保伟中 王一依 唐志军 陈思哲

（1.江苏龙源风力发电有限公司 2.龙源（北京）风电工程设计咨询有限公司3.龙源（北京）风电工程设计咨询有限公司 4.南京南瑞继保工程技术有限公司）

0 引言

电力处于现代能源的核心位置，在实现“碳中和”目标的电力清洁化趋势下，由发电侧-电网侧-用电侧组成的“源-网-荷”结构逐步转变成“源-网-荷-储”的结构，储能将贯穿整个电力系统。储能是指通过介质或者设备将能量储存起来，在需要的时候再释放出来的过程。它是电力系统中关键的一环，且可以应用在发电、输电、配电、用电的任何一个环节和场景。储能主要是指电能的储存，可分为机械储能、电化学储能、化学储能、热储能及电磁储能等，其中机械储能是最成熟，成本最低的储能方式，常见的有抽水蓄能电站、飞轮储能、压缩空气储能等。然而，长期以来，储能居高不下的建设成本以及国家扶持政策的不明朗极大地影响了储能电站的建设力度。

2022年6月，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，成为继《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》、《“十四五”可再生能源发展规划》之后，2022年国家层面出台的第三份明确提及储能在电力系统应用的政策文件。显然，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场，充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务，已经成为储能电站建设的催化剂。然而储能电站如何实现盈利，将采用何种运行策略依然有待进一步分析梳理。

本文立足国家相关储能政策，介绍储能系统主流的峰谷套利、需量控制、提供调峰调频服务等集中盈利模式，针对某个储能电站项目的实际运营情况开展盈利模式测算分析，并对储能系统的商业化运行前景进行分析和展望。

1 储能电站盈利模式

储能系统主流盈利模式包括峰谷套利、需量控制、调峰调频增值服务等。

1.1 峰谷套利

所谓峰谷套利，即利用储能的能量存储功能，将谷时的电能存储起来并在峰时释放出来，通过峰谷电价差获取收益。为提高收益，有时也会考虑平时段充电峰时段放电，获得峰平价差收益。利用峰谷价差套利是目前用户侧储能最主要的盈利方式。2021年，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4∶1，其他地方原则上不低于3∶1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。峰谷价差的拉大，为用户侧储能蓄热行业大规模发展奠定了基础。表1为2021年江苏省峰谷电价价差一览表。研究表明，峰谷价差达到0.7元／kWh时，储能的收益率达到9.82%。

表1 2021年江苏省峰谷电价价差

储能系统参与一个完整充放电循环的峰谷套利收益如下：

式中，EW为储能电站一天内的高峰低谷电价差套利收益（元）；Q为储能电站的容量（kWh）；DOD为储能电站的充放电深度（%）；分别为t时刻的充电与放电价格（元／kWh）；ηdis、ηch分别为储能电站的放电和充电效率（%）。

1.2 需量费用

两部制电价下，电费主要由基本电费和电量电费组成，其中需量电费属于基本电费的方式之一。储能系统因其在功率调节方面的灵活性，在需量控制方面有着天然的优势。需量控制的收益根据需量电费的计算方式不同主要分为以下两种：

（1）需量申报方式

需量申报方式即用户每个月预先申报下个月的最大需量，然后再根据下个月的实际需量进行收费。

式中，ED为月需量费用（元）；Dplan为核定需量（kW）；Dactual为实际需量（kW）；pD为需量电价（元／kW）。

（2）按时收取方式

该种方式即根据实际使用情况收取需量费用，其计算公式如下：

1.3 辅助服务

为应对新能源出力波动、风光等弱惯量系统对电网安全稳定运行造成的影响，我国2021年底印发《电力辅助服务管理办法》，提出了爬坡、快速频率响应、转动惯量等新型辅助服务，在国外成熟电力市场中，随着新能源占比逐步提高，新型辅助服务交易品种也逐步被纳入电力市场体系，以体现系统灵活性资源的调节价值。本文仅考虑传统的调峰和调频两种服务辅助在储能电站中的应用模式。

