用户侧分布式电化学储能的经济性分析

沈汉铭， 俞夏欢

（浙江浙能长兴发电有限公司， 浙江 长兴 313100）

0 引言

随着可再生能源的不断发展， 电力系统正在发生深刻的变革， 如何实现大规模新能源的接入、传输和消纳成为了日益突出的问题。 新能源发电具有随机性、 波动性， 难以进行有效调度， 且随着负荷的日益增大， 电网的峰谷差率也逐年增大，这些都对电网安全有着显著影响。

储能技术的应用可以有效解决新能源的并网消纳问题， 通过削峰填谷减小电网的峰谷差率，同时储能还具有调频、 备用、 黑启动等多种功能。 储能技术的应用分为集中式和分布式， 集中式储能系统以大功率、 长时间的供电场景为对象，一般为能量型储能系统。 集中式储能主要为抽水蓄能、 压缩空气储能等。 分布式储能系统的功率从几千瓦至几兆瓦不等， 储能容量一般小于10 MWh， 多接入中低压配电网或用户侧。 分布式储能以电化学储能为主要代表， 其安装地点灵活，与集中式储能相比， 减少了集中储能电站的线路损耗和投资压力。 通过多点分布式储能形成规模化的汇聚效应， 积极有效地面向电网应用， 参与电网调峰、 调频和调压等辅助服务， 将有效提高电网安全水平和运行效率， 同时也能给用户带来相应的经济效益[1-4]。

1 分布式电化学储能的效益分析

1.1 储能的削峰填谷及发电容量效应

通过对大量分布式储能进行集群控制， 即采用所谓的“虚拟电厂技术”可以让分布式储能达到大型抽水蓄能电站的效果， 从而实现对整个电力系统的削峰填谷[5-6]。

电力系统的最大装机容量是根据最大发电负荷来定的， 而处于负荷曲线顶端的这部分尖峰负荷持续时间往往是很短的， 也就是说通过削峰填谷可以减少发电装机容量的建设成本， 按照目前火电机组的平均单位造价约为3 800 元/kW， 这部分费用就可以节省下来。

利用储能的削峰填谷效应， 可以有效提升整个电力系统发电机组的运行效率， 按照目前煤电600 MW 主力机组的相关参数[7]， 机组平均负荷率提升5%， 机组度电标煤耗可降低2～3 g。 因此大规模储能在得到有效调控下的前提下， 可提高整个电力系统的能效， 具有显著的效益。

通过削峰填谷还可以替代天然气机组的调峰作用， 从而降低天然气机组的利用小时数， 降低天然气机组的寿命损耗和检修费用， 同时减少天然气的消耗。

1.2 提供紧急事故备用

随着特高压直流的大规模接入， 作为受端电网由于用直流替代了大量常规机组， 导致系统转动惯量大幅下降， 系统调频容量大量减少， 相同功率的缺额造成电网频率的跌幅加大， 频率特性恶化， 低谷时段直流馈入功率较大时频率稳定问题更为突出。 电化学储能具有快速启动的特性，响应速度一般为毫秒级， 爬坡能力很强， 从空载到满载所需的时间是秒级， 作为紧急事故备用，能够在电力系统发生事故时第一时间介入， 有效防止电力系统频率崩溃[8]。

1.3 提高新能源发电的渗透率

新能源发电替代传统化石能源发电是大势所趋， 但光伏发电、 风力发电等绿色新能源因其自身固有的随机性和间歇性， 不可能像传统电源一样可以制定和实施准确的发电计划， 这给电网的运行调度带来巨大压力； 同时， 可再生能源的大规模接入给电网带来无功、 潮流分布、 调频、 调峰、 电能质量等问题， 也会对电网稳定运行造成很大影响。 电化学储能的应用可以弥补间歇性新能源负荷出力随机的缺点， 有助于平衡负荷波动、减小新能源并网对电网运行的影响， 提高分布式新能源发电在整个电力系统中的渗透率[9]。

1.4 参与电力系统调频

传统的水电机组和火电机组均由具有旋转惯性的机械器件组成， 将一次能源转换成电能将经历一系列过程， 其参与电网调频具有一定的局限性与不足[10]： 例如， 火电机组响应时间过长， 不适合参与较短周期的调频， 参与二次调频的火电机组爬坡速率受限； 水电机组受地域或季节性影响较大。 而电化学储能具有响应速度快、 控制精确、 双向调节的优势， 特别适合应用于较短周期负荷波动下的动态调频。

