魏 巍孫昕煒劉俊勇梅生偉

(1.國網(wǎng)四川省電力公司電力科學(xué)研究院，四川 成都 610041;2.清華大學(xué)電機工程與應(yīng)用電子技術(shù)系，北京 100084;3.四川大學(xué)電氣工程學(xué)院，四川 成都 610065)

0 引 言

隨著可再生能源裝機的日益增多，儲能系統(tǒng)正受到世界各國的高度重視。由于光伏和風(fēng)電等新能源的發(fā)電量具有不確定性和隨機性,高比例新能源電力系統(tǒng)可能存在頻率波動及電壓波動等問題。儲能系統(tǒng)作為發(fā)電供應(yīng)和負(fù)荷需求之間的中轉(zhuǎn)站，可以提高系統(tǒng)的可靠性和穩(wěn)定性。

目前有多種類型的儲能系統(tǒng)可用于支持電力系統(tǒng)。例如，抽水蓄能和壓縮空氣儲能等大型儲能設(shè)施以及鋰離子電池、鈉硫電池和全釩液流電池等電化學(xué)儲能。隨著鋰離子電池性能的提高和成本的降低，鋰離子電池，尤其是磷酸鐵鋰電池成為目前使用最多的電池。

儲能系統(tǒng)的投資成本仍較高，因此在規(guī)劃運行時準(zhǔn)確評估其盈利能力并優(yōu)化運行策略至關(guān)重要。文獻(xiàn)[1]開展了智能家庭中光伏和電池儲能系統(tǒng)(battery energy storage system,BESS)容量配置的研究，建立了基于優(yōu)化算法的家庭能源管理系統(tǒng)，可為不同電費機制下的用戶提供配置參考。文獻(xiàn)[2]提出了一個儲能系統(tǒng)提供多種服務(wù)時的綜合價值評價方法，包括能源套利、頻率調(diào)節(jié)和可靠性提升等。文獻(xiàn)[3]研究了分時電價下用戶響應(yīng)行為的模型與算法。文獻(xiàn)[4]提出了考慮需量管理的用戶側(cè)儲能優(yōu)化配置方法。文獻(xiàn)[5]研究了計及分時電價下用戶需求響應(yīng)的分布式儲能多目標(biāo)優(yōu)化運行方法。

不同存儲技術(shù)的壽命衰減過程不盡相同。例如，抽水蓄能和壓縮空氣儲能等物理儲能系統(tǒng)容量可能會隨著機械磨損而緩慢衰減。鋰離子電池的循環(huán)壽命與循環(huán)次數(shù)、放電深度等密切相關(guān)。全釩液流電池的壽命也與運行狀態(tài)相關(guān)，但深度循環(huán)不會像影響鋰離子電池那樣顯著惡化全釩液流電池的健康狀態(tài)。容量衰減過程是電池相關(guān)研究的一個關(guān)鍵課題。文獻(xiàn)[6]對鋰離子電池衰減的基本因素進(jìn)行了提煉，包括內(nèi)部老化機制和影響因素。文獻(xiàn)[7]提出了一種用于估計電池壽命損失的半經(jīng)驗?zāi)Ｐ?。文獻(xiàn)[8]提出了一種考慮電池循環(huán)壽命的 BESS 在電力市場中的最優(yōu)競價策略。文獻(xiàn)[9]討論了電池衰減對提供多場景應(yīng)用的儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟性影響，并提出了一個經(jīng)濟性-衰減模型來綜合量化運行策略帶來的影響。文獻(xiàn)[10]梳理了電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模電化學(xué)儲能運行效率及壽命衰減建模方法。

儲能系統(tǒng)的盈利能力與其應(yīng)用場景和運行狀況態(tài)密切相關(guān)。峰谷套利是儲能系統(tǒng)最常見的應(yīng)用之一，在不同的定價機制下其盈利能力可能會有很大差異。因此，在評估儲能項目經(jīng)濟性時需要一個完整的考慮具體運營策略和電價機制的綜合技術(shù)經(jīng)濟評價框架?；谏鲜鲅芯楷F(xiàn)狀，首先，總結(jié)了不同電價機制運行模型以及電池衰減模型；然后，提出了不同電價機制下的電池儲能系統(tǒng)經(jīng)濟分析指標(biāo)和方法；最后，基于實際的電價數(shù)據(jù)，分析了電池儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟性。

1 儲能系統(tǒng)模型

儲能系統(tǒng)可實現(xiàn)的套利利潤與充放電價格之間的差異密切相關(guān)。儲能系統(tǒng)運營商需要優(yōu)化充放電策略，確定何時對電池進(jìn)行充電和放電以最大化利潤。下面介紹不同電價機制下儲能電站的運行方式，包括固定費率、分時電價和實時電價3種模式，以及儲能系統(tǒng)的運行約束條件和壽命衰減模型。

