江蘇省工業(yè)用戶配置儲能的經(jīng)濟(jì)性研究

柴明哲，高賜威，陳濤，胡楠，管永麗

（1.東南大學(xué) 電氣工程學(xué)院，南京210096；2.國網(wǎng)江蘇省電力有限公司 南通供電分公司，江蘇 南通226006）

0 引言

隨著電力市場建設(shè)的日益推進(jìn)和儲能技術(shù)的不斷發(fā)展，儲能建設(shè)的重要性和必要性逐漸被人們所認(rèn)同［1—2］。儲能一般可以分為物理儲能、電化學(xué)儲能以及電磁儲能，其中物理儲能是將電能轉(zhuǎn)化為機(jī)械能進(jìn)行存儲，如飛輪儲能、抽水蓄能以及壓縮空氣儲能等；電化學(xué)儲能是將電能轉(zhuǎn)化為化學(xué)能進(jìn)行存儲，如鋰離子電池、液流電池、鉛酸電池、鈉硫電池等；電磁儲能是將電能轉(zhuǎn)化為電場或磁場獲得能量，如超級電容、超導(dǎo)儲能等。不同種類的儲能配置適合的場景也不同，工業(yè)用戶側(cè)主要配置的是電化學(xué)儲能，大規(guī)模應(yīng)用的主要有鋰離子電池，鋰離子電池具有充放電效率高、循環(huán)壽命長的優(yōu)點(diǎn)，以及不耐受過充過放、安全性較差等缺點(diǎn)；而液流電池由于其具有安全穩(wěn)定性高、壽命長、放電深度高等優(yōu)點(diǎn)而發(fā)展迅速。本文重點(diǎn)討論這2種儲能電池。

1 江蘇省工業(yè)用戶側(cè)儲能發(fā)展情況及政策

截至2020年5月底，江蘇省已建成71座用戶側(cè)儲能電站，總?cè)萘?25 MW/787 MWh，這是江蘇提升電網(wǎng)調(diào)控能力的具體舉措，同時(shí)也得到了政府政策的大力支持，政策梳理如表1所示。

用戶側(cè)儲能主要是利用峰谷價(jià)差獲得收益，由于工業(yè)用戶的用電量較大，且許多工業(yè)用戶在白天即電價(jià)高峰期用電量較大，在夜晚即電價(jià)低谷期用電量較小，由此產(chǎn)生的高峰電費(fèi)和低谷電費(fèi)差額巨大，而儲能可在電價(jià)低谷期充電，高峰期放電，實(shí)現(xiàn)在峰谷電價(jià)間的套利。目前江蘇關(guān)于儲能的政策已相對比較完善，儲能還可參加調(diào)峰輔助服務(wù)市場獲得相應(yīng)的收益，逐步降低的儲能投資成本和日益完善的市場機(jī)制使得用戶側(cè)儲能成本回收周期縮短，具備商業(yè)運(yùn)營的可持續(xù)性。

表1 江蘇推進(jìn)儲能建設(shè)發(fā)展的政策Table 1 Jiangsu’s policies for promoting energy storage construction and development

2 工業(yè)用戶側(cè)儲能電池經(jīng)濟(jì)效益模型

2.1 成本模型

式中：C為用戶側(cè)儲能的總成本；Cini為初始投資成本，包括全部設(shè)備投資成本Cequ以及土建成本Ccon；Crep為每年的設(shè)備維護(hù)、技術(shù)改進(jìn)成本。

2.2 收益模型

（1）充放電收益

根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于江蘇省實(shí)施季節(jié)性尖峰電價(jià)有關(guān)問題的復(fù)函》（發(fā)改價(jià)格〔2015〕1028號），放電收益分為非夏季和夏季（7、8月）2類。

?非夏季每日放電收益

式中：Pf為江蘇工業(yè)用電高峰時(shí)段電價(jià)；η為儲能放電效率；tf為高峰時(shí)段放電時(shí)長；Pfmax為儲能最大放電功率。

?夏季每日放電收益

式中：Pj為江蘇工業(yè)用電尖峰時(shí)段電價(jià)；tj為高峰時(shí)段放電時(shí)長。

?每日充電收益

式中：Pg為江蘇工業(yè)用電低谷時(shí)段電價(jià)；tg為低谷時(shí)段充電時(shí)長；Pp為江蘇工業(yè)用電平段電價(jià)；tp為平段充電時(shí)長；Pcmax為儲能最大充電功率，其值等于最大充電功率。

