基于成本分析的用戶側(cè)儲能方案經(jīng)濟(jì)性評估模型研究*

宋遠(yuǎn)軍, 何 凱, 石進(jìn)永, 柯慧敏

(1.國網(wǎng)電動汽車服務(wù)江蘇有限公司, 江蘇 南京 210019;2.國電南瑞科技股份有限公司, 江蘇 南京 211106)

0 引 言

風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電等可再生能源的快速發(fā)展,在帶來大量電能的同時也因為可再生能源的波動性和間歇性,威脅到電網(wǎng)的穩(wěn)定運行。儲能技術(shù)是解決該問題的重要技術(shù),可提高分布式電源的接入能力,保證供電可靠性,實現(xiàn)用戶智能電能管理[1-2]。從應(yīng)用分布上看,新增投運項目應(yīng)用在集中式可再生能源并網(wǎng)、輔助服務(wù)和用戶側(cè)等領(lǐng)域[3-5]。因此,針對用戶側(cè)儲能方案經(jīng)濟(jì)性評估方法研究對于儲能技術(shù)的應(yīng)用發(fā)展具有極高的參考價值。

儲能技術(shù)大量應(yīng)用于示范工程,已有大量學(xué)者對此開始展開深入研究。其中,文獻(xiàn)[6]基于儲能協(xié)調(diào)蓄熱式電鍋爐消納風(fēng)電供暖系統(tǒng)的方案進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)性評估,并建立“源-網(wǎng)-荷-儲”聯(lián)合運行系統(tǒng)風(fēng)電消納經(jīng)濟(jì)性評估模型。文獻(xiàn)[7]充分考慮我國電力市場環(huán)境的特點,對電儲能技術(shù)參與輔助服務(wù)的理論及其應(yīng)用作了深入研究。文獻(xiàn)[8]提出基于電池儲能技術(shù)的削峰填谷控制策略,綜合考慮儲能系統(tǒng)的投資成本和運行維護(hù)成本,建立以經(jīng)濟(jì)價值最高為目標(biāo)函數(shù)的電池儲能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)價值評估模型。文獻(xiàn)[9]建立了考慮電池充放電深度及壽命的儲能電站初始投資、運行維護(hù)成本計算模型,并建立包括發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)以及政府補(bǔ)貼的儲能電站收益計算模型。文獻(xiàn)[10]在分析我國現(xiàn)行儲能相關(guān)政策的基礎(chǔ)上,提出工業(yè)園區(qū)用戶側(cè)電池儲能系統(tǒng)的運營模式,考慮儲能不同充放電運行策略,建立用戶側(cè)電池儲能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性分析模型。

雖然目前針對儲能裝置的經(jīng)濟(jì)性評估方法較多,但是對于不同的應(yīng)用場景,儲能的功能及需求容量差異很大,因此建立針對不同場景下儲能配置方案及經(jīng)濟(jì)性評估方案意義重大。本文針對用戶側(cè)儲能裝置的成本和收益模型進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析,結(jié)合江蘇省現(xiàn)行峰谷電價變化曲線,通過儲能每日充放電次數(shù)和是否參與企業(yè)負(fù)荷削峰服務(wù)提出2種儲能收益方案,得到2種儲能方案經(jīng)濟(jì)性評估總模型,最后通過算例對2種儲能方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評估分析。

1 儲能裝置運營成本及收益模型

1.1 成本模型

用戶側(cè)儲能投資成本主要包括初始投資成本和運營成本。

1.1.1 投資成本模型

儲能裝置的初始投資成本主要與儲能系統(tǒng)的容量和功率有關(guān)。其初始投資成本為

Cinv1=kpPi+kqEi

(1)

式中:Cinv1——儲能系統(tǒng)投資成本;

kp——儲能系統(tǒng)峰值功率相關(guān)的成本系數(shù);

Pi——儲能系統(tǒng)的額定功率;

kq——電池組及其管理系統(tǒng)的單位容量成本系數(shù);

Ei——儲能系統(tǒng)容量。

考慮儲能裝置的使用壽命和基準(zhǔn)收益率,可得儲能裝置年均投資成本為

(2)

