中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：文/保偉中 王一依 唐志軍 陳思哲，江蘇龍?jiān)?龍?jiān)?北京)風(fēng)電工程設(shè)計(jì)咨詢(xún)公司 南京南瑞繼保，
電力處于現(xiàn)代能源的核心位置，在實(shí)現(xiàn)“碳中和”目標(biāo)的電力清潔化趨勢(shì)下，由發(fā)電側(cè)－電網(wǎng)側(cè)－用電側(cè)組成的“源－網(wǎng)－荷”結(jié)構(gòu)逐步轉(zhuǎn)變成“源－網(wǎng)－荷－儲(chǔ)”的結(jié)構(gòu)，儲(chǔ)能將貫穿整個(gè)電力系統(tǒng)。儲(chǔ)能是指通過(guò)介質(zhì)或者設(shè)備將能量?jī)?chǔ)存起來(lái)，在需要的時(shí)候再釋放出來(lái)的過(guò)程。它是電力系統(tǒng)中關(guān)鍵的一環(huán)，且可以應(yīng)用在發(fā)電、輸電、配電、用電的任何一個(gè)環(huán)節(jié)和場(chǎng)景。
儲(chǔ)能主要是指電能的儲(chǔ)存，可分為機(jī)械儲(chǔ)能、電化學(xué)儲(chǔ)能、化學(xué)儲(chǔ)能、熱儲(chǔ)能及電磁儲(chǔ)能等，其中機(jī)械儲(chǔ)能是最成熟，成本最低的儲(chǔ)能方式，常見(jiàn)的有抽水蓄能電站、飛輪儲(chǔ)能、壓縮空氣儲(chǔ)能等。
然而，長(zhǎng)期以來(lái)，儲(chǔ)能居高不下的建設(shè)成本以及國(guó)家扶持政策的不明朗極大地影響了儲(chǔ)能電站的建設(shè)力度。2022年6月，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》，成為繼《關(guān)于促進(jìn)新時(shí)代新能源高質(zhì)量發(fā)展實(shí)施方案》、《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》之后，2022年國(guó)家層面出臺(tái)的第三份明確提及儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)應(yīng)用的政策文件。顯然，加快推動(dòng)獨(dú)立儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)配合電網(wǎng)調(diào)峰，加快推動(dòng)獨(dú)立儲(chǔ)能參與中長(zhǎng)期市場(chǎng)和現(xiàn)貨市場(chǎng)，充分發(fā)揮獨(dú)立儲(chǔ)能技術(shù)優(yōu)勢(shì)提供輔助服務(wù)，已經(jīng)成為儲(chǔ)能電站建設(shè)的催化劑。然而儲(chǔ)能電站如何實(shí)現(xiàn)盈利，將采用何種運(yùn)行策略依然有待進(jìn)一步分析梳理。
本文立足國(guó)家相關(guān)儲(chǔ)能政策，介紹儲(chǔ)能系統(tǒng)主流的峰谷套利、需量控制、提供調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)等集中盈利模式，針對(duì)某個(gè)儲(chǔ)能電站項(xiàng)目的實(shí)際運(yùn)營(yíng)情況開(kāi)展盈利模式測(cè)算分析，并對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)的商業(yè)化運(yùn)行前景進(jìn)行分析和展望。
1儲(chǔ)能電站盈利模式
儲(chǔ)能系統(tǒng)主流盈利模式包括峰谷套利、需量控制、調(diào)峰調(diào)頻增值服務(wù)等。
1.1峰谷套利
