劉 堯

(中國大唐集團(tuán)科學(xué)技術(shù)研究總院有限公司華東電力試驗(yàn)研究院, 安徽 合肥 230088)

0 引言

儲能是支撐新型電力系統(tǒng)構(gòu)建的重要技術(shù)和關(guān)鍵基礎(chǔ)裝備[1-4]。當(dāng)前在負(fù)荷峰谷差持續(xù)拉大、高比例新能源接入形勢下，電網(wǎng)調(diào)峰能力不足的問題日益凸顯[5-7]。依靠火電機(jī)組提供調(diào)峰服務(wù)，存在安全性、經(jīng)濟(jì)性諸多限制性因素，無法滿足調(diào)峰缺口。儲能作為重要的靈活性資源，無疑是緩解電網(wǎng)調(diào)峰壓力的一種有效技術(shù)手段。

為調(diào)動(dòng)儲能利用積極性，目前已有多個(gè)省份明確儲能參與地方調(diào)峰輔助服務(wù)市場的主體地位及補(bǔ)償機(jī)制。在儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)經(jīng)濟(jì)性研究方面，文獻(xiàn)[7]梳理了國內(nèi)電化學(xué)儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場政策及補(bǔ)償機(jī)制；文獻(xiàn)[8]建立了常規(guī)調(diào)峰和儲能調(diào)峰組合方案的年調(diào)峰效益模型；文獻(xiàn)[9]分析了東北區(qū)域電儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場收益與成本組成；文獻(xiàn)[10]構(gòu)建了資源節(jié)約側(cè)、社會效益?zhèn)?、投資側(cè)儲能系統(tǒng)參與調(diào)峰效益分析模型；文獻(xiàn)[11]搭建了儲能系統(tǒng)平準(zhǔn)化成本評估模型；文獻(xiàn)[12]建立了基于減少新能源棄電的儲能參與調(diào)峰的成本效益分析模型，比較抽水蓄能、壓縮空氣、電化學(xué)儲能經(jīng)濟(jì)性。

儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)項(xiàng)目作為新興項(xiàng)目，當(dāng)前缺乏成熟的經(jīng)濟(jì)性評估方法，相關(guān)經(jīng)濟(jì)效益模型的研究未充分考慮政策和市場環(huán)境影響，無法適用于實(shí)際項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性分析，因此文章提出一種儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性評估方法，并以某實(shí)際區(qū)域?yàn)槔_展儲能調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性分析，為儲能參與調(diào)峰服務(wù)項(xiàng)目投資提供參考。

1 儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性評估方法

目前調(diào)峰輔助服務(wù)市場尚處于初期階段，存量儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)項(xiàng)目的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)收益數(shù)據(jù)較少，無法為新建項(xiàng)目收益測算提供數(shù)據(jù)支撐。儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)項(xiàng)目工程造價(jià)較高，經(jīng)濟(jì)性評估結(jié)果直接決定項(xiàng)目最終投資決策及盈虧走向。文章綜合考慮調(diào)峰輔助服務(wù)市場、調(diào)峰容量需求空間分析以及基于全壽命周期成本的儲能選型等要點(diǎn)，建立儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性評估流程，如圖1所示。

圖1 儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性評估流程圖

2 儲能投資的全壽命周期成本評估

2.1 全壽命周期成本

全壽命周期成本(Life Cycle Cost，簡稱LCC)分析通常是指項(xiàng)目在整個(gè)壽命周期中需要的總費(fèi)用，它不僅包括項(xiàng)目的初期一次性投入費(fèi)用，而且涉及到整個(gè)壽命周期內(nèi)的費(fèi)用[13]。文章將引入全壽命周期成本分析的方法，建立適用于儲能電池的LCC模型，并對儲能調(diào)峰項(xiàng)目投資進(jìn)行量化分析，為項(xiàng)目投資提供決策依據(jù)。

2.2 適用于儲能電池的LCC計(jì)算模型

儲能全壽命周期成本LCC包括系統(tǒng)投資成本、檢修維護(hù)成本、運(yùn)行耗能成本、退役處置成本等。由于儲能電池循環(huán)壽命不同，本次采用等年值法進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評估。其計(jì)算基本模型如下：

CLCC=In+Mn+On-Dn

(1)

