分布式儲能在配網中的應用及其經濟性評估

趙玉婷，呂當振，萬代，趙永生

(1.湖南信息職業技術學院，湖南 長沙 410200；2.國網湖南省電力有限公司電力科學研究院，湖南 長沙 410007)

0 引言

隨著經濟發展和居民生活水平的提高，特別是空調負荷的急劇增長，湖南長沙電網負荷峰谷差逐年增大，特別是在夏季和冬季用電高峰時出現電力供應短缺狀況。據統計，2021年長沙市全年日負荷最大峰谷差達到了4 283 MW，當日最大負荷為8 497 MW，峰谷差率(峰谷差/峰值)達到了50.4%，峰谷差率加大會造成發電機組啟停次數增多、機組頻繁調峰且調峰深度加大，對機組和電網安全經濟運行及可靠穩定供電構成顯著威脅。在迎峰度夏和迎峰度冬時，由于用電負荷的持續攀升，造成配電臺區配電變壓器重載或過載。據統計，2021年長沙市重載臺區達1 974臺次，過載達212臺次，對配電變壓器的安全運行及用戶持續可靠供電構成嚴重威脅。

電化學儲能具有技術成熟、功率與能量可靈活配置、充放電響應迅速等特點[1]，作為電網的“穩壓器”，越來越廣泛地用于電網調峰調壓中[2]。在峰谷差率較大的電網中，負荷低谷時充電，在負荷高峰時放電，可有效地減小負荷的峰谷差，起到提升電能質量、調節電力供需平衡、削峰填谷的作用[3]。電化學儲能主要分為電源側儲能電站、電網側儲能電站和配網分布式儲能電站三種類型[4]。其中配網分布式儲能電站可分為固定式儲能電站和移動式儲能電站[5-7]。

固定式儲能電站分為用戶分布式儲能電站和臺區分布式儲能電站。用戶分布式儲能側重于利用分時電價獲取收益，在電網負荷低谷時段(電價低)充電，在電網負荷尖峰時段(電價高)放電，從而獲取經濟利益。同時還有助于減小電網負荷的峰谷差值，起到電網削峰填谷的作用[8]。臺區儲能電站通常安裝在臺區配電變壓器處，由電網供電企業投資建設為主，主要用于解決臺區重(過)載、低(過)電壓、新能源就地消納、三相不平衡及電力保供等問題[9-11]，提升配電變壓器運行安全性和經濟性[12]，以及供電的電能質量水平。

移動式儲能電站有專用的移動儲能電站(車)和利用電動汽車電池作為儲能電池的移動儲能電站，移動式儲能電站主要作為應急電源或保障電源使用，替代以往的柴油應急電源車。

目前研制出了各種類型的配網分布式儲能裝置，并得到了試點應用，如國網湖南省電力有限公司電力科學研究院(以下簡稱“湖南電科院”)研發的配網智能儲能裝置，在湖南岳陽君山區錢糧湖小龍蝦生產基地試點應用，解決了配電臺區短時重過載和末端電力用戶低電壓問題；福建泉州南安翔云鎮4個50 kW/63(kW·h)臺區共享儲能系統的投運，實現了臺區分布式光伏100%就地消納、電壓質量100%合格、臺區彈性增容14.3%，供電可靠性提升11.4%；國網青海省電力公司電力科學研究院研制的配電臺區儲能裝置在青海省海南州共和縣試點應用，該儲能裝置可單相充放電，實現實時的逐相調節電壓，能有效解決配電變壓器三相不平衡的問題；國網湖南省電力有限公司(以下簡稱“湖南省電力公司”)研發的100 kW/270(kW·h)臺區儲充一體化裝置在長沙豐泉古井社區投運，解決了老舊小區供電設施建設不足、配電變壓器增容困難、小區電動汽車充電樁需求無法滿足的問題；湖南省電力公司研發的150 kW移動儲能電源車已應用于配網檢修作業中，在電網設備檢修時，保證了電力用戶的持續供電；湖南電科院研發的移動式V2N保供電裝置，以電動汽車作為儲能介質，集成電力物聯網、邊緣計算及電力電子技術，大幅降低了移動儲能系統的應用成本，該裝置在2022年春節保電、長沙市中高考保電等重要工作中成功示范應用，取得了良好效果。

