李 浩

（廣東電網(wǎng)能源投資有限公司，廣東 廣州 510000）

0 引言

2018年，在全球新增投運電化學儲能項目中，依然是用戶側(cè)的裝機規(guī)模最大，為1 530.9 MW，占比43%，集中式可再生能源并網(wǎng)和輔助服務(wù)領(lǐng)域分列二、三位，占比分別為26%和17%[1]。電源側(cè)儲能通過聯(lián)合火電機組參與調(diào)頻市場獲取收益，參照國外經(jīng)驗，儲能達到一定規(guī)模后調(diào)頻市場將出現(xiàn)飽和[2]。受“電儲能設(shè)施不得納入輸配電定價成本”的影響，在沒有新的產(chǎn)業(yè)政策刺激及市場化回報機制落地前，預期電網(wǎng)側(cè)儲能增長將放緩[3]。目前，國內(nèi)用戶側(cè)儲能隨著電池成本的降低及電力市場機制的完善，用戶側(cè)儲能項目將逐漸具備投資價值[4]。

1 用戶側(cè)儲能商業(yè)模式及發(fā)展趨勢

廣義的用戶側(cè)儲能是根據(jù)儲能應用場景劃分，指在電網(wǎng)公司與用戶產(chǎn)權(quán)分節(jié)點以外（用戶端）應用的儲能系統(tǒng)，包括微電網(wǎng)、光儲發(fā)電、獨立儲能等多種應用。本文研究的用戶側(cè)儲能是指安裝在用戶端且能夠按照現(xiàn)有的市場機制收回投資成本，并產(chǎn)生一定收益的獨立儲能系統(tǒng)[5]。

1.1 用戶側(cè)儲能商業(yè)模式

儲能系統(tǒng)安裝在負荷端可以保證電能質(zhì)量和供電的安全、穩(wěn)定性，減少電壓波動對電能質(zhì)量的影響。用戶側(cè)儲能針對傳統(tǒng)負荷可實施削峰填谷、需求響應和需量電費管理等。削峰填谷適用于高峰時段用電量大的用戶，是目前最為普遍的商業(yè)化應用，通過“谷充峰放”降低用電成本；需求響應通過響應電網(wǎng)調(diào)度，幫助改變或推移用電負荷獲取收益；需量管理通過削減用電尖峰，降低需量電費。

用戶側(cè)儲能主要應用于分時電價管理、容量費用管理、電能質(zhì)量管理、需求側(cè)響應等場景[6]。

單純依靠配置儲能去降低用戶需量不具備經(jīng)濟性，而峰谷套利場景只能削減電價高峰時段一定的負荷量，但用戶的最大用電負荷可能出現(xiàn)在電價高峰時段（電價高峰時段一般不超過8 h）以外的其他時段，因此利用儲能進行容量費用管理只存在某些特定的場景，不具備普適性。利用儲能為用戶進行電能質(zhì)量管理也無明確的回報機制，為用戶進行分時電價管理獲得峰谷套利收益是用戶側(cè)儲能比較單一的收益來源。

需求側(cè)響應依賴地方政策，參與電力需求側(cè)響應的用戶需接入省級電力需求側(cè)管理在線監(jiān)測平臺。目前，江蘇電力需求側(cè)響應實施模式較為成熟，通過尖峰電價年度增收的電費?？顚Ｓ?，用于獎勵參與電力需求側(cè)響應的用戶[7]。

江蘇、山東、河南等地已啟動了需求側(cè)響應工作，通過需求側(cè)響應轉(zhuǎn)移高峰電力負荷，廣東也在近期啟動了需求側(cè)響應試點工作。各地明確鼓勵擁有儲能設(shè)施的用戶和充電樁運營商參與響應，參照目前的補貼情況，用戶側(cè)儲能參與需求側(cè)響應的收益顯著高于同期參與峰谷套利的收益，能夠通過參與需求側(cè)響應改善項目的投資收益。