式中：CLCC為全壽命周期總成本等年值；n為使用年限；In為設(shè)備投資成本等年值；Mn為檢修維護(hù)成本等年值；On為運(yùn)行耗能成本等年值；Dn為退役處置成本等年值，包括設(shè)備更換時(shí)處置費(fèi)用并減去處理時(shí)的殘值。

2.2.1 設(shè)備投資成本

儲能項(xiàng)目的投資費(fèi)用包括儲能設(shè)備采購費(fèi)、安裝費(fèi)、調(diào)試費(fèi)等，主要設(shè)備采購包括儲能電池、儲能變流器、其他輔助設(shè)備等，基礎(chǔ)公式如下：

(2)

式中：I0為項(xiàng)目初投資成本；i為貼現(xiàn)率。

考慮到儲能項(xiàng)目運(yùn)營壽命期間電池需提前更換從而產(chǎn)生更換成本，上述公式可表達(dá)為：

(3)

式中：λ為后期更換電池投資的次數(shù)；tk為第k次更換電池的年份。

2.2.2 檢修維護(hù)成本

檢修維護(hù)費(fèi)主要包括項(xiàng)目運(yùn)行周期內(nèi)維護(hù)、部件更換以及人工產(chǎn)生的成本。設(shè)備每年檢修維護(hù)費(fèi)一般較為固定，可按初投資的比例給出:

Mn=β×I0

(4)

式中：β為檢修費(fèi)用占投資比例系數(shù)。

2.2.3 運(yùn)行耗能成本

運(yùn)行耗能成本主要為充放電過程中儲能系統(tǒng)本體設(shè)備、功率轉(zhuǎn)換設(shè)備及其他輔助用能設(shè)備等產(chǎn)生的能耗造成的運(yùn)行耗能費(fèi)用，運(yùn)行耗能成本主要為電能損耗費(fèi)，可由儲能系統(tǒng)綜合效率與儲能年處理電量得出。

On=(1-η)×W×P

(5)

式中：η為儲能系統(tǒng)綜合效率；W為年處理電量，kWh；P為使用電價(jià)，元/kWh。

2.2.4 退役處置成本

退役處置成本費(fèi)用是指當(dāng)儲能電池壽命周期結(jié)束時(shí)，用于處理電池所支付的費(fèi)用。設(shè)備殘值計(jì)算中也應(yīng)轉(zhuǎn)化成等年值計(jì)算:

(6)

式中：D0為設(shè)備殘值現(xiàn)值。

2.3 儲能電池LCC模型應(yīng)用分析

目前應(yīng)用于項(xiàng)目的主流儲能電池主要包括磷酸鐵鋰電池、鉛碳電池、全釩液流電池等，由于電池間的系統(tǒng)效率、充放電深度、循環(huán)壽命以及各項(xiàng)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)均存在差異，本節(jié)將基于LCC分析方法探討不同類型儲能電池全壽命周期費(fèi)用及多因素影響分析。根據(jù)LCC模型計(jì)算公式，得出儲能各費(fèi)用等年值，如表1和表2所示。

表1 不同類型儲能技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)表

表2 基于LCC不同類型儲能各費(fèi)用等年值表 單位：萬元

根據(jù)表1和表2可知：(1)就全壽命周期成本而言，磷酸鐵鋰電池<全釩液流電池<鉛碳電池，也與目前市場中磷酸鐵鋰電池最普遍應(yīng)用的情況相符。(2)鉛碳電池初投資最低，而全壽命周期成本遠(yuǎn)高于其余兩種儲能電池，其原因在于LCC模型下鉛碳電池的等年值投資成本是磷酸鐵鋰電池的2.08倍，是全釩液流電池的1.92倍，這也直接說明僅依靠初投資費(fèi)用對項(xiàng)目方案進(jìn)行決策分析具有明顯的不適用性。(3)鉛碳電池和全釩液流電池均具有較高的回收價(jià)值。

由于LCC模型中多種技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)會隨著市場、技術(shù)、環(huán)境等因數(shù)變化，因此最終全壽命周期成本的結(jié)果也會隨之不同。

