应用案例储能电站与光储项目
储能电站 · 电网侧
河北某储能电站
计入系统运行费的充放电优化
充电量计收系统运行费后，每天依据预测价差能否覆盖效率损失与运行费，决定当天是否运行与充放时段。
6.28万元/日日均净收益扣除运行费，2026 年 6 月，400 MW / 800 MWh
4,708元/MW·月单位容量月均净收益400 MW
6.6%较电站现行调度模型提升同一结算口径
22 / 30天参与运行天数其余日自动停运
- 规模
- 400 MW / 800 MWh，充放电效率 84%
- 调度粒度
- 每 15 分钟一个时段
- 运行费
- 充电电量 60 元/MWh
01
关键问题
按充电量收取系统运行费后，价差较小的日子充放收益可能为负。方案要逐日判断是否运行，并在运行日给出每 15 分钟的充放计划。
02
解决方案
- 电价预测
融合模型预测次日各时段的价格。
- 开机判断
预测价差小于效率损失、运行费与最低收益要求之和时，当天不运行。
- 充放计划
逐 15 分钟优化充放计划，每天开始与结束时电池电量均为零。
- 收益拆解
逐日拆解毛收益、运行费与净收益。
03
结果
- 6 月扣除运行费后的净收益 188.32 万元（400 MW / 800 MWh 电站，22 天参与运行），日均 6.28 万元，单位容量每 MW 每月 4,708 元；
- 较电站现行的调度模型提升 6.6%（增量 11.67 万元，同一结算口径），达到理论最优收益（事后已知全天电价的最优充放）的 66.75%；
- 6 月累计收益的最大回落为 3.32 万元。