风电场中储能电站应用场景及经济效益分析

周鹏程，邱锋凯

（1.南方电网物资有限公司，广东 广州 510620；2.华北电力大学 经济与管理学院，北京 102206）

0 引言

近年来，我国储能产业呈现多元发展的良好态势，各种储能技术的研发与应用都已取得了一定进展，储能技术总体上已经初步具备了产业化的基础。加快储能技术与产业发展，对于构建“清洁低碳、安全高效”的现代能源产业体系，推动能源生产和利用方式变革具有重要战略意义。2017 年10 月，财政部、科技部等部委联合发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，提出我国将在未来十年内分两个阶段推进相关工作，第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡，第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变［1-3］。

目前，我国已在辽宁建成了30 MW∕120 MWh 的风-储-热联合调度系统示范工程，在内蒙古实现了热电联产（Combined Heat and Power，CHP）机组热电耦合的20 MW∕20 MWh 中温相变储热示范工程。随着储能产业的不断发展、储能技术经济性的逐渐提高、市场机制与定价体系等方面的不断完善，建设储能电站对发电侧的影响逐渐显现，尤其在平滑出力曲线、系统调频、事故备用、促进新能源消纳和辅助服务等应用场景。如何在不同应用场景下，探究发电侧储能电站的商业模式和经济效益，进而为发电企业制定储能产业发展战略提供参考与借鉴值得深入研究。

鉴于此，归纳总结了发电侧储能电站的应用场景，基于储能电站全寿命周期细化投资、运维成本，选取合适的应用场景探究储能电站单项收益，构建储能电站经济效益评估模型，以广东省某地区风电场为例，针对锂电池储能电站的累计净现值和投资回收期进行经济效益分析，并基于电站电池购置成本和总成本进行敏感性分析。

1 发电侧储能电站应用场景研究

1.1 平滑出力曲线

风电等可再生能源出力受天气等因素影响较大，大规模并网后对电网的冲击严重，在风电场中建设储能电站有助于平抑风电出力波动，平滑发电出力曲线，解决电压跌落等电能质量问题，提高风电并网可靠性，促进风电消纳与利用［4-5］。

1.2 系统黑启动

黑启动是指在故障停电后通过系统中具有自启动能力的发电机组，带动无自启动能力发电机组相继启动，最终实现整个系统恢复的过程［6］。目前，国内已经成功实现了数起黑启动试验，但大多数黑启动电源以水电和燃气机组为主。发电侧建设储能电站后，可在系统黑启动时放电，提供黑启动服务。

1.3 系统调频

在以火电为主的能源结构中，通常采用自动发电控制（Auto Generator Control，AGC）信号进行系统调频。随着可再生能源大规模并网，电网短时间内的能量不平衡加剧，由于火电调频速度缓慢，AGC信号具有滞后性，难以满足新增的调频需求。储能系统参与系统调频可分为一次调频和二次调频，发电侧储能电站具有调频速度快、可调节容量大等特点，能够有效实现系统调频辅助服务功能［7］。

1.4 事故备用

发电设备易发生故障，因此须配置一定数量的事故备用电源，确保系统设备安全和供电可靠。事故备用电源要求在系统主电源出现缺口后的几秒内提供有效出力，应比普通旋转备用具有更快地响应速度。储能电站能够在系统故障等紧急状态下快速启动的备用电源，保障照明、通信、自动化等设备稳定供电。

1.5 削峰填谷

峰谷差较大的情况下，发电侧储能电站可在系统低谷时作存储电能，在高峰时释放电能，有利于减少对系统备用容量的需求，承担火电机组调峰任务，实现系统负荷水平控制和负荷转移，减少输电网络损耗和电网设备投资［8］。

2 风电场中储能电站成本费用分析

2.1 初始投资成本

储能电站的初始投资成本C1是指电站前期所需的一次性投资，主要包括土建成本Ctj、相关设备购置成本Csg、电池购置成本Cgz、电池更换成本Cgh和电池测试配组成本Czb，计算公式为

