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💥1 概述
文献来源：
摘要：共享储能是可再生能源实现经济消纳的解决方案之一，在适度的投资规模下，应尽力实现储能电站容量功率与消纳目标相匹配。对此，提出了考虑新能源消纳的共享储能电站容量功率配置方法，针对储能电站投运成本最低与微能源网运行经济性最优的多目标，建立了双层规划模型，其中外层模型求解电站配置问题，内层模型求解经济消纳率及微能源网优化运行问题，使用Karush-Kuhn-Tucker (KKT)法对模型转化求解。算例分析显示：配置共享储能后，微能源网系统运行成本下降15.01%，新能源消纳率提升至97.06%，共享储能服务商可在4.51年收回投资成本。研究结果证明所提构建双层规划配置的方法能较好地考虑新能源经济消纳，提高共享储能电站与微能源网运行的经济性。
共享储能是一种将传统储能技术与共享经济模式相融合的储能商业应用模式，即储能电站由共
享储能电站服务商投资建设，并以一定价格将储能服务提供给用户，该模式可使用户在避免高额投资的情况下使用储能系统，同时能够借助共享经济的灵活性确保储能系统的高效利用，实现共享储能电站成本的快速回收。
图 1 中电站调度模块可对用户用电需求及时响应，对电站充放电行为进行管理，并实现电能计量服务。相较于传统储能电站，共享储能电站母线与各微网用户分别相连，用户可以通过电站母线完成电能交换，实现多微网系统电能在空间层面的转移。共享储能电站对充放电能量以及微网间交换的能量进行计量并收取服务费用，其中微网间交换功率虽然并不直接流过储能电池，但在计量上同样视为电站先充电再放电。电站服务费用包括从微网购电费用、向微网售电费用以及附加服务费用，由电站调度模块根据电网电价、微网用电状态以及电站荷电状态等参数确定。考虑共享储能电站服务后，用户可在电力不足时选择从储能电站购电，从储能电站购电电价在用电高峰期低于电网购电电价，在用电低谷期高于电网购电电价，以此引导用户在用电高峰期从储能电站购电，从而节省用电成本，促进风光资源的充分利用。
储能电站服务多微网系统运行时，需要对其功率容量进行合理配置，以充分利用储能系统技术特
点，发挥共享储能商业模式优势。共享储能电站建设在用户密集区，在选址上要考虑与多微网系统实现互联，充分利用集群效应以及用户负荷在同一时刻的互补性，故相较于用户分别单独配置储能，其成本更低、储能利用率更高。本文基于双层规划技术对储能功率容量进行决策配置，同时对用户在共享储能服务下的运行方式进行优化分析。共享储能电站配置容量功率决策需要根据地区风电、光伏出力预测值以及用户各种负荷估计值进行综合考虑，从而得到以储能电站年运行成本目标下的最优储能容量功率，同时求解在共享储能服务下多微网系统与储能电站能量交换等
优化运行问题。考虑到新能源出力不确定性较强，电站实际运行中很难保证新能源完全消纳，在考虑新能源完全消纳的条件下配置储能对电站实际运行情况指导意义不强。为充分发挥储能系统新能源消纳作用，引导用户经济消纳风光电源出力，不能盲目以新能源完全消纳为目标配置储能电站，可在保证新能源大部分被消纳的前提下设置一定的经济弃电率，允许分布式新能源电源在一定范围内合理弃电。定义经济消纳率为考虑共享储能服务后，使电站–微网体系年总运行成本最低的微网新能源年综合消纳率，其中电站–微网年运行成本包含电站前期投资成本按设计使用年限折算到各年度的投资成本等年值、微网从电网购电费用与购买燃料成本。
一、研究背景与核心问题
1. 新能源消纳的挑战
微网中风电、光伏等可再生能源的间歇性与波动性（如受天气影响）导致出力不稳定，传统电网难以实时匹配负荷需求。同时，新能源资源分布与负荷中心错位，电网输送能力不足，进一步制约消纳效率。储能技术可缓解此问题，但用户自建储能成本高昂，经济性差。
2. 共享储能的提出
共享储能通过整合多用户储能资源，以电网为枢纽集中配置，实现“削峰填谷、平滑出力、调频支持”等功能。其核心优势在于：
- 降低单用户成本：避免重复投资，提高设备利用率；
