多視角下典型蓄電系統(tǒng)參與調(diào)峰對(duì)電力市場(chǎng)的經(jīng)濟(jì)性影響分析

南 雄，張國(guó)強(qiáng)，劉文毅

（華北電力大學(xué)能源動(dòng)力與機(jī)械工程學(xué)院，北京 102206）

隨著越來(lái)越多的可再生能源發(fā)電并網(wǎng)以及分布式能源的快速發(fā)展，電網(wǎng)的峰谷差逐步增大，可再生能源的波動(dòng)性、不可調(diào)度性致使電網(wǎng)的調(diào)峰問(wèn)題更加突出。為解決新能源消納問(wèn)題，能源市場(chǎng)對(duì)儲(chǔ)能的需求愈發(fā)迫切，因此對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)就顯得尤為重要。

目前，儲(chǔ)能方式較多，包括抽水蓄能、壓縮空氣儲(chǔ)能、飛輪儲(chǔ)能、超導(dǎo)儲(chǔ)能以及不同類(lèi)型的電池儲(chǔ)能等，而抽水蓄能、壓縮空氣儲(chǔ)能、電池儲(chǔ)能技術(shù)相對(duì)成熟。儲(chǔ)能系統(tǒng)（ESS）具有電源與負(fù)載的雙重特點(diǎn)，在調(diào)節(jié)電網(wǎng)負(fù)荷及維持電網(wǎng)安全可靠性上意義重大，具有廣闊的發(fā)展前景[1]。

針對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)參與調(diào)峰的常規(guī)經(jīng)濟(jì)性，國(guó)內(nèi)學(xué)者采用壓縮空氣儲(chǔ)能代替小火電機(jī)組，從能量轉(zhuǎn)換效益、環(huán)保效益和容量效益方面進(jìn)行了效益經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)分析，并充分考慮了靜態(tài)效益與動(dòng)態(tài)效益，分別在有、無(wú)峰谷電價(jià)差下進(jìn)行了綜合性量化評(píng)價(jià)研究，結(jié)果表明，儲(chǔ)能系統(tǒng)代替火電機(jī)組參與調(diào)峰具有可觀的經(jīng)濟(jì)效益[2]。不同調(diào)峰程度下儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量需求不同，文獻(xiàn)[3]根據(jù)電網(wǎng)負(fù)荷特性和抽水蓄能能耗特性進(jìn)行抽水蓄能電站容量規(guī)劃，結(jié)果表明該電網(wǎng)中抽水蓄能電站最佳容量占總?cè)萘康?%～10%。國(guó)外學(xué)者對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)參與電網(wǎng)一次調(diào)頻備用和調(diào)峰進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，分別在2 個(gè)獨(dú)立的電力系統(tǒng)確定了儲(chǔ)能系統(tǒng)提供一次調(diào)頻備用或調(diào)峰發(fā)電的電力系統(tǒng)費(fèi)用節(jié)省情況，結(jié)果表明這是一種對(duì)在線運(yùn)行機(jī)組備用發(fā)電量調(diào)度的經(jīng)濟(jì)替代方案[4]。

在儲(chǔ)能系統(tǒng)參與市場(chǎng)化競(jìng)爭(zhēng)方面，學(xué)者們從投資者角度研究了儲(chǔ)能系統(tǒng)投資的經(jīng)濟(jì)性問(wèn)題，提出了儲(chǔ)能系統(tǒng)規(guī)模化應(yīng)用的經(jīng)濟(jì)條件[5]：文獻(xiàn)[6]研究了壓縮空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)在有、無(wú)補(bǔ)貼條件下的投資回收期與內(nèi)部收益率；針對(duì)電池儲(chǔ)能，文獻(xiàn)[7]將考慮電池充、放電深度及壽命的儲(chǔ)能電站初始投資、運(yùn)行維護(hù)成本計(jì)算在內(nèi)，分析了發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶(hù)側(cè)以及政府補(bǔ)貼的儲(chǔ)能電站收益，結(jié)果顯示，峰谷電價(jià)差在0.8 元/(kW·h)以上時(shí)，兆瓦級(jí)儲(chǔ)能電站可實(shí)現(xiàn)較好經(jīng)濟(jì)效益；文獻(xiàn)[8]在考慮儲(chǔ)能系統(tǒng)所有潛在收益的基礎(chǔ)上，建立了儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性判據(jù)模型，提出電力市場(chǎng)化改革有助于量化并實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能的潛在收益和價(jià)值，鼓勵(lì)發(fā)電側(cè)應(yīng)用儲(chǔ)能技術(shù)提高收益和火電效率。

