沈漢銘， 俞夏歡

（浙江浙能長(zhǎng)興發(fā)電有限公司， 浙江 長(zhǎng)興 313100）

0 引言

隨著可再生能源的不斷發(fā)展， 電力系統(tǒng)正在發(fā)生深刻的變革， 如何實(shí)現(xiàn)大規(guī)模新能源的接入、傳輸和消納成為了日益突出的問(wèn)題。 新能源發(fā)電具有隨機(jī)性、 波動(dòng)性， 難以進(jìn)行有效調(diào)度， 且隨著負(fù)荷的日益增大， 電網(wǎng)的峰谷差率也逐年增大，這些都對(duì)電網(wǎng)安全有著顯著影響。

儲(chǔ)能技術(shù)的應(yīng)用可以有效解決新能源的并網(wǎng)消納問(wèn)題， 通過(guò)削峰填谷減小電網(wǎng)的峰谷差率，同時(shí)儲(chǔ)能還具有調(diào)頻、 備用、 黑啟動(dòng)等多種功能。 儲(chǔ)能技術(shù)的應(yīng)用分為集中式和分布式， 集中式儲(chǔ)能系統(tǒng)以大功率、 長(zhǎng)時(shí)間的供電場(chǎng)景為對(duì)象，一般為能量型儲(chǔ)能系統(tǒng)。 集中式儲(chǔ)能主要為抽水蓄能、 壓縮空氣儲(chǔ)能等。 分布式儲(chǔ)能系統(tǒng)的功率從幾千瓦至幾兆瓦不等， 儲(chǔ)能容量一般小于10 MWh， 多接入中低壓配電網(wǎng)或用戶側(cè)。 分布式儲(chǔ)能以電化學(xué)儲(chǔ)能為主要代表， 其安裝地點(diǎn)靈活，與集中式儲(chǔ)能相比， 減少了集中儲(chǔ)能電站的線路損耗和投資壓力。 通過(guò)多點(diǎn)分布式儲(chǔ)能形成規(guī)?；膮R聚效應(yīng)， 積極有效地面向電網(wǎng)應(yīng)用， 參與電網(wǎng)調(diào)峰、 調(diào)頻和調(diào)壓等輔助服務(wù)， 將有效提高電網(wǎng)安全水平和運(yùn)行效率， 同時(shí)也能給用戶帶來(lái)相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)效益[1-4]。

1 分布式電化學(xué)儲(chǔ)能的效益分析

1.1 儲(chǔ)能的削峰填谷及發(fā)電容量效應(yīng)

通過(guò)對(duì)大量分布式儲(chǔ)能進(jìn)行集群控制， 即采用所謂的“虛擬電廠技術(shù)”可以讓分布式儲(chǔ)能達(dá)到大型抽水蓄能電站的效果， 從而實(shí)現(xiàn)對(duì)整個(gè)電力系統(tǒng)的削峰填谷[5-6]。

電力系統(tǒng)的最大裝機(jī)容量是根據(jù)最大發(fā)電負(fù)荷來(lái)定的， 而處于負(fù)荷曲線頂端的這部分尖峰負(fù)荷持續(xù)時(shí)間往往是很短的， 也就是說(shuō)通過(guò)削峰填谷可以減少發(fā)電裝機(jī)容量的建設(shè)成本， 按照目前火電機(jī)組的平均單位造價(jià)約為3 800 元/kW， 這部分費(fèi)用就可以節(jié)省下來(lái)。

利用儲(chǔ)能的削峰填谷效應(yīng)， 可以有效提升整個(gè)電力系統(tǒng)發(fā)電機(jī)組的運(yùn)行效率， 按照目前煤電600 MW 主力機(jī)組的相關(guān)參數(shù)[7]， 機(jī)組平均負(fù)荷率提升5%， 機(jī)組度電標(biāo)煤耗可降低2～3 g。 因此大規(guī)模儲(chǔ)能在得到有效調(diào)控下的前提下， 可提高整個(gè)電力系統(tǒng)的能效， 具有顯著的效益。