1.2 用戶側(cè)儲能發(fā)展趨勢

英國、德國、美國等分布式儲能已呈現(xiàn)出“免費午餐”、虛擬電廠、云儲能等多種模式[8]。文獻[9]分析了云儲能運行機制及商業(yè)模式。英國Limejump公司通過其虛擬電廠平臺管理著超過120 MW儲能電站，通過平臺統(tǒng)一參與電網(wǎng)需求側(cè)響應、調(diào)頻、平衡服務(wù)等，以使各站點收益最大化。通過能源管理系統(tǒng)將分布式儲能“點”資源凝聚起來，為這些儲能系統(tǒng)增加虛擬電廠的功能，交易商將虛擬電廠的容量融入現(xiàn)有的能量庫，向系統(tǒng)運營商提供一次調(diào)頻控制備用和其他交易產(chǎn)品。文獻[10]介紹了德國為支持包括光伏儲能系統(tǒng)在內(nèi)的各項儲能設(shè)施建設(shè)，在2013年政府設(shè)立了一系列儲能補貼政策支持計劃，該政策為戶用儲能設(shè)備提供資額30%的補貼。大規(guī)模的保障性補貼推動了德國新能源產(chǎn)業(yè)超常規(guī)發(fā)展，但也同時大幅度地提高了電價，且最終由電力消費者承擔。2000年德國電力零售價格為14歐分/（kW·h），而到了2013年，這一數(shù)據(jù)提升為29歐分/（kW·h），政策的“過度支持”也向“適度支持”逐步轉(zhuǎn)變?？焖傧陆档膬δ芟到y(tǒng)成本、不斷攀升的居民零售電價和持續(xù)的用戶側(cè)儲能安裝補貼政策支持等因素，推動著德國用戶側(cè)儲能市場的發(fā)展，自發(fā)自用也成為用戶的必然選擇。

國內(nèi)對于多個儲能集約化管理的虛擬電廠應用處于起步階段，隨著電力需求側(cè)響應政策落地、電力市場交易品種的不斷豐富，用戶側(cè)儲能有望以“虛擬電廠”形式獲得更多的市場化盈利渠道[11]。

2 用戶側(cè)儲能項目經(jīng)濟性分析

經(jīng)濟性分析主要是通過內(nèi)部收益率對項目投資收益進行評估，通過收益評估判斷項目投資價值、容量配置、充放電策略等，并重點關(guān)注影響項目收益的關(guān)鍵因素。

2.1 經(jīng)濟評價模型

2.1.1 項目收入

單純峰谷套利應用場景，項目收益來源主要為儲能電站谷充峰放的套利收益，第t年現(xiàn)金收入為

其中，Kc為儲能系統(tǒng)整體剩余容量；D為年有效利用天數(shù)；η為系統(tǒng)轉(zhuǎn)換效率；ni為峰谷或峰平循環(huán)次數(shù)；ΔPi為峰谷或峰平價差；π為購入電價；Pf為購入電量。

2.1.2 項目成本

項目成本分為初始投資、運維成本、保險等，通常年運維成本可按照年均營收2%估算，保險費用年支出按照初始投資0.2%估算，儲能系統(tǒng)的初始投資成本主要由功率成本和容量成本構(gòu)成，項目初始投資C0包含儲能系統(tǒng)設(shè)備、材料、集成及施工等費用。

其中，kp為電能轉(zhuǎn)換設(shè)備單位造價，元/kW；PESS為換流器功率；kE為電池系統(tǒng)單位造價，元/（kW·h）；EESS為電池系統(tǒng)容量；n為電池儲能系統(tǒng)循環(huán)壽命；i為儲能項目投資收益率；O為電纜及其他材料費用；I為系統(tǒng)集成及施工費用。

儲能裝置的年運行維護費用與其運行狀況有關(guān)，可表示為

其中，Cm為輸出1 kW·h電能的運行維護成本；Q為儲能系統(tǒng)年輸出電量。

儲能系統(tǒng)循環(huán)壽命是其成本分析中的另一重要參量。儲能系統(tǒng)的循環(huán)壽命，即標稱容量降至儲能電池初始額定容量的80%時電池的完整充放電循環(huán)次數(shù)。影響電池循環(huán)壽命的主要因素包括極端溫度、過度充放電、充放電深度DOD（depth of discharge）及充放電速率。儲能系統(tǒng)在標準充放電電流、電壓、溫度下工作時，其循環(huán)壽命與充放電深度存在函數(shù)關(guān)系，其使用壽命年限為

其中，Tlife為對應DOD下儲能系統(tǒng)的循環(huán)壽命；Lcyc-year為年充放電循環(huán)次數(shù)。

2.1.3 經(jīng)濟性評價模型

運營年份t凈現(xiàn)金流為

其中，Ct_out為該年現(xiàn)金流出，包含當年運維、保險等費用支出，以及當年實繳增值稅、增值稅附加稅費、企業(yè)所得稅等稅費。

2.2 影響項目收益的關(guān)鍵因素分析

通過上述經(jīng)濟評價模型，在一定的邊界條件下分析影響項目經(jīng)濟性的主要因素，包括峰谷價差、初始投資、系統(tǒng)年有效運行天數(shù)、系統(tǒng)容量衰減特性及損耗等。