則全年充放電收益為

式中：d1為全年非夏季儲能運(yùn)行天數(shù)；d2為全年夏季儲能運(yùn)行天數(shù)。

（2）調(diào)峰輔助服務(wù)收益

式中：Qxf為儲能削峰的收益；Qtg為儲能填谷的收益；Pxf為儲能參與削峰時(shí)的價(jià)格；txf為儲能每次參與削峰的時(shí)長；dxf為儲能參與削峰的天數(shù)；Ptg為儲能參與填谷時(shí)的價(jià)格；ttg為儲能每次參與填谷的時(shí)長；dtg為儲能參與填谷的天數(shù)；Pmax為儲能的最大充放電功率。

則每年的總收益為

式中:Qcf為儲能全年的充放電收益；Qtf為參與調(diào)峰服務(wù)的收益。

2.3 經(jīng)濟(jì)性分析

（1）回收期計(jì)算

資金具有時(shí)間價(jià)值，計(jì)算儲能項(xiàng)目投資回收期時(shí)需考慮將資金的時(shí)間價(jià)值，引入費(fèi)用年值和費(fèi)用現(xiàn)值。

?費(fèi)用年值

費(fèi)用年值是將儲能項(xiàng)目的投資成本和經(jīng)營成本分?jǐn)偟絻δ茼?xiàng)目周期內(nèi)每一年的數(shù)值，初始投資成本的費(fèi)用年值為

式中：C1為儲能項(xiàng)目初始投資成本，即全部設(shè)備投資成本和土建成本之和；r為折現(xiàn)率，一般取5%；T為儲能項(xiàng)目周期。

?費(fèi)用現(xiàn)值

費(fèi)用現(xiàn)值是將儲能項(xiàng)目各年的收益折算到項(xiàng)目期初的數(shù)值，即

式中：Q為儲能項(xiàng)目每年的收益；(1+r)-t為將第t年的收益折算到項(xiàng)目初期所乘的系數(shù)。

?靜態(tài)回收期

靜態(tài)回收期nj即不考慮資金時(shí)間價(jià)值時(shí)，收回投資成本的年限，即

?動(dòng)態(tài)回收期

動(dòng)態(tài)回收期nd即考慮資金時(shí)間價(jià)值時(shí)的回收成本的年限，即

式中：k為項(xiàng)目周期的第k年；(1+r)-k為將第k年的收益折算到項(xiàng)目初期所乘的系數(shù)。

根據(jù)動(dòng)態(tài)回收期的計(jì)算，可得到儲能項(xiàng)目在第幾年可回收全部成本并開始創(chuàng)造收益，從而可知儲能項(xiàng)目是否可以在壽命周期內(nèi)獲利并且可求得在整個(gè)項(xiàng)目周期內(nèi)的收益現(xiàn)值，即

3 算例分析

假定在工業(yè)園區(qū)35 kV至110 kV以下的大工業(yè)用戶側(cè)配置10 MW/40 MWh的儲能系統(tǒng)，非夏季和夏季的充放電策略如圖1和圖2所示。非夏季時(shí)，在每天谷時(shí)段0:00—4:00，平時(shí)段12:00—16:00對儲能進(jìn)行各4 h的充電，總共充電時(shí)長8 h，在每天峰時(shí)段8:00—12:00，17:00—21:00各進(jìn)行放電4 h，總共放電8 h；夏季時(shí)，儲能每天在谷時(shí)段0:00—4:00，平時(shí)段12:00—14:00、15:00—17:00進(jìn)行充電，總共充電時(shí)長為8 h，每天在峰時(shí)段8:00—10:00、11:00—12:00、19:00—22:00以及尖峰時(shí)段10:00—11:00、14:00—15:00放電，總共放電時(shí)長為8 h。

按照江蘇省制定的政策，35 kV至110 kV以下工業(yè)用電夏季和非夏季峰谷分時(shí)銷售電價(jià)如表2所示。假設(shè)儲能電站全年共運(yùn)行300天，其中非夏季238天，夏季62天，假定秋冬季參與填谷60天，每天4 h，夏季參與削峰60天，每天4 h。