式中:i——貼現(xiàn)率;

N——系統(tǒng)使用壽命周期。

1.1.2 運營成本模型

儲能系統(tǒng)的年運營成本主要包括系統(tǒng)的運行成本和維護(hù)成本,主要成本來源于電池及其管理系統(tǒng)的故障預(yù)防及消除、人工維護(hù)和巡檢等。年運營成本為

Cope=koEi+krCr

(3)

式中:Cope——儲能系統(tǒng)運營維護(hù)成本;

ko——單位容量年運營維護(hù)成本系數(shù);

kr——電池替換率;

Cr——電池更換成本。

1.2 收益模型

對于用戶側(cè),儲能裝置的收益包括需量電費管理收益、峰谷套利收益、調(diào)頻收益、需求響應(yīng)收益。

1.2.1 需量電費管理收益

針對需量電費繳納,電力公司給出兩種選擇:第一種按照變壓器容量收取;第二種按照廠區(qū)月最大負(fù)荷收費(按需收費)。通過第二種方法,用戶可以利用儲能系統(tǒng)調(diào)整最大負(fù)荷來降低費用,實現(xiàn)間接收益。加入儲能系統(tǒng)可以在用電低谷時儲能,在用電高峰時放電給負(fù)載,從而降低整體負(fù)荷,達(dá)到降低變壓器容量費用的目的。

(4)

式中:Sdfc——削減尖峰負(fù)荷帶來的間接收益;

se——最大負(fù)荷時的容量費(按月最大負(fù)荷收取);

k——儲能系統(tǒng)具有10%長期過載能力系數(shù),取1.1。

1.2.2 峰谷套利收益

峰谷套利是指儲能裝置在低谷用電、平峰或高峰放電的方式利用峰谷電價差來獲得收益的方式。在峰谷電價下,儲能裝置通過這種低儲高發(fā)的形式獲得的收益稱為直接收益:

(5)

式中:Spva——峰谷套利獲得的直接收益;

spi、svi——第i時段內(nèi)的峰谷電價;

ΔT——時段i峰谷套利的持續(xù)時間。

1.2.3 調(diào)頻服務(wù)收益

《南方區(qū)域電化學(xué)儲能電站并網(wǎng)運行管理及輔助服務(wù)管理實施細(xì)則(試行)》中提出:儲能電站根據(jù)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)指令進(jìn)入充電狀態(tài)的,按其提供充電調(diào)峰服務(wù)統(tǒng)計,對充電電量進(jìn)行補(bǔ)償,具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為500 元/MWh[11]。調(diào)頻服務(wù)收益為

(6)

式中:Sfre——儲能系統(tǒng)調(diào)頻服務(wù)帶來的收益;

Pr——調(diào)頻容量;

sf——容量電價;

K——調(diào)節(jié)性能的得分;

Δt——每次調(diào)頻服務(wù)的持續(xù)時間。

1.2.4 需求響應(yīng)收益

用戶側(cè)需求響應(yīng)是指電網(wǎng)公司采取的激勵措施,用以引導(dǎo)用戶進(jìn)行負(fù)荷管理,以使電力需求在不同時間段上得到合理分配,從而提高電力系統(tǒng)的使用效率和可靠性。某地需求側(cè)響應(yīng)補(bǔ)貼如表1所示[12]。

表1 某地需求側(cè)響應(yīng)補(bǔ)貼

參與需求響應(yīng)的電力用戶和負(fù)荷集成商(售電公司)服務(wù)費用計算公式如下:單次響應(yīng)服務(wù)費用=實際響應(yīng)負(fù)荷×服務(wù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)×服務(wù)費系數(shù)。其中,實際響應(yīng)負(fù)荷為當(dāng)日各響應(yīng)時段平均負(fù)荷與對應(yīng)基線平均負(fù)荷差值中的最低值;服務(wù)費系數(shù)按當(dāng)天實際響應(yīng)量與應(yīng)約響應(yīng)量比例確定,比例為80%～100%時的補(bǔ)貼系數(shù)為0.8,比例為100%及以上時的補(bǔ)貼系數(shù)為1,比例超過120%時,實際響應(yīng)量按應(yīng)約響應(yīng)量的120%計算。因此,可得需求響應(yīng)收益為