1.1 固定費率

固定費率模式下的消費者在指定期限內(nèi)以每千瓦時的固定費率支付電費。這種支付方式可以使用戶免受能源價格上漲帶來的影響。但是儲能系統(tǒng)在該方式下無法為用戶帶來利潤，并且由于功率轉(zhuǎn)換過程中的能量損失，反而會增加用戶的電費支出。在此方式下，用戶安裝儲能系統(tǒng)的好處主要體現(xiàn)在提高用戶用電可靠性或提升電能質(zhì)量等。

1.2 分時電價

分時電價機制(time-of-use，TOU)的實行可以鼓勵人們將部分用電負(fù)荷從高峰期轉(zhuǎn)移到非高峰期。在此電價機制下，消費者在低谷時段、平段、高峰時段和尖峰時段按不同費率支付。通常消費者在低谷時段支付的費用低于標(biāo)準(zhǔn)固定費率，而在高峰時段和尖峰時段支付的費用更高。如果消費者在高峰和尖峰期間能夠減少用電，或者他們可以在這些時間使用存儲在儲能系統(tǒng)中的電能，則可降低電費節(jié)省開支。

在分時電價機制下的儲能運營策略簡單明了，即在低谷時段或平段充電，在高峰時段或尖峰時段放電。儲能系統(tǒng)一天產(chǎn)生的利潤或節(jié)省的電費可以表示為

(1)

式中:λ1、λ2、λ3和λ4分別為尖峰、高峰、平段、低谷時段的電價；T1、T2、T3和T4分別為尖峰、高峰、平段、低谷時段的總小時數(shù)；Ed，t和Ec，t為t時刻的放電和充電電量。

1.3 實時電價

實時電價(real-time pricing，RTP)可反映電能的供需關(guān)系，在采用實時電價的地區(qū)，電價會在很短的時間間隔內(nèi)變化，例如1 h。用戶支付的電費根據(jù)售電公司或其他代理機構(gòu)在批發(fā)市場上結(jié)算的實時電價而有所不同。當(dāng)用電需求很高時電價也相對較高，因頂峰電廠必須發(fā)電以滿足用電需求，此類電廠的運行成本往往高于提供基本負(fù)荷電廠的運行成本。

用戶通常會提前1天或在更短時間內(nèi)收到報價。儲能系統(tǒng)使用者可以通過電價預(yù)測來優(yōu)化電池運行情況，從而以相對較低的價格為電池充電，在價格較高時放電。儲能電池在實時電價機制下1天的利潤為

(2)

式中,λt為實時電價機制下t時刻的用電價格。

1.4 運行約束

電池的荷電狀態(tài)(state of charge,SOC)是監(jiān)測電池運行的重要指標(biāo)，它代表電池剩余容量與額定容量Er之比，取決于電池先前狀態(tài)的容量和當(dāng)前的運行狀態(tài)。t時刻的荷電狀態(tài)St用式(3)—式(6)表示。

St=St-1+ΔEt/Er，?t∈T

(3)

ΔEt=Ec,t-Ed,t

(4)

Ec,t=Pc,tτγc

(5)

Ed,t=Pd,tτ/γd

(6)

式中:γc和γd分別為電池的充電和放電效率；Pc,t和Pd,t分別為充電和放電功率；τ為時間間隔。電池的運行受到其儲能容量、充電功率和放電功率限制等約束，這些約束用式(7)—式(10)表示。

Smin≤St≤Smax,?t∈T

(7)

0≤Pd,t，?t∈T

(8)

0≤Pc,t，?t∈T

(9)

Pd,t+Pc,t≤Pmax，?t∈T

(10)

式中:Smin和Smax為SOC 的最小值和最大值，可能因存儲技術(shù)和運行策略而異;Pmax為最大充放電功率，由功率轉(zhuǎn)換系統(tǒng)的限制決定。

1.5 電池衰減模型

這里采用文獻(xiàn)[7]中提出的電池衰減模型。該模型考慮了循環(huán)次數(shù)、放電深度 (depth of discharge,DOD)、循環(huán)的平均 SOC 等對電池壽命的影響。該模型如式(11)—式(18)所示[7，11—12]。

L=1-α1e(-α2fd)-(1-α1)e(-fd)

(11)

fd=fcyc+fcal

(12)

(13)

(14)

(15)

fS(xS)=ekS(xS-Sref)

(16)

fC(xC)=ekC(xC-Cref)

(17)

(18)

