李 浩

（廣東電網(wǎng)能源投資有限公司，廣東 廣州 510000）

0 引言

2018年，在全球新增投運(yùn)電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目中，依然是用戶側(cè)的裝機(jī)規(guī)模最大，為1 530.9 MW，占比43%，集中式可再生能源并網(wǎng)和輔助服務(wù)領(lǐng)域分列二、三位，占比分別為26%和17%[1]。電源側(cè)儲(chǔ)能通過聯(lián)合火電機(jī)組參與調(diào)頻市場獲取收益，參照國外經(jīng)驗(yàn)，儲(chǔ)能達(dá)到一定規(guī)模后調(diào)頻市場將出現(xiàn)飽和[2]。受“電儲(chǔ)能設(shè)施不得納入輸配電定價(jià)成本”的影響，在沒有新的產(chǎn)業(yè)政策刺激及市場化回報(bào)機(jī)制落地前，預(yù)期電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能增長將放緩[3]。目前，國內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能隨著電池成本的降低及電力市場機(jī)制的完善，用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目將逐漸具備投資價(jià)值[4]。

1 用戶側(cè)儲(chǔ)能商業(yè)模式及發(fā)展趨勢

廣義的用戶側(cè)儲(chǔ)能是根據(jù)儲(chǔ)能應(yīng)用場景劃分，指在電網(wǎng)公司與用戶產(chǎn)權(quán)分節(jié)點(diǎn)以外（用戶端）應(yīng)用的儲(chǔ)能系統(tǒng)，包括微電網(wǎng)、光儲(chǔ)發(fā)電、獨(dú)立儲(chǔ)能等多種應(yīng)用。本文研究的用戶側(cè)儲(chǔ)能是指安裝在用戶端且能夠按照現(xiàn)有的市場機(jī)制收回投資成本，并產(chǎn)生一定收益的獨(dú)立儲(chǔ)能系統(tǒng)[5]。

1.1 用戶側(cè)儲(chǔ)能商業(yè)模式

儲(chǔ)能系統(tǒng)安裝在負(fù)荷端可以保證電能質(zhì)量和供電的安全、穩(wěn)定性，減少電壓波動(dòng)對(duì)電能質(zhì)量的影響。用戶側(cè)儲(chǔ)能針對(duì)傳統(tǒng)負(fù)荷可實(shí)施削峰填谷、需求響應(yīng)和需量電費(fèi)管理等。削峰填谷適用于高峰時(shí)段用電量大的用戶，是目前最為普遍的商業(yè)化應(yīng)用，通過“谷充峰放”降低用電成本；需求響應(yīng)通過響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度，幫助改變或推移用電負(fù)荷獲取收益；需量管理通過削減用電尖峰，降低需量電費(fèi)。

用戶側(cè)儲(chǔ)能主要應(yīng)用于分時(shí)電價(jià)管理、容量費(fèi)用管理、電能質(zhì)量管理、需求側(cè)響應(yīng)等場景[6]。

單純依靠配置儲(chǔ)能去降低用戶需量不具備經(jīng)濟(jì)性，而峰谷套利場景只能削減電價(jià)高峰時(shí)段一定的負(fù)荷量，但用戶的最大用電負(fù)荷可能出現(xiàn)在電價(jià)高峰時(shí)段（電價(jià)高峰時(shí)段一般不超過8 h）以外的其他時(shí)段，因此利用儲(chǔ)能進(jìn)行容量費(fèi)用管理只存在某些特定的場景，不具備普適性。利用儲(chǔ)能為用戶進(jìn)行電能質(zhì)量管理也無明確的回報(bào)機(jī)制，為用戶進(jìn)行分時(shí)電價(jià)管理獲得峰谷套利收益是用戶側(cè)儲(chǔ)能比較單一的收益來源。

需求側(cè)響應(yīng)依賴地方政策，參與電力需求側(cè)響應(yīng)的用戶需接入省級(jí)電力需求側(cè)管理在線監(jiān)測平臺(tái)。目前，江蘇電力需求側(cè)響應(yīng)實(shí)施模式較為成熟，通過尖峰電價(jià)年度增收的電費(fèi)?？顚Ｓ?，用于獎(jiǎng)勵(lì)參與電力需求側(cè)響應(yīng)的用戶[7]。