圖1 非夏季的充放電策略圖（2充2放）Fig.1 Charging and discharging strategy in non summer seasons（twice charging and twice discharging）

圖2 夏季的充放電策略圖（3充3放）Fig.2 Charging and discharging strategy in summer（three times charging and three times discharging）

表2 江蘇省35 kV以下工業(yè)用電電價(jià)表Table 2 Electricity price of industrial power consumption of 35 kV in Jiangsu province

3.1 算例1鋰離子電池儲能

（1）成本分析

鋰離子電池儲能系統(tǒng)全部設(shè)備投資成本Cequ大致為1.2~1.6元/Wh，取中間值1.4元/Wh，土建施工成本Ccon為0.4元/Wh，則總的初始投資成本Cini為7 200萬元，另外每年的運(yùn)行維護(hù)、技術(shù)改進(jìn)費(fèi)用Crep為3%的設(shè)備投資成本，即168萬元/年。

（2）收益分析

鋰離子電池的充放電效率η設(shè)為90%，其全年充放電收益如表3所示。

表3 鋰離子電池儲能的充放電收益Table 3 Charging and discharging benefits of lithium-ion battery energy storage

按照江蘇能源監(jiān)管辦印發(fā)的《江蘇電力市場用戶可調(diào)負(fù)荷參與輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（試行）》，中長期可調(diào)負(fù)荷調(diào)峰交易的谷段報(bào)價(jià)上限為0.25元/kWh，峰段報(bào)價(jià)上限為0.9元/kWh，2021年一季度啟動(dòng)試運(yùn)行。假定在市場初期儲能以報(bào)價(jià)上限的90%的價(jià)格進(jìn)入輔助服務(wù)市場進(jìn)行調(diào)峰，即谷段價(jià)格Ptg為0.225元/kWh，峰段價(jià)格Pxf為0.81元/kWh，則每年調(diào)峰輔助服務(wù)收益Qtf為248.4萬元。

則鋰離子電池每年的收益Q為1 260.1萬元。

（3）經(jīng)濟(jì)性分析

靜態(tài)回收期nj為5.71年，而鋰離子電池的壽命一般為8年，以下計(jì)算用戶側(cè)配置鋰離子電池儲能項(xiàng)目的動(dòng)態(tài)回收期。

解得Tpayback=7，即在第7年能收回投資。

8年的總收益為1 351.51萬元。每年的成本收益現(xiàn)值如表4所示。

表4 用戶側(cè)配置鋰離子儲能每年的成本收益現(xiàn)值Table 4 The annual cost and current value of benefits of configuring lithium-ion battery energy storage on the user side

3.2 算例2全釩液流電池儲能

全釩液流儲能技術(shù)商業(yè)化推廣的關(guān)鍵難題之一在于成本高，電解液的成本占到了液流電池總成本60%~70%，根據(jù)電解液可循環(huán)利用的特點(diǎn)，考慮電解液租賃的商業(yè)模式，節(jié)省初始投資成本，用戶只需每年交一定金額的電解液租賃費(fèi)用，很大程度上減少了成本費(fèi)用。

（1）成本分析

全釩液流電池儲能系統(tǒng)全部設(shè)備投資成本Cequ為2.0~2.5元/Wh，取中間值2.3元/Wh，考慮租用電解液的商業(yè)模式可以節(jié)約1.2~1.5元/Wh的投資成本，取中間值1.3元/Wh，土建施工成本為0.6元/Wh，則總初始投資成本為6 400萬元，租賃的電解液租金為1.0元/Wh，每年的運(yùn)行維護(hù)、技術(shù)改進(jìn)費(fèi)用Crep為1%的設(shè)備投資成本，即40萬元/年；假定電解液的租金費(fèi)用考慮的年化利率為4.6%，將電解液的總租金分?jǐn)偟饺C液流合同周期20年，則每年的電解液租金費(fèi)用年值為310.2萬元。

（2）收益分析

全釩液流電池的充放電效率η設(shè)為80%，其全年充放電收益如表5所示。

每年的調(diào)峰輔助服務(wù)收益Qtf與鋰離子電池相同為248.4萬元，則全釩液流電池儲能系統(tǒng)考慮電解液租金后每年的收益Q為876.7萬元。

