量大體一致，這是由于調(diào)頻市場收益顯著大于其他市場且調(diào)頻收益的結(jié)算與調(diào)頻調(diào)用率不直接相關(guān)，因此，復(fù)合儲能系統(tǒng)在各時段盡量保證最大報量來實現(xiàn)收益最大化。其中，時段17 和18 由于處于電能量市場價格高點，儲能系統(tǒng)進(jìn)行了少量售電。

模式4 下由于調(diào)頻市場收益大于備用市場，大部分時段復(fù)合儲能系統(tǒng)僅參與調(diào)頻市場，而備用報量主要集中在時段3、7、16～18、23～24，原因如下：在時段16～18，備用價格及電能量市場價格均處于高位，同時備用調(diào)用率也為正，備用市場結(jié)算可獲得較大收益；在時段3，雖然備用價格較低且調(diào)用率為負(fù)，但此時電能量市場價格幾乎處于最低位，儲能系統(tǒng)在此時參與備用市場可以較低成本從電網(wǎng)獲得電能進(jìn)而存儲用于后續(xù)輔助服務(wù)；而在時段7 和23～24 進(jìn)行備用報量時備用調(diào)用率為0，備用報量對復(fù)合儲能系統(tǒng)的功率調(diào)度影響有限。

3.4 系統(tǒng)運行

圖4 所示為模式4 下復(fù)合儲能系統(tǒng)中各模塊調(diào)度運行圖。結(jié)合表1 可看出，各模塊都在各自設(shè)備運行約束內(nèi)工作，同時電解槽、燃料電池及電儲能都沒有滿功率運行，這是由于報量約束的存在且實際備用及調(diào)頻調(diào)用率未達(dá)到100%。

圖4 復(fù)合儲能系統(tǒng)調(diào)度運行Fig.4 Dispatching operation of composite energy storage system

從圖4（c）可看出，大部分時段下儲能系統(tǒng)都進(jìn)行了氫氣的出售，而由于氫氣的大量售出也導(dǎo)致燃料電池大部分時段以較低功率值運行，這是因為氫氣的出售可以給儲能系統(tǒng)帶來較大的收益，這也可從表2 中得到證實。而在時段16～18，燃料電池功率顯著增大，這是由于該時段同時存在備用及調(diào)頻報量且備用調(diào)用率為較高的正值，燃料電池需增加出力。此時，儲氫罐也主要為燃料電池供氣，從而減少了氫氣的售賣。相比僅參與電能量市場的模式，額外參與備用和調(diào)頻輔助服務(wù)市場也使得復(fù)合儲能系統(tǒng)需要不斷地進(jìn)行響應(yīng)。圖4（d）為各分布式電儲能總的充放電功率，頻繁的充放電過程也側(cè)面說明分布式儲能在參與輔助服務(wù)市場的同時提高了儲能的利用率。

3.5 合作互補性分析

本節(jié)進(jìn)一步對比分析了獨立運行下的各分布式儲能和合作模式下的復(fù)合儲能在各模式下的收益。其中，在電儲能獨立運行與復(fù)合儲能合作運行情況下，由于電儲能的快速響應(yīng)能力，調(diào)頻性能評分均為0.95。氫儲能獨立運行時由于靈活性調(diào)節(jié)能力不及電儲能，因此調(diào)頻性能評分必然較低。但由于當(dāng)前氫儲能參與調(diào)頻仍處于理論研究階段，而調(diào)頻性能評分是基于評分計算規(guī)則，根據(jù)調(diào)頻機組的實際運行結(jié)果計算而得，尚無法直接獲得氫儲能的調(diào)頻性能評分。為此，本文根據(jù)文獻(xiàn)［31］中其他各類調(diào)頻機組的評分，對比氫儲能與各類機組的技術(shù)特點，設(shè)置氫儲能在獨立運行時的調(diào)頻性能評分為0.8。表3 所示為不同儲能參與主體在各運營模式下的利潤對比。

表3 不同主體在各運營模式下的利潤對比Table 3 Profit comparison of different entities in various operation modes