江蘇、山東、河南等地已啟動(dòng)了需求側(cè)響應(yīng)工作，通過需求側(cè)響應(yīng)轉(zhuǎn)移高峰電力負(fù)荷，廣東也在近期啟動(dòng)了需求側(cè)響應(yīng)試點(diǎn)工作。各地明確鼓勵(lì)擁有儲(chǔ)能設(shè)施的用戶和充電樁運(yùn)營商參與響應(yīng)，參照目前的補(bǔ)貼情況，用戶側(cè)儲(chǔ)能參與需求側(cè)響應(yīng)的收益顯著高于同期參與峰谷套利的收益，能夠通過參與需求側(cè)響應(yīng)改善項(xiàng)目的投資收益。

1.2 用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展趨勢

英國、德國、美國等分布式儲(chǔ)能已呈現(xiàn)出“免費(fèi)午餐”、虛擬電廠、云儲(chǔ)能等多種模式[8]。文獻(xiàn)[9]分析了云儲(chǔ)能運(yùn)行機(jī)制及商業(yè)模式。英國Limejump公司通過其虛擬電廠平臺(tái)管理著超過120 MW儲(chǔ)能電站，通過平臺(tái)統(tǒng)一參與電網(wǎng)需求側(cè)響應(yīng)、調(diào)頻、平衡服務(wù)等，以使各站點(diǎn)收益最大化。通過能源管理系統(tǒng)將分布式儲(chǔ)能“點(diǎn)”資源凝聚起來，為這些儲(chǔ)能系統(tǒng)增加虛擬電廠的功能，交易商將虛擬電廠的容量融入現(xiàn)有的能量庫，向系統(tǒng)運(yùn)營商提供一次調(diào)頻控制備用和其他交易產(chǎn)品。文獻(xiàn)[10]介紹了德國為支持包括光伏儲(chǔ)能系統(tǒng)在內(nèi)的各項(xiàng)儲(chǔ)能設(shè)施建設(shè)，在2013年政府設(shè)立了一系列儲(chǔ)能補(bǔ)貼政策支持計(jì)劃，該政策為戶用儲(chǔ)能設(shè)備提供資額30%的補(bǔ)貼。大規(guī)模的保障性補(bǔ)貼推動(dòng)了德國新能源產(chǎn)業(yè)超常規(guī)發(fā)展，但也同時(shí)大幅度地提高了電價(jià)，且最終由電力消費(fèi)者承擔(dān)。2000年德國電力零售價(jià)格為14歐分/（kW·h），而到了2013年，這一數(shù)據(jù)提升為29歐分/（kW·h），政策的“過度支持”也向“適度支持”逐步轉(zhuǎn)變?？焖傧陆档膬?chǔ)能系統(tǒng)成本、不斷攀升的居民零售電價(jià)和持續(xù)的用戶側(cè)儲(chǔ)能安裝補(bǔ)貼政策支持等因素，推動(dòng)著德國用戶側(cè)儲(chǔ)能市場的發(fā)展，自發(fā)自用也成為用戶的必然選擇。

國內(nèi)對(duì)于多個(gè)儲(chǔ)能集約化管理的虛擬電廠應(yīng)用處于起步階段，隨著電力需求側(cè)響應(yīng)政策落地、電力市場交易品種的不斷豐富，用戶側(cè)儲(chǔ)能有望以“虛擬電廠”形式獲得更多的市場化盈利渠道[11]。

2 用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性分析

經(jīng)濟(jì)性分析主要是通過內(nèi)部收益率對(duì)項(xiàng)目投資收益進(jìn)行評(píng)估，通過收益評(píng)估判斷項(xiàng)目投資價(jià)值、容量配置、充放電策略等，并重點(diǎn)關(guān)注影響項(xiàng)目收益的關(guān)鍵因素。

2.1 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)模型

2.1.1 項(xiàng)目收入

單純峰谷套利應(yīng)用場景，項(xiàng)目收益來源主要為儲(chǔ)能電站谷充峰放的套利收益，第t年現(xiàn)金收入為

其中，Kc為儲(chǔ)能系統(tǒng)整體剩余容量；D為年有效利用天數(shù)；η為系統(tǒng)轉(zhuǎn)換效率；ni為峰谷或峰平循環(huán)次數(shù)；ΔPi為峰谷或峰平價(jià)差；π為購入電價(jià)；Pf為購入電量。

2.1.2 項(xiàng)目成本

項(xiàng)目成本分為初始投資、運(yùn)維成本、保險(xiǎn)等，通常年運(yùn)維成本可按照年均營收2%估算，保險(xiǎn)費(fèi)用年支出按照初始投資0.2%估算，儲(chǔ)能系統(tǒng)的初始投資成本主要由功率成本和容量成本構(gòu)成，項(xiàng)目初始投資C0包含儲(chǔ)能系統(tǒng)設(shè)備、材料、集成及施工等費(fèi)用。

