中國儲能網(wǎng)訊：我們習(xí)慣把屬于用戶電力資產(chǎn)的部分稱為表后，把歸屬于電網(wǎng)電力資產(chǎn)的部分稱為表前。
在表前，也就是公共電網(wǎng)的范圍內(nèi)，電力市場每個交易周期出清交易結(jié)果，連接到這個大電網(wǎng)上的電源和負荷都會出清本周期的電量，同時也伴有該周期的價格。
基于集中競價，統(tǒng)一出清的方式，在電網(wǎng)不發(fā)生阻塞的情況下，不論是發(fā)電側(cè)還是用電側(cè)，共享同一個價格。
但是對于不同的電源，因為邊際發(fā)電成本不同，導(dǎo)致邊際成本低于出清價格的電源機組會獲得本周期的出清電量，也就是要按計劃執(zhí)行的上網(wǎng)電量。
簡而言之，在某個電網(wǎng)不受阻塞限制的交易周期內(nèi)，成本越低的電源在出清序列上就越往前排。在用戶側(cè)報量不報價的前提下，出清的結(jié)果也就代表了整個系統(tǒng)當(dāng)前最低的發(fā)電成本。
雖然這是表前電力市場的規(guī)矩，但是放在表后微電網(wǎng)里，我覺得同樣值得能量管理系統(tǒng)的控制策略進行借鑒，進而獲取最低的用電成本。
表后“市場”電源排序
以源網(wǎng)荷儲為四要素的微電網(wǎng)系統(tǒng)，可以通過控制負荷、分布式電源和儲能的功率曲線來達到控制網(wǎng)側(cè)交換功率曲線的目的，進而可以實現(xiàn)用電成本和發(fā)電收益的可控。
但反過來想，當(dāng)某個時段內(nèi)負荷需求量確定時，可以向負荷提供電能的分布式電源、網(wǎng)側(cè)功率還有儲能系統(tǒng)該如何分配電能量似乎也可以通過“市場”的方式來解決。
參照表前的電能量市場，表后這個小市場基于的是用戶的配電網(wǎng)，全部電源和負荷也是連接到同一個網(wǎng)上的，而且這個網(wǎng)不會發(fā)生阻塞。
那么每個周期內(nèi)，電源成本的排序就成為了出清的唯一依據(jù)。
分布式光伏發(fā)電的成本最低，邊際成本為0，出清序列和大市場中的新能源電量一樣，都是排列在前序位置的。
儲能系統(tǒng)放電的成本次之，但不會是0，因為儲能之所以能放電的原因是因為其早些時段進行了充電，而充電是有成本的。
儲能充電時作為用電負荷，其充電來源在這個小微電網(wǎng)系統(tǒng)里有兩個，可能是光伏電量，也可能是網(wǎng)側(cè)下網(wǎng)電量。
當(dāng)光伏發(fā)電量較大，完全滿足電力負荷需要時，余量電如果不存儲，那么只能上網(wǎng)銷售了。而如果被儲能電池充進來，那么對應(yīng)的充電成本就是光伏余量上網(wǎng)電丟失的“機會成本”，也就是余量上網(wǎng)電價，目前多為當(dāng)?shù)厝济夯鶞蕛r。
當(dāng)光伏發(fā)電量較小時，不能滿足電力負荷需要，所以需要網(wǎng)側(cè)電量來補充，儲能如果是這個時段進行的充電，那么對應(yīng)的成本就是此時下網(wǎng)電量對應(yīng)的到戶分時電價。
注意這里也有一個置換的概念，就算儲能把光伏余量電充進來了，但并不是說實際進到儲能電池的里的電能量就一定是光伏發(fā)出的電能量。
這其實和網(wǎng)側(cè)電力市場一樣，哪怕你簽約了綠電合同，也難說是光伏電站或者風(fēng)電場的電送到的你家門口。
因為我們已經(jīng)默認在每個時刻分布式電源是優(yōu)先去滿足本地電力負荷的需求，那么光伏所發(fā)的電能在結(jié)算方面是優(yōu)先匹配給負荷的，剩余的才會配置給儲能這個充電負荷。
不過不論怎樣，每個周期內(nèi)儲能如果可以提供放電量，那么必然會伴隨著這些放電量的充電成本。
最后就是網(wǎng)側(cè)供電量的到戶電價了，這是整體的價格，包含輸配電價、線損、系統(tǒng)運行費和基金等等，因為我們最終要考量的是整體的電費，而并非只是交易部分。
有了這樣的價格排序，再結(jié)合負荷的需求量我們就可以開展“出清”工作了，這里還涉及到“報量”的問題。
光伏在這個周期內(nèi)的發(fā)電量主要還是要預(yù)測，儲能在這個周期內(nèi)的放電量要看電池組的剩余容量以及放電額定功率，而網(wǎng)側(cè)供電量可以視為是“無限大”，只要不超過用戶整體的報裝額定容量即可。
至于這個交易周期如何選取，還是要看分時電價的顆粒度，很多還在執(zhí)行行政分時到戶電價的省份就可以把這個周期設(shè)定為1小時，畢竟每個小時內(nèi)的到戶電價是一定的，那么對應(yīng)網(wǎng)側(cè)電量，儲能電量的成本也就確定了。
