沈漢銘， 俞夏歡

（浙江浙能長興發(fā)電有限公司， 浙江 長興 313100）

0 引言

隨著可再生能源的不斷發(fā)展， 電力系統(tǒng)正在發(fā)生深刻的變革， 如何實現(xiàn)大規(guī)模新能源的接入、傳輸和消納成為了日益突出的問題。 新能源發(fā)電具有隨機性、 波動性， 難以進行有效調(diào)度， 且隨著負荷的日益增大， 電網(wǎng)的峰谷差率也逐年增大，這些都對電網(wǎng)安全有著顯著影響。

儲能技術(shù)的應(yīng)用可以有效解決新能源的并網(wǎng)消納問題， 通過削峰填谷減小電網(wǎng)的峰谷差率，同時儲能還具有調(diào)頻、 備用、 黑啟動等多種功能。 儲能技術(shù)的應(yīng)用分為集中式和分布式， 集中式儲能系統(tǒng)以大功率、 長時間的供電場景為對象，一般為能量型儲能系統(tǒng)。 集中式儲能主要為抽水蓄能、 壓縮空氣儲能等。 分布式儲能系統(tǒng)的功率從幾千瓦至幾兆瓦不等， 儲能容量一般小于10 MWh， 多接入中低壓配電網(wǎng)或用戶側(cè)。 分布式儲能以電化學(xué)儲能為主要代表， 其安裝地點靈活，與集中式儲能相比， 減少了集中儲能電站的線路損耗和投資壓力。 通過多點分布式儲能形成規(guī)?；膮R聚效應(yīng)， 積極有效地面向電網(wǎng)應(yīng)用， 參與電網(wǎng)調(diào)峰、 調(diào)頻和調(diào)壓等輔助服務(wù)， 將有效提高電網(wǎng)安全水平和運行效率， 同時也能給用戶帶來相應(yīng)的經(jīng)濟效益[1-4]。

1 分布式電化學(xué)儲能的效益分析

1.1 儲能的削峰填谷及發(fā)電容量效應(yīng)

通過對大量分布式儲能進行集群控制， 即采用所謂的“虛擬電廠技術(shù)”可以讓分布式儲能達到大型抽水蓄能電站的效果， 從而實現(xiàn)對整個電力系統(tǒng)的削峰填谷[5-6]。

電力系統(tǒng)的最大裝機容量是根據(jù)最大發(fā)電負荷來定的， 而處于負荷曲線頂端的這部分尖峰負荷持續(xù)時間往往是很短的， 也就是說通過削峰填谷可以減少發(fā)電裝機容量的建設(shè)成本， 按照目前火電機組的平均單位造價約為3 800 元/kW， 這部分費用就可以節(jié)省下來。

利用儲能的削峰填谷效應(yīng)， 可以有效提升整個電力系統(tǒng)發(fā)電機組的運行效率， 按照目前煤電600 MW 主力機組的相關(guān)參數(shù)[7]， 機組平均負荷率提升5%， 機組度電標煤耗可降低2～3 g。 因此大規(guī)模儲能在得到有效調(diào)控下的前提下， 可提高整個電力系統(tǒng)的能效， 具有顯著的效益。

通過削峰填谷還可以替代天然氣機組的調(diào)峰作用， 從而降低天然氣機組的利用小時數(shù)， 降低天然氣機組的壽命損耗和檢修費用， 同時減少天然氣的消耗。

1.2 提供緊急事故備用

隨著特高壓直流的大規(guī)模接入， 作為受端電網(wǎng)由于用直流替代了大量常規(guī)機組， 導(dǎo)致系統(tǒng)轉(zhuǎn)動慣量大幅下降， 系統(tǒng)調(diào)頻容量大量減少， 相同功率的缺額造成電網(wǎng)頻率的跌幅加大， 頻率特性惡化， 低谷時段直流饋入功率較大時頻率穩(wěn)定問題更為突出。 電化學(xué)儲能具有快速啟動的特性，響應(yīng)速度一般為毫秒級， 爬坡能力很強， 從空載到滿載所需的時間是秒級， 作為緊急事故備用，能夠在電力系統(tǒng)發(fā)生事故時第一時間介入， 有效防止電力系統(tǒng)頻率崩潰[8]。

