鐘小燕 王凱 李喜蘭 涂芳芳

（福建永福電力設計股份有限公司 福建福州 350100）

0 引言

2021 年4 月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見（征求意見稿）》指出了儲能是支撐新型電力系統(tǒng)的重要技術和基礎裝備，對推動能源綠色轉(zhuǎn)型、應對極端事件、保障能源安全、促進能源高質(zhì)量發(fā)展、實現(xiàn)碳達峰碳中和具有重要意義。其中，用戶側電儲能可發(fā)揮電量存儲功能，通過參與削峰填谷，配合電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻，提升電網(wǎng)“柔性”和調(diào)節(jié)能力，提高電網(wǎng)運行安全和供電可靠性水平；還可在外部電網(wǎng)故障情況下作為備用電源，保證電網(wǎng)停電期間用戶重要負荷供電需求；另外，也可支撐分布式風電、光伏等清潔能源及智能微網(wǎng)運行，提升綠色能源消納水平，改善電能質(zhì)量水平，為分布式新能源“友好”并網(wǎng)提供條件［1-2］。未來幾年，用戶側儲能規(guī)模化開發(fā)建設勢在必行。

然而，目前福建省用戶側儲能仍處于起步示范階段。因此，有必要分析福建省用戶側儲能的運營策略及經(jīng)濟效益，探索福建省用戶側儲能發(fā)展的運營模式，助力福建省儲能規(guī)?；l(fā)展。電化學儲能應用廣泛，通過靈活配置，從而在功率和能量上滿足不同用戶需求。其中，鋰離子電池是目前用戶側大規(guī)模應用電化學儲能之一，其具有充放電效率高、循環(huán)壽命長的優(yōu)點［3-5］。

本文以鋰離子電池儲能為例，建立計及儲能充放電損耗的用戶側儲能配置的經(jīng)濟收益模型，分析當前政策下福建省用戶側儲能的經(jīng)濟收益及運行策略。研究成果可為福建省乃至其他省份的用戶側儲能建設提供參考。

1 福建省用戶側儲能發(fā)展概況及相關政策

截至2020 年底，福建省投運的用戶側儲能項目有福建瑪高愛紀念醫(yī)院0.75 MW/1.8 MWh 儲能項目一期工程及南平和益農(nóng)業(yè)儲能電站0.25 MW/0.77 MWh。福建省用戶側主要受制于儲能市場主體身份及峰谷電價政策等因素的影響，目前仍處于項目示范起步階段。

用戶側儲能主要收益來源之一是參與削峰填谷。儲能可在電價低谷時段充電，高峰時段放電，從而賺取峰谷價差收益；同時，通過削減高峰負荷降低需量電費或容量電費。福建省峰谷平時段劃分為：峰時段8：30-11：30、14：30-17：30、19：00-21：00，平時段7：00-8：30、11：30-14：30、17：30-19：00、21：00-23：00，谷時段0：00-7：00、23：00-24：00。以福建省寧德市為例，該地區(qū)現(xiàn)大工業(yè)統(tǒng)一執(zhí)行兩部制電價。其中，基本電價為需量電費34.2 元/（kW·月），容量電費22.8 元/（kVA·月），各時段電度電價如表1 所示。

表1 寧德市大工業(yè)現(xiàn)執(zhí)行峰谷電價

近幾年，福建省先后發(fā)布了多項鼓勵儲能發(fā)展的政策，最新相關政策匯總如表2 所示［6-7］。儲能還可參加調(diào)峰輔助服務市場獲得相應的收益，逐步降低的儲能投資成本和日益完善的市場機制使得用戶側儲能成本回收周期縮短，具備商業(yè)運營的可持續(xù)性。

表2 福建省最新儲能建設發(fā)展政策匯總

2 用戶側儲能參與削峰填谷經(jīng)濟效益模型

2.1 成本模型

儲能的投資成本包括初始建設投資、運維成本（含人工成本、設備維護等），可以用式（1）表示。

式中：EBESS為儲能額定容量，kWh；pj為含土建費用在內(nèi)的單位容量建設投資，元/kWh；Cy為運維成本，元，本文年運維成本按一定比例的初始投資計算。