1）土建成本。该成本是指建设费用（不含土地费用），成本核算主要根据目前电池功率能量密度水平和集成程度，计算公式为

式中：Pe为储能电站的额定功率；为储能电站单位功率的土建成本。

2）相关设备购置成本。该成本主要包括配电设备成本Cpd、电池箱成本Cdx、电池柜成本Cdg和监控系统成本Cjk，计算公式为

式中：qgb、qbl、qdl、qdx、qdg分别为隔离变压器、变流能量转换系统、电池管理系统、电池箱、电池柜设备的单价；pgb、pbl、pdl、pdx、pdg分别为隔离变压器、变流能量转换系统、电池管理系统、电池箱、电池柜设备单位功率对应的设备数量。

3）电池购置和更换成本。在进行储能电站电池购置成本概算时，需要考虑电池的购置容量、购置成本和更换成本［9］。假设锂电池储能电站的额定容量为3 MW×3 h，分别由6 个500 kW 模块组成，则500 kW 模块需配置的电池组能量为0.5 MW×3 h。电池的购置成本Cgz和更换成本Cgh为：

式中：pe和pe-gh分别为锂电池的单位容量价格、单位容量更换价格；Pc-rl为储能电站的初始配置容量。

4）电池测试配组成本。该成本主要包括设备投资、生产线建设、能源消耗、人工仓储、零部件更换等成本。

2.2 运营维护成本

储能电站的运维成本C2是指在电站日常运营维护过程中所需投入的人、物、财力等日常成本费用，计算公式为

式中：Cjx为储能电站运维的检修成本；Crg为人工成本；Cqt为其他运维成本。

2.3 其他成本

储能电站全寿命周期成本费用还包括电站、设备等损耗成本、电池的报废成本。这些成本费用的发生不确定性极强，且费用难以确定，因此暂不考虑该成本。

3 风电场中储能电站单项收益分析

3.1 延缓电网升级改造收益

储能系统有助于延缓电网的升级、改造、扩建，而升级扩建所需的资金产生的时间价值可视为储能延缓电网改造收益Byh，计算公式为

式中：Cinv为电网升级改造所需的一次性投资成本；N为储能电站可运行年限；it和id分别为通货膨胀率和贴现率。

3.2 促进风电消纳收益

储能系统能够在风电出力高于限电指标时存储能量，低于限电指标时释放电能上网，使风电出力接近限电指标，有效缓解风电场弃风问题。促进风电消纳收益Bxn为

式中：pfd为风电上网电价；Pl，k，ct为风电场全年内第k天第l小时的实际上网功率；Pl，k，sct为安置储能后风电场全年内第k天第l小时的实际上网功率；Δt为风电出力的时间间隔。

3.3 降低备用容量收益

风电出力的波动性和不确定性给电网带来冲击，需要配备备用容量缓解风电出力波动，储能系统能更好替代常规电源备用容量作用，并产生相关间接受益［10］。由于风电有功功率分布呈现近似正态分布特性［11］，通过正态分布来拟合得到储能降低所需备用容量的期望值。降低备用容量收益Bbr为

式中：pbr为单位功率备用容量价格；Pbr为储能电站降低备用容量；P为电池功率；Pmax为电网消耗风电不需备用容量的限值；δbr为风电功率波动偏差；为风电出力功率值的平均值。

3.4 节能减排收益

可再生能源参与碳交易市场具有天然优势，储能系统有利于可再生能源在碳交易市场获得更多减排收益；此外，储能系统替代火电机组完成部分调峰任务，间接减少并优化了火电频繁增减出力，获得替代火电调峰所产生的节煤效益。节能减排收益Bhj主要包括减少CO2排放收益BC和替代火电节煤收益BH，计算公式为

式中：Pjy为碳交易价格；为CO2全年内第k天第l小时的排放当量；Ctp为火电机组单位供电成本；为全年内第k天第l小时电池的功率。

3.5 削峰填谷收益

储能参与削峰填谷实现了对系统的备用容量需求、调峰辅助服务。削峰填谷等辅助服务收益Bfg为

4 储能电站经济效益评估模型

假设锂电池储能电站的运营期或投资回收期为20年［12-15］，则储能电站运营期内的第x年的累计净现值Nδ可表示为

式中：Ax为储能电站的第x（x≤20）年的收益年值；r为年利率。

对于风电场中储能电站的累计净现值，又可划分为两种情况讨论：

当x＜ΔN时，

当x≥ΔN时，

式中：ΔN为锂电池储能电站的使用寿命；ΔN1为电池更换周期；Rre为单位重量废旧电池处理的收益；Gre为处理废旧电池的重量；ξ为储能电站固定资产平均残值率。

5 经济效益算例分析

5.1 基础数据

储能系统是解决大规模风电并网消纳等问题的技术手段之一。以广东省某地区风电场为例，其并网容量为50 MW，并在场内投资建设15 MW×3 h 的锂电池储能电站，用于进行风电场中储能电站经济效益算例分析，基础数据如表1所示。