1.3 提高新能源發(fā)電的滲透率

新能源發(fā)電替代傳統(tǒng)化石能源發(fā)電是大勢所趨， 但光伏發(fā)電、 風(fēng)力發(fā)電等綠色新能源因其自身固有的隨機性和間歇性， 不可能像傳統(tǒng)電源一樣可以制定和實施準確的發(fā)電計劃， 這給電網(wǎng)的運行調(diào)度帶來巨大壓力； 同時， 可再生能源的大規(guī)模接入給電網(wǎng)帶來無功、 潮流分布、 調(diào)頻、 調(diào)峰、 電能質(zhì)量等問題， 也會對電網(wǎng)穩(wěn)定運行造成很大影響。 電化學(xué)儲能的應(yīng)用可以彌補間歇性新能源負荷出力隨機的缺點， 有助于平衡負荷波動、減小新能源并網(wǎng)對電網(wǎng)運行的影響， 提高分布式新能源發(fā)電在整個電力系統(tǒng)中的滲透率[9]。

1.4 參與電力系統(tǒng)調(diào)頻

傳統(tǒng)的水電機組和火電機組均由具有旋轉(zhuǎn)慣性的機械器件組成， 將一次能源轉(zhuǎn)換成電能將經(jīng)歷一系列過程， 其參與電網(wǎng)調(diào)頻具有一定的局限性與不足[10]： 例如， 火電機組響應(yīng)時間過長， 不適合參與較短周期的調(diào)頻， 參與二次調(diào)頻的火電機組爬坡速率受限； 水電機組受地域或季節(jié)性影響較大。 而電化學(xué)儲能具有響應(yīng)速度快、 控制精確、 雙向調(diào)節(jié)的優(yōu)勢， 特別適合應(yīng)用于較短周期負荷波動下的動態(tài)調(diào)頻。

1.5 給用戶帶來的經(jīng)濟效益

1.5.1 分時電價管理

目前實行分時電價機制， 以浙江省為例， 大工業(yè)用電、 一般工商業(yè)及其他用電、 農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電的六時段分時電價劃分為： 尖峰時段19：00-21：00； 高峰時段8：00-11：00， 13：00-19：00， 21：00-22：00； 低谷時段： 11：00-13：00， 22：00-次日8：00。用戶可以通過儲能裝置制定自己的用電計劃， 用電價較低時段的電量去滿足電價較高時段的用電需求， 做到低谷時充電， 高峰時放電， 從而通過電價差來降低自身的用能成本[11-13]。

1.5.2 容量電價管理

現(xiàn)行電價實行的是兩部制電價， 即包含了容量電費和電量電費， 例如浙江省的容量電費收取標準為30 元/kVA（按變壓器容量計）或40 元/kVA（按最大需量計）。 如果通過儲能的方式能夠?qū)⒆儔浩鞯淖罡哓摵陕士刂圃?5%以內(nèi)， 則可以減少變壓器的容量電費， 從而節(jié)省一定的費用。

1.5.3 提高電能質(zhì)量

通過在用戶側(cè)安裝儲能裝置， 可以有效避免負荷波動或者短時故障引起的電壓波動、 頻率波動、 諧波和功率因數(shù)的影響， 從而保證供電的電能質(zhì)量， 對于生產(chǎn)上對電能質(zhì)量要求較高的用戶是具有重要意義的。

2 電化學(xué)儲能用戶側(cè)削峰填谷經(jīng)濟性的實用判據(jù)

2.1 電化學(xué)儲能系統(tǒng)的構(gòu)成及其成本

電化學(xué)儲能系統(tǒng)主要包含蓄電池本體、 BMS（蓄電池管理系統(tǒng)）、 PCS（雙向變流器）、 EMS（能量管理系統(tǒng)）等。 表1 為各類型電化學(xué)儲能成本構(gòu)成[14]。

