用戶側分布式電化學儲能的經濟性分析

沈漢銘， 俞夏歡

（浙江浙能長興發電有限公司， 浙江 長興 313100）

0 引言

隨著可再生能源的不斷發展， 電力系統正在發生深刻的變革， 如何實現大規模新能源的接入、傳輸和消納成為了日益突出的問題。 新能源發電具有隨機性、 波動性， 難以進行有效調度， 且隨著負荷的日益增大， 電網的峰谷差率也逐年增大，這些都對電網安全有著顯著影響。

儲能技術的應用可以有效解決新能源的并網消納問題， 通過削峰填谷減小電網的峰谷差率，同時儲能還具有調頻、 備用、 黑啟動等多種功能。 儲能技術的應用分為集中式和分布式， 集中式儲能系統以大功率、 長時間的供電場景為對象，一般為能量型儲能系統。 集中式儲能主要為抽水蓄能、 壓縮空氣儲能等。 分布式儲能系統的功率從幾千瓦至幾兆瓦不等， 儲能容量一般小于10 MWh， 多接入中低壓配電網或用戶側。 分布式儲能以電化學儲能為主要代表， 其安裝地點靈活，與集中式儲能相比， 減少了集中儲能電站的線路損耗和投資壓力。 通過多點分布式儲能形成規模化的匯聚效應， 積極有效地面向電網應用， 參與電網調峰、 調頻和調壓等輔助服務， 將有效提高電網安全水平和運行效率， 同時也能給用戶帶來相應的經濟效益[1-4]。

1 分布式電化學儲能的效益分析

1.1 儲能的削峰填谷及發電容量效應

通過對大量分布式儲能進行集群控制， 即采用所謂的“虛擬電廠技術”可以讓分布式儲能達到大型抽水蓄能電站的效果， 從而實現對整個電力系統的削峰填谷[5-6]。

電力系統的最大裝機容量是根據最大發電負荷來定的， 而處于負荷曲線頂端的這部分尖峰負荷持續時間往往是很短的， 也就是說通過削峰填谷可以減少發電裝機容量的建設成本， 按照目前火電機組的平均單位造價約為3 800 元/kW， 這部分費用就可以節省下來。

利用儲能的削峰填谷效應， 可以有效提升整個電力系統發電機組的運行效率， 按照目前煤電600 MW 主力機組的相關參數[7]， 機組平均負荷率提升5%， 機組度電標煤耗可降低2～3 g。 因此大規模儲能在得到有效調控下的前提下， 可提高整個電力系統的能效， 具有顯著的效益。

通過削峰填谷還可以替代天然氣機組的調峰作用， 從而降低天然氣機組的利用小時數， 降低天然氣機組的壽命損耗和檢修費用， 同時減少天然氣的消耗。

1.2 提供緊急事故備用

隨著特高壓直流的大規模接入， 作為受端電網由于用直流替代了大量常規機組， 導致系統轉動慣量大幅下降， 系統調頻容量大量減少， 相同功率的缺額造成電網頻率的跌幅加大， 頻率特性惡化， 低谷時段直流饋入功率較大時頻率穩定問題更為突出。 電化學儲能具有快速啟動的特性，響應速度一般為毫秒級， 爬坡能力很強， 從空載到滿載所需的時間是秒級， 作為緊急事故備用，能夠在電力系統發生事故時第一時間介入， 有效防止電力系統頻率崩潰[8]。

1.3 提高新能源發電的滲透率

新能源發電替代傳統化石能源發電是大勢所趨， 但光伏發電、 風力發電等綠色新能源因其自身固有的隨機性和間歇性， 不可能像傳統電源一樣可以制定和實施準確的發電計劃， 這給電網的運行調度帶來巨大壓力； 同時， 可再生能源的大規模接入給電網帶來無功、 潮流分布、 調頻、 調峰、 電能質量等問題， 也會對電網穩定運行造成很大影響。 電化學儲能的應用可以彌補間歇性新能源負荷出力隨機的缺點， 有助于平衡負荷波動、減小新能源并網對電網運行的影響， 提高分布式新能源發電在整個電力系統中的滲透率[9]。

