刘 尧

(中国大唐集团科学技术研究总院有限公司华东电力试验研究院, 安徽 合肥 230088)

0 引言

储能是支撑新型电力系统构建的重要技术和关键基础装备[1-4]。当前在负荷峰谷差持续拉大、高比例新能源接入形势下，电网调峰能力不足的问题日益凸显[5-7]。依靠火电机组提供调峰服务，存在安全性、经济性诸多限制性因素，无法满足调峰缺口。储能作为重要的灵活性资源，无疑是缓解电网调峰压力的一种有效技术手段。

为调动储能利用积极性，目前已有多个省份明确储能参与地方调峰辅助服务市场的主体地位及补偿机制。在储能参与调峰辅助服务经济性研究方面，文献[7]梳理了国内电化学储能参与调峰辅助服务市场政策及补偿机制；文献[8]建立了常规调峰和储能调峰组合方案的年调峰效益模型；文献[9]分析了东北区域电储能参与调峰辅助服务市场收益与成本组成；文献[10]构建了资源节约侧、社会效益侧、投资侧储能系统参与调峰效益分析模型；文献[11]搭建了储能系统平准化成本评估模型；文献[12]建立了基于减少新能源弃电的储能参与调峰的成本效益分析模型，比较抽水蓄能、压缩空气、电化学储能经济性。

储能参与调峰辅助服务项目作为新兴项目，当前缺乏成熟的经济性评估方法，相关经济效益模型的研究未充分考虑政策和市场环境影响，无法适用于实际项目经济性分析，因此文章提出一种储能参与调峰辅助服务项目经济性评估方法，并以某实际区域为例开展储能调峰经济性分析，为储能参与调峰服务项目投资提供参考。

1 储能参与调峰辅助服务项目经济性评估方法

目前调峰辅助服务市场尚处于初期阶段，存量储能参与调峰辅助服务项目的运行经济收益数据较少，无法为新建项目收益测算提供数据支撑。储能参与调峰辅助服务项目工程造价较高，经济性评估结果直接决定项目最终投资决策及盈亏走向。文章综合考虑调峰辅助服务市场、调峰容量需求空间分析以及基于全寿命周期成本的储能选型等要点，建立储能参与调峰辅助服务项目经济性评估流程，如图1所示。

图1 储能参与调峰辅助服务项目经济性评估流程图

2 储能投资的全寿命周期成本评估

2.1 全寿命周期成本

全寿命周期成本(Life Cycle Cost，简称LCC)分析通常是指项目在整个寿命周期中需要的总费用，它不仅包括项目的初期一次性投入费用，而且涉及到整个寿命周期内的费用[13]。文章将引入全寿命周期成本分析的方法，建立适用于储能电池的LCC模型，并对储能调峰项目投资进行量化分析，为项目投资提供决策依据。

2.2 适用于储能电池的LCC计算模型

储能全寿命周期成本LCC包括系统投资成本、检修维护成本、运行耗能成本、退役处置成本等。由于储能电池循环寿命不同，本次采用等年值法进行经济性评估。其计算基本模型如下：

CLCC=In+Mn+On-Dn

(1)

式中：CLCC为全寿命周期总成本等年值；n为使用年限；In为设备投资成本等年值；Mn为检修维护成本等年值；On为运行耗能成本等年值；Dn为退役处置成本等年值，包括设备更换时处置费用并减去处理时的残值。

2.2.1 设备投资成本

储能项目的投资费用包括储能设备采购费、安装费、调试费等，主要设备采购包括储能电池、储能变流器、其他辅助设备等，基础公式如下：

(2)

式中：I0为项目初投资成本；i为贴现率。

考虑到储能项目运营寿命期间电池需提前更换从而产生更换成本，上述公式可表达为：

(3)

式中：λ为后期更换电池投资的次数；tk为第k次更换电池的年份。

2.2.2 检修维护成本

检修维护费主要包括项目运行周期内维护、部件更换以及人工产生的成本。设备每年检修维护费一般较为固定，可按初投资的比例给出:

Mn=β×I0

(4)

式中：β为检修费用占投资比例系数。

2.2.3 运行耗能成本

运行耗能成本主要为充放电过程中储能系统本体设备、功率转换设备及其他辅助用能设备等产生的能耗造成的运行耗能费用，运行耗能成本主要为电能损耗费，可由储能系统综合效率与储能年处理电量得出。

On=(1-η)×W×P

(5)

式中：η为储能系统综合效率；W为年处理电量，kWh；P为使用电价，元/kWh。

2.2.4 退役处置成本

退役处置成本费用是指当储能电池寿命周期结束时，用于处理电池所支付的费用。设备残值计算中也应转化成等年值计算:

(6)

