分布式儲能在配網(wǎng)中的應(yīng)用及其經(jīng)濟性評估

趙玉婷，呂當(dāng)振，萬代，趙永生

(1.湖南信息職業(yè)技術(shù)學(xué)院，湖南 長沙 410200；2.國網(wǎng)湖南省電力有限公司電力科學(xué)研究院，湖南 長沙 410007)

0 引言

隨著經(jīng)濟發(fā)展和居民生活水平的提高，特別是空調(diào)負(fù)荷的急劇增長，湖南長沙電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差逐年增大，特別是在夏季和冬季用電高峰時出現(xiàn)電力供應(yīng)短缺狀況。據(jù)統(tǒng)計，2021年長沙市全年日負(fù)荷最大峰谷差達到了4 283 MW，當(dāng)日最大負(fù)荷為8 497 MW，峰谷差率(峰谷差/峰值)達到了50.4%，峰谷差率加大會造成發(fā)電機組啟停次數(shù)增多、機組頻繁調(diào)峰且調(diào)峰深度加大，對機組和電網(wǎng)安全經(jīng)濟運行及可靠穩(wěn)定供電構(gòu)成顯著威脅。在迎峰度夏和迎峰度冬時，由于用電負(fù)荷的持續(xù)攀升，造成配電臺區(qū)配電變壓器重載或過載。據(jù)統(tǒng)計，2021年長沙市重載臺區(qū)達1 974臺次，過載達212臺次，對配電變壓器的安全運行及用戶持續(xù)可靠供電構(gòu)成嚴(yán)重威脅。

電化學(xué)儲能具有技術(shù)成熟、功率與能量可靈活配置、充放電響應(yīng)迅速等特點[1]，作為電網(wǎng)的“穩(wěn)壓器”，越來越廣泛地用于電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)壓中[2]。在峰谷差率較大的電網(wǎng)中，負(fù)荷低谷時充電，在負(fù)荷高峰時放電，可有效地減小負(fù)荷的峰谷差，起到提升電能質(zhì)量、調(diào)節(jié)電力供需平衡、削峰填谷的作用[3]。電化學(xué)儲能主要分為電源側(cè)儲能電站、電網(wǎng)側(cè)儲能電站和配網(wǎng)分布式儲能電站三種類型[4]。其中配網(wǎng)分布式儲能電站可分為固定式儲能電站和移動式儲能電站[5-7]。

固定式儲能電站分為用戶分布式儲能電站和臺區(qū)分布式儲能電站。用戶分布式儲能側(cè)重于利用分時電價獲取收益，在電網(wǎng)負(fù)荷低谷時段(電價低)充電，在電網(wǎng)負(fù)荷尖峰時段(電價高)放電，從而獲取經(jīng)濟利益。同時還有助于減小電網(wǎng)負(fù)荷的峰谷差值，起到電網(wǎng)削峰填谷的作用[8]。臺區(qū)儲能電站通常安裝在臺區(qū)配電變壓器處，由電網(wǎng)供電企業(yè)投資建設(shè)為主，主要用于解決臺區(qū)重(過)載、低(過)電壓、新能源就地消納、三相不平衡及電力保供等問題[9-11]，提升配電變壓器運行安全性和經(jīng)濟性[12]，以及供電的電能質(zhì)量水平。

移動式儲能電站有專用的移動儲能電站(車)和利用電動汽車電池作為儲能電池的移動儲能電站，移動式儲能電站主要作為應(yīng)急電源或保障電源使用，替代以往的柴油應(yīng)急電源車。

