2020年3月，IRENA（国际可再生能源署）发布了《Electricity Storage evaluation framework: Assessing system value and ensuring project viability》。本文是报告第III部分全球8种储能应用案例的第3部分：能源套利。

1. VRE并网中能源套利的作用

能源套利主要是在电力充足且便宜的时候储存电能，并在电力紧张且电价较高时放电。由于电价差反映了全电网或者局部的电力不足或盈余，提供能源套利的同时也带来了其他的好处，比如降低了尖峰负荷。供应商在电力不足电价较高时放电，从而减轻了电网压力。能源套利的另一个好处是在电力超发时降低了VRE弃电。

根据IRENA的报告（IRENA，2017b），开放的电力市场下，需要适当的调整来支持高比例VRE和分布式能源的应用。一种普遍的做法是在日前电力市场通过买卖电力进行能源套利，然后在日内市场和实时市场里进行偏差调节。

VRE发电拉低了电价，这是因为VRE带来了不可忽略的边际成本。结果是，VRE的比例较高时，电价一般会降低。因此，储存一些VRE发电会有一些潜在好处：

（1）为VRE项目业主增加收入。在VRE发电比例较高但电价低的时段充电，在VRE发电比例低但电价高的时段放电，这可以为业主提高收益。储能还能在过发电、负电价时段减少VRE弃电（负电价出现在低净负荷阶段，此时，灵活性发电资源继续发电的成本会比不发电还要高）。

（2）降低因电网传输瓶颈引起的VRE弃电。

（3）促进燃料节约，降低碳排放，带来显著的社会效益。

（4）避免电力紧张时电价陡增，因此可以平滑电价曲线。

VRE发电通过降低发电成本获得相对其他资源的优先度，反过来，减少了所有供电资源的收入。通过将VRE发电转移到高需求的时段（需求减去VRE发电），储能可以使VRE在较高的边际成本时段供应电力，从而以提高VRE捕获价格的方式增加了VRE的收益（发电量乘以该时段的电价等于特定发电机或发电机组合“获得”的收入）。在收入替代的作用下，太阳能发电的捕获价格会降低。因此，储能对于太阳能发电具有更高的价值。储能与太阳能搭配的另一个优势是，光伏是昼夜特征明显但较为持续的，而风能可能是高度间歇性的。

类似的，当VRE在需求较低的时段发电时，电网运营商会调度热力发电资源（边际成本不为零）减负荷，有时会接近它们的技术上可运行的低限。这些操作会使热力发电资源运行在热耗曲线以下，从而降低了燃料效率。通过把VRE发电转移到高需求时段，储能可以让这些热力发电资源在经济运行点上运行，从而节约燃料、降低碳排放。

因为技术上的限制，仅采用了基于逆变器的VRE发电的大型电力系统在保持稳定性的同时，通常不能保证较好的经济性。结果，电网运营商有时不得不实施VRE弃电来保持系统稳定运行。对于储能，在VRE发电量被储存用于后续时段时，可以帮助同步发电系统的最小容量下稳定运行。

图1中蓝色区域代表无储能的光伏发电输出，橙色代表有储能的光伏发电输出。9点到14点的部分VRE发电被储存起来，并在16点到21点的时段使用。下面的图片示意了充电发生在低电价时段，放电发生在高电价时段。


能源套利被认为是储能的主要应用方式。即便如此，如果仅靠能源套利是很难形成一种商业模式的（Lew，2016）。首先，大多数边际电厂是燃气发电，较低的燃气价格并不会使高电价持续存在，从而创造能源套利机会。其次，在电价波动较大时，预测偏差一般会加剧，使得交易更加不可预测。

极端价格是严重的预测偏差导致的，比如对较高风电比例的电网预测风电功率时，预测结果过高或过低。为了最好地利用能源套利，储能运营商需要有能力预测在什么时候在哪里会发生大的预测偏差，这非常有挑战性。GE向NREL提交的《Western Wind and Solar Integration Study》（GE Energy Consulting，2010）显示高比例的太阳能和风能发电会影响能源套利。研究显示风电比例的增加如何改变了电价尖峰分布时段，以及预测偏差是如何引起极端电价的。