式中：D0为设备残值现值。

2.3 储能电池LCC模型应用分析

目前应用于项目的主流储能电池主要包括磷酸铁锂电池、铅碳电池、全钒液流电池等，由于电池间的系统效率、充放电深度、循环寿命以及各项经济指标均存在差异，本节将基于LCC分析方法探讨不同类型储能电池全寿命周期费用及多因素影响分析。根据LCC模型计算公式，得出储能各费用等年值，如表1和表2所示。

表1 不同类型储能技术经济指标表

表2 基于LCC不同类型储能各费用等年值表 单位：万元

根据表1和表2可知：(1)就全寿命周期成本而言，磷酸铁锂电池<全钒液流电池<铅碳电池，也与目前市场中磷酸铁锂电池最普遍应用的情况相符。(2)铅碳电池初投资最低，而全寿命周期成本远高于其余两种储能电池，其原因在于LCC模型下铅碳电池的等年值投资成本是磷酸铁锂电池的2.08倍，是全钒液流电池的1.92倍，这也直接说明仅依靠初投资费用对项目方案进行决策分析具有明显的不适用性。(3)铅碳电池和全钒液流电池均具有较高的回收价值。

由于LCC模型中多种技术经济指标会随着市场、技术、环境等因数变化，因此最终全寿命周期成本的结果也会随之不同。

3 调峰辅助服务市场调峰容量需求分析

调峰是保证区域电力实时平衡、稳定运行的必要条件。目前基于电网负荷特性和新能源出力特性分析，区域电网调峰需求容量常大于以火电机组为主的调峰主体提供的基础可调容量，存在调峰需求缺口，因此火电机组必须提供深度调峰辅助服务以提高区域电网可调容量满足调峰平衡。

基于调峰平衡原则本节推出一种测算区域电网深调需求的方法，用以评估区域电网调峰辅助服务市场形势，调峰平衡原则只考虑区域内平衡，只计区域内平衡机组和区域外协议电源分给区域内的容量，并以保证全力消纳区域内光伏、风电新能源为原则，主要测算步骤如下。

3.1 确定区域内火电机组日开机容量

计算公式如(7)所示。

Pi,t=max{Pd+Pb,d-Pn,d-Pw,d-Po,d}

(7)

式中：Pi,t为火电机组日开机容量；Pd为电力系统日逐时负荷；Pb,d为系统备用容量，包括负荷备用和事故备用；Pn,d为新能源日逐时发电出力；Pw,d为协议外来电出力；Po,d为区域内生物质、水电、燃机等顶峰电源出力。

3.2 确定可参与深度调峰火电机组容量

计算公式如(8)所示。

Pj,t=Pi,t-Pk,t

(8)

式中：Pj,t为可参与深度调峰火电机组容量；Pk,t为无法参与深度调峰机组容量。目前可提供深度调峰服务主要是容量超过135 MW的火电机组，因此无法参与深度调峰机组一般包括小容量火电机组与当日自计划等固定出力机组。

3.3 确定参与深度调峰火电机组基本调峰的最小出力

计算公式如(9)所示。

Pl,t=αPj,t

(9)

式中：Pl,t为参与深度调峰火电机组基本调峰的最小出力；α为基本调峰的最小负荷率。

3.4 测算电网深度调峰容量需求

(1)判断电网是否存在深度调峰容量需求

通过负备用来衡量电网是否存在深度调峰容量需求。负备用计算公式如(10)所示。

β=Pd-Pn,d-Pw,d-Po,d-Pk,t-Pl,t

(10)

式中：β为负备用。

当β<负调峰裕度(系统给定的固定值)，则存在深度调峰容量需求，反之则无。

(2)测算深度调峰容量需求

若存在深度调峰需求，则深度调峰需求容量测算公式如(11)所示。

Pm=|β-m|

(11)

式中：Pm为深度调峰需求容量，m为负调峰裕度。

4 某地区储能参与调峰辅助服务市场经济性分析

本节以独立储能项目参与某地区深度调峰辅助服务市场为例，测算项目经济效益。

4.1 地区调峰辅助服务市场情况

该区域已发布电力调峰辅助服务市场运营规则，并试运行电力调峰辅助服务市场。依据规则，有偿调峰基准值为额定容量的50%。深度调峰交易采用阶梯式报价，具体报价分档如表3所示。

表3 深度调峰交易分档报价表

单位统计周期内，燃煤火电机组深度调峰补偿费用计算公式如下：

Fi=QiPi

(12)

式中：Fi为发电单元i深度调峰补偿费用；Qi为发电单元i深度调峰调用电量；Pi为发电单元i深度调峰结算价格。

4.2 区域深度调峰需求评估

4.2.1 地区用电负荷分析

如图2所示，为该地春、夏、秋、冬四季典型日逐时负荷特性曲线，通过分析可知，区域负荷随季节变化幅度大，最大负荷出现在夏季，冬季负荷最低，电力系统呈现2个低谷2个高峰特性，其中低谷时段分别在白天中午时段(12：00—14：00)和夜间时段(0：00—5：00)，高峰时段有短时早高峰和晚高峰(持续时间均较短约2小时)，且日最高负荷一般发生在晚高峰。结合区域新能源日出力特性，中午时段、夜间低谷时段时全网存在深调需求概率最大，因此选取两个典型时段展开深度调峰容量需求分析。