3 調(diào)峰輔助服務(wù)市場調(diào)峰容量需求分析

調(diào)峰是保證區(qū)域電力實(shí)時(shí)平衡、穩(wěn)定運(yùn)行的必要條件。目前基于電網(wǎng)負(fù)荷特性和新能源出力特性分析，區(qū)域電網(wǎng)調(diào)峰需求容量常大于以火電機(jī)組為主的調(diào)峰主體提供的基礎(chǔ)可調(diào)容量，存在調(diào)峰需求缺口，因此火電機(jī)組必須提供深度調(diào)峰輔助服務(wù)以提高區(qū)域電網(wǎng)可調(diào)容量滿足調(diào)峰平衡。

基于調(diào)峰平衡原則本節(jié)推出一種測算區(qū)域電網(wǎng)深調(diào)需求的方法，用以評估區(qū)域電網(wǎng)調(diào)峰輔助服務(wù)市場形勢，調(diào)峰平衡原則只考慮區(qū)域內(nèi)平衡，只計(jì)區(qū)域內(nèi)平衡機(jī)組和區(qū)域外協(xié)議電源分給區(qū)域內(nèi)的容量，并以保證全力消納區(qū)域內(nèi)光伏、風(fēng)電新能源為原則，主要測算步驟如下。

3.1 確定區(qū)域內(nèi)火電機(jī)組日開機(jī)容量

計(jì)算公式如(7)所示。

Pi,t=max{Pd+Pb,d-Pn,d-Pw,d-Po,d}

(7)

式中：Pi,t為火電機(jī)組日開機(jī)容量；Pd為電力系統(tǒng)日逐時(shí)負(fù)荷；Pb,d為系統(tǒng)備用容量，包括負(fù)荷備用和事故備用；Pn,d為新能源日逐時(shí)發(fā)電出力；Pw,d為協(xié)議外來電出力；Po,d為區(qū)域內(nèi)生物質(zhì)、水電、燃機(jī)等頂峰電源出力。

3.2 確定可參與深度調(diào)峰火電機(jī)組容量

計(jì)算公式如(8)所示。

Pj,t=Pi,t-Pk,t

(8)

式中：Pj,t為可參與深度調(diào)峰火電機(jī)組容量；Pk,t為無法參與深度調(diào)峰機(jī)組容量。目前可提供深度調(diào)峰服務(wù)主要是容量超過135 MW的火電機(jī)組，因此無法參與深度調(diào)峰機(jī)組一般包括小容量火電機(jī)組與當(dāng)日自計(jì)劃等固定出力機(jī)組。

3.3 確定參與深度調(diào)峰火電機(jī)組基本調(diào)峰的最小出力

計(jì)算公式如(9)所示。

Pl,t=αPj,t

(9)

式中：Pl,t為參與深度調(diào)峰火電機(jī)組基本調(diào)峰的最小出力；α為基本調(diào)峰的最小負(fù)荷率。

3.4 測算電網(wǎng)深度調(diào)峰容量需求

(1)判斷電網(wǎng)是否存在深度調(diào)峰容量需求

通過負(fù)備用來衡量電網(wǎng)是否存在深度調(diào)峰容量需求。負(fù)備用計(jì)算公式如(10)所示。

β=Pd-Pn,d-Pw,d-Po,d-Pk,t-Pl,t

(10)

式中：β為負(fù)備用。

當(dāng)β<負(fù)調(diào)峰裕度(系統(tǒng)給定的固定值)，則存在深度調(diào)峰容量需求，反之則無。

(2)測算深度調(diào)峰容量需求

若存在深度調(diào)峰需求，則深度調(diào)峰需求容量測算公式如(11)所示。

Pm=|β-m|

(11)

式中：Pm為深度調(diào)峰需求容量，m為負(fù)調(diào)峰裕度。

4 某地區(qū)儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場經(jīng)濟(jì)性分析

本節(jié)以獨(dú)立儲能項(xiàng)目參與某地區(qū)深度調(diào)峰輔助服務(wù)市場為例，測算項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益。

4.1 地區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)市場情況

該區(qū)域已發(fā)布電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則，并試運(yùn)行電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場。依據(jù)規(guī)則，有償調(diào)峰基準(zhǔn)值為額定容量的50%。深度調(diào)峰交易采用階梯式報(bào)價(jià)，具體報(bào)價(jià)分檔如表3所示。