1.5 给用户带来的经济效益

1.5.1 分时电价管理

目前实行分时电价机制， 以浙江省为例， 大工业用电、 一般工商业及其他用电、 农业生产用电的六时段分时电价划分为： 尖峰时段19：00-21：00； 高峰时段8：00-11：00， 13：00-19：00， 21：00-22：00； 低谷时段： 11：00-13：00， 22：00-次日8：00。用户可以通过储能装置制定自己的用电计划， 用电价较低时段的电量去满足电价较高时段的用电需求， 做到低谷时充电， 高峰时放电， 从而通过电价差来降低自身的用能成本[11-13]。

1.5.2 容量电价管理

现行电价实行的是两部制电价， 即包含了容量电费和电量电费， 例如浙江省的容量电费收取标准为30 元/kVA（按变压器容量计）或40 元/kVA（按最大需量计）。 如果通过储能的方式能够将变压器的最高负荷率控制在75%以内， 则可以减少变压器的容量电费， 从而节省一定的费用。

1.5.3 提高电能质量

通过在用户侧安装储能装置， 可以有效避免负荷波动或者短时故障引起的电压波动、 频率波动、 谐波和功率因数的影响， 从而保证供电的电能质量， 对于生产上对电能质量要求较高的用户是具有重要意义的。

2 电化学储能用户侧削峰填谷经济性的实用判据

2.1 电化学储能系统的构成及其成本

电化学储能系统主要包含蓄电池本体、 BMS（蓄电池管理系统）、 PCS（双向变流器）、 EMS（能量管理系统）等。 表1 为各类型电化学储能成本构成[14]。

表1 各类型电化学储能成本构成（元·Wh-1）

2.2 全生命周期储能系统的度电成本计算

全生命周期储能系统度电成本为：

式中： C度电为系统蓄电成本； S0为系统初始投资成本； SC为系统残余价值； Q 为储能全生命周期所发总电量。

一般系统残余价值考虑蓄电池的残值和储能PCS 的残值两方面， 其计算公式为：

式中： k1为储能PCS 的残值率； k2为蓄电池的残值率； SPCS为储能双向逆变器的初始价值； Sbattry为蓄电池的初始价值。

在满负荷等时长的运行情况下， 全生命周期总电量的计算公式为：

式中： Pmax为储能系统最大输出功率； T 为每天的放电时长； D 为年运行天数； m 为储能系统运行寿命； λ 为储能系统容量年衰减率。

2.3 等效电价差

由于储能系统的PCS 存在转换效率， 蓄电池充放电时存在库伦效率， 这就导致了放电电量总是小于充电电量， 假设充放电的转换效率为η，那么等效电价差的计算公式为：

式中： C放电为放电时电价；C充电为充电时电价。

通过比较储能系统全生命周期度电成本与等效电价差概念， 可以给出储能经济性的简单判据， 当C等效＞C度电， 即当前等效电价差大于储能系统度电成本时， 储能系统具有一定的经济性。

3 铅碳电池和磷酸铁锂电池应用于用户侧削峰填谷的经济性分析

以建设一座1 MW/2 MWh 的分布式储能电站为例， 对铅碳电池和磷酸铁锂电池削峰填谷差价套利进行经济性分析比较。

3.1 铅碳电池经济性分析

3.1.1 边界条件[15]

（1）铅碳电池系统的整体效率按85%计。

（2）DOD（放电深度）按70%计。

（3）铅碳电池的系统残值率按照25%计。

（4）PCS 对蓄电池的寿命比取2。

（5）铅碳电池循环寿命取2 800 次， 使用年限取8 年（“两充两放”模式下需重置一次电池）。

（6）铅碳电池的年容量衰减率取2.5%。

（7）铅碳储能系统单位造价按1 300 元/kWh计。

（8）电价按照浙江省2017 年10 kV 大工业用电分时电价标准， 即尖峰电价1.082 4 元/kWh， 高峰电价0.900 4 元/kWh， 低谷电价0.416 4 元/kWh。