1.4 參與電力系統調頻

傳統的水電機組和火電機組均由具有旋轉慣性的機械器件組成， 將一次能源轉換成電能將經歷一系列過程， 其參與電網調頻具有一定的局限性與不足[10]： 例如， 火電機組響應時間過長， 不適合參與較短周期的調頻， 參與二次調頻的火電機組爬坡速率受限； 水電機組受地域或季節性影響較大。 而電化學儲能具有響應速度快、 控制精確、 雙向調節的優勢， 特別適合應用于較短周期負荷波動下的動態調頻。

1.5 給用戶帶來的經濟效益

1.5.1 分時電價管理

目前實行分時電價機制， 以浙江省為例， 大工業用電、 一般工商業及其他用電、 農業生產用電的六時段分時電價劃分為： 尖峰時段19：00-21：00； 高峰時段8：00-11：00， 13：00-19：00， 21：00-22：00； 低谷時段： 11：00-13：00， 22：00-次日8：00。用戶可以通過儲能裝置制定自己的用電計劃， 用電價較低時段的電量去滿足電價較高時段的用電需求， 做到低谷時充電， 高峰時放電， 從而通過電價差來降低自身的用能成本[11-13]。

1.5.2 容量電價管理

現行電價實行的是兩部制電價， 即包含了容量電費和電量電費， 例如浙江省的容量電費收取標準為30 元/kVA（按變壓器容量計）或40 元/kVA（按最大需量計）。 如果通過儲能的方式能夠將變壓器的最高負荷率控制在75%以內， 則可以減少變壓器的容量電費， 從而節省一定的費用。

1.5.3 提高電能質量

通過在用戶側安裝儲能裝置， 可以有效避免負荷波動或者短時故障引起的電壓波動、 頻率波動、 諧波和功率因數的影響， 從而保證供電的電能質量， 對于生產上對電能質量要求較高的用戶是具有重要意義的。

2 電化學儲能用戶側削峰填谷經濟性的實用判據

2.1 電化學儲能系統的構成及其成本

電化學儲能系統主要包含蓄電池本體、 BMS（蓄電池管理系統）、 PCS（雙向變流器）、 EMS（能量管理系統）等。 表1 為各類型電化學儲能成本構成[14]。

表1 各類型電化學儲能成本構成（元·Wh-1）

2.2 全生命周期儲能系統的度電成本計算

全生命周期儲能系統度電成本為：

式中： C度電為系統蓄電成本； S0為系統初始投資成本； SC為系統殘余價值； Q 為儲能全生命周期所發總電量。

一般系統殘余價值考慮蓄電池的殘值和儲能PCS 的殘值兩方面， 其計算公式為：

式中： k1為儲能PCS 的殘值率； k2為蓄電池的殘值率； SPCS為儲能雙向逆變器的初始價值； Sbattry為蓄電池的初始價值。

在滿負荷等時長的運行情況下， 全生命周期總電量的計算公式為：

式中： Pmax為儲能系統最大輸出功率； T 為每天的放電時長； D 為年運行天數； m 為儲能系統運行壽命； λ 為儲能系統容量年衰減率。

2.3 等效電價差

由于儲能系統的PCS 存在轉換效率， 蓄電池充放電時存在庫倫效率， 這就導致了放電電量總是小于充電電量， 假設充放電的轉換效率為η，那么等效電價差的計算公式為：

式中： C放電為放電時電價；C充電為充電時電價。

通過比較儲能系統全生命周期度電成本與等效電價差概念， 可以給出儲能經濟性的簡單判據， 當C等效＞C度電， 即當前等效電價差大于儲能系統度電成本時， 儲能系統具有一定的經濟性。

3 鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池應用于用戶側削峰填谷的經濟性分析

以建設一座1 MW/2 MWh 的分布式儲能電站為例， 對鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池削峰填谷差價套利進行經濟性分析比較。

3.1 鉛碳電池經濟性分析

3.1.1 邊界條件[15]

（1）鉛碳電池系統的整體效率按85%計。

（2）DOD（放電深度）按70%計。

（3）鉛碳電池的系統殘值率按照25%計。

（4）PCS 對蓄電池的壽命比取2。

（5）鉛碳電池循環壽命取2 800 次， 使用年限取8 年（“兩充兩放”模式下需重置一次電池）。

（6）鉛碳電池的年容量衰減率取2.5%。

（7）鉛碳儲能系統單位造價按1 300 元/kWh計。

（8）電價按照浙江省2017 年10 kV 大工業用電分時電價標準， 即尖峰電價1.082 4 元/kWh， 高峰電價0.900 4 元/kWh， 低谷電價0.416 4 元/kWh。