(7)

式中:Sres——儲能裝置通過需求響應(yīng)獲得的收益;

kr——服務(wù)費系數(shù);

s′i——服務(wù)補(bǔ)償,按日計算,按年結(jié)清,原則上不高于20元/(kW·d);

Pirl——第i天實際響應(yīng)負(fù)荷。

2 用戶側(cè)儲能方案經(jīng)濟(jì)性分析

2.1 用戶側(cè)儲能收益方案

用戶側(cè)儲能可以通過峰谷套利實現(xiàn)直接收益,同時也可以參與電網(wǎng)調(diào)度指令提供輔助服務(wù)。為使用戶側(cè)儲能收益最大化,本文結(jié)合江蘇省現(xiàn)行峰谷負(fù)荷變化曲線,通過儲能每日充放電次數(shù)和是否參與企業(yè)負(fù)荷削峰服務(wù)設(shè)計出以下2種儲能收益方案。江蘇省現(xiàn)行峰谷負(fù)荷變化如圖1所示。

(1) 單次循環(huán)峰谷套利收益+需量電費管理收益+需求響應(yīng)收益+調(diào)頻服務(wù)收益。在此收益模式下,用戶側(cè)儲能僅在谷段對儲能設(shè)施進(jìn)行充電,在峰段階段放電來獲取單次充放電循環(huán)的收益。同時通過在谷段、平段充電,在用戶側(cè)負(fù)荷高峰時放電對用戶側(cè)負(fù)荷進(jìn)行削峰實現(xiàn)間接盈利。此外,需求響應(yīng)收益必須由電網(wǎng)機(jī)構(gòu)向用戶側(cè)儲能下達(dá)需求響應(yīng)時才能獲得收益,但在實際情況中,電網(wǎng)機(jī)構(gòu)向用戶側(cè)下達(dá)指令的時間和次數(shù)都很少。為了方便計算,在此忽略由需求響應(yīng)在其他收益模式下的影響,由此在儲能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性成本和收益分析基礎(chǔ)上得出該方案每一年的收益。

(2) 兩次循環(huán)峰谷套利收益+需求響應(yīng)收益+調(diào)頻服務(wù)收益。在此收益模式下,用戶側(cè)儲能可以在谷段充電、峰段放電和平段充電、峰段放電實現(xiàn)每日兩次循環(huán)峰谷套利。根據(jù)江蘇省現(xiàn)行峰谷電價變化可知,若用戶側(cè)儲能參與兩次充放電循環(huán)峰谷套利,則無法參與到企業(yè)自身的負(fù)荷削峰中,再加上電網(wǎng)機(jī)構(gòu)每年不固定的向用戶側(cè)發(fā)送的需求響應(yīng)獲取的收益,得到該方案每一年的收益。

2.2 儲能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性評估總模型

將儲能系統(tǒng)應(yīng)用于配電網(wǎng)削峰填谷,涉及經(jīng)濟(jì)價值評估,必然與儲能裝置的成本有關(guān)。結(jié)合儲能系統(tǒng)的成本分析,得出2種儲能方案系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性評估總模型:

式中:S1、S2——儲能方案一和儲能方案二的收益。

功率約束應(yīng)滿足充放電功率Pi+和Pi-不超過功率極限;為提高儲能設(shè)備的正常使用壽命年限,使其處于適宜的運行環(huán)境,需要對儲能設(shè)備的荷電狀態(tài)SOC進(jìn)行約束。

SOCmin≤SOC≤SOCmax

(10)

SOC=Cres/Cact

(11)

式中: SOC——表征電池剩余容量的指標(biāo);

Cres——電池剩余容量;