式中:fD(xD)、fS(xS)、fC(xC)和fT(xT)分別為電池衰減與DOD、SOC、充放電倍率以及溫度之間的關(guān)系;Ncyc為循環(huán)次數(shù)；kD1、kD2、kD3、kS、kC和kT為對應(yīng)壓力模型的系數(shù)；Sref、Cref和Tref為壓力模型中的參考值。更多細(xì)節(jié)見文獻(xiàn)[12]。

2 經(jīng)濟性分析

本章描述了儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟分析模型及相關(guān)指標(biāo)，包括資金成本、運維成本、平準(zhǔn)化儲能成本、投資回收期、凈現(xiàn)值等[4，13—15]。

2.1 資金成本

資金成本包括儲能系統(tǒng)在采購、安裝和交付過程中產(chǎn)生的固定費用，主要包括電池、電源轉(zhuǎn)換系統(tǒng)(power conversion system,PCS)和平衡系統(tǒng)(balance of system,BOS)的成本等，計算式為

C0=Cbat+Cpcs+Cbos

(19)

式中，Cbat、Cpcs和Cbos分別為電池、電源轉(zhuǎn)換系統(tǒng)、平衡系統(tǒng)的單位成本。Cbat由電池每千瓦時的單價決定;Cpcs包括電池系統(tǒng)將電力從 DC/AC 轉(zhuǎn)換為AC/DC的電力電子設(shè)備價格，與每千瓦的價格相關(guān)；Cbos一般包括電氣平衡系統(tǒng)、結(jié)構(gòu)平衡系統(tǒng)等產(chǎn)生的費用。

2.2 運維成本

Com=Cfom+Cvom

(20)

2.3 平準(zhǔn)化儲能成本

平準(zhǔn)化儲能成本 (levelized cost of storage, LCOS) 可以定義為整個生命周期的總成本除以生命周期結(jié)束時提供的總能量或總功率,即

(21)

式中：Com,n為第n年的運維成本；Cch,n為第n年的充電成本;Ceol為報廢成本;rn為第n年的貼現(xiàn)率;Etotal為整個生命周期的能量吞吐量。

這里在計算LCOS 時沒有考慮充電成本，因為充電成本在不同的價格機制下會有所不同。 因此，平準(zhǔn)化儲能成本CLCOS為

(22)

所定義的 LCOS 可用于計算可獲取利潤的最小充放電差價，即用 LCOS 除以往返效率。

2.4 投資回收期

投資回收期代表收回投資成本所需的時間，表示為

Tpp=C0/Cap

(23)

式中，Cap為年度投資回報。折現(xiàn)回收期是衡量投資的另一個指標(biāo)，它可計及貨幣的時間價值。

2.5 凈現(xiàn)值

凈現(xiàn)值 (net present value,NPV) 是一個考慮貨幣時間價值，并將未來現(xiàn)金流量轉(zhuǎn)化為今天貨幣價值的常用評價指標(biāo)，它為項目的潛在盈利能力提供了有用的衡量標(biāo)準(zhǔn)。儲能項目的凈現(xiàn)值VNPV為

第三容易迷戀游戲。中學(xué)生自制能力差，好奇心強，再加上網(wǎng)絡(luò)上的東西魚龍混雜，誘惑力很強，所以中學(xué)生很容易淪陷。通過玩打打殺殺的游戲，使思想沒有成熟的中學(xué)生有嚴(yán)重的暴力傾向，容易不計后果，做出極端危險的事情。

(24)

式中，Cn為凈現(xiàn)金流，可用每年獲得的收益減去運維成本來計算。

3 算例分析

3.1 電價

采用兩組分時電價數(shù)據(jù)和一組實時電價數(shù)據(jù)進(jìn)行案例研究。表1列出了與美國conEdison公司簽訂分時電價合同下的小型企業(yè)每個時間段需支付的電費費率[16]。該合同下，高峰時段為周一至周五早上8:00—10:00，其他所有時間都被視為非高峰時段。表2列出了2020 年中國江蘇省 100 kVA 及以上商業(yè)用戶的分時電價費率。

對于參與電力市場現(xiàn)貨交易的電池儲能系統(tǒng)，可通過歷史節(jié)點邊際電價(locational marginal price,LMP)來估算最大收益。這里采用美國PJM區(qū)域的歷史數(shù)據(jù)來評估儲能系統(tǒng)在實時電價機制下的套利情況[17]。

3.2 選址定容

在規(guī)劃儲能系統(tǒng)容量時，應(yīng)同時分析容量需求和功率需求。儲能系統(tǒng)的容量受變電站承載能力、客戶需求、資金規(guī)模以及占地面積等條件限制。根據(jù)美國國家可再生能源實驗室最近的預(yù)測和電池廠商的報價[18]，資金成本約為 300美元/kWh，運維成本約為資金成本的2.5%。

