常穎 孫立寧

在我國對可再生能源的大力倡導(dǎo)及扶持政策的推動下，新能源產(chǎn)業(yè)迅猛發(fā)展，近年來我國風(fēng)電和光伏裝機規(guī)模迅速擴大，并網(wǎng)容量快速攀升。然而，以風(fēng)能、太陽能為代表的新能源發(fā)電系統(tǒng)，因受自然（風(fēng)、光）條件影響，具有波動性和間歇性，控制及調(diào)節(jié)難度大，大規(guī)模的并網(wǎng)，會給電網(wǎng)安全穩(wěn)定帶來影響，故其并網(wǎng)容量受到限制，導(dǎo)致我國新能源發(fā)電項目棄光、限電等現(xiàn)象屢見不鮮。

儲能作為電網(wǎng)中一種優(yōu)質(zhì)、靈活的調(diào)節(jié)資源，可進行大容量快速充、放電，可有效地滿足新能源大規(guī)模接入和用戶用能方式升級帶來的系統(tǒng)平衡新需求。儲能系統(tǒng)改變了電能生產(chǎn)、輸送和使用同步完成的傳統(tǒng)模式，使得實時平衡的“剛性”電力系統(tǒng)變得更加“柔性”，提高了電網(wǎng)運行的安全性、經(jīng)濟性和靈活性。

儲能技術(shù)種類繁多，特點各異。從儲能介質(zhì)類型來看，儲能大致可分為機械類儲能（抽水蓄能電站、飛輪儲能和壓縮空氣儲能）、電氣類儲能（超級電容儲能、超導(dǎo)儲能）、電化學(xué)類儲能（鋰離子電池、液流電池、鉛碳電池）、化學(xué)類儲能（氫儲能）。以鋰離子電池為代表的電化學(xué)儲能在我國發(fā)展迅速，鋰離子電池主要分為磷酸鐵鋰體系、三元鋰體系和鈦酸鋰體系。其中磷酸鐵鋰電池由于其能量密度高、循環(huán)壽命長、自放電率低、能量轉(zhuǎn)化率高、可快充快放等優(yōu)點，已被大規(guī)模應(yīng)用在電網(wǎng)和新能源的配套建設(shè)中。

1 項目概況

以某大型光伏配套儲能項目為例，對儲能配置容量進行計算分析。案例項目位于天津市濱海新區(qū)近海海域,占海域面積約7.0 km2，光伏裝機容量為622.8 MWp。項目主要任務(wù)是給位于光伏場區(qū)附近的某化工廠（下面簡稱A工廠）提供生產(chǎn)用電。在光伏發(fā)電時段，光伏場區(qū)除了向A工廠供電，還將多余電量存入儲能蓄電池，在非光伏發(fā)電時段再將儲存電能釋放，做到光伏所發(fā)電能盡量多的被A工廠消納。同時還可加強儲能系統(tǒng)的時間管理，利用電網(wǎng)電價差獲取收益。本項目配套儲能系統(tǒng)選用磷酸鐵鋰電化學(xué)體系。

A 工廠為24 h生產(chǎn)運行模式，年運行小時數(shù)大于8 000 h，A 工廠用電負(fù)荷為32 萬kW·h，負(fù)荷常年基本穩(wěn)定。為了便于分析和計算，假設(shè)A工廠在一天當(dāng)中的任意時段負(fù)荷恒定，全年運行。

2 儲能的應(yīng)用模式

我國電化學(xué)儲能的應(yīng)用模式主要分為3類：電網(wǎng)側(cè)儲能、電源側(cè)儲能和用戶側(cè)儲能。電網(wǎng)側(cè)儲能用于電網(wǎng)的削峰填谷、一次調(diào)頻等；電源側(cè)儲能主要作用是電源側(cè)調(diào)頻和促進新能源消納；用戶側(cè)儲能具有降低配電網(wǎng)負(fù)荷峰值，保證供電可靠性，降低企業(yè)用電成本，利用電價差獲取收益等功能。

案例工程的儲能系統(tǒng)是與光伏項目配套建設(shè)的，并且可服務(wù)于用電企業(yè)，因此同時具備電源側(cè)儲能和用戶側(cè)儲能的性質(zhì)和功能。

3 儲能容量的計算

3.1 最大儲能容量的計算

“最大儲能容量”是一個理論計算值，即按光伏電站多年平均最大發(fā)電月份中日均最大發(fā)電量下不產(chǎn)生棄光所需要的儲能容量。

由于太陽總輻射量在不同季節(jié)（月份）存在巨大差異，對光伏電站發(fā)電量有很大影響。以發(fā)電量最大月份5月的發(fā)電量（天津地區(qū)）作為計算數(shù)據(jù)來確定儲能容量上限，通過專業(yè)的分析軟件，將案例工程日發(fā)電量分解為每時的發(fā)電量進行分析。

