繆 妙，沈志宏，張 良，王澤琪，喻 亮，董佳妮

(國網(wǎng)浙江省電力有限公司紹興供電公司，浙江 紹興 312000)

0 引言

儲(chǔ)能應(yīng)用有利于降低電網(wǎng)投資、促進(jìn)可再生能源高比例滲透，推動(dòng)構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。國家發(fā)展和改革委員會(huì)、國家能源局發(fā)布的《“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》中提出，到2025 年，新型儲(chǔ)能從商業(yè)化初期步入規(guī)?；l(fā)展階段，并具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用條件；到2030年，新型儲(chǔ)能全面市場(chǎng)化發(fā)展。

隨著儲(chǔ)能技術(shù)發(fā)展，儲(chǔ)能系統(tǒng)成本下降，用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展前景看好。儲(chǔ)能行業(yè)的快速發(fā)展離不開國家政策的支持，根據(jù)中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟全球儲(chǔ)能數(shù)據(jù)庫顯示，僅2022 年，國家及地方出臺(tái)新型儲(chǔ)能相關(guān)政策600 余項(xiàng)，相較于2021 年，政策發(fā)布數(shù)量成倍增長。因此，通過梳理浙江省近幾年新型儲(chǔ)能相關(guān)政策，分析用戶側(cè)儲(chǔ)能的盈利方式，構(gòu)建用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性模型，借助實(shí)際案例對(duì)用戶側(cè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)可行性進(jìn)行分析，并就用戶側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展進(jìn)行展望。

1 浙江省新型儲(chǔ)能政策分析

浙江省新型儲(chǔ)能政策主要包括儲(chǔ)能規(guī)劃、市場(chǎng)化激勵(lì)以及儲(chǔ)能協(xié)同新能源發(fā)展等方面[1-2]。

1.1 儲(chǔ)能規(guī)劃

2021 年11 月，浙江省發(fā)展和改革委員會(huì)、浙江省能源局發(fā)布《關(guān)于浙江省加快新型儲(chǔ)能示范應(yīng)用的實(shí)施意見》（簡稱《實(shí)施意見》）提出，到2023 年，全省建成并網(wǎng)100 萬kW 新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目。2022年5 月，《浙江省“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)劃》中進(jìn)一步提出，“十四五”期間，建成新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模300 萬kW 左右。與其他省市相比，裝機(jī)目標(biāo)規(guī)模位于全國第七。

1.2 儲(chǔ)能激勵(lì)政策

與其他省市相比，浙江省在市場(chǎng)化激勵(lì)政策中對(duì)企業(yè)參與輔助服務(wù)的相關(guān)規(guī)定較為詳細(xì)，但在容量租賃、現(xiàn)貨套利、容量電價(jià)等方面仍處于試點(diǎn)探索階段。

1.2.1 儲(chǔ)能補(bǔ)貼政策

《實(shí)施意見》中提到，調(diào)峰項(xiàng)目(年利用小時(shí)數(shù)不低于600 h)給予容量補(bǔ)償，補(bǔ)貼期暫定3 年(按200、180、170 元/(kW·年)退坡)。相較而言，浙江省的補(bǔ)貼金額較高，其他(如重慶、廣東)是對(duì)符合標(biāo)準(zhǔn)的獨(dú)立儲(chǔ)能予以150 元/kW 的一次性建設(shè)補(bǔ)貼。

另外，浙江省各地市(區(qū))也相繼出臺(tái)儲(chǔ)能補(bǔ)貼相關(guān)激勵(lì)政策，其內(nèi)容更側(cè)重于投資建設(shè)的一次性補(bǔ)貼，通過對(duì)12 條補(bǔ)貼政策的梳理分析，9 條涉及一次性補(bǔ)貼，3 條為電量補(bǔ)貼，放電補(bǔ)貼最高可達(dá)8 元/kWh。