表1 conEdison 分時電價表

表2 2020年江蘇省用戶分時電價表

算例中電池儲能系統(tǒng)裝設(shè)在商業(yè)用戶側(cè)，且安裝的首要目的是為了節(jié)省電費。在算例1—3中，電池的SOC均被限制在10%～90%的范圍內(nèi)。算例系統(tǒng)的參數(shù)以及不同電價機制下每個案例的收益情況如表3所示。根據(jù)收益分析結(jié)果，投資者從現(xiàn)貨市場獲得的收益遠(yuǎn)低于分時電價合同下的收益。主要原因是在分時電價機制下，若峰谷電價差足夠大，儲能系統(tǒng)就能持續(xù)穩(wěn)定地獲得較大套利收益；而在實時電價機制下，根據(jù)市場供需平衡情況和出清機制，絕大部分時間的日內(nèi)價差低于所對比的分時電價合約下的價差，從而導(dǎo)致現(xiàn)貨市場日平均峰谷價差較低，盈利能力較差。但是不同的電力市場及地區(qū)可能有不同的電價波動情況，因此在一些地區(qū)儲能系統(tǒng)從現(xiàn)貨市場中取得的套利收益可能會高于分時電價機制下的套利收益。每日運行的循環(huán)次數(shù)也是影響收益的重要因素，并且不同電池類型也具有不同的收益情況。此算例中采用錳酸鋰電池衰減數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，其他類型的電池可能具有更長的循環(huán)壽命和更好的經(jīng)濟回報。

表3 不同電價機制下收益情況

3.3 儲能系統(tǒng)運行策略

與傳統(tǒng)發(fā)電機不同，電池的壽命衰減與其運行狀況密切相關(guān)。本算例通過調(diào)整最大和最小 SOC 約束來比較不同運營策略下的壽命和能量吞吐量，結(jié)果如表4所示。

表4 不同運行策略下的衰減及能量吞吐量

通過比較策略1—4的壽命和第1年后的健康狀態(tài)(state of health,SOH)，可知SOC運行值越小，衰減越慢。但是值得注意的是，SOC 越低，從電池中可釋放的備用能量就越低，可提供的可靠性價值越低。通過比較策略1和策略5的結(jié)果，可知SOC運行區(qū)間越小，即DOD越小，則壽命越長。但總能量吞吐量可能會更小，這將會導(dǎo)致利潤降低。因此用戶在制定電池運行策略時，需要綜合考慮相關(guān)約束條件及運行目標(biāo)。

3.4 經(jīng)濟性分析

根據(jù)上述分析，在美國PJM市場中的儲能收益遠(yuǎn)小于初始投資，即儲能僅參與現(xiàn)貨市場并不足以回收投資成本。因此對儲能系統(tǒng)在conEdison和江蘇省分時電價機制下的經(jīng)濟性進(jìn)行進(jìn)一步分析，計算流程如圖1所示。假設(shè)一個1 MW/1 MWh的電池儲能系統(tǒng)每天充放電一次，SOC限制在10%～90%的范圍內(nèi)，經(jīng)計算分析可得，該項目的LCOS為0.122 9 美元/kWh。conEdison客戶的投資回收期和折現(xiàn)回收期分別為6.3年和9.1年。而江蘇省投資者的投資回收期將長于電池系統(tǒng)的壽命，投資者應(yīng)同時尋求其他應(yīng)用場景來賺取收益。表5列出了分析結(jié)果。需注意的是各地的實時電價政策可能會發(fā)生變化，投資者應(yīng)按照最新政策估算利潤。

圖1 項目技術(shù)經(jīng)濟性評估流程

表5 conEdison合約下BESS技術(shù)經(jīng)濟分析

4 結(jié) 論

上面提出了一個考慮電池壽命衰減的電池儲能系統(tǒng)技術(shù)經(jīng)濟分析模型，可以使用該模型研究不同電價機制及運行策略下電池儲能系統(tǒng)的能量吞吐量、平準(zhǔn)化儲能成本和項目盈利能力等?；趯嶋H電價和成本數(shù)據(jù)的算例分析表明：1)實時電價機制下的套利空間可能低于分時電價機制下的套利空間，即使現(xiàn)貨市場的單日最高峰谷電價差遠(yuǎn)高于分時電價機制下的電價差。但由于高電價差持續(xù)時間不夠長，將不足以產(chǎn)生足夠的利潤。2)對于具有相同功率的系統(tǒng)，容量越高，衰減速度越慢。并且對于所研究的鋰離子電池類型，最大和最小荷電狀態(tài)的限值越低，壽命越長。本研究可為電池儲能系統(tǒng)的規(guī)劃和運行提供參考。