采用储能来支持风电的一项大的挑战是高电价、低电价通常与预测偏差有关。因此，储能运营商的预测需要比风功率预测更准确，才能从电价差中获利。然而，如果一些储能资源具备了灵活性，它们有能力在日前市场、日内市场和实时市场通过对供需不平衡、价格波动的快速响应来获得电价差大部分收益。

与风电不同，太阳能可预测性更好，因此也能更好地与储能整合，因为运营商可以知道在什么时间进行充电和放电。进一步，对于高比例的太阳能，尖峰时段的大部分能量可以被转移到高需求时段，比如晚上。这样，储能运营商可以通过储能提供强大的电价平滑机制并获得合理的收益。与之相比，风能可能全天都存在，这与当地的风资源有关。

电动汽车是另一个可以为电网提供负荷转移和灵活性的选项。电动汽车可以为VRE并网赋能，在通过充电器连接电网时，可以作为一个并网储能系统使用。因此，电动汽车可以为电网提供很多服务。如果采用双向充电器，电动汽车不仅可以利用电网充电，还可以向电网送电。这样，电动汽车就有能力除能源套利之外的辅助服务。

在V2G（Vehicle-to-grid）系统中，电动汽车通过将尖峰时段的能源转移到晚上或早上的时段来进行能源套利，见图2。图中显示了电动汽车是如何进行能源套利的。其中，EV Static PV是指电动汽车作为静态负荷（即将电动汽车作为电网负荷需求增长的部分），V2G Gen是指从电动汽车向电网的放电。图中显示了采用V2G之后，更多的PV发电可以被吸收并在后续使用。


然而，在V2G系统中，电动汽车进行能源套利是会增加电池衰减的，衰减取决于运行情况（如，循环次数、放电速率、放电深度等）。在进行最优套利策略分析时，建议增加考虑电池衰减的约束条件。

2. 储能的能源套利

抽水蓄能（PHES）是一种大规模蓄能系统，主要包括两个大蓄水池，一个位于高海拔，一个位于低海拔。当电价低并可以获取多余电量时，把水从低海拔蓄水池抽到高海拔蓄水池。当电价高时，水从高海拔蓄水池放流到低海拔水池，中间通过水轮机发电。因此，PHES可以提供能源套利和辅助服务（Rehman，AI-Hadhrami and Alam，2015）。

相对于电池储能，PHES的一个优势是有很长的寿命期。如果维护良好，PHES寿命期很长。更重要的是，相对于电池储能，PHES通常具有很高的能量转化容量，尤其是大型的PHES。相对地，PHES的不足是对环境影响较大、对地质条件要求高、占地面积大、效率低（锂电池90%，PHES约80%）、更长的建设周期（数年，电池一般是数月）。

世界上最大的锂电池电站是Hornsdale储能电站，目前已经建成。该电站位于南澳州Jamestown的Hornsdale风电站，见图3。该电站由特斯拉建造，总投资9000万澳元，容量是80MW/129MWh。电站通过与风电场相同的275kV电网馈线并网，该风电场包含99个风力发电机组，总容量315MW。储能电站总容量中的119MWh用于能源套利，30MW的放电容量由Neoen用于商业用途。


自2017年建成以来，电站已经提供了能源套利、调频服务等不同服务。通过澳大利亚能源市场运营商（AEMO），已经从能源套利中获利。图4清晰表达了了特斯拉是如何从能源套利中赚钱的。图中还可以看出，电池在早上时段充电并在晚上时段放电。2018年，电池系统产生了2900万澳元的收入，超出了所有人的预期。

