中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：
摘 要 儲(chǔ)能技術(shù)可被用作緩解大規(guī)模可再生能源并網(wǎng)壓力的有效手段，可解決風(fēng)能、太陽(yáng)能等可再生能源發(fā)電不連續(xù)、不可控的難題。本文基于北盤(pán)江流域光伏電站的相關(guān)特點(diǎn)，研究了北盤(pán)江流域不同儲(chǔ)能模式的優(yōu)化配置，利用電化學(xué)儲(chǔ)能與氫儲(chǔ)能相結(jié)合的混合儲(chǔ)能優(yōu)化北盤(pán)江流域光伏運(yùn)行，并以儲(chǔ)能系統(tǒng)凈現(xiàn)值成本最小為目標(biāo)函數(shù)，以儲(chǔ)能系統(tǒng)容量及充放電最大功率為約束，對(duì)不同類型儲(chǔ)能裝置的經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行分析，并進(jìn)行優(yōu)化配置，基于HOMER Pro軟件運(yùn)行分析得出最優(yōu)儲(chǔ)能容量配置后，根據(jù)貴州省現(xiàn)行的價(jià)格標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)其經(jīng)濟(jì)性分為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)及融資租賃模式多應(yīng)用場(chǎng)景進(jìn)行分析，得出各應(yīng)用模式下的經(jīng)濟(jì)效益及營(yíng)收模式，為該地區(qū)光伏電站配置儲(chǔ)能的實(shí)際應(yīng)用提供了有價(jià)值的解決方案。
關(guān)鍵詞 儲(chǔ)能技術(shù)；電化學(xué)儲(chǔ)能；氫儲(chǔ)能；容量配置；多應(yīng)用場(chǎng)景
伴隨著大規(guī)模可再生能源設(shè)備容量的迅速增長(zhǎng)，高比例的可再生能源對(duì)電力供應(yīng)和電網(wǎng)穩(wěn)定性產(chǎn)生了新的挑戰(zhàn)，這些矛盾正逐漸顯現(xiàn)。
根據(jù)《貴州省“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃》，至2025年貴州省電化學(xué)儲(chǔ)能不小于1000 MW。電力系統(tǒng)缺口主要由電化學(xué)儲(chǔ)能、煤電、抽水蓄能共同承擔(dān)，電化學(xué)儲(chǔ)能有效容量為裝機(jī)容量的1/3左右，調(diào)峰能力按裝機(jī)容量的2/3左右考慮，電化學(xué)儲(chǔ)能可提供容量約670 MW，可提供調(diào)峰約1350 MW；對(duì)于北盤(pán)江流域，大型電站配置高性能儲(chǔ)能裝置解決電力缺口問(wèn)題迫在眉睫。
而由于儲(chǔ)能系統(tǒng)目前的成本較高，儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量?jī)?yōu)化配置對(duì)于電力系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性、安全性都有著重要的意義。目前國(guó)內(nèi)對(duì)于考慮其經(jīng)濟(jì)性的儲(chǔ)能容量配置也已進(jìn)行了相應(yīng)的研究，并取得了一定成果，例如：張科杰等建立了一個(gè)風(fēng)、光、荷的概率模型，確定儲(chǔ)能運(yùn)行控制策略，在考慮配儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性條件下，建立以系統(tǒng)風(fēng)險(xiǎn)最小為目標(biāo)的儲(chǔ)能選址定容優(yōu)化模型，計(jì)算出了儲(chǔ)能最優(yōu)配置；胡臻達(dá)等綜合考慮微電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)成本、供電可靠性和棄風(fēng)率3個(gè)指標(biāo)，構(gòu)建了氫儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量?jī)?yōu)化配置模型，證明了所提模型的合理性；邵志芳等以單位能源成本最小為優(yōu)化目標(biāo)保證微網(wǎng)經(jīng)濟(jì)性，對(duì)風(fēng)光儲(chǔ)微網(wǎng)組件進(jìn