PDF《售电公司购售电业务决策与风险评估》

4 ) CW t ω = k2 PW t ω λW d t 0≤PW t ω ≤PWN , ? ω∈Ω (

5 ) 式中: CP V t ω 和CW t ω 分别为第t 时段售电公司在第ω 场 景下购买光伏、 风电的总成本;

PP V t ω 和PW t ω 分别为第t 时段光伏、 风电基本发电单元的出力, 为随机变量;

PP VN 和PWN 分别为光伏、 风电基本发电单元的出力 上限;

λP V 和λW 分别为光伏、 风电的合同购电价格;

k1 和k2 分别为光伏、 风电的购电规模系数, 即光伏 基本发电单元( 光伏阵列) 数量和风力发电机数目;

Ω 为场景集合. 2.

3 中长期储能租用业务 目前的储能设备可大致分为能量型和功率型这 2种[

2 4] , 包括: 压缩空气、 抽水蓄能、 铅酸电池、 锂电 池、 氢气储能等[

2 5] .能量型储能设备作为一种平衡 电源, 能够有效规避现货价格和需求波动的风险. 从长期角度看, 储能设备拥有者通过收取储能服务 租金回收其长期投资成本和短期运维费用, 并获得 合理利润.售电公司可签订中长期租用协议租用储 能设备. 从购售电业务风险规避角度分析, 在储能租用 业务中, 售电公司可以在市场需求低谷、 现货价格相 对较低时买进一部分电量, 需求高峰、 现货价格较高 时, 将这部分电量在现货市场上售出, 此时售电公司 为满足用户实时用电需求, 在现货市场可能再以相 同的价格买进电量.这就形成了不同购售电业务之 间的部分或全部电量对冲, 最终的结果是售电公司 以相对便宜的价格在现货市场购电来满足用户的用 电需求.在满足用户的用电需求后, 仍有剩余电量 卖回给现货市场, 则可以实现该部分电量的套 利. 未开展电力金融衍生品交易时, 售电公司可通过上 述方式在现货市场实现低价购电或部分收益的套期 保值.因此, 储能租用业务可被认为是一种价格避 险工具, 而储能租用费用则是售电公司获得这种风 险管理工具的成本. 在第ω 场景下, 假定储能设备基本单元相同, 对储能租用业务进行建模: EB ( t+1 ) ω -EB t ω = Pc t ω η c - Pd i s t ω η d i s ? è ? ? ? ÷d t (

6 ) Pc m i n δ c t ω k3≤Pc t ω ≤Pc m a x δ c t ω k3 (

7 ) Pd i s m i n( 1- δ c t ω ) k3≤Pd i s t ω ≤Pd i s m a x( 1- δ c t ω ) k3 (

8 ) δ c t ω ∈{ 0,

1 } (

9 ) Em i n k3≤EB t ω ≤EN k3 (

1 0 ) CB t ω =Cb a t EN k3 (

1 1 ) 式中: EB t ω 为第t 时段末储能系统内所存储的电量;

Pc m i n, Pc m a x, Pd i s m i n, Pd i s m a x分别为储能基本单元的最小、 最大 充电以及最小、 最大放电的功率约束;

Pc t ω 和Pd i s t ω 分别为第t时段第ω 场景下储能系统的总充、 放 电功率;

k3 为储能设备的租用规模系数, 亦即储能 设备基本单元的数量( 例如当储能形式为电池时, k3 则为电池的数量) ;

Em i n和EN 分别为储能基本单元 最小、 最大储能状态( 储能可以存储的最大能量, 亦 额定容量) ;

η c 和η d i s 分别为充电、 放电效率;

δ c t ω 为充 放电状态变量, δ c t ω =1表示充电状态, δ c t ω =0表示放 电状态;

CB t ω 为t时段租用储能设备总成本;

Cb a t为单 位时间内租用储能设备单位容量( 如1 MW?h) 需 支付的租金, 即储能的小时单位容量租用费用. 2.

4 现货市场购电业务 现货市场可以发现电量价格.市场成员在市场 中进行交易, 通过价格信号自发实现其发、 用电出力