表1 各類型電化學(xué)儲能成本構(gòu)成（元·Wh-1）

2.2 全生命周期儲能系統(tǒng)的度電成本計算

全生命周期儲能系統(tǒng)度電成本為：

式中： C度電為系統(tǒng)蓄電成本； S0為系統(tǒng)初始投資成本； SC為系統(tǒng)殘余價值； Q 為儲能全生命周期所發(fā)總電量。

一般系統(tǒng)殘余價值考慮蓄電池的殘值和儲能PCS 的殘值兩方面， 其計算公式為：

式中： k1為儲能PCS 的殘值率； k2為蓄電池的殘值率； SPCS為儲能雙向逆變器的初始價值； Sbattry為蓄電池的初始價值。

在滿負荷等時長的運行情況下， 全生命周期總電量的計算公式為：

式中： Pmax為儲能系統(tǒng)最大輸出功率； T 為每天的放電時長； D 為年運行天數(shù)； m 為儲能系統(tǒng)運行壽命； λ 為儲能系統(tǒng)容量年衰減率。

2.3 等效電價差

由于儲能系統(tǒng)的PCS 存在轉(zhuǎn)換效率， 蓄電池充放電時存在庫倫效率， 這就導(dǎo)致了放電電量總是小于充電電量， 假設(shè)充放電的轉(zhuǎn)換效率為η，那么等效電價差的計算公式為：

式中： C放電為放電時電價；C充電為充電時電價。

通過比較儲能系統(tǒng)全生命周期度電成本與等效電價差概念， 可以給出儲能經(jīng)濟性的簡單判據(jù)， 當(dāng)C等效＞C度電， 即當(dāng)前等效電價差大于儲能系統(tǒng)度電成本時， 儲能系統(tǒng)具有一定的經(jīng)濟性。

3 鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池應(yīng)用于用戶側(cè)削峰填谷的經(jīng)濟性分析

以建設(shè)一座1 MW/2 MWh 的分布式儲能電站為例， 對鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池削峰填谷差價套利進行經(jīng)濟性分析比較。

3.1 鉛碳電池經(jīng)濟性分析

3.1.1 邊界條件[15]

（1）鉛碳電池系統(tǒng)的整體效率按85%計。

（2）DOD（放電深度）按70%計。

（3）鉛碳電池的系統(tǒng)殘值率按照25%計。

（4）PCS 對蓄電池的壽命比取2。

（5）鉛碳電池循環(huán)壽命取2 800 次， 使用年限取8 年（“兩充兩放”模式下需重置一次電池）。

（6）鉛碳電池的年容量衰減率取2.5%。

（7）鉛碳儲能系統(tǒng)單位造價按1 300 元/kWh計。

（8）電價按照浙江省2017 年10 kV 大工業(yè)用電分時電價標準， 即尖峰電價1.082 4 元/kWh， 高峰電價0.900 4 元/kWh， 低谷電價0.416 4 元/kWh。

3.1.2 經(jīng)濟性指標分析

“一充一放”模式下： 全壽命周期系統(tǒng)的度電成本為0.543 7 元/kWh； 等效電價差為0.592 4元/kWh； 儲能系統(tǒng)IRR（內(nèi)部收益率）為1.53%。

“兩充兩放”模式下（中間置換一次電池）： 全壽命周期系統(tǒng)度電成本為0.481 2 元/kWh； 等效電價差為0.501 5 元/kWh； 儲能系統(tǒng)IRR 為1.58%。

3.1.3 商業(yè)化應(yīng)用條件分析（以IRR＞8%為基準）

（1）在電池壽命及電價不變的情況下， “一充一放”系統(tǒng)造價需低于1 050 元/kWh， “兩充兩放”系統(tǒng)造價需低于1 180 元/kWh。

（2）在成本及電價不變的情況下， “一充一放”系統(tǒng)的循環(huán)壽命需達到5 000 次， “兩充兩放”系統(tǒng)的循環(huán)壽命需達到3 500 次。