其中，kp為電能轉(zhuǎn)換設(shè)備單位造價(jià)，元/kW；PESS為換流器功率；kE為電池系統(tǒng)單位造價(jià)，元/（kW·h）；EESS為電池系統(tǒng)容量；n為電池儲(chǔ)能系統(tǒng)循環(huán)壽命；i為儲(chǔ)能項(xiàng)目投資收益率；O為電纜及其他材料費(fèi)用；I為系統(tǒng)集成及施工費(fèi)用。

儲(chǔ)能裝置的年運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用與其運(yùn)行狀況有關(guān)，可表示為

其中，Cm為輸出1 kW·h電能的運(yùn)行維護(hù)成本；Q為儲(chǔ)能系統(tǒng)年輸出電量。

儲(chǔ)能系統(tǒng)循環(huán)壽命是其成本分析中的另一重要參量。儲(chǔ)能系統(tǒng)的循環(huán)壽命，即標(biāo)稱容量降至儲(chǔ)能電池初始額定容量的80%時(shí)電池的完整充放電循環(huán)次數(shù)。影響電池循環(huán)壽命的主要因素包括極端溫度、過度充放電、充放電深度DOD（depth of discharge）及充放電速率。儲(chǔ)能系統(tǒng)在標(biāo)準(zhǔn)充放電電流、電壓、溫度下工作時(shí)，其循環(huán)壽命與充放電深度存在函數(shù)關(guān)系，其使用壽命年限為

其中，Tlife為對(duì)應(yīng)DOD下儲(chǔ)能系統(tǒng)的循環(huán)壽命；Lcyc-year為年充放電循環(huán)次數(shù)。

2.1.3 經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)模型

運(yùn)營年份t凈現(xiàn)金流為

其中，Ct_out為該年現(xiàn)金流出，包含當(dāng)年運(yùn)維、保險(xiǎn)等費(fèi)用支出，以及當(dāng)年實(shí)繳增值稅、增值稅附加稅費(fèi)、企業(yè)所得稅等稅費(fèi)。

2.2 影響項(xiàng)目收益的關(guān)鍵因素分析

通過上述經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)模型，在一定的邊界條件下分析影響項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的主要因素，包括峰谷價(jià)差、初始投資、系統(tǒng)年有效運(yùn)行天數(shù)、系統(tǒng)容量衰減特性及損耗等。

邊界條件：系統(tǒng)采用“兩充兩放”、一年工作350 d運(yùn)行模式（運(yùn)行10 a，充放電7 000次，系統(tǒng)容量衰減至70%），充電效率90%，放電效率95%，投資方獲得儲(chǔ)能系統(tǒng)峰谷價(jià)差收益的90%。

2.2.1 項(xiàng)目初始投資

表1為按照上述邊界條件測算的儲(chǔ)能系統(tǒng)單位造價(jià)為1 600元/（kW·h）（包含設(shè)備、系統(tǒng)集成、施工、調(diào)試等費(fèi)用）時(shí)，在廣東部分地區(qū)的投資500 kW/2（MW·h）用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的內(nèi)部收益率。

表1 廣東各地用戶側(cè)儲(chǔ)能投資內(nèi)部收益率

由表1可知，在廣東各地區(qū)當(dāng)前電價(jià)條件下，用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目僅依靠兩充兩放模式進(jìn)行峰谷套利收益不理想。在廣州、珠海、佛山、中山、東莞、江門等峰谷價(jià)差較大區(qū)域，項(xiàng)目初始投資的單位造價(jià)控制在1 400元/（kW·h）以下時(shí)，才具備投資價(jià)值（內(nèi)部收益率大于7%）。

電池系統(tǒng)造價(jià)占項(xiàng)目初始投資比例約60%～70%，國內(nèi)磷酸鐵鋰電池產(chǎn)業(yè)的規(guī)?；l(fā)展，使得儲(chǔ)能系統(tǒng)成本下降趨勢明顯，同時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)產(chǎn)品的標(biāo)準(zhǔn)化也有利于降低儲(chǔ)能系統(tǒng)成本。

2.2.2 峰谷價(jià)差

為縮短項(xiàng)目投資回收期，采用磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能系統(tǒng)通常根據(jù)區(qū)域分時(shí)電價(jià)時(shí)段特點(diǎn)，采用每日多次充放電循環(huán)的策略[12]。除在“（電價(jià)）谷段充電、峰段放電”外，還利用“（電價(jià)）平段充電、峰段放電”，以在一天內(nèi)實(shí)現(xiàn)多次充放電循環(huán)。因此，峰谷價(jià)差、峰平價(jià)差都將影響項(xiàng)目的投資收益。