表1 算例分析基础数据

5.2 经济效益分析

为模拟锂电池储能电站运营期内经济效益，设定3 个场景，即现货市场、近期和远期，将各时期指标数据带入储能电站经济效益评估模型，得到在不同场景下风电场中储能电站的累计净现值和投资回收期，测算结果如图1所示。

图1 不同场景下的累计折现值及投资回收期

以运营期内的第10 年为例，将相关基础数据带入储能电站经济效益评估模型，分别得到各单项收益及占比，如表2所示。

表2 储能电站各项收益及占比

由表2 分析可知，风电场中锂电池储能电站单项收益中的促进风电消纳收益为4 680.92 万元，收益占比为57.97%，通过建设储能电站减少了风电场弃风量，表明现阶段风电场中储能电站的盈利很大程度上依靠于减少弃风所带来的收益；节能减排收益为1 245.12 万元，收益占比为15.42%，在测算该收益时，替代火电节煤收益占整个单项收益比重较大，表明节煤效益远大于减少CO2排放收益；延缓电网升级改造等其他单项收益效果并不明显，但根据实际测算，在远期场景下的其他单项收益都有不同程度上的增加。

5.3 敏感性分析

随着锂离子电池、铅酸电池、液流电池等电池技术逐步成熟，储能市场对电池成本下降的预期较强，而锂电池储能电站成本费用占比较大的主要是电池购置成本。针对电池购置成本和总成本进行累计净现值和投资回收期分析，在此基础上，分析电池购置成本和总成本的敏感性，降低电池成本比例进行敏感性分析，测算结果如图2和图3所示。

图2 降低电池购置成本的累计折现值及投资回收期

由图2 分析可知，在降低电池配置成本比例的情况下，锂电池储能电站的盈利不断提高；在购置成本不断下降至原来70%的过程中，当购置成本降为原成本的90%时，储能电站在运营期20 年内的累计净现值为正。储能电站在运营期第10 年时，累计净现值有所下降，原因是产生了电池更换成本。若将电池购置成本降低至原成本的80%，则将在第19 年收回成本，因此储能电站的投资回收期约为19年。

同理，当总成本按比例减少时，得到降低总成本下的累计折现值和投资回收期曲线，测算结果如图3所示。

图3 降低总成本下的累计折现值及投资回收期

由图3 可知，随着总成本不断下降，锂电池储能的盈利缓慢增长，并同在第16 年收回成本，表明风电场中储能电站对总成本的敏感性较弱，在80%～100%范围内，无论成本降低多少，投资回收期均为同一年份。

通过储能电站经济效益评估模型，计算得出储能电站电池购置成本的敏感性表达式为NPV=-16 655x-5 552，盈亏平衡点x为-33.33%；总成本费用的敏感性表达式为NPV=-3 228.2x-5 552，盈亏平衡点x为-171.983%。

综上所述，锂电池储能电站的各项成本中敏感性最高的是电池购置成本，表明影响风电场中储能电站经济效益的最主要因素是电池购置成本；储能电站对总成本的敏感性较弱。

6 结语

发电侧储能电站应用于风力、光伏等可再生能源发电能够平滑功率出力波动，降低其对系统的冲击，提高电站的跟踪计划出力的能力，为可再生能源电站的建设和运行提供备用电源，间接为环境保护、节能减排提供了有力支撑。储能准入、电价机制、补偿服务机制等尚未建立，储能示范项目仍处于起步阶段，增加了储能电站建设的决策风险。因此，只有有效解决相关问题，才能使发电侧储能电站形成更多应用场景，带来更多地经济效益。