多视角下典型蓄电系统参与调峰对电力市场的经济性影响分析

南 雄，张国强，刘文毅

（华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京 102206）

随着越来越多的可再生能源发电并网以及分布式能源的快速发展，电网的峰谷差逐步增大，可再生能源的波动性、不可调度性致使电网的调峰问题更加突出。为解决新能源消纳问题，能源市场对储能的需求愈发迫切，因此对储能系统进行经济性评价就显得尤为重要。

目前，储能方式较多，包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超导储能以及不同类型的电池储能等，而抽水蓄能、压缩空气储能、电池储能技术相对成熟。储能系统（ESS）具有电源与负载的双重特点，在调节电网负荷及维持电网安全可靠性上意义重大，具有广阔的发展前景[1]。

针对储能系统参与调峰的常规经济性，国内学者采用压缩空气储能代替小火电机组，从能量转换效益、环保效益和容量效益方面进行了效益经济性评价分析，并充分考虑了静态效益与动态效益，分别在有、无峰谷电价差下进行了综合性量化评价研究，结果表明，储能系统代替火电机组参与调峰具有可观的经济效益[2]。不同调峰程度下储能系统的容量需求不同，文献[3]根据电网负荷特性和抽水蓄能能耗特性进行抽水蓄能电站容量规划，结果表明该电网中抽水蓄能电站最佳容量占总容量的9%～10%。国外学者对储能系统参与电网一次调频备用和调峰进行了经济评价，分别在2 个独立的电力系统确定了储能系统提供一次调频备用或调峰发电的电力系统费用节省情况，结果表明这是一种对在线运行机组备用发电量调度的经济替代方案[4]。

在储能系统参与市场化竞争方面，学者们从投资者角度研究了储能系统投资的经济性问题，提出了储能系统规模化应用的经济条件[5]：文献[6]研究了压缩空气储能系统在有、无补贴条件下的投资回收期与内部收益率；针对电池储能，文献[7]将考虑电池充、放电深度及寿命的储能电站初始投资、运行维护成本计算在内，分析了发电侧、电网侧、用户侧以及政府补贴的储能电站收益，结果显示，峰谷电价差在0.8 元/(kW·h)以上时，兆瓦级储能电站可实现较好经济效益；文献[8]在考虑储能系统所有潜在收益的基础上，建立了储能经济性判据模型，提出电力市场化改革有助于量化并实现储能的潜在收益和价值，鼓励发电侧应用储能技术提高收益和火电效率。

蓄能电站与可再生能源的集成发展既可以调节负荷又能提高可再生能源发电比例，降低弃光弃风量[9]。文献[10]通过㶲成本计算分析风电－压缩空气储能联合运行系统中风电存储能耗特性和经济性；文献[11]构建了火电、风电与抽水蓄能电站联合运行成本效益分析模型，在增加了电网并入风电的能力的同时减少了碳排放，并有效克服了风力发电的随机性、间歇性对电力系统稳定运行造成的影响。

储能在常规发电、可再生能源发电、辅助服务等领域所起的作用和经济效益的评价方法不同，除经济效益外，储能的社会效益侧、资源消费侧、用户投资侧效益评价也不可忽视。国、内外学者虽然从多种角度研究了储能的经济性，但基于电网负荷调峰的主要需求，从不同层次全面分析储能系统参与调峰对传统电力系统的经济性影响研究相对较少。对此，本文针对某区域电网典型日负荷曲线，在采用不同类型储电系统参与调峰时，从资源节约、社会效益和投资盈利侧角度，全面分析储电对电力市场经济性的影响。

1 常规发电领域传统调峰成本分析

1.1 常规发电与传统调峰方式

常规发电以火电为主，低负荷运行是一种传统的调峰方式。本节根据全网火电结构计算火电平均能耗，分析火电调峰经济性。假定全网火电机组承担全部调峰任务，且均采用低负荷调峰方式，为了更加贴近实际，参与调峰的机组由不同容量的典型燃煤机组和典型燃气联合循环机组组成。

