保偉中 王一依 唐志軍 陳思哲

（1.江蘇龍源風(fēng)力發(fā)電有限公司 2.龍源（北京）風(fēng)電工程設(shè)計咨詢有限公司3.龍源（北京）風(fēng)電工程設(shè)計咨詢有限公司 4.南京南瑞繼保工程技術(shù)有限公司）

0 引言

電力處于現(xiàn)代能源的核心位置，在實現(xiàn)“碳中和”目標(biāo)的電力清潔化趨勢下，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”的結(jié)構(gòu)，儲能將貫穿整個電力系統(tǒng)。儲能是指通過介質(zhì)或者設(shè)備將能量儲存起來，在需要的時候再釋放出來的過程。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、用電的任何一個環(huán)節(jié)和場景。儲能主要是指電能的儲存，可分為機(jī)械儲能、電化學(xué)儲能、化學(xué)儲能、熱儲能及電磁儲能等，其中機(jī)械儲能是最成熟，成本最低的儲能方式，常見的有抽水蓄能電站、飛輪儲能、壓縮空氣儲能等。然而，長期以來，儲能居高不下的建設(shè)成本以及國家扶持政策的不明朗極大地影響了儲能電站的建設(shè)力度。

2022年6月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》，成為繼《關(guān)于促進(jìn)新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案》、《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》之后，2022年國家層面出臺的第三份明確提及儲能在電力系統(tǒng)應(yīng)用的政策文件。顯然，加快推動獨(dú)立儲能參與電力市場配合電網(wǎng)調(diào)峰，加快推動獨(dú)立儲能參與中長期市場和現(xiàn)貨市場，充分發(fā)揮獨(dú)立儲能技術(shù)優(yōu)勢提供輔助服務(wù)，已經(jīng)成為儲能電站建設(shè)的催化劑。然而儲能電站如何實現(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。

本文立足國家相關(guān)儲能政策，介紹儲能系統(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，針對某個儲能電站項目的實際運(yùn)營情況開展盈利模式測算分析，并對儲能系統(tǒng)的商業(yè)化運(yùn)行前景進(jìn)行分析和展望。

1 儲能電站盈利模式

儲能系統(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，即利用儲能的能量存儲功能，將谷時的電能存儲起來并在峰時釋放出來，通過峰谷電價差獲取收益。為提高收益，有時也會考慮平時段充電峰時段放電，獲得峰平價差收益。利用峰谷價差套利是目前用戶側(cè)儲能最主要的盈利方式。2021年，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制的通知》，要求系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4∶1，其他地方原則上不低于3∶1，尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。峰谷價差的拉大，為用戶側(cè)儲能蓄熱行業(yè)大規(guī)模發(fā)展奠定了基礎(chǔ)。表1為2021年江蘇省峰谷電價價差一覽表。研究表明，峰谷價差達(dá)到0.7元／kWh時，儲能的收益率達(dá)到9.82%。

表1 2021年江蘇省峰谷電價價差

儲能系統(tǒng)參與一個完整充放電循環(huán)的峰谷套利收益如下：

式中，EW為儲能電站一天內(nèi)的高峰低谷電價差套利收益（元）；Q為儲能電站的容量（kWh）；DOD為儲能電站的充放電深度（%）；分別為t時刻的充電與放電價格（元／kWh）；ηdis、ηch分別為儲能電站的放電和充電效率（%）。

1.2 需量費(fèi)用

兩部制電價下，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。需量控制的收益根據(jù)需量電費(fèi)的計算方式不同主要分為以下兩種：

（1）需量申報方式

需量申報方式即用戶每個月預(yù)先申報下個月的最大需量，然后再根據(jù)下個月的實際需量進(jìn)行收費(fèi)。

式中，ED為月需量費(fèi)用（元）；Dplan為核定需量（kW）；Dactual為實際需量（kW）；pD為需量電價（元／kW）。

（2）按時收取方式

該種方式即根據(jù)實際使用情況收取需量費(fèi)用，其計算公式如下：

1.3 輔助服務(wù)

為應(yīng)對新能源出力波動、風(fēng)光等弱慣量系統(tǒng)對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行造成的影響，我國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)動慣量等新型輔助服務(wù)，在國外成熟電力市場中，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體系，以體現(xiàn)系統(tǒng)靈活性資源的調(diào)節(jié)價值。本文僅考慮傳統(tǒng)的調(diào)峰和調(diào)頻兩種服務(wù)輔助在儲能電站中的應(yīng)用模式。

