《Energies》：Techno-Economic Optimisation of Wind Curtailment Utilisation with Battery Storage Dispatch to Electricity and EV Charging Markets
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研究人员探讨了电池储能系统（BESS）是否能够通过优化将储存的电能在批发市场出口和电动汽车（EV）充电之间进行分配，从而经济地利用事件条件性弃风风能。分析聚焦于希腊中部的一个43.2 MW陆上风电场。利用ERA5 100米风数据和Vestas V117功率曲线
研究人员探讨了电池储能系统（BESS）是否能够通过优化将储存的电能在批发市场出口和电动汽车（EV）充电之间进行分配，从而经济地利用事件条件性弃风风能。分析聚焦于希腊中部的一个43.2 MW陆上风电场。利用ERA5 100米风数据和Vestas V117功率曲线估算预期的非弃风发电量，并针对非事件期间的实际发电量进行校准，然后与IPTO（希腊独立输电运营商）报告的弃风事件时段内的实际输出进行比较。将估算的可回收弃风能量视为BESS的唯一充电来源，并评估了三种情景：仅向电网放电、仅向EV放电以及联合电网加EV分配。调度和容量优化问题被建模为基于混合整数线性规划（MILP）、面向净现值（NPV）的优化，包括明确的无投资备选方案，并在20年的股权自由现金流（FCFE）时间范围内通过蒙特卡洛模拟和敏感性分析进行评估。校准模型将保留样本的归一化均方根误差（nRMSE）从21.92%降低到17.83%，平均偏差从-4.309 MWh降低到0.117 MWh。在基准情景下，1537个事件小时产生了正向估算弃风，对应10.26 GWh。在所有基准情景中，无投资选项是全局NPV最大化解决方案。最佳非零BESS的最大功率（Pmax）和最大能量（Emax）分别为0.25 MW和0.5 MWh，仅电网、仅EV和联合电网加EV运行的预期NPV分别为-332.6 k�、-356.3 k�和-321.0 k�。仅EV和联合电网加EV运行所需的EV溢价盈亏平衡点分别为1207.5 �/MWh和1186.4 �/MWh。结果表明，市场多元化提高了弃风利用率，但在所观察的条件下，仅依赖弃风能量的BESS投资在财务上仍不具备吸引力。
**论文解读：基于电池储能的风能弃风利用与电力及电动汽车充电市场的技术经济优化**
**研究背景与问题**
欧洲正致力于成为首个能源中立大陆，能源转型聚焦于从化石燃料转向可再生能源（RES），同时推动电动汽车（EV）普及以降低交通领域碳排放。然而，可再生能源高渗透率导致弃风现象日益严重，尤其在德国等国家，月弃风量可超过1 TWh。弃风不仅造成清洁能源浪费，还损害投资者利益。现有研究多关注通过储能、需求响应或电网升级减少弃风，但较少将弃风视为可存储资源并用于EV充电市场。同时，电池储能系统（BESS）的容量选择与调度策略常被独立处理，缺乏对弃风利用、市场参与和EV充电协同优化的综合框架。本研究旨在填补这一空白，探讨BESS能否经济地利用事件条件性弃风，通过优化调度将储存能量在批发电力市场和EV充电站之间分配，从而最大化投资净现值（NPV）。
**研究内容与结论**
研究人员以希腊中部Viotia地区一个43.2 MW陆上风电场为案例，基于ERA5再分析风数据和Vestas V117功率曲线，通过等渗回归校准预期非弃风发电量，并结合IPTO（希腊独立输电运营商）报告的弃风事件小时记录，估算事件条件性可回收弃风能量。将BESS充电限制为仅来自估算弃风，构建了基于混合整数线性规划（MILP）的NPV导向离散容量搜索和调度优化模型。评估三种情景：仅向电网放电（SC1）、仅向EV充电站放电（SC2）、联合电网与EV充电（SC3），并在20年项目期内采用蒙特卡洛模拟和敏感性分析。结论：在所有基准情景中，无投资选项（即不建设BESS）是全局NPV最大化解；最佳非零BESS容量仅为0.25 MW/0.5 MWh，预期NPV均为负值（SC3最优，-321.0 k�）；市场多元化（SC3）改善了经济性但不足以盈利；EV充电溢价需高达约1200 �/MWh才能实现盈亏平衡，远高于当前市场水平。研究表明，仅依赖弃风充电的BESS投资在当前运营和市场条件下财务不可行，但联合电网与EV充电策略优于单一出口策略。论文发表在《Energies》。
**主要关键技术方法**
研究人员采用以下关键技术方法：1）基于ERA5 100米风场数据和Vestas V117制造商功率曲线，通过等渗回归校准，构建预期非弃风发电量模型，并用独立时间保留样本验证（nRMSE从21.92%降至17.83%）；2）事件条件性弃风估算，利用IPTO报告的事件小时标识，结合短差允许量（ε=1%~3%），计算可回收弃风能量；3）基于MILP的调度优化，考虑BESS充放电功率/能量限制、荷电状态（SoC）范围（20%~80%）、禁止同时充放电、IPTO事件期间禁止电网出口、共享并网点容量（50 MVA变压器）以及EV充电需求（基于高速公路交通流量和EAFO车队份额）；4）离散BESS容量搜索（能量容量0.5~40 MWh，功率0.25~10 MW），结合NPV导向的财务评估，采用股权自由现金流（FCFE）模型和蒙特卡洛块采样；5）约束松弛诊断、敏感性分析及EV溢价/需求盈亏平衡诊断。样本队列来源：希腊中部Viotia地区一个43.2 MW陆上风电场，数据来自ERA5、IPTO报告、希腊电网日前电价（ENTSO-E）和Hellastron高速公路收费站交通流量。