截至2016年底，我国煤电装机94 624 万kW，燃气装机7 011 万kW（占比7%[12]），其中煤电主要由1 000 MW 级、600 MW 级、300 MW 级和小型机组组成，其中小型机组多担任起停调峰任务或者多为供热机组，并且随着上大压小政策的不断推进，小型机组容量不断被降低。本文采用典型装机容量下燃煤机组的典型数据，燃气电站采用V94.3A二拖一机组的典型数据（如初始投资、部分负荷煤耗、容量比等）进行热经济性分析。表1、图1分别为我国大型燃煤机组装机结构和典型火电机组不同负荷下的能耗。

表1 我国300 MW 及以上燃煤机组装机构成Tab.1 The composition of 300 MW and above coal-fired units installed in China

图1 我国典型火电机组在不同负荷下的能耗Fig.1 The energy consumption of typical coal-fired power units and V94.3A gas units in China

1.2 传统火电调峰的平准化发电成本分析

平准化发电成本（levelized cost of electricity,LCOE）模型是一种国际上通用的能源电力领域发电成本计算方法，通常用作衡量发电技术竞争力的指标和比较不同技术的标准，对平准化发电成本的定义来自收入的净现值等于成本的净现值这一恒等式[13]，即

LCOE 模型意义即电厂全生命周期总成本的现值与全生命周期发电量的比值。

式中：Ccost,n为项目第n年的成本，C0为电厂初始投资成本，Fn为年燃料成本，On为年运行成本，En为年发电量，r为贴现率，n为项目运营年限，N为项目的寿命期。

对投资、运维等成本参数进行假定[14-15]，见表2。

表2 基本参数假定Tab.2 Assumptions of basic parameters

1.3 传统火电调峰的平准化发电成本主要结果

本节分别针对1 000、600、300 MW 机组以及联合循环机组进行部分负荷下的发电成本计算，结果如图2所示。同时，对不同机组的发电成本根据各自装机比例加权得出全网火电机组不同调峰程度下的平均平准化发电成本，如图3所示。

图2 不同负荷运行时不同等级火电机组平准化发电成本及其燃料成本占比Fig.2 The levelized cost of electricity of the thermal power units with different scales at different loads and the proportions of fuel cost

图3 火电机组不同调峰程度下平均平准化发电成本Fig.3 The average power generation cost of thermal power units with different peak-shaving degrees

由图2可以看出：煤电机组平均发电成本在0.354 元/(kW·h) 以上，其中燃料成本占比58.5%～61.9%；燃气发电机组平均发电成本不低于0.690 元/(kW·h)，其中天然气消费成本占比72.5%～77.0%；发电成本随机组负荷降低而升高。

由图3可以看出：机组参与的调峰任务越大，其发电成本越高，火电机组由满负荷降至30%负荷运行时，其平均LCOE 增加了0.046 元/(kW·h)。

2 蓄能电站调峰多视角效益分析

削峰填谷是蓄能电站调峰的主要形式，本节以某区域电网冬季典型日负荷曲线[16]为例，采用储能参与调峰的方式从资源效益侧、社会效益侧、投资侧3 个角度对比3 种不同储能系统的经济收益。储电实施方式及储电参与调峰前、后的负荷率变化如图4所示。

图4 储电实施方式及储电参与调峰前、后的负荷率变化Fig.4 The electricity storage implementation mode and changes of the load rate before and after electricity storage participating in peak regulation

