计及批零电价传导影响的输配侧电化学储能协同规划方法

本发明属于电力系统规划与储能优化，具体涉及计及批零电价传导影响的输配侧电化学储能协同规划方法。

背景技术：

1、为实现“双碳”战略目标，作为碳排放核心领域的电力行业亟需转型升级，加快构建以新能源为主体的新型电力系统，全面推进电力领域低碳脱碳发展。随着风电、光伏等新能源大规模并网渗透，新能源固有的波动性、间歇性与随机性缺陷愈发凸显，引发了电力系统源荷时空错配、系统频率稳定裕度不足等诸多安全运行问题，严重制约了新型电力系统的平稳高效运行。储能技术是平抑新能源出力波动、保障电网供需平衡、提升电力系统稳定性的核心关键技术。其中，抽水蓄能、压缩空气储能等传统储能方式受地理条件、场地资源限制较大，部署场景存在明显局限性；而电化学储能具备部署灵活、响应速度快、适配场景广等突出优势，现已成为新型电力系统中储能配置的主流发展方向。

2、与此同时，我国电力市场化改革持续深化，电力系统规划模式逐步摆脱传统政策主导模式，向市场化驱动模式转变，电化学储能的投资规划、配置运行与收益模式均深度贴合电力市场规则。在电力市场体系下，输电侧与配电侧的电化学储能不仅通过输配联络线形成物理层面的运行耦合，还依托电力批发市场与零售市场的批零电价传导机制，形成价值层面的深度关联，两侧储能投资规划相互影响、相互制约。

3、当前电力市场套利机制驱动下，输配电侧储能投资主体与投资逻辑已发生显著分化。在输电系统层面，储能投资主体逐步由传统输电系统运营商转变为独立储能投资商，其投资核心目标为依托电力市场交易实现收益最大化、回收投资成本。在此模式下，独立储能投资商的市场收益预期直接决定储能选址定容的投资决策，而储能投运后的充放电运行状态又会反向影响电力市场电价水平，形成储能投资决策与电力市场运行的双向耦合关系。

4、在配电系统层面，零售市场购售电价差为用户储能配置提供了经济激励，配电网产消者为降低自身用电成本，逐步成为配电侧电化学储能的主要投资主体。但单一产消者独立投建储能存在初始投资成本高、储能设备利用率低、投资回报周期长等诸多弊端，难以实现规模化、经济性配置，基于多用户联合共建的配网共享储能模式由此成为配电侧储能发展的重要趋势，可通过多用户成本分摊、资源共享的方式有效降低个体用能与投资压力。

5、然而，现有电力市场环境下的电化学储能规划研究仍存在明显短板，现有技术大多聚焦于输电网或配电网单一层级的储能优化配置，孤立开展单侧储能规划设计，忽略了输配两侧储能在物理运行与市场价值层面的耦合关联，未考虑批零电价传导机制对输配侧储能投资决策的协同影响。该规划方式易导致输配侧储能配置容量、布局方案偏离全局最优状态，造成储能资源浪费、整体投资经济性不佳、电网运行与市场收益适配性差等问题，无法适配市场化新型电力系统下输配一体化储能协同发展的需求。因此，亟需提出一种计及批零电价传导影响的输配侧电化学储能协同规划方法，解决现有技术存在的缺陷。

技术实现思路

1、本发明旨在克服现有电力市场环境下电化学储能规划因未考虑输配侧储能规划间的相互影响而导致储能规划不准确，以实现储能资源在输配电网的整体性最优配置。

2、本发明提供以下技术方案：计及批零电价传导影响的输配侧电化学储能协同规划方法，包括以下步骤：

3、步骤s1、确定输配电网联合系统运行优化周期，采集并输入周期内典型风电、光伏、负荷数据、输电网火电机组装机容量与电能量市场报价数据、配电网产消者参数、电化学储能技术参数与经济参数；电化学储能技术参数与经济参数包括：充放电效率系数、单位功率成本、单位容量成本、储能寿命周期、电能量市场充放电报价上下限。

4、步骤s2、分别构建输电网直流潮流转移因子矩阵、配电网交流潮流转移因子矩阵，两转移因子矩阵均包含网络拓扑信息，两转移因子矩阵的矩阵元素用于表征节点功率变化对线路潮流的灵敏度。

