中國儲能網(wǎng)訊：文/保偉中 王一依 唐志軍 陳思哲，江蘇龍源 龍源(北京)風電工程設計咨詢公司 南京南瑞繼保，
電力處于現(xiàn)代能源的核心位置，在實現(xiàn)“碳中和”目標的電力清潔化趨勢下，由發(fā)電側－電網(wǎng)側－用電側組成的“源－網(wǎng)－荷”結構逐步轉變成“源－網(wǎng)－荷－儲”的結構，儲能將貫穿整個電力系統(tǒng)。儲能是指通過介質或者設備將能量儲存起來，在需要的時候再釋放出來的過程。它是電力系統(tǒng)中關鍵的一環(huán)，且可以應用在發(fā)電、輸電、配電、用電的任何一個環(huán)節(jié)和場景。
儲能主要是指電能的儲存，可分為機械儲能、電化學儲能、化學儲能、熱儲能及電磁儲能等，其中機械儲能是最成熟，成本最低的儲能方式，常見的有抽水蓄能電站、飛輪儲能、壓縮空氣儲能等。
然而，長期以來，儲能居高不下的建設成本以及國家扶持政策的不明朗極大地影響了儲能電站的建設力度。2022年6月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》，成為繼《關于促進新時代新能源高質量發(fā)展實施方案》、《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》之后，2022年國家層面出臺的第三份明確提及儲能在電力系統(tǒng)應用的政策文件。顯然，加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網(wǎng)調(diào)峰，加快推動獨立儲能參與中長期市場和現(xiàn)貨市場，充分發(fā)揮獨立儲能技術優(yōu)勢提供輔助服務，已經(jīng)成為儲能電站建設的催化劑。然而儲能電站如何實現(xiàn)盈利，將采用何種運行策略依然有待進一步分析梳理。
本文立足國家相關儲能政策，介紹儲能系統(tǒng)主流的峰谷套利、需量控制、提供調(diào)峰調(diào)頻服務等集中盈利模式，針對某個儲能電站項目的實際運營情況開展盈利模式測算分析，并對儲能系統(tǒng)的商業(yè)化運行前景進行分析和展望。
1儲能電站盈利模式
儲能系統(tǒng)主流盈利模式包括峰谷套利、需量控制、調(diào)峰調(diào)頻增值服務等。
1.1峰谷套利
所謂峰谷套利，即利用儲能的能量存儲功能，將谷時的電能存儲起來并在峰時釋放出來，通過峰谷電價差獲取收益。為提高收益，有時也會考慮平時段充電峰時段放電，獲得峰平價差收益。利用峰谷價差套利是目前用戶側儲能最主要的盈利方式。2021年，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4∶1，其他地方原則上不低于3∶1，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。峰谷價差的拉大，為用戶側儲能蓄熱行業(yè)大規(guī)模發(fā)展奠定了基礎。表1為2021年江蘇省峰谷電價價差一覽表。
研究表明，峰谷價差達到0.7元/kWh時，儲能的收益率達到9.82%。儲能系統(tǒng)參與一個完整充放電循環(huán)的峰谷套利收益如下:
1.2需量費用
兩部制電價下，電費主要由基本電費和電量電費組成，其中需量電費屬于基本電費的方式之一。儲能系統(tǒng)因其在功率調(diào)節(jié)方面的靈活性，在需量控制方面有著天然的優(yōu)勢。需量控制的收益根據(jù)需量電費的計算方式不同主要分為以下兩種:
(1)需量申報方式
需量申報方式即用戶每個月預先申報下個月的最大需量，然后再根據(jù)下個月的實際需量進行收費。
1.3輔助服務
為應對新能源出力波動、風光等弱慣量系統(tǒng)對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行造成的影響，我國2021年底印發(fā)《電力輔助服務管理辦法》，提出了爬坡、快速頻率響應、轉動慣量等新型輔助服務，在國外成熟電力市場中，隨著新能源占比逐步提高，新型輔助服務交易品種也逐步被納入電力市場體系，以體現(xiàn)系統(tǒng)靈活性資源的調(diào)節(jié)價值。本文僅考慮傳統(tǒng)的調(diào)峰和調(diào)頻兩種服務輔助在儲能電站中的應用模式。
1)調(diào)峰服務。儲能電站的調(diào)峰服務收入即為其響應電網(wǎng)指令，在尖峰負荷時放電使用，在電力富余時充電使用。調(diào)峰服務的直接收益除峰谷價差外，還包括輔助服務補償?shù)取?
