基于全生命周期的陕西电网电化学储能效益评估

傅旭*，张雨津

（中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司）

0 引言

目前，中国已经成为全球风电和光伏发电装机容量最大的国家，与之相伴而生的则是弃风、弃光等问题日益突出［1-7］，利用电化学储能降低新能源弃电成为近年来的研究热点［8-11］。由于储能成本较高，合理评估储能在电力系统中的效益是储能健康发展的关键。文献［12］针对储能市场化应用初期阶段的商业模式与规划问题，基于投资、收益、运营等因素，分析了该阶段下储能系统呈现的典型商业模式。文献［13］比较了储能电站对电网购电减少量、最大购电功率和新能源弃电的影响，研究了购电曲线对购电量的影响。文献［14］研究了高比例新能源系统中抽水蓄能、压缩空气、电化学储能等储能电站的容量效益、电量效益。文献［15-16］以青海电网为算例，对省级电网新能源与储能、天然气发电融合发展的经济性进行了研究。文献［17-18］对各类储能的成本和效益进行了分析。由于储能成本较高，而新能源发电即将平价或竞价上网，如果储能仅仅只用于回收新能源弃电，那么储能的大规模发展必将受限。本文基于全生命周期理论，以陕西电网为研究对象，全面评估了陕西电网建设储能电站的容量效益、电量效益，优化了储能时长，分析了陕西电网化学储能电站的合理规模，研究成果可为与陕西电网境况类同的省区电网化学储能电站的发展规模提供参考。

1 数学模型

1.1 研究思路

本文采用基于数学优化的8 760 h生产模拟，以周为尺度，计算全年逐小时的运行状态，分析流程如下：

首先，采用全时段8 760 h生产模拟，计算系统各种运行指标，采用等可靠性法计算化学储能电站的容量效益和电量效益。储能电站的容量效益是指储能电站投入运行后会提高系统供电可靠性水平，如果保持原有的可靠性水平不变，则由于储能电站的建设使得可以减少的一部分常规电源（火电）装机规模。储能电站的电量效益是指由储能电站投入运行而使系统产生的降低新能源弃电量效益（最终体现在系统煤耗降低），具体计算见文献［14］。

其次，采用全时段8 760 h生产模拟，优化研究化学储能的储能时长，从而使化学储能电站能发挥最大的效益。

最后，对电化学储能电站进行国民经济评价，综合考虑新能源弃电率约束、供电可靠性约束，分析陕西电网化学储能电站的合理规模。

1.2 储能效益成本分析

储能效益包括电量效益、容量效益和环境效益，储能的成本包括投资和运行维护费用［17-18］。

1.2.1 储能效益

储能的综合效益为：

式中：EESS——储能的综合效益，元；Eecc——因储能加入节约的系统煤耗成本即电量效益，元；Erpp——储能的容量替代效益，元；Eep——储能电站的环境效益，元。

1.2.1.1 电量效益

储能电站投入运行后，通过将能量在时间上迁移，可显著提高新能源接纳能力，减少新能源弃电量，从而减少火电发电量及系统燃料消耗：

式中：Ff——加入储能前全年的耗煤量，t；Ff-ess——加入储能后全年的耗煤量，t；K——标煤单价，元/t。

1.2.1.2 容量效益

如前所述，容量效益是指储能电站投入运行后，系统可以减少的常规电源的装机容量，本文中按火电考虑。折算成经济指标，可用被储能替代的火电装机对应的投资等年值和年运行维护费。

式中：Cin,g——储能替代火电装机容量对应的投资等年值，元；Com,g——储能替代火电装机容量对应的年运行维护费，元。

式中：CRF(r,YG)——等年值系数；r——基准折现率；YG——火电机组寿命，a；PG——储能加入前系统的火电装机规模，kW；PG-ess——储能加入后系统的火电装机规模，kW；KG——火电的单位投资，元/kW。

式中：η——火电的运行维护费率。

1.2.1.3 环境效益

储能电站投入运行后，可以降低煤炭消耗量，从而降低污染物排放，其环境效益为：

1.2.2 储能成本

储能在全生命周期的年成本费用为：

式中：CESS——储能在全生命周期的年成本费用，元；CIN——储能投资的等年值，元；COM——储能的年运行维护成本，元。

式中：PESS——储能的功率，kW；RESS——储能的容量，kW·h；CP——储能的功率的单位投资，元/kW；CE——储能的容量的单位投资，元/kW·h；C(r,YC)——等年值系数；YC——储能寿命，a。