2.2 收益模型

用戶側儲能的收益主要包括峰谷價差收益、節(jié)省的基本電費及參與電網(wǎng)輔助服務收益。

（1）峰谷價差收益可由式（2）計算。

式中：Pin1為峰谷價差收益，元；Qf為儲能放電電量，kWh；Qc為充電電量，kWh；pf為放電電價，元/kWh；pc為充電電價，元/kWh。計及儲能充放電損耗，Qf和Qc應滿足式（3）。

式中：Qs為損耗電量，kWh；ksoc為電池充放電深度，%。

（2）節(jié)省基本電費收益。假設用戶基本電費按最大需量結算，則儲能節(jié)省的基本電費收益見式（4）。

式中：px為需量電價，元/kW；Pmax為儲能投入前用戶最大需量，kW；P′max為儲能參與削峰填谷后最大需量，kW。

（3）參與輔助服務補償收益。用戶側儲能除參與削峰填谷外，為充分提高儲能利用率，擴大儲能經(jīng)濟效益來源，可在剩余時段參與電網(wǎng)調(diào)頻輔助服務，從而獲取輔助服務補償收益。根據(jù)福建省電力調(diào)頻輔助服務市場交易規(guī)則（試行），調(diào)頻輔助服務收益可用式（5）表示。

式中：Pin3為調(diào)頻收益，元；K 為綜合調(diào)節(jié)性能指標；kf為每周期（15 min）調(diào)頻調(diào)用次數(shù)；m 為平均調(diào)用里程系數(shù)；PBESS為儲能額定功率，kW；pt為調(diào)頻結算價格，元/kW；pr為容量補償價格，元/（kW·月）。

綜上，用戶側儲能總收益見式（6）。

2.3 經(jīng)濟評價模型

本項目采用凈年值NAV 及內(nèi)部收益率IRR 作為儲能經(jīng)濟性評價指標［見式（7）］，從而獲得最優(yōu)經(jīng)濟效益下的儲能配置方案。

式中：N 為項目運行周期，a；（Pin-Cout）t為第t 年項目的現(xiàn)金流量，元；i 為貼現(xiàn)率。若NAV＞0，IRR＞i，說明項目具有經(jīng)濟性，數(shù)值越大，經(jīng)濟性越好；反之，項目不具有經(jīng)濟性。

3 算例分析

3.1 用戶側儲能運行策略

以福建省寧德市某大工業(yè)用戶為例，用戶擬配置10 MW/20 MWh 的儲能系統(tǒng)。本節(jié)將基于用戶負荷特性及當前政策分析儲能運行策略。

該用戶典型日24 h 負荷特性曲線如圖1 所示，全年負荷特性無明顯季節(jié)性差異?？梢钥闯觯撚脩糌摵商匦猿省癕”型特點，午高峰為9：00～10：00，晚高峰為15：00～17：00，谷時段為夜間1：00～4：00。負荷峰谷特性與劃分的峰谷時段基本吻合。

圖1 用戶典型日24 h 負荷特性曲線

根據(jù)當前寧德市峰谷電價政策，結合用戶負荷特性，本算例考慮以下2 種運行模式。

模式一：用戶側儲能僅參與削峰填谷。為盡可能降低用戶最大需用負荷，儲能系統(tǒng)整體采用一充兩放策略，每日谷時段2：00～4：00 進行充電，負荷尖峰時刻9：00～11：00、15：00～17：00依次進行放電。

模式二：考慮儲能系統(tǒng)參與削峰填谷+電網(wǎng)輔助服務。參與削峰填谷的充放電策略同模式一。其余時段參與電網(wǎng)調(diào)頻輔助服務。

儲能系統(tǒng)參與削峰填谷的運行策略如圖2 所示。

圖2 用戶儲能參與削峰填谷運行策略

用戶側儲能參與削峰填谷運行過程如圖3 所示，用戶側儲能通過上述運行策略參與削峰填谷后，負荷最大值可由原來的44 MW 降為39.5 MW，最大需用負荷可降低4.5 MW。

圖3 用戶側儲能參與削峰填谷運行過程

3.2 經(jīng)濟性分析

根據(jù)《福建省電力調(diào)頻輔助服務市場交易規(guī)則（試行）（2019年修訂版）》，儲能參與調(diào)頻輔助服務可獲得每月240 元/MW 容量補償（省市調(diào)度管轄范圍），調(diào)頻里程報價上限暫定12 元/MW。假設該用戶儲能參與調(diào)頻出清價格為10 元/MW。算例涉及其他相關計算參數(shù)見表3。