图2 全年四季典型日逐时负荷特性曲线图

4.2.2 深度调峰容量评估

调峰平衡原则：

(1)调峰平衡原则只考虑区域内平衡，只计区域内平衡机组和区域外协议电源分给区域内的容量。

(2)系统负荷备用取2%，事故备用5%，预留500 MW负调峰裕度。

(3)结合光伏、风电出力曲线分析，中午时段光伏发电出力按80%容量，风电按30%考虑，夜间低谷时段风电按70%考虑。

(4)提供深度调峰服务的为容量超过135 MW的火电机组，基本调峰的最小负荷率为50%。

(5)常规水电顶峰容量按丰水期(春、秋季)出力率85%，枯水期(夏、冬季)出力率40%考虑。生物质发电出力系数取0.8。

根据上述四季典型日负荷分析、调峰平衡原则以及上一章区域调峰辅助服务市场需求分析方法，可针对该地区电网调峰容量展开分析，得出电网调峰容量评估，如表4所示。

由表4可以看出：(1)对于夜间谷段，春、夏、秋、冬四季电网均具有较大的深调容量需求，其中夏季最小为825 MW，冬季需求最大为9 397 MW；(2)对于夏季深调容量需求，区域火电机组Ⅰ档深度调峰能力已满足；对于春、秋、冬季深调容量需求，区域火电机组Ⅱ档火电最大可供深度调峰仍无法满足；(3)基于火电机组运行经济性、可靠性考虑，目前机组深调报价多集中在前两档区间，当机组最大可供深调容量仍无法满足需求时，则需要采取新能源限电、火电停机调峰等方式。

表4 电网调峰容量评估表 单位：MW

4.3 储能参与深调市场经济效益测算

地区电网一独立储能参与调峰示范项目建设规模50MW/100MWh，采用磷酸铁锂电池方案，项目总投资预计2.5亿元，现开展项目经济效益测算。

4.3.1 储能报价分析

根据当地运营规则，公用电储能可以分放电降功率和充电加功率不同情况报价。深度调峰调用时，电储能与燃煤火电机组同台竞争，相同报价时优先调用燃煤火电机组。

由上节分析可知，地区电网存在深调容量需求，甚至在分时段存在较大的调峰缺口，储能参与调峰辅助服务具体报价策略建议如下：

(1)电网深调容量需求<火电机组出力率45%提供可深调容量，为保证深调市场中标率，储能充电加功率报价和放电降功率报价建议低于火电机组Ⅰ档报价；

(2)火电机组出力率45%提供可深调容量<电网深调容量需求<火电机组出力率50%，报价建议取0.3元/kWh；

(3)火电机组出力率40%提供可深调容量<电网深调容量需求，报价建议可直接取0.8元/kWh。

根据表4可以看出，春、秋、冬典型日夜间谷段出现深调需求时，均可直接报价0.8元/kWh。

4.3.2 储能电站收益

根据4.1节机组有偿深度调峰收益计算公式可算出储能参与调峰收益，按每天折算深充深放1次计算。储能年调峰收益S的计算参照以下公式：

(13)

式中：S为储能年调峰收益，万元;CFi为不同充电调峰报价，本次充电调峰报价，CF1、CF2分别为0.2元/kWh、0.8元/kWh；QFi为充电调峰电量，取100 MWh；nF1、nF2为每日折算深充次数，均取1；λF1、λF2分别为充电调峰电价1、充电调峰电价2对应的调用天数，根据各季典型日深调需求情况，分别取80、240天；CDi为不同放电调峰报价，本次放电调峰报价CD1、CD2分别为0.2元/kWh、0.8元/kWh；Pd为放电调峰电量，取50 MWh；nD1、nD2为每日折算参与调峰深放次数，取1；λD1、λD2分别为放电调峰电价1、放电调峰电价2对应的调用天数，根据各季典型日深调需求情况，分别取80、240天；η为储能电站利用系数，均取0.75。

由上计算可得储能电站年调峰收益S=2 340万元。考虑到项目投资及后期储能更换成本，若年调峰收益不变，储能参与电网侧调峰项目投资回收期税后13.5年。

5 结论

文章提供了一种储能参与调峰辅助服务项目经济性评估分析方法，综合考虑调峰辅助服务市场、区域调峰容量需求空间、储能电池选型等要点，适用于实际储能调峰项目的经济性分析。在区域新能源容量、消纳权重的背景下，储能电站年调峰收益也将随着区域调峰缺口增加而增加。此外，同时参与调峰调频、共享储能租赁等方式也是改善储能项目经济性重要方式。