3.1.2 经济性指标分析

“一充一放”模式下： 全寿命周期系统的度电成本为0.543 7 元/kWh； 等效电价差为0.592 4元/kWh； 储能系统IRR（内部收益率）为1.53%。

“两充两放”模式下（中间置换一次电池）： 全寿命周期系统度电成本为0.481 2 元/kWh； 等效电价差为0.501 5 元/kWh； 储能系统IRR 为1.58%。

3.1.3 商业化应用条件分析（以IRR＞8%为基准）

（1）在电池寿命及电价不变的情况下， “一充一放”系统造价需低于1 050 元/kWh， “两充两放”系统造价需低于1 180 元/kWh。

（2）在成本及电价不变的情况下， “一充一放”系统的循环寿命需达到5 000 次， “两充两放”系统的循环寿命需达到3 500 次。

（3）在成本及电池寿命不变的情况下， “一充一放”系统需要等效电价差达到0.8 元/kWh， “两充两放”系统需要等效电价差达到0.6 元/kWh（尖峰时段与峰值时段的平均值）。

3.2 磷酸铁锂电池经济性分析

3.2.1 边界条件[16]

（1）磷酸铁锂电池系统的整体效率按90%计。

（2）DOD 按90%计。

（3）逆变器对蓄电池的寿命比取2。

（4）磷酸铁锂电池循环寿命取2 800 次， 使用年限取8 年（“两充两放”模式下需重置一次电池）。

（5）磷酸铁锂电池的年容量衰减率取2.5%。

（6）电价按照浙江省2017 年10 kV 大工业用电分时电价。

（7）磷酸铁锂储能系统的单位造价按2 000元/kWh 计。

3.2.2 经济性指标分析

“一充一放”模式下： 全寿命周期系统的度电成本为0.811 0 元/kWh； 等效电价差为0.619 7元/kWh； 储能系统IRR 为-6.24%。

“两充两放”模式下（中间置换一次电池）： 全寿命周期系统度电成本为0.757 1 元/kWh； 等效电价差为0.528 7 元/kW； 储能系统IRR 为-17.95%。

3.2.3 商业化应用条件分析（以IRR＞8%为基准）

（1）在电池寿命及电价不变的情况下， “一充一放”系统造价需低于1 200 元/kWh， “两充两放”系统造价需低于1 300 元/kWh。

（2）在成本及电价不变的情况下， “一充一放”系统的循环寿命需达到7 000 次， “两充两放”系统的循环寿命需达到5 600 次。

（3）在成本及电池寿命不变的情况下， “一充一放” 系统需要等效电价差达到1.07 元/kWh，“两充两放”系统需要等效电价差达到0.86 元/kWh（尖峰时段与峰值时段的平均值）。

3.3 经济性分析结论

（1）目前在浙江省无论是铅碳电池储能还是磷酸铁锂电池储能， 在用户侧削峰填谷应用场景下均不具有商业化运营的条件。

（2）由于铅碳电池存在较大的残值， 故目前铅碳电池比磷酸铁锂电池更加接近商业应用。

（3）技术层面而言， 锂电池还有较大的提升空间， 循环寿命有望进一步提高， 造价会进一步下降； 而铅碳电池受原材料铅的影响， 造价下降空间有限， 且铅碳电池循环寿命提高有限， 故从发展前景来看， 磷酸铁锂电池要优于铅碳电池。

（4）随着技术的发展及电价政策的优化， “两充两放”的模式会更加优于“一充一放”模式。

3.4 储能系统补偿措施建议

以总投资财务IRR 达到8%为基准， 给出2种充放电模式在目前条件下的初装补贴（一次性）、容量补贴及度电补贴建议， 见表2、 表3。

表2 “一充一放”模式下电化学储能补偿建议

表3 “两充两放”模式下电化学储能补偿建议

4 结语

目前要实现分布式电化学储能的商业化运行， 一方面要降低储能的成本， 提高储能的循环寿命， 另一方面要制定合理的电价机制。 此外如果能将大量的分布式储能进行统一的调控， 将给整个电力系统带来诸多的潜在效益， 对于这部分价值需要探索合理的商业模式， 分布式储能的收益应该是多方面的， 而不是单一地局限于峰谷差价套利的盈利模式。