蓄能電站與可再生能源的集成發(fā)展既可以調(diào)節(jié)負(fù)荷又能提高可再生能源發(fā)電比例，降低棄光棄風(fēng)量[9]。文獻(xiàn)[10]通過(guò)?成本計(jì)算分析風(fēng)電－壓縮空氣儲(chǔ)能聯(lián)合運(yùn)行系統(tǒng)中風(fēng)電存儲(chǔ)能耗特性和經(jīng)濟(jì)性；文獻(xiàn)[11]構(gòu)建了火電、風(fēng)電與抽水蓄能電站聯(lián)合運(yùn)行成本效益分析模型，在增加了電網(wǎng)并入風(fēng)電的能力的同時(shí)減少了碳排放，并有效克服了風(fēng)力發(fā)電的隨機(jī)性、間歇性對(duì)電力系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行造成的影響。

儲(chǔ)能在常規(guī)發(fā)電、可再生能源發(fā)電、輔助服務(wù)等領(lǐng)域所起的作用和經(jīng)濟(jì)效益的評(píng)價(jià)方法不同，除經(jīng)濟(jì)效益外，儲(chǔ)能的社會(huì)效益?zhèn)?、資源消費(fèi)側(cè)、用戶(hù)投資側(cè)效益評(píng)價(jià)也不可忽視。國(guó)、內(nèi)外學(xué)者雖然從多種角度研究了儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性，但基于電網(wǎng)負(fù)荷調(diào)峰的主要需求，從不同層次全面分析儲(chǔ)能系統(tǒng)參與調(diào)峰對(duì)傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性影響研究相對(duì)較少。對(duì)此，本文針對(duì)某區(qū)域電網(wǎng)典型日負(fù)荷曲線，在采用不同類(lèi)型儲(chǔ)電系統(tǒng)參與調(diào)峰時(shí)，從資源節(jié)約、社會(huì)效益和投資盈利側(cè)角度，全面分析儲(chǔ)電對(duì)電力市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)性的影響。

1 常規(guī)發(fā)電領(lǐng)域傳統(tǒng)調(diào)峰成本分析

1.1 常規(guī)發(fā)電與傳統(tǒng)調(diào)峰方式

常規(guī)發(fā)電以火電為主，低負(fù)荷運(yùn)行是一種傳統(tǒng)的調(diào)峰方式。本節(jié)根據(jù)全網(wǎng)火電結(jié)構(gòu)計(jì)算火電平均能耗，分析火電調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性。假定全網(wǎng)火電機(jī)組承擔(dān)全部調(diào)峰任務(wù)，且均采用低負(fù)荷調(diào)峰方式，為了更加貼近實(shí)際，參與調(diào)峰的機(jī)組由不同容量的典型燃煤機(jī)組和典型燃?xì)饴?lián)合循環(huán)機(jī)組組成。

截至2016年底，我國(guó)煤電裝機(jī)94 624 萬(wàn)kW，燃?xì)庋b機(jī)7 011 萬(wàn)kW（占比7%[12]），其中煤電主要由1 000 MW 級(jí)、600 MW 級(jí)、300 MW 級(jí)和小型機(jī)組組成，其中小型機(jī)組多擔(dān)任起停調(diào)峰任務(wù)或者多為供熱機(jī)組，并且隨著上大壓小政策的不斷推進(jìn)，小型機(jī)組容量不斷被降低。本文采用典型裝機(jī)容量下燃煤機(jī)組的典型數(shù)據(jù)，燃?xì)怆娬静捎肰94.3A二拖一機(jī)組的典型數(shù)據(jù)（如初始投資、部分負(fù)荷煤耗、容量比等）進(jìn)行熱經(jīng)濟(jì)性分析。表1、圖1分別為我國(guó)大型燃煤機(jī)組裝機(jī)結(jié)構(gòu)和典型火電機(jī)組不同負(fù)荷下的能耗。