通過表3 可進(jìn)一步得出以下結(jié)論：

1）各運營模式下，相比電儲能和氫儲能各自獨立運行，合作運行后的復(fù)合儲能可以獲得更大的收益，這說明了電儲能和氫儲能可以形成優(yōu)勢互補。這是由于電儲能的加入提高了復(fù)合儲能的靈活調(diào)節(jié)能力，從而提高了調(diào)頻性能評分。而氫儲能的大容量優(yōu)勢使得復(fù)合儲能可以在各市場進(jìn)行更多的報量從而增加收益。

2）在獨立運行情況下，各電儲能在調(diào)頻市場獲得的收益要高于備用市場，這與電儲能具有較高調(diào)頻性能評分有關(guān)；而氫儲能在備用市場獲得的收益遠(yuǎn)大于在調(diào)頻市場獲得的收益，這主要由兩點原因造成：一是氫儲能利用旋轉(zhuǎn)備用市場的結(jié)算規(guī)則可以在獲得備用容量收益的同時以低價獲得電能，進(jìn)而通過電解槽制氫并售出獲得大量利潤；二是氫儲能的調(diào)頻性能評分相對電儲能較低。因此，參與調(diào)頻市場的意愿也沒有電儲能高。

3.6 敏感性分析

在模式4 下復(fù)合儲能的收益來源于多個市場，但由表1 可以看出，其中，調(diào)頻市場收益占比最大。而調(diào)頻市場收益與復(fù)合儲能系統(tǒng)的兩個參數(shù)密切相關(guān)：1）進(jìn)行調(diào)頻報量時電儲能的最小占比；2）復(fù)合儲能系統(tǒng)參與調(diào)頻市場的性能表現(xiàn)評分。為此，本文基于上述參數(shù)對復(fù)合儲能系統(tǒng)總收益的影響進(jìn)行了敏感性分析，如圖5 所示。

圖5 復(fù)合儲能收益敏感性分析Fig.5 Sensitivity analysis of income for composite energy storage

由圖5 可看出，隨著調(diào)頻報量時電儲能最低占比要求的下降及復(fù)合儲能系統(tǒng)性能評分的增高，系統(tǒng)的總收益明顯增大。但實際應(yīng)用時，由于在復(fù)合儲能系統(tǒng)中電儲能具有更好的調(diào)節(jié)能力，要獲得更高的調(diào)頻性能評分勢必需要更大的電儲能報量占比，而這又會降低總收益。因此，對于提高復(fù)合儲能系統(tǒng)收益的目的來說，電儲能調(diào)頻報量最小占比與性能表現(xiàn)評分是互為矛盾的兩個參數(shù)。在實際應(yīng)用中，關(guān)于調(diào)頻資源性能評分的計算，不同市場有不同的計算方法，復(fù)合儲能參與方需要結(jié)合當(dāng)?shù)厥袌鲈u分計算方法合理地安排電儲能最小調(diào)頻報量占比，從而實現(xiàn)收益最大化。

3.7 投資經(jīng)濟(jì)性分析

本節(jié)進(jìn)一步分析了在考慮投資成本的情況下不同主體在各運營模式下的盈利情況。通過2.3 節(jié)的投資成本計算公式可以計算出復(fù)合儲能系統(tǒng)折算后的日投資成本為1 222.34 美元，其中，各分布式電儲能和氫儲能系統(tǒng)的日投資成本分別為52.89、31.73、21.15 美元和1 116.56 美元，可看出氫儲系統(tǒng)的投資成本遠(yuǎn)高于電儲能系統(tǒng)。

為進(jìn)行投資經(jīng)濟(jì)性分析，引入盈利率這一指標(biāo)，其值等于參與市場主體的凈利潤除以其對應(yīng)的日投資成本，若為正則表示盈利，為負(fù)則意味著虧損。凈利潤則等于3.2 節(jié)表2 中的利潤減去對應(yīng)的日投資成本，從而可以得到表4，即合作運行時考慮投資成本后不同儲能主體在各運營模式下的經(jīng)濟(jì)性對比。通過表4 可得出以下結(jié)論：