圖1為5月份5：00—19：00時的日平均光伏場區(qū)發(fā)電量、A工廠用電量和儲能量曲線。儲能容量、發(fā)電量及用電量三者之間的關(guān)系為：儲能容量=發(fā)電量-用電量（為便于分析，未計及蓄電池充、放電損耗）。經(jīng)計算，一天當(dāng)中儲能量最大時段在11：00—12：00時，容量約為61.3 MW·h，全天儲能容量約為165.76 MW·h。從理論上說，如果按照61.3 MW/165.76 MW·h的功率/容量去配置儲能，則光伏場區(qū)全年無棄光現(xiàn)象。

圖1 每小時發(fā)電量、用電量及儲能量關(guān)系

但對于實際工程而言。由于最大儲能容量是按照一年當(dāng)中發(fā)電量最大的月份進行測算的，按此儲能容量去配置儲能顯然是不合理的案例。工程一年當(dāng)中其他月份的儲能容量統(tǒng)計見表1。

表1 各月份待儲能容量 kW·h

可見，如果以5月份的儲能量來配置儲能容量，在其他月份中儲能系統(tǒng)無法達到滿充狀態(tài)，甚至在9月—翌年1月期間，將沒有剩余電量進行存儲，按照“最大儲能容量”方式配置顯然造成了儲能資源的浪費。另外，現(xiàn)階段儲能系統(tǒng)的市場價格為1.2~1.5元/（kW·h），居高不下的價格也阻礙了儲能容量的提高。

拓展儲能系統(tǒng)的收益范圍是提高儲能收益和儲能容量的必要途徑。

3.2 儲能系統(tǒng)收益分析

本項目儲能系統(tǒng)具有電源側(cè)和用戶側(cè)2種性質(zhì)，儲能收益包括以下幾個部分：（1）儲新能源電力收益，由于儲能設(shè)施的建設(shè)而避免棄光的補償性電費收益；（2）電價差套利收益，用戶側(cè)儲能電站在負(fù)荷低谷且電價較低時對儲能裝置充電，在負(fù)荷高峰且電價較高時放電，利用電網(wǎng)的電價差獲利；（3）容量費收益，如A工廠由專用配電變壓器供電，每月需按照其申請用電的最大需量交納基本電費。安裝儲能系統(tǒng)后，可減少用戶的峰值負(fù)荷數(shù)值，進而減少了每月的容量電費；（4）電力需求側(cè)響應(yīng)收益，在電力供應(yīng)緊張、電網(wǎng)嚴(yán)重故障或系統(tǒng)安全可靠性存在風(fēng)險時，電力用戶接收到供給側(cè)發(fā)出的減少負(fù)荷的服務(wù)補償通知后，改變其固有的用電方式，達到減少或者推移某時段的用電負(fù)荷的響應(yīng)，從而維護用電秩序平穩(wěn)的短期行為。

由此可知，由于儲能系統(tǒng)在電網(wǎng)中的獨特作用，儲能系統(tǒng)的收益是多種多樣的。由于容量費收益及電力需求側(cè)響應(yīng)收益涉及到各地用電政策和不同電網(wǎng)的要求，計算比較復(fù)雜，本案例僅分析前2種收益。

3.3 儲能平衡容量

在以上分析的基礎(chǔ)上，提出“儲能平衡容量”的概念，即在理論上存在一個容量使得儲能系統(tǒng)的造價和收益兩者的費用相等，即儲能的造價和收益達到平衡，此時儲能容量稱為“儲能平衡容量”。

經(jīng)過分析計算，可得出如下結(jié)論：

（1）當(dāng)配置的儲能容量＜“儲能平衡容量”時，儲能造價＜儲能收益，則儲能收益與儲能造價的差額為正值，建設(shè)儲能系統(tǒng)可以獲得正收益。

（2）當(dāng)儲能容量＞“儲能平衡容量”時，儲能造價＞儲能收益，則儲能收益與儲能造價的差額為負(fù)值，建設(shè)儲能系統(tǒng)面臨虧損。

（3）當(dāng)儲能容量=“儲能平衡容量”時，儲能造價=儲能收益，此時儲能收益與造價的差額為0，則這個可使儲能收益與造價的差額為0的容量即可以作為項目配套儲能容量的上限。

4 收益計算

4.1 儲能收益

計算使用數(shù)據(jù)：A工廠以0.78元/（kW·h）（投資方與用電企業(yè)簽訂電力收購合同中的價格）收購光伏發(fā)電廠和儲能系統(tǒng)提供的電力，儲能造價按照1.4元/（kW·h），儲能系統(tǒng)運營期與光伏項目統(tǒng)一為25年，考慮期間更換1次電池，價格不變。儲能系統(tǒng)年放電衰減系數(shù)按0.98 計，每日充放電各1 次，計算過程中不考慮放電深度的影響。

配置不同儲能容量時所對應(yīng)的棄光量、避免棄光量和儲能收益的數(shù)據(jù)見表2。

表2 棄光量，避免棄光量和儲能收益

4.2 電價差套利收益

4.2.1 運行模式的制定

確定儲能系統(tǒng)的運行方式是計算儲能收益的前提，假設(shè)儲能系統(tǒng)在2—8月期間儲能系統(tǒng)進行正常的充放電運行，在發(fā)電時段由光伏場區(qū)向蓄電池進行充電，非發(fā)電時段由儲能裝置向A工廠供電；在9月—翌年1月之間采用電價差套利模式運行，在電價谷時段從電網(wǎng)購電向蓄電池充電，在電價峰時段由儲能裝置向A工廠供電。