目前研制出了各種類型的配網(wǎng)分布式儲能裝置，并得到了試點應(yīng)用，如國網(wǎng)湖南省電力有限公司電力科學(xué)研究院(以下簡稱“湖南電科院”)研發(fā)的配網(wǎng)智能儲能裝置，在湖南岳陽君山區(qū)錢糧湖小龍蝦生產(chǎn)基地試點應(yīng)用，解決了配電臺區(qū)短時重過載和末端電力用戶低電壓問題；福建泉州南安翔云鎮(zhèn)4個50 kW/63(kW·h)臺區(qū)共享儲能系統(tǒng)的投運，實現(xiàn)了臺區(qū)分布式光伏100%就地消納、電壓質(zhì)量100%合格、臺區(qū)彈性增容14.3%，供電可靠性提升11.4%；國網(wǎng)青海省電力公司電力科學(xué)研究院研制的配電臺區(qū)儲能裝置在青海省海南州共和縣試點應(yīng)用，該儲能裝置可單相充放電，實現(xiàn)實時的逐相調(diào)節(jié)電壓，能有效解決配電變壓器三相不平衡的問題；國網(wǎng)湖南省電力有限公司(以下簡稱“湖南省電力公司”)研發(fā)的100 kW/270(kW·h)臺區(qū)儲充一體化裝置在長沙豐泉古井社區(qū)投運，解決了老舊小區(qū)供電設(shè)施建設(shè)不足、配電變壓器增容困難、小區(qū)電動汽車充電樁需求無法滿足的問題；湖南省電力公司研發(fā)的150 kW移動儲能電源車已應(yīng)用于配網(wǎng)檢修作業(yè)中，在電網(wǎng)設(shè)備檢修時，保證了電力用戶的持續(xù)供電；湖南電科院研發(fā)的移動式V2N保供電裝置，以電動汽車作為儲能介質(zhì)，集成電力物聯(lián)網(wǎng)、邊緣計算及電力電子技術(shù)，大幅降低了移動儲能系統(tǒng)的應(yīng)用成本，該裝置在2022年春節(jié)保電、長沙市中高考保電等重要工作中成功示范應(yīng)用，取得了良好效果。

隨著配網(wǎng)分布式儲能電站技術(shù)不斷成熟，應(yīng)用場景不斷擴大，已經(jīng)取得了良好社會效益，但目前缺乏對其全生命周期投資收益的全面深入研究，經(jīng)濟上尚未得到廣泛認(rèn)可，阻礙了配網(wǎng)分布式儲能的大規(guī)模推廣使用，因此對配網(wǎng)分布式儲能進行經(jīng)濟性評估具有現(xiàn)實意義。

1 配網(wǎng)分布式儲能電站應(yīng)用場景及價格體系分析

配網(wǎng)分布式儲能電站與電網(wǎng)側(cè)儲能電站同樣具有削峰填谷、調(diào)峰調(diào)頻的作用，此外配網(wǎng)分布式儲能在提升用戶電能質(zhì)量方面具有獨特作用。

1.1 應(yīng)用場景分析

1)參與電力輔助服務(wù)市場交易，保障電網(wǎng)安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟運行

根據(jù)《湖南省電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則》(湘監(jiān)能市場[2020]81號)文，儲能電站可以參與深度調(diào)峰交易和緊急短時調(diào)峰交易等交易品種，獲取相應(yīng)服務(wù)費用，保障電網(wǎng)安全、穩(wěn)定、優(yōu)質(zhì)、經(jīng)濟運行。

根據(jù)《2021年湖南省度夏電力需求響應(yīng)實施辦法》(湘發(fā)改運行[2021]405號)，電力用戶按照約定，在電力系統(tǒng)供電負(fù)荷高峰時段自愿削減、暫停用電需求或者將高峰時段用電需求轉(zhuǎn)移到全社會用電需求低谷時段，并獲得相應(yīng)補償。

2)提升配電變壓器容量，避免壓減用戶電力負(fù)荷

在配電臺區(qū)負(fù)荷高峰時，配電變壓器容量不滿足負(fù)荷需求，為保障配電變壓器的安全運行，必須限制電力用戶負(fù)荷。臺區(qū)分布式儲能電站可以在負(fù)荷較低時進行充電，在負(fù)荷高峰時放電，在一定程度上避免了配電變壓器在負(fù)荷高峰時過載運行，保證了配電變壓器的安全運行和電力用戶持續(xù)可靠供電，同時也增加了供電量。