)行容量?jī)?yōu)化配置；楊歡紅等針對(duì)光儲(chǔ)充電站參與實(shí)時(shí)需求側(cè)響應(yīng)的經(jīng)濟(jì)性評(píng)估問(wèn)題，提出考慮實(shí)時(shí)需求側(cè)響應(yīng)的光儲(chǔ)充電站容量?jī)?yōu)化配置方法；李湃等以系統(tǒng)等年值收益最大為目標(biāo)，提出了一種多能互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)電/熱/氫儲(chǔ)能容量協(xié)調(diào)優(yōu)化配置方法，求解模型得到兼顧系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)、安全和清潔性的電/熱/氫儲(chǔ)能最優(yōu)配置容量；張夢(mèng)田等建立了一個(gè)以年綜合成本最小為目標(biāo)函數(shù)的混合儲(chǔ)能容量配置方案，并利用改進(jìn)的粒子群算法進(jìn)行求解，得出了最優(yōu)容量配置方案；楊文強(qiáng)等通過(guò)考慮儲(chǔ)能成本、出力特性等因素，運(yùn)用了多種數(shù)值分析理論，并基于儲(chǔ)能配置專用計(jì)算工具，通過(guò)實(shí)際場(chǎng)景驗(yàn)證了提出的方法及工具的有效性。以上研究成果都是在考慮儲(chǔ)能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性后，利用了不同的儲(chǔ)能形式及優(yōu)化方法，最終得出了儲(chǔ)能最優(yōu)容量配置方案，但這些都是僅以儲(chǔ)能成本最優(yōu)或年度收益最大作為目標(biāo)得出最優(yōu)方案，并未深入探究得到最優(yōu)儲(chǔ)能容量后，儲(chǔ)能在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)的經(jīng)濟(jì)性效益，并且以上研究也并未對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)在單一儲(chǔ)能模式及混合儲(chǔ)能模式下不同的容量配置方案進(jìn)行分析總結(jié)。
基于上述研究，本文基于貴州省北盤(pán)江流域某發(fā)電站的光伏裝機(jī)情況，建立一個(gè)電化學(xué)儲(chǔ)能-氫儲(chǔ)能結(jié)合的混合儲(chǔ)能系統(tǒng)，并以儲(chǔ)能系統(tǒng)凈現(xiàn)值成本最小為目標(biāo)，通過(guò)計(jì)算得出在單一電化學(xué)儲(chǔ)能模式、單一氫儲(chǔ)能模式和兩者混合儲(chǔ)能模式時(shí)的最優(yōu)配置情況，并對(duì)最優(yōu)儲(chǔ)能配置時(shí)的電網(wǎng)側(cè)、發(fā)電側(cè)以及融資租賃模式多應(yīng)用場(chǎng)景的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析，為該電站的儲(chǔ)能配置情況提供相關(guān)實(shí)際建議。
1 儲(chǔ)能容量?jī)?yōu)化建模
1.1 電化學(xué)儲(chǔ)能模型
在本文中，選取了鋰離子電池作為電化學(xué)儲(chǔ)能的工具，其荷電狀態(tài)是由充放電功率來(lái)表示的：
1.2 氫儲(chǔ)能模型
1.3 光伏發(fā)電系統(tǒng)
（1）太陽(yáng)光照強(qiáng)度建模
利用全年12個(gè)月的每月日照強(qiáng)度和每月晴空指數(shù)來(lái)評(píng)估空氣透明度。晴空指數(shù)是一個(gè)用來(lái)描述地面輻射與外部輻射比例的指標(biāo)，其計(jì)算公式如下：地表輻射/地外輻射=晴空指數(shù)。當(dāng)環(huán)境條件良好且太陽(yáng)充足時(shí)，晴空指數(shù)數(shù)值較高；反之，如果天空多云或者污染嚴(yán)重，則晴空指數(shù)會(huì)降低。表達(dá)式為：
（2）光伏陣列輸出模型
太陽(yáng)輻射強(qiáng)度對(duì)光伏陣列的功率輸出有著重要的影響，并且環(huán)境溫度、氣象條件等因素也會(huì)對(duì)其功率輸出產(chǎn)生影響。輸出公式如式(5)：
1.4 優(yōu)化配置目標(biāo)函數(shù)