表1 我國(guó)300 MW 及以上燃煤機(jī)組裝機(jī)構(gòu)成Tab.1 The composition of 300 MW and above coal-fired units installed in China

圖1 我國(guó)典型火電機(jī)組在不同負(fù)荷下的能耗Fig.1 The energy consumption of typical coal-fired power units and V94.3A gas units in China

1.2 傳統(tǒng)火電調(diào)峰的平準(zhǔn)化發(fā)電成本分析

平準(zhǔn)化發(fā)電成本（levelized cost of electricity,LCOE）模型是一種國(guó)際上通用的能源電力領(lǐng)域發(fā)電成本計(jì)算方法，通常用作衡量發(fā)電技術(shù)競(jìng)爭(zhēng)力的指標(biāo)和比較不同技術(shù)的標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)平準(zhǔn)化發(fā)電成本的定義來(lái)自收入的凈現(xiàn)值等于成本的凈現(xiàn)值這一恒等式[13]，即

LCOE 模型意義即電廠全生命周期總成本的現(xiàn)值與全生命周期發(fā)電量的比值。

式中：Ccost,n為項(xiàng)目第n年的成本，C0為電廠初始投資成本，F(xiàn)n為年燃料成本，On為年運(yùn)行成本，En為年發(fā)電量，r為貼現(xiàn)率，n為項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)年限，N為項(xiàng)目的壽命期。

對(duì)投資、運(yùn)維等成本參數(shù)進(jìn)行假定[14-15]，見(jiàn)表2。

表2 基本參數(shù)假定Tab.2 Assumptions of basic parameters

1.3 傳統(tǒng)火電調(diào)峰的平準(zhǔn)化發(fā)電成本主要結(jié)果

本節(jié)分別針對(duì)1 000、600、300 MW 機(jī)組以及聯(lián)合循環(huán)機(jī)組進(jìn)行部分負(fù)荷下的發(fā)電成本計(jì)算，結(jié)果如圖2所示。同時(shí)，對(duì)不同機(jī)組的發(fā)電成本根據(jù)各自裝機(jī)比例加權(quán)得出全網(wǎng)火電機(jī)組不同調(diào)峰程度下的平均平準(zhǔn)化發(fā)電成本，如圖3所示。

圖2 不同負(fù)荷運(yùn)行時(shí)不同等級(jí)火電機(jī)組平準(zhǔn)化發(fā)電成本及其燃料成本占比Fig.2 The levelized cost of electricity of the thermal power units with different scales at different loads and the proportions of fuel cost

圖3 火電機(jī)組不同調(diào)峰程度下平均平準(zhǔn)化發(fā)電成本Fig.3 The average power generation cost of thermal power units with different peak-shaving degrees

由圖2可以看出：煤電機(jī)組平均發(fā)電成本在0.354 元/(kW·h) 以上，其中燃料成本占比58.5%～61.9%；燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組平均發(fā)電成本不低于0.690 元/(kW·h)，其中天然氣消費(fèi)成本占比72.5%～77.0%；發(fā)電成本隨機(jī)組負(fù)荷降低而升高。

由圖3可以看出：機(jī)組參與的調(diào)峰任務(wù)越大，其發(fā)電成本越高，火電機(jī)組由滿負(fù)荷降至30%負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，其平均LCOE 增加了0.046 元/(kW·h)。

2 蓄能電站調(diào)峰多視角效益分析

削峰填谷是蓄能電站調(diào)峰的主要形式，本節(jié)以某區(qū)域電網(wǎng)冬季典型日負(fù)荷曲線[16]為例，采用儲(chǔ)能參與調(diào)峰的方式從資源效益?zhèn)?、社?huì)效益?zhèn)取⑼顿Y側(cè)3 個(gè)角度對(duì)比3 種不同儲(chǔ)能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)收益。儲(chǔ)電實(shí)施方式及儲(chǔ)電參與調(diào)峰前、后的負(fù)荷率變化如圖4所示。