隨著配網分布式儲能電站技術不斷成熟，應用場景不斷擴大，已經取得了良好社會效益，但目前缺乏對其全生命周期投資收益的全面深入研究，經濟上尚未得到廣泛認可，阻礙了配網分布式儲能的大規模推廣使用，因此對配網分布式儲能進行經濟性評估具有現實意義。

1 配網分布式儲能電站應用場景及價格體系分析

配網分布式儲能電站與電網側儲能電站同樣具有削峰填谷、調峰調頻的作用，此外配網分布式儲能在提升用戶電能質量方面具有獨特作用。

1.1 應用場景分析

1)參與電力輔助服務市場交易，保障電網安全、穩定、經濟運行

根據《湖南省電力輔助服務市場交易規則》(湘監能市場[2020]81號)文，儲能電站可以參與深度調峰交易和緊急短時調峰交易等交易品種，獲取相應服務費用，保障電網安全、穩定、優質、經濟運行。

根據《2021年湖南省度夏電力需求響應實施辦法》(湘發改運行[2021]405號)，電力用戶按照約定，在電力系統供電負荷高峰時段自愿削減、暫停用電需求或者將高峰時段用電需求轉移到全社會用電需求低谷時段，并獲得相應補償。

2)提升配電變壓器容量，避免壓減用戶電力負荷

在配電臺區負荷高峰時，配電變壓器容量不滿足負荷需求，為保障配電變壓器的安全運行，必須限制電力用戶負荷。臺區分布式儲能電站可以在負荷較低時進行充電，在負荷高峰時放電，在一定程度上避免了配電變壓器在負荷高峰時過載運行，保證了配電變壓器的安全運行和電力用戶持續可靠供電，同時也增加了供電量。

3)作為應急電源，避免用戶短時停電

在電網事故或短時檢修時，可以利用固定式臺區儲能電站或移動式儲能電源車提供臨時電源，保障電力用戶持續供電。

4)在臺區電壓質量不滿足要求時，提升用戶電壓質量

對于負荷變化較大的用戶，配電臺區難以保障用戶電壓持續在標準允許范圍內，通常表現為在負荷低時過電壓，負荷高時低電壓。臺區分布式儲能電站可以通過對充放電的控制，實現臺區電壓的穩定控制，確保臺區電壓在標準允許范圍內，改善電力用戶的電壓質量。

5)在臺區三相負荷不平衡時，調節配電變壓器三相負荷

配電臺區三相負荷不平衡，會出現配電變壓器某相過載、其他相輕載的現象，造成配電變壓器無法按照額定容量運行，增加變壓器損耗，甚至損壞變壓器或影響變壓器使用壽命。臺區分布式儲能電站可以通過對充放電電流大小的分相控制，實現臺區三相負荷不平衡的調節，使配電變壓器三相負荷均勻運行。

6)在臺區接入較大容量分布式光伏(風電)等新能源時，實現臺區新能源就地消納

臺區分布式儲能電站可在配電變壓器倒送功率達到設定值時進行充電，從而控制配電變壓器倒送功率在允許范圍內，在一定程度上保證臺區新能源不棄或少棄。

1.2 應用價格體系分析

1.2.1 削峰填谷

目前，儲能削峰填谷的經濟價值主要體現在利用峰谷電價差套利。業內普遍認為儲能系統利用峰谷差套利的門檻是峰谷電價差達到(0.7元/kW·h)。湖南省發展和改革委員會發布《關于進一步完善我省分時電價政策及有關事項的通知》(湘發改價調規〔2021〕848號)文[13]，指出為充分發揮價格杠桿作用，合理引導用戶削峰填谷，促進構建新型電力系統，拉大峰谷價差，高峰、平段、低谷電價比調整為1.6∶1∶0.4。目前湖南省峰谷電價比達到4∶1，儲能已具備利用峰谷電價差進行套利的可行性。