针对某区域电网的典型日负荷曲线，低于平均负荷以下的低负荷区为蓄电站吸收电量（Ea）的“填谷区”。根据填谷比例的大小，蓄能后电网火电机组的负荷率会有不同程度的提升。高于平均负荷以上的高负荷区为“削峰区”。采用蓄电站放电之后（Eaη），整个电网所需总负荷不变，蓄电站会替代等容量的火电机组。因此，火电机组总的装机容量会减少，减容量为LLoad0‒LLoad2。考虑总装机容量降低对储电前LLoad0对应的负荷率的影响，负荷率由储电前LLoad0对应的负荷率增加到储电前“LLoad0/总装机容量降低率”负荷下对应的负荷率（ΔL1），增加储电后在低负荷区调峰机组需要多发出蓄电量（Ea），因此，低负荷区的负荷率将由储电前“LLoad0/总装机容量降低率”负荷下对应的负荷率增加到储电后LLoad1对应的负荷率附近（ΔL2）；在高负荷区，由于蓄电全程放电，减容后假定火电机组在高峰段100%工况运行，保证高峰期负荷率与蓄电前高峰负荷LLoad0对应的负荷率相同，高峰时调峰机组装机容量缺口由所需电能来补充。假设电网需求负荷达到尖峰时，机组按设计工况运行，则蓄电系统对负荷率的提升为

假设蓄电系统参与调峰的总效益为∆B，储能系统参与调峰的经济效益对调峰电量平摊的单位调峰效益∆b为

定义填谷比例a为增加储能后低谷区负荷增加量与理论最大增加量的比值，即

对3 种常见储能系统的参数进行基本假定[1,9,17-19]，见表3。

表3 3 种常见储能系统参数假定Tab.3 Assumptions of parameters of three common energy storage systems

2.1 资源节约侧蓄能电站效益分析

2.1.1 方法描述

本节仅从资源侧考虑储能系统效益，包括燃料节能效益∆Bes和容量效益∆BC，不考虑峰谷电价差，旨在从社会资源的利用角度对储能调峰和传统调峰的经济性进行比对，分析各类型系统的资源节约优势。

1）燃料效益

蓄能电站从低谷段吸收电力储能，在高峰段向电网释能。相对于火电机组低负荷运行调峰，蓄能电站的削峰填谷调峰在使电网峰谷差降低的同时，也提升了火电机组的整体负荷，降低了供电煤耗，燃料节能效益明显。其中低谷发电量效益

储能量效益

储能系统损耗

燃料节能总效益

式中：clf、clc分别为火电低谷段加入蓄能电站前、后的燃料成本，元/(kW·h)；chf为火电机组高峰段燃料成本，元/(kW·h)；EL为低谷发电量，kW·h；Ea为储能系统低谷储电量，kW·h；η为储能系统效率。为研究简单起见，本文clf、clc分别取LLoad0和LLoad1时的燃料成本，chf取蓄能放电时平均负荷下的燃料成本。

另外，与可再生能源系统集成具有额外燃料效益∆Bren，本文主要研究储能调峰与传统调峰形式的效益，故暂不考虑此项收益。

2）装机容量效益

装机容量效益主要表现为蓄能电站代替等容量火电机组的固定投资及运维费用的经济效益[3]，计算公式如下：

式中：∆BC为电源替代节省的投资，CF、CC为被替代火电机组、储能电站的固定投资及运行维护费用，Cf、Cc分别为单位容量的火电机组、储能电源的固定投资及运维费用，Wc为被替代火电装机容量。

式中：M为单位容量的火电机组、储能电源的运维费率；C0为单位千瓦的初始投资，元/kW；β为年投资费用率，是贴现率r和寿命周期m的函数，定义为

3）资源节约侧储能电站综合效益

资源效益∆B的评价模型为

2.1.2 主要结果分析

图5给出了不同填谷比例对低谷段火电机组负荷率的影响。从图5可以看出，随着储能量增加，填谷比例不断增大，储能系统对低谷区火电机组负荷率的提升效果明显。但是，当储电量超过一定数值后，低谷段需要的额外发电量增加明显，燃料效益会出现先上升后下降的变化趋势（图6）。由于储能系统效率的不同，各储能系统的燃料效益也不相同，电池储能、抽水蓄能和压缩空气储能系统的最大燃料效益分别为0.030、0.017、0.001 元/(kW·h)。由图6还可知，该区域电网的最优填谷比例在20%左右（储电容量占比9%），此时各项燃料效益占比如图7所示，主要效益来源于机组负荷率提升带来的能耗降低。

图5 不同填谷比例对低谷段火电机组负荷率的影响Fig.5 Effect of valley filling ratio on load rate of thermal power units in low valley