圖4 儲(chǔ)電實(shí)施方式及儲(chǔ)電參與調(diào)峰前、后的負(fù)荷率變化Fig.4 The electricity storage implementation mode and changes of the load rate before and after electricity storage participating in peak regulation

針對(duì)某區(qū)域電網(wǎng)的典型日負(fù)荷曲線，低于平均負(fù)荷以下的低負(fù)荷區(qū)為蓄電站吸收電量（Ea）的“填谷區(qū)”。根據(jù)填谷比例的大小，蓄能后電網(wǎng)火電機(jī)組的負(fù)荷率會(huì)有不同程度的提升。高于平均負(fù)荷以上的高負(fù)荷區(qū)為“削峰區(qū)”。采用蓄電站放電之后（Eaη），整個(gè)電網(wǎng)所需總負(fù)荷不變，蓄電站會(huì)替代等容量的火電機(jī)組。因此，火電機(jī)組總的裝機(jī)容量會(huì)減少，減容量為L(zhǎng)Load0?LLoad2?？紤]總裝機(jī)容量降低對(duì)儲(chǔ)電前LLoad0對(duì)應(yīng)的負(fù)荷率的影響，負(fù)荷率由儲(chǔ)電前LLoad0對(duì)應(yīng)的負(fù)荷率增加到儲(chǔ)電前“LLoad0/總裝機(jī)容量降低率”負(fù)荷下對(duì)應(yīng)的負(fù)荷率（ΔL1），增加儲(chǔ)電后在低負(fù)荷區(qū)調(diào)峰機(jī)組需要多發(fā)出蓄電量（Ea），因此，低負(fù)荷區(qū)的負(fù)荷率將由儲(chǔ)電前“LLoad0/總裝機(jī)容量降低率”負(fù)荷下對(duì)應(yīng)的負(fù)荷率增加到儲(chǔ)電后LLoad1對(duì)應(yīng)的負(fù)荷率附近（ΔL2）；在高負(fù)荷區(qū)，由于蓄電全程放電，減容后假定火電機(jī)組在高峰段100%工況運(yùn)行，保證高峰期負(fù)荷率與蓄電前高峰負(fù)荷LLoad0對(duì)應(yīng)的負(fù)荷率相同，高峰時(shí)調(diào)峰機(jī)組裝機(jī)容量缺口由所需電能來(lái)補(bǔ)充。假設(shè)電網(wǎng)需求負(fù)荷達(dá)到尖峰時(shí)，機(jī)組按設(shè)計(jì)工況運(yùn)行，則蓄電系統(tǒng)對(duì)負(fù)荷率的提升為

假設(shè)蓄電系統(tǒng)參與調(diào)峰的總效益為?B，儲(chǔ)能系統(tǒng)參與調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)效益對(duì)調(diào)峰電量平攤的單位調(diào)峰效益?b為

定義填谷比例a為增加儲(chǔ)能后低谷區(qū)負(fù)荷增加量與理論最大增加量的比值，即

對(duì)3 種常見(jiàn)儲(chǔ)能系統(tǒng)的參數(shù)進(jìn)行基本假定[1,9,17-19]，見(jiàn)表3。

表3 3 種常見(jiàn)儲(chǔ)能系統(tǒng)參數(shù)假定Tab.3 Assumptions of parameters of three common energy storage systems

2.1 資源節(jié)約側(cè)蓄能電站效益分析

2.1.1 方法描述

本節(jié)僅從資源側(cè)考慮儲(chǔ)能系統(tǒng)效益，包括燃料節(jié)能效益?Bes和容量效益?BC，不考慮峰谷電價(jià)差，旨在從社會(huì)資源的利用角度對(duì)儲(chǔ)能調(diào)峰和傳統(tǒng)調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行比對(duì)，分析各類(lèi)型系統(tǒng)的資源節(jié)約優(yōu)勢(shì)。