表3 深度調(diào)峰交易分檔報(bào)價(jià)表

單位統(tǒng)計(jì)周期內(nèi)，燃煤火電機(jī)組深度調(diào)峰補(bǔ)償費(fèi)用計(jì)算公式如下：

Fi=QiPi

(12)

式中：Fi為發(fā)電單元i深度調(diào)峰補(bǔ)償費(fèi)用；Qi為發(fā)電單元i深度調(diào)峰調(diào)用電量；Pi為發(fā)電單元i深度調(diào)峰結(jié)算價(jià)格。

4.2 區(qū)域深度調(diào)峰需求評估

4.2.1 地區(qū)用電負(fù)荷分析

如圖2所示，為該地春、夏、秋、冬四季典型日逐時(shí)負(fù)荷特性曲線，通過分析可知，區(qū)域負(fù)荷隨季節(jié)變化幅度大，最大負(fù)荷出現(xiàn)在夏季，冬季負(fù)荷最低，電力系統(tǒng)呈現(xiàn)2個(gè)低谷2個(gè)高峰特性，其中低谷時(shí)段分別在白天中午時(shí)段(12：00—14：00)和夜間時(shí)段(0：00—5：00)，高峰時(shí)段有短時(shí)早高峰和晚高峰(持續(xù)時(shí)間均較短約2小時(shí))，且日最高負(fù)荷一般發(fā)生在晚高峰。結(jié)合區(qū)域新能源日出力特性，中午時(shí)段、夜間低谷時(shí)段時(shí)全網(wǎng)存在深調(diào)需求概率最大，因此選取兩個(gè)典型時(shí)段展開深度調(diào)峰容量需求分析。

圖2 全年四季典型日逐時(shí)負(fù)荷特性曲線圖

4.2.2 深度調(diào)峰容量評估

調(diào)峰平衡原則：

(1)調(diào)峰平衡原則只考慮區(qū)域內(nèi)平衡，只計(jì)區(qū)域內(nèi)平衡機(jī)組和區(qū)域外協(xié)議電源分給區(qū)域內(nèi)的容量。

(2)系統(tǒng)負(fù)荷備用取2%，事故備用5%，預(yù)留500 MW負(fù)調(diào)峰裕度。

(3)結(jié)合光伏、風(fēng)電出力曲線分析，中午時(shí)段光伏發(fā)電出力按80%容量，風(fēng)電按30%考慮，夜間低谷時(shí)段風(fēng)電按70%考慮。

(4)提供深度調(diào)峰服務(wù)的為容量超過135 MW的火電機(jī)組，基本調(diào)峰的最小負(fù)荷率為50%。

(5)常規(guī)水電頂峰容量按豐水期(春、秋季)出力率85%，枯水期(夏、冬季)出力率40%考慮。生物質(zhì)發(fā)電出力系數(shù)取0.8。

根據(jù)上述四季典型日負(fù)荷分析、調(diào)峰平衡原則以及上一章區(qū)域調(diào)峰輔助服務(wù)市場需求分析方法，可針對該地區(qū)電網(wǎng)調(diào)峰容量展開分析，得出電網(wǎng)調(diào)峰容量評估，如表4所示。

由表4可以看出：(1)對于夜間谷段，春、夏、秋、冬四季電網(wǎng)均具有較大的深調(diào)容量需求，其中夏季最小為825 MW，冬季需求最大為9 397 MW；(2)對于夏季深調(diào)容量需求，區(qū)域火電機(jī)組Ⅰ檔深度調(diào)峰能力已滿足；對于春、秋、冬季深調(diào)容量需求，區(qū)域火電機(jī)組Ⅱ檔火電最大可供深度調(diào)峰仍無法滿足；(3)基于火電機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性、可靠性考慮，目前機(jī)組深調(diào)報(bào)價(jià)多集中在前兩檔區(qū)間，當(dāng)機(jī)組最大可供深調(diào)容量仍無法滿足需求時(shí)，則需要采取新能源限電、火電停機(jī)調(diào)峰等方式。