通過(guò)削峰填谷還可以替代天然氣機(jī)組的調(diào)峰作用， 從而降低天然氣機(jī)組的利用小時(shí)數(shù)， 降低天然氣機(jī)組的壽命損耗和檢修費(fèi)用， 同時(shí)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(guī)模接入， 作為受端電網(wǎng)由于用直流替代了大量常規(guī)機(jī)組， 導(dǎo)致系統(tǒng)轉(zhuǎn)動(dòng)慣量大幅下降， 系統(tǒng)調(diào)頻容量大量減少， 相同功率的缺額造成電網(wǎng)頻率的跌幅加大， 頻率特性惡化， 低谷時(shí)段直流饋入功率較大時(shí)頻率穩(wěn)定問(wèn)題更為突出。 電化學(xué)儲(chǔ)能具有快速啟動(dòng)的特性，響應(yīng)速度一般為毫秒級(jí)， 爬坡能力很強(qiáng)， 從空載到滿載所需的時(shí)間是秒級(jí)， 作為緊急事故備用，能夠在電力系統(tǒng)發(fā)生事故時(shí)第一時(shí)間介入， 有效防止電力系統(tǒng)頻率崩潰[8]。

1.3 提高新能源發(fā)電的滲透率

新能源發(fā)電替代傳統(tǒng)化石能源發(fā)電是大勢(shì)所趨， 但光伏發(fā)電、 風(fēng)力發(fā)電等綠色新能源因其自身固有的隨機(jī)性和間歇性， 不可能像傳統(tǒng)電源一樣可以制定和實(shí)施準(zhǔn)確的發(fā)電計(jì)劃， 這給電網(wǎng)的運(yùn)行調(diào)度帶來(lái)巨大壓力； 同時(shí)， 可再生能源的大規(guī)模接入給電網(wǎng)帶來(lái)無(wú)功、 潮流分布、 調(diào)頻、 調(diào)峰、 電能質(zhì)量等問(wèn)題， 也會(huì)對(duì)電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行造成很大影響。 電化學(xué)儲(chǔ)能的應(yīng)用可以彌補(bǔ)間歇性新能源負(fù)荷出力隨機(jī)的缺點(diǎn)， 有助于平衡負(fù)荷波動(dòng)、減小新能源并網(wǎng)對(duì)電網(wǎng)運(yùn)行的影響， 提高分布式新能源發(fā)電在整個(gè)電力系統(tǒng)中的滲透率[9]。

1.4 參與電力系統(tǒng)調(diào)頻

傳統(tǒng)的水電機(jī)組和火電機(jī)組均由具有旋轉(zhuǎn)慣性的機(jī)械器件組成， 將一次能源轉(zhuǎn)換成電能將經(jīng)歷一系列過(guò)程， 其參與電網(wǎng)調(diào)頻具有一定的局限性與不足[10]： 例如， 火電機(jī)組響應(yīng)時(shí)間過(guò)長(zhǎng)， 不適合參與較短周期的調(diào)頻， 參與二次調(diào)頻的火電機(jī)組爬坡速率受限； 水電機(jī)組受地域或季節(jié)性影響較大。 而電化學(xué)儲(chǔ)能具有響應(yīng)速度快、 控制精確、 雙向調(diào)節(jié)的優(yōu)勢(shì)， 特別適合應(yīng)用于較短周期負(fù)荷波動(dòng)下的動(dòng)態(tài)調(diào)頻。

1.5 給用戶帶來(lái)的經(jīng)濟(jì)效益

1.5.1 分時(shí)電價(jià)管理

目前實(shí)行分時(shí)電價(jià)機(jī)制， 以浙江省為例， 大工業(yè)用電、 一般工商業(yè)及其他用電、 農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電的六時(shí)段分時(shí)電價(jià)劃分為： 尖峰時(shí)段19：00-21：00； 高峰時(shí)段8：00-11：00， 13：00-19：00， 21：00-22：00； 低谷時(shí)段： 11：00-13：00， 22：00-次日8：00。用戶可以通過(guò)儲(chǔ)能裝置制定自己的用電計(jì)劃， 用電價(jià)較低時(shí)段的電量去滿足電價(jià)較高時(shí)段的用電需求， 做到低谷時(shí)充電， 高峰時(shí)放電， 從而通過(guò)電價(jià)差來(lái)降低自身的用能成本[11-13]。

1.5.2 容量電價(jià)管理

現(xiàn)行電價(jià)實(shí)行的是兩部制電價(jià)， 即包含了容量電費(fèi)和電量電費(fèi)， 例如浙江省的容量電費(fèi)收取標(biāo)準(zhǔn)為30 元/kVA（按變壓器容量計(jì)）或40 元/kVA（按最大需量計(jì)）。 如果通過(guò)儲(chǔ)能的方式能夠?qū)⒆儔浩鞯淖罡哓?fù)荷率控制在75%以內(nèi)， 則可以減少變壓器的容量電費(fèi)， 從而節(jié)省一定的費(fèi)用。