1.2.2 容量租賃方面

按照《實(shí)施意見》中鼓勵(lì)電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)租賃或購買獨(dú)立儲(chǔ)能設(shè)施并提供的儲(chǔ)能服務(wù)的要求，浙江省在金華和紹興進(jìn)行相應(yīng)的政策試點(diǎn)。如2022 年1 月，義烏市發(fā)展和改革局發(fā)布《關(guān)于推動(dòng)源網(wǎng)荷儲(chǔ)協(xié)調(diào)發(fā)展和加快區(qū)域光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的實(shí)施細(xì)則(征求意見稿)》，要求光伏配套建設(shè)采用儲(chǔ)能置換額交易(共享儲(chǔ)能)商業(yè)模式時(shí)，交易價(jià)格建議不低于儲(chǔ)能系統(tǒng)成本的25 %或不低于500元/kWh；2022 年12 月，諸暨市發(fā)展和改革局發(fā)布《諸暨市整市推進(jìn)分布式光伏規(guī)?；_發(fā)工作方案(修訂稿)》，允許新型儲(chǔ)能設(shè)施投資企業(yè)按市場(chǎng)化運(yùn)營方式向光伏投資企業(yè)租售儲(chǔ)能容量，租售的儲(chǔ)能容量可計(jì)算在光伏投資企業(yè)光伏裝機(jī)容量的總體配套儲(chǔ)能容量中。

1.2.3 輔助服務(wù)

2021 年5 月，國家能源局浙江監(jiān)管辦公室印發(fā)《浙江省第三方獨(dú)立主體參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)交易規(guī)則(試行) (征求意見稿)》中規(guī)定了第三方獨(dú)立主體參與調(diào)峰、旋轉(zhuǎn)備用、調(diào)頻、無功調(diào)節(jié)等輔助服務(wù)的時(shí)長、容量以及功率等問題，并于2022 年12 月繼續(xù)發(fā)布《關(guān)于浙江省第三方獨(dú)立主體參與電力輔助服務(wù)有關(guān)事項(xiàng)的通知》，要求相關(guān)電力企業(yè)在2023 年1 月進(jìn)行試運(yùn)行之后，2 月起轉(zhuǎn)入常態(tài)化運(yùn)行。

1.2.4 儲(chǔ)能協(xié)同新能源發(fā)展

目前，浙江省暫未明確規(guī)定新能源并網(wǎng)需配置儲(chǔ)能，但杭州、紹興、金華等地進(jìn)行了相應(yīng)的試點(diǎn)。2021 年12 月，紹興市柯橋區(qū)發(fā)展和改革局發(fā)布的《柯橋區(qū)整區(qū)屋頂分布式光伏開發(fā)試點(diǎn)實(shí)施方案》中提出，在儲(chǔ)能配置上，通過合理優(yōu)化光伏、電儲(chǔ)能配比和系統(tǒng)設(shè)計(jì)，建議非戶用分布式光伏電站全生命周期內(nèi)，按照發(fā)電裝機(jī)容量的10 %建設(shè)儲(chǔ)能設(shè)施，儲(chǔ)能設(shè)施存儲(chǔ)時(shí)長需在2 h 及以上。

1.3 浙江省用戶側(cè)儲(chǔ)能盈利方式

《浙江省“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)劃》《實(shí)施意見》等文件中提到優(yōu)化支持用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展模式，指明了用戶側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展方向和盈利方式，具體分析如下。

1) 進(jìn)一步擴(kuò)大分時(shí)電價(jià)，提高峰谷套利效益。根據(jù)浙江省發(fā)展和改革委員會(huì)轉(zhuǎn)發(fā)的《國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》，工商業(yè)用戶峰谷比例最大可達(dá)3.83。若用戶執(zhí)行10 kV 單一制的大工業(yè)電價(jià)，以2023年6 月代理購電價(jià)格為例，尖峰與低谷差價(jià)可達(dá)1.029 元/kWh。

2) 明確獨(dú)立主體身份，參與電力市場(chǎng)儲(chǔ)能服務(wù)。一方面是用戶側(cè)儲(chǔ)能作為獨(dú)立第三方主體可參與電力市場(chǎng)輔助服務(wù)，其市場(chǎng)準(zhǔn)入的條件要求參與主體確保具備時(shí)長1 h、容量5 MW以上的輔助調(diào)節(jié)能力，輔助服務(wù)削峰調(diào)峰價(jià)格最高限價(jià)1 元/kWh；另一方面，用戶側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能可為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)提供租賃儲(chǔ)能服務(wù)，市場(chǎng)參考價(jià)格在160 ～230元/(kWh·年)。