电站每年从南澳州政府获得固定的420万澳元，此外，还有从FCAS和能源套利获得的大约2400万澳元收益。AEMO声称，2017年12月到2018年3月间，Tesla PowerpackSystem总共调度或充电了38%的负荷，总计11GWh。这段时期内，32%的时间在充电，总计8.9GWh。图中显示，平均电价差约在91澳元/MWh。Hornsdale Power Reserve占据了南澳州FCAS市场的55%份额，将辅助服务价格降低90%。


进一步，电池系统已经多次证明了其在为电网提供服务和备用电力方面的有效性。一个最显著的例子，2017年12月4日，Gladstone的1680MW燃煤电站失效时，特斯拉电池在1秒钟之内提供了7.3MW的备用电力。总体上，Hornsdale储能电站是能源套利和电网服务的显著实例。

Gorona del Viento管理的EI Hierro项目是一个风电水电电厂项目，位于EIHierro岛上。这也是其运营的第一个类似项目，见图5。该岛屿严重依赖传统的柴油发电，现在已经成功转型到完全采用可再生能源系统。项目的目标是为岛上所有居民提供100%可再生能源（Garcia Latorre，Quintana and de la Nuez，2019）。项目建于2014年，风水发电系统主要包括了：一个高海拔蓄水池、一个低海拔蓄水池、一个风电场和一个水电站。高海拔蓄水池位于岛上火山盆地的最高处，总容积是380000m3。低海拔蓄水池位于水电站旁边，总容积是150000m3。风电场包括5个2.3MW风力发电机组，总装机11.5MW。水电站包括4个2.83MW冲击式水轮发电机组，总装机11.32MW。除了向岛上供电外，风力发电机组还向一些抽水蓄能电站的高处蓄水提供电力。高海拔蓄水池里的水通过重力自流的方式流向低处，推动水力发电机发电，从而实现了蓄能。


Endesa拥有该项目的30%股份。根据Endesa的数据，20年内的项目收益包括：减少了6000吨柴油消耗和19000吨二氧化碳排放。电站的有效性和收入每年都在提升。2015年8月第一次投用的连续4小时之内，电站为岛屿提供了100%的可再生能源。此后，电站提供100%可再生能源的时长不断延长。2017年，总共892小时提供100%可再生能源。2018年上半年，达到了1450小时。该风水电站的可再生能源现在能够覆盖岛上75%的年用电需求，并经常能够达到100%（Gorona del Viento，2019）。

EI Hierro项目是少数能够提供100%的VRE份额的PHES项目中的一个。电站还可以在电力过剩时抽水蓄能，并在风力发电不足时放水发电，因而也可认为是能源套利。这还是一个多用途的案例，通过蓄水充分利用低价风电来替代高价燃油发电，使得高比例的VRE可以并入离网电网。这也是一种能源套利。同时，根据西班牙电网（REE）的数据，在2017年可再生能源比例为46.5%的情况下，该电站能够提供高达连续18天的100%可再生能源，使得EI Hierro成功地实现从柴油发电为主的电力系统向完全的新能源电力系统转型。

3. 结论（案例3：能源套利）

随着VRE的比例提升到比较高的水平，电力市场比任何时候都更需要满足实时的供需平衡。考虑到太阳能发电和风力发电的高度不可预测性，一个可行的方案是采用储能系统来提供灵活性，使电网更有效。储能系统提供了集中不同的价值流，其中之一是能源套利，包括在低电价时段充电和高电价时段放电。

储能运营商的一个大的挑战是预测偏差，这会导致极端电价的产生。极端电价会在套利机会最好的时候变得更严重。因此，最大化利用能源套利的理想方案可能是提前预测严重偏差会在什么时候发生。由于可预测性比风电要好，太阳能发电更容易并入电网并用来用作大容量的电量转移，实现电价曲线的平滑。

然而，能源套利本身还不足以支持储能推广。能源套利需要比较大的、时间较长的尖峰电价和非尖峰电价差，同时，能源套利增加时，电价差会减小。另外，储能的比例也在增加。因此，除了能源套利外，还需要其他的电网服务来支撑。 

原标题： 全球储能典型应用系列-3：能源套利