图6 不同类型储能系统参与调峰的燃料效益Fig.6 The fuel benefits of different types of energy storage system participating in peak shaving

图8给出了考虑容量效益时不同填谷比例下的资源效益。从图8可以看出，抽水蓄能系统能实现微量的资源节约，而电池储能和压缩空气储能系统在任意填谷比例下均不能实现资源节约。抽水蓄能、压缩空气储能由于系统投资相对较低，实现资源节约更有优势；电池储能虽然效率更高，但设备投资成本和维护费用增加明显，其燃料节能效益远不能超过增长的容量成本：所以，单从资源侧考虑，电池储能体现出的资源优势不如抽水蓄能和压缩空气储能。

图7 最优填谷比例下各项燃料效益比例Fig.7 The proportion of fuel benefits with the optimum grain filling ratio

图8 不同类型储能系统参与调峰的资源效益Fig.8 The resource benefits of different energy storage systems participating in peak shaving

2.2 社会效益侧蓄能电站效益分析

2.2.1 分析方法

本节从社会效益侧分析储能系统参与调峰相对于传统调峰的综合效益优势。储能电站社会效益主要由动态效益与静态效益2 部分构成。静态效益考虑峰谷差价效益、燃料效益、装机容量效益和环保效益。上述效益可参考下列模型计算。

1）峰谷差价效益

式中PH、PL为高峰段与低谷段上网电价，本节取PH=0.95 元/(kW·h)，PL=0.35 元/(kW·h)。

2）环保效益

环保效益∆BE主要是指电站无需安装脱硫设备而节省的建设成本费用和减少碳排放带来的效益，本文中火电机组初始投资已包含脱硫脱硝环保设备投资，在此不再考虑此部分效益，只针对二氧化碳减排产生的经济效益

式中：Pi为单位质量污染物的治理成本或交易价格，元/t（本文取51.88 元/t，北京环境交易所2014年碳排放交易均价）；Qi为污染物减排量，t。

3）动态效益

动态效益∆BD主要包括调频效益、调相效益、备用效益、提高可靠性效益等，但目前尚无统一的计算评价方法对电站动态效益进行准确计算。美国电力研究院对动态效益进行了保守估计：针对不同电网，电站年动态效益一般为电站投资的12%～15%，本文计算中取被替代常规电站投资的12%[2]。

4）社会效益侧储能电站综合效益

确定了容量效益评价模型、能量转换效益评价模型、环保效益模型、动态效益评价模型，即可得社会综合效益∆B的评价模型

2.2.2 主要结果分析

图9给出了不同储能系统的社会效益。由图9可以看出：随着填谷比例的增大，社会效益增大，抽水蓄能和压缩空气储能系统填谷比例为20%以上时，最大社会效益分别可达0.23 元/(kW·h)和0.14 元/(kW·h)；电池储能虽然在30%的填谷比例才体现出社会效益，但储能规模的增大会使其社会效益显著增加，最高同样可达0.14 元/(kW·h)。3 种储能方式的社会效益随着储能规模的增加先增加后趋于平缓，该区域电网中存在最优的填谷比例20%～30%，即该电网中具有的最优储能系统容量占比9%～10%，而电池储能系统大规模投入会进一步减小电网峰谷差，同时显著提高社会效益。

图9 不同储能系统的社会效益Fig.9 Social benefits of different energy storage systems

图10给出了最优填谷比例下不同类型储能系统各项社会效益所占的比例。其中动态效益、环保效益均为正向收益。由于储能系统具有造价高、寿命周期短等特点，所以以不同储能系统代替火电机组的容量效益为负值。社会效益主要来源于峰谷差价效益，而对其影响最大的因素是峰谷电价差。图11展示了最优填谷比例下峰谷电价差对社会效益的影响，不同储能系统实现社会效益的期望峰谷电价差不同，抽水蓄能和压缩空气储能在0.3～0.4 元/(kW·h)以上就能产生较好的社会效益，而电池储能至少要0.7 元/(kW·h)。