3) 減少接入電力系統(tǒng)的增容投資。用戶適當(dāng)?shù)呐鋫鋬?chǔ)能裝置，可優(yōu)化用戶用電曲線，減少用戶容量需求，既可降低增容投資成本，也可減少容量電費(fèi)成本。以10 kV 兩部制工商業(yè)用戶為例，以容量計(jì)費(fèi)，可減少30 元/(kWh·年)的容量電費(fèi)。

4) 參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)獲得收益。目前，根據(jù)《浙江省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)基本規(guī)則(試行)》，僅具備提供調(diào)頻輔助服務(wù)能力的獨(dú)立儲(chǔ)能電站、虛擬電廠等獨(dú)立輔助服務(wù)提供者可參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)。

2 用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性模型分析

2.1 成本模型

用戶側(cè)儲(chǔ)能的總成本計(jì)算如下。

式中：Ct為用戶側(cè)儲(chǔ)能的總成本，Csc為儲(chǔ)能系統(tǒng)投資成本；Clc為土地投資成本；Ccc為土建成本；Cmc為每年運(yùn)維成本；Cic為每年貸款利息成本；Coc為其他成本。

2.2 收益模型

1) 充放電收益。根據(jù)《浙江省發(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整我省目錄電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》，夏季大工業(yè)的高峰電價(jià)與低谷電價(jià)與其他月份有所不同。因此，充放電收益時(shí)區(qū)分夏季和非夏季。計(jì)算如下。

式中：Pl為夏季每日充放電收益，Qpd為尖峰放電量，pp為尖峰電價(jià)，Qlc為低谷充電量，pl為低谷電價(jià)，Odis為儲(chǔ)能放電功率，ηdis為放電效率，Tdis為放電時(shí)長，Och為儲(chǔ)能充電功率，ηch為充電效率，Tch為充電時(shí)長。

非夏季充放電收益P2計(jì)算方法與P1相同，僅在低谷電價(jià)有所區(qū)別，不再贅述。則年度充放電收入可通過公式(5)計(jì)算。

式中：P3為年度充放電收入，d1為當(dāng)年儲(chǔ)能夏季運(yùn)行天數(shù)，d2為當(dāng)年儲(chǔ)能冬季運(yùn)行天數(shù)。

2) 輔助服務(wù)收益。輔助服務(wù)收益Pas計(jì)算如下。

式中：Pxf為削峰收益，Ptg為填谷收益，Pot為其他輔助服務(wù)收益，Qxfn為第n次儲(chǔ)能參與削峰調(diào)峰的電量，pxfn為第n次參與削峰時(shí)價(jià)格，Qtgm為第m次儲(chǔ)能參與填谷調(diào)峰的電量，ptgm為第m次參與填谷時(shí)價(jià)格，N為當(dāng)年儲(chǔ)能參與削峰調(diào)峰的次數(shù)，M為當(dāng)年儲(chǔ)能參與填谷調(diào)峰的次數(shù)。

因此，第k年的收益計(jì)算如下。

2.3 經(jīng)濟(jì)性分析

考慮時(shí)間因素對(duì)資金價(jià)值的影響，使初始投資與收益在時(shí)間上具有可比性，采用動(dòng)態(tài)回收期計(jì)算方法評(píng)估儲(chǔ)能項(xiàng)目回收年限。

收益現(xiàn)值計(jì)算如下。

則動(dòng)態(tài)回收期計(jì)算如下。

式中：K為儲(chǔ)能項(xiàng)目投資成本動(dòng)態(tài)回收年限。

3 算例分析

3.1 項(xiàng)目基本情況

以交流供電電壓35 kV 的某大工業(yè)用戶為例，該用戶側(cè)配置了規(guī)模為6 MW/12 MWh 的磷酸鐵鋰儲(chǔ)能項(xiàng)目。由于浙江省已取消工商業(yè)用戶的目錄銷售電價(jià)，峰谷價(jià)差并不固定，因此，非夏季的電價(jià)按照2023 年6 月電網(wǎng)企業(yè)代理購電35 kV 大工業(yè)兩部制電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行，夏季的高峰電價(jià)在此基礎(chǔ)上提高2 分，低谷電價(jià)在非夏季低谷電價(jià)的基礎(chǔ)上降低2 分。35 kV 大工業(yè)全年分時(shí)電價(jià)如圖1 所示。