邊界條件：系統(tǒng)采用“兩充兩放”、一年工作350 d運行模式（運行10 a，充放電7 000次，系統(tǒng)容量衰減至70%），充電效率90%，放電效率95%，投資方獲得儲能系統(tǒng)峰谷價差收益的90%。

2.2.1 項目初始投資

表1為按照上述邊界條件測算的儲能系統(tǒng)單位造價為1 600元/（kW·h）（包含設(shè)備、系統(tǒng)集成、施工、調(diào)試等費用）時，在廣東部分地區(qū)的投資500 kW/2（MW·h）用戶側(cè)儲能項目的內(nèi)部收益率。

表1 廣東各地用戶側(cè)儲能投資內(nèi)部收益率

由表1可知，在廣東各地區(qū)當前電價條件下，用戶側(cè)儲能項目僅依靠兩充兩放模式進行峰谷套利收益不理想。在廣州、珠海、佛山、中山、東莞、江門等峰谷價差較大區(qū)域，項目初始投資的單位造價控制在1 400元/（kW·h）以下時，才具備投資價值（內(nèi)部收益率大于7%）。

電池系統(tǒng)造價占項目初始投資比例約60%～70%，國內(nèi)磷酸鐵鋰電池產(chǎn)業(yè)的規(guī)?；l(fā)展，使得儲能系統(tǒng)成本下降趨勢明顯，同時儲能系統(tǒng)產(chǎn)品的標準化也有利于降低儲能系統(tǒng)成本。

2.2.2 峰谷價差

為縮短項目投資回收期，采用磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)通常根據(jù)區(qū)域分時電價時段特點，采用每日多次充放電循環(huán)的策略[12]。除在“（電價）谷段充電、峰段放電”外，還利用“（電價）平段充電、峰段放電”，以在一天內(nèi)實現(xiàn)多次充放電循環(huán)。因此，峰谷價差、峰平價差都將影響項目的投資收益。

江蘇峰谷價差比廣東高0.056 1元，約8.02%；峰平價差比廣東高0.032 4元，約8.19%。由于峰谷價差、峰平價差的差異，投資500 kW/2（MW·h）用戶側(cè)儲能項目，江蘇年平均收益比廣東高4.45萬元，項目內(nèi)部收益率比廣東高將近2個百分點。相較于江蘇，廣東10 kV大工業(yè)峰谷、峰平價差有進一步拉大的空間。

廣東省發(fā)改委明確“鼓勵完善峰谷電價政策，加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引導電力削峰填谷，優(yōu)化電力資源配置。利用峰谷電價差、輔助服務(wù)補償?shù)仁袌龌瘷C制，促進儲能發(fā)展”[13]。

2.2.3 系統(tǒng)年有效運行天數(shù)

1年運行周期內(nèi)，儲能系統(tǒng)按照設(shè)定的運行策略完成完整充放電循環(huán)的天數(shù)，為系統(tǒng)年有效運行天數(shù)。年有效運行天數(shù)與用戶生產(chǎn)特性、工作制等有關(guān)，同時受配變負荷檢修、節(jié)假日等因素影響。在項目前期階段可通過安裝負荷監(jiān)控裝置，分析用戶用電特性進行預判，或者通過調(diào)研用戶經(jīng)營狀況、負荷特點、生產(chǎn)規(guī)律等進行評估。

2.2.4 容量衰減及系統(tǒng)損耗

儲能系統(tǒng)的容量衰減直接影響年峰谷套利收益，是影響項目收益的關(guān)鍵因素。一般認為，用于峰谷套利的磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)，標稱容量降至不低于初始額定容量的70%時仍可繼續(xù)使用。系統(tǒng)容量衰減的主要影響因素有單體電池衰減特性，系統(tǒng)一致性，充放電電流、溫度，放電深度等。文獻[14]研究了單體電池不一致性對儲能系統(tǒng)整體性能的影響，并說明了具備充放電均衡控制策略的鋰電池儲能系統(tǒng)能夠很好地改善單體電壓不一致性變化。

系統(tǒng)損耗是衡量一個充放電循環(huán)發(fā)生的能量損耗，與系統(tǒng)設(shè)計（設(shè)備選型、散熱、自用電等）、電纜長度等因素有關(guān)，一般認為設(shè)計的儲能系統(tǒng)損耗應小于15%（即轉(zhuǎn)換效率應不低于85%）。

2.3 經(jīng)濟效益分析

2.3.1 低儲高發(fā)運行效益

在合適的系統(tǒng)容量下，儲能系統(tǒng)在負荷低谷、電價低谷時段或平段儲存電量，而在負荷較高、電價高峰時放出電量[15]。將系統(tǒng)在這種運行模式下由分時電價而獲得的收益年值定義為低儲高發(fā)運行效益，表示為