3)作為應(yīng)急電源，避免用戶短時停電

在電網(wǎng)事故或短時檢修時，可以利用固定式臺區(qū)儲能電站或移動式儲能電源車提供臨時電源，保障電力用戶持續(xù)供電。

4)在臺區(qū)電壓質(zhì)量不滿足要求時，提升用戶電壓質(zhì)量

對于負(fù)荷變化較大的用戶，配電臺區(qū)難以保障用戶電壓持續(xù)在標(biāo)準(zhǔn)允許范圍內(nèi)，通常表現(xiàn)為在負(fù)荷低時過電壓，負(fù)荷高時低電壓。臺區(qū)分布式儲能電站可以通過對充放電的控制，實現(xiàn)臺區(qū)電壓的穩(wěn)定控制，確保臺區(qū)電壓在標(biāo)準(zhǔn)允許范圍內(nèi)，改善電力用戶的電壓質(zhì)量。

5)在臺區(qū)三相負(fù)荷不平衡時，調(diào)節(jié)配電變壓器三相負(fù)荷

配電臺區(qū)三相負(fù)荷不平衡，會出現(xiàn)配電變壓器某相過載、其他相輕載的現(xiàn)象，造成配電變壓器無法按照額定容量運行，增加變壓器損耗，甚至損壞變壓器或影響變壓器使用壽命。臺區(qū)分布式儲能電站可以通過對充放電電流大小的分相控制，實現(xiàn)臺區(qū)三相負(fù)荷不平衡的調(diào)節(jié)，使配電變壓器三相負(fù)荷均勻運行。

6)在臺區(qū)接入較大容量分布式光伏(風(fēng)電)等新能源時，實現(xiàn)臺區(qū)新能源就地消納

臺區(qū)分布式儲能電站可在配電變壓器倒送功率達到設(shè)定值時進行充電，從而控制配電變壓器倒送功率在允許范圍內(nèi)，在一定程度上保證臺區(qū)新能源不棄或少棄。

1.2 應(yīng)用價格體系分析

1.2.1 削峰填谷

目前，儲能削峰填谷的經(jīng)濟價值主要體現(xiàn)在利用峰谷電價差套利。業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)為儲能系統(tǒng)利用峰谷差套利的門檻是峰谷電價差達到(0.7元/kW·h)。湖南省發(fā)展和改革委員會發(fā)布《關(guān)于進一步完善我省分時電價政策及有關(guān)事項的通知》(湘發(fā)改價調(diào)規(guī)〔2021〕848號)文[13]，指出為充分發(fā)揮價格杠桿作用，合理引導(dǎo)用戶削峰填谷，促進構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，拉大峰谷價差，高峰、平段、低谷電價比調(diào)整為1.6∶1∶0.4。目前湖南省峰谷電價比達到4∶1，儲能已具備利用峰谷電價差進行套利的可行性。