圖1 35 kV 大工業(yè)全年分時(shí)電價(jià)

充放電策略假定如下。

1) 實(shí)行兩充兩放，即在每天谷時(shí)段22 時(shí)至8時(shí)和11 時(shí)至13 時(shí)充電，在每天尖峰時(shí)段9 時(shí)至11 時(shí)和15 時(shí)至17 時(shí)放電。

2) 儲(chǔ)能的充放電效率設(shè)定為0.9，充放電深度設(shè)定為0.9。

3) 假設(shè)裝設(shè)儲(chǔ)能裝置并未增加用戶的容量電費(fèi)以及增容投資成本，且儲(chǔ)能的放電量用戶自身能完全消納。

3.2 成本測(cè)算

按照2 h 磷酸鐵鋰儲(chǔ)能系統(tǒng)平均成本為1 100元/kWh，土建施工成本為400 元/kWh，因用戶使用自有廠房場(chǎng)地建造儲(chǔ)能系統(tǒng)，不增加額外的土地投資成本；每年的運(yùn)維成本為儲(chǔ)能系統(tǒng)投資成本的3 %；假設(shè)系統(tǒng)投資70 %的資金來源于銀行貸款，貸款在儲(chǔ)能系統(tǒng)壽命期約8 年內(nèi)還完，儲(chǔ)能貸款利率設(shè)為4.65 %，其他費(fèi)用如環(huán)保、安全等成本合計(jì)約為10 元/kWh。

則計(jì)算可得到用戶的儲(chǔ)能系統(tǒng)投資Csc=1 320萬元，土建成本Ccc=480 萬元，每年的運(yùn)維成本46.8 萬元/年，每年的其他費(fèi)用為12 萬元/年。

3.3 收益測(cè)算

設(shè)定儲(chǔ)能系統(tǒng)的充放電效率ηdis=ηch=0.9，充放電深度為0.9，且電池容量以每年2 %發(fā)生衰減。儲(chǔ)能的循環(huán)壽命目前為5 000 ～6 000 次，按照兩充兩放原則，壽命約為7～8 年(計(jì)算中壽命設(shè)定為8 年)同時(shí)假定電池充放電效率不產(chǎn)生衰減。

根據(jù)《關(guān)于開展浙江省第三方獨(dú)立主體參與電力輔助服務(wù)第一次結(jié)算試運(yùn)行的通知》，削峰調(diào)峰價(jià)格上限為1.000 元/kWh，填谷調(diào)峰的價(jià)格上限為0.320 元/kWh，2023 年1 月進(jìn)行試運(yùn)行。設(shè)定儲(chǔ)能以報(bào)價(jià)上限的90 %進(jìn)入輔助服務(wù)市場(chǎng)進(jìn)行調(diào)峰，即谷時(shí)段價(jià)格pxfn=0.288 元/kWh，尖峰時(shí)段價(jià)格ptgm=0.900 元/kWh。則儲(chǔ)能項(xiàng)目充放電收益與輔助服務(wù)收益如圖2 所示。伴隨著電池容量的衰減，收益呈逐年下降趨勢(shì)。

圖2 儲(chǔ)能項(xiàng)目充放電收益與輔助服務(wù)收益

3.4 回收期測(cè)算

由于k為整數(shù)，式(9)得到的計(jì)算值并不一定等于0，因此計(jì)算資金回收年限時(shí)設(shè)定條件如下。

目前浙江省用戶側(cè)儲(chǔ)能最基礎(chǔ)的收益來源為峰谷套利。當(dāng)儲(chǔ)能作為調(diào)峰項(xiàng)目參與削峰填谷等輔助服務(wù)時(shí)，則無法在其他時(shí)間獲取峰谷套利收益。