其中，Cα為儲能系統(tǒng)“低儲高發(fā)”運行效益，元；η為儲能系統(tǒng)的充放電效率；n為分時電價的時段數(shù)；πi為第i時段的電價；Pi為第i時段系統(tǒng)的充放電功率；Δti為時間間隔。

在電價給定的情況下，系統(tǒng)此時的運行效益與其容量、充放電的效率以及充放電策略有關(guān)。

2.3.2 環(huán)境效益

將儲能系統(tǒng)的環(huán)境效益定義為儲能系統(tǒng)替代火電機組所減少的污染物（懸浮顆粒物等）排放產(chǎn)生的效益。因此，系統(tǒng)的環(huán)境效益為

其中，Cβ為儲能系統(tǒng)的環(huán)境效益，元；πei為第i項污染物的環(huán)境價值，元/kg；n為污染物總數(shù)；Si為第i項污染物的排放量，kg；CI為凈化裝置的投資成本。

3 用戶側(cè)儲能容量配置策略

用戶側(cè)儲能系統(tǒng)容量的設(shè)計需考慮不同區(qū)域分時電價的時段特性，并依據(jù)用戶的負荷特點進行配置，本節(jié)給出一種恒功率充放電儲能系統(tǒng)的容量配置方法。

3.1 基本原則

用戶側(cè)儲能利用分時電價政策，電價谷段或者平段存儲電量，電價高峰時段放出電量供用戶使用，同時獲取價差收益。系統(tǒng)容量配置的基本原則如下：每天盡可能多地利用電價峰段進行循環(huán)充放電；保證在電價高峰時段儲能系統(tǒng)深度放電時，放出的電量用戶能夠完全消納；為降低系統(tǒng)造價，儲能系統(tǒng)優(yōu)先考慮通過配變0.4 kV母線并網(wǎng)。

3.2 配置方法

容量的配置與區(qū)域內(nèi)峰谷電價時段劃分密切相關(guān)，假設(shè)電價高峰時段為T1、T2、T3，且峰段時長T1

a）導入配變負荷數(shù)據(jù)，確定儲能系統(tǒng)初始功率Pref，即電價峰段配變可消納基礎(chǔ)負荷，Pref需滿足

b）校驗儲能系統(tǒng)充電時，配變負荷是否超過其允許運行的功率上限M，即

c）若Pref不滿足要求，依步長Δl減小Pref，結(jié)合儲能逆變器功率選型，直到找到滿足條件b）的功率PESS。

d）確定儲能系統(tǒng)配置容量

其中，DOD為系統(tǒng)設(shè)計的充放電深度，與采用的電池有關(guān)，磷酸鐵鋰的充放電深度80%～85%，鉛炭電池的充放電深度65%～70%。

4 結(jié)論

a）用戶側(cè)儲能發(fā)展?jié)摿Ψ浅４?，但若僅僅是單純依賴峰谷套利的用戶側(cè)應用對成本極為敏感。隨著需求側(cè)管理及電力市場的不斷完善，用戶側(cè)儲能有望獲得多重收益，多個儲能電站集約化管理的虛擬電廠也將獲得市場化的盈利渠道。

b）相較于江蘇，廣東峰谷價差有進一步拉大的趨勢，在廣東用戶側(cè)儲能項目投資優(yōu)先選擇廣州、珠海、佛山、中山、江門等峰谷價差較大的區(qū)域。

c）峰谷、峰平價差，初始投資（項目單位造價），系統(tǒng)年有效運行天數(shù)，系統(tǒng)容量衰減特性及效率是影響用戶側(cè)儲能項目經(jīng)濟性的關(guān)鍵因素，項目投資需優(yōu)選電價條件較好的區(qū)域，重點評估系統(tǒng)年有效運行天數(shù)，設(shè)計需重點關(guān)注系統(tǒng)衰減性能、效率等。

d）用戶側(cè)儲能系統(tǒng)容量的設(shè)計需考慮不同區(qū)域分時電價的時段特性，并依據(jù)用戶的負荷特點進行配置，且遵循以下基本原則：系統(tǒng)每天盡可能多地利用電價峰段進行循環(huán)充放電；電價峰段儲能系統(tǒng)深度放電時，放出的電量用戶能夠完全消納；優(yōu)先考慮通過用戶配變0.4 kV母線并網(wǎng)。

e）現(xiàn)階段儲能項目投資優(yōu)先選擇價差較大的區(qū)域，同時注重儲能系統(tǒng)集約化管理，為分布式儲能集中參與電力需求側(cè)響應及電力市場交易提前布局。