風(fēng)電場中儲能電站應(yīng)用場景及經(jīng)濟效益分析

周鵬程，邱鋒凱

（1.南方電網(wǎng)物資有限公司，廣東 廣州 510620；2.華北電力大學(xué) 經(jīng)濟與管理學(xué)院，北京 102206）

0 引言

近年來，我國儲能產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)多元發(fā)展的良好態(tài)勢，各種儲能技術(shù)的研發(fā)與應(yīng)用都已取得了一定進展，儲能技術(shù)總體上已經(jīng)初步具備了產(chǎn)業(yè)化的基礎(chǔ)。加快儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展，對于構(gòu)建“清潔低碳、安全高效”的現(xiàn)代能源產(chǎn)業(yè)體系，推動能源生產(chǎn)和利用方式變革具有重要戰(zhàn)略意義。2017 年10 月，財政部、科技部等部委聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》，提出我國將在未來十年內(nèi)分兩個階段推進相關(guān)工作，第一階段實現(xiàn)儲能由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡，第二階段實現(xiàn)商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變［1-3］。

目前，我國已在遼寧建成了30 MW∕120 MWh 的風(fēng)-儲-熱聯(lián)合調(diào)度系統(tǒng)示范工程，在內(nèi)蒙古實現(xiàn)了熱電聯(lián)產(chǎn)（Combined Heat and Power，CHP）機組熱電耦合的20 MW∕20 MWh 中溫相變儲熱示范工程。隨著儲能產(chǎn)業(yè)的不斷發(fā)展、儲能技術(shù)經(jīng)濟性的逐漸提高、市場機制與定價體系等方面的不斷完善，建設(shè)儲能電站對發(fā)電側(cè)的影響逐漸顯現(xiàn)，尤其在平滑出力曲線、系統(tǒng)調(diào)頻、事故備用、促進新能源消納和輔助服務(wù)等應(yīng)用場景。如何在不同應(yīng)用場景下，探究發(fā)電側(cè)儲能電站的商業(yè)模式和經(jīng)濟效益，進而為發(fā)電企業(yè)制定儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略提供參考與借鑒值得深入研究。

鑒于此，歸納總結(jié)了發(fā)電側(cè)儲能電站的應(yīng)用場景，基于儲能電站全壽命周期細化投資、運維成本，選取合適的應(yīng)用場景探究儲能電站單項收益，構(gòu)建儲能電站經(jīng)濟效益評估模型，以廣東省某地區(qū)風(fēng)電場為例，針對鋰電池儲能電站的累計凈現(xiàn)值和投資回收期進行經(jīng)濟效益分析，并基于電站電池購置成本和總成本進行敏感性分析。

1 發(fā)電側(cè)儲能電站應(yīng)用場景研究

1.1 平滑出力曲線

風(fēng)電等可再生能源出力受天氣等因素影響較大，大規(guī)模并網(wǎng)后對電網(wǎng)的沖擊嚴重，在風(fēng)電場中建設(shè)儲能電站有助于平抑風(fēng)電出力波動，平滑發(fā)電出力曲線，解決電壓跌落等電能質(zhì)量問題，提高風(fēng)電并網(wǎng)可靠性，促進風(fēng)電消納與利用［4-5］。

1.2 系統(tǒng)黑啟動

黑啟動是指在故障停電后通過系統(tǒng)中具有自啟動能力的發(fā)電機組，帶動無自啟動能力發(fā)電機組相繼啟動，最終實現(xiàn)整個系統(tǒng)恢復(fù)的過程［6］。目前，國內(nèi)已經(jīng)成功實現(xiàn)了數(shù)起黑啟動試驗，但大多數(shù)黑啟動電源以水電和燃氣機組為主。發(fā)電側(cè)建設(shè)儲能電站后，可在系統(tǒng)黑啟動時放電，提供黑啟動服務(wù)。

1.3 系統(tǒng)調(diào)頻

在以火電為主的能源結(jié)構(gòu)中，通常采用自動發(fā)電控制（Auto Generator Control，AGC）信號進行系統(tǒng)調(diào)頻。隨著可再生能源大規(guī)模并網(wǎng)，電網(wǎng)短時間內(nèi)的能量不平衡加劇，由于火電調(diào)頻速度緩慢，AGC信號具有滯后性，難以滿足新增的調(diào)頻需求。儲能系統(tǒng)參與系統(tǒng)調(diào)頻可分為一次調(diào)頻和二次調(diào)頻，發(fā)電側(cè)儲能電站具有調(diào)頻速度快、可調(diào)節(jié)容量大等特點，能夠有效實現(xiàn)系統(tǒng)調(diào)頻輔助服務(wù)功能［7］。