5、步骤s3、搭建计及批零电价传导的输配侧电化学储能协同规划框架；输电侧构建双层优化模型，上层为独立储能投资商利润最大化储能选址定容决策模型，下层为社会福利最大化的电能量市场出清模型；求解输电侧双层模型输出节点电价并传递至配电侧；零售商基于接收的节点电价制定零售电价；配电侧构建基于广义纳什议价的共享电化学储能规划模型，求解后输出输配联络线功率并回传输电侧；输电侧、配电侧通过交互节点电价、联络线功率交替迭代，实现输配储能协同规划。

6、步骤s4、构建上层输电侧储能投资决策模型，以独立储能投资商日净收益与日化投资成本差值最大为目标；将储能总投资成本折算为日化投资成本统一投资、运行时间尺度；模型包含储能投资规划约束、储能电能量市场报量报价约束，求解得到输电侧储能最优选址、额定功率与额定容量。

7、步骤s5、构建下层输电侧电能量市场出清模型，以输电系统社会福利最大为目标，模型包含系统有功功率平衡约束、火电机组市场出清约束，风光机组市场出清约束，电化学储能市场出清约束，输电线路潮流约束。

8、步骤s6、构建配电侧共享电化学储能广义纳什议价规划模型，并分解为子问题sp1、子问题sp2；子问题sp1以配电网产消者用户总成本最小为目标，总成本包含产消者用能成本、共享储能投资与运行成本，模型配置配电系统功率平衡约束、节点注入功率约束、共享储能运行约束、配网线路潮流约束、节点电压约束；子问题sp2基于sp1求解得到的最优成本与各产消者议价能力，以合作支付效益最大为目标，配置产消者合作参与前提约束，实现储能成本公平分摊。

9、步骤s7、构建迭代协同求解策略，对输电侧双层模型、配电侧纳什议价模型交替迭代求解；对输电侧双层模型利用kkt条件将下层市场出清模型转化为等价约束，转化为单层优化问题；采用大m法对非线性项线性化，转化为混合整数线性规划问题；基于二分法处理迭代过程中的振荡问题，设置收敛精度判据，迭代至满足收敛条件；

10、步骤s8、完成协同规划模型求解，输出输电侧独立储能选址、额定功率、额定容量，各配电网共享储能配置容量；对比协同规划、单侧独立规划方案下储能配置规模、投资主体经济收益，完成规划方案经济性分析。

11、本发明的有益效果是：

12、1.本发明充分考虑电力市场环境下输电网与配电网之间的耦合特性，构建了联络线物理约束与批零电价传导价值约束的双重耦合协同规划机理，有效揭示了输电侧与配电侧储能布局、容量配置之间的相互影响规律。通过输配一体化协同优化，实现了全域储能资源的整体最优配置，有效抑制了单侧独立规划带来的储能过度投资、设备利用率偏低、电网调节资源冗余浪费等缺陷，大幅提升了新型电力系统储能配置的全局经济性与资源利用效率。

13、2.本发明针对市场化环境下不同储能投资主体的差异化诉求开展分层规划，突破了传统电网统一集中规划模式的局限性。其中，输电侧从独立储能投资商盈利运营的市场化角度出发，以最大化市场套利收益、回收投资成本为规划目标；配电侧共享储能立足于产消者用户降低综合用能成本的实际需求，贴合当前电力市场化改革后储能投资主体多元化、投资动机市场化的发展趋势。本发明能够从经济价值层面充分激励独立储能投资商、配电侧产消用户等多元市场主体主动参与电化学储能投资建设，完善了市场化储能投资回报机制，在保障各投资主体经济收益的前提下，显著提升了输配电网整体新能源消纳能力与电网灵活调节水平，有效支撑高比例新能源电力系统安全经济运行。

14、3.本发明建立了储能规划与电力市场电价传导、储能投资运行之间的双向耦合关系，能够贴合实际工程场景开展精细化规划决策。在实际工程应用中，独立储能投资商与配电侧产消用户可依据本发明所提协同规划方法，结合当前电化学储能投资造价、运维成本、电力市场交易规则及批零电价波动特性，量化分析输、配侧储能规划的相互制约与协同增益关系，精准制定科学、合理、经济性最优的储能选址、定容与投建策略，有效规避盲目投资带来的经济风险，为市场化环境下输配电网电化学储能的规模化、合理化、经济性布局提供可靠的理论支撑与工程指导。