图10 最优填谷比例下储能系统各项社会效益占比Fig.10 The proportion of each social benefit of the energy storage system at the optimal valley filling ratio

图11 最优填谷比例下峰谷电价差对社会效益的影响Fig.11 Effect of peak-valley price spread on social benefits at the optimal valley filling ratio

2.3 投资侧蓄能电站效益分析

2.3.1 分析方法

本节从投资侧能否实现盈利角度进行效益分析，在不考虑政府补贴情况下展示要实现盈利的峰谷电价差。模型中考虑了储能电价、电池效率、初始投资、运行成本、放电深度和循环寿命等因素[8]，计算公式为：

式中：Y为储能经济性的判据因子，若Y＞1，则说明该系统是可以盈利的；Rout为储能电站售电价格；Rin为储能电站购电价格；C0为储能系统初始投资；C1为运营维护成本；L为循环次数；dDOD为相应的放电深度；Pm为项目收益率。

式(17)—(18)主要是针对电池储能建立的模型，对于压缩空气和抽水蓄能，盈利计算模型为

式中：β为系统年投资费率；L为寿命，a；H为年利用小时数。

对2 种常见电池储能系统的参数进行基本假定[8]，见表4。

表4 液流钒电池和锂离子电池储能技术参数Tab.4 The technical parameters for energy storage of liquid vanadium and lithium ion batteries

2.3.2 主要结果分析

以储能电价0.35 元/(kW·h)为例，不同峰谷电价差下各储能系统的收益率如图12所示。

图12 不同峰谷电价差下各储能系统的收益率Fig.12 The return rates of energy storage systems at different peak-valley differential prices

由图12可见，抽水蓄能和压缩空气储能在峰谷电价差分别为0.42 元/(kW·h)和0.452 元/(kW·h)以上时才能保持盈利。电池储能由于电池种类不同，临界盈利差价也不尽相同，其中锂离子电池和液流钒电池要实现盈利，峰谷电价差须分别在0.82 元/(kW·h)和0.96 元/(kW·h)以上，这与电池储能的初始投资大，运维成本高有直接关系。

图13为不同储能电价下的盈利临界电价差。由图13可见，盈利临界电价差敏感度（斜率）与 储能系统效率呈负相关，效率越低，其对储能电 价越敏感。

图13 各储能系统不同储能电价下的盈利临界电价差Fig.13 The profit critical energy release difference at different energy storage prices for each energy storage system

图14为储能效率对盈利临界电价差的影响。由图14可以看出，储能效率每增加1%，抽水蓄能、压缩空气和电池储能的临界盈利电价差分别下降0.006 4、0.009 3、0.004 9 元/(kW·h)。由图14可见，在不考虑政府补贴的情况下，抽水蓄能和压缩空气储能实现盈利对差价要求较低，而电池储能对盈利临界电价差有着更高的期望。

图14 储能效率对盈利临界电价差的影响Fig.14 The effect of energy storage efficiency on profit critical price spreads

3 结 论

1）资源节约侧。在最佳填谷比例20%（电网的最佳储能系统容量占比9%）时，3 种系统燃料效益可达0.001～0.030 元/(kW·h)，主要与储能系统参与调峰对火电机组负荷率和储能系统效率的提升有关。考虑容量效益后，燃料效益不能弥补增长的容量成本，故不能实现资源侧的节约。

2）社会效益侧。填谷比例为20%以上时，系统社会效益可达0.14～0.23 元/(kW·h)，峰谷电价差效益是主要因素，占总效益的58%～76%。抽水蓄能和压缩空气储能系统在峰谷电价差为0.3～0.4 元/(kW·h)时能产生较好的社会效益，而电池储能系统须在0.7 元/(kW·h)以上。

3）投资侧。从投资侧来看，峰谷电价差是其主要收益。抽水蓄能和压缩空气储能在峰谷电价差为0.42 元/(kW·h)和0.452 元/(kW·h)以上时能保持盈利，而锂离子电池和液流钒电池储能须在峰谷电价差分别为0.82 元/(kW·h)和0.96 元/(kW·h)以上时才能盈利。