（3）經(jīng)濟(jì)性分析

靜態(tài)回收期nj為7.3年，動(dòng)態(tài)回收期計(jì)算如下。

解得Tpayback=9，即在第9年能收回投資。

20年的總收益為4 724.96萬元。每年的成本收益現(xiàn)值如表6所示。

4 針對江蘇發(fā)展工業(yè)用戶側(cè)儲能的建議

目前提出的碳達(dá)峰及碳中和的宏偉目標(biāo)即到2030年實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰，2060年實(shí)現(xiàn)碳中和，以及到2030年非化石能源占一次能源比重達(dá)25%，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量達(dá)12億kW?？稍偕茉磳?shí)現(xiàn)跨越式發(fā)展，而發(fā)展用戶側(cè)儲能是實(shí)現(xiàn)可再生能源穩(wěn)定安全發(fā)展的必要條件。針對江蘇發(fā)展工業(yè)用戶側(cè)儲能提出如下建議。

表6 用戶側(cè)配置全釩液流電池儲能每年的成本收益現(xiàn)值Table 6 The present value of the annual cost and benefit of the all-vanadium redox flow battery energy storage on the user side

（1）推進(jìn)儲能技術(shù)的創(chuàng)新研發(fā)，加快用戶側(cè)儲能成本的降低，不斷拓展用戶側(cè)儲能的應(yīng)用領(lǐng)域。

（2）完善用戶側(cè)儲能的相關(guān)補(bǔ)貼政策，明確用戶側(cè)儲能參與需求響應(yīng)的優(yōu)惠或獎(jiǎng)勵(lì)政策，將用戶側(cè)儲能和可再生能源的消納建立聯(lián)動(dòng)機(jī)制。

（3）創(chuàng)新合作模式。江蘇目前用戶側(cè)儲能的投資模式有用戶自主投資方式、合同能源管理方式，以及綜合能源服務(wù)公司和廠家及用戶三方合作的方式，進(jìn)一步加快創(chuàng)新合作方式，如全釩液流電池儲能采用電解液租賃的方式等。

（4）積極吸引第三方投資發(fā)展用戶側(cè)儲能項(xiàng)目。如安徽蕪湖投放首筆世界銀行可再生能源與電池儲能促進(jìn)項(xiàng)目貸款，積極引入國際資本服務(wù)蕪湖綠色項(xiàng)目。

（5）加快建設(shè)智能化管理平臺，將用戶側(cè)儲能接入，方便獲取數(shù)據(jù)，實(shí)現(xiàn)儲能的運(yùn)行監(jiān)控和管理，進(jìn)行儲能狀態(tài)的分析和提高利用效率等，同時(shí)也能為儲能的補(bǔ)貼政策的制定和參與電網(wǎng)互動(dòng)提供數(shù)據(jù)依據(jù)。

5 結(jié)束語

發(fā)展工業(yè)用戶側(cè)儲能對于電網(wǎng)來說可以緩解高峰用電緊張和線路阻塞問題，通過用電負(fù)荷的時(shí)空轉(zhuǎn)移延緩電網(wǎng)的建設(shè)升級；平抑負(fù)荷和可再生能源波動(dòng)，增強(qiáng)電網(wǎng)可控性；改善電能質(zhì)量，提高電網(wǎng)運(yùn)行的安全性和穩(wěn)定性；可以協(xié)調(diào)可再生能源電力，避免限電問題再現(xiàn)。同時(shí)，對于用戶來說可以實(shí)現(xiàn)峰谷價(jià)差套利，獲得政策補(bǔ)貼和利潤，從而實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)雙贏。

本文結(jié)合江蘇現(xiàn)行的工業(yè)用戶各時(shí)段電價(jià)和調(diào)峰輔助服務(wù)政策，對磷酸鐵鋰電池儲能和全釩液流電池儲能進(jìn)行了成本和收益算例分析，通過計(jì)算投資回報(bào)年限以及總收益現(xiàn)值的大小，來判斷2類儲能的大規(guī)模推廣和發(fā)展應(yīng)用前景，并給出了江蘇發(fā)展用戶側(cè)儲能的一些建議，期望能為江蘇用戶側(cè)儲能的發(fā)展提供一些有益參考。