全生命周期費(fèi)用(life cost cycle，LCC)又稱為全生命周期成本，它是系統(tǒng)的所有環(huán)節(jié)如設(shè)計(jì)與開(kāi)發(fā)、制作及裝配、運(yùn)行管理直至最終報(bào)廢處理的過(guò)程中所需的一切開(kāi)支累加起來(lái)形成的產(chǎn)品總體價(jià)格。如果忽略掉投資的時(shí)間因素則可以得到的是無(wú)時(shí)間的動(dòng)態(tài)定價(jià)策略下的結(jié)果，此時(shí)LCC為:
1.5 優(yōu)化配置約束條件
在本篇文章中，用來(lái)解決儲(chǔ)能系統(tǒng)設(shè)計(jì)中的容量?jī)?yōu)化問(wèn)題的主要約束條件包括以下幾個(gè)部分。
（1）系統(tǒng)功率平衡約束
1.6 運(yùn)行策略
本文采用循環(huán)充電策略，其是一種調(diào)度策略，每當(dāng)發(fā)電機(jī)需要為主負(fù)荷服務(wù)時(shí)，它就以最大輸出功率運(yùn)行。剩余的產(chǎn)生電力流向優(yōu)先級(jí)較低的目標(biāo)，本文按優(yōu)先級(jí)遞減順序：服務(wù)可延遲負(fù)載，為存儲(chǔ)庫(kù)充電，為電解槽服務(wù)。
當(dāng)采用循環(huán)充電策略時(shí)，在仿真的每個(gè)時(shí)間步長(zhǎng)調(diào)度可控電源(發(fā)電機(jī)、儲(chǔ)能庫(kù)和電網(wǎng))，過(guò)程分為2步。首先，選取最優(yōu)的電源組合，在滿足運(yùn)行備用需求的前提下，以最小的總成本服務(wù)主負(fù)荷；接下來(lái)，將每臺(tái)發(fā)電機(jī)的最佳輸出組合提高到額定容量，或者盡可能接近額定容量，而不會(huì)造成多余的電力。
當(dāng)在該策略中采用設(shè)定點(diǎn)充電狀態(tài)時(shí)，當(dāng)電荷存儲(chǔ)狀態(tài)低于設(shè)定點(diǎn)，且前一時(shí)間步長(zhǎng)存儲(chǔ)庫(kù)未放電時(shí)，系統(tǒng)避免在該時(shí)間步長(zhǎng)使用存儲(chǔ)庫(kù)進(jìn)行放電。發(fā)電機(jī)可用于為主負(fù)載服務(wù)，并產(chǎn)生多余的電力來(lái)為存儲(chǔ)庫(kù)充電。因此，當(dāng)系統(tǒng)開(kāi)始給存儲(chǔ)庫(kù)充電時(shí)，它會(huì)繼續(xù)這樣做，直到達(dá)到充電的設(shè)定點(diǎn)狀態(tài)。調(diào)度策略流程圖如圖1所示。
圖1 調(diào)度策略流程圖
2 算例分析
2.1 算例工具
本文采用HOMER Pro軟件對(duì)構(gòu)建好的混合儲(chǔ)能模式進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)和評(píng)估，該軟件是一款由美國(guó)國(guó)家可再生能源實(shí)驗(yàn)室研發(fā)的可再生能源系統(tǒng)仿真軟件，能夠有效地處理各種類型的可持續(xù)電力系統(tǒng)的建模與測(cè)試問(wèn)題；同時(shí)它也具備尋找出最佳組合方式下的最大功率輸出、能量?jī)?chǔ)存等參數(shù)的經(jīng)濟(jì)最優(yōu)化方法的能力，以此作為主要指標(biāo)去確定其投資回報(bào)率及財(cái)務(wù)效益上的優(yōu)先程度。
2.2 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)
本文選用了貴州省北盤(pán)江流域某光伏電站的太陽(yáng)光照強(qiáng)度、環(huán)境溫度等數(shù)據(jù)，在HOMER Pro軟件中輸入項(xiàng)目所在地經(jīng)緯度數(shù)據(jù)，利用其自帶的NASA數(shù)據(jù)庫(kù)歷史數(shù)據(jù)，模擬出該地區(qū)晴空指數(shù)、日照強(qiáng)度等數(shù)據(jù)，再結(jié)合本文1.3節(jié)所列公式，計(jì)算出該地區(qū)光伏出力數(shù)據(jù)。
2.3 方案描述
（1）電氫混合儲(chǔ)能配置情況
在標(biāo)準(zhǔn)的交直流混合系統(tǒng)中引入電化學(xué)和氫儲(chǔ)能系統(tǒng)，光伏發(fā)電作為分布式電源，而鋰電池和氫儲(chǔ)能系統(tǒng)則構(gòu)成了這個(gè)儲(chǔ)能系統(tǒng)的主要組成部分。系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖2所示。本文創(chuàng)建一個(gè)包含有光伏發(fā)電系統(tǒng)、氫儲(chǔ)能、蓄電池、雙向變換器、電網(wǎng)及負(fù)載的系統(tǒng)模型。