**研究结果**
**4.1 风能潜力与弃风特征**
通过ERA5 100米风数据时间序列分析，发现风能具有显著时间变异性，风速在0~13 m/s间波动。校准模型在保留样本上表现良好：MAE为5.196 MWh，RMSE为7.704 MWh，MBE为0.117 MWh，nRMSE为17.83%，Pearson相关系数为0.658。在基准短差允许量（ε=2%）下，2233个IPTO事件小时中有1537小时产生正向估算弃风，总估算可回收弃风能量为10.26 GWh。弃风事件呈间歇性且时间聚集，非连续发生。
**4.2 基准BESS容量与调度分配**
在三种情景下，无投资选项（Emax=0, Pmax=0）均为全局NPV最大化解。最佳非零BESS在所有情景中均为最小容量组合（0.25 MW/0.5 MWh）。SC3（联合电网+EV）的预期NPV最高（-321.0 k�），SC2（仅EV）最低（-356.3 k�）。SC3年均收入8633 �，高于SC1的7387 �和SC2的4948 �。约束松弛诊断表明，可用能量容量和EV需求是主要限制因素；放松可用能量容量使SC3交付能量从91.0 MWh增至331.3 MWh，运营收入增加约60.9 k�。EV出口容量和电网出口余量约束非限制性。
**4.3 基本财务评估与蒙特卡洛不确定性**
20年累计NPV在所有情景中持续为负，因初始权益投资和电池更换支出导致。蒙特卡洛模拟（基于两个观测年块）显示中位数NPV分别为-332.3 k�（SC1）、-356.0 k�（SC2）、-320.8 k�（SC3），P05-P95范围严格负值，正NPV概率为零。SC3财务表现略优，但所有情景均无法覆盖投资成本。
**4.4 敏感性分析**
CAPEX、SoC范围、EV需求、EV每次充电能量、更换成本、贷款利率和日历寿命对预期NPV影响最大。例如，SoC范围从20%~80%扩展至10%~90%使SC3的NPV增加19.3 k�；CAPEX降低20%使NPV提高约80 k�。弃风估算允许量、往返效率和EV出口容量影响较小。循环寿命阈值无影响，因更换由日历老化（15年）触发。尽管参数改善可减少损失，但无单一参数使NPV转正。
**4.5 EV溢价与EV需求诊断**
SC2和SC3的EV溢价盈亏平衡点分别为1207.5 �/MWh和1186.4 �/MWh，远高于基准溢价50 �/MWh。在基准溢价下，即使EV需求乘数κEV增加至100，最佳非零BESS的NPV仍为负值（SC2：-271.86 k�，SC3：-250.91 k�），表明报酬率比需求量更关键。联合策略（SC3）所需溢价略低于纯EV策略。
**讨论与结论**
研究结果回答了三个研究问题：MILP框架可优化储存弃风在电网和EV之间的分配；联合策略优于单一出口策略；敏感性分析识别了CAPEX、SoC范围等关键参数。弃风能量虽无购买成本，但因间歇性、时间聚集、调度约束（IPTO事件期间禁止电网出口、不能同时充放电）以及经济选择的小型BESS，仅少量可被货币化。EV充电作为替代收入流具有潜力，但需极高溢价才能覆盖投资成本。政策支持（如补贴、碳收入）或降低BESS成本可能改善可行性。
结论翻译：本研究评估了来自43.2 MW风电场的事件条件性弃风风能能否支持一个共址BESS，该BESS将储存的能量分配给批发电网出口、电动汽车充电或两者。工作流程包括预期发电量校准、弃风估算、MILP调度、离散BESS容量、基于FCFE的估值、蒙特卡洛不确定性、敏感性分析、约束松弛诊断和EV可行性诊断。在基准短差允许量ε=2%下，1537个IPTO事件小时产生正向估算弃风，对应约10.26 GWh的可回收弃风能量。尽管存在这一可用资源，无投资备选方案在所有基准情景中均为全局NPV最大值。最佳非零BESS为0.25 MW/0.5 MWh，预期NPV分别为-332.6 k�（仅电网）、-356.3 k�（仅EV）和-321.0 k�（联合电网+EV）。SC3改善了经济性，但不足以使投资盈利。蒙特卡洛结果在P05-P95范围内仍为负值，正NPV概率为零。因此，在观察到的弃风模式和基准市场条件下，仅从弃风风能充电的BESS未产生正经济效益。约束松弛和敏感性分析支持这一结果。估算弃风间歇且时间聚集，IPTO事件期间禁止电网出口，且BESS不能在同一小时内充放电。利用率进一步受可用能量容量、SoC范围、弃风与EV需求的时间错配以及经济选择的小型BESS容量限制。CAPEX、SoC范围、EV需求、EV每次充电能量、更换成本、贷款利率和日历寿命对预期NPV影响最强，而EV出口容量和循环寿命在基准利用率下不具有约束性。EV诊断表明，报酬率比需求可用性更具限制性。非负预期NPV需要极高的EV服务溢价，约为1208 �/MWh（SC2）和1186 �/MWh（SC3），而将EV需求增加至κ
EV=100在基准溢价下未达到盈亏平衡。仅依靠过剩风能的BESS的财务可行性取决于多种因素的微妙平衡。要成功，需要显著增加可回收过剩能量、更丰厚的EV激励、降低储能系统前期成本以及获取补充收入来源。仅提高EV充电需求或扩大充电基础设施不足以转向经济可行性。最终，除非收入流和项目基本经济性同时改善，在目前市场和运营条件下，通过专用储能系统利用废弃风能仍是一个财务上不可行的方案。