整日優(yōu)化
清楚了這個表后虛擬市場的競價排名后，是否就可以逐一出清每個交易周期的結(jié)果了呢？
并非如此，表前電力市場對于日前市場出清的是整天的結(jié)果，進行的是聯(lián)合優(yōu)化，目的是實現(xiàn)全天供電成本的最小化，而并非是每個交易周期的供電成本最小化。
套用在我們這個表后小市場，儲能的身份就不能當(dāng)成一個電源，而是類似表前的獨立儲能一樣。
將儲能充放電的能力放置在全天范圍內(nèi)進行考慮，降低整天的供電成本。
比如說在某個時段內(nèi)的電源排序，光伏最低，儲能放電量次之，隨后是網(wǎng)側(cè)電源，但此時如果是用戶的電價平時段，儲能在此刻放電量，那么在之后峰時段可能就不具備放電的能力了。
而這個行為所抵消的網(wǎng)側(cè)供電成本不如在峰時段放電大，所以雖然實現(xiàn)了某個周期內(nèi)的供電成本最小化，但并未顧及全天供電成本的最小化。
那么，最后關(guān)于整日的優(yōu)化，就是要使得全部交易周期內(nèi)的供電成本最小化，轉(zhuǎn)化成函數(shù)形式就和表前現(xiàn)貨市場的目標函數(shù)很類似，即光伏電源和網(wǎng)側(cè)電源以及儲能充放電成本之和的最小化。
而邊界條件為功率平衡以及光伏和儲能的額定容量等等。
這樣基于每日的優(yōu)化就可以使得用戶電能量費用實現(xiàn)成本最優(yōu)，但這也要求對光伏出力，負荷需求有良好的預(yù)測能力，同時也要對每個周期網(wǎng)側(cè)到戶電價有明確的認識。
能夠事前確定到戶電價的情況最好，至少也要清楚當(dāng)前時段價格是位于尖峰平谷深哪個時刻，但有些地區(qū)的分時到戶電價屬于事后發(fā)布，這就要求對分時電價也要具備一定的預(yù)判。
總之，還是要基于一定的預(yù)測能力來給出相應(yīng)的控制策略，通過每天實時數(shù)據(jù)的反饋，不斷強化預(yù)測能力，持續(xù)優(yōu)化控制策略，這就是每個EMC能量管理系統(tǒng)每天要做的復(fù)盤和迭代。
全月考量
事還不止于此，因為我們作為微電網(wǎng)運行的目的是降低整體的電費，所以也不能忽略基本電費和力調(diào)電費。
而這兩項電費考量的是全月的情況，一個是月實際最大需量，一個月累積的功率因數(shù)。
所以在進行每日的策略出清時，有必要將這兩個費用當(dāng)成約束條件納入到出清邊界里。
儲能充電是否要抬高月實際最大需量，在抬需和峰谷套利之間要進行經(jīng)濟上的選擇。
光伏削減的網(wǎng)側(cè)電量是否會影響到需量基本電費9折的判定，是否要降載光伏以獲取更多的基本電費減免。
因為光伏接入而導(dǎo)致的功率因數(shù)降低是否要通過光伏或者儲能來提供無功功率進行補償，提供無功會占用設(shè)備容量，進而降低本時段的發(fā)電量或者充放電量。
這些都需要考慮，而一切的目標都是為了最低的供電成本。
小結(jié)
實際上，表前電力市場的一些出清規(guī)則套用到表后的源網(wǎng)荷儲也是適配的，這也比較符合電力系統(tǒng)樹狀的由上及下分布，大電網(wǎng)里有的元素在小微電網(wǎng)里也有，那么大電網(wǎng)適合的市場運行邏輯在小電網(wǎng)里也理應(yīng)適用。
不僅如此，因為大電網(wǎng)市場交易僅針對交易電費，而小電網(wǎng)用戶的電費還包含力調(diào)和基本電費，所以相比起大電網(wǎng)的出清規(guī)則又多了兩項需要考慮的邊界。
不過好在小電網(wǎng)隸屬于用戶配網(wǎng)，不會發(fā)生阻塞，也就不存在所謂的節(jié)點電價，這是可以簡化出清過程的。
綜上，這些邏輯都要靠能量管理系統(tǒng)來實現(xiàn)，而一個EMS不單單是做個漂亮的數(shù)據(jù)大屏，把一些已經(jīng)產(chǎn)生的數(shù)據(jù)采集全，展示好而已。
其對于整個微電網(wǎng)的運行，全部資源的調(diào)度都要進行事前計劃，履行事中執(zhí)行，做好事后復(fù)盤。這也就奠定了能量管理系統(tǒng)在微電網(wǎng)以及虛擬電廠中的地位，絕對的大腦核心位置。
當(dāng)然，管理系統(tǒng)履行策略分析以及執(zhí)行都要基于數(shù)據(jù)的采集和預(yù)判，那么終端設(shè)備就要具備相應(yīng)的能力。