江蘇峰谷價(jià)差比廣東高0.056 1元，約8.02%；峰平價(jià)差比廣東高0.032 4元，約8.19%。由于峰谷價(jià)差、峰平價(jià)差的差異，投資500 kW/2（MW·h）用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目，江蘇年平均收益比廣東高4.45萬元，項(xiàng)目內(nèi)部收益率比廣東高將近2個(gè)百分點(diǎn)。相較于江蘇，廣東10 kV大工業(yè)峰谷、峰平價(jià)差有進(jìn)一步拉大的空間。

廣東省發(fā)改委明確“鼓勵(lì)完善峰谷電價(jià)政策，加大峰谷電價(jià)實(shí)施力度，運(yùn)用價(jià)格信號(hào)引導(dǎo)電力削峰填谷，優(yōu)化電力資源配置。利用峰谷電價(jià)差、輔助服務(wù)補(bǔ)償?shù)仁袌龌瘷C(jī)制，促進(jìn)儲(chǔ)能發(fā)展”[13]。

2.2.3 系統(tǒng)年有效運(yùn)行天數(shù)

1年運(yùn)行周期內(nèi)，儲(chǔ)能系統(tǒng)按照設(shè)定的運(yùn)行策略完成完整充放電循環(huán)的天數(shù)，為系統(tǒng)年有效運(yùn)行天數(shù)。年有效運(yùn)行天數(shù)與用戶生產(chǎn)特性、工作制等有關(guān)，同時(shí)受配變負(fù)荷檢修、節(jié)假日等因素影響。在項(xiàng)目前期階段可通過安裝負(fù)荷監(jiān)控裝置，分析用戶用電特性進(jìn)行預(yù)判，或者通過調(diào)研用戶經(jīng)營狀況、負(fù)荷特點(diǎn)、生產(chǎn)規(guī)律等進(jìn)行評(píng)估。

2.2.4 容量衰減及系統(tǒng)損耗

儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量衰減直接影響年峰谷套利收益，是影響項(xiàng)目收益的關(guān)鍵因素。一般認(rèn)為，用于峰谷套利的磷酸鐵鋰儲(chǔ)能系統(tǒng)，標(biāo)稱容量降至不低于初始額定容量的70%時(shí)仍可繼續(xù)使用。系統(tǒng)容量衰減的主要影響因素有單體電池衰減特性，系統(tǒng)一致性，充放電電流、溫度，放電深度等。文獻(xiàn)[14]研究了單體電池不一致性對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)整體性能的影響，并說明了具備充放電均衡控制策略的鋰電池儲(chǔ)能系統(tǒng)能夠很好地改善單體電壓不一致性變化。

系統(tǒng)損耗是衡量一個(gè)充放電循環(huán)發(fā)生的能量損耗，與系統(tǒng)設(shè)計(jì)（設(shè)備選型、散熱、自用電等）、電纜長度等因素有關(guān)，一般認(rèn)為設(shè)計(jì)的儲(chǔ)能系統(tǒng)損耗應(yīng)小于15%（即轉(zhuǎn)換效率應(yīng)不低于85%）。

2.3 經(jīng)濟(jì)效益分析

2.3.1 低儲(chǔ)高發(fā)運(yùn)行效益

在合適的系統(tǒng)容量下，儲(chǔ)能系統(tǒng)在負(fù)荷低谷、電價(jià)低谷時(shí)段或平段儲(chǔ)存電量，而在負(fù)荷較高、電價(jià)高峰時(shí)放出電量[15]。將系統(tǒng)在這種運(yùn)行模式下由分時(shí)電價(jià)而獲得的收益年值定義為低儲(chǔ)高發(fā)運(yùn)行效益，表示為

其中，Cα為儲(chǔ)能系統(tǒng)“低儲(chǔ)高發(fā)”運(yùn)行效益，元；η為儲(chǔ)能系統(tǒng)的充放電效率；n為分時(shí)電價(jià)的時(shí)段數(shù)；πi為第i時(shí)段的電價(jià)；Pi為第i時(shí)段系統(tǒng)的充放電功率；Δti為時(shí)間間隔。

在電價(jià)給定的情況下，系統(tǒng)此時(shí)的運(yùn)行效益與其容量、充放電的效率以及充放電策略有關(guān)。

2.3.2 環(huán)境效益

將儲(chǔ)能系統(tǒng)的環(huán)境效益定義為儲(chǔ)能系統(tǒng)替代火電機(jī)組所減少的污染物（懸浮顆粒物等）排放產(chǎn)生的效益。因此，系統(tǒng)的環(huán)境效益為