2)調(diào)頻服務。儲能電站的調(diào)頻服務收入主要來自電網(wǎng)對其參與調(diào)頻量進行的補償費用，目前國內(nèi)的調(diào)頻示范案例均為依據(jù)調(diào)節(jié)里程補償。其補償計算方法如下所示:
2儲能電站全壽命周期年均成本模型
2.1電池循環(huán)壽命
儲能電站內(nèi)電池的壽命循環(huán)次數(shù)受溫度、放電功率、充放電狀態(tài)轉換及放電深度(DepthOfDischarge，DOD)等因素的影響。電池的放電深度與循環(huán)次數(shù)的關系可視為在倍率不變的條件下降低放電深度能夠延長電池壽命，同樣的壽命周期可以輸出更多的能量，對壽命循環(huán)次數(shù)的影響較大。本文以某型號的鉛酸電池參數(shù)為依據(jù)，計算電池的循環(huán)壽命次數(shù)。該電池在不同放電深度階段對應的壽命循環(huán)次數(shù)如表2所示。
電池下降至容量的80%時的循環(huán)次數(shù)和電池運行過程中每日循環(huán)次數(shù)直接決定了電池儲能的循環(huán)壽命年限，以放電深度和日循環(huán)次數(shù)為變量的電池壽命可表示為：
m=N/365n (5)
式中，m為電池可用年限;N為壽命循環(huán)次數(shù)。
2.2全壽命周期年均成本
儲能系統(tǒng)全壽命周期年均成本由電池成本、變換器成本、設備維護成本和回收價值構成，可表示為:
3用戶側儲能電站算例分析
某工業(yè)園區(qū)計劃安裝儲能系統(tǒng)，通過峰谷套利和需量控制等方式降低園區(qū)能源支出，提高經(jīng)濟效益。
3.1能源數(shù)據(jù)
該園區(qū)分為A、B兩個分區(qū)，分區(qū)A、B的典型日負荷曲線如下圖所示。
由上圖可知，園區(qū)A整體負荷較大，但相對平穩(wěn);園區(qū)B負荷較小，但呈現(xiàn)明顯的“峰高谷低”特征。另外，該園區(qū)為35kV電壓接入，采用兩部制電價(需量計費)，具體如表3所示。
由表1可知，該地區(qū)非夏季峰谷價差為0.724元/kWh，夏季峰谷價差為0.849元/kWh。從全年來看，當?shù)胤骞葍r差屬于較高水平，安裝儲能系統(tǒng)具有較高收益。
3.2儲能配置及運行模式
綜合考慮兩個分區(qū)的負荷情況、場地因素、并網(wǎng)接入難度等因素，分區(qū)A配置500kW/2MWh的磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)1套，分區(qū)B配置500kW/1.75MWh的磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)2套。該項目設計運營年限為15年，項目中期需更新電芯一次，項目所采用鋰電池儲能系統(tǒng)的循環(huán)壽命為5000次(容量80%以上)。
項目運行模式主要考慮以下兩個方面:
1)儲能系統(tǒng)運行不能增加園區(qū)的用電需量。
2)在滿足不增加需量的前提下，系統(tǒng)應充分利用每天的峰時段進行放電。
本項目夏季采用“三充三放”模式，非夏季采用“兩充兩放”模式，系統(tǒng)的運行模式如表4所示。
3.3運營結果分析
本項目初期投入約為900萬，第八年更換電芯費用約為250萬元，以儲能電站投運第一年為例，在不同放電深度的情況下，其收益情況如表5所示。
由上表可見，依據(jù)鋰離子電池循環(huán)壽命隨放電深度增加呈指數(shù)下降的趨勢，當儲能系統(tǒng)放電深度較大時，如表中放電深度為70%、80%的情況，循環(huán)壽命降低過快，將出現(xiàn)電池更換成本，從而增大年均成本，經(jīng)濟性較差。合理控制放電深度將有效控制儲能系統(tǒng)成本，創(chuàng)造出盈利機會，從表中數(shù)據(jù)看，放電深度越小，如50%、60%時，越能夠獲得盈利。
按儲能電站15年的設計壽命與取50%的放電深度進行測算，以現(xiàn)有電價政策保持不變的情況下，則該儲能電站在其規(guī)定的使用年限內(nèi)的靜態(tài)收益情況見表6。
根據(jù)系統(tǒng)的收益數(shù)據(jù)，可得系統(tǒng)的項目稅前內(nèi)部收益率為9.79%，稅前靜態(tài)回收期約為8.79年。由此可知，本儲能電站項目具有較好的經(jīng)濟性。