1）调峰服务。储能电站的调峰服务收入即为其响应电网指令，在尖峰负荷时放电使用，在电力富余时充电使用。调峰服务的直接收益除峰谷价差外，还包括辅助服务补偿等。

2）调频服务。储能电站的调频服务收入主要来自电网对其参与调频量进行的补偿费用，目前国内的调频示范案例均为依据调节里程补偿。其补偿计算方法如下所示：

式中，Ef为储能系统第m天的总补偿收益（元）；为储能系统第m天的综合性能指标；Dm为储能系统第m天的调频深度；为调频补偿标准。

2 储能电站全寿命周期年均成本模型

2.1 电池循环寿命

储能电站内电池的寿命循环次数受温度、放电功率、充放电状态转换及放电深度（Depth Of Discharge，DOD）等因素的影响。电池的放电深度与循环次数的关系可视为在倍率不变的条件下降低放电深度能够延长电池寿命，同样的寿命周期可以输出更多的能量，对寿命循环次数的影响较大。本文以某型号的铅酸电池参数为依据，计算电池的循环寿命次数。该电池在不同放电深度阶段对应的寿命循环次数如表2所示。

表2 不同放电深度阶段对应的寿命循环次数

电池下降至容量的80%时的循环次数和电池运行过程中每日循环次数直接决定了电池储能的循环寿命年限，以放电深度和日循环次数为变量的电池寿命可表示为

式中，m为电池可用年限；N为寿命循环次数。

2.2 全寿命周期年均成本

储能系统全寿命周期年均成本由电池成本、变换器成本、设备维护成本和回收价值构成，可表示为：

式中，C为储能系统全寿命周期年均成本；Ci1为电池投资成本；Ci2为变换器投资成本；Cm为设备维护成本；Crec为回收价值；eq为容量单价；Pm为储能最大功率；ei2为变换器功率单价；γ为回收系数。

3 用户侧储能电站算例分析

某工业园区计划安装储能系统，通过峰谷套利和需量控制等方式降低园区能源支出，提高经济效益。

3.1 能源数据

该园区分为A、B两个分区，分区A、B的典型日负荷曲线如下图所示。

图 园区典型日负荷曲线示意图

由上图可知，园区A整体负荷较大，但相对平稳；园区B负荷较小，但呈现明显的“峰高谷低”特征。另外，该园区为35kV电压接入，采用两部制电价（需量计费），具体如表3所示。

表3 电价信息表

由表1可知，该地区非夏季峰谷价差为0.724元／kWh，夏季峰谷价差为0.849元／kWh。从全年来看，当地峰谷价差属于较高水平，安装储能系统具有较高收益。

3.2 储能配置及运行模式

综合考虑两个分区的负荷情况、场地因素、并网接入难度等因素，分区A配置500kW／2MWh的磷酸铁锂储能系统1套，分区B配置500kW／1.75MWh的磷酸铁锂储能系统2套。该项目设计运营年限为15年，项目中期需更新电芯一次，项目所采用锂电池储能系统的循环寿命为5000次（容量80%以上）。

项目运行模式主要考虑以下两个方面：

1）储能系统运行不能增加园区的用电需量。

2）在满足不增加需量的前提下，系统应充分利用每天的峰时段进行放电。

本项目夏季采用“三充三放”模式，非夏季采用“两充两放”模式，系统的运行模式如表4所示。

表4 储能电站运行模式

3.3 运营结果分析

本项目初期投入约为900万，第八年更换电芯费用约为250万元，以储能电站投运第一年为例，在不同放电深度的情况下，其收益情况如表5所示。

表5 储能电站收益情况

由上表可见，依据锂离子电池循环寿命随放电深度增加呈指数下降的趋势，当储能系统放电深度较大时，如表中放电深度为70%、80%的情况，循环寿命降低过快，将出现电池更换成本，从而增大年均成本，经济性较差。合理控制放电深度将有效控制储能系统成本，创造出盈利机会，从表中数据看，放电深度越小，如50%、60%时，越能够获得盈利。

按储能电站15年的设计寿命与取50%的放电深度进行测算，以现有电价政策保持不变的情况下，则该储能电站在其规定的使用年限内的静态收益情况见表6。

表6 储能电站收益情况

根据系统的收益数据，可得系统的项目税前内部收益率为9.79%，税前静态回收期约为8.79年。由此可知，本储能电站项目具有较好的经济性。