1.5.3 提高電能質(zhì)量

通過(guò)在用戶側(cè)安裝儲(chǔ)能裝置， 可以有效避免負(fù)荷波動(dòng)或者短時(shí)故障引起的電壓波動(dòng)、 頻率波動(dòng)、 諧波和功率因數(shù)的影響， 從而保證供電的電能質(zhì)量， 對(duì)于生產(chǎn)上對(duì)電能質(zhì)量要求較高的用戶是具有重要意義的。

2 電化學(xué)儲(chǔ)能用戶側(cè)削峰填谷經(jīng)濟(jì)性的實(shí)用判據(jù)

2.1 電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)的構(gòu)成及其成本

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

表1 各類型電化學(xué)儲(chǔ)能成本構(gòu)成（元·Wh-1）

2.2 全生命周期儲(chǔ)能系統(tǒng)的度電成本計(jì)算

全生命周期儲(chǔ)能系統(tǒng)度電成本為：

式中： C度電為系統(tǒng)蓄電成本； S0為系統(tǒng)初始投資成本； SC為系統(tǒng)殘余價(jià)值； Q 為儲(chǔ)能全生命周期所發(fā)總電量。

一般系統(tǒng)殘余價(jià)值考慮蓄電池的殘值和儲(chǔ)能PCS 的殘值兩方面， 其計(jì)算公式為：

式中： k1為儲(chǔ)能PCS 的殘值率； k2為蓄電池的殘值率； SPCS為儲(chǔ)能雙向逆變器的初始價(jià)值； Sbattry為蓄電池的初始價(jià)值。

在滿負(fù)荷等時(shí)長(zhǎng)的運(yùn)行情況下， 全生命周期總電量的計(jì)算公式為：

式中： Pmax為儲(chǔ)能系統(tǒng)最大輸出功率； T 為每天的放電時(shí)長(zhǎng)； D 為年運(yùn)行天數(shù)； m 為儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行壽命； λ 為儲(chǔ)能系統(tǒng)容量年衰減率。

2.3 等效電價(jià)差

由于儲(chǔ)能系統(tǒng)的PCS 存在轉(zhuǎn)換效率， 蓄電池充放電時(shí)存在庫(kù)倫效率， 這就導(dǎo)致了放電電量總是小于充電電量， 假設(shè)充放電的轉(zhuǎn)換效率為η，那么等效電價(jià)差的計(jì)算公式為：

式中： C放電為放電時(shí)電價(jià)；C充電為充電時(shí)電價(jià)。

通過(guò)比較儲(chǔ)能系統(tǒng)全生命周期度電成本與等效電價(jià)差概念， 可以給出儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性的簡(jiǎn)單判據(jù)， 當(dāng)C等效＞C度電， 即當(dāng)前等效電價(jià)差大于儲(chǔ)能系統(tǒng)度電成本時(shí)， 儲(chǔ)能系統(tǒng)具有一定的經(jīng)濟(jì)性。

3 鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池應(yīng)用于用戶側(cè)削峰填谷的經(jīng)濟(jì)性分析

以建設(shè)一座1 MW/2 MWh 的分布式儲(chǔ)能電站為例， 對(duì)鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池削峰填谷差價(jià)套利進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析比較。

3.1 鉛碳電池經(jīng)濟(jì)性分析

3.1.1 邊界條件[15]

（1）鉛碳電池系統(tǒng)的整體效率按85%計(jì)。

（2）DOD（放電深度）按70%計(jì)。

（3）鉛碳電池的系統(tǒng)殘值率按照25%計(jì)。

（4）PCS 對(duì)蓄電池的壽命比取2。

（5）鉛碳電池循環(huán)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(chǔ)能系統(tǒng)單位造價(jià)按1 300 元/kWh計(jì)。

（8）電價(jià)按照浙江省2017 年10 kV 大工業(yè)用電分時(shí)電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)， 即尖峰電價(jià)1.082 4 元/kWh， 高峰電價(jià)0.900 4 元/kWh， 低谷電價(jià)0.416 4 元/kWh。

3.1.2 經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)分析

“一充一放”模式下： 全壽命周期系統(tǒng)的度電成本為0.543 7 元/kWh； 等效電價(jià)差為0.592 4元/kWh； 儲(chǔ)能系統(tǒng)IRR（內(nèi)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(tǒng)度電成本為0.481 2 元/kWh； 等效電價(jià)差為0.501 5 元/kWh； 儲(chǔ)能系統(tǒng)IRR 為1.58%。