（3）在成本及電池壽命不變的情況下， “一充一放”系統(tǒng)需要等效電價差達到0.8 元/kWh， “兩充兩放”系統(tǒng)需要等效電價差達到0.6 元/kWh（尖峰時段與峰值時段的平均值）。

3.2 磷酸鐵鋰電池經(jīng)濟性分析

3.2.1 邊界條件[16]

（1）磷酸鐵鋰電池系統(tǒng)的整體效率按90%計。

（2）DOD 按90%計。

（3）逆變器對蓄電池的壽命比取2。

（4）磷酸鐵鋰電池循環(huán)壽命取2 800 次， 使用年限取8 年（“兩充兩放”模式下需重置一次電池）。

（5）磷酸鐵鋰電池的年容量衰減率取2.5%。

（6）電價按照浙江省2017 年10 kV 大工業(yè)用電分時電價。

（7）磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)的單位造價按2 000元/kWh 計。

3.2.2 經(jīng)濟性指標分析

“一充一放”模式下： 全壽命周期系統(tǒng)的度電成本為0.811 0 元/kWh； 等效電價差為0.619 7元/kWh； 儲能系統(tǒng)IRR 為-6.24%。

“兩充兩放”模式下（中間置換一次電池）： 全壽命周期系統(tǒng)度電成本為0.757 1 元/kWh； 等效電價差為0.528 7 元/kW； 儲能系統(tǒng)IRR 為-17.95%。

3.2.3 商業(yè)化應(yīng)用條件分析（以IRR＞8%為基準）

（1）在電池壽命及電價不變的情況下， “一充一放”系統(tǒng)造價需低于1 200 元/kWh， “兩充兩放”系統(tǒng)造價需低于1 300 元/kWh。

（2）在成本及電價不變的情況下， “一充一放”系統(tǒng)的循環(huán)壽命需達到7 000 次， “兩充兩放”系統(tǒng)的循環(huán)壽命需達到5 600 次。

（3）在成本及電池壽命不變的情況下， “一充一放” 系統(tǒng)需要等效電價差達到1.07 元/kWh，“兩充兩放”系統(tǒng)需要等效電價差達到0.86 元/kWh（尖峰時段與峰值時段的平均值）。

3.3 經(jīng)濟性分析結(jié)論

（1）目前在浙江省無論是鉛碳電池儲能還是磷酸鐵鋰電池儲能， 在用戶側(cè)削峰填谷應(yīng)用場景下均不具有商業(yè)化運營的條件。

（2）由于鉛碳電池存在較大的殘值， 故目前鉛碳電池比磷酸鐵鋰電池更加接近商業(yè)應(yīng)用。

（3）技術(shù)層面而言， 鋰電池還有較大的提升空間， 循環(huán)壽命有望進一步提高， 造價會進一步下降； 而鉛碳電池受原材料鉛的影響， 造價下降空間有限， 且鉛碳電池循環(huán)壽命提高有限， 故從發(fā)展前景來看， 磷酸鐵鋰電池要優(yōu)于鉛碳電池。

（4）隨著技術(shù)的發(fā)展及電價政策的優(yōu)化， “兩充兩放”的模式會更加優(yōu)于“一充一放”模式。

3.4 儲能系統(tǒng)補償措施建議

以總投資財務(wù)IRR 達到8%為基準， 給出2種充放電模式在目前條件下的初裝補貼（一次性）、容量補貼及度電補貼建議， 見表2、 表3。

表2 “一充一放”模式下電化學(xué)儲能補償建議

表3 “兩充兩放”模式下電化學(xué)儲能補償建議

4 結(jié)語

目前要實現(xiàn)分布式電化學(xué)儲能的商業(yè)化運行， 一方面要降低儲能的成本， 提高儲能的循環(huán)壽命， 另一方面要制定合理的電價機制。 此外如果能將大量的分布式儲能進行統(tǒng)一的調(diào)控， 將給整個電力系統(tǒng)帶來諸多的潛在效益， 對于這部分價值需要探索合理的商業(yè)模式， 分布式儲能的收益應(yīng)該是多方面的， 而不是單一地局限于峰谷差價套利的盈利模式。