圖2 系統(tǒng)模型圖
按照系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖，對(duì)各部分的容量變量設(shè)置不同的值，其中電網(wǎng)、光伏板、蓄電池在搜索空間內(nèi)不輸入數(shù)值，采用無(wú)衍生優(yōu)化算法，只需要考慮上下限即可。燃料電池的容量限制為50～130 MW，氫儲(chǔ)罐及電解槽分別按照燃料電池的容量進(jìn)行相應(yīng)配置。
對(duì)于各種設(shè)備的不同成本，查找相關(guān)資料，根據(jù)美國(guó)電力儲(chǔ)存協(xié)會(huì)給出的一系列成本并參考寧德時(shí)代等電池廠商的產(chǎn)品性能，得出各設(shè)備成本如表1所示。
表1 設(shè)備成本表
綜合考慮不同儲(chǔ)能系統(tǒng)的相關(guān)特性及投入費(fèi)用，本文分為以下3種方案：
方案1為單一鋰電池；
方案2為單一燃料電池；
方案3為氫儲(chǔ)能和鋰電池組成的混合儲(chǔ)能系統(tǒng)。
計(jì)算分析過(guò)程如圖3所示。
圖3 系統(tǒng)計(jì)算分析過(guò)程圖
主要通過(guò)對(duì)比凈現(xiàn)值成本NPC(net present cost)、經(jīng)營(yíng)成本OPC(operation cost)、平均化能源成本COE(cost of energy)以及初始投資成本，以確定系統(tǒng)的容量最優(yōu)配置。組合調(diào)度策略主要采用了循環(huán)充電策略(cycle charging，CC)，表2為不同組合類型的最優(yōu)配置方案。
表2 不同組合類型最優(yōu)配置方案
通過(guò)表2結(jié)果對(duì)比分析得出以下結(jié)論：①方案1的NPC即凈現(xiàn)值成本最低，此時(shí)的配置為搭載了137 MW鋰電池，相比較方案2和方案3，凈現(xiàn)值成本大約減少了0.7億元及2.0億元，極大地節(jié)約了成本；②將方案1和方案3進(jìn)行對(duì)比，發(fā)現(xiàn)方案1比方案3的總凈現(xiàn)值成本下降了約2.0億元，年經(jīng)營(yíng)成本下降了120萬(wàn)元。
因?yàn)閮?chǔ)氫系統(tǒng)的往返效率小于50%，如此多的電力在存儲(chǔ)系統(tǒng)中損失，所以光伏陣列的能量生產(chǎn)必須大大超過(guò)電力負(fù)荷。能源生產(chǎn)費(fèi)用昂貴，相比之下，電化學(xué)儲(chǔ)存方式的費(fèi)用較低，且它的效能遠(yuǎn)超于氫氣存儲(chǔ)方式。通過(guò)采用電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)，可以降低整個(gè)系統(tǒng)的凈現(xiàn)值成本與平均能源成本，從而有效地防止資源浪費(fèi)并提升系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)效益，本文利用北盤(pán)江流域某發(fā)電站作為案例來(lái)證明這種策略的實(shí)用性和準(zhǔn)確性。在各種儲(chǔ)能模式下，從經(jīng)濟(jì)性配置及運(yùn)行角度出發(fā)優(yōu)先考慮使用電化學(xué)儲(chǔ)能作為電站優(yōu)化儲(chǔ)能配置。
（2）單一電化學(xué)儲(chǔ)能配置情況
當(dāng)考慮采用單一電化學(xué)儲(chǔ)能進(jìn)行配置時(shí)，對(duì)模型進(jìn)行重新配置，系統(tǒng)中包含有光伏發(fā)電系統(tǒng)、鋰電池、雙向變換器、電網(wǎng)及負(fù)載。
對(duì)該模型進(jìn)行優(yōu)化配置后，得到如表3所示方案。
表3 電化學(xué)儲(chǔ)能最優(yōu)配置
通過(guò)表3可看出，對(duì)比不同容量的鋰電池儲(chǔ)能情況，當(dāng)配置為137 MWh的鋰電池時(shí)，相比于其他容量配置方案，該方案不論是凈現(xiàn)值成本還是年經(jīng)營(yíng)成本、初始投資成本均為最低，因此綜合以上所有方案，以該種方案為最優(yōu)配置。
（3）單一氫儲(chǔ)能配置情況