3.1.2 經濟性指標分析

“一充一放”模式下： 全壽命周期系統的度電成本為0.543 7 元/kWh； 等效電價差為0.592 4元/kWh； 儲能系統IRR（內部收益率）為1.53%。

“兩充兩放”模式下（中間置換一次電池）： 全壽命周期系統度電成本為0.481 2 元/kWh； 等效電價差為0.501 5 元/kWh； 儲能系統IRR 為1.58%。

3.1.3 商業化應用條件分析（以IRR＞8%為基準）

（1）在電池壽命及電價不變的情況下， “一充一放”系統造價需低于1 050 元/kWh， “兩充兩放”系統造價需低于1 180 元/kWh。

（2）在成本及電價不變的情況下， “一充一放”系統的循環壽命需達到5 000 次， “兩充兩放”系統的循環壽命需達到3 500 次。

（3）在成本及電池壽命不變的情況下， “一充一放”系統需要等效電價差達到0.8 元/kWh， “兩充兩放”系統需要等效電價差達到0.6 元/kWh（尖峰時段與峰值時段的平均值）。

3.2 磷酸鐵鋰電池經濟性分析

3.2.1 邊界條件[16]

（1）磷酸鐵鋰電池系統的整體效率按90%計。

（2）DOD 按90%計。

（3）逆變器對蓄電池的壽命比取2。

（4）磷酸鐵鋰電池循環壽命取2 800 次， 使用年限取8 年（“兩充兩放”模式下需重置一次電池）。

（5）磷酸鐵鋰電池的年容量衰減率取2.5%。

（6）電價按照浙江省2017 年10 kV 大工業用電分時電價。

（7）磷酸鐵鋰儲能系統的單位造價按2 000元/kWh 計。

3.2.2 經濟性指標分析

“一充一放”模式下： 全壽命周期系統的度電成本為0.811 0 元/kWh； 等效電價差為0.619 7元/kWh； 儲能系統IRR 為-6.24%。

“兩充兩放”模式下（中間置換一次電池）： 全壽命周期系統度電成本為0.757 1 元/kWh； 等效電價差為0.528 7 元/kW； 儲能系統IRR 為-17.95%。

3.2.3 商業化應用條件分析（以IRR＞8%為基準）

（1）在電池壽命及電價不變的情況下， “一充一放”系統造價需低于1 200 元/kWh， “兩充兩放”系統造價需低于1 300 元/kWh。

（2）在成本及電價不變的情況下， “一充一放”系統的循環壽命需達到7 000 次， “兩充兩放”系統的循環壽命需達到5 600 次。

（3）在成本及電池壽命不變的情況下， “一充一放” 系統需要等效電價差達到1.07 元/kWh，“兩充兩放”系統需要等效電價差達到0.86 元/kWh（尖峰時段與峰值時段的平均值）。

3.3 經濟性分析結論

（1）目前在浙江省無論是鉛碳電池儲能還是磷酸鐵鋰電池儲能， 在用戶側削峰填谷應用場景下均不具有商業化運營的條件。

（2）由于鉛碳電池存在較大的殘值， 故目前鉛碳電池比磷酸鐵鋰電池更加接近商業應用。

（3）技術層面而言， 鋰電池還有較大的提升空間， 循環壽命有望進一步提高， 造價會進一步下降； 而鉛碳電池受原材料鉛的影響， 造價下降空間有限， 且鉛碳電池循環壽命提高有限， 故從發展前景來看， 磷酸鐵鋰電池要優于鉛碳電池。

（4）隨著技術的發展及電價政策的優化， “兩充兩放”的模式會更加優于“一充一放”模式。

3.4 儲能系統補償措施建議

以總投資財務IRR 達到8%為基準， 給出2種充放電模式在目前條件下的初裝補貼（一次性）、容量補貼及度電補貼建議， 見表2、 表3。

表2 “一充一放”模式下電化學儲能補償建議

表3 “兩充兩放”模式下電化學儲能補償建議

4 結語

目前要實現分布式電化學儲能的商業化運行， 一方面要降低儲能的成本， 提高儲能的循環壽命， 另一方面要制定合理的電價機制。 此外如果能將大量的分布式儲能進行統一的調控， 將給整個電力系統帶來諸多的潛在效益， 對于這部分價值需要探索合理的商業模式， 分布式儲能的收益應該是多方面的， 而不是單一地局限于峰谷差價套利的盈利模式。