表4 合作運行時不同主體在各運營模式下的投資經(jīng)濟(jì)性對比Table 4 Comparison of investment economy of different entities in various operation modes during cooperative operation

1）在考慮投資成本的情況下各分布式電儲能通過參與輔助服務(wù)市場仍能實現(xiàn)盈利，尤其是在參與調(diào)頻市場的場景下，其收益遠(yuǎn)大于投資成本。

2）氫儲能系統(tǒng)即使參與多個市場其收益仍然不能覆蓋投資成本，說明當(dāng)前氫儲能系統(tǒng)作為一個獨立主體進(jìn)行投資時仍不具有經(jīng)濟(jì)性。

3）復(fù)合儲能系統(tǒng)在參與調(diào)頻市場的場景下其收益不僅可以覆蓋整體的投資成本，還可以實現(xiàn)較高的盈利率。在參與調(diào)頻市場的場景下雖然盈利率相比僅電儲能的情況明顯減少了，但凈利潤顯著增加了。這說明雖然目前氫儲能系統(tǒng)仍不具有獨立的投資經(jīng)濟(jì)性，但通過與電儲能合作形成復(fù)合儲能系統(tǒng)則可實現(xiàn)雙贏，從而使復(fù)合儲能系統(tǒng)整體具有投資經(jīng)濟(jì)性。

4 結(jié)語

隨著新能源規(guī)模的不斷增長，各類分布式儲能技術(shù)也快速發(fā)展，其中，電化學(xué)儲能當(dāng)前發(fā)展最為迅速，氫儲能則被看作是未來最有前景的儲能技術(shù)之一。充分發(fā)揮分布式電儲能與氫儲能的特點以應(yīng)對新能源波動性對電網(wǎng)的影響，同時豐富儲能盈利方式以提高其收益具有重要研究意義。

本文結(jié)合電儲能與氫儲能運行特點，提出了聚合分布式儲能形成復(fù)合儲能系統(tǒng)，并同時參與電能量市場及輔助服務(wù)市場的多市場運行策略。此外，基于合作運行時各分布式儲能的貢獻(xiàn)度，采用Shapley 值法進(jìn)行了收益分配。研究表明，功率型電儲能會更多地參與調(diào)頻市場，而能量型氫儲能系統(tǒng)則更偏向于旋轉(zhuǎn)備用市場，同時得出了以下主要結(jié)論：

1）復(fù)合儲能同時參與電能量市場、旋轉(zhuǎn)備用市場及調(diào)頻市場可以實現(xiàn)收益最大化，所獲得的收益遠(yuǎn)大于僅參與電能量市場。

2）合作運行參與輔助服務(wù)市場的模式下，各分布式儲能的收益均大于獨立運行時的收益。

3）電儲能與氫儲能可以實現(xiàn)優(yōu)勢互補，合作模式下復(fù)合儲能參與多市場獲得的收益顯著高于兩者各自獨立運營所獲得的收益之和。

4）在基于調(diào)頻表現(xiàn)結(jié)算的頻率調(diào)節(jié)市場中，復(fù)合儲能的性能評分與電儲能的最小調(diào)頻報量占比直接影響最終收益。而這兩個參數(shù)又互相影響制約，因此，復(fù)合儲能運營者需要結(jié)合具體評分計算方法合理地設(shè)置電儲能最小調(diào)頻報量占比才可使收益最大化。

5）在考慮投資成本的情況下，氫儲能系統(tǒng)作為一個獨立主體參與多市場仍不能實現(xiàn)盈利。但氫儲能系統(tǒng)通過與電儲能合作作為一個復(fù)合儲能系統(tǒng)共同投資并參與多市場則可實現(xiàn)盈利最大化，總利潤不僅可以覆蓋投資成本，還可以實現(xiàn)較高的盈利率。

由于復(fù)合儲能系統(tǒng)中不同的電儲能和氫儲能容量占比會對最終收益產(chǎn)生影響，需要確定不同儲能容量的最優(yōu)占比，研究固定投資成本下不同儲能的最優(yōu)投資將是下一步的工作。

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