為了驗(yàn)證上述研究結(jié)果中氫儲(chǔ)能系統(tǒng)效率較低導(dǎo)致費(fèi)用過(guò)高的結(jié)論是否正確，本次設(shè)計(jì)也考慮采用單一氫儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行配置，系統(tǒng)中包含有光伏發(fā)電系統(tǒng)、燃料電池、儲(chǔ)氫罐、電解槽、雙向變換器、電網(wǎng)及負(fù)載。
對(duì)該模型進(jìn)行優(yōu)化配置后，得到如表4所示方案。
表4 氫儲(chǔ)能燃料電池最優(yōu)配置
如表4所示，燃料電池容量在100～123 MW時(shí)，最低凈現(xiàn)值成本也達(dá)到了46.2億元，比配置137 MWh單一鋰電池時(shí)的凈現(xiàn)值成本提高了7000萬(wàn)元，初始投資成本也提高了1.9億元。
因此，綜合以上所有方案，以經(jīng)濟(jì)性配置最優(yōu)為目標(biāo)，優(yōu)先考慮使用單一電化學(xué)儲(chǔ)能作為儲(chǔ)能最優(yōu)方案，在光伏電站為1300 MW裝機(jī)容量時(shí)，配置137 MWh鋰電池為經(jīng)濟(jì)最優(yōu)配置方案。
3 儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性多應(yīng)用場(chǎng)景下分析
根據(jù)上文貴州省北盤(pán)江流域某光伏電站在光伏容量配置為1300 MW時(shí)，配置鋰電池容量為137 MWh的凈現(xiàn)值成本達(dá)到最優(yōu)，下文將對(duì)配置137 MWh鋰電池在電網(wǎng)側(cè)、發(fā)電側(cè)以及融資租賃業(yè)務(wù)時(shí)的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析評(píng)估。
3.1 電網(wǎng)側(cè)經(jīng)濟(jì)性分析
電網(wǎng)側(cè)配置儲(chǔ)能能夠減緩可再生能源產(chǎn)生的不確定性對(duì)電網(wǎng)帶來(lái)的影響，從而增強(qiáng)電網(wǎng)的安全性和穩(wěn)定性。儲(chǔ)能電站盈利模式一般是通過(guò)參與輔助服務(wù)來(lái)賺取收益，輔助服務(wù)主要可分為調(diào)峰和調(diào)頻。電網(wǎng)會(huì)根據(jù)儲(chǔ)能系統(tǒng)參與輔助服務(wù)時(shí)響應(yīng)的速率、調(diào)節(jié)質(zhì)量給予一定的補(bǔ)償，綜合調(diào)節(jié)性能越高，得到的補(bǔ)償越高。因此，儲(chǔ)能電站的經(jīng)濟(jì)性與儲(chǔ)能電站的調(diào)頻性能和電網(wǎng)對(duì)輔助服務(wù)的補(bǔ)償價(jià)格密切相關(guān)。
3.1.1 調(diào)頻
調(diào)頻補(bǔ)償主要分為里程補(bǔ)償和容量補(bǔ)償，部分地區(qū)還有現(xiàn)貨補(bǔ)償?shù)绕渌问剑渲欣锍萄a(bǔ)償主要依據(jù)調(diào)頻里程計(jì)算，容量補(bǔ)償主要依據(jù)調(diào)用容量計(jì)算。各地的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)差異較大，且補(bǔ)償?shù)挠?jì)算方式也存在差異。根據(jù)《南方區(qū)域電力輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》，貴州省AGC調(diào)節(jié)容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為10元/MWh，里程申報(bào)的價(jià)格上下限分別為3.5元/MW、15元/MW，獨(dú)立儲(chǔ)能調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.648元/kWh，具體見(jiàn)表5。
表5 貴州省儲(chǔ)能補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)
參考貴州省調(diào)頻補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)及計(jì)算方式對(duì)儲(chǔ)能參與調(diào)頻收益進(jìn)行測(cè)算，以北盤(pán)江某電站為例，主要價(jià)格參數(shù)與技術(shù)參數(shù)見(jiàn)表6。
表6 儲(chǔ)能系統(tǒng)相關(guān)參數(shù)