Cact——電池實際容量。

3 算例分析

以江蘇某企業(yè)為例進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評估,儲能系統(tǒng)為2臺500 kW/2 MWh集裝箱系統(tǒng)。以1.25元/Wh計算,儲能系統(tǒng)總造價約為500萬元。現(xiàn)在結(jié)合上述儲能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性評估總模型,對該企業(yè)的儲能收益進(jìn)行分析計算。

3.1 需量電費管理收益

以該典型工作日為標(biāo)準(zhǔn)計算需量電費管理收益。負(fù)荷曲線變化情況(典型工作日)如圖2所示。由圖2得出該日最大負(fù)荷為5.8 MW,加入儲能系統(tǒng)后最大可釋放1 100 kW的功率用以抵消峰值負(fù)荷,江蘇省需量電費為40元/(kW·月),則每月可為企業(yè)減少4.40萬元的容量電費,但是平段充電電費2.28萬元,以此估算每年可節(jié)省25.44萬元。

3.2 峰谷套利和調(diào)頻服務(wù)收益

江蘇省用戶電壓等級為1～10 kV時,高峰電價為1.150 7元/kWh,平段電價為0.690 4元/kWh,低谷電價為0.330 1元/kWh。DOD為0.9,充放電損耗為15%,每年工作天數(shù)為320天。

由用戶側(cè)儲能收益方案中江蘇省現(xiàn)行峰谷電價可以得到,峰谷套利收益有每日單次循環(huán)和每日兩次循環(huán)兩種方案,再考慮將用戶側(cè)儲能充放電行為參與到電網(wǎng)調(diào)頻服務(wù)中。假設(shè)用戶側(cè)儲能全負(fù)荷參與調(diào)頻服務(wù),考慮電池容量衰減,由于兩種收益方案中儲能電池每天的循環(huán)次數(shù)不同,所以電池衰減率不一致。按照鋰離子電池全生命周期最大充放電次數(shù)2 000次折算,方案一儲能電池使用壽命為6.25 a,電池衰減為3.2%;方案2僅為3.13 a,電池衰減為6.4%。兩種儲能方案下每一年調(diào)頻服務(wù)收益與峰谷套利收益變化如表2所示。

3.3 需求響應(yīng)收益

需求響應(yīng)收益取決于用戶側(cè)儲能設(shè)備是否被調(diào)用,只有被調(diào)用,才能獲得收益,因此該部分收益不確定性較大。以12元/kWh進(jìn)行計算,每次可獲得48 000元,估算平均每年被調(diào)用5次,則每年從需求側(cè)響應(yīng)獲得的收益為24萬元。

結(jié)合上述4種儲能收益分析,通過對該企業(yè)儲能4種收益的計算,可以得出該企業(yè)儲能系統(tǒng)在2種儲能收益方案下的投資收益變化曲線。儲能系統(tǒng)投資收益變化曲線如圖3所示。

表2 兩種儲能方案下每一年調(diào)頻服務(wù)收益與峰谷套利收益變化

由圖3可見,方案一在2.5 a后開始盈利,在儲能電池的全生命周期內(nèi)可獲利620.09萬元。方案二不到2 a就開始盈利,由于每天循環(huán)次數(shù)兩次,故電池的全生命周期比方案一縮減50%,在儲能電池的全生命周期內(nèi)可獲利263.05萬元。因此,若企業(yè)追求儲能電池全生命周期內(nèi)獲得利益最大化,可以考慮方案一的儲能方案實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性收益;若是企業(yè)追求短時間的儲能盈利,可以考慮方案二的儲能方案實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性收益。同時,由于方案二投資周期短,所以可以在儲能全生命周期結(jié)束后進(jìn)行二次投資,實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)最大化。

4 結(jié) 語

隨著儲能技術(shù)在用戶側(cè)的大量應(yīng)用,用戶側(cè)儲能經(jīng)濟(jì)性評估開始受到關(guān)注。本文主要對用戶側(cè)儲能方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評估的研究,并提出了2種儲能收益方案,由評估結(jié)果可以看出,若企業(yè)追求經(jīng)濟(jì)最大化,可以考慮方案一的儲能方案;若企業(yè)追求盡快儲能盈利,可以考慮方案二的儲能方案(實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性收益)。