經(jīng)計(jì)算，若用戶側(cè)儲(chǔ)能僅以峰谷套利作為收入來源時(shí)，約6 年可以回收成本，第6 年的總收益約為199 萬元，8 年的總收益約為721 萬元。若用戶側(cè)儲(chǔ)能作為接受統(tǒng)一調(diào)度的調(diào)峰項(xiàng)目，除獲得參與電力輔助服務(wù)收益外，還可獲取浙江省相應(yīng)政策補(bǔ)貼。假定調(diào)峰項(xiàng)目一年參與削峰300 次，參與填谷300 次，則約7 年可收回成本，第7 年的總收益78萬元，8 年的總收益約為258 萬元。收益成本現(xiàn)值趨勢(shì)如圖3 所示。

圖3 收益成本現(xiàn)值趨勢(shì)

4 浙江省工商業(yè)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展與展望

1) 儲(chǔ)能在用戶側(cè)存在的首要價(jià)值是節(jié)省電費(fèi)。價(jià)值套利是用戶投資的主要驅(qū)動(dòng)力之一，2023 年10 月起，隨著新的工商業(yè)用戶峰谷浮動(dòng)比例落地執(zhí)行，峰谷比例將進(jìn)一步拉大，充放電套利收益將進(jìn)一步提高。

2) 用戶側(cè)儲(chǔ)能可應(yīng)用在分布式可再生綜合能源系統(tǒng)中。目前較為普遍的為分布式光伏+儲(chǔ)能，形成光儲(chǔ)充一體化模型，有助于提高系統(tǒng)的整體運(yùn)營效益。

3) 隨著電力市場(chǎng)的逐步發(fā)展和成熟，從政策導(dǎo)向看，用戶側(cè)儲(chǔ)能可參與電力輔助服務(wù)及需求響應(yīng)等市場(chǎng)服務(wù)，通過輔助服務(wù)、分布式發(fā)電交易乃至現(xiàn)貨市場(chǎng)的建設(shè)，逐步發(fā)現(xiàn)、釋放儲(chǔ)能的價(jià)值，由市場(chǎng)來決定儲(chǔ)能發(fā)展的空間和進(jìn)度。

4) 隨著儲(chǔ)能的逐漸發(fā)展和普及，電網(wǎng)負(fù)荷曲線規(guī)律也將發(fā)生變化，隨著電力市場(chǎng)的逐步放開，用戶電價(jià)也將隨市場(chǎng)發(fā)生波動(dòng)，峰谷價(jià)差不再固定，儲(chǔ)能市場(chǎng)也將由引導(dǎo)型向市場(chǎng)支配型發(fā)展。

5 結(jié)束語

儲(chǔ)能作為新型電力系統(tǒng)重要組成部分，有利于促進(jìn)可再生能源消納，緩解夏冬季節(jié)負(fù)荷高峰，起到削峰填谷的作用。目前，儲(chǔ)能系統(tǒng)的發(fā)展因成本偏高而受制約，但伴隨技術(shù)的不斷革新，儲(chǔ)能成本將有較大的下降，其覆蓋面將大幅提升，用戶側(cè)儲(chǔ)能的市場(chǎng)發(fā)展空間巨大，其優(yōu)勢(shì)具體分析如下。

1) 市場(chǎng)化價(jià)格實(shí)時(shí)變動(dòng)，且用戶電壓等級(jí)以及用電類別不同也將影響峰谷價(jià)差，從而影響收益。浙江省大工業(yè)用戶尖峰時(shí)段相較于一般工商業(yè)用戶會(huì)多一個(gè)時(shí)段，峰谷差價(jià)更大，收益增加。

2) 用戶側(cè)儲(chǔ)能的應(yīng)用與用戶實(shí)際負(fù)荷曲線、尖峰電量比例、負(fù)載率有較大關(guān)系。用戶側(cè)儲(chǔ)能的應(yīng)用將促進(jìn)用戶生產(chǎn)作業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整，減少用戶邊際成本。因此，因地制宜、因時(shí)制宜、因戶制宜的儲(chǔ)能配置和充放電策略能有效提升用戶效益。