其中，Cβ為儲(chǔ)能系統(tǒng)的環(huán)境效益，元；πei為第i項(xiàng)污染物的環(huán)境價(jià)值，元/kg；n為污染物總數(shù)；Si為第i項(xiàng)污染物的排放量，kg；CI為凈化裝置的投資成本。

3 用戶側(cè)儲(chǔ)能容量配置策略

用戶側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)容量的設(shè)計(jì)需考慮不同區(qū)域分時(shí)電價(jià)的時(shí)段特性，并依據(jù)用戶的負(fù)荷特點(diǎn)進(jìn)行配置，本節(jié)給出一種恒功率充放電儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量配置方法。

3.1 基本原則

用戶側(cè)儲(chǔ)能利用分時(shí)電價(jià)政策，電價(jià)谷段或者平段存儲(chǔ)電量，電價(jià)高峰時(shí)段放出電量供用戶使用，同時(shí)獲取價(jià)差收益。系統(tǒng)容量配置的基本原則如下：每天盡可能多地利用電價(jià)峰段進(jìn)行循環(huán)充放電；保證在電價(jià)高峰時(shí)段儲(chǔ)能系統(tǒng)深度放電時(shí)，放出的電量用戶能夠完全消納；為降低系統(tǒng)造價(jià)，儲(chǔ)能系統(tǒng)優(yōu)先考慮通過配變0.4 kV母線并網(wǎng)。

3.2 配置方法

容量的配置與區(qū)域內(nèi)峰谷電價(jià)時(shí)段劃分密切相關(guān)，假設(shè)電價(jià)高峰時(shí)段為T1、T2、T3，且峰段時(shí)長T1

a）導(dǎo)入配變負(fù)荷數(shù)據(jù)，確定儲(chǔ)能系統(tǒng)初始功率Pref，即電價(jià)峰段配變可消納基礎(chǔ)負(fù)荷，Pref需滿足

b）校驗(yàn)儲(chǔ)能系統(tǒng)充電時(shí)，配變負(fù)荷是否超過其允許運(yùn)行的功率上限M，即

c）若Pref不滿足要求，依步長Δl減小Pref，結(jié)合儲(chǔ)能逆變器功率選型，直到找到滿足條件b）的功率PESS。

d）確定儲(chǔ)能系統(tǒng)配置容量

其中，DOD為系統(tǒng)設(shè)計(jì)的充放電深度，與采用的電池有關(guān)，磷酸鐵鋰的充放電深度80%～85%，鉛炭電池的充放電深度65%～70%。

4 結(jié)論

a）用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展?jié)摿Ψ浅４?，但若僅僅是單純依賴峰谷套利的用戶側(cè)應(yīng)用對(duì)成本極為敏感。隨著需求側(cè)管理及電力市場的不斷完善，用戶側(cè)儲(chǔ)能有望獲得多重收益，多個(gè)儲(chǔ)能電站集約化管理的虛擬電廠也將獲得市場化的盈利渠道。

b）相較于江蘇，廣東峰谷價(jià)差有進(jìn)一步拉大的趨勢，在廣東用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目投資優(yōu)先選擇廣州、珠海、佛山、中山、江門等峰谷價(jià)差較大的區(qū)域。

c）峰谷、峰平價(jià)差，初始投資（項(xiàng)目單位造價(jià)），系統(tǒng)年有效運(yùn)行天數(shù)，系統(tǒng)容量衰減特性及效率是影響用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵因素，項(xiàng)目投資需優(yōu)選電價(jià)條件較好的區(qū)域，重點(diǎn)評(píng)估系統(tǒng)年有效運(yùn)行天數(shù)，設(shè)計(jì)需重點(diǎn)關(guān)注系統(tǒng)衰減性能、效率等。

d）用戶側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)容量的設(shè)計(jì)需考慮不同區(qū)域分時(shí)電價(jià)的時(shí)段特性，并依據(jù)用戶的負(fù)荷特點(diǎn)進(jìn)行配置，且遵循以下基本原則：系統(tǒng)每天盡可能多地利用電價(jià)峰段進(jìn)行循環(huán)充放電；電價(jià)峰段儲(chǔ)能系統(tǒng)深度放電時(shí)，放出的電量用戶能夠完全消納；優(yōu)先考慮通過用戶配變0.4 kV母線并網(wǎng)。

e）現(xiàn)階段儲(chǔ)能項(xiàng)目投資優(yōu)先選擇價(jià)差較大的區(qū)域，同時(shí)注重儲(chǔ)能系統(tǒng)集約化管理，為分布式儲(chǔ)能集中參與電力需求側(cè)響應(yīng)及電力市場交易提前布局。