1）燃料效益

蓄能電站從低谷段吸收電力儲(chǔ)能，在高峰段向電網(wǎng)釋能。相對(duì)于火電機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行調(diào)峰，蓄能電站的削峰填谷調(diào)峰在使電網(wǎng)峰谷差降低的同時(shí)，也提升了火電機(jī)組的整體負(fù)荷，降低了供電煤耗，燃料節(jié)能效益明顯。其中低谷發(fā)電量效益

儲(chǔ)能量效益

儲(chǔ)能系統(tǒng)損耗

燃料節(jié)能總效益

式中：clf、clc分別為火電低谷段加入蓄能電站前、后的燃料成本，元/(kW·h)；chf為火電機(jī)組高峰段燃料成本，元/(kW·h)；EL為低谷發(fā)電量，kW·h；Ea為儲(chǔ)能系統(tǒng)低谷儲(chǔ)電量，kW·h；η為儲(chǔ)能系統(tǒng)效率。為研究簡(jiǎn)單起見(jiàn)，本文clf、clc分別取LLoad0和LLoad1時(shí)的燃料成本，chf取蓄能放電時(shí)平均負(fù)荷下的燃料成本。

另外，與可再生能源系統(tǒng)集成具有額外燃料效益?Bren，本文主要研究?jī)?chǔ)能調(diào)峰與傳統(tǒng)調(diào)峰形式的效益，故暫不考慮此項(xiàng)收益。

2）裝機(jī)容量效益

裝機(jī)容量效益主要表現(xiàn)為蓄能電站代替等容量火電機(jī)組的固定投資及運(yùn)維費(fèi)用的經(jīng)濟(jì)效益[3]，計(jì)算公式如下：

式中：?BC為電源替代節(jié)省的投資，CF、CC為被替代火電機(jī)組、儲(chǔ)能電站的固定投資及運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用，Cf、Cc分別為單位容量的火電機(jī)組、儲(chǔ)能電源的固定投資及運(yùn)維費(fèi)用，Wc為被替代火電裝機(jī)容量。

式中：M為單位容量的火電機(jī)組、儲(chǔ)能電源的運(yùn)維費(fèi)率；C0為單位千瓦的初始投資，元/kW；β為年投資費(fèi)用率，是貼現(xiàn)率r和壽命周期m的函數(shù)，定義為

3）資源節(jié)約側(cè)儲(chǔ)能電站綜合效益

資源效益?B的評(píng)價(jià)模型為

2.1.2 主要結(jié)果分析

圖5給出了不同填谷比例對(duì)低谷段火電機(jī)組負(fù)荷率的影響。從圖5可以看出，隨著儲(chǔ)能量增加，填谷比例不斷增大，儲(chǔ)能系統(tǒng)對(duì)低谷區(qū)火電機(jī)組負(fù)荷率的提升效果明顯。但是，當(dāng)儲(chǔ)電量超過(guò)一定數(shù)值后，低谷段需要的額外發(fā)電量增加明顯，燃料效益會(huì)出現(xiàn)先上升后下降的變化趨勢(shì)（圖6）。由于儲(chǔ)能系統(tǒng)效率的不同，各儲(chǔ)能系統(tǒng)的燃料效益也不相同，電池儲(chǔ)能、抽水蓄能和壓縮空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)的最大燃料效益分別為0.030、0.017、0.001 元/(kW·h)。由圖6還可知，該區(qū)域電網(wǎng)的最優(yōu)填谷比例在20%左右（儲(chǔ)電容量占比9%），此時(shí)各項(xiàng)燃料效益占比如圖7所示，主要效益來(lái)源于機(jī)組負(fù)荷率提升帶來(lái)的能耗降低。

圖5 不同填谷比例對(duì)低谷段火電機(jī)組負(fù)荷率的影響Fig.5 Effect of valley filling ratio on load rate of thermal power units in low valley

圖6 不同類(lèi)型儲(chǔ)能系統(tǒng)參與調(diào)峰的燃料效益Fig.6 The fuel benefits of different types of energy storage system participating in peak shaving