式中：KO——储能的单位功率年运行维护成本，元/kW；KM——储能的单位容量年运行维护成本，元/kW·h；QESS——储能的年发电量，kW·h。

1.2.3 储能净收益

储能净收益为：

式中：FESS——储能净收益，元；若FESS＞0，说明储能投资是有效益的；若FESS＜0，说明储能投资是不划算的。

2 算例分析

2.1 研究基础

本文涉及的经济指标如表1所示。其中标煤价格为中国电煤价格指数，按照热值折算为标煤后，增加800元环境成本得来。

表1 经济测算指标

2.2 研究结果

2.2.1 容量效益及电量效益

以新能源利用率达95%的新能源规模作为基础方案（风电装机15 500 MW，光伏装机16 000 MW），对该系统进行8 760 h生产模拟，测算新增500 MW×2 h、1 000 MW×2 h、1 500 MW×2 h和2 000 MW×2 h化学储能电站时的容量效益及电量效益，生产模拟及储能效益计算结果见表2。可以看出：

表2 化学储能电站效益测算结果

（1）陕西新建500 MW×2 h化学储能电站的容量效益为500 MW，火电装机替代率为100%；电量效益方面，化学储能电站电量损耗增加 0.3×108kW·h，新能源消纳电量增加 3.3×108kW·h，火电电量减少 3×108kW·h，全系统标准煤年耗量减少7.3×104t。在全年最大火电开机典型周中，新建化学储能电站后，火电最大出力下降，对应需要火电开机下降，体现出化学储能电站对火电装机的替代性，即容量替代效应。

（2）陕西新建1 000 MW×2 h化学储能电站的容量效益为960 MW，火电装机替代率为96%；电量效益方面，化学储能电站电量损耗增加 0.6×108kW·h，新能源消纳电量增加 5.3×108kW·h，火电电量减少4.7×108kW·h，全系统标准煤年耗量减少16.2×104t。

（3）陕西新建1 500 MW×2 h化学储能电站的容量效益为1 120 MW，火电装机替代率为75%；电量效益方面，化学储能电站电量损耗增加 0.7×108kW·h，新能源消纳电量增加7×108kW·h，火电电量减少 6.3×108kW·h，全系统标准煤年耗量减少21×104t。

（4）陕西新建2 000 MW×2 h化学储能电站的容量效益为1 260 MW，火电装机替代率为63%；电量效益方面，化学储能电站电量损耗增加 1×108kW·h，新能源消纳电量增加 8.5×108kW·h，火电电量减少7.5×108kW·h，全系统标准煤年耗量减少26.1×104t。

2.2.2 储能合理时长选择

调峰型化学储能电站全部容量放电完毕需 1 h以上。此类电站的功率成本占比较低，主要成本体现在容量大小上，调整最大功率对总成本影响较小。相同容量的化学储能电站，选择不同的储能时长，会对其在高比例新能源系统中的作用产生影响。测算陕西新增250 MW×4 h和500 MW×4 h化学储能电站的效益，分别与500 MW×2 h、1 000 MW×2 h化学储能电站结果作对比，计算结果见表3。

表3 储能电站不同时长效益对比

陕西新增500 MW×2 h化学储能电站，较250 MW×4 h方案容量效益提高250 MW，消纳新能源电量增加1.2×108kW·h，储能损耗电量增加0.1×108kW·h，火电电量减少1.1×108kW·h，煤耗减少0.2×104t；陕西新增1 000 MW×2 h化学储能电站，较500 MW×4 h方案容量效应提高460 MW，消纳新能源电量增加1.7×108kW·h，储能损耗电量增加0.3×108kW·h，火电电量减少 1.4×108kW·h，煤耗减少 5.2×104t。

2.2.3 国民经济评价

表4给出了不同规模化学储能电站的国民经济效益。可以看出，建设同样容量的储能电站，选择功率大、储能时长短的方案较功率较小、储能时长长的方案年费用提高不到10%，但效益远大于费用支出，因此建议陕西建设化学储能电站应采用 2 h时长。

建设2 000 MW×2 h以内规模的储能电站，均具有正的国民经济效益，但随着规模增大，增量部分效益逐渐降低。推荐储能规模为1 000 MW×2 h。

表4 储能电站国民经济比较

3 结论

本文研究了接入高比例新能源后陕西电网电化学储能的需求和效益，采用新能源弃电量、火电发电量、储能电源发电量、运行煤耗等多种指标全方位衡量化学0储能的发电成本和效益。通过8 760 h生产模拟计算，陕西电网2025年建设1 000 MW×2 h化学储能电站，可替代火电装机960 MW，增加5.3×108kW·h新能源消纳电量，降低系统年煤耗16×104t；从国民经济情况来看，陕西电网2025年建设1 000 MW×2 h电化学储能电站的国民经济效益较优。