表4 電網(wǎng)調(diào)峰容量評估表 單位：MW

4.3 儲能參與深調(diào)市場經(jīng)濟(jì)效益測算

地區(qū)電網(wǎng)一獨(dú)立儲能參與調(diào)峰示范項(xiàng)目建設(shè)規(guī)模50MW/100MWh，采用磷酸鐵鋰電池方案，項(xiàng)目總投資預(yù)計(jì)2.5億元，現(xiàn)開展項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益測算。

4.3.1 儲能報(bào)價(jià)分析

根據(jù)當(dāng)?shù)剡\(yùn)營規(guī)則，公用電儲能可以分放電降功率和充電加功率不同情況報(bào)價(jià)。深度調(diào)峰調(diào)用時(shí)，電儲能與燃煤火電機(jī)組同臺競爭，相同報(bào)價(jià)時(shí)優(yōu)先調(diào)用燃煤火電機(jī)組。

由上節(jié)分析可知，地區(qū)電網(wǎng)存在深調(diào)容量需求，甚至在分時(shí)段存在較大的調(diào)峰缺口，儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)具體報(bào)價(jià)策略建議如下：

(1)電網(wǎng)深調(diào)容量需求<火電機(jī)組出力率45%提供可深調(diào)容量，為保證深調(diào)市場中標(biāo)率，儲能充電加功率報(bào)價(jià)和放電降功率報(bào)價(jià)建議低于火電機(jī)組Ⅰ檔報(bào)價(jià)；

(2)火電機(jī)組出力率45%提供可深調(diào)容量<電網(wǎng)深調(diào)容量需求<火電機(jī)組出力率50%，報(bào)價(jià)建議取0.3元/kWh；

(3)火電機(jī)組出力率40%提供可深調(diào)容量<電網(wǎng)深調(diào)容量需求，報(bào)價(jià)建議可直接取0.8元/kWh。

根據(jù)表4可以看出，春、秋、冬典型日夜間谷段出現(xiàn)深調(diào)需求時(shí)，均可直接報(bào)價(jià)0.8元/kWh。

4.3.2 儲能電站收益

根據(jù)4.1節(jié)機(jī)組有償深度調(diào)峰收益計(jì)算公式可算出儲能參與調(diào)峰收益，按每天折算深充深放1次計(jì)算。儲能年調(diào)峰收益S的計(jì)算參照以下公式：

(13)

式中：S為儲能年調(diào)峰收益，萬元;CFi為不同充電調(diào)峰報(bào)價(jià)，本次充電調(diào)峰報(bào)價(jià)，CF1、CF2分別為0.2元/kWh、0.8元/kWh；QFi為充電調(diào)峰電量，取100 MWh；nF1、nF2為每日折算深充次數(shù)，均取1；λF1、λF2分別為充電調(diào)峰電價(jià)1、充電調(diào)峰電價(jià)2對應(yīng)的調(diào)用天數(shù)，根據(jù)各季典型日深調(diào)需求情況，分別取80、240天；CDi為不同放電調(diào)峰報(bào)價(jià)，本次放電調(diào)峰報(bào)價(jià)CD1、CD2分別為0.2元/kWh、0.8元/kWh；Pd為放電調(diào)峰電量，取50 MWh；nD1、nD2為每日折算參與調(diào)峰深放次數(shù)，取1；λD1、λD2分別為放電調(diào)峰電價(jià)1、放電調(diào)峰電價(jià)2對應(yīng)的調(diào)用天數(shù)，根據(jù)各季典型日深調(diào)需求情況，分別取80、240天；η為儲能電站利用系數(shù)，均取0.75。

由上計(jì)算可得儲能電站年調(diào)峰收益S=2 340萬元?？紤]到項(xiàng)目投資及后期儲能更換成本，若年調(diào)峰收益不變，儲能參與電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰項(xiàng)目投資回收期稅后13.5年。

5 結(jié)論

文章提供了一種儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性評估分析方法，綜合考慮調(diào)峰輔助服務(wù)市場、區(qū)域調(diào)峰容量需求空間、儲能電池選型等要點(diǎn)，適用于實(shí)際儲能調(diào)峰項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性分析。在區(qū)域新能源容量、消納權(quán)重的背景下，儲能電站年調(diào)峰收益也將隨著區(qū)域調(diào)峰缺口增加而增加。此外，同時(shí)參與調(diào)峰調(diào)頻、共享儲能租賃等方式也是改善儲能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性重要方式。