4.2.2 計算公式

利用電價差年收益可表示為：

式中——儲能在第ih的放電功率，kW；

Mi——i時段的電價，元/（kW·h）；

n——儲能年投運次數(shù)。

4.2.3 電價差套利計算

可知9月—翌年1月，共153 d，谷時段在0：00—8：00時，電費暫按0.427 kW·h計，A工廠的收購電價仍然使用0.78元/（kW·h）。理論上假設(shè)儲能系統(tǒng)在每天的谷段內(nèi)將儲能容量從0 MW·h充至滿載165.76 MW·h，然后在高峰電價時間段將電能釋放到電網(wǎng)。則第一年的峰谷價差收益為894.49萬元。

由上述算法可計算出，25 年電價差套利的收益，可見表3。

表3 9月—翌年1月電價差套利的收益（儲能容量165.76 MW·h）

4.2.4 儲能平衡容量的計算

以相同的運行方式和計算方法可計算出不同儲能容量的電價差套利收益，將電價差收益與表2儲能收益疊加，并將收益總和與儲能造價進行對比，對比結(jié)果可見表4。

表4 不同儲能容量收益對比

由表4可知，如果以最大儲能容量165.76 MW·h來配置儲能，儲能系統(tǒng)的造價將大于儲能收益的總和，收益與造價的差額為-3 189.13萬元，可見以最大儲能容量165.76 MW·h來配置儲能從經(jīng)濟性的角度考慮并不合理。

實際上，在運行方式和相關(guān)參數(shù)確定的前提下，可以計算出儲能系統(tǒng)的儲能平衡容量，表中顯示本案的儲能平衡容量在44.68 MW·h 和146.98 MW·h之間，通過插值法反復(fù)試算，得出儲能平衡容量接近120 MW·h。

4.2.5 外部條件變化對“儲能平衡容量”的影響

在上述外部條件一定的前提下，本案例的儲能平衡容量接近于光伏裝機容量的19.3%。但隨著外部條件的變化，儲能平衡容量和占比將會發(fā)生很大變化。企業(yè)收購電價、谷電價、儲能造價和運行方式均是儲能平衡容量比較敏感的因素。

在其他外部條件不變的前提下，表5可體現(xiàn)出企業(yè)收購電價的變化對儲能平衡容量的影響，表6可體現(xiàn)出儲能造價的變化對儲能平衡容量的影響：

表5 不同收購電價下儲能平衡容量對比

表6 不同儲能造價下儲能平衡容量對比

由表5 和表6 可知：當(dāng)企業(yè)收購電價以0.1 元/（kW·h）為一檔變化時，電價每變化一檔，都會對儲能平衡容量計算值產(chǎn)生很大的影響，電價越高，儲能平衡容量增長的幅度越大；同樣，當(dāng)儲能造價以0.2 元/（kW·h）為一檔變化時，也會對儲能平衡容量產(chǎn)生較大的影響，但其影響程度要小于電價變化對儲能平衡容量的影響程度，可知電價是影響儲能平衡容量變化最為敏感的因素。

5 結(jié) 語

本文提出了“儲能平衡容量”的計算方法，并用此方法較為準(zhǔn)確地為案例項目計算出符合其投資企業(yè)內(nèi)部收益標(biāo)準(zhǔn)的儲能容量，為企業(yè)的決策提供了依據(jù)；儲能系統(tǒng)的收益受到企業(yè)收購電價、電網(wǎng)售電電價、系統(tǒng)本身的造價及系統(tǒng)運行方式等因素的影響，其中電價是影響“儲能平衡容量”變化最為敏感的因素；開展儲能系統(tǒng)多種收益模式的應(yīng)用，擴大企業(yè)自建儲能系統(tǒng)的收益范圍，是促進企業(yè)開發(fā)儲能設(shè)施的必要途徑。

另外，儲能容量的確定，除了根據(jù)理論方法計算外，還應(yīng)遵守項目所在地的儲能政策，從項目通過電網(wǎng)審批的角度去配置容量。以天津地區(qū)為例，規(guī)模超過50 MW的風(fēng)電、光伏項目要承諾配套建設(shè)一定比例的儲能設(shè)施或提供相應(yīng)的調(diào)峰能力。目前，光伏項目要求配置的儲能容量為裝機容量的15%，放電時間為2 h。

新能源項目儲能系統(tǒng)容量的確定，當(dāng)以國家和地區(qū)的儲能政策為指引，并與理論計算結(jié)果相結(jié)合，為業(yè)主的決策提供支撐。隨著電力交易市場化的完善，用戶側(cè)儲能對電力系統(tǒng)側(cè)的響應(yīng)收益也將逐漸落實，需求響應(yīng)收益將按照每年響應(yīng)的次數(shù)、時間、響應(yīng)功率進行核算，屆時儲能系統(tǒng)的收益還會有所增漲。