1.2.2 參與電力輔助服務(wù)市場

1)系統(tǒng)調(diào)峰

隨著風(fēng)電、光伏滲透率逐漸增大，風(fēng)電、光伏在為電網(wǎng)輸送大量清潔電能的同時，給電網(wǎng)運行也帶來了諸多挑戰(zhàn)，其中調(diào)峰問題尤為突出。國家也越來越重視利用大型電池儲能進行系統(tǒng)調(diào)峰的應(yīng)用，為保障儲能技術(shù)的推廣也制定了相應(yīng)的政策，在經(jīng)濟上進行一定的補償。2017年12月25日，國家能源局南方監(jiān)管局下發(fā)《關(guān)于印發(fā)南方區(qū)域“兩個細(xì)則”(2017版)的通知》，文件中對于容量在2 MW/0.5 h及以上提供調(diào)峰服務(wù)的儲能電站，對充電電量進行500元/(MW·h)的補償。2018年1月南方監(jiān)管局發(fā)布《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)》(以下簡稱“細(xì)則”)，將電化學(xué)儲能電站納入管理?！都?xì)則》適用于南方區(qū)域地市級及以上電力調(diào)度機構(gòu)直接調(diào)度的并與電力調(diào)度機構(gòu)簽訂容量為2 MW/0.5 h及以上的儲能電站。儲能電站根據(jù)電力調(diào)度機構(gòu)指令進入充電狀態(tài)的，按其提供充電調(diào)峰服務(wù)統(tǒng)計，對充電電量進行補償，具體補償標(biāo)準(zhǔn)為0.05萬元/(MW·h)。當(dāng)前從湖南省輔助服務(wù)市場來看，儲能可以參與深度調(diào)峰交易，在系統(tǒng)負(fù)備用不足或者可再生能源消納困難的情況下，以其自身提供的充電服務(wù)為交易標(biāo)的，提高系統(tǒng)負(fù)備用水平或者可再生能源消耗能力。

2)系統(tǒng)調(diào)頻

在電力系統(tǒng)運行過程中，自動發(fā)電控制(automatic generation control，AGC)主要通過實時調(diào)節(jié)電網(wǎng)中調(diào)頻電源的有功出力，實現(xiàn)對電網(wǎng)頻率及聯(lián)絡(luò)線功率的控制。儲能系統(tǒng)能夠快速、精確地控制功率輸出，非常符合電網(wǎng)調(diào)頻的需求。2006年國家電力監(jiān)管委員會發(fā)布《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理暫行辦法》以來，中國輔助服務(wù)補償機制已經(jīng)基本建立，特別是AGC調(diào)頻市場化已經(jīng)取得了顯著的成效。對于調(diào)頻價格標(biāo)準(zhǔn)不同地區(qū)存在差異，例如山西省2017年10月底印發(fā)的《山西電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場運營細(xì)則》中規(guī)定調(diào)頻服務(wù)的申報價格為12～20元/MW。但到年底，報價范圍調(diào)整為5～10元/MW，目前山西省已經(jīng)開始使用調(diào)整后的標(biāo)準(zhǔn)。南方(以廣東省起步)調(diào)頻輔助服務(wù)市場于2017年12月18日開始模擬運行，其主要目的是測試交易規(guī)則和交易系統(tǒng)，模擬運行的范圍為廣東電網(wǎng)直調(diào)發(fā)電機組。2018年1—2月，調(diào)頻市場模擬運行期間，每日市場產(chǎn)生的調(diào)頻總收益約為200萬元，平均成交價格為34.79元/MW。

3)無功調(diào)節(jié)

發(fā)電機或電網(wǎng)中的其他無功電源向系統(tǒng)注入或吸收無功功率，以維持電網(wǎng)中的節(jié)點電壓在允許范圍內(nèi)，以及在電力系統(tǒng)故障后提供足夠的無功支持以防止系統(tǒng)電壓崩潰。在缺乏市場化運營經(jīng)驗的初級電力市場中，對無功服務(wù)采用補償電價不但簡單易行，合理的經(jīng)濟補償還有利于提高發(fā)電廠參與無功/電壓調(diào)整的積極性。湖南省輔助服務(wù)市場中有關(guān)無功補償?shù)恼哌€沒有明確的定價方式，根據(jù)歷史數(shù)據(jù)來看，2017年第四季度在無功補償上的支出僅為62萬元，占整個輔助服務(wù)補償?shù)?.99%。因此，確定儲能電站無功調(diào)節(jié)的合理補償定價方式，對于大規(guī)模儲能電站的經(jīng)濟運行和可持續(xù)發(fā)展具有一定的意義。