1.4 事故備用

發(fā)電設(shè)備易發(fā)生故障，因此須配置一定數(shù)量的事故備用電源，確保系統(tǒng)設(shè)備安全和供電可靠。事故備用電源要求在系統(tǒng)主電源出現(xiàn)缺口后的幾秒內(nèi)提供有效出力，應(yīng)比普通旋轉(zhuǎn)備用具有更快地響應(yīng)速度。儲能電站能夠在系統(tǒng)故障等緊急狀態(tài)下快速啟動的備用電源，保障照明、通信、自動化等設(shè)備穩(wěn)定供電。

1.5 削峰填谷

峰谷差較大的情況下，發(fā)電側(cè)儲能電站可在系統(tǒng)低谷時作存儲電能，在高峰時釋放電能，有利于減少對系統(tǒng)備用容量的需求，承擔(dān)火電機組調(diào)峰任務(wù)，實現(xiàn)系統(tǒng)負荷水平控制和負荷轉(zhuǎn)移，減少輸電網(wǎng)絡(luò)損耗和電網(wǎng)設(shè)備投資［8］。

2 風(fēng)電場中儲能電站成本費用分析

2.1 初始投資成本

儲能電站的初始投資成本C1是指電站前期所需的一次性投資，主要包括土建成本Ctj、相關(guān)設(shè)備購置成本Csg、電池購置成本Cgz、電池更換成本Cgh和電池測試配組成本Czb，計算公式為

1）土建成本。該成本是指建設(shè)費用（不含土地費用），成本核算主要根據(jù)目前電池功率能量密度水平和集成程度，計算公式為

式中：Pe為儲能電站的額定功率；為儲能電站單位功率的土建成本。

2）相關(guān)設(shè)備購置成本。該成本主要包括配電設(shè)備成本Cpd、電池箱成本Cdx、電池柜成本Cdg和監(jiān)控系統(tǒng)成本Cjk，計算公式為

式中：qgb、qbl、qdl、qdx、qdg分別為隔離變壓器、變流能量轉(zhuǎn)換系統(tǒng)、電池管理系統(tǒng)、電池箱、電池柜設(shè)備的單價；pgb、pbl、pdl、pdx、pdg分別為隔離變壓器、變流能量轉(zhuǎn)換系統(tǒng)、電池管理系統(tǒng)、電池箱、電池柜設(shè)備單位功率對應(yīng)的設(shè)備數(shù)量。

3）電池購置和更換成本。在進行儲能電站電池購置成本概算時，需要考慮電池的購置容量、購置成本和更換成本［9］。假設(shè)鋰電池儲能電站的額定容量為3 MW×3 h，分別由6 個500 kW 模塊組成，則500 kW 模塊需配置的電池組能量為0.5 MW×3 h。電池的購置成本Cgz和更換成本Cgh為：

式中：pe和pe-gh分別為鋰電池的單位容量價格、單位容量更換價格；Pc-rl為儲能電站的初始配置容量。

4）電池測試配組成本。該成本主要包括設(shè)備投資、生產(chǎn)線建設(shè)、能源消耗、人工倉儲、零部件更換等成本。

2.2 運營維護成本

儲能電站的運維成本C2是指在電站日常運營維護過程中所需投入的人、物、財力等日常成本費用，計算公式為

式中：Cjx為儲能電站運維的檢修成本；Crg為人工成本；Cqt為其他運維成本。

2.3 其他成本

儲能電站全壽命周期成本費用還包括電站、設(shè)備等損耗成本、電池的報廢成本。這些成本費用的發(fā)生不確定性極強，且費用難以確定，因此暫不考慮該成本。

3 風(fēng)電場中儲能電站單項收益分析

3.1 延緩電網(wǎng)升級改造收益

儲能系統(tǒng)有助于延緩電網(wǎng)的升級、改造、擴建，而升級擴建所需的資金產(chǎn)生的時間價值可視為儲能延緩電網(wǎng)改造收益Byh，計算公式為

