一种基于收益测算的集中式储能电站的商业模式
本发明涉及电力储能领域，尤其涉及一种基于收益测算的集中式储能电站的商业模式。
背景技术：
储能的经济效益主要由盈利模式和投资成本决定。在储能的投资成本中，建设成本占了很大的比重。而建设成本在项目建设时即可确定，与后续储能的运行状况无关。因此若以电网侧为视角开展研究，并不需要把储能的投资成本当作主要的研究对象。由于近些年来储能的投资成本不断降低，为了有效提升储能的经济效益，诸多学者研究了储能的盈利模式。《基于运行策略智能生成方法的增量配电系统储能优化配置》(刘文霞、杨梦瑶、王静、滕岳桓，《中国电机工程学报》：1-12[2020-09-28])提出了一种基于运行策略智能生成方法的储能优化配置方法，该方法可有效提升储能配置的综合效益。研究表明当系统充裕性不足时，配置储能的提升供电可靠性收益较好。《储能商业化应用政策解析》(李建林、李雅欣、周喜超、王力，《电力系统保护与控制》：1-11[2020-09-28])分析了储能技术在应用领域、省市行动计划、企业示范工程的政策要点以及盈利模式，对目前的储能商业化进程给出相应的建议和展望，对提升储能效益价值有一定参考意义。《能源互联网背景下共享储能的商业模式探索与实践》(董凌、年珩、范越、赵建勇、张智、林振智，《电力建设》2020,41(04):38-44)为解决我国"三北"地区可再生能源并网消纳的问题，提出了面向可再生能源消纳的共享储能商业运营模式并对能源互联网背景下区块链技术在共享储能交易中的应用前景进行了探讨。《电网侧电池储能电站商业模式研究——基于应用价格体系分析》(李湘旗、叶泽、彭紫微、周红，《价格理论与实践》2019(09):124-127)进行了以应用价格体系为基础的储能电站商业模式选择的研究,目的在于保障储能电站作为独立电力市场参与者的经济效益。《适应电力市场环境下的电化学储能应用及关键问题》(胡静、黄碧斌、蒋莉萍、冯凯辉、李琼慧、许钊，《中国电力》2020,53(01):100-107)以电化学储能为研究对象，提出其具体的应用场景、商业模式和投资回报机制。在量化分析不同场景的基础上围绕项目投资属性、发展规划、电价及市场机制、接入和调度运行管理、安全防护、共享平台等6个关键问题分别进行分析,并提出相关建议，促进电化学储能健康有序发展。《推进我国储能商业化的难点与建议》(曾鸣，《中国电力企业管理》，2019(31):28-31)阐述了我国储能产业的发展现状并结合国家颁布的指导意见论述了我国储能商业化的难点。《基于禁忌搜索算法的储能电池盈利模式优化策略研究》(朱青、梁广平、任建国、张敏、顾元沛，《电力系统保护与控制》2019,47(18):121-127)针对储能电池现阶段经济效益较差、规模发展受限等问题,提出一种利用禁忌搜索算法的盈利模式优化策略。仿真结果证明了所提策略的经济性更好。《区域综合能源服务商业模式设计及成本效益分析》(窦金月，《华北电力大学学报》2019)以综合能源系统为服务对象，提出综合能源服务主体投资运营综合能源系统的模式，构建综合能源服务经济效益测算工具。《储能电站经济性及发展现状分析》(李广洋、牛涛、闵玲，《电工电气》2019(01):1-4+9)列举了储能电站给电力系统中各方带来的诸多效益，根据《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)评估其在削峰填谷的盈利模式情况下的经济可行性。《计及风险备用约束的输电网风储容量双层优化》(刘若河、贾燕冰、付可宁、韩肖清，《电网技术》1-11[2020-09-28])提出一种计及风险备用约束和多能源机组组合调度约束的输电网中风电场与储能电站联合配置的规划方法，充分利用电网灵活性资源调节能力并探索了峰谷电价政策下的储能调峰盈利模式。
但如上所述的现有商业模式均未细化储能参与调峰辅助服务市场的盈利模式，同时现有商业模式对于储能的收益测算与储能电站的实际盈利情况相去较远。因此，本领域的技术人员致力于开发一种基于收益测算的集中式储能电站的商业模式。
技术实现要素：
有鉴于现有技术的上述缺陷，本发明所要解决的技术问题是如何细化储能参与调峰辅助服务市场的盈利模式及收益测算，并结合储能电站基于两部制分时电价的峰谷套利，以此获得储能电站的最大收益。
为实现上述目的，本发明提供了一种基于收益测算的集中式储能电站的商业模式，其特征在于，包括四个商业分析步骤：
步骤1、收集收益计算所需参数，包括储能电站的充放电功率、放电深度、额定容量、使用寿命，所在地区的两部制分时电价、峰平谷时段划分和中标率；
步骤2、按盈利模式进行收益测算；
步骤3、结合储能电站的建设及运行成本明确该储能电站在一定周期内的收益情况及投资回报年限；
步骤4、根据上述计算结果决定是否在该地区建设储能电站；
其中，所述步骤2包括：
2.1、储能参与峰谷套利；