圖8給出了考慮容量效益時(shí)不同填谷比例下的資源效益。從圖8可以看出，抽水蓄能系統(tǒng)能實(shí)現(xiàn)微量的資源節(jié)約，而電池儲(chǔ)能和壓縮空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)在任意填谷比例下均不能實(shí)現(xiàn)資源節(jié)約。抽水蓄能、壓縮空氣儲(chǔ)能由于系統(tǒng)投資相對(duì)較低，實(shí)現(xiàn)資源節(jié)約更有優(yōu)勢(shì)；電池儲(chǔ)能雖然效率更高，但設(shè)備投資成本和維護(hù)費(fèi)用增加明顯，其燃料節(jié)能效益遠(yuǎn)不能超過(guò)增長(zhǎng)的容量成本：所以，單從資源側(cè)考慮，電池儲(chǔ)能體現(xiàn)出的資源優(yōu)勢(shì)不如抽水蓄能和壓縮空氣儲(chǔ)能。

圖7 最優(yōu)填谷比例下各項(xiàng)燃料效益比例Fig.7 The proportion of fuel benefits with the optimum grain filling ratio

圖8 不同類(lèi)型儲(chǔ)能系統(tǒng)參與調(diào)峰的資源效益Fig.8 The resource benefits of different energy storage systems participating in peak shaving

2.2 社會(huì)效益?zhèn)刃钅茈娬拘б娣治?/h3>

2.2.1 分析方法

本節(jié)從社會(huì)效益?zhèn)确治鰞?chǔ)能系統(tǒng)參與調(diào)峰相對(duì)于傳統(tǒng)調(diào)峰的綜合效益優(yōu)勢(shì)。儲(chǔ)能電站社會(huì)效益主要由動(dòng)態(tài)效益與靜態(tài)效益2 部分構(gòu)成。靜態(tài)效益考慮峰谷差價(jià)效益、燃料效益、裝機(jī)容量效益和環(huán)保效益。上述效益可參考下列模型計(jì)算。

1）峰谷差價(jià)效益

式中PH、PL為高峰段與低谷段上網(wǎng)電價(jià)，本節(jié)取PH=0.95 元/(kW·h)，PL=0.35 元/(kW·h)。

2）環(huán)保效益

環(huán)保效益?BE主要是指電站無(wú)需安裝脫硫設(shè)備而節(jié)省的建設(shè)成本費(fèi)用和減少碳排放帶來(lái)的效益，本文中火電機(jī)組初始投資已包含脫硫脫硝環(huán)保設(shè)備投資，在此不再考慮此部分效益，只針對(duì)二氧化碳減排產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益

式中：Pi為單位質(zhì)量污染物的治理成本或交易價(jià)格，元/t（本文取51.88 元/t，北京環(huán)境交易所2014年碳排放交易均價(jià)）；Qi為污染物減排量，t。

3）動(dòng)態(tài)效益

動(dòng)態(tài)效益?BD主要包括調(diào)頻效益、調(diào)相效益、備用效益、提高可靠性效益等，但目前尚無(wú)統(tǒng)一的計(jì)算評(píng)價(jià)方法對(duì)電站動(dòng)態(tài)效益進(jìn)行準(zhǔn)確計(jì)算。美國(guó)電力研究院對(duì)動(dòng)態(tài)效益進(jìn)行了保守估計(jì)：針對(duì)不同電網(wǎng)，電站年動(dòng)態(tài)效益一般為電站投資的12%～15%，本文計(jì)算中取被替代常規(guī)電站投資的12%[2]。

4）社會(huì)效益?zhèn)葍?chǔ)能電站綜合效益

確定了容量效益評(píng)價(jià)模型、能量轉(zhuǎn)換效益評(píng)價(jià)模型、環(huán)保效益模型、動(dòng)態(tài)效益評(píng)價(jià)模型，即可得社會(huì)綜合效益?B的評(píng)價(jià)模型