所謂峰谷套利，即利用儲(chǔ)能的能量存儲(chǔ)功能，將谷時(shí)的電能存儲(chǔ)起來(lái)并在峰時(shí)釋放出來(lái)，通過(guò)峰谷電價(jià)差獲取收益。為提高收益，有時(shí)也會(huì)考慮平時(shí)段充電峰時(shí)段放電，獲得峰平價(jià)差收益。利用峰谷價(jià)差套利是目前用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能最主要的盈利方式。2021年，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，要求系統(tǒng)峰谷差率超過(guò)40%的地方，峰谷電價(jià)價(jià)差原則上不低于4∶1，其他地方原則上不低于3∶1，尖峰電價(jià)在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。峰谷價(jià)差的拉大，為用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能蓄熱行業(yè)大規(guī)模發(fā)展奠定了基礎(chǔ)。表1為2021年江蘇省峰谷電價(jià)價(jià)差一覽表。
研究表明，峰谷價(jià)差達(dá)到0.7元/kWh時(shí)，儲(chǔ)能的收益率達(dá)到9.82%。儲(chǔ)能系統(tǒng)參與一個(gè)完整充放電循環(huán)的峰谷套利收益如下:
1.2需量費(fèi)用
兩部制電價(jià)下，電費(fèi)主要由基本電費(fèi)和電量電費(fèi)組成，其中需量電費(fèi)屬于基本電費(fèi)的方式之一。儲(chǔ)能系統(tǒng)因其在功率調(diào)節(jié)方面的靈活性，在需量控制方面有著天然的優(yōu)勢(shì)。需量控制的收益根據(jù)需量電費(fèi)的計(jì)算方式不同主要分為以下兩種:
(1)需量申報(bào)方式
需量申報(bào)方式即用戶(hù)每個(gè)月預(yù)先申報(bào)下個(gè)月的最大需量，然后再根據(jù)下個(gè)月的實(shí)際需量進(jìn)行收費(fèi)。
1.3輔助服務(wù)
為應(yīng)對(duì)新能源出力波動(dòng)、風(fēng)光等弱慣量系統(tǒng)對(duì)電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行造成的影響，我國(guó)2021年底印發(fā)《電力輔助服務(wù)管理辦法》，提出了爬坡、快速頻率響應(yīng)、轉(zhuǎn)動(dòng)慣量等新型輔助服務(wù)，在國(guó)外成熟電力市場(chǎng)中，隨著新能源占比逐步提高，新型輔助服務(wù)交易品種也逐步被納入電力市場(chǎng)體系，以體現(xiàn)系統(tǒng)靈活性資源的調(diào)節(jié)價(jià)值。本文僅考慮傳統(tǒng)的調(diào)峰和調(diào)頻兩種服務(wù)輔助在儲(chǔ)能電站中的應(yīng)用模式。
1)調(diào)峰服務(wù)。儲(chǔ)能電站的調(diào)峰服務(wù)收入即為其響應(yīng)電網(wǎng)指令，在尖峰負(fù)荷時(shí)放電使用，在電力富余時(shí)充電使用。調(diào)峰服務(wù)的直接收益除峰谷價(jià)差外，還包括輔助服務(wù)補(bǔ)償?shù)取?
2)調(diào)頻服務(wù)。儲(chǔ)能電站的調(diào)頻服務(wù)收入主要來(lái)自電網(wǎng)對(duì)其參與調(diào)頻量進(jìn)行的補(bǔ)償費(fèi)用，目前國(guó)內(nèi)的調(diào)頻示范案例均為依據(jù)調(diào)節(jié)里程補(bǔ)償。其補(bǔ)償計(jì)算方法如下所示:
2儲(chǔ)能電站全壽命周期年均成本模型
2.1電池循環(huán)壽命
儲(chǔ)能電站內(nèi)電池的壽命循環(huán)次數(shù)受溫度、放電功率、充放電狀態(tài)轉(zhuǎn)換及放電深度(DepthOfDischarge，DOD)等因素的影響。電池的放電深度與循環(huán)次數(shù)的關(guān)系可視為在倍率不變的條件下降低放電深度能夠延長(zhǎng)電池壽命，同樣的壽命周期可以輸出更多的能量，對(duì)壽命循環(huán)次數(shù)的影響較大。本文以某型號(hào)的鉛酸電池參數(shù)為依據(jù)，計(jì)算電池的循環(huán)壽命次數(shù)。該電池在不同放電深度階段對(duì)應(yīng)的壽命循環(huán)次數(shù)如表2所示。