2.2、储能参与调峰。
进一步地，所述步骤2.1的计算公式为：
进一步地，所述计算公式中的每日充放电次数上限t由储能电站的运行人员根据需求自行设置。
进一步地，所述步骤2.2储能参与调峰的方式主要分为电储能调峰和启停调峰。
进一步地，所述电储能调峰的收益计算公式为：
进一步地，所述中标率λ由通过中标历史数据确定。
进一步地，所述储能电站的调峰时长可以根据申报时段参与，在剩余时段参与峰谷套利，以此实现收益最大化。
进一步地，所述启停调峰收益计算公式为：
进一步地，所述启停调峰的时段，在储能电站中标后，根据申报时段参与，储能电站在剩余时段参与峰谷套利。
进一步地，所述集中式储能电站一年365天都能参与峰谷套利。
技术效果
1、细化了集中式储能电站参与电力调峰辅助服务市场的收益测算公式并与峰谷套利相结合，提出了集中式储能电站的商业模式。
2、充分考虑了其放电深度和中标率，使商业模式更加贴合实际。
以下将结合附图对本发明的构思、具体结构及产生的技术效果作进一步说明，以充分地了解本发明的目的、特征和效果。
附图说明
图1是本发明的一个较佳实施例的商业模式流程图。
具体实施方式
以下参考说明书附图介绍本发明的多个优选实施例，使其技术内容更加清楚和便于理解。本发明可以通过许多不同形式的实施例来得以体现，本发明的保护范围并非仅限于文中提到的实施例。
如图1所示，以某地一个实际的集中式储能电站为例进行收益计算，基本信息如下：
本次计算所选取的储能电站设计容量为75mw/300mwh。储能的荷电状态为0.1～0.9。该储能电站工程共设60台预制舱式储能电池(每个电池舱容量5mwh)、30台升压舱(每个升压舱含4个630kw的pcs和1台2500kva升压变压器)以及8个高压汇流舱和3个集控室。工程包括2个子工程，其中子工程1为1#场地25mw/100mwh储能电站工程，接入新能源一期35kv变电站10kv母线；子工程2为2#、3#场地50mw/200mwh储能电站工程，接入新能源二期110kv变电站10kv母线。共计8个并网点，其中1#场地2个并网点，容量均为12.5mw/50mwh；2#场地2个并网点，容量均为10mw/40mwh；3#场地4个并网点，容量均为7.5mw/30mwh。储能工程规划于2020年12月底前投运。储能电站投入运行，采用两充两放方式，可合理转移用电负荷，削峰填谷，降低用电成本；减少或延缓电力投资，促进社会资源的合理配置；有效促进碳减排，提升社会效益。峰谷电价时段按照表1划分：
表1
其中，峰时电价为0.9215元/kwh，平时电价为0.6192元/kwh，谷时电价为0.3854元/kwh，夏季7、8、9月份峰时电价为0.9785元/kwh。
1、储能参与峰谷套利
除7、8、9月份的每日峰谷套利收益：
7、8、9月份的每日峰谷套利收益：
2、储能参与调峰
1)参与电储能调峰
本次计算中选择0.15元/(kwh)计算。另外，考虑到储能参与调峰辅助服务市场需要竞标，因此在盈利模式中考虑了中标率，此处假设中标率为0.4
除7、8、9月份的每日收益为：
其中k为储能参与调峰服务的市场报价。
7、8、9月份的每日收益为：
2)参与启停调峰
以江苏省对于启停调峰电储能的补偿价格为0.5元/(kwh)为例，下面从用于削峰、用于填谷、削峰加填谷三种情况，讨论电储能参加启停调峰市场。另外，考虑到储能参与调峰辅助服务市场需要竞标，因此在盈利模式中考虑了中标率，此处假设中标率为0.4
(1)用于削峰
夏季用电尖峰时间段需要削峰资源，因此电储能可以通过停止充电参与启停调峰。夏季14:00至15:00是一天中体感温度最高时段，因此空调负荷增多，出现尖峰用电时段。基于此场景，调度中心可对参与启停服务资源下达指令。电储能14:00至15:00通过停机参加启停调峰获利，其他时间段通过低充高放获利。
夏季参加启停调峰每日收益：
除夏季以外，其他季节较少需要削峰资源，因此通过峰谷套利获益。
(2)用于填谷
填谷多为促进新能源消纳，由于可再生能源渗透率日渐增加电力系统亟需负备用资源，结合电储能运行特点，可以通过在平谷时间段启机充电或峰时段停机以参与启停服务。
除7、8、9月份的每日收益为：
7、8、9月份的每日收益为：
(3)削峰加填谷
考虑上述两种情景的组合，夏季既参加削峰也参加填谷，其他季节仅参加填谷。
除7、8、9月份的每日收益为：
7、8、9月份的每日收益为：
以上详细描述了本发明的较佳具体实施例。应当理解，本领域的普通技术无需创造性劳动就可以根据本发明的构思作出诸多修改和变化。因此，凡本技术领域中技术人员依本发明的构思在现有技术的基础上通过逻辑分析、推理或者有限的实验可以得到的技术方案，皆应在由权利要求书所确定的保护范围内。
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