4)備用容量

電力系統(tǒng)中絕大部分的備用容量是由發(fā)電機組提供的，但在市場環(huán)境下，提供電能和提供備用二者存在利益沖突。系統(tǒng)的備用容量是保證系統(tǒng)可靠運行的前提，如何處理好備用容量和電能供應(yīng)是電力行業(yè)所關(guān)注的問題。在市場環(huán)境下，備用容量以輔助服務(wù)的形式開展交易，為儲能參與市場多元化盈利提供了途徑。

5)黑啟動服務(wù)

系統(tǒng)黑啟動過程的費用根據(jù)實際黑啟動過程的產(chǎn)生額計算，包括燃料費用和實際黑啟動操作的勞力成本及設(shè)備損害費用等。所有黑啟動的費用要體現(xiàn)在電價中，根據(jù)用戶用電量的多少、分時段的黑啟動電價來計算。在事故情況下希望優(yōu)先恢復(fù)負(fù)荷的用戶，可事先簽訂黑啟動服務(wù)合同，在系統(tǒng)運行條件允許的情況下，按所付費用享受不同的恢復(fù)優(yōu)先權(quán)。

2 配電網(wǎng)分布式儲能電站定址選容原則

配網(wǎng)分布式儲能電站定址選容主要從經(jīng)濟性適宜、電能質(zhì)量提升和盡量不發(fā)生容量浪費的原則確定。

1)選擇峰谷電價差較大的臺區(qū)或用戶

“雙碳”目標(biāo)下新能源發(fā)展迅速，其時空差異性加大了配電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差。而儲能系統(tǒng)的能量時空平移特性可對負(fù)荷曲線進行削峰填谷，可有效優(yōu)化配電網(wǎng)潮流分布、減小網(wǎng)損、緩解功率堵塞以及減緩輸配電設(shè)施升級。具有較大峰谷電價差的臺區(qū)或電力用戶配置分布式儲能，與現(xiàn)有調(diào)峰手段相結(jié)合，可以提升儲能電站的經(jīng)濟性。

儲能電站容量應(yīng)盡量不大于負(fù)荷曲線峰谷用電量，以避免儲能電站容量浪費。原則上儲能電站功率不大于配電變壓器額定容量的20%。

2)選擇電能質(zhì)量較差的臺區(qū)或用戶

配電變壓器可能重載或過載且負(fù)荷變化較大、三相負(fù)荷不平衡度較大的臺區(qū)或電力用戶，在運行過程中極有可能進入不正常運行狀態(tài)，降低了配電網(wǎng)電能質(zhì)量。合理配置分布式儲能有助于緩解負(fù)荷波動帶來的影響，提升配電網(wǎng)電能質(zhì)量。

3)選擇有新能源消納困難的臺區(qū)或用戶

高滲透率分布式發(fā)電接入配電網(wǎng)時，多余的電能往往不能被及時消納，同時對于并網(wǎng)點附近輕載的配電變壓器可能出現(xiàn)功率倒送超過允許值的現(xiàn)象，一方面損害變壓器和電力設(shè)備，另一方面，可能導(dǎo)致輸電線路繼電保護裝置失效，降低了配電網(wǎng)安全性。合理配置分布式電源可以實現(xiàn)能量的時空轉(zhuǎn)移，提升配電網(wǎng)運行安全性。

4)選擇供電可靠性要求較高的重要臺區(qū)或用戶

對于具有一級負(fù)荷及要求較高電能質(zhì)量的生產(chǎn)企業(yè)臺區(qū)或電力用戶，合理配置分布式儲能，對提高供電可靠性和電能質(zhì)量具有重要意義。

5)考慮分布式儲能耦合性的需求

分布式儲能具有分散性、容量小等特點，難以被電網(wǎng)集中調(diào)度，在大規(guī)模應(yīng)用時，應(yīng)進一步考慮分布式儲能之間的聚合管理及協(xié)調(diào)控制模式，提高分布式儲能的耦合性。