式中：Cinv為電網(wǎng)升級改造所需的一次性投資成本；N為儲能電站可運行年限；it和id分別為通貨膨脹率和貼現(xiàn)率。

3.2 促進風(fēng)電消納收益

儲能系統(tǒng)能夠在風(fēng)電出力高于限電指標時存儲能量，低于限電指標時釋放電能上網(wǎng)，使風(fēng)電出力接近限電指標，有效緩解風(fēng)電場棄風(fēng)問題。促進風(fēng)電消納收益Bxn為

式中：pfd為風(fēng)電上網(wǎng)電價；Pl，k，ct為風(fēng)電場全年內(nèi)第k天第l小時的實際上網(wǎng)功率；Pl，k，sct為安置儲能后風(fēng)電場全年內(nèi)第k天第l小時的實際上網(wǎng)功率；Δt為風(fēng)電出力的時間間隔。

3.3 降低備用容量收益

風(fēng)電出力的波動性和不確定性給電網(wǎng)帶來沖擊，需要配備備用容量緩解風(fēng)電出力波動，儲能系統(tǒng)能更好替代常規(guī)電源備用容量作用，并產(chǎn)生相關(guān)間接受益［10］。由于風(fēng)電有功功率分布呈現(xiàn)近似正態(tài)分布特性［11］，通過正態(tài)分布來擬合得到儲能降低所需備用容量的期望值。降低備用容量收益Bbr為

式中：pbr為單位功率備用容量價格；Pbr為儲能電站降低備用容量；P為電池功率；Pmax為電網(wǎng)消耗風(fēng)電不需備用容量的限值；δbr為風(fēng)電功率波動偏差；為風(fēng)電出力功率值的平均值。

3.4 節(jié)能減排收益

可再生能源參與碳交易市場具有天然優(yōu)勢，儲能系統(tǒng)有利于可再生能源在碳交易市場獲得更多減排收益；此外，儲能系統(tǒng)替代火電機組完成部分調(diào)峰任務(wù)，間接減少并優(yōu)化了火電頻繁增減出力，獲得替代火電調(diào)峰所產(chǎn)生的節(jié)煤效益。節(jié)能減排收益Bhj主要包括減少CO2排放收益BC和替代火電節(jié)煤收益BH，計算公式為

式中：Pjy為碳交易價格；為CO2全年內(nèi)第k天第l小時的排放當(dāng)量；Ctp為火電機組單位供電成本；為全年內(nèi)第k天第l小時電池的功率。

3.5 削峰填谷收益

儲能參與削峰填谷實現(xiàn)了對系統(tǒng)的備用容量需求、調(diào)峰輔助服務(wù)。削峰填谷等輔助服務(wù)收益Bfg為

4 儲能電站經(jīng)濟效益評估模型

假設(shè)鋰電池儲能電站的運營期或投資回收期為20年［12-15］，則儲能電站運營期內(nèi)的第x年的累計凈現(xiàn)值Nδ可表示為

式中：Ax為儲能電站的第x（x≤20）年的收益年值；r為年利率。

對于風(fēng)電場中儲能電站的累計凈現(xiàn)值，又可劃分為兩種情況討論：

當(dāng)x＜ΔN時，

當(dāng)x≥ΔN時，

式中：ΔN為鋰電池儲能電站的使用壽命；ΔN1為電池更換周期；Rre為單位重量廢舊電池處理的收益；Gre為處理廢舊電池的重量；ξ為儲能電站固定資產(chǎn)平均殘值率。

5 經(jīng)濟效益算例分析

5.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

儲能系統(tǒng)是解決大規(guī)模風(fēng)電并網(wǎng)消納等問題的技術(shù)手段之一。以廣東省某地區(qū)風(fēng)電場為例，其并網(wǎng)容量為50 MW，并在場內(nèi)投資建設(shè)15 MW×3 h 的鋰電池儲能電站，用于進行風(fēng)電場中儲能電站經(jīng)濟效益算例分析，基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 算例分析基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

5.2 經(jīng)濟效益分析

為模擬鋰電池儲能電站運營期內(nèi)經(jīng)濟效益，設(shè)定3 個場景，即現(xiàn)貨市場、近期和遠期，將各時期指標數(shù)據(jù)帶入儲能電站經(jīng)濟效益評估模型，得到在不同場景下風(fēng)電場中儲能電站的累計凈現(xiàn)值和投資回收期，測算結(jié)果如圖1所示。