1.2.2 參與電力輔助服務市場

1)系統調峰

隨著風電、光伏滲透率逐漸增大，風電、光伏在為電網輸送大量清潔電能的同時，給電網運行也帶來了諸多挑戰，其中調峰問題尤為突出。國家也越來越重視利用大型電池儲能進行系統調峰的應用，為保障儲能技術的推廣也制定了相應的政策，在經濟上進行一定的補償。2017年12月25日，國家能源局南方監管局下發《關于印發南方區域“兩個細則”(2017版)的通知》，文件中對于容量在2 MW/0.5 h及以上提供調峰服務的儲能電站，對充電電量進行500元/(MW·h)的補償。2018年1月南方監管局發布《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)》(以下簡稱“細則”)，將電化學儲能電站納入管理。《細則》適用于南方區域地市級及以上電力調度機構直接調度的并與電力調度機構簽訂容量為2 MW/0.5 h及以上的儲能電站。儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，具體補償標準為0.05萬元/(MW·h)。當前從湖南省輔助服務市場來看，儲能可以參與深度調峰交易，在系統負備用不足或者可再生能源消納困難的情況下，以其自身提供的充電服務為交易標的，提高系統負備用水平或者可再生能源消耗能力。

2)系統調頻

在電力系統運行過程中，自動發電控制(automatic generation control，AGC)主要通過實時調節電網中調頻電源的有功出力，實現對電網頻率及聯絡線功率的控制。儲能系統能夠快速、精確地控制功率輸出，非常符合電網調頻的需求。2006年國家電力監管委員會發布《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》以來，中國輔助服務補償機制已經基本建立，特別是AGC調頻市場化已經取得了顯著的成效。對于調頻價格標準不同地區存在差異，例如山西省2017年10月底印發的《山西電力調頻輔助服務市場運營細則》中規定調頻服務的申報價格為12～20元/MW。但到年底，報價范圍調整為5～10元/MW，目前山西省已經開始使用調整后的標準。南方(以廣東省起步)調頻輔助服務市場于2017年12月18日開始模擬運行，其主要目的是測試交易規則和交易系統，模擬運行的范圍為廣東電網直調發電機組。2018年1—2月，調頻市場模擬運行期間，每日市場產生的調頻總收益約為200萬元，平均成交價格為34.79元/MW。

3)無功調節

發電機或電網中的其他無功電源向系統注入或吸收無功功率，以維持電網中的節點電壓在允許范圍內，以及在電力系統故障后提供足夠的無功支持以防止系統電壓崩潰。在缺乏市場化運營經驗的初級電力市場中，對無功服務采用補償電價不但簡單易行，合理的經濟補償還有利于提高發電廠參與無功/電壓調整的積極性。湖南省輔助服務市場中有關無功補償的政策還沒有明確的定價方式，根據歷史數據來看，2017年第四季度在無功補償上的支出僅為62萬元，占整個輔助服務補償的0.99%。因此，確定儲能電站無功調節的合理補償定價方式，對于大規模儲能電站的經濟運行和可持續發展具有一定的意義。

4)備用容量

電力系統中絕大部分的備用容量是由發電機組提供的，但在市場環境下，提供電能和提供備用二者存在利益沖突。系統的備用容量是保證系統可靠運行的前提，如何處理好備用容量和電能供應是電力行業所關注的問題。在市場環境下，備用容量以輔助服務的形式開展交易，為儲能參與市場多元化盈利提供了途徑。

5)黑啟動服務

系統黑啟動過程的費用根據實際黑啟動過程的產生額計算，包括燃料費用和實際黑啟動操作的勞力成本及設備損害費用等。所有黑啟動的費用要體現在電價中，根據用戶用電量的多少、分時段的黑啟動電價來計算。在事故情況下希望優先恢復負荷的用戶，可事先簽訂黑啟動服務合同，在系統運行條件允許的情況下，按所付費用享受不同的恢復優先權。