- 提升系统灵活性：通过集中调度平衡新能源波动；
- 政策适配性：符合国家“源网荷储一体化”和“绿电直连”政策导向。
3. 经济消纳的定义
经济消纳要求在高消纳率（>95%）与低成本间取得平衡。传统“完全消纳”需配置过量储能导致经济性差；经济消纳则通过优化配置，以适度消纳率换取显著成本下降。
二、共享储能优化配置的核心方法
1. 双层规划模型（核心算法）
模型结构：
- 外层模型：优化共享储能的容量（E）与功率（P）配置，目标为最小化综合成本（投资成本+运行成本）。
- 内层模型：基于外层给定的储能参数，优化微网运行策略（如购售电计划、储能充放电时序），目标为微网年运行成本最低。
目标函数：
min(Cinv+Com+Cgrid)+min(Cfuel−Rsale)
其中：
- Cinv：储能初始投资（元/kWh）；
- Com：运维成本；
- Cgrid：微网购电费用；
- Rsale：向电网售电收益。
约束条件：
- 储能：充放电功率限值、荷电状态（SOC）范围（20%\sim90%）；
- 微网：电/热/冷负荷平衡、新能源出力波动范围。
2. 求解算法：KKT条件与混合整数线性规划
- 使用KKT（Karush-Kuhn-Tucker）法将双层模型转化为单层混合整数线性规划问题；
- 采用CPLEX求解器优化计算效率，适用于大规模变量。
3. 配置效果验证
案例显示（湖北某微网）：
- 微网运行成本↓15.01%，新能源消纳率↑至97.06%；
- 共享储能投资回收期≈4.51年，经济性显著优于自建储能；
- 经济消纳模式比完全消纳降低85.9%的储能容量需求。
三、关键技术挑战与应对
| 挑战 | 技术应对 | 政策支持 |
|---|---|---|
| 新能源出力波动性 | 储能平滑出力 + 智能预测算法 | 绿电直连政策促进就地消纳 |
| 储能配置经济性差 | 共享模式分摊成本 | 取消强制配储，转向市场化 |
| 多主体利益协调 | 基于博弈论的容量分配模型 | 电力现货市场交易机制 |
| 复杂系统优化求解 | KKT法 + 改进鲸鱼优化算法 | —— |
四、典型应用场景
园区微网（如数据中心、工业园区）：
- 集成光伏、储能、充电桩，通过峰谷套利降低用电成本；
- 公网故障时支撑关键负荷≥2小时。
风光集群配套：
- 共享储能聚合多个新能源场站，利用资源差异性提升调节效率；
- 参与电网调频服务获取收益。
离岸/孤岛微网：
- 储能提供并离网无缝切换，保障供电可靠性。
五、2025年政策影响分析
- 取消强制配储（发改价格〔2025〕136号）：
- 短期：新能源侧配储需求增速放缓；
- 长期：推动共享储能成为市场化主导模式，回归技术经济本质。
- 电力现货市场建设（发改办体改〔2025〕394号）：
- 要求新能源全面参与现货交易，共享储能可通过价差套利+辅助服务获利。
- 分时电价优化（如江苏政策）：
- 增设“午间低谷电价”（光伏大发时段），激励就地消纳与储能充电；
- 压缩单纯峰谷套利空间，倒逼共享储能参与多元服务。
六、研究展望
- 技术方向：
- 高精度新能源出力预测与储能协同调度；
- 长时储能（如矾电池）在共享模式中的应用。
- 机制设计：
- 基于区块链的共享储能交易平台；
- 源网荷储成本分摊政策。
- 评估体系：
- 多维指标动态评价（弃电率、渗透率、电压合格率等）。
结论：共享储能通过双层规划优化配置，是破解微网新能源经济消纳难题的关键路径。2025年政策转型（取消强制配储、电力市场化）进一步凸显其经济性与必要性，未来需结合算法创新、政策协同及商业模式突破，实现“高消纳率-低成本-多主体共赢”的目标。
📚2 运行结果
其他不一一展示。
🎉3参考文献
部分理论来源于网络，如有侵权请联系删除。
[1]谢雨龙,罗逸飏,李智威等.考虑微网新能源经济消纳的共享储能优化配置[J].高电压技术,2022,48(11):4403-4413.DOI:10.13336/j.1003-6520.hve.20220403.