3 儲能電站經(jīng)濟性評估模型

儲能電站經(jīng)濟評估包含成本評估和收益評估兩方面[14-16]，在此基礎(chǔ)上再進行投資回報率分析[17]。

3.1 儲能電站全壽命成本評估

3.1.1 建設(shè)階段成本

建設(shè)階段主要包括項目立項、項目設(shè)計、設(shè)備購置、土地購置、項目施工等，將此階段的成本統(tǒng)稱為一次性投入成本。為簡化計算，將一次性投入成本看作全部產(chǎn)生在項目的起點，屬于資金時間價值中的現(xiàn)值。

對于配網(wǎng)分布式儲能電站，由于電站規(guī)模較小，設(shè)計施工簡單，且建設(shè)用地一般為自有用地，一次性投入成本主要由儲能設(shè)備購置價格決定。儲能設(shè)備價格由儲能設(shè)備的功率部分和容量部分組成。功率部分通常與能量轉(zhuǎn)換系統(tǒng)相關(guān)，容量部分則體現(xiàn)了儲能元件本體的價值。目前分布式儲能裝置根據(jù)其容量及采用電池類型不同，建設(shè)成本為1.5～2.5元/(W·h)。

3.1.2 運行階段成本

運行階段成本是為保障儲能電站在整個壽命期內(nèi)的正常運行而投入的成本，由固定部分的運維成本和可變部分的年充電成本組成。

1)年運維成本

運維成本每年等額產(chǎn)生，屬于資金時間價值中的年金。年運維費用按額定容量下年充放電循環(huán)次數(shù)M=365次核算，每年固定不變，運維成本取0.05元/(kW·h)。

設(shè)Cw，n為年運維成本、n為年度、Q為電池容量、M為年充放電循環(huán)次數(shù)。

2)年充電成本

設(shè)年充電量為Qc，n、充電電價為Pc、年充電成本為Cc，n、年運行成本為Cy，n、年運維成本為Cw，n、電池放電深度p、電池容量年衰減系數(shù)為δ。

為保障電池運行安全可靠，降低電池衰減速度，運行中電池不滿充滿放，儲能電站荷電狀態(tài)(state of charge，SOC)設(shè)為10%～90%。即當(dāng)SOC=10%時，儲能電站停止放電；當(dāng)SOC=90%時，儲能電站停止充電，因此取放電深度p=90%-10%=80%。

3.1.3 退役階段成本

退役階段主要包括儲能電站壽命到期后的拆遷、清理、銷毀和回收等活動。退役階段成本主要包括報廢處理成本和回收殘值，發(fā)生在項目的終點，屬于資金時間價值中的終值。報廢處理成本指儲能系統(tǒng)各部分元件壽命耗盡時對其進行無害化處理投入的資金。對于配網(wǎng)儲能電站，由于規(guī)模較小，儲能裝置由回收企業(yè)回收，一般不考慮報廢處理成本。儲能電站回收殘值由回收企業(yè)根據(jù)儲能電池剩余容量及當(dāng)時市場行情進行評估的殘余價值決定，通常按照設(shè)備原值回收殘值率3%～5%確定。

3.1.4 全壽命周期成本

儲能電站全壽命周期主要取決于儲能電池剩余容量，剩余容量主要由電池充放電循環(huán)次數(shù)決定。儲能電站是否退役，由儲能電站所有者綜合考慮電池衰減后的充放電效益下降與更換儲能設(shè)備的投資的經(jīng)濟性決定。目前儲能電站招標(biāo)一般要求儲能電池容量衰減到80%時充放電循環(huán)次數(shù)達4 000次以上，運行年限在11年以上。

設(shè)儲能電站全壽命周期成本為Ctotal，建設(shè)成本為Cinv，回收殘值為Cres。

3.2 儲能電站全壽命收入評估

3.2.1 放電收入

設(shè)年放電量為Qf，n、放電電價為Pf、充放電效率為η、年放電收入為Sf，n。則有:

式中，一般η=90%。

3.2.2 參與電力輔助市場服務(wù)收入

儲能電站可參與調(diào)峰、調(diào)頻、無功調(diào)節(jié)、備用容量及黑啟動等電力輔助服務(wù)市場。由于電力輔助服務(wù)市場正處于發(fā)展建設(shè)階段，其制度、技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)及價格體系尚不完備，目前僅能參與華中電力調(diào)峰輔助服務(wù)或湖南電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易?，F(xiàn)以參與湖南電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易為例開展評估分析。

設(shè)儲能電站全年參與電力調(diào)峰服務(wù)為K天、每天參與m次調(diào)峰，每次調(diào)峰電量占充電電量比例為W、參與調(diào)峰度電結(jié)算電價為Ptf、收益為Stf，n。則有:

按照2021年湖南儲能電站參與電力市場輔助服務(wù)運營情況統(tǒng)計，m=300、W=40%、Ptf=0.19元/(kW·h)。

3.2.3 全壽命周期收入

設(shè)儲能電站全壽命周期收入為Stotal。

3.3 儲能電站全壽命經(jīng)濟性評估

儲能電站全壽命周期經(jīng)濟性評估用投資年平均收益率進行評估，設(shè)年平均收益率為Yavg。則有:

4 儲能電站經(jīng)濟性評估案例

長沙某商業(yè)廣場配電變壓器容量300 kV·A，按20%配置儲能裝置，儲能裝置選擇為60 kV·A/120 kW·h。招標(biāo)要求儲能電池容量衰減到80%時完全充放電循環(huán)次數(shù)達4 000次以上，運行年限在11年以上。則:(1-δ)n-1=0.8，其中n=11。

求得滿充滿放時電池年衰減系數(shù)δ=0.022。

實際上放電深度p=80%，所以δ=0.022×80%=0.019 8

該商業(yè)廣場執(zhí)行分時電價見表1。根據(jù)分時電價表，儲能電站可采用每天一次充放電和每天兩次充放電運行。

表1 長沙某商業(yè)廣場分時電價 元/(kW·h)

4.1 采用每天一次充放電循環(huán)運行時經(jīng)濟性評估

在低谷時段(23∶00—次日07∶00)進行充電，在尖峰時段(18∶00—22∶00)進行放電。

4.1.1 儲能電站成本核算

1)投資成本

儲能裝置按2元/(kW·h)計算，該儲能電站投資成本Cinv為24萬元。

2)運維成本

將Q=120、M=365天，代入式(1)，則有:

運維成本Cw，n=2 190元/年，

3)充電成本

將Pc=0.37、Q=120、M=365天、p=80%、δ=0.019 8代入式(3)，則有:

每年充電成本Cc，n=12 964.8×0.980 2n-1，

4)退役成本

按照設(shè)備原值回收殘值率5%確定，則:

Cres=240 000×5%=12 000元。

5)全壽命周期成本

將n=11代入式(5)，得全壽命周期成本Ctotal=381 390元。

4.1.2 儲能電站收入核算

1)放電收入

將Pf=1.34、η=90%代入式(7)，則有:

年放電收入Sf，n=42 258.24×0.980 2n-1，

2)參與電力輔助市場收入

按照2021年湖南儲能電站參與電力輔助服務(wù)市場運營情況統(tǒng)計，k=300、W=40%、Ptf=0.19元/(kW·h)，m=1代入式(8)，得:

Stf，n=2 736元/年。

3)全壽命周期總收入

將n=11代入式(9)，Statal=451 546元。

4.1.3 儲能電站投資年平均收益率

根據(jù)式(10)，參與輔助電力市場年平均收益率Yavg=2.66%，不參與輔助電力市場年平均收益率Yavg=1.52%

4.2 采用每天兩次充放電循環(huán)運行經(jīng)濟性評估

采用在低谷時段1(23∶00—次日7∶00)進行充電，在尖峰時段1(11∶00—14∶00)進行放電；在低谷時段2(14∶00—18∶00)再進行充電，在尖峰時段2(18∶00—22∶00)再進行放電。