2 配電網分布式儲能電站定址選容原則

配網分布式儲能電站定址選容主要從經濟性適宜、電能質量提升和盡量不發生容量浪費的原則確定。

1)選擇峰谷電價差較大的臺區或用戶

“雙碳”目標下新能源發展迅速，其時空差異性加大了配電網負荷峰谷差。而儲能系統的能量時空平移特性可對負荷曲線進行削峰填谷，可有效優化配電網潮流分布、減小網損、緩解功率堵塞以及減緩輸配電設施升級。具有較大峰谷電價差的臺區或電力用戶配置分布式儲能，與現有調峰手段相結合，可以提升儲能電站的經濟性。

儲能電站容量應盡量不大于負荷曲線峰谷用電量，以避免儲能電站容量浪費。原則上儲能電站功率不大于配電變壓器額定容量的20%。

2)選擇電能質量較差的臺區或用戶

配電變壓器可能重載或過載且負荷變化較大、三相負荷不平衡度較大的臺區或電力用戶，在運行過程中極有可能進入不正常運行狀態，降低了配電網電能質量。合理配置分布式儲能有助于緩解負荷波動帶來的影響，提升配電網電能質量。

3)選擇有新能源消納困難的臺區或用戶

高滲透率分布式發電接入配電網時，多余的電能往往不能被及時消納，同時對于并網點附近輕載的配電變壓器可能出現功率倒送超過允許值的現象，一方面損害變壓器和電力設備，另一方面，可能導致輸電線路繼電保護裝置失效，降低了配電網安全性。合理配置分布式電源可以實現能量的時空轉移，提升配電網運行安全性。

4)選擇供電可靠性要求較高的重要臺區或用戶

對于具有一級負荷及要求較高電能質量的生產企業臺區或電力用戶，合理配置分布式儲能，對提高供電可靠性和電能質量具有重要意義。

5)考慮分布式儲能耦合性的需求

分布式儲能具有分散性、容量小等特點，難以被電網集中調度，在大規模應用時，應進一步考慮分布式儲能之間的聚合管理及協調控制模式，提高分布式儲能的耦合性。

3 儲能電站經濟性評估模型

儲能電站經濟評估包含成本評估和收益評估兩方面[14-16]，在此基礎上再進行投資回報率分析[17]。

3.1 儲能電站全壽命成本評估

3.1.1 建設階段成本

建設階段主要包括項目立項、項目設計、設備購置、土地購置、項目施工等，將此階段的成本統稱為一次性投入成本。為簡化計算，將一次性投入成本看作全部產生在項目的起點，屬于資金時間價值中的現值。

對于配網分布式儲能電站，由于電站規模較小，設計施工簡單，且建設用地一般為自有用地，一次性投入成本主要由儲能設備購置價格決定。儲能設備價格由儲能設備的功率部分和容量部分組成。功率部分通常與能量轉換系統相關，容量部分則體現了儲能元件本體的價值。目前分布式儲能裝置根據其容量及采用電池類型不同，建設成本為1.5～2.5元/(W·h)。

3.1.2 運行階段成本

運行階段成本是為保障儲能電站在整個壽命期內的正常運行而投入的成本，由固定部分的運維成本和可變部分的年充電成本組成。

1)年運維成本

運維成本每年等額產生，屬于資金時間價值中的年金。年運維費用按額定容量下年充放電循環次數M=365次核算，每年固定不變，運維成本取0.05元/(kW·h)。

設Cw，n為年運維成本、n為年度、Q為電池容量、M為年充放電循環次數。

2)年充電成本

設年充電量為Qc，n、充電電價為Pc、年充電成本為Cc，n、年運行成本為Cy，n、年運維成本為Cw，n、電池放電深度p、電池容量年衰減系數為δ。

為保障電池運行安全可靠，降低電池衰減速度，運行中電池不滿充滿放，儲能電站荷電狀態(state of charge，SOC)設為10%～90%。即當SOC=10%時，儲能電站停止放電；當SOC=90%時，儲能電站停止充電，因此取放電深度p=90%-10%=80%。