（1）對(duì)于儲(chǔ)能系統(tǒng)的投資成本、替換成本、運(yùn)行維護(hù)成本參考上文中137 MWh鋰電池電儲(chǔ)能系統(tǒng)相關(guān)計(jì)算結(jié)果；
（2）參考《基于儲(chǔ)能全壽命周期成本的調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性研究》[14]，儲(chǔ)能每5 min被調(diào)度一次，調(diào)用比例為80%，K值取1；
（3）里程申報(bào)的價(jià)格上下限分別為3.5元/MW、15元/MW，本次計(jì)算取10元/MW，容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為10元/MWh，每年設(shè)備投運(yùn)350天；
（4）儲(chǔ)能電池循環(huán)次數(shù)5000次，電池終止容量為80%，系統(tǒng)充放電深度為95%，能量轉(zhuǎn)換效率為90%，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)為2 h，電池折舊年限為15年。
根據(jù)以上參數(shù)，對(duì)系統(tǒng)內(nèi)部收益率進(jìn)行測(cè)算。內(nèi)部收益率(internal rate of return, IRR)，就是資金流入現(xiàn)值總額與資金流出現(xiàn)值總額相等、凈現(xiàn)值等于零時(shí)的折現(xiàn)率。計(jì)算公式如式(18)：
式中，CI表示每一期現(xiàn)金的流入量；CO表示每一期現(xiàn)金的流出量。
在上述假設(shè)條件下，根據(jù)該電站相關(guān)情況，儲(chǔ)能系統(tǒng)容量為137 MWh，年調(diào)頻里程約為557萬(wàn)MW，年可調(diào)節(jié)容量為130萬(wàn)MW，測(cè)算出該調(diào)頻儲(chǔ)能項(xiàng)目IRR為10%，該系統(tǒng)每年工作時(shí)間為350天，考慮到增加的里程成本，以3.93元/MW進(jìn)行測(cè)算，配置鋰電儲(chǔ)能系統(tǒng)后，減去電站儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行成本1771.1萬(wàn)元，儲(chǔ)能系統(tǒng)每年增加的凈收入約為2870.9萬(wàn)元。經(jīng)濟(jì)計(jì)算相關(guān)參數(shù)見(jiàn)表7。
表7 經(jīng)濟(jì)參數(shù)表
對(duì)項(xiàng)目IRR和里程補(bǔ)償、容量補(bǔ)償?shù)年P(guān)系進(jìn)行計(jì)算分析，容量補(bǔ)償對(duì)IRR的影響較小，根據(jù)相關(guān)地區(qū)儲(chǔ)能項(xiàng)目資料查詢可得，里程補(bǔ)償達(dá)到8元/MW以上時(shí)項(xiàng)目IRR均達(dá)到9%以上，此時(shí)經(jīng)濟(jì)性較好，因此根據(jù)貴州省調(diào)頻補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)于電網(wǎng)側(cè)配置儲(chǔ)能，可取得較好的經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)。
3.1.2 調(diào)峰
按照成本模型和參數(shù)設(shè)定，對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)度電成本(LCOS)進(jìn)行計(jì)算，配置儲(chǔ)能系統(tǒng)全生命周期的總成本支出凈現(xiàn)值與儲(chǔ)能電站在其壽命周期內(nèi)總發(fā)電量?jī)衄F(xiàn)值的比值，計(jì)算得到該項(xiàng)目的度電成本，計(jì)算公式如式(19)：
經(jīng)過(guò)測(cè)算，一充一放、配置2 h的磷酸鐵鋰儲(chǔ)能系統(tǒng)度電成本(LCOS)約為0.65元/kWh。參考貴州省的調(diào)峰補(bǔ)償政策，儲(chǔ)能系統(tǒng)參與調(diào)峰的價(jià)格補(bǔ)償為0.648元/kWh，電化學(xué)儲(chǔ)能參與調(diào)峰服務(wù)的商業(yè)模式下，其調(diào)峰補(bǔ)償無(wú)法完全覆蓋儲(chǔ)能系統(tǒng)度電成本。