1）調(diào)峰服務(wù)。儲能電站的調(diào)峰服務(wù)收入即為其響應(yīng)電網(wǎng)指令，在尖峰負(fù)荷時放電使用，在電力富余時充電使用。調(diào)峰服務(wù)的直接收益除峰谷價差外，還包括輔助服務(wù)補(bǔ)償?shù)取?/p>

2）調(diào)頻服務(wù)。儲能電站的調(diào)頻服務(wù)收入主要來自電網(wǎng)對其參與調(diào)頻量進(jìn)行的補(bǔ)償費(fèi)用，目前國內(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)償計算方法如下所示：

式中，Ef為儲能系統(tǒng)第m天的總補(bǔ)償收益（元）；為儲能系統(tǒng)第m天的綜合性能指標(biāo)；Dm為儲能系統(tǒng)第m天的調(diào)頻深度；為調(diào)頻補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。

2 儲能電站全壽命周期年均成本模型

2.1 電池循環(huán)壽命

儲能電站內(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（Depth Of Discharge，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電池壽命，同樣的壽命周期可以輸出更多的能量，對壽命循環(huán)次數(shù)的影響較大。本文以某型號的鉛酸電池參數(shù)為依據(jù)，計算電池的循環(huán)壽命次數(shù)。該電池在不同放電深度階段對應(yīng)的壽命循環(huán)次數(shù)如表2所示。

表2 不同放電深度階段對應(yīng)的壽命循環(huán)次數(shù)

電池下降至容量的80%時的循環(huán)次數(shù)和電池運(yùn)行過程中每日循環(huán)次數(shù)直接決定了電池儲能的循環(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

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)成本和回收價值構(gòu)成，可表示為：

式中，C為儲能系統(tǒng)全壽命周期年均成本；Ci1為電池投資成本；Ci2為變換器投資成本；Cm為設(shè)備維護(hù)成本；Crec為回收價值；eq為容量單價；Pm為儲能最大功率；ei2為變換器功率單價；γ為回收系數(shù)。

3 用戶側(cè)儲能電站算例分析

某工業(yè)園區(qū)計劃安裝儲能系統(tǒng)，通過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兩個分區(qū)，分區(qū)A、B的典型日負(fù)荷曲線如下圖所示。

圖 園區(qū)典型日負(fù)荷曲線示意圖

由上圖可知，園區(qū)A整體負(fù)荷較大，但相對平穩(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（需量計費(fèi)），具體如表3所示。

表3 電價信息表

由表1可知，該地區(qū)非夏季峰谷價差為0.724元／kWh，夏季峰谷價差為0.849元／kWh。從全年來看，當(dāng)?shù)胤骞葍r差屬于較高水平，安裝儲能系統(tǒng)具有較高收益。

3.2 儲能配置及運(yùn)行模式

綜合考慮兩個分區(qū)的負(fù)荷情況、場地因素、并網(wǎng)接入難度等因素，分區(qū)A配置500kW／2MWh的磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)1套，分區(qū)B配置500kW／1.75MWh的磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)2套。該項目設(shè)計運(yùn)營年限為15年，項目中期需更新電芯一次，項目所采用鋰電池儲能系統(tǒng)的循環(huán)壽命為5000次（容量80%以上）。

項目運(yùn)行模式主要考慮以下兩個方面：

1）儲能系統(tǒng)運(yùn)行不能增加園區(qū)的用電需量。

2）在滿足不增加需量的前提下，系統(tǒng)應(yīng)充分利用每天的峰時段進(jìn)行放電。

本項目夏季采用“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。

表4 儲能電站運(yùn)行模式

3.3 運(yùn)營結(jié)果分析

本項目初期投入約為900萬，第八年更換電芯費(fèi)用約為250萬元，以儲能電站投運(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。

表5 儲能電站收益情況

由上表可見，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，當(dāng)儲能系統(tǒng)放電深度較大時，如表中放電深度為70%、80%的情況，循環(huán)壽命降低過快，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能系統(tǒng)成本，創(chuàng)造出盈利機(jī)會，從表中數(shù)據(jù)看，放電深度越小，如50%、60%時，越能夠獲得盈利。

按儲能電站15年的設(shè)計壽命與取50%的放電深度進(jìn)行測算，以現(xiàn)有電價政策保持不變的情況下，則該儲能電站在其規(guī)定的使用年限內(nèi)的靜態(tài)收益情況見表6。

表6 儲能電站收益情況

根據(jù)系統(tǒng)的收益數(shù)據(jù)，可得系統(tǒng)的項目稅前內(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，本儲能電站項目具有較好的經(jīng)濟(jì)性。