3.1.3 退役階段成本

退役階段主要包括儲能電站壽命到期后的拆遷、清理、銷毀和回收等活動。退役階段成本主要包括報廢處理成本和回收殘值，發生在項目的終點，屬于資金時間價值中的終值。報廢處理成本指儲能系統各部分元件壽命耗盡時對其進行無害化處理投入的資金。對于配網儲能電站，由于規模較小，儲能裝置由回收企業回收，一般不考慮報廢處理成本。儲能電站回收殘值由回收企業根據儲能電池剩余容量及當時市場行情進行評估的殘余價值決定，通常按照設備原值回收殘值率3%～5%確定。

3.1.4 全壽命周期成本

儲能電站全壽命周期主要取決于儲能電池剩余容量，剩余容量主要由電池充放電循環次數決定。儲能電站是否退役，由儲能電站所有者綜合考慮電池衰減后的充放電效益下降與更換儲能設備的投資的經濟性決定。目前儲能電站招標一般要求儲能電池容量衰減到80%時充放電循環次數達4 000次以上，運行年限在11年以上。

設儲能電站全壽命周期成本為Ctotal，建設成本為Cinv，回收殘值為Cres。

3.2 儲能電站全壽命收入評估

3.2.1 放電收入

設年放電量為Qf，n、放電電價為Pf、充放電效率為η、年放電收入為Sf，n。則有:

式中，一般η=90%。

3.2.2 參與電力輔助市場服務收入

儲能電站可參與調峰、調頻、無功調節、備用容量及黑啟動等電力輔助服務市場。由于電力輔助服務市場正處于發展建設階段，其制度、技術標準及價格體系尚不完備，目前僅能參與華中電力調峰輔助服務或湖南電力調峰輔助服務市場交易。現以參與湖南電力調峰輔助服務市場交易為例開展評估分析。

設儲能電站全年參與電力調峰服務為K天、每天參與m次調峰，每次調峰電量占充電電量比例為W、參與調峰度電結算電價為Ptf、收益為Stf，n。則有:

按照2021年湖南儲能電站參與電力市場輔助服務運營情況統計，m=300、W=40%、Ptf=0.19元/(kW·h)。

3.2.3 全壽命周期收入

設儲能電站全壽命周期收入為Stotal。

3.3 儲能電站全壽命經濟性評估

儲能電站全壽命周期經濟性評估用投資年平均收益率進行評估，設年平均收益率為Yavg。則有:

4 儲能電站經濟性評估案例

長沙某商業廣場配電變壓器容量300 kV·A，按20%配置儲能裝置，儲能裝置選擇為60 kV·A/120 kW·h。招標要求儲能電池容量衰減到80%時完全充放電循環次數達4 000次以上，運行年限在11年以上。則:(1-δ)n-1=0.8，其中n=11。

求得滿充滿放時電池年衰減系數δ=0.022。

實際上放電深度p=80%，所以δ=0.022×80%=0.019 8

該商業廣場執行分時電價見表1。根據分時電價表，儲能電站可采用每天一次充放電和每天兩次充放電運行。

表1 長沙某商業廣場分時電價 元/(kW·h)

4.1 采用每天一次充放電循環運行時經濟性評估

在低谷時段(23∶00—次日07∶00)進行充電，在尖峰時段(18∶00—22∶00)進行放電。

4.1.1 儲能電站成本核算

1)投資成本

儲能裝置按2元/(kW·h)計算，該儲能電站投資成本Cinv為24萬元。

2)運維成本

將Q=120、M=365天，代入式(1)，則有:

運維成本Cw，n=2 190元/年，

3)充電成本

將Pc=0.37、Q=120、M=365天、p=80%、δ=0.019 8代入式(3)，則有:

每年充電成本Cc，n=12 964.8×0.980 2n-1，

4)退役成本

按照設備原值回收殘值率5%確定，則:

Cres=240 000×5%=12 000元。

5)全壽命周期成本

將n=11代入式(5)，得全壽命周期成本Ctotal=381 390元。

4.1.2 儲能電站收入核算

1)放電收入

將Pf=1.34、η=90%代入式(7)，則有:

年放電收入Sf，n=42 258.24×0.980 2n-1，

2)參與電力輔助市場收入

按照2021年湖南儲能電站參與電力輔助服務市場運營情況統計，k=300、W=40%、Ptf=0.19元/(kW·h)，m=1代入式(8)，得:

Stf，n=2 736元/年。

3)全壽命周期總收入

將n=11代入式(9)，Statal=451 546元。

4.1.3 儲能電站投資年平均收益率

根據式(10)，參與輔助電力市場年平均收益率Yavg=2.66%，不參與輔助電力市場年平均收益率Yavg=1.52%

4.2 采用每天兩次充放電循環運行經濟性評估

采用在低谷時段1(23∶00—次日7∶00)進行充電，在尖峰時段1(11∶00—14∶00)進行放電；在低谷時段2(14∶00—18∶00)再進行充電，在尖峰時段2(18∶00—22∶00)再進行放電。

4.2.1 儲能電站成本核算

投資成本、運維成本和退役成本不變。由于儲能電池衰減系數主要取決于電池充放電循環次數，對于每天兩次充放電循環來說，半年電池衰減程度相當于每天充放電循環一年的電池衰減程度，因此取n=11×2=22。每半年充電次數M=365/2=182.5次。

每半年充電成本Cc，n=6 482.4×0.980 2n-1+12 789.6×0.980 2n-1。

4.2.2 儲能電站收入核算

每半年放電收入Sf，n=17 187.1×0.980 2n-1+21 129.1×0.980 2n-1，

4.2.3 儲能電站投資年平均收益率

參與輔助電力市場年平均收益率Yavg=5.7%，

不參與輔助電力市場年平均收益率Yavg=3.42%。

5 結語

1)投資配網分布式儲能電站可以實現盈利，但年收益率不高，單純從經濟性考慮，目前投資配網分布式儲能電站吸引力不大。

2)對于電能質量需要改善的配網臺區及對電能質量要求較高且峰谷價差較大的電力用戶，建設分布式儲能電站在經濟上可以實現微利，同時可以直接提升配電臺區電能質量水平，間接減少新建或改造輸變電設施和改善電能質量的投資成本，具有較高的綜合效益，建議大力推廣使用分布式儲能電站。

3)為提升配網分布式儲能電站的經濟效益，建議:

①選擇全壽命周期內價格便宜、安全性高的儲能電池，如磷酸鐵鋰電池、鉛炭電池、鈉離子電池或液流電池等，減少儲能電站初始投資成本或全壽命周期成本；

②在儲能電站運行階段，應根據分時電價進行經濟性評估，決定采用每天一次或兩次充放電循環。通常情況下采用每天兩次充放電循環經濟效益會有所提升，但是儲能電池衰減會增快，導致儲能電站壽命縮短，因此應在儲能電站經濟性和壽命周期進行充分評估，權衡利弊，決定儲能電站的運行方式；

③參與電力輔助服務市場交易對提升儲能電站經濟效益有較大的幫助，應積極參與，獲取相應的溢價收益。

4)為促進配網分布式儲能電站的良性發展，建議將湖南省分時電價政策擴展至居民用戶，促進居民儲能的發展以及家用電動汽車參與電網削峰填谷與電力需求側響應。進一步完善電力輔助服務市場交易規則，促進儲能電站全面參與各項電力輔助服務市場交易，在提升電力系統安全、穩定、經濟運行水平的同時，進一步提升儲能電站的經濟效益。

5)在迎峰度夏和迎峰度冬等電力缺口較大的時間段，通過建設車網互動(Vehide to grid，V2G)充放電樁，制定包括特殊時段提高放電電價等引導性政策，鼓勵及組織電動車進行放電，彌補迎峰度夏和迎峰度冬等特殊時段的電力缺口。出臺長期價格政策，對V2G參與綠電交易、電網輔助服務、需求側響應給予支持，促進車網互動的健康發展。