3.2 發(fā)電側(cè)經(jīng)濟(jì)性分析
儲(chǔ)能在發(fā)電側(cè)應(yīng)用占比最高，主要功能是平抑出力、削峰填谷，幫助可再生能源進(jìn)行消納。而根據(jù)貴州省最新配儲(chǔ)政策來(lái)看，配儲(chǔ)比例為不低于10%，配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)約為2 h。發(fā)電方面的商業(yè)模式主要包括儲(chǔ)能與光伏結(jié)合的方式以及儲(chǔ)能、光伏與電網(wǎng)補(bǔ)償結(jié)合的方式。為了評(píng)估經(jīng)濟(jì)效益，需要將這2種商業(yè)模式與純光伏模式進(jìn)行對(duì)比。
相關(guān)參數(shù)設(shè)置如下所示。
（1）僅光伏發(fā)電
光伏設(shè)備每kW成本為3000元。光伏設(shè)備使用年限為25年，貴州省用電峰時(shí)時(shí)間包括10: 00—13: 00、17: 00—22: 00，谷時(shí)時(shí)間為0: 00—8: 00。峰時(shí)電價(jià)約為0.4290元/kWh，谷時(shí)價(jià)格約為0.2000元/kWh，平均價(jià)格為0.352元/kWh。例如北盤(pán)江流域某電站，結(jié)合上文計(jì)算結(jié)果，光伏年發(fā)電量為14.27億kWh，其每年峰谷電價(jià)收益約為5.02億元。
（2）光伏+儲(chǔ)能
目前儲(chǔ)能設(shè)備每兆瓦時(shí)單價(jià)約70萬(wàn)元，按照10%功率配儲(chǔ)+2 h時(shí)長(zhǎng)配儲(chǔ)，儲(chǔ)能設(shè)備使用年限為10年，光伏棄光率約為0.8%。結(jié)合上文計(jì)算結(jié)果，配備137 MWh儲(chǔ)能系統(tǒng)，所需總成本為1.54億元，其中年運(yùn)行維護(hù)成本為1771.1萬(wàn)元，電費(fèi)收入為401.8萬(wàn)元，年凈收入為3.72億元。
（3）光伏+儲(chǔ)能+電網(wǎng)補(bǔ)償
在經(jīng)濟(jì)性測(cè)算中取調(diào)峰補(bǔ)償為0.648元/kWh(貴州省補(bǔ)償值)，結(jié)合上述2條計(jì)算費(fèi)用及收益情況，以及137 MWh鋰電池年充電量為3087 MWh，可得出其調(diào)峰補(bǔ)償約為200.03萬(wàn)元，再加上調(diào)頻補(bǔ)償收入的2870.9萬(wàn)元，因此其年凈收入為4.03億元。
其次，通過(guò)對(duì)內(nèi)部收益率的測(cè)算，目前光伏配備儲(chǔ)能內(nèi)部收益率仍低于僅光伏發(fā)電模式，光伏發(fā)電內(nèi)部收益率IRR為7.0%，配備電化學(xué)儲(chǔ)能后下降至5.18%，加入電網(wǎng)補(bǔ)償后變成5.6%，但仍低于僅光伏發(fā)電模式。若要繼續(xù)提高光伏電站配儲(chǔ)的經(jīng)濟(jì)性，需要在電網(wǎng)方面提高調(diào)峰調(diào)頻補(bǔ)償價(jià)格和繼續(xù)降低儲(chǔ)能系統(tǒng)成本。具體參數(shù)見(jiàn)表8。
表8 不同商業(yè)模式經(jīng)濟(jì)參數(shù)
3.3 融資租賃模式下儲(chǔ)能電站系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性評(píng)估
根據(jù)上文計(jì)算結(jié)果可看出，目前建設(shè)儲(chǔ)能系統(tǒng)成本和資金需求較高，且項(xiàng)目收益率較低，項(xiàng)目投資回收期較長(zhǎng)，因此可考慮使用直接融資租賃模式。直接融資租賃簡(jiǎn)稱為直接租賃或直租，即由融資租賃公司按照承租方的選擇，直接向供應(yīng)商購(gòu)買設(shè)備，并將設(shè)備出租給承租方。合同到期后，設(shè)備的所有權(quán)轉(zhuǎn)移至承租方。
因?yàn)槿谫Y租賃公司行業(yè)的特定性，當(dāng)向總承包方購(gòu)買設(shè)備時(shí)，可獲得一定折扣。在本次設(shè)計(jì)中，以北盤(pán)江流域某電站為例，假設(shè)采購(gòu)設(shè)備時(shí)享受了9折，總投資成本下降為1.388億元。