電池下降至容量的80%時(shí)的循環(huán)次數(shù)和電池運(yùn)行過(guò)程中每日循環(huán)次數(shù)直接決定了電池儲(chǔ)能的循環(huán)壽命年限，以放電深度和日循環(huán)次數(shù)為變量的電池壽命可表示為：
m=N/365n (5)
式中，m為電池可用年限;N為壽命循環(huán)次數(shù)。
2.2全壽命周期年均成本
儲(chǔ)能系統(tǒng)全壽命周期年均成本由電池成本、變換器成本、設(shè)備維護(hù)成本和回收價(jià)值構(gòu)成，可表示為:
3用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能電站算例分析
某工業(yè)園區(qū)計(jì)劃安裝儲(chǔ)能系統(tǒng)，通過(guò)峰谷套利和需量控制等方式降低園區(qū)能源支出，提高經(jīng)濟(jì)效益。
3.1能源數(shù)據(jù)
該園區(qū)分為A、B兩個(gè)分區(qū)，分區(qū)A、B的典型日負(fù)荷曲線如下圖所示。
由上圖可知，園區(qū)A整體負(fù)荷較大，但相對(duì)平穩(wěn);園區(qū)B負(fù)荷較小，但呈現(xiàn)明顯的“峰高谷低”特征。另外，該園區(qū)為35kV電壓接入，采用兩部制電價(jià)(需量計(jì)費(fèi))，具體如表3所示。
由表1可知，該地區(qū)非夏季峰谷價(jià)差為0.724元/kWh，夏季峰谷價(jià)差為0.849元/kWh。從全年來(lái)看，當(dāng)?shù)胤骞葍r(jià)差屬于較高水平，安裝儲(chǔ)能系統(tǒng)具有較高收益。
3.2儲(chǔ)能配置及運(yùn)行模式
綜合考慮兩個(gè)分區(qū)的負(fù)荷情況、場(chǎng)地因素、并網(wǎng)接入難度等因素，分區(qū)A配置500kW/2MWh的磷酸鐵鋰儲(chǔ)能系統(tǒng)1套，分區(qū)B配置500kW/1.75MWh的磷酸鐵鋰儲(chǔ)能系統(tǒng)2套。該項(xiàng)目設(shè)計(jì)運(yùn)營(yíng)年限為15年，項(xiàng)目中期需更新電芯一次，項(xiàng)目所采用鋰電池儲(chǔ)能系統(tǒng)的循環(huán)壽命為5000次(容量80%以上)。
項(xiàng)目運(yùn)行模式主要考慮以下兩個(gè)方面:
1)儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行不能增加園區(qū)的用電需量。
2)在滿(mǎn)足不增加需量的前提下，系統(tǒng)應(yīng)充分利用每天的峰時(shí)段進(jìn)行放電。
本項(xiàng)目夏季采用“三充三放”模式，非夏季采用“兩充兩放”模式，系統(tǒng)的運(yùn)行模式如表4所示。
3.3運(yùn)營(yíng)結(jié)果分析
本項(xiàng)目初期投入約為900萬(wàn)，第八年更換電芯費(fèi)用約為250萬(wàn)元，以?xún)?chǔ)能電站投運(yùn)第一年為例，在不同放電深度的情況下，其收益情況如表5所示。
由上表可見(jiàn)，依據(jù)鋰離子電池循環(huán)壽命隨放電深度增加呈指數(shù)下降的趨勢(shì)，當(dāng)儲(chǔ)能系統(tǒng)放電深度較大時(shí)，如表中放電深度為70%、80%的情況，循環(huán)壽命降低過(guò)快，將出現(xiàn)電池更換成本，從而增大年均成本，經(jīng)濟(jì)性較差。合理控制放電深度將有效控制儲(chǔ)能系統(tǒng)成本，創(chuàng)造出盈利機(jī)會(huì)，從表中數(shù)據(jù)看，放電深度越小，如50%、60%時(shí)，越能夠獲得盈利。
按儲(chǔ)能電站15年的設(shè)計(jì)壽命與取50%的放電深度進(jìn)行測(cè)算，以現(xiàn)有電價(jià)政策保持不變的情況下，則該儲(chǔ)能電站在其規(guī)定的使用年限內(nèi)的靜態(tài)收益情況見(jiàn)表6。
根據(jù)系統(tǒng)的收益數(shù)據(jù)，可得系統(tǒng)的項(xiàng)目稅前內(nèi)部收益率為9.79%，稅前靜態(tài)回收期約為8.79年。由此可知，本儲(chǔ)能電站項(xiàng)目具有較好的經(jīng)濟(jì)性。