2.2.2 主要結(jié)果分析

圖9給出了不同儲(chǔ)能系統(tǒng)的社會(huì)效益。由圖9可以看出：隨著填谷比例的增大，社會(huì)效益增大，抽水蓄能和壓縮空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)填谷比例為20%以上時(shí)，最大社會(huì)效益分別可達(dá)0.23 元/(kW·h)和0.14 元/(kW·h)；電池儲(chǔ)能雖然在30%的填谷比例才體現(xiàn)出社會(huì)效益，但儲(chǔ)能規(guī)模的增大會(huì)使其社會(huì)效益顯著增加，最高同樣可達(dá)0.14 元/(kW·h)。3 種儲(chǔ)能方式的社會(huì)效益隨著儲(chǔ)能規(guī)模的增加先增加后趨于平緩，該區(qū)域電網(wǎng)中存在最優(yōu)的填谷比例20%～30%，即該電網(wǎng)中具有的最優(yōu)儲(chǔ)能系統(tǒng)容量占比9%～10%，而電池儲(chǔ)能系統(tǒng)大規(guī)模投入會(huì)進(jìn)一步減小電網(wǎng)峰谷差，同時(shí)顯著提高社會(huì)效益。

圖9 不同儲(chǔ)能系統(tǒng)的社會(huì)效益Fig.9 Social benefits of different energy storage systems

圖10給出了最優(yōu)填谷比例下不同類(lèi)型儲(chǔ)能系統(tǒng)各項(xiàng)社會(huì)效益所占的比例。其中動(dòng)態(tài)效益、環(huán)保效益均為正向收益。由于儲(chǔ)能系統(tǒng)具有造價(jià)高、壽命周期短等特點(diǎn)，所以以不同儲(chǔ)能系統(tǒng)代替火電機(jī)組的容量效益為負(fù)值。社會(huì)效益主要來(lái)源于峰谷差價(jià)效益，而對(duì)其影響最大的因素是峰谷電價(jià)差。圖11展示了最優(yōu)填谷比例下峰谷電價(jià)差對(duì)社會(huì)效益的影響，不同儲(chǔ)能系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)社會(huì)效益的期望峰谷電價(jià)差不同，抽水蓄能和壓縮空氣儲(chǔ)能在0.3～0.4 元/(kW·h)以上就能產(chǎn)生較好的社會(huì)效益，而電池儲(chǔ)能至少要0.7 元/(kW·h)。

圖10 最優(yōu)填谷比例下儲(chǔ)能系統(tǒng)各項(xiàng)社會(huì)效益占比Fig.10 The proportion of each social benefit of the energy storage system at the optimal valley filling ratio

圖11 最優(yōu)填谷比例下峰谷電價(jià)差對(duì)社會(huì)效益的影響Fig.11 Effect of peak-valley price spread on social benefits at the optimal valley filling ratio

2.3 投資側(cè)蓄能電站效益分析

2.3.1 分析方法

本節(jié)從投資側(cè)能否實(shí)現(xiàn)盈利角度進(jìn)行效益分析，在不考慮政府補(bǔ)貼情況下展示要實(shí)現(xiàn)盈利的峰谷電價(jià)差。模型中考慮了儲(chǔ)能電價(jià)、電池效率、初始投資、運(yùn)行成本、放電深度和循環(huán)壽命等因素[8]，計(jì)算公式為：

式中：Y為儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性的判據(jù)因子，若Y＞1，則說(shuō)明該系統(tǒng)是可以盈利的；Rout為儲(chǔ)能電站售電價(jià)格；Rin為儲(chǔ)能電站購(gòu)電價(jià)格；C0為儲(chǔ)能系統(tǒng)初始投資；C1為運(yùn)營(yíng)維護(hù)成本；L為循環(huán)次數(shù)；dDOD為相應(yīng)的放電深度；Pm為項(xiàng)目收益率。

式(17)—(18)主要是針對(duì)電池儲(chǔ)能建立的模型，對(duì)于壓縮空氣和抽水蓄能，盈利計(jì)算模型為

式中：β為系統(tǒng)年投資費(fèi)率；L為壽命，a；H為年利用小時(shí)數(shù)。

對(duì)2 種常見(jiàn)電池儲(chǔ)能系統(tǒng)的參數(shù)進(jìn)行基本假定[8]，見(jiàn)表4。

表4 液流釩電池和鋰離子電池儲(chǔ)能技術(shù)參數(shù)Tab.4 The technical parameters for energy storage of liquid vanadium and lithium ion batteries