表3 用戶側儲能經(jīng)濟評價計算參數(shù)

經(jīng)計算，該用戶側儲能每年可獲得峰谷價差收益291.37萬元，節(jié)省基本電費184.68 萬元，獲得調(diào)頻輔助服務收益178.12 萬元。2 種運行模式下用戶側儲能項目經(jīng)濟評價指標如表4 所示?？梢钥闯觯脩魝葍δ軆H參與削峰填谷，內(nèi)部收益率僅6.15%，項目經(jīng)濟性一般；參與削峰填谷及電網(wǎng)輔助服務，內(nèi)部收益可提高至11.39%，項目具有良好的經(jīng)濟性。

表4 用戶側儲能經(jīng)濟評價結果

3.3 敏感性分析

用戶側電池儲能按模式一僅參與削峰填谷在壽命周期內(nèi)的投資回報率要達到模式二的經(jīng)濟效益水平，可在建設成本及削峰填谷效益方面加以提升。隨著儲能技術的發(fā)展，未來鋰電池儲能建設成本將持續(xù)下降。另外，峰谷電價主要取決于政策的變化。因此，本文基于儲能單位容量價格及峰谷電價差對用戶側儲能僅參與削峰填谷的經(jīng)濟效益進行敏感性分析。

儲能單位容量價格對儲能削峰填谷經(jīng)濟性的影響如圖4所示。隨著儲能單位容量價格的降低，內(nèi)部收益率隨之增加。當儲能單位容量價格降低1 600 元/kWh 左右時，僅參與削峰填谷的內(nèi)部收益率可達到11.40%，具有較好的經(jīng)濟性，與現(xiàn)階段參與模式二的經(jīng)濟效益相當。

圖4 儲能單位容量價格對儲能削峰填谷經(jīng)濟性的影響

峰谷價差對儲能削峰填谷經(jīng)濟性的影響如圖5 所示。隨著峰谷價差的升高，內(nèi)部收益率隨之增加，當峰谷價差升高至0.8 元/kWh 左右時，僅參與削峰填谷的內(nèi)部收益率可達到11.47%，具有較好的經(jīng)濟性，與現(xiàn)階段參與模式二的經(jīng)濟效益相當。

圖5 峰谷差對儲能削峰填谷經(jīng)濟性的影響

4 結論及建議

本文建立了用戶側儲能經(jīng)濟評價模型，并分析了基于福建省當前儲能政策及電價政策用戶側儲能的運行策略，最后對2 種運行模式下用戶側儲能的經(jīng)濟性及敏感性進行分析。得到以下2 個結論：

（1）福建省當前儲能政策及電價政策下用戶側儲能僅通過參與削峰填谷的經(jīng)濟性一般，而通過“削峰填谷+電網(wǎng)輔助服務”的聯(lián)合運營模式可提高儲能系統(tǒng)利用效率，擴展項目整體收益，使項目具有較好的經(jīng)濟性。

（2）當儲能價格降至1 600 元/kWh 左右或峰谷價差達0.8 元/kWh 左右時，用戶側儲能僅參與削峰填谷也可具有與當前參與“削峰填谷+電網(wǎng)輔助服務”聯(lián)合運營模式相當?shù)慕?jīng)濟性。

為推動福建省用戶側儲能持續(xù)健康發(fā)展，本文提出以下3個建議：

（1）適當擴大峰谷價差。目前，福建省峰谷電價差較小，峰谷價差在0.6 元以內(nèi)。因此，建議適當擴大峰谷價差，完善用戶側儲能參與需求側響應的補貼機制。

（2）完善明確用戶側電儲能參與分布式供電、電網(wǎng)調(diào)頻、調(diào)峰等輔助服務的定價機制，擴展用戶側儲能經(jīng)濟收益來源，提高用戶側儲能投資的積極性。

（3）繼續(xù)推動儲能系統(tǒng)整體設計研究。開發(fā)大容量、低成本、高效率、長壽命的儲能系統(tǒng)，推動鋰電池儲能產(chǎn)品的技術迭代與產(chǎn)品升級。