引入直接融資租賃模式，該企業(yè)向融資租賃公司融資1.388億元，用于購(gòu)買儲(chǔ)能系統(tǒng)設(shè)備，根據(jù)企業(yè)需求，由融資租賃公司9折采購(gòu)設(shè)備，再向該企業(yè)出租。設(shè)起租日為2023年12月20日，融資期限為5年，還款方式為季度利息的定期支付，等額本金。融資租賃公司收取利率為6.5%/年，手續(xù)費(fèi)為2%，手續(xù)費(fèi)每年收取一次，在第一個(gè)結(jié)息日收取第一年手續(xù)費(fèi)，在第二年的第一個(gè)結(jié)息日收取第二年手續(xù)費(fèi)，依此類推。
采用直接融資租賃模式，可減輕前期儲(chǔ)能系統(tǒng)投入壓力，以北盤(pán)江該電站為例，雖然按照采用租賃模式時(shí)，最終的總投資大于直接購(gòu)買設(shè)備時(shí)的總投資，但根據(jù)上文計(jì)算結(jié)果，儲(chǔ)能系統(tǒng)每年可增加的凈收入約為2870.9萬(wàn)元，采用該種模式，可分散投資壓力，還款壓力較小，可使整個(gè)電站的資金運(yùn)營(yíng)更為靈活。企業(yè)租金支付表如表9所示。
表9 租賃模式下該電站還款結(jié)果
4 結(jié) 論
本文研究以經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)目標(biāo)運(yùn)行的北盤(pán)江流域光伏電站儲(chǔ)能最優(yōu)配置方案，首先對(duì)北盤(pán)江流域某電站的不同儲(chǔ)能模式及光伏發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行了建模，基于該電站相關(guān)配置及負(fù)荷情況，分別研究了配置單一電化學(xué)儲(chǔ)能、單一氫儲(chǔ)能及2種儲(chǔ)能相結(jié)合的混合儲(chǔ)能模式運(yùn)行時(shí)的經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)配置情況，分析得出在光伏電站容量為1300 MW時(shí)，配置137 MWh的鋰電池為經(jīng)濟(jì)最優(yōu)方案，同時(shí)，本文對(duì)配置137 MWh鋰電池時(shí)的發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)以及融資租賃模式下的多應(yīng)用場(chǎng)景經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行計(jì)算分析，并提出了具體建議。
（1）電網(wǎng)側(cè)：目前，貴州省已將電化學(xué)儲(chǔ)能納入交易體系，儲(chǔ)能調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格為0.648元/kWh，而儲(chǔ)能度電成本約0.65元，調(diào)峰補(bǔ)償無(wú)法完全覆蓋度電成本。對(duì)于參與調(diào)頻服務(wù)的儲(chǔ)能電站而言，配置鋰電儲(chǔ)能系統(tǒng)后，減去該電站儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行成本1771.1萬(wàn)元，儲(chǔ)能系統(tǒng)每年增加的凈收入約為2870.9萬(wàn)元，儲(chǔ)能系統(tǒng)的內(nèi)部收益率為10%，具備較好的經(jīng)濟(jì)性。
（2）發(fā)電側(cè)：文中分別測(cè)算了發(fā)電側(cè)在僅光伏、光伏+儲(chǔ)能、光伏+儲(chǔ)能+電網(wǎng)補(bǔ)償3種情形下儲(chǔ)能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性。結(jié)果表明，當(dāng)前儲(chǔ)能系統(tǒng)由于其成本較高，還不具備較好的經(jīng)濟(jì)性，光伏與儲(chǔ)能搭配系統(tǒng)項(xiàng)目收益率IRR仍低于僅光伏模式。發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)需要積極參與電網(wǎng)補(bǔ)償以及盡量降低儲(chǔ)能系統(tǒng)成本以提高項(xiàng)目的收益率。
（3）直接融資租賃模式：還款壓力小，運(yùn)營(yíng)更靈活，具備經(jīng)濟(jì)性。由于儲(chǔ)能電站項(xiàng)目造價(jià)過(guò)高，直接購(gòu)買在前期會(huì)造成較大壓力，需經(jīng)過(guò)5.2年左右才能回本，因此采用直接融資租賃模式，融資期限為5年，按季分期還款，分散投資壓力，可使企業(yè)更靈活地使用資金。