圖1 不同場景下的累計折現(xiàn)值及投資回收期

以運營期內(nèi)的第10 年為例，將相關(guān)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)帶入儲能電站經(jīng)濟效益評估模型，分別得到各單項收益及占比，如表2所示。

表2 儲能電站各項收益及占比

由表2 分析可知，風(fēng)電場中鋰電池儲能電站單項收益中的促進風(fēng)電消納收益為4 680.92 萬元，收益占比為57.97%，通過建設(shè)儲能電站減少了風(fēng)電場棄風(fēng)量，表明現(xiàn)階段風(fēng)電場中儲能電站的盈利很大程度上依靠于減少棄風(fēng)所帶來的收益；節(jié)能減排收益為1 245.12 萬元，收益占比為15.42%，在測算該收益時，替代火電節(jié)煤收益占整個單項收益比重較大，表明節(jié)煤效益遠大于減少CO2排放收益；延緩電網(wǎng)升級改造等其他單項收益效果并不明顯，但根據(jù)實際測算，在遠期場景下的其他單項收益都有不同程度上的增加。

5.3 敏感性分析

隨著鋰離子電池、鉛酸電池、液流電池等電池技術(shù)逐步成熟，儲能市場對電池成本下降的預(yù)期較強，而鋰電池儲能電站成本費用占比較大的主要是電池購置成本。針對電池購置成本和總成本進行累計凈現(xiàn)值和投資回收期分析，在此基礎(chǔ)上，分析電池購置成本和總成本的敏感性，降低電池成本比例進行敏感性分析，測算結(jié)果如圖2和圖3所示。

圖2 降低電池購置成本的累計折現(xiàn)值及投資回收期

由圖2 分析可知，在降低電池配置成本比例的情況下，鋰電池儲能電站的盈利不斷提高；在購置成本不斷下降至原來70%的過程中，當(dāng)購置成本降為原成本的90%時，儲能電站在運營期20 年內(nèi)的累計凈現(xiàn)值為正。儲能電站在運營期第10 年時，累計凈現(xiàn)值有所下降，原因是產(chǎn)生了電池更換成本。若將電池購置成本降低至原成本的80%，則將在第19 年收回成本，因此儲能電站的投資回收期約為19年。

同理，當(dāng)總成本按比例減少時，得到降低總成本下的累計折現(xiàn)值和投資回收期曲線，測算結(jié)果如圖3所示。

圖3 降低總成本下的累計折現(xiàn)值及投資回收期

由圖3 可知，隨著總成本不斷下降，鋰電池儲能的盈利緩慢增長，并同在第16 年收回成本，表明風(fēng)電場中儲能電站對總成本的敏感性較弱，在80%～100%范圍內(nèi)，無論成本降低多少，投資回收期均為同一年份。

通過儲能電站經(jīng)濟效益評估模型，計算得出儲能電站電池購置成本的敏感性表達式為NPV=-16 655x-5 552，盈虧平衡點x為-33.33%；總成本費用的敏感性表達式為NPV=-3 228.2x-5 552，盈虧平衡點x為-171.983%。

綜上所述，鋰電池儲能電站的各項成本中敏感性最高的是電池購置成本，表明影響風(fēng)電場中儲能電站經(jīng)濟效益的最主要因素是電池購置成本；儲能電站對總成本的敏感性較弱。

6 結(jié)語

發(fā)電側(cè)儲能電站應(yīng)用于風(fēng)力、光伏等可再生能源發(fā)電能夠平滑功率出力波動，降低其對系統(tǒng)的沖擊，提高電站的跟蹤計劃出力的能力，為可再生能源電站的建設(shè)和運行提供備用電源，間接為環(huán)境保護、節(jié)能減排提供了有力支撐。儲能準入、電價機制、補償服務(wù)機制等尚未建立，儲能示范項目仍處于起步階段，增加了儲能電站建設(shè)的決策風(fēng)險。因此，只有有效解決相關(guān)問題，才能使發(fā)電側(cè)儲能電站形成更多應(yīng)用場景，帶來更多地經(jīng)濟效益。