2.3.2 主要結(jié)果分析

以?xún)?chǔ)能電價(jià)0.35 元/(kW·h)為例，不同峰谷電價(jià)差下各儲(chǔ)能系統(tǒng)的收益率如圖12所示。

圖12 不同峰谷電價(jià)差下各儲(chǔ)能系統(tǒng)的收益率Fig.12 The return rates of energy storage systems at different peak-valley differential prices

由圖12可見(jiàn)，抽水蓄能和壓縮空氣儲(chǔ)能在峰谷電價(jià)差分別為0.42 元/(kW·h)和0.452 元/(kW·h)以上時(shí)才能保持盈利。電池儲(chǔ)能由于電池種類(lèi)不同，臨界盈利差價(jià)也不盡相同，其中鋰離子電池和液流釩電池要實(shí)現(xiàn)盈利，峰谷電價(jià)差須分別在0.82 元/(kW·h)和0.96 元/(kW·h)以上，這與電池儲(chǔ)能的初始投資大，運(yùn)維成本高有直接關(guān)系。

圖13為不同儲(chǔ)能電價(jià)下的盈利臨界電價(jià)差。由圖13可見(jiàn)，盈利臨界電價(jià)差敏感度（斜率）與 儲(chǔ)能系統(tǒng)效率呈負(fù)相關(guān)，效率越低，其對(duì)儲(chǔ)能電 價(jià)越敏感。

圖13 各儲(chǔ)能系統(tǒng)不同儲(chǔ)能電價(jià)下的盈利臨界電價(jià)差Fig.13 The profit critical energy release difference at different energy storage prices for each energy storage system

圖14為儲(chǔ)能效率對(duì)盈利臨界電價(jià)差的影響。由圖14可以看出，儲(chǔ)能效率每增加1%，抽水蓄能、壓縮空氣和電池儲(chǔ)能的臨界盈利電價(jià)差分別下降0.006 4、0.009 3、0.004 9 元/(kW·h)。由圖14可見(jiàn)，在不考慮政府補(bǔ)貼的情況下，抽水蓄能和壓縮空氣儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)盈利對(duì)差價(jià)要求較低，而電池儲(chǔ)能對(duì)盈利臨界電價(jià)差有著更高的期望。

圖14 儲(chǔ)能效率對(duì)盈利臨界電價(jià)差的影響Fig.14 The effect of energy storage efficiency on profit critical price spreads

3 結(jié) 論

1）資源節(jié)約側(cè)。在最佳填谷比例20%（電網(wǎng)的最佳儲(chǔ)能系統(tǒng)容量占比9%）時(shí)，3 種系統(tǒng)燃料效益可達(dá)0.001～0.030 元/(kW·h)，主要與儲(chǔ)能系統(tǒng)參與調(diào)峰對(duì)火電機(jī)組負(fù)荷率和儲(chǔ)能系統(tǒng)效率的提升有關(guān)?？紤]容量效益后，燃料效益不能彌補(bǔ)增長(zhǎng)的容量成本，故不能實(shí)現(xiàn)資源側(cè)的節(jié)約。

2）社會(huì)效益?zhèn)?。填谷比例?0%以上時(shí)，系統(tǒng)社會(huì)效益可達(dá)0.14～0.23 元/(kW·h)，峰谷電價(jià)差效益是主要因素，占總效益的58%～76%。抽水蓄能和壓縮空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)在峰谷電價(jià)差為0.3～0.4 元/(kW·h)時(shí)能產(chǎn)生較好的社會(huì)效益，而電池儲(chǔ)能系統(tǒng)須在0.7 元/(kW·h)以上。

3）投資側(cè)。從投資側(cè)來(lái)看，峰谷電價(jià)差是其主要收益。抽水蓄能和壓縮空氣儲(chǔ)能在峰谷電價(jià)差為0.42 元/(kW·h)和0.452 元/(kW·h)以上時(shí)能保持盈利，而鋰離子電池和液流釩電池儲(chǔ)能須在峰谷電價(jià)差分別為0.82 元/(kW·h)和0.96 元/(kW·h)以上時(shí)才能盈利。