4.2.1 儲能電站成本核算

投資成本、運維成本和退役成本不變。由于儲能電池衰減系數(shù)主要取決于電池充放電循環(huán)次數(shù)，對于每天兩次充放電循環(huán)來說，半年電池衰減程度相當(dāng)于每天充放電循環(huán)一年的電池衰減程度，因此取n=11×2=22。每半年充電次數(shù)M=365/2=182.5次。

每半年充電成本Cc，n=6 482.4×0.980 2n-1+12 789.6×0.980 2n-1。

4.2.2 儲能電站收入核算

每半年放電收入Sf，n=17 187.1×0.980 2n-1+21 129.1×0.980 2n-1，

4.2.3 儲能電站投資年平均收益率

參與輔助電力市場年平均收益率Yavg=5.7%，

不參與輔助電力市場年平均收益率Yavg=3.42%。

5 結(jié)語

1)投資配網(wǎng)分布式儲能電站可以實現(xiàn)盈利，但年收益率不高，單純從經(jīng)濟性考慮，目前投資配網(wǎng)分布式儲能電站吸引力不大。

2)對于電能質(zhì)量需要改善的配網(wǎng)臺區(qū)及對電能質(zhì)量要求較高且峰谷價差較大的電力用戶，建設(shè)分布式儲能電站在經(jīng)濟上可以實現(xiàn)微利，同時可以直接提升配電臺區(qū)電能質(zhì)量水平，間接減少新建或改造輸變電設(shè)施和改善電能質(zhì)量的投資成本，具有較高的綜合效益，建議大力推廣使用分布式儲能電站。

3)為提升配網(wǎng)分布式儲能電站的經(jīng)濟效益，建議:

①選擇全壽命周期內(nèi)價格便宜、安全性高的儲能電池，如磷酸鐵鋰電池、鉛炭電池、鈉離子電池或液流電池等，減少儲能電站初始投資成本或全壽命周期成本；

②在儲能電站運行階段，應(yīng)根據(jù)分時電價進行經(jīng)濟性評估，決定采用每天一次或兩次充放電循環(huán)。通常情況下采用每天兩次充放電循環(huán)經(jīng)濟效益會有所提升，但是儲能電池衰減會增快，導(dǎo)致儲能電站壽命縮短，因此應(yīng)在儲能電站經(jīng)濟性和壽命周期進行充分評估，權(quán)衡利弊，決定儲能電站的運行方式；

③參與電力輔助服務(wù)市場交易對提升儲能電站經(jīng)濟效益有較大的幫助，應(yīng)積極參與，獲取相應(yīng)的溢價收益。

4)為促進配網(wǎng)分布式儲能電站的良性發(fā)展，建議將湖南省分時電價政策擴展至居民用戶，促進居民儲能的發(fā)展以及家用電動汽車參與電網(wǎng)削峰填谷與電力需求側(cè)響應(yīng)。進一步完善電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則，促進儲能電站全面參與各項電力輔助服務(wù)市場交易，在提升電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟運行水平的同時，進一步提升儲能電站的經(jīng)濟效益。

5)在迎峰度夏和迎峰度冬等電力缺口較大的時間段，通過建設(shè)車網(wǎng)互動(Vehide to grid，V2G)充放電樁，制定包括特殊時段提高放電電價等引導(dǎo)性政策，鼓勵及組織電動車進行放電，彌補迎峰度夏和迎峰度冬等特殊時段的電力缺口。出臺長期價格政策，對V2G參與綠電交易、電網(wǎng)輔助服務(wù)、需求側(cè)響應(yīng)給予支持，促進車網(wǎng)互動的健康發(fā)展。