3.1.3 商業(yè)化應(yīng)用條件分析（以IRR＞8%為基準(zhǔn)）

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

（2）在成本及電價(jià)不變的情況下， “一充一放”系統(tǒng)的循環(huán)壽命需達(dá)到5 000 次， “兩充兩放”系統(tǒng)的循環(huán)壽命需達(dá)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(tǒng)需要等效電價(jià)差達(dá)到0.8 元/kWh， “兩充兩放”系統(tǒng)需要等效電價(jià)差達(dá)到0.6 元/kWh（尖峰時(shí)段與峰值時(shí)段的平均值）。

3.2 磷酸鐵鋰電池經(jīng)濟(jì)性分析

3.2.1 邊界條件[16]

（1）磷酸鐵鋰電池系統(tǒng)的整體效率按90%計(jì)。

（2）DOD 按90%計(jì)。

（3）逆變器對(duì)蓄電池的壽命比取2。

（4）磷酸鐵鋰電池循環(huán)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(jià)按照浙江省2017 年10 kV 大工業(yè)用電分時(shí)電價(jià)。

（7）磷酸鐵鋰儲(chǔ)能系統(tǒng)的單位造價(jià)按2 000元/kWh 計(jì)。

3.2.2 經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)分析

“一充一放”模式下： 全壽命周期系統(tǒng)的度電成本為0.811 0 元/kWh； 等效電價(jià)差為0.619 7元/kWh； 儲(chǔ)能系統(tǒng)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(tǒng)度電成本為0.757 1 元/kWh； 等效電價(jià)差為0.528 7 元/kW； 儲(chǔ)能系統(tǒng)IRR 為-17.95%。

3.2.3 商業(yè)化應(yīng)用條件分析（以IRR＞8%為基準(zhǔn)）

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

（2）在成本及電價(jià)不變的情況下， “一充一放”系統(tǒng)的循環(huán)壽命需達(dá)到7 000 次， “兩充兩放”系統(tǒng)的循環(huán)壽命需達(dá)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(tǒng)需要等效電價(jià)差達(dá)到1.07 元/kWh，“兩充兩放”系統(tǒng)需要等效電價(jià)差達(dá)到0.86 元/kWh（尖峰時(shí)段與峰值時(shí)段的平均值）。

3.3 經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)論

（1）目前在浙江省無(wú)論是鉛碳電池儲(chǔ)能還是磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能， 在用戶側(cè)削峰填谷應(yīng)用場(chǎng)景下均不具有商業(yè)化運(yùn)營(yíng)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(yè)應(yīng)用。

（3）技術(shù)層面而言， 鋰電池還有較大的提升空間， 循環(huán)壽命有望進(jìn)一步提高， 造價(jià)會(huì)進(jìn)一步下降； 而鉛碳電池受原材料鉛的影響， 造價(jià)下降空間有限， 且鉛碳電池循環(huán)壽命提高有限， 故從發(fā)展前景來(lái)看， 磷酸鐵鋰電池要優(yōu)于鉛碳電池。

（4）隨著技術(shù)的發(fā)展及電價(jià)政策的優(yōu)化， “兩充兩放”的模式會(huì)更加優(yōu)于“一充一放”模式。

3.4 儲(chǔ)能系統(tǒng)補(bǔ)償措施建議

以總投資財(cái)務(wù)IRR 達(dá)到8%為基準(zhǔn)， 給出2種充放電模式在目前條件下的初裝補(bǔ)貼（一次性）、容量補(bǔ)貼及度電補(bǔ)貼建議， 見(jiàn)表2、 表3。

表2 “一充一放”模式下電化學(xué)儲(chǔ)能補(bǔ)償建議

表3 “兩充兩放”模式下電化學(xué)儲(chǔ)能補(bǔ)償建議

4 結(jié)語(yǔ)

目前要實(shí)現(xiàn)分布式電化學(xué)儲(chǔ)能的商業(yè)化運(yùn)行， 一方面要降低儲(chǔ)能的成本， 提高儲(chǔ)能的循環(huán)壽命， 另一方面要制定合理的電價(jià)機(jī)制。 此外如果能將大量的分布式儲(chǔ)能進(jìn)行統(tǒng)一的調(diào)控， 將給整個(gè)電力系統(tǒng)帶來(lái)諸多的潛在效益， 對(duì)于這部分價(jià)值需要探索合理的商業(yè)模式， 分布式儲(chǔ)能的收益應(yīng)該是多方面的， 而不